宋存永 朱建鲁 宋晓丹 杜 翰 杨路路 曹学文

（中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东 青岛 266580）

0 引言

近年来，中国能源工业发展迅速，天然气在一次能源生产和消费中的比重均逐年增加。根据中国国家能源局2017年发布的《能源发展“十三五”规划》，到2020年天然气在能源消费结构中所占比例将提高到10%以上[1]。2000年2月国务院批准启动的“西气东输”工程，对促进我国能源和产业结构调整，带动东部、中部、西部地区经济共同发展，改善管道沿线地区人民生活质量，特别是保障国内能源的安全稳定供应具有重要意义[2-3]。目前，正在建设中的“西气东输”三线工程以中亚天然气为主供气源，途经我国10个省（区），年供应天然气将达到300×108m3。

1 调峰需求分析

位于华南某地区的“西气东输”三线工程某支干线S自A城至D城，沿途向B、C两城市分输供气，设计年输气量为120×108m3。在管道设计初期，需要在符合安全经济的前提下，满足用户的月调峰需求。根据文献，下游用户总调峰需求量与应急保证安全供气量之和即为所需调峰库容要求[4-7]。

管道沿线各用户用气不均匀系数如表1所示，由表1可以看出，输气管线沿线城市的天然气月用量季节变化比较明显。冬季负荷在11月骤增，在1月份逐渐降低并一直持续到3月份，之后开始逐渐上涨，从6月份进入3个月的波动期，之后从9月开始减少。峰值分别出现在夏季炎热的7月和冬季供暖结束的4月，全年最大季峰比则为上述2个月的比值，即1.77∶1。

为了平衡一年中的不均匀用气量，需要在管道沿线设置储气设施以满足季节调峰气量的需求。气源按月平均供气量均匀地供气，用气量低时，多余天然气存储在储气设施内，以补充用气高峰时用气高于供气的不足部分。以各月用气不均匀系数为基础数据计算理论调峰气量，如表2所示。

表1 用户不均匀系数表

表2 调峰累计月存储系数表

据表2可知，最大值和最小值的绝对值之和即为所需要的储气量系数，计算可得全年所需最大调峰量为5.3× 108m3。

《天然气基础设施建设与运营管理办法》第25条规定“应当建立健全燃气应急储备制度，组织编制燃气应急预案，采取综合措施提高燃气应急保障能力，至少形成不低于保障本行政区域平均3天需求量的应急储气能力。”第26条规定“可中断用户的用气量不计入计算天然气储备规模的基数。”[8]因此，应急调峰储气量为1.028×108m3。因此，此支干线全线所需调峰库容为6.328×108m3。

2 储气调峰方式对比

目前，管道天然气主要的调峰方式包括两大类：一类是通过建设调峰设施满足调峰需求，调峰方式主要包括地下储气库调峰、LNG调峰、LPG调峰、气田上游调峰、末段管道调峰、高压管束调峰和储气罐调峰等；另一类是通过对用户用量进行调节来满足调峰需求，调峰方式包括选择可中断用户、实行峰谷气价等[9-11]。

在各种储气调峰方式中，在不同的国家和地区、不同的场合，都有不同程度的应用。一般来说，地下储气库是一种最经济、最有效的储存方式[10]。图1所示为各种储气方式的建设投资与0.56 MPa球形储罐建设投资的相对比值（以0.56 MPa球罐储存每m3天然气建设投资为100%）[9]。上述各种天然气储气调峰方式的对比如表3所示。

图1 各种储气方式在相同储气量下与球罐建设投资比值图

根据调峰需求分析可知，输气管道工程拟建调峰库容为6.328×108m3，储量特别大。但通过华南地区地质条件以及华南地区储气调峰方式的调研分析，目前华南地区没有合适的地质条件来修建成本最低的地下储气库。

LNG卫星站、液化石油气（LPG）、压缩天然气（CNG）、高压管束和储气罐等调峰方式的储量规模较小，不能满足工程所需调峰要求。下面主要对输气管道末段调峰、LNG调峰和气田调峰进行全方位比选。

3 管道末段储气调峰

3.1 输气管道设计参数

本地区长距离输气管道全线设计压力等级为10 MPa，全线共有首站、末站和2个分输站共4座站场，首站和2号分输站设有压缩机。管道设计方案如表4所示。

3.2 管道末段储气能力

末段管道的储气能力计算式[12]为：

表3 天然气储气调峰方式的比较表

表4 输气管道建设初期管道设计方案表

式中，VS为末段输气管储气量，m3；D为输气管道直径，m； ppjmax为储气量最大时的平均压力，Pa；ppjmin为储气量最小时的平均压力，Pa； p0为工程标准状况下的压力， p0＝101 325 Pa；T0为工程标准状况下的温度，T0＝293K；T为管道内气体温度，K；Z为压缩因子，近似认为Z＝1；lZ为末段输气管长度，m。

由式（1）计算可得，VS＝1.22×106m3，远远达不到工程所需储气量标准。

4LNG调峰

LNG调峰站是通过液化输气管道中的天然气对下游市场进行调峰。当天然气管道提供的气量大于市场需求时将多余的气量液化并储存起来，而当管道供应的气量低于市场需求时将LNG再气化用于补充管道供气不足。

4.1 LNG储罐数量

4.1.1 罐容计算

液化调峰站主要考虑月调峰量和事故应急气量，调峰库容量为6.328×108m3。国内目前较大的LNG储罐罐容有16×104m3和20×104m3两种，如果采用这两种储罐，需要的个数可由式（2）、式（3）计算而得。

式中，N16为16×104m3罐容储罐数量，N20为20×104m3罐容储罐数量。

通过计算，可以选用16×104m3和20×104m3储罐各3座，可调峰总库容为6.48×108m3。

4.1.2 LNG储罐比选

虽然预应力混凝土全容罐的造价相比其他形式（除了地下薄膜罐）略高，但安全性高、占地少、技术成熟可靠性高，是现在LNG接收站普遍采用的形式[13]。

4.2 液化能力

4.2.1 液化能力计算

表5 来气富裕月份所需液化量表 108m3

从表5可以看出，本管道工程中LNG液化调峰站所需液化装置的最大负荷应能将4月份富余的3.5×108m3（8 524.8 t／d）天然气全部液化以满足该月调峰的要求。根据资料，目前年单线产能为3.0 Mt／a的天然气液化装置每天的生产能力为8 571.3 t／d，能够满足生产需求。因此，方案可采用一条年单线产能为3.0 Mt／a的液化装置。

4.2.2 液化工艺比选

目前，LNG液化调峰站主要采用的液化工艺流程主要有：康菲优化级联流、带丙烷预冷的混合冷剂制冷流程、双循环混合冷剂流程（DMR）、单循环单压混合制冷技术（PRICO）和CII液化技术，工程调峰项目更适合采用投资较小、流程简洁的双循环混合冷剂流程（DMR）[14-15]。

4.3 气化能力

4.3.1 气化能力计算

LNG液化调峰站调峰要求气化器启动迅速、能对负荷变化作出迅速反应。根据本项目用户不均匀系数，需要气化的月份需要的气化能力如表6所示。因此，LNG液化调峰站调峰时应该满足的最小气化能力为153 t／h。

表6 来气不足月份所需气化量表

4.3.2 气化工艺必选

调峰时，通过自增压器将LNG储罐内增压。增压后的LNG进入LNG低温泵，加压后进入LNG气化器，换热后转化为常温气态天然气，经调压、计量后进入输气干线。BOG为罐顶蒸发气，通过BOG加热器加热，并经过增压后，送入调压计量装置后进入输气干线。EAG为紧急放空气，通过EAG加热器加热后，送至放散管集中放散[16-17]。

5 气田调峰

5.1 调峰气井生产制度

调峰气井生产制度主要是冬季保供期间以1.4～2.0倍合理配产加热炉调峰生产，冬季保供结束后以合理配产投放井下节流器生产。实行冬开夏关的加热炉调峰井轮休制度，可以很大程度上减缓加热炉调峰生产对气井采收率和产能递减产生的负面影响。

5.2 调峰配产优化

苏里格气田调峰研究中，通过对比不同配产制度下的加热炉调峰井预测数据，调峰配产越高，累计产量越低，3年末的日产越低；若考虑开发指标，3年内日均产量不低于合理配产的指标，那么加热炉井的调峰配产应不大于1.6倍合理配产[18]。对于本工程，全年用户最大月份用量为1.15倍月均用量。在气井合理配产满足用户月均用量的情况下，气田调峰能够实现需求。

5.3 气田调峰对气田开发的影响

通过生产资料分析表明，调峰期气田超负荷生产影响气田整体开发效果，其不利影响主要体现在：① 利用上游调峰，造成地层能量的非正常消耗，缩短稳产期和造成储量损失，降低采收率，从而影响气田整体开发效果；② 气井出水、出砂，不仅降低产能，同时势必加大采气工艺措施工作量，促使采气成本增加。因此，在没有富余产能的情况下，利用上游调峰对气田整体开发效益影响很大。基于这种不利影响，产能建设部署时应根据产量波动需求，适当考虑留有余量，多渠道、多方式满足不同市场的调峰需求，进而保证气田的科学合理开发。

6 结论

1）管道末段储气能力较低，不能满足工程调峰需求；LNG调峰的技术和能力能够满足需求，但需要投资的储罐、设备较多，经济成本较高，不利于项目的长期运行；气田调峰方式会对气田开发带来负面影响，但经济成本低，且通过科学有效的方案能够减少不利影响。

2）“气田调峰+管道末段储气调峰”的调峰方案，既能够合理利用管道运气储气能力，又能够科学合理的减少气田调峰的缺陷和不足，经济合理，安全可靠，能够作为管道建设的调峰方案。