地下储气库因为压力高,充气操作和释放操作需时间长,切换周期也长。因此多用于宏观供需平衡或用户季节性耗量变化的调节,很难用于短时的昼夜调峰。美国地方配气公司多用LNG满足日尖峰用气需求,LNG日调峰供应能力在东部地区达23%,在西部地区为10%。这和美国天然气连续、稳定用户占一半以上,昼夜调峰压力不大有关。

日本消费的天然气几乎全来自进口的LNG。2006年底日本有27个LNG接收站,总能力7044万t/a。2008年日本消费天然气约987亿m3,进口LNG占93%。下游用户约60%将天然气用于用量稳定的发电和工业燃料。20世纪80年代前日本主要用电制冷、天然气和重油供暖。2000年起天然冷热电联供CCHP在日本迅速普及推广,新建公共建筑物有一半采用天然气CCHP。从图两条曲线的变化可以看出,仅用6年时间建设的天然气CCHP系统不仅减少了冬夏耗气量差,而且平衡了用电负荷,提高了供冷、暖的能效。

日本LNG储罐容量达145.53亿m3,可储存2个月的用气量,足够应用于季节、月调峰和应急储备。对于昼夜小时调峰则依靠在配气站建设的数百个20万m3规模的球形储气罐,足够8500万用户1天的天然气用量。可见,日本天然气调峰策略和手段与美国是完全相反的。

中国城市燃气的下游用户波动和调峰需求与美国和日本都大不相同。我国第一个LNG深圳大鹏项目实际运行昼夜用量最大相差5~6倍。而天然气主要用于供暖的北京市则冬夏气耗量差8~10倍之多。中国首批LNG接收站曾配套建设天然气发电厂,令其夜间发电来平衡用气,但因违背电力调峰的经济规律而难以执行。

2014年2月24日中电联发布数据表明,2013年全国气电装机容量4668万kW,占总装机量的3.7%,发电1143亿kWh,占全国总发电量的2.1%,年发电时数只有2449h。另据中国电机工程学会燃气轮机专委会调查报告,我国几乎所有的E级和F级燃气天然气发电机组都在昼开夜停用于调峰。这种现状是中国目前天然气价格和上网电价定价机制所决定的,未来天然气发电机组也不可能用于基荷发电。

此外,按照天然气利用政策,用作工业原料的天然气数量日益减少。由于价格因素,使用天然气替代稳定的工业燃料煤的进程刚刚开始,而替代季节性供暖燃料用户则在急剧增加。这是目前中国天然气用量昼夜和季节性波动都极大的根本原因,短期很难扭转。随着全国管网天然气用量的快速增加,调峰问题将日益突出。我国当前最紧迫的季节调峰问题须借鉴美国的经验,主要依靠建设地下储气库解决,目前已有若干项目正在进行中。

其次,由于我国沿海LNG接收站数量多,按纬度南北分布广泛,季节变化差异很大。因此在签订购气照付不议合同时,普遍设立了第三方条款,即规定允许整船转到第三方站点卸货,这一措施将会对南北用气余缺起到重要的调剂作用。如前文所述,中国LNGV将占下游用户相当大比例,陆上LNG储、输设施和物流网络将十分发达,可作为紧急调剂的备用手段。

此外,鉴于国际LNG现货价格波动和中国LNG市场的季节性变化以及LNG期货的推出,LNG的商业储存量也将增加。这些也可用作包括季节性的紧急备用。中国城市天然气用户的昼夜调峰策略与日本不同,部分可借鉴美国的经验。主要途径有:

①充分运用城市燃气高压管网容积,利用夜间升高压力储气;

②在全国统一调度之下,夜间停运沿海接收站气化部分设施,缓解主干管网夜间供过于求的矛盾;

③包括城市燃气公司、LNGV供货商、LNG储备和期货经营商等多渠道投资建设能在高峰时段向管网供气的天然气液化和储存设施;

④运用经济手段,提高极端高峰时段调峰气价、降低夜间用气价格,鼓励液化天然气厂、CNG压缩母站等用户在夜间操作。这样一来,LNG产业在天然气调峰领域将起到重要的作用。

必须特别指出的是,借鉴美国和日本普遍推广天然气分布式冷热电联供DES/CCHP设施的成功经验,因为能效提高到70%~80%,可大幅度减少天然气消耗量,并缩小昼夜和季节性耗量差,降低调峰负荷。美国能源部的统计数据表明,天然气CCHP主要用于连续稳定运行的过程工业和大型社区。

5、LNG 冷能利用价值链的巨大潜力、对策与前景

由天然气液化生产LNG耗电约为850kWh/t。当LNG在常压下气化时,约放出230kWh/t从-162℃到5℃的冷量。实际操作中,LNG需要用泵提高压力后气化外送,部分冷能转化为压力能。在5.5MPa和8MPa下,LNG气化释放出的冷能分别减少到203kWh/t和190kWh/t。

LNG冷能利用早已在日本和我国台湾省等LNG市场开展,主要利用途径有:

①冷能用于空气分离制液氧或液氮;

②分离LNG和附近油气田伴生气中的轻烃;

③废旧橡胶轮胎低温粉碎;

④借助循环冷媒膨胀发电、梯级利用冷能;