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中国LNG汽车网

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页岩油气≠页岩油+页岩气
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管道气定义

天然气(包括油田生产的伴生气)通过输气管道从开采地或处理厂输送到城市配气中心或工业企业用户即被称为管道天然气。利用天然气管道输送天然气,是陆地上大量输送天然气的唯一方式。

除了LNG外,管道气进口将在满足中国的供应需求方面发挥重要作用。中亚是2010年底最重要的管道气来源。中亚一中国管道由中国石油天然气集团公司经营,始于土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境,途经乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦,并连接到第二条西气东输管线,第二条西气东输管线最终将拓展到中国沿海地区,远至达到南方的广东省。

中国天然气管道的真实发展速度将超出现有的各类预期。根据统计,到“十二五末”年,投入营运的全国各级输气干线总里程将达到25万公里,其中涉及国际、省际、城际和气田集输干线共计2,296条(截止2012年12月28日),包括2,182条常规天然气管线和114条非常规天然气(煤制气、煤层气和页岩气)管线。

从2013年底开始,除西藏以外的每个省将有望贯通至少一条年输气能力超过100亿立方米的战略级省际干线。这些战略管线正在把沿途地区的省内供气网络建设推向高潮。更方便的天然气供应就此将惠泽当下中国各地的1,890多个管道燃气特许经营权所有者。下游的压缩天然气、天然气化工和燃气电厂等主流应用亦将获得倍速增加的机遇。

管道气技术

天然气长输管道系统的一般包括输气干管、首站、气压站、中间气体分输站、干线截断阀室、中间气体接收站、请观战、末站(或称城市门站)及辅助系统(通信系统和仪表自动化系统)等。

管道输送是天然气的主要输送方式之一,从油气田井口到最终用户,历经矿场集气、净化、管道、压气站、配气站以及调压计量等形成了一个统一的密闭的输气系统。输气管道一般按其输送距离和经营方式及输送目的分为三类:一是属于油气田内部管理的矿场输气管道,通常称为矿场集气管线;二是隶属某管道输送公司的干线输气管道,通常称为长距离输气管道;三是由原城市煤气公司或其他燃气公司投资建设并经营管理的城市输气管道,通常称为城市输配管网。

1)矿场输气管道

矿场输气管道由采气管线和集气管线组成。根据气田构造、规模及气井分布等可布置成直线或树枝状、环状和放射状管网。

2)干线输气管道

干线输气管道主要由线路和输气站组成,线路包括沿线截断阀、阴极保护站,输气站包括清管站。干线输气管道是连接矿场集气系统和城市门站(或配气站)的纽带,将经过矿场处理后的洁净的天然气送往城市。

3)城市输气管道

城市配气系统主要包括配气站、配气管网及支管、储气库和各类调压站所。它的任务就是从配气站(或称城市门站)开始,通过各级配气管网和气体调压所保质保量地直接向用户供气。

管道气分布

西气东输一、二线工程已经投入使用,三线正在建设中。一线工程起于新疆轮南,终于上海,全长约4000Km;二线工程沿途经过主要省级行政区:起始于新疆,终于广东,总长度为4661Km,输气能力300亿m3/年,三线工程从霍尔果斯-西安段沿西气东输二线平行,把俄罗斯和中国西北部的天然气输往能源需求量庞大的长江三角洲和珠江三角洲地区,计划2014年全线贯穿通气。

四川盆地拥有天然气资源量1.24万亿m3,以四川盆地的天然气为气源地,从龙岗气田-重庆 -贵阳、贵阳-南宁、贵阳-昆明-瑞丽、南宁-广州的川气东送管道网已形成。

以鄂尔多斯盆地煤层气为气源地,以靖边为中心,靖边-西安、靖边-银川、靖边-东胜-包头-呼和浩特的鄂尔多斯盆地煤层气外送网已形成。

除陆上天然气运输管道外,海气登陆亦可将离岸天然气运输至经济发达的沿海地区。中国海洋石油总公司正计划建设南北跨省沿海天然气管道网络系统,覆盖环渤海经济区、长江三角洲地区及珠江三角洲地区。

海气登陆建成后,可将位于锦州附近的辽东湾、天津附近的渤海西、上海附近的平湖、南海附近的崖城及广西北部湾的离岸气田出产的天然气输送至经济发达的沿海地区。中国初步形成了以西气东输一线、西气东输二线以及陕京线等管道为主干,以兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级天然气基干管网。同时川渝、华北、长三角洲等地区已经形成相对完善的区域管网。

大型储罐设计相关标准
储备站现状
随着中国天然气消费量的增长,储气和调峰的需求日益迫切:至2012年末,全国在役的天然气储气库有效工作气量总和为73.39亿立方米,相当于全国20.8天的天然气消费量。至“十二五”末年,全国天然气的消费量有望接近3000亿立方米,按一个月的储气量计算,中国需要近250亿立方米工作气量的储气库投入运营——而天然气消费的实际峰谷周期要求的理想储气量将远大于这一数字。

为了实现此目标,截止2012年12月28日,全国在建和可行性分析中的新储气库(群)共18座,投产后将新增超过325亿立方米的有效工作储气量,至此全国总工作储气量将接近400亿立方米。

储备站技术

LNG的储存环节是储备站的核心,LNG储存罐造价昂贵,对单一储备站而言,其投资约占总投资的70%以上,因此,合理选择LNG储存方式非常重要。

1、储存压力

1)带压低温储存:高压储存适用于LNG的少量储存,高压储罐容积较小,承压能力较高,罐内LNG的蒸发率较低,即使因环境漏热蒸发掉部分LNG而使罐内压力有一定程度的升高,因为储罐能耐高压,仍可继续安全储存LNG,而不必排放蒸发气体或增设再液化设备。

2)常压低温储存:常压储存的压力一般为15~30KPa,LNG低温常压储存,具有经济性较好,储存量大是低温带压储存方法无法比拟的优点。常压低温储罐的容积一般较大,结构简单,但承压能力较低,蒸发率较高,大型储备站常为此增设再液化设备,将蒸发气体再液化后重新储存。

2、拦蓄方式

LNG储存按拦蓄方式划分,可分为单容罐、双容罐和全容罐。

英国标准 BS 7777 针对低温储罐提出三种设计模式:单层封拦设计(单容罐)、双重封拦设计(双容罐)和完全封拦设计(全容罐)。目前工程上常采用双重封拦设计和完全封拦设计。国内接收站的LNG储罐均为完全封拦设计。完全封拦设计是指内罐及外罐均具有承装冷液的功能,在正常情况下冷液体储存在内罐,当内罐发生泄漏时,外罐能起到拦截、储存冷液的作用。

大型储罐设计相关标准
LNG产业园概述

整个LNG产业链大致可以分为三段,每段都包括几个环节。

第一段:LNG产业链的上游,包括勘探、开发、净化、分离、液化等几个环节。

第二段:中游,包括装卸船运输,终端站(包括储罐和再气化设施)和供气主干管网的建设。

第三段:下游,即最终市场用户,包括联合循环电站,城市燃气公司,工业炉用户,工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站,天然气作为汽车燃料的加气站用户,以及作为化工原料的用户等等。这些用户,大部分是通过干线管网供气的,也可以是通过LNG冷储罐箱运输-再气化供气的。

天然气联合循环电站加上输、变电网的投资,大约1万元/kW;1GW(100万kW)的电站,需要配套投资约100亿元;分别由电力公司和电网公司承担。大城市燃气系统高、中、低压各级管网和调压站的建设和改造,也需要数以十亿元计的资金。

工业炉用户,工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站,天然气作为汽车燃料的加气站建设以及相应的发动机改造的配套投资,也都是相当大的数目。此外,罐箱运输的车队和罐箱的投资,用户端气化站的投资,也应属于下游的投资。由此可见,整个LNG产业链的项目总投资,至少在千亿元人民币的规模。

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