管網設施公平開放下的LNG管道代輸模式問題及對策

謝躍輝，袁平凡，奚占東，樊益東，劉思怡，鄭勁

國家管網集團西南管道有限責任公司 油氣計量中心（四川 成都610041）

0 引言

2019年12月9 日，國家石油天然氣管網集團有限公司（簡稱國家管網公司）正式掛牌成立，國家管網公司成立是天然氣體制改革中最為重大和根本性的改革措施，其標志著管道企業將成為獨立的油氣運輸商對外提供管輸服務。天然氣只要滿足管輸標準，就可以通過天然氣管網設施進行輸送，管網設施公平開放將達到一個新的高度。

2018年，我國超過日本成為世界第一大天然氣進口國，LNG進口量超過5 300×104t，占全國天然氣供應總量的26%，LNG已經從調峰氣源轉變為主力氣源之一[1]。目前，國內已建和在建LNG接收站超過20座，基本輻射沿海各省；接收能力超過8 800×104t，已完全滿足進口需要；配套外輸管道逐漸完備，外輸能力不斷增強；LNG到港后氣化外輸已成為出港的主要方式之一。LNG和國內油氣田、跨國管道一樣，已成為天然氣供應的主力軍。隨著管網設施公平開放的持續深入，通過管道企業LNG接收站氣化和管網代理輸送將成為一種新模式，且此模式與LNG到港后通過槽車拉運模式相比，優勢明顯，市場需求強烈，應用前景廣闊。

1 LNG管道代輸模式

國家管網公司成立后，主干管道、部分LNG接收站等油氣管道設施將由國家管網公司管理、運營。國家管網公司本身不采購、銷售油氣，而是作為油氣運輸商按量按運距收取管輸費。隨著LNG貿易興起，LNG管道代輸模式應運而生，即燃氣公司、工業用戶等LNG消費企業采購LNG，到接收站卸貨、氣化成天然氣計量后進入管網，通過管道輸送至城市門站、工業用戶，如圖1所示。此種模式屬于“液接收氣交付”，委托輸送，與LNG到港后其他外運方式相比，有著不占用公路資源，不受天氣影響，可實現連續輸送；輸送過程全密閉，不污染環境；安全風險相對較小；可利用現有管網，投資小等優勢。LNG管道代輸將成為國家管網公司主要利潤來源之一，與其他LNG到港后外運方式對比見表1。

圖1 LNG管道代輸模式示意圖

表1 LNG到港后外運方式對比

2 存在問題及對策

2.1 氣質方面

我國管道內天然氣的體積發熱量最小為33.9 MJ∕m3，最大為45 MJ∕m3，二者間的差異達到31%。若按照體積計量，LNG采購方將由于LNG熱值高于一般管輸天然氣熱值而產生熱值損失[6]。部分LNG接收站為確保外輸天然氣熱值與管輸氣熱值基本一致，在保證天然氣互換性的同時降低熱值損失，通過使用不同熱值LNG混輸、回收高熱值LNG中的輕烴、加注氮氣（液氮）或空氣的方法[7-9]調整天然氣熱值和沃泊指數。

LNG應滿足GB∕T 19204—2020《液化天然氣的一般特性》[10]中的要求，LNG氣化后進入管道的氣體質量應滿足GB 17820—2018《天然氣》[11]和GB∕T 37124—2018《進入天然氣長輸管道的氣體質量要求》[12]的要求。與GB 17820—2018相比，GB∕T 37124—2018不僅要求進入管道的天然氣為一類氣，還對天然氣中的一氧化碳、氫氣、氧氣、水露點、烴露點等提出要求（設置有過渡期，過渡期于2020年12月31日截止）。GB∕Z 33440—2016《進入長輸管網天然氣互換性一般要求》[13]對代表互換性的指標沃泊指數要求變化范圍為42.34～53.81 MJ∕m3，且波動范圍宜≤5%。根據以上規范標準，LNG氣化后通過管道輸送，應嚴格滿足GB∕T 37124—2018的要求，且考慮LNG輕烴含量高，可能通過摻混空氣調整熱值等情況，管道企業應重點關注天然氣的烴露點、氧氣含量、發熱值和沃泊指數，具體詳見表2。

表2 LNG氣化后進入管道氣質要求

2.2 計量方面

國家發展改革委、國家能源局等四部門制定發布《油氣管網設施公平開放監管辦法》，于2019年5月24日起施行，其中第十三條明確了建立天然氣能量計量計價體系的要求，提出門站等天然氣批發環節應以熱量作為貿易結算依據；暫不具備熱值計量條件的站點，應于《油氣管網設施公平開放監管辦法》未實施之日起24個月內實現熱值（能量）計量。鑒于此，能量計量勢在必行。但由于能量計量在管道行業還處于探索階段，未推廣應用，因此，在過渡期內，存在體積計量、能量計量并行的情況[14]。

對于LNG管道代輸模式來說，存在3個計量交接界面，分別為LNG到港卸貨計量交接、LNG氣化后外輸計量交接、天然氣下載計量交接。針對LNG到港卸貨計量交接，由于LNG國際貿易采用能量交接，且管道企業僅提供卸貨、儲存服務，因此，建議采用能量計量，但此計量數據不作為管道企業與LNG采購方貿易交接數據，僅用于對比分析。LNG氣化后外輸計量交接和天然氣下載計量交接為天然氣進出管網系統的兩次計量交接，建議按照對等原則，氣化后外輸計量交接模式與下載計量交接模式需一致；由于LNG發熱值一般較管道氣發熱值高，采用體積計量交接模式時，雙方需就發熱值不一致問題進行磋商。針對發熱值不一致問題，推薦的解決方法為根據發熱值的差值和體積計量交接量，雙方定期協商進行天然氣退補，即由熱值盈利方返還一定體積的天然氣給熱值虧損方[15]。以上3個計量交接界面對比見表3。

表3 LNG管道代輸計量交接界面對比

2.3 工藝運行方面

隨著國家管網公司的成立，管道企業作為油氣運輸商的屬性將愈加凸顯和重要，其作為連接天然氣供給側、需求側的主干“橋梁”，其主要利潤來自管輸費（圖2）。管輸費與管輸距離、管輸量息息相關。中國管道天然氣的基本流向是西氣東輸、俄氣南下和海氣登陸，對于LNG管道代輸來說，其實際輸送流向要服從天然氣管網整體流向，即LNG采購方最終接收到的天然氣未必是在LNG接收站氣化外輸的天然氣，而管輸運距應以LNG接收站與天然氣下載點的管道距離來測算[16]。特別是對于內陸地區的LNG采購方來說，其LNG管道代輸實質上是天然氣資源置換，代輸費用對應于管道企業的資源調配成本。

圖2 天然氣管道輸送各方關系

管道企業的可變成本主要為燃驅壓縮機組、電驅壓縮機組的耗能，因此，確定最佳的天然氣輸送路徑、壓縮機組運行組合對降低可變成本提高利潤至關重要。全國一張網，天然氣進入管網中、從管網中下載最優路徑不再是“兩點之間直線最短”。最優路徑對應管網最優工藝運行方案（表4），即在管網壓力、輸量等滿足安全運行條件的前提下，通過優化工藝流向、壓縮機組運行方式等，在保證供給側天然氣順利上載、需求側順利下載的同時，實現管網總耗能最低。確定管網最優工藝運行方案可通過建立天然氣管網的數字孿生體進行模擬、對比和驗證，給出最優方案；也可以通過互聯互通工程和正反輸改造提高工藝調配的靈活性。

表4 管網最優工藝運行方案關聯條件

3 結論

隨著管網設施公平開放的不斷深入和LNG貿易的興盛，天然氣消費企業購買LNG通過管道企業管網設施卸貨、儲存、氣化、外輸至用氣點的LNG管道代輸模式將成為天然氣運輸新模式。此模式存在的問題及對策如下：

1）LNG氣化后天然氣氣質應滿足GB∕T 37124—2018、GB∕Z 33440—2016中對烴露點、氧氣含量、發熱值和沃泊指數的要求，滿足標準的天然氣才能進入全國天然氣大管網。

2）LNG管道代輸模式存在LNG到港卸貨計量交接、LNG氣化后外輸計量交接、天然氣下載計量交接3個計量交接界面。建議LNG到港卸貨采用能量計量，但不作為LNG采購方與管道企業的計量交接界面，僅用作對比分析；建議LNG氣化后外輸計量交接和NG下載計量交接同時采用能量計量或體積計量，采用體積計量時雙方應對同體積下的熱值差退補達成一致。

3）LNG管道代輸管輸運距應以LNG接收站與天然氣下載點的管道距離來測算。為確保天然氣大管網安全、平穩、高效運行，局部的LNG代輸流向須服從大管網整體流向。管道企業應通過優化工藝流向、壓縮機組運行方式等，在保證包括LNG代輸在內供給側天然氣順利上載、需求側順利下載的同時，實現管網總耗能最低。