發布時間：2018-12-06所屬分類：科技論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要：截至2017年底，我國長輸天然氣管道總里程約7.7104km，干線管網總輸氣能力超過2800108m3/a。西北、東北、西南和東南沿海四大天然氣進口通道已陸續開通，國內基干天然氣管網已基本形成，部分區域性天然氣管網正逐步完善。未來一段時間內，干線管道將實現
摘要：截至2017年底，我國長輸天然氣管道總里程約7.7×104km，干線管網總輸氣能力超過2800×108m3/a。西北、東北、西南和東南沿海四大天然氣進口通道已陸續開通，國內基干天然氣管網已基本形成，部分區域性天然氣管網正逐步完善。未來一段時間內，干線管道將實現互聯互通、關鍵設備和控制系統國產化將全面推廣。在論述了我國天然氣管道行業快速發展的同時，也針對干線管網存在調運難度加大、天然氣管道壓縮機組利用率偏低、配套儲氣庫儲氣能力不足等問題，提出了相關建議。
關鍵詞：天然氣管道,建設現狀,發展趨勢,問題及建議
1我國天然氣管道建設現狀
截至2017年底，我國長輸天然氣管道總里程達到7.7×104km，其中，中國石油天然氣股份有限公司(簡稱中國石油)所屬管道占比約69%、中國石油化工股份有限公司(簡稱中國石化)占比約8%、中國海洋石油總公司(簡稱中國海油)占比約7%、其他公司占比約16%，干線管網總輸氣能力超過2800×108m3/a。
2017年，我國新建成天然氣管道主要包括中俄東線天然氣管道試驗段、陜京四線天然氣管道(簡稱陜京四線)、西氣東輸三線天然氣管道(簡稱西三線)中衛—靖邊聯絡線，以及如東—海門—崇明島、長沙—瀏陽、蘭州—定西等天然氣管道，長度超過2000km。我國進口天然氣管道陸續開通，國家基干管網基本形成，部分區域性天然氣管網逐步完善，非常規天然氣管道蓬勃發展，“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經形成，互聯互通相關工作正在全面開展。
1.1天然氣進口通道
1.1.1西北天然氣進口通道
2014年5月31日，中亞C線天然氣管道(簡稱中亞C線)建成投產，該管道與已建中亞A線天然氣管道(簡稱中亞A線)、中亞B線天然氣管道(簡稱中亞B線)主體并行敷設，管道長度1830km，管徑1219mm，設計輸氣能力250×108m3/a。已建中亞A線、中亞B線、中亞C線三條管道輸氣能力達550×108m3/a，截至2017年底，輸氣總量達2030×108m3。中亞D線天然氣管道已完成工程設計工作，并于2014年9月在塔吉克斯坦舉行了項目開工儀式，該管道設計輸氣能力為300×108m3/a，有望在“十四五”初建成投產。
1.1.2西南天然氣進口通道
2013年7月28日，中緬天然氣管道開始向我國供氣。該管道為我國西南地區戰略能源通道，與中緬原油管道并行敷設，干線管道起點為緬甸若開邦皎漂，入境點為云南省瑞麗市，干線管道全長為2520km，其中我國境內1727km，管徑1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量120×108m3/a。該管道的建成投產對優化西南云貴地區能源結構、完善國家基干管網、加強管道之間互聯互通、提高天然氣應急保障能力具有重要意義。
1.1.3東北天然氣進口通道
中俄東線天然氣管道是我國東北地區第一條進口天然氣管道，氣源來自俄羅斯境內的恰揚金氣田和科維克金氣田，通過俄羅斯境內“西伯利亞力量”天然氣管道輸送至中俄邊境。境外管道于2014年9月開工建設[1]，2017年底已建成1300km。我國境內干線管道起自黑龍江省黑河市，止于西氣東輸一線天然氣管道(簡稱西一線)上海市白鶴末站，全長超過3000km，干線管道于2017年12月13日舉行了開工儀式，計劃2019年底開始引進俄羅斯進口天然氣。
1.1.4東南沿海天然氣進口通道
截至2018年2月，我國東南沿海已建成17座LNG接收站，儲罐容量812×104m3，總接收能力達6340×104t/a，分別由中國海油、中國石油、中國石化和部分私營企業投資建設。其中，建成最早的LNG接收站是廣東大鵬LNG接收站，最新建成的LNG接收站是中國石化天津LNG接收站。各接收站建設情況詳見表1。
1.2國家基干天然氣管網
1.2.1西氣東輸管道系統
西一線干線起自新疆維吾爾自治區(簡稱新疆)輪南鎮，止于上海市白鶴鎮，長3839km，管徑1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量170×108m3/a。2003年10月東段建成投產，2004年12月西段建成投產。西氣東輸二線天然氣管道(簡稱西二線)包括1條干線、8條支線。干線起自新疆霍爾果斯市，止于廣東省廣州市，長4918km，管徑1219mm，設計壓力12MPa，設計輸量300×108m3/a。支線長約3760km。
2012年底全線投產。西三線包括1條干線和8條支線。干線西起新疆霍爾果斯市，終于福建省福州市，全長5220km，管徑1219mm，設計壓力12MPa，設計輸量300×108m3/a。該管道西段(霍爾果斯—中衛)、東段(吉安—福州)已建成投產。
1.2.2陜京天然氣管道系統
陜京一線天然氣管道(簡稱陜京一線)干線起自陜西省靖邊首站，止于北京市石景山區衙門口末站，干線長約846km，管徑660mm，設計壓力6.4MPa，設計輸量30×108m3/a，于1997年建成投產。陜京二線天然氣管道(簡稱陜京二線)干線起自陜西省靖邊首站，止于北京市通州區通州末站，長約980km，管徑1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量170×108m3/a，于2005年建成投產。
陜京三線天然氣管道(簡稱陜京三線)干線起自陜西省榆林首站，止于北京市昌平區西沙屯末站，大體并行陜京二線，長約1000km，管徑1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量150×108m3/a，于2013年底建成投產。陜京四線干線起自陜西省靖邊首站，止于北京市順義區高麗營末站，長約1098km，管徑1219mm，設計壓力12MPa，設計輸量250×108m3/a，于2017年11月28日建成投產。
1.2.3川氣東送天然氣管道系統
川氣東送天然氣管道是中國石化已建最長天然氣管道。干線管道起自普光首站，止于上海末站，全長1700km，管徑1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量120×108m3/a，于2010年建成投產。中國石油忠武天然氣管道與川氣東送天然氣管道主體并行敷設，干線管道起自重慶市忠縣，止于武漢末站，長約719km，管徑711mm，設計壓力為7.0MPa，設計輸量30×108m3/a，于2004年建成投產。
1.2.4聯絡天然氣管道
冀寧聯絡線天然氣管道(簡稱冀-寧線)起自陜京二線的安平分輸站，終于西氣東輸管道系統青山分輸站，全長886km，管徑711～1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量90×108m3/a，于2005年底建成投產。蘭州—銀川聯絡線天然氣管道(簡稱蘭-銀線)起自澀北—西寧—蘭州天然氣管道河口分輸壓氣站，經西一線中衛聯絡站，終于銀川末站。管道長度約401km，管徑610mm，設計壓力10MPa，設計輸量35×108m3/a，于2007年7月建成投產。
中衛—貴陽聯絡線天然氣管道(簡稱中-貴線)起自寧夏回族自治區中衛首站，止于貴州省貴陽末站。該管道長約1613km，管徑1016mm，設計壓力10MPa，設計輸量150×108m3/a，于2013年10月全線建成投產。中衛—靖邊聯絡線天然氣管道(簡稱中-靖線)起自西三線中衛壓氣站，止于陜京天然氣管道系統靖邊壓氣站，長376.57km，管徑1219mm，設計壓力12MPa，設計輸量300×108m3/a，于2017年11月建成投產。
1.3重點區域天然氣管網
1.3.1京津冀區域天然氣管網
京津冀區域天然氣管網主要由陜京天然氣管道系統、大港—永清天然氣管道系統、永清—唐山—秦皇島天然氣管道、冀-寧線、大唐煤制氣管道、北京天然氣管網和在建中俄東線天然氣管道組成，供氣能力約1100×108m3/a，可接收中亞、俄羅斯等進口天然氣，也可接收新疆地區、長慶油田等國產天然氣，并配套建設有LNG接收站、華北儲氣庫群等儲氣調峰設施。京津冀地區天然氣儲運設施相對齊全，可實現氣源多元化和資源多樣化，為京津冀地區優化能源結構和改善空氣質量奠定了基礎。
1.3.2長三角區域天然氣管網
長三角區域天然氣管網主要包括西一線、西二線上海支干線、冀-寧線、江蘇LNG外輸管道、如東—海門—崇明島天然氣管道、甪直—寶鋼天然氣管道、南京—蕪湖天然氣管道、常州—長興天然氣管道、川氣東送等干線管道，總供氣能力約600×108m3/a，并配套建設有金壇鹽穴儲氣庫、劉莊油氣藏儲氣庫和江蘇如東LNG接收站、啟東LNG接收站、上海LNG接收站、浙江LNG接收站等儲氣調峰設施。
1.3.3珠三角區域天然氣管網
珠三角區域天然氣管網主要包括中國石油西二線南寧支干線、廣-深支干線、香港支線等天然氣管道，中國海油珠海—中山南海天然氣管道、南海南屏分輸站—珠海臨港分輸站天然氣管道等天然氣管道，以及廣東LNG外輸管道、廣西LNG外輸管道等天然氣管道，并配套建設有廣東大鵬、珠海、粵東、九豐等LNG接收站。
1.4非常規天然氣管道
1.4.1煤制天然氣外輸管道
伊寧—霍爾果斯煤制天然氣管道是我國第一條煤制氣管道，于2013年8月建成投產，可將新疆伊犁地區煤制天然氣通過西二線輸往東部地區。大唐克什克騰旗煤制天然氣外輸管道是我國第二條煤制氣外輸管道。該管道由兩部分組成：克什克騰旗—古北口段由大唐國際建設，長約360km，管徑914mm，設計壓力7.8MPa，設計輸量1200×104m3/d;古北口—高麗營段由中國石油建設，長約130km，管徑914～1016mm，設計壓力7.8～10MPa。管道于2013年11月建成投產。
1.4.2頁巖氣外輸管道
四川長寧地區頁巖氣管道是我國第一條頁巖氣外輸管道，管道起自宜賓市上羅鎮集氣站，止于宜賓市雙河鄉雙河集輸末站，全長93.7km，管徑457mm，設計壓力6.3MPa，輸送規模可達450×10m3/d，于2014年4月建成投產。此后，第二條頁巖氣外輸管道——威遠頁巖氣集輸干線和第三條頁巖氣外輸管道——涪陵—王場頁巖氣管道分別于2014年10月、2015年4月建成投產。
1.4.3煤層氣外輸管道
煤層氣產地主要集中于我國山西省等華北地區，目前煤層氣產量相對較低，優先滿足周邊地區消費，多余氣量外輸。我國第一條煤層氣外輸管道是山西沁水煤層氣外輸管道，管道全長35km，管徑610mm，設計壓力6.3MPa，設計輸量30×108m3/a，于2009年7月建成投產。該管道在沁水壓氣站與西氣東輸管道系統相連，將煤層氣輸往東部地區。此后，晉城—侯馬、沁水—博愛—鄭州及沁水—長治等多條煤層氣外輸管道陸續建成投產。
1.4.4LNG外輸管道
隨著我國東南沿海地區諸多LNG接收站的建成投產，大連—沈陽天然氣管道、唐山LNG外輸管道、如東—江都天然氣管道、天津LNG外輸管道、深圳—東莞—廣州—佛山輸氣管道等配套LNG外輸管道也陸續建成，實現LNG與國內主干天然氣管道氣源互補，增加天然氣安全供應和應急保障能力。
2在建和規劃重點項目
2.1新-粵-浙天然氣管道
中國石化新疆煤制天然氣外輸管道(新-粵-浙天然氣管道)包括1條干線和5條支線，管道干線起于新疆木壘首站，止于廣東省韶關末站，干線全長4159km，管徑1219mm，設計壓力12MPa，設計輸量300×108m3。該管道于2015年9月30日獲中華人民共和國國家發展和改革委員會(簡稱國家發改委)核準，建設節奏按資源、市場落實程度由南向北、先東后西的進度分期實施。潛江—韶關段輸氣管道是新-粵-浙天然氣管道的末端管道，也是湖南省第一條國家干線天然氣管道，北起湖北省潛江市，南至廣東省韶關市，途經湖北、湖南、廣東3省8市，全長856km，管徑1016mm、設計壓力10MPa，設計輸量60×108m3/a，已于2017年9月26日開工建設，計劃2020年建成投產。
2.2中俄東線天然氣管道
中俄東線天然氣管道是我國管徑最大、壓力最高、輸量最大、鋼級最強、涉及單位最多、國產化程度最高的天然氣管道。干線管道起自黑龍江省黑河市，止于上海市白鶴末站，全長超過3000km，設計輸量為380×108m3/a，設計壓力12MPa，管徑1422mm。該工程將按北段(黑河—長嶺)、中段(長嶺—永清)和南段(永清—上海)分段核準、分期建設[2]，計劃2019年10月北段投產，2020年底全線貫通。
其中，黑龍江省五大連池市境內76km試驗段工程已于2017年11月建設完成;2017年12月13日，隨著黑河—長嶺段干線管道11個標段同時開焊，中俄東線天然氣管道的建設全面加快。
2.3鄂-安-滄天然氣管道
中國石化鄂爾多斯—安平—滄州煤制氣管道(鄂-安-滄天然氣管道)氣源主要為新蒙能源煤制氣、匯能集團煤制氣等。管道西起陜西省神木市，東至河北省滄州市，南至中原油田文23儲氣庫，北至雄安新區，包括1條干線和5條支線。
管道全長為2293km，其中干線管道長度881km，設計輸量300×108m3/a，設計壓力12MPa，管徑1219mm。該項目已于2017年7月12日獲國家發改委核準，一期工程計劃于2019年建成，可將天津進口LNG、文23儲氣庫天然氣輸往雄安新區;后續工程可將內蒙古自治區(簡稱內蒙古)、陜西、山西等地煤制氣、煤層氣等資源輸往華北地區。
2.4蒙西煤制氣外輸管道
蒙西煤制氣外輸管道是中國海油第一條跨省天然氣長輸管道，包括1條干線、兩條注入支線和兩條分輸支線。干線管道起自內蒙古杭錦旗首站，止于河北省黃驊末站，全長約1022km，設計輸量300×108m3/a，設計壓力12MPa，管徑1219mm。
該項目已納入國家《能源發展“十三五”規劃》和沿線四省市自治區“十三五”規劃，并于2017年4月5日獲中華人民共和國環境保護部(簡稱國家環保部)環評批復，于2017年7月17日通過中國海油投資決策程序。該項目整體獲得國家發改委核準后，將先期建設河北省和天津市境內管道，將天津市進口LNG輸往華北地區，為雄安新區清潔能源供應提供保障;后期建設山西省及內蒙古境內管道，將煤制氣、煤層氣等相關資源輸往華北地區。
3天然氣管道發展趨勢
2017年5月，國家發改委、中華人民共和國國家能源局(簡稱國家能源局)聯合發布的《中長期油氣管網規劃》指出，對天然氣進口通道要堅持“通道多元、海陸并舉、均衡發展”的原則，進一步鞏固和完善西北、東北、西南和海上油氣進口通道，2025年基本形成“海陸并重”的通道格局;要求2020年全國天然氣長輸管道長度達到10.4×104km，2025年達到16.3×104km，預計2030年將超過20.0×104km，并形成“主干互聯、區域成網”的全國天然氣基礎網絡;要求加快東北、華北等地區地下儲氣庫建設，到2025年實現地下儲氣庫工作氣量達到300×108m3，預計2030年將超過400×108
m3。
該規劃指明了我國天然氣管網發展方向，進一步明確了天然氣管道和儲氣庫的建設目標。未來一段時間內，我國天然氣管道發展將呈現以下特點。一是，干線管道互聯互通。目前，中國石油、中國石化、中國海油等各管輸企業所屬管道相對獨立，互聯互通力度不足，企業間應急保供能力相對較差。
為貫徹落實習近平同志關于“北方地區清潔取暖”有關指示精神，國家能源局提出加強全國天然氣管網、接收站、儲氣庫等基礎設施互聯互通，以及提高天然氣特別是北方地區冬季天然氣供應保障能力的要求，并于2017年8月將廣東省管網鰲頭分輸站向西二線廣州末站反輸改造工程列為冬季天然氣保供的國家重大工程。
2017年9月起，中國石油相關單位與廣東省管網公司開始對相關設施進行改造，并于2017年12月9日實現了從西二線向廣東省管網轉供，氣量達425×104m3/d;16日實現了從廣東省管網向西二線反輸供應，氣量達500×104m3/d。廣東省管網鰲頭分輸站與西二線廣州末站互聯，實現了中國石油管道氣、中國海油海上采氣、LNG多種資源的互聯互通，提高了珠三角地區天然氣管網互聯互通和應急保障能力。
2018年2月8日，國家發改委下發《國家發展改革委關于加快推進2018年天然氣基礎設施互聯互通重點工程有關事項的通知》，要求對陜京四線增壓工程、廣西LNG接收站與中緬天然氣管道聯通項目、蒙西煤制氣管道、鄂-安-滄天然氣管道等10個天然氣基礎設施互聯互通項目加快建設進度，確保各項目按期投產，強化國內天然氣互聯互通串換能力，提升冬季天然氣應急調峰能力。二是，管徑進一步增大，壓力進一步提高，鋼級進一步提升。
未來天然氣管道設計和建設過程中，擴大管徑、提高壓力和提升鋼級是進一步提高天然氣管道輸送能力的發展趨勢。從陜京一線管徑660mm、設計壓力6.4MPa、管材X60，到西一線管徑1016mm、設計壓力10MPa、管材X70，再到西二線、西三線管徑1219mm、設計壓力12MPa、管材X80，我國天然氣管道行業在過去20年取得了顯著的發展成就。
2015年10月，在我國新疆哈密市建成了亞洲第一個管道斷裂控制試驗場;2015年12月成功開展了管徑1422mm、管材X80直縫管爆破試驗;2016年11月成功開展了管徑1422mm、管材X80螺旋管爆破試驗;2016年12月成功開展管徑1219mm、管材X90鋼管全尺寸爆破試驗。在建的中俄東線天然氣管道采用了管徑1422mm、壓力12MPa的工藝方案(試驗段已完成建設)。
俄羅斯新建巴法連科—烏恰天然氣管道設計壓力11.8MPa、管徑1422mm、材質X80，輸氣能力達580×108m3/a;美國規劃的阿拉斯加—加拿大阿爾伯達的天然氣管道設計壓力17.2MPa、管徑1219mm、材質X80、輸氣能力達450×108～590×108m3/a。目前，我國正在進行超大輸量天然氣管道關鍵技術的可行性研究。三是，關鍵設備和控制系統國產化。2009年，我國啟動了干線天然氣管道壓縮機組和大型球閥等關鍵設備的國產化研究工作。2013年5月，我國首套20MW電驅壓縮機組在西二線高陵壓氣站建成投運;2016年9月，首套國產30MW燃驅壓縮機組于西三線煙墩壓氣站建成投運。
2014年正式啟動了執行機構(電動、氣液聯動)、關鍵閥門(旋塞閥、止回閥、強制密封閥)、流量計(超聲波、渦輪)等5大類16種管道設備國產化研發工作。2017年5月26日，中國石油西部管道公司煙墩作業區國產閥門試驗場完成了6臺國產56"Class900全焊接球閥工業性測試;2017年9月14日，完成了國產56"Class900全焊接球閥對應國產執行機構的現場工業性試驗;2017年6月15日，完成了油氣管道流量計國產化工業性試驗的現場驗收。
2014年7月，國產RTU(遠程終端單元)閥室PLC(可編程控制器)控制系統在呼和浩特—包頭—鄂爾多斯成品油管道首次使用。2017年10月30日，中國石油管道公司國產SCADA(數據采集與監視控制)系統即PCS(過程控制系統)通過專家驗收。這些一系列天然氣管道關鍵設備和控制系統國產化成果的取得，標志著我國油氣管道關鍵設備國產化進程又邁出堅實一步。四是，開啟智能管道建設新征程。
繼2003年在冀寧聯絡線天然氣管道項目中首次提出數字化油氣管道建設目標之后，中國石油于2012年啟動了油氣管道全生命周期管道研究。目前，油氣管道基本實現了“設計數字化、施工機械化、物采電子化、管理信息化”，完成了從傳統管道向數字管道的轉變。
為進一步整合油氣管道行業已取得的研究成果，中國石油已啟動智能管道建設相關研究工作，計劃在新建油氣管道項目中，以中俄東線天然氣管道作為試點，工程設計、施工將以“全數字化移交、全生命周期管理、全智能化運營”為目標，開啟智能化管道建設新征程;并且，在已建油氣管道項目中，選擇中緬油氣管道、中俄原油管道二線等項目按照智能化管道相關標準進行相關設施配置和功能升級。待新建、已建油氣管道均實現智能化要求之后，我國油氣管網將全面掀開智慧管網新篇章。
4問題與建議
一是，配套儲氣庫建設滯后。據美國能源信息署(EIA)2016年統計數據，美國共有413座地下儲氣庫，儲氣庫總工作氣量達1357×108m3，占當年天然氣消費量7786×108m3的17.4%;俄羅斯地下儲氣庫工作氣量950×108m3，占當年天然氣消費量3909×108m3的24.3%;德國和意大利工作氣量分別為248×108m3和187×108m3，達到當年消費量的31.2%和29.1%;法國儲氣庫工作氣量120×108m3，可滿足當年天然氣消費的28.5%。據中國石油經濟技術研究院發布的《2017年國內外油氣行業發展報告》，截至2017年底，我國累計建成12座地下儲氣庫(群)，調峰能力達到100×108m3，調峰量約80×108m3(其中中國石油77×108m3)，調峰能力占全年總消費量的4.2%，距歐美、俄羅斯等國家儲氣庫儲氣比例有較大差距。為進一步加快儲氣庫設施的建設，建議國家相關部門明確上游供氣企業、下游城市燃氣企業儲氣設施建設主體，配套制定相關儲氣調峰價格政策，有效吸引多種資金，加大儲氣庫建設力度，以提升冬季天然氣調峰和應急保障能力。
二是，干線天然氣管道壓縮機組利用率偏低。目前我國干線天然氣管道壓氣站壓縮機組普遍按最大輸量工況進行配置，各站均設備用機組，且單臺機組功率還有余量，存在壓縮機組利用率偏低、日常維護工作量較大、外電基本容量費等費用較高等問題。根據中國石油已建管道統計情況，壓縮機組利用率平均為37.96%，其中西一線機組利用率平均值相對較高，2006—2015年平均值為43.59%。隨著我國管網系統的逐步完善、機組可靠性的增加及調控管理水平的提升，建議進一步研究干線天然氣管道壓縮機組隔站備用的可行性以提高機組利用率，研究同一站內大小機組的優化配置以提高工況適應能力，研究同一站內電驅、燃驅的混合配置以降低外電基本容量費等相關運行費用。
三是，干線天然氣管道聯網后調運難度加大。隨著近幾年我國天然氣管道的快速建設，西氣東輸管道系統、陜京天然氣管道系統等干線管道系統已初具規模，并且已建成冀-寧線、中-貴線、蘭-銀線、中-靖線等多條天然氣聯絡管道，以及西北、華北、東北、長三角、珠三角和川渝地區等多個區域性天然氣管網。
天然氣管道調運工作也由單條管道向管道系統轉變，由單個管道系統向天然氣管網轉變，由區域性管網向國家基干管網轉變。特別是在中國石油、中國石化、中國海油等國家油氣管道互聯互通工程完成之后，天然氣管網調氣靈活性增加的同時，全國范圍內多家供氣企業之間管網的調運難度也將大幅增加[3]。隨著我國天然氣管網和相關基礎設施的進一步完善，建議進一步加大對大型管網優化運行的研究力度，保證我國天然氣管網高效、平穩、節能運行。
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推薦期刊：《石油天然氣學報》(月刊)創刊于1979年，是由長江大學主辦的石油天然氣工業類綜合性學術刊物，1989年獲準國內外公開發行。
SCISSCIAHCI
