城市天然气调峰的探讨.docx
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城市天然气调峰的探讨
城市天然气调峰的探讨
摘要：
阐述了城市天然气的调峰要求及相应措施，通过实例分析，对各种调峰措施进行造价比较。
对天然气上中下游统筹考虑，是解决城市调峰最经济合理的途径。
关键词：
城市燃气调峰；地下储气；管道储气；球罐储气
1城市燃气调峰的要求
城市一年中不同的月份，每月中不同的日期、每日中不同的小时的供气量都有较大变化。
为满足供气平衡，适应不同时间段用气量的变化，就必须进行调峰。
过去各城市都有一定数量的调度气源和容量足够的储罐解决调峰问题，自成体系。
而天然气的供气则是由上游（气井）、中游（长输管道）及下游（用户）组成的，由于它们分属不同公司，由不同部门管辖，所以天然气的凋峰需要整个供气系统统一研究并协调解决。
根据国外天然气供气的经验，季节和月份的不均匀性通常是通过建设地下储气库来解决[1，2]，平衡日、时的用气不均匀性则通过高压输气管网的末端储气来解决。
地下储气库除在满足季节和月份调峰的同时，当距离城市较近时，也可以用作调峰来平衡日和小时不均匀性。
建立容量足够的地下储气库并发挥高压长输管道的储气能力，是保证不间断安全供气的有效措施。
《城镇燃气设计规范》（2002年版）中5．1．3A及5．1．4条规定如下：
“采用天然气做气源时，平衡城镇燃气逐月、逐日的用气不均匀性，应由气源方（即供气方）统筹调度解决。
采用天然气做气源时，平衡小时的用气不均匀所需调度气量宜由供气方解决，不足时由城镇燃气输配系统解决。
”由天然气上中游为主来解决下游所需的供气调峄，从整个供气系统来讲，是经济、合理的，这样可以避免城市各自相应建设各种调峰设施，既费时又不经济。
2 城市燃气调峰的措施
①城市替代气源
考虑到与天然气的互换性，选用LPG混空气或轻油及重油制气设施。
其装置复杂，费用昂贵，1m3／d的造价约500～l000元。
②LNG
上海LNG储配站可储存液态LNG2×104m3，保证浦东地区10～12d的供气量，投资4.8×108元。
除造价较高外，运行费也较高，一般城市不采用。
③利用缓冲用户
发展工业用户，提高工业用气量。
大力推广在夏季城市燃气低峰时使用直燃机空调装置，利用低谷价的经济杠杆方法来减弱峰值，调节用气量。
④高压储罐
利用天然气高压球罐的压差进行储气，高压球罐储气技术在国内外均已成熟，球罐容积为l000～10000m3。
⑤管道储气
管道储气实际上是一种高压管式储气罐，既可输气又可储气。
管道储气能承受比球罐更高的压力，提高了储气能力。
⑥地下储气
a．地下储气的优势
上述几种城市燃气阔峰措施的造价都比较高，有的还要占用城市土地。
地下储气与上述调峰措施相比，有明显的优势（见表1）。
表1地下储气和其他储气方式造价的比较
Tab.1Costcomparisonbetweenundergroudstorageandotherstoragemodes
储气方式
造价/（元·m-3）
地下储气
枯竭油气田
0.4～2.1
含水层储气库
2.5～4.2
盐穴储气
3.3～5.8
液化天然气（LNG）储存
40.0～50.0
高压球罐储气
200.0～300.0
主压管道储气
100.0～200.0
在高压输气干管的附近（半径小于200km），建设有足够容量的地下储气库，是解决城市燃气调峰问题的合理方案。
b．国外地下储气库的应用
目前全世界的地下气库共554座，主要分布在美国、加拿大、法国、德国、意大利等国，总储气能力达5．02×1011m3，工作气量达2．43×1011m3，相当于全世界年用气量的11％，民用和商业用气量的44％。
地下储气库的工作气量与年总用气量相比，在美国约占20％，在加拿大约占11％，在西欧约占12％，在法国约占30％，；由于这些国家地下储气库的容量充足，加上发达的管网输配系统和多气源点的供气，他们的供气调峰自然都不成问题。
3 城市燃气调峰的实例分析
3．1宁波市
①基本情况
气源：
东海天然气，供气压力不小于3.5MPa。
供气规模：
预计2010年宁波市用气量达3．67×108m3／a，为解决小时调峰需调峰气量28×104m3，计算月最大日用气量达122．7×104m3／d，储气系数为22．8％。
②调峰方案
城市燃气调峰采用在城郊建设设计压力为4．0MPa的高压环网。
在2010年前，建设DN500mm管道54.3km以及DN400mm管道20．4km，总造价1．03×108元。
由于高压环网既可输气又可调峰储气（储气量为28×104m3），如果单按输气计算，此环网的公称管径仪需300mm，其造价为0．74×108元。
因此，单位储气量造价为103.4元／m3。
如果采用高压球罐方案，需建7台5000m3球罐，造价为0．65×108元，则单位储气量的造价为232元／m3。
显然球罐储气的造价高于高压管道储气。
3．2马鞍山市
①基本情况
气源；西气东输天然气，来自南京—芜湖市支干线。
门站供气压力为1．6MPa。
供气规模：
预计2010年，年用气量达2．4×108m3／a，解决小时调峰需调峰气量20．1×104m3，计算月最大日用气量为80．8×104m3／d，储气系数为25％。
②调峰方案
2010年门站储配站内建5台5000m3球罐，造价为4．56×107元，则单位储气量的造价为225．8元／m3。
3．3杭州市
①基本情况
气源：
杭州北门站接收西气东输常州—杭州支干线天然气，供气压力为3．5MPa。
杭州南门站接收东海天然气，压力为3．5MPa。
供气范围：
杭州市区、临安市和富阳市。
供气规模：
预计2010年，供气量达6．34×108m3／a。
解决城市小时调峰所需的调峰气量为80×104m3。
其中钱塘江以北区域需61×104m3，钱塘江以南区域需19×104m3。
江北储气系数为25.7％，江南为21．6％。
②调峰方案
为满足杭州市时调峰所需的80×104m3储气量的要求，拟采用在杭州北门站及杭州南门站间建设高压天然气管道的方案，除向杭州市区及临安、富阳供气之外，还可以作为储气设施。
高压天然气管道布置见图1，其中虚线表示的管道二期工程时实施。
图1杭州市高压天然气管道布置
Fig.1ConfigurationofhighpressurenaturalgaspipelineinHangzhouCity
表2高压管道储气和球罐储气的造价比较
Tab.2Costcomparisonbetweenhighpressurelin-packingandsphericalgasholderstorage
项目
高压管道储气方案
球罐储气方案
北门站出口压力/MPa
3.5
3.5
南门站出口压力/MPa
3.5
3.5
工程内容
门站/座
2
2
江北高压管道
-
-
DN600mm管道长度/km
58.12
-
DN500mm管道长度/km
36.40
-
DN400mm管道长度/km
0.10
-
DN300mm管道长度/km
0.20
94.62
DN100mm管道长度/km
0.20
0.20
江南高压管道
-
-
DN600mm管道长度/km
22.33
-
DN300mm管道长度/km
0.10
22.73
DN100mm管道长度/km
0.10
-
江北、江南高压管道总长度/km
117.55
117.55
高中压调压站/座
12
12
高压球罐
-
-
3000m3球罐/台
-
20
2000m3球罐/台
-
2
储气量/m3
80×104
80×104
投资/元
5.7×108
7.3×108
a．建设高压管道储气和球罐储气2种方案的造价比较见表2。
可见，高压管道储气方案比球罐方案节省1．6×108元。
b．上游的供气压力的变化对城市高压管道储气造价的影响见表3，按门站的出口压力分为3个方案。
可见提高上游的供气压力，可以相应减少城市调峰设施的造价。
城市供气压力为3．5MPa时比2．5MPa时节省0．9×108元，比1．6MPa时节省2．3×108元。
表3门站出口压力变化时高压管道储气的造价比较
Tab.3Costcomparisonofhighpressureline-packingatvariationofoutletpressureincitygatestation
项目
方案一
方案二
方案三
北门站出口压力/MPa
3.5
2.5
1.6
南门站出口压力/MPa
3.5
2.5
1.6
工程内容
门站/座
2
2
2
江北高压管道
-
-
-
DN900mm管道长度/km
-
-
94.12
DN800mm管道长度/km
-
-
0.10
DN700mm管道长度/km
-
78.62
-
DN600mm管道长度/km
58.12
15.70
0.10
DN500mm管道长度/km
36.40
0.10
0.10
DN400mm管道长度/km
0.10
0.10
0.10
DN300mm管道长度/km
0.20
0.30
0.30
DN100mm管道长度/km
0.20
0.20
0.20
江南高压管道
-
-
-
DN1000mm管道长度/km
-
-
7.93
DN900mm管道长度/km
-
-
14.60
DN800mm管道长度/km
-
7.93
-
DN700mm管道长度/km
-
14.60
-
DN600mm管道长度/km
22.33
-
-
DN300mm管道长度/km
0.10
-
-
DN100mm管道长度/km
0.10
-
-
江北、江南高压管道总长度/km
117.55
117.55
117.55
高中压调压站/座
12
12
12
储气量/m3
80×104
80×104
80×104
造价/元
5.7×108
6.6×108
8.0×108
表4不同调峰量时高压管道储气的造价比较
Tab.4Costcomparisonofhighpressureline-packingatdifferentquantitiesofpeakshaving
项目
时调峰
日、时调峰
不调峰
北门站出口压力/MPa
3.5
3.5
3.5
南门站出口压力/MPa
3.5
3.5
3.5
工程内容
门站/座
2
2
2
江北高压管道
-
-
-
DN700mm管道长度/km
-
57.92
-
DN600mm管道长度/km
58.12
36.40
-
DN500mm管道长度/km
36.40
0.10
-
DN400mm管道长度/km
0.10
0.10
0.20
DN350mm管道长度/km
-
-
5.35
DN300mm管道长度/km
0.20
0.30
89.27
DN100mm管道长度/km
0.20
0.20
0.20
江南高压管道
-
-
-
DN700mm管道长度/km
-
22.53
-
DN600mm管道长度/km
22.33
-
-
DN300mm管道长度/km
0.10
-
-
DN200mm管道长度/km
-
-
22.53
DN100mm管道长度/km
0.10
-
-
江北，江南高压管道总长度/km
117.55
117.55
117.55
高中压调压站/座
12
12
12
储气量/m3
80×104
113×104
-
造价/元
5.7×108
6.4×108
4.6×108
c．上游提供不同的调峰储气量对城市高压管道储气造价的影响见表4。
从上下游统一筹划，作为一个系统来说，城市担负凋峰时造价较大，特别是城市担负日、时调峰更不经济。
4结论
①天然气长输管道供气时，应采用建立地下储气库方式来解决城市燃气的凋峰问题。
②对天然气上中下游统筹考虑，是解决城市调峰最经济合理的途径。
③当城市供气压力≥3．5MPa时，应首选高压管道调峰；当城市供气压力为1．6MPa时，选择高压球罐调峰；当城市供气压力为1．6～3．5MPa时，应进行高压管道和球罐储气的技术经济比较。
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