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柳州大量天然气成分行情

2020-02-11
柳州大量天然气成分行情

在距离青海西宁150多公里的海南藏族自治州共和县塔拉滩,高原湛蓝的天空下,一片片光伏板整齐划一,在阳光下熠熠生辉。这些蓝色晶体追日抱阳,源源不断地转化着太阳能。这片曾经的“不毛之地”成为了全国首个千万千瓦级太阳能生态发电园。  利用太阳的能量点亮万家灯火的愿景已经实现。从柴达木的戈壁荒漠到河湟人家的林地平原,光热资源充沛的地方,一排排整齐的光伏发电板正将光热资源转化为实实在在的清洁电能输送到千家万户。  青海最大的价值、最大的责任、最大的潜力在生态,清洁示范就是生态示范,生态示范就是绿色发展示范。今年6月,《青海能源发展报告(2018)》发布。报告显示,青海可再生能源装机占比、发电量占比、消纳占比居全国前列,清洁电力外送超过100亿千瓦时,创下连续216小时100%清洁电力供应新的世界纪录。  2018年以来,青海将清洁能源发展作为高质量发展打好的“四张牌”之一,提出了打造青海“电力特区”的重大举措。在国家有关部门的大力支持下,青海创建国家清洁能源示范省获批,“青电入豫”特高压直流工程开工建设,签订“青电送苏”“青电送鄂”框架协议,开工建设750千伏海南输变电工程……  以新能源规模化开发为重点,以100%清洁能源使用为目标,以重大产业和项目为突破口,青海能源项目2018年完成投资327亿元,较上年增长4%;成功开拓华东、华中、西南电力市场,首次实现电力净输出;电力直接交易规模扩大,降低企业用电成本11.6亿元;精准实施光伏扶贫项目,覆盖全省39个县、1622个贫困村,惠及6.8万余贫困户。  2018年,青海可再生能源装机、发电量占比分别达到86.5%、86.2%,居全国前列,特别是非水可再生能源电力消纳比重居全国第二;新能源装机达1229万千瓦,首次超过传统水电装机,其中,集中式光伏956万千瓦,居全国第一。青海非化石能源消费比重达40%。  2017年,青海连续7天168小时实现全省100%清洁能源供电,打破了世界纪录,引起国内外广泛关注。2018年,青海再接再厉,连续9天216小时百分百依靠可再生能源供电。  从“绿电7日”到“绿电9日”,地处“三江之源”的青海以生动实践倡导绿色发展理念,向人们展示了最大限度减少对化石能源依赖、推广使用清洁能源的广阔前景。今年年初,随着《青海省建设国家清洁能源示范省工作方案》的正式出台,青海贯彻落实中央重要部署的步履更加铿锵有力。

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会议指出,中俄东线天然气管道、中俄远东天然气管道建成输气后,为我省利用俄气实施“气化龙江”提供了有利条件。柳州大量天然气成分行情根据与中石油有关公司签订的框架协议,我省将规划建设黑龙江天然气管网,通过国家干线管道、支干管线以及我省支线管网,形成“全省一张网融入全国网”、“市县全覆盖、城燃网全放开”的天然气网络构架,实现气源供应、管网输送和终端运营有效连接。会议指出,利用俄气实施“气化龙江”战略,要坚持以用促建、建用并举的原则。把握未来能源结构调整,以清洁能源替代煤炭等化石能源,保护生态、减少大气污染的大趋势,在用好风能光能的同时,柳州大量天然气成分行情推广使用天然气,以天然气替代煤炭。推行“煤改气”要做好价格测算,统筹考虑经济效益和社会效益,制定支持政策。鼓励天然气调峰发电,研究对光伏发电、风力发电的互补运行支撑政策。实施天然气管网规划建设要立足远近结合、突出重点,在哈尔滨、齐齐哈尔、大庆、黑河等城市以及工业园区率先推广应用,鼓励哈尔滨新区在冬季取暖“煤改气”会议指出,中俄东线天然气管道、中俄远东天然气管道建成输气后,为我省利用俄气实施“气化龙江”提供了有利条件。根据与中石油有关公司签订的框架协议,我省将规划建设黑龙江天然气管网,通过国家干线管道、支干管线以及我省支线管网,形成“全省一张网融入全国网”、“市县全覆盖、城燃网全放开”的天然气网络构架,实现气源供应、管网输送和终端运营有效连接。会议指出,利用俄气实施“气化龙江”战略,要坚持以用促建、建用并举的原则。把握未来能源结构调整,以清洁能源替代煤炭等化石能源,保护生态、减少大气污染的大趋势,在用好风能光能的同时,推广使用天然气,以天然气替代煤炭。推行“煤改气”要做好价格测算,统筹考虑经济效益和社会效益,制定支持政策。鼓励天然气调峰发电,研究对光伏发电、风力发电的互补运行支撑政策。实施天然气管网规划建设要立足远近结合、突出重点,在哈尔滨、齐齐哈尔、大庆、黑河等城市以及工业园区率先推广应用,鼓励哈尔滨新区在冬季取暖“煤改气”上先行先试。会议指出,启动实施三江平原十四灌区田间配套工程,是贯彻习近平总书记重要讲话和重要指示精神,采取有效措施推进地下水超采治理,以“工程换水”、保护黑土地的重要举措。上先行先试。  会议指出,启动实施三江平原十四灌区田间配套工程,是贯彻习近平总书记重要讲话和重要指示精神,采取有效措施推进地下水超采治理,以“工程换水”、保护黑土地的重要举措。

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中国石油管道局工程有限公司(简称管道局)8月25日透露,管道局采用四封不停输封堵工艺,在上实现了主管线不停输的改线作业新纪录。此次作业,是国内首次实施于大口径、高压力、高钢级管线,施工难度罕见。24日19时16分,随着最后一块盲板紧固完毕,管道局在武汉创造了直径1016毫米天然气管道在7.8兆帕压力条件下,利用将被替换的10公里管道做旁通的“两点四封”工艺技术,将13公里新建等径管道悄无声息实现新旧迁移连接,由此诞生了中国管道不停输改线新纪录。图为施工现场。苑晟祥摄据负责施工的管道局应急抢险中心总经理曹崇珍介绍,按照武汉经济技术开发区(汉南区)产业园用地规划需要,需对区域内的中石化川气东送天然气管道有限公司的直径1016毫米管道进行迁改,类似管道“扳道岔”。由于国家重点工程周家河泵站的引河从川气东送管线上方穿过,本次迁改工程将直接影响到周家河泵站能否按期投产。同时,第七届世界军运会将于10月在武汉召开,产业园内的汉南通用机场将作为跳伞比赛场地,本项目的实施也将关系到军运会的顺利召开。这次施工采用四封不停输封堵工艺,实现了主管线的不停输改线作业。该工艺利用部分旧管线作为临时运行管线,使临时管线长度从10公里缩短到了100米,极大地缩短了临时旁通管线建设长度,提升了施工效率。据介绍,此次改线所用关键设备均为管道局自主研发,“中国芯”拥有智能化,自动化程度高于国外同类产品。新纪录的诞生为大口径、长距离、高改线提供了低碳环保安全高效的新途径。

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中国的用能结构将更加清洁、低碳、多元,终端用能结构将继续维持电代煤、气代煤趋势,非化石能源与油气在一次能源消费的比重到2050年将超过煤炭。石油需求预计2030年前后达峰,峰值为7亿吨左右;天然气2035年和2050年需求量分别达到6100亿立方米和6900亿立方米。”8月22日,在2019版《2050年世界与中国能源展望》报告发布会上,中国石油经济技术研究院石油市场研究所主任工程师王利宁博士表示,中国是全球油气市场的重要参与者,2040年前中国天然气将处于战略发展期。工业、居民、电力先后发力助推天然气需求不断增长  根据报告,展望期内,受天然气可获得性大幅提升、环境污染治理、天然气与可再生能源融合发展等推动,中国天然气需求将保持增长。2035年和2050年天然气需求量将分别达6100亿立方米和6900亿立方米。其中,人均天然气需求将保持增长,2050年将与2018年世界平均水平相当。报告显示,随着生态文明建设的不断推进,居民和工业领域的天然气需求将在2035年前得到极大激发,之后基本进入饱和状态。未来天然气将在融合可再生能源调峰、分布式能源体系、冷热电气综合能源系统中扮演重要作用,其在电力部门的需求总体将保持稳步增长。在环保治理推动及LNG经济性具有一定优势的推动下,天然气重卡、LNG运输船等快速发展推动交通用气保持稳步增长。非常规天然气为增产主力“随着中国天然气需求的不断增长,中国天然气需求占世界的比重也将不断提升,将从目前的不足7.4%增加到2035年的12%以上。2035年前中国天然气需求增量将占世界的24%左右。”王利宁在分析中指出,中国将是世界天然气市场的重要参与者。  根据预测,2035年和2050年中国天然气产量将分别达到3000亿立方米和3500亿立方米,展望期内年均增长2.8%。页岩气、致密气、煤层气等非常规气增长潜力巨大,2035年后与常规气产量规模相当。美丽中国情景下,中国一次能源将于2035年前后进入峰值平台期,峰值为36亿吨标准油(51.5亿吨标准煤),即较基准情景更早达峰、且峰值更低。一次能源需求结构将更加低碳多元。2050年,煤炭、石油、天然气和非化石能源的比重将分别为:14%、10%、17%和60%,煤炭、石油和天然气需求量较基准情景分别下降了60%、40%和10%。

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智通财经APP获悉,近日于北京发布的《中国天然气发展报告(2019)》预计,2019年我国天然气表观消费量将达到3100亿立方米左右,同比增长约10%;2050年前我国天然气消费将保持增长趋势。该报告由国家能源局石油天然气司、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、自然资源部油气资源战略研究中心联合编写。报告显示,去年,我国天然气表观消费量达到2803亿立方米,同比增长17.5%,日高峰用气量首次突破10亿立方米,全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。从区域消费看,各省天然气消费水平都有明显提升。浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米,全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。国家大力提升勘探开发力度,国产气增量连续两年超百亿立方米。2018年,全国油气勘探开发总投入约2667.6亿元,同比增长20.5%。数据显示,2018年我国天然气产量约为1603亿立方米,同比增加123亿立方米,增速8.3%,其中页岩气约109亿立方米,煤层气为49亿立方米。但天然气进口压力持续加大,进口量进一步攀升。据海关统计,2018年中国天然气进口总量达9039万吨,同比增加31.9%。LNG进口中,澳大利亚占比42%,其次是卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国。2018-2019年采暖季,上游企业LNG现货采购、销售压力加大,供气企业时段性亏损明显加大。

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天然气的主要组分是甲烷,其临界温度为-83℃,故在常温下,无法仅靠加压将其液化。通常的液化天然气(Liquefied Natural Gas,简称LNG)多存储在温度为-162℃、压力为0.1MPa左右的低温储罐内,其密度为标准状态下甲烷的600多倍,体积能量密度为汽油的72%,十分有利于输送和储存。液化天然气是经过净化处理(脱水、脱烃、脱酸性气体)后,采用节流膨胀及外加冷源冷却的工艺使得天然气液化的。预处理主要包括 H2O、H2S、C2O的清除,以免低温下冻结、堵塞。天然气液化装置按用途可分为两大类, 即基本负荷型天然气液化装置和调峰型天然气液化装置。基本负荷型天然气液化装置由天然气预处理系统、液化系统、储存系统、控制系统、装卸设施和消防系统等组成,是一个复杂庞大的系统工程, 投资高达数十亿美元。由于项目投资巨大, LNG项目大多由壳牌、道达尔等大型跨国石油公司与资源拥有国政府合资建设。基本负荷型天然气液化装置的液化单元常采用级联式液化流程和混合制冷剂液化流程。20 世纪60 年代最早建设的天然气液化装置, 采用当时技术成熟的级联式液化流程。到70年代又转而采用流程大为简化的混合制冷剂液化流程(MRC)。80 年代后, 新建与扩建的基本负荷型天然气液化装置则几乎无一例外地采用APCI 公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC) 。  调峰型天然气液化装置是小流量的天然气液化装置, 并非常年连续运行。因此, 调峰型液化流程要求具有高效、灵活、简便、低成本的特点。一般, 对于管道气压力较高的情况, 为充分利用其压力能, 可考虑使用膨胀机液化流程。选择调峰型LNG液化流程, 必须根据具体的设计要求和外围条件对上述因素进行综合考虑, 即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比, 才能最终决定采用何种液化流程。天然气液化工厂的工艺流程不同,出厂LNG的温度和压力也有所不同,如新疆广汇液化工厂出厂LNG温度约为-162℃,压力为常压;中原绿能高科液化工厂出厂LNG温度约为-145℃,压力为0.35MPa。

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