文/谢跃辉 袁平凡 奚占东 樊益东 刘思怡 郑劲，国家管网西南管道有限责任公司油气计量中心，石油工业技术监督
2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）正式挂牌成立，国家管网公司成立是天然气体制改革中最为重大和根本性的改革措施，其标志着管道企业将成为独立的油气运输商对外提供管输服务。天然气只要满足管输标准，就可以通过天然气管网设施进行输送，管网设施公平开放将达到一个新的高度。2018年，我国超过日本成为世界第一大天然气进口国，LNG进口量超过5300万t，占全国天然气供应总量的26%，LNG已经从调峰气源转变为主力气源之一。目前，国内已建和在建LNG接收站超过20座，基本辐射沿海各省；接收能力超过8800万t，已完全满足进口需要；配套外输管道逐渐完备，外输能力不断增强；LNG到港后气化外输已成为出港的主要方式之一。LNG和国内油气田、跨国管道一样，已成为天然气供应的主力军。随着管网设施公平开放的持续深入，通过管道企业LNG接收站气化和管网代理输送将成为一种新模式，且此模式与LNG到港后通过槽车拉运模式相比，优势明显，市场需求强烈，应用前景广阔。
国家管网公司成立后，主干管道、部分LNG接收站等油气管道设施将由国家管网公司管理、运营。国家管网公司本身不采购、销售油气，而是作为油气运输商按量按运距收取管输费。随着LNG贸易兴起，LNG管道代输模式应运而生，即燃气公司、工业用户等LNG消费企业采购LNG，到接收站卸货、气化成天然气计量后进入管网，通过管道输送至城市门站、工业用户，如图1所示。
此种模式属于“液接收气交付”，委托输送，与LNG到港后其他外运方式相比，有着不占用公路资源，不受天气影响，可实现连续输送；输送过程全密闭，不污染环境；安全风险相对较小；可利用现有管网，投资小等优势。LNG管道代输将成为国家管网公司主要利润来源之一，与其他LNG到港后外运方式对比见表1。
我国管道内天然气的体积发热量最小为33.9MJ/m3，最大为45MJ/m3，二者间的差异达到31%。若按照体积计量，LNG采购方将由于LNG热值高于一般管输天然气热值而产生热值损失[6]。部分LNG接收站为确保外输天然气热值与管输气热值基本一致，在保证天然气互换性的同时降低热值损失，通过使用不同热值LNG混输、回收高热值LNG中的轻烃、加注氮气（液氮）或空气的方法调整天然气热值和沃泊指数。LNG应满足GB/T19204—2020《液化天然气的一般特性》中的要求，LNG气化后进入管道的气体质量应满足GB17820—2018《天然气》和GB/T37124—2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》的要求。与GB17820—2018相比，GB/T37124—2018不仅要求进入管道的天然气为一类气，还对天然气中的一氧化碳、氢气、氧气、水露点、烃露点等提出要求（设置有过渡期，过渡期于2020年12月31日截止）。GB∕Z33440—2016《进入长输管网天然气互换性一般要求》对代表互换性的指标沃泊指数要求变化范围为42.34~53.81MJ/m3，且波动范围宜≤5%。根据以上规范标准，LNG气化后通过管道输送，应严格满足GB/T37124—2018的要求，且考虑LNG轻烃含量高，可能通过掺混空气调整热值等情况，管道企业应重点关注天然气的烃露点、氧气含量、发热值和沃泊指数，具体详见表2。
国家发展改革委、国家能源局等四部门制定发布《油气管网设施公平开放监管办法》，于2019年5月24日起施行，其中第十三条明确了建立天然气能量计量计价体系的要求，提出门站等天然气批发环节应以热量作为贸易结算依据；暂不具备热值计量条件的站点，应于《油气管网设施公平开放监管办法》未实施之日起 24 个月内实现热值（能量）计量。鉴于此，能量计量势在必行。但由于能量计量在管道行业还处于探索阶段，未推广应用，因此，在过渡期内，存在体积计量、能量计量并行的情况。对于LNG管道代输模式来说，存在3个计量交接界面，分别为LNG到港卸货计量交接、LNG气化后外输计量交接、天然气下载计量交接。针对LNG到港卸货计量交接，由于LNG国际贸易采用能量交接，且管道企业仅提供卸货、储存服务，因此，建议采用能量计量，但此计量数据不作为管道企业与LNG采购方贸易交接数据，仅用于对比分析。LNG气化后外输计量交接和天然气下载计量交接为天然气进出管网系统的两次计量交接，建议按照对等原则，气化后外输计量交接模式与下载计量交接模式需一致；由于LNG发热值一般较管道气发热值高，采用体积计量交接模式时，双方需就发热值不一致问题进行磋商。针对发热值不一致问题，推荐的解决方法为根据发热值的差值和体积计量交接量，双方定期协商进行天然气退补，即由热值盈利方返还一定体积的天然气给热值亏损方。以上3个计量交接界面对比见表3。
随着国家管网公司的成立，管道企业作为油气运输商的属性将愈加凸显和重要，其作为连接天然气供给侧、需求侧的主干“桥梁”，其主要利润来自管输费（图2）。
管输费与管输距离、管输量息息相关。中国管道天然气的基本流向是西气东输、俄气南下和海气登陆，对于 LNG 管道代输来说，其实际输送流向要服从天然气管网整体流向，即LNG采购方最终接收到的天然气未必是在 LNG 接收站气化外输的天然气，而管输运距应以LNG接收站与天然气下载点的管道距离来测算。特别是对于内陆地区的LNG采购方来说，其LNG管道代输实质上是天然气资源置换，代输费用对应于管道企业的资源调配成本。
管道企业的可变成本主要为燃驱压缩机组、电驱压缩机组的耗能，因此，确定最佳的天然气输送路径、压缩机组运行组合对降低可变成本提高利润至关重要。全国一张网，天然气进入管网中、从管网中下载最优路径不再是“两点之间直线最短”。最优路径对应管网最优工艺运行方案（表4），即在管网压力、输量等满足安全运行条件的前提下，通过优化工艺流向、压缩机组运行方式等，在保证供给侧天然气顺利上载、需求侧顺利下载的同时，实现管网总耗能最低。确定管网最优工艺运行方案可通过建立天然气管网的数字孪生体进行模拟、对比和验证，给出最优方案；也可以通过互联互通工程和正反输改造提高工艺调配的灵活性。
随着管网设施公平开放的不断深入和LNG贸易的兴盛，天然气消费企业购买LNG通过管道企业管网设施卸货、储存、气化、外输至用气点的LNG管道代输模式将成为天然气运输新模式。此模式存在的问题及对策如下：1）LNG气化后天然气气质应满足GB/T 37124—2018、GB∕Z33440—2016 中对烃露点、氧气含量、发热值和沃泊指数的要求，满足标准的天然气才能进入全国天然气大管网。2）LNG 管道代输模式存在 LNG 到港卸货计量交接、LNG气化后外输计量交接、天然气下载计量交接3个计量交接界面。建议LNG到港卸货采用能量计量，但不作为LNG采购方与管道企业的计量交接界面，仅用作对比分析；建议LNG气化后外输计量交接和NG下载计量交接同时采用能量计量或体积计量，采用体积计量时双方应对同体积下的热值差退补达成一致。3）LNG管道代输管输运距应以LNG接收站与天然气下载点的管道距离来测算。为确保天然气大管网安全、平稳、高效运行，局部的LNG代输流向须服从大管网整体流向。管道企业应通过优化工艺流向、压缩机组运行方式等，在保证包括LNG代输在内供给侧天然气顺利上载、需求侧顺利下载的同时，实现管网总耗能最低。
