应急调峰（精选六篇）
应急调峰 篇1
合肥燃气集团作为合肥市燃气特许经营商, 积极推进合肥地区天然气利用工程建设。目前全市居民用户已达120万户, 工商、公建用户已逾4200户。2013年供气量已达3.59亿方, 随着合肥市区域性特大城市战略的实施, 合肥市城市人口和用地规模急剧扩展, 随之各类用户数量及用气量逐年攀升, 天然气供应已经不能满足城市用户的快速需求。随之带来的城市燃气调峰应急能力、保障安全供应尤为重要。2013年冬季合肥市城区供气量达到203万方/日, 日供气缺口在40万方以上。在面对上游供气量严重不足的情况下, 合肥燃气集团积极筹划, 通过LNG调峰站的应急供应系统, 很好的保障了合肥市区的天然气供应稳定。本文就合肥LNG生产、气化设备进行介绍, 并就LNG在城市燃气应急调峰等的作用进行分析探讨。
2 合肥市LNG系统分析
合肥市目前有两路气源, 一路为西气东输一线气源, 天然气由中石油肥东末站进入合肥市东部门站, 经过滤、加臭、计量、调压后进入城市中压A级 (0.4MPa) 输配管网;另一路为川气东送气源, 天然气由省公司末站进入肥西县接受门站, 同时建设22公里次高压管线进入市区南门储配站, 形成了对市区的双路供气。
合肥市LNG供气系统由肥东门站LNG应急调峰站及肥西门站LNG气化站组成。
(1) 肥东门站以“西气东输”为主气源, 主要功能为气源输配、LNG液化、储存及气化。LNG系统为2008年建成投入使用, 由一台容积为4500m3的立式储罐、两台水浴气化器、8组空温气化器和调压站及工艺管道系统组成, 储气能力为300万Nm3, 最大输气能力为2.5万m3/h, 出站压力0.43MPa。本站同时包含8万m3/d的液化生产工艺, 利用管输天然气自身的压力 (不需要设置原料天然气压缩过程) , 经过MDEA脱除CO2、分子筛脱水, 并采用氮气循环压缩膨胀制冷的原理, 可以将夏季供气低谷的气源进行液化储存及转运, 此液化部分本文不做探讨。
(2) 肥西门站以“川气东送”为主气源, 主要功能为气源输配、LNG储存、气化 (无液化功能) 。LNG系统2013年建成投入使用, 由两台水容积为4500m3的立式储罐、两台水浴汽化器、16组空温气化器和调压站及工艺管道系统组成, 储气能力为560万Nm3, 最大输气能力为6.4万m3/h, 运行压力0.4Mpa~0.8MPa。
LNG系统建成后, 肥东门站通过夏季用气低谷天然气进行液化生产并通过LNG槽车转运至肥西门站, 在卸车台通过2台450Nm3/h卸车增压气化器给运输LNG的槽车增压, 利用压差将槽车内的低温液体送至LNG储罐内储存。但冬季LNG供应不足部分通过采购自新疆、山西、内蒙古等地的LNG, 通过罐式集装箱公路运至合肥。
向市区管网输气时, 利用增压器向LNG储罐增压, 增压后的LNG通过工艺管道进入空温气化器或水浴式气化加热器, 冬季白天环境温度较高, 供气缺口和调峰应急缺口较小, 直接通过16台4000Nm3/h空温式气化器正常供气, 可节约场站运行成本, 正常供气时8台空温式气化器分为一组, 一开一备, 供气量32000Nm3/h, 用气高峰时可将两组空温气化器同时开启, 供气64000Nm3/h。水浴式气化器以站区锅炉房提供的热水为热媒, 与热媒换热后将LNG气化为0℃~10℃常温天然气。正常供气时两台水浴式气化加热器一用一备, 供气量15000Nm3/h, 用气高峰时可将两台水浴式气化器同时开肩, 供气量30000Nm3/h。
气化后的天然气 (压力为1.6MPa~2.5MPa, 温度为0℃~10℃) 进入设计流量为75000Nm3/h的调压站, 通过调压、计量和加臭后使天然气出站温度稳定在0℃~10℃, 压力为0.8MPa~1.6MPa, 进入次高压管线到达南门储配站, 经过南储站调压再进入市区管网。见图1。
3 LNG在城市燃气供应中的作用
3.1 满足紧急情况下的天然气供应的需求
合肥市天然气输配系统涵盖了合肥市域、庐江县及寿县新桥产业园等多个区域。由于各种不可预测的因素, 一旦发生局部事故, 将影响整个区域天然气的正常供应, 后果将非常严重。因此, 积极建立大型LNG储存气化场站, 在事故工况下可以及时地补充气源, 保障合肥市天然气系统的稳定供应。
3.1.1 建立紧急情况下的LNG应急储备气量
《天然气利用政策》将天然气用户分为城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户。综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素, 将天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。参照《天然气利用政策》并根据合肥燃气集团的供气特点及保障重要程度, 将用户供气类型划分为:
居民用户 (A类) :居民生活、大专院校、医院、幼儿园、干休所、福利院等公共事业用气及重点工业用户。
燃气锅炉、空调用户 (B类) :主要指商场、宾馆、集中采暖、制冷的小区、办公楼等。
工业用户、浴场等 (C类) :主要指一般的生产性企业和不使用天然气可以寻求求他燃料的企业用气、洗浴城等服务行业用气。
压缩天然气 (CNG) (D类) :主要分为单燃料、双燃料汽车。
按照用户等级不同划分, 保证A类用户用气不中断的前提下, 对重点工业用户在紧急情况下进行错峰生产, 对B、C类分别进行限制停止供气, 对于D类重点保证公交单燃料汽车的使用。根据《合肥市天然气专项规划》对各类用户用气量的测算为2750万米³。合肥市LNG应急储备天数为3.5天, 相当于4.70万米³液态LNG储备规模, 满足在极端事故状态, 所有管输气源停供情况下, LNG储备能力保障合肥市应急用气需求。
目前合肥市LNG储备设施主要为:肥东门站已建成1座5000m3 LNG储罐, 肥西门站已建成2座4500m3 LNG储罐。储气量的要求未来北部北城门站还需再建设2座10000m3 LNG储罐。
3.1.2 紧急停输情况下的LNG应急保障
2013年10月27日0:00~18:00, 因西气东输干线定远分输站扩容改造需要, 定合支线合肥末站紧急暂停向合肥区域燃气企业供气, 此为上游中断供气时间最长、供气影响最大的一次, 累计停供时间为18小时。当时合肥市日供气量高达100万/天, 造成供气缺口近30万m3的紧急局面。面对供气短缺的紧急情况, 集团公司启动黄色预警 (Ⅲ级) , 利用输配运行调度系统, 实时监控管网运行状况, 并充分利用LNG应急气源的生产合理调度。本着安全供气、节约供气成本的原则, 对优先类供气用户进行零停输保障, 对大型工业生产用户进行提前告知进行错峰生产, 并制定了详细的LNG应急供应方案和调度过程控制方案, 前期通过球罐、高压管线提前储气, 通过肥东门站、肥西门站连夜组织气化。在双路LNG应急调峰保障作用下, 共气化LNG共计22万方, 圆满完成了西气东输停供期间的供气保障, 保证居民、医院、学校等重点用户不受上游停输影响, 取得了较好的社会效益。
3.2 解决城市燃气企业天然气调峰的需要
根据《合肥市天然气专项规划》2013年~2020年, 合肥市采取高压管道储气调峰 (正在建设绕城高压管线全长约155公里, 其中已建成肥东门站到新蚌埠路高中压调压站62公里) 和LNG储备站气化方式共同解决城市天然气的小时调峰, 月调峰和日调峰由西气东输等上游负责。
作为合肥市的应急和补充气源, 肥东及肥西LNG应急调峰站担负着事故应急和气源短供情况下保障居民、公建等重要用户正常用气的重任。虽然LNG的生产、运输、存储环节的成本非常高, 其价格约为管输天然气气源成本的2倍以上, 为了保障合肥市冬春季节供气正常, 作为公用事业的社会责任, 我们每年将数千万方LNG作为补充气源输入市区管网, 有力的保障了冬春季节零停输供气。
2014年截止9月7日, LNG应急储配站共输送LNG 1120万m3, LNG储备供气已逐渐成为城市燃气企业的重要调峰手段, 起到了至关重要的作用。近5年供气情况见表1。
注: (1) 本表中LNG气量不含庐江县LNG气化量。 (2) 2014年用气量及LNG气量的截止时间为9月7日。
通过此表还可以看出随着城市建设的飞速发展和供气区域的不断扩大, LNG供气量的不断扩大, LNG供气量占年用气量的比例也在迅速攀升, 城市燃气的LNG调峰量已远远超过小时调峰的规模。因此只有不断上游输气能力, 扩大西气、川气的供应量, 尽快完善输配系统, 才能解决供气短缺的根本问题, 消除天然气供应瓶颈。
3.3 保障管网改造不停输供气
在城市建设中往往需要对市区主干道进行改造, 还会经常出现管道被损或计划停气等情况, 就会造成主干管供气中断, 由此造成大面积区域停气现象。
由于LNG气液比达600/1, 且LNG瓶和供气设备技术成熟, 通过LNG瓶组应急撬车气化到改造管网供气就是一种可行的临时保供方法, 保障管网改造不停输供气, 见图2。同时LNG气化站还可作为城市管网暂未敷设地区临时供气设施, 保证城市燃气企业有效的开拓县、开发区、较偏远的镇的天然气供应。
4 总结
2014年4月国家发改委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》支持各类市场主体依法平等参与储气设施投资、建设和运营, 优先支持天然气销售企业和所供区域用气峰谷差超过3∶1、民生用气占比超过40%的城镇燃气经营企业建设储气设施。
随着城市燃气规模不断发展, 用气量不断攀升, 采用中压和高压储气罐、储气管道由于成本高、占地面积大、已经不能满足城市燃气企业应急调峰的需求。国家通过各种文件的形式也日益重视天然气供应中的安全保障问题, 在城市燃气中采用LNG应急调峰符合国家的相关政策要求。随着合肥市政府提出的区域性特大城市的要求, 能源储备应该适度超前的原则。根据合肥市应急调峰的运行情况看, 在运行城市LNG系统时建议:
(1) LNG应急调峰时, 尽可能与高压管道、球罐等气态储气联合运行, 充分利用门站的输配功能, 尽可能利用上游进行日、月调峰, 将LNG作为城市燃气气源不足的补充, 降低LNG的运行成本;
(2) 尽可能将小型LNG液化工厂与LNG气化站合并建设, 将夏季低谷的气源指标用于液化储存、并转运, 冬季高峰时进行利用, 起到削峰填谷的作用;
(3) 利用LNG应急调峰站开拓终端市场。LNG作为清洁能源取代燃油是今后发展的主要趋势, 同时LNG也是燃气管网不能敷设地区燃气开拓的重要保供形式。城市燃气运营企业拥有丰富的运营经验和市场基础, 可以利用应急站的建设开拓LNG供应市场。
合肥燃气自2008年雪灾的“零停输”保障得到了国家和同行业褒奖, 也取得了一些经验。在城市燃气能源供应中, 合理测算城市应急保障气源的用气非常重要, 必须掌握一定的容量在城市可控范同内, 起到应急保供的作用, 同时也要注意LNG采购和生产成本的降低, 降低城市燃气企业的运行成本, 实现城市燃气企业的应急调峰目标。
摘要：文章根据合肥城市天然气气源供应方式及存在问题, 总结合肥市LNG (液化天然气) 供应系统方案, 分析LNG在城市燃气供应中的作用, 并提出LNG系统建设运行时的相关建议。
关键词：气源,LNG系统简介,应急调峰,不停输供气
参考文献
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应急调峰 篇2
自20世纪60年代我国建设了第一条输气管道巴渝线以来, 经过60余年的建设, 我国天然气管道铺建有了长足的发展。至2014年我国天然气管道总里程已超过6×104km, 初步形成了以西气东输、川气东送、陕气入京等管道为主的管线, 未来10年我国将西气东输、中缅油气管道、中俄天然气等进口天然气管道, 还将在沿海建成多个LNG接收站及配套外输管道[1,2,3,4]。
近些年, 政府为了提高天然气在我国一次能源消费中的比重, 对LNG产业的发展非常重视, 提出了很多利于LNG发展的政策, 致使我国LNG接收站和LNG工厂在我国的建设比较迅猛, 但与欧美日等发达国家相比, 中国LNG产业起步较晚但发展较快。2002年中国开始进口LNG, 预计2020年前中国LNG进口量将达到6 000×104t/a。
国内中小型天然气液化技术发展迅速, 建设项目数量快速增加。目前, 我国已有104座中小规模天然气液化工厂建成投产, 其中, 宁夏哈纳斯2×150×104m3/d (80×104t/a) , 湖北黄冈500×104m3/d (120×104t/a) , 杨凌LNG等液化气工厂已顺利投产运营[5,6,7]。
1 陕西省天然气产业发展状况
1.1 陕西天然气现状
截至2011年末, 陕西省天然气预测资源量11.7×1012m3, 累计探明天然气地质储量3.66×1012m3, 居全国第3位。2012年全省新增探明天然气储量1.17×1012m3, 新增天然气产能78.6×108m3, 年产天然气311×108m3, 比上年增长16.5%。
截至2012年底, 我省省级长输管道超过2 800km, 成为国内省级长输管线敷设最长的省份。陕西省积极推进和完善“全省一张网”的管网设施系统建设, 累计建成靖西一、二、三线、宝汉线、西商线等长输管道及专 (支) 线23条, 总里程近3 000km, 资源配总量161×108m3/a, 基本形成了“东西南北中”多点、多资源的配置供给与“七纵、两横、一环、两枢纽”的管网布局, 通达全省“十市一区”, 实现了长输管网全覆盖。
截至2013年9月底, 我省核准建设的LNG生产项目总规模为年处理天然气44×108m3, 其中已建成规模年处理天然气23.5×108m3, 建设中的规模年处理天然气20.5×108m3。其中陕西液化天然气杨凌LNG作为我省第一个LNG应急储备调峰项目已于2015年顺利投入运营, 我省天然气应急储备调峰能力明显增强。
1.2 陕西液化天然气应急储备调峰设施现状
与陕西省天然气管网铺建的迅猛发展相比, 配套LNG储备调峰设施却相对落后。目前陕西省已建成投产的液化天然气应急储备调峰工厂也只有陕西燃气集团下属的杨凌工厂一座, 由于液化天然气应急储备调峰工厂的规划和建设缓慢, 制约管输系统优化, 使陕西省调峰和应急供气能力较弱。
2 陕西液化天然气应急储备调峰工厂建设的必要性
2.1 LNG应急储备调峰设施是我省调峰和安全供气的必然选择
近年来, 陕西省产业用气需求及领域将不断扩大, 天然气消费总量迅猛增加, 由2008年的23.5×108m3增加至2014年的62.6×108m3, 平均年增长率达17.74%, 预计未来会以年均20%以上的速度增长。由于陕西省核心用气消费市场远离资源地, 加之天然气消费季节峰谷比高达3.2以上, 不均衡特征明显, 冬季供气紧张局面尤为突出。
根据陕西省目前的用气结构和局部地区峰谷比, 结合国际普遍认可的合理储消比 (15%) , 陕西省储气规模至少应相当于年输送规模的20%, 即配套储气工作气量应为26×108m3。
2.2 LNG储备调峰工厂是优化陕西省能源结构的重要方式
陕西工业、化工及发电发展主要以煤炭为消费主体, 2013年工业、化工及发电煤炭消费量占煤品消费总量80%左右, 工业、化工及发电天然气消费仅占天然气消费总量的7.6%。所以, 无论是能源消费比重, 还是行业能源消费主体, 陕西省天然气工业、化工及发电用户比例大大低于世界及中国平均水平, 而城市燃气高达77.6%, 约为世界平均水平的3.5倍, 全国平均水平的1.9倍, 致使陕西省天然气消费结构严重失衡, 季节调峰压力远高于全国平均水平。
2.3液化天然气工厂是“保护环境、保卫蓝天”的有力保障2012
年以来, 陕西关中地区雾霾天气频发, 为改变陕西地方环境陕西省政府出台《治污降霾·保卫蓝天行动计划》。2014-2015年供暖季, 仅“煤改气”一项将增加上亿方, 预计到2016年底, 全省累计新增“煤改气”用气量4.75×108m3, 这将进一步加剧陕西省天然气消费区域失衡和关中地区用气峰谷比。依据世界能源结构比例, 我省煤炭使用量将降低到总能源使用的30%左右, 天然气使用将提高到32%以上, 这使得增建LNG储气工厂显得尤为迫切。
2.4 LNG储气工厂有利于稳定中、上游企业生产, 有效保障下游企业能源供应
由于全球经济增长力下滑, 能源需求减弱, 国际油价从2014年中期的105美元/桶下降至现在44美元/桶, 我国天然气门站价格也将下调。依据现在国际油价走势, 国际油价总体会保持低位运行的可能性较大, 这使的国内天然气上游企业的生产经营面临严峻挑战, 天然气产能建设积极性受到一定打击, 给天然气供给和燃气产业快速发展带来消极影响。因此, 建设具有抗风险能力的大型LNG储备工程有助于上游企业均衡性生产, 避免用气高峰时节破坏式开发、维持地层压力、提高采收率, 增加气井生产年限, 在不投入新井条件下实现稳产甚至多产, 提高气源生产企业整体经济效益, 稳定天然气产业上游企业活力具有重要的意义。
3 陕西液化天然气应急储备调峰工厂建设可行性
3.1 经济可行性
液化天然气LNG应急储备调峰工厂在建设、运行、安全性、储气量等方面具有其他储气设施不可替代的优势, LNG工厂低温储罐储气不受地方的限制可以建设在离天然气消费地区较近的地方, 灵活方便、可行性强且成本较低, 综合成本仅为0.06~0.18元/m3。
2014年天然气消费量将达1 860×108m3, 进口量达到630×108m3。预计2020年达2 500×108m3, 届时天然气缺口将持续增大, 将夏季富裕的廉价天然气液化储存或将海外廉价LNG运回陕西储存, 待冬季用气高峰时进行气化返输进管网, 所以在陕西建LNG应急储备调峰工厂经济可行性巨大。
3.2 技术可行性
LNG工厂建设不受地形和自然环境的限制, 液化天然气储备调峰工厂将夏季富裕的廉价天然气液化储存或将海外廉价LNG运回陕西储存, 待冬季用气高峰时进行气化返输进管网, 对项目所在地周边的城镇及工业厂区的用气提供了稳妥的保证, 采用液化天然气作为应急储备、冬季调峰用气、主要工业单位用气, 不仅能够缓解我省用气压力、保障民生、维护社会稳定, 具有良好的社会及经济效益。
3.3 环境及安全等方面的可行性
随着这几年来全国各地的冬季雾霾天气的持续发展, 中国人的环保意识不断增加, 加大天然气的使用可以降低大气中的硫化物、氮化物和粉尘的排放量, 建设LNG应急储备调峰工厂可以大大改善城市环境、减少大气污染, 对中国环境保护事业的发展是有百利而无一害的。
根据液化天然气 (LNG) 应急调峰工厂的工艺流程, 在LNG液化、储存、气化及输送等各个环节, 均在密闭状态下进行, 不产生有毒物质、不泄露、安全稳定、无毒气。所以将陕西LNG应急储备调峰工厂作为我省煤炭的替代能源, 即可以大大降低PM2.5的排放, 又能改变我省环境, 且安全性十分高。
4 LNG储气工程建设的主要问题
4.1 价格机制须改革
天然气是一次性消费的清洁能源, 且我国天然气需求量持续增加, 国内生产已不能满足日益增长的市场需求, 天然气进口量年年增加, 对外依存度高。由于我国居民气价明显低于工商业用户气价, 从而导致用气量越大的用户, 补贴的越多;另一方面, 部分居民过度消费天然气, 造成了冬季用气高峰时缺气、短气的现象[8]。
4.2 建设资金
液化天然气 (LNG) 工厂成本包括建设成本、运营成本及原料气成本等, 其中建设成本包括有土地成本、设备成本和原料气成本等。液化天然气工厂由于一次性投资大, 回收周期长等原因, 使得液化气应急储备工厂建设较慢。
5 对策与建议
5.1 完善政策、法规, 加快液化天然气 (LNG) 应急储备调峰工厂的建设
为积极响应国家关于加快推进储气设施建设及“保护环境, 保卫蓝天”的号召, 改变现有的能源格局及储气缺乏的局面, 一是国家应该出台和完善政策及法规, 大力支持并推进各行各业“煤改气”的普及和应用;二是引入竞争机制, 倡导采取多种形式建设液化天然气工厂, 彻底解决地方季调峰和日调峰的问题;三是由政府协调组织, 联合采气、管网、城市燃气企业及地方政府各自发挥优势, 加快液化天然气应急储备调峰工厂的建设。
5.2 调动各类所有制经济参与, 解决LNG调峰工程资金
为了解决液化天然气应急储备调峰工厂建设中的巨大资金缺口, 政府应该出台相关政策积极落实《国家发展改革委关于加快推进储气设施建设的指导意见》的相关细则, 鼓励省、市及地方政府贴息或者以其他形式补助相关承建企业, 允许相关单位发行债券募集社会闲散资金, 为建设液化天然气 (LNG) 应急储备调峰工厂开通多渠道的融资方式。
6 结论
1) 陕西省天然气管道铺建取得了丰硕的成果, 但天然气应急储备调峰设施及LNG工厂的建设相对落后。
2) 液化天然气应急储备调峰工厂是解决天然气用气结构、区域不平衡、减小峰谷差、保障安全供气及“保护环境、保卫蓝天”的重要解决措施。
3) 液化天然气应急储备调峰工厂的建设不受地形的限制, 是调整地方能源结构、“保护环境、保卫蓝天”的有力保障。
4) 通过完善政策法规、理顺价格机制、推行差别气价政策、开展多渠道融资机制是解决液化天然气应急储备调峰工厂建设中各类问题解决措施。
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应急调峰 篇3
与火电机组调峰相比,水电机组提供调峰的成本几乎可以忽略不计[3],而启停调峰又涉及机组的组合问题。因此,笔者重点研究火电调峰机组提供运行调峰所产生的调峰成本,从分析满足某时刻系统调峰需求而产生的调峰费用入手,基于影子价格,在满足系统运行约束的同时使被调度的调峰机组总费用最小为目标函数,最终得到调峰机组的最优调度策略。
1调峰机组运行调峰成本的数学建模1
1.1运行调峰成本分析
调峰服务分为运行调峰和启停调峰两类。就运行调峰而言,美国PJM市场认为其成本包括燃料成本、可变成本增量、附加成本与机会成本4部分。但究其实质,调峰机组所提供的调峰电量为被实时调用的备用容量[4],即在机组已预留了备用容量,备用成本已产生的前提下,机组再调峰所产生的成本才是调峰成本。因此文献[4]特意提到“机组调峰过程中所牺牲的发电容量应获得的利润属于备用机会成本,不应计入调峰机会成本中”。由此也可以看出,机组在提供运行调峰时, 已处于运行状态,且位于最优运行点。
因此机组的运行调峰费用包括与调峰容量相关的成本和与调峰性能相关的成本[5]。
与调峰容量相关的成本包括: 增加的燃料成本,即机组在调峰过程中消耗的燃料成本与其在对应最优经济调度运行时所消耗的燃料成本之差,因为机组要实时提供调峰电量,其必须增出力或快速降出力,前者意味着燃料成本增加,后者意味着机组需投油助燃; 由于机组降低出力而引起的热耗增加所产生的成本。
调峰机组需要保证其爬坡速率满足一定的要求,且具备持续不稳定运行的能力。若机组长时间持续运行调峰,则锅炉将消耗较大量的助燃油, 阀门及高加等辅助设备使用寿命缩短,突发事故概率增大。而汽轮机转子、锅炉汽包受交变热应力影响,将承受低周疲劳的损害,寿命缩短[6]。因此与调峰性能相关的成本包括运行和维护所增加的成本。由于调峰机组不平稳运行而使热耗增加所产生的成本,PJM成本运行导则中规定此值应不大于热耗最大值的0. 35% 。
综上所述,运行调峰机组总成本主要由机组的燃料费用增量、热耗增加所产生的费用和运行维护费用增量3部分组成。
1.2运行调峰成本的数学模型
根据上述分析,第i台调峰机组出力成本的数学模型为:
其中,fit为第i台调峰机组在第t时段的总调峰成本; ΔPit为机组的实际出力与其在对应最优经济调度运行时出力之差; ei( ΔPit) 为i机组在t时段的调峰实际调用量为 ΔPit时所产生的燃料费用; Mi( ΔPit) 为i机组在t时段的运行维护费用增量; Hi( ΔPit) 为i机组在t时段的热耗损失费用。 这里忽略区域间的联络线交换调峰电量与网损。
电力系统中常采用二次多项式构建发电机组的出力与耗量成本之间的关系,而表示的是燃料成本增量,因此基于简化计算的目的,构建其近似表达式为:
其中,ai、bi均为i机组的出力成本函数系数。
又由文献[5]可知,可根据历史数据获取单位调峰电量的维护成本增量平均值,即:
其中,ci为i机组的单位调峰电量的维护成本增量平均值。
同理,机组的热耗损失费用为:
其中,di为i机组单位调峰电量的热耗损失费用,可根据经验数据获得。
2调峰容量的调度策略
调峰服务通常具有一定的计划性[4],且其直接影响系统的有功平衡,因此笔者假设所研究的调峰机组的调度方式为集中调度。
辅助服务市场建立之后,辅助服务交易所得的利润要高于其他市场获得的利润[7]。而目前市场的定价有两种主要形式: 基于成本定价和基于供需关系定价。若某时刻系统的调峰需求已确定,则基于成本的定价方式可实现调峰机组的经济调度。因此假设对调峰机组所提供的调峰电量实施按成本支付的付费原则。
综上所述,要实现调峰机组的最优调度,即让代表用户购买调峰容量的电网调度中心购买费用最小。
2.1最优调度的数学建模
假设在t时段,研究区域的调峰需求量为Pd, 则相应的目标函数为:
其中,Ω 为该区域实际被调用的调峰机组的集合。
若t时段的调峰需求为上调峰,则该时段所调度机组的实际调峰出力应满足以下约束条件:
其中,为该区域中被调度调峰机组的最大出力Pi max与最小出力Pi min之差的总和,即该区域预留的上调峰容量上限。
若t时段的调峰需求为下调峰,则该时段所调度机组的实际调峰出力应满足以下约束条件:
其中,S-为该区域中被调度调峰机组的最大出力之和,即该区域所预留的下调峰容量上限。
针对目标函数( 5) ,结合约束条件( 6) 、( 7) , 建立拉格朗日函数如下:
式( 8) 即建立调峰机组最优调度策略的基本依据。
2.2调峰电量的影子价格
影子价格是指在其他条件不变的情况下,单位资源变化引起的目标函数最优值的变化[8]。其可以反映劳动产品、自然资源和劳动力的最优使用效果。因此,建构此价格等同于利用线性规划法求解得到反映资源最优使用效果的价格; 也实现了使有限资源总产出最大的同时相应经济评价最小。将此概念应用到机组调峰容量的调度问题上,则被调度机组的调峰电量影子价格反映了当其他条件不变时,被调度的调峰容量发生单位变化时式( 8) 拉格朗日函数值的变化。
据此,第i台被调度调峰机组在第t时段的调峰电量影子价格为:
2.3调峰电量影子价格的均衡值
由式( 9) 可得:
则所有被调度机组的总调峰出力为:
假设即t时段被调度机组的调峰电量刚好与系统需求量一致,则即
由此可定义各机组调峰电量的影子价格 λi的加权平均值为:
式( 12) 也可以看作为调峰电量影子价格的均衡值,即当所有被调度机组的调峰电量之和恰为系统的调峰需求量时为与各机组的影子价格所对应的影子价格平均值。
2.4调峰电量的调度策略
假设或其中Pio是机组i最优经济调度运行时的出力,即假设机组i的调峰费用足够小,以致其预留的调峰电量被全部调用。将上述两种情况下的 ΔPit值均记作Ait,以便后续推导。
根据式( 9) ,此时第i台被调度机组的调峰电量影子价格为:
这个假设与实际情况不一定相符,因此将由式( 13) 得到的 λAi与进行比较。
若则假设成立,第i台被调度机组调峰电量实际出力则此机组预留的调峰容量将被全部调用。反之,若
即将调峰电量影子价格的均衡值作为被调度机组实际调节出力的价格上限,此时第i台机组预留的上调容量只有部分被调用。需要说明的是,若此时 ΔPit的计算结果为负,说明机组i的影子价格远高于影子价格均衡值,只有当系统的调峰需求出现缺额时才会调用此机组。而实际被调度出力为区域实际所需调度出力与所有其他机组的实际被调度出力之差。若计算结果为负值的机组有多台,则系统的调峰容量缺额在机组之间分配所依据的原则是影子价格较小的机组优先获得被调度权。
3算例分析
假设所研究区域在t时段有6台机组拟提供调峰辅助服务,此时系统负荷为638MW,则与调峰相关的机组信息,如出力成本参数ai和bi、单位调峰电量维护成本增量的平均值ci、机组的热耗率di、机组的出力上下限Pi max和Pi min及最优经济调度运行时的出力Pio等数据[7,8]见表1、2。
元/MW2
MW
3.1基于影子价格的调峰容量调度策略
针对调峰需求情况,对上述调峰容量调度策略进行验证。
设在所研究时段,该区域的调峰需求量为110MW,则上述6台机组的Ait与影子价格见表3。
此时对应的影子价格均衡值为:
根据上述调度策略可知,机组1、3的影子价格均小于其对应的均衡值,因此其提供的上调峰容量被全部调用,可满足53. 94MW的调峰需求。 而机组4、6的上调峰容量为零,因此不被考虑。 机组2、5的被调度容量由式( 14) 可知均为负值, 因此只有在系统出现调峰容量缺额时这两台机组才可能被调用。此时系统的缺额为56. 06MW,又在 ΔPit∈[0,185]范围之内,机组2的影子价格大于机组5的影子价格,即单位资源变化时,相比于机组5,机组2会使目标函数式( 5) 更加偏离其最优值。因此,机组5获得优先被调度权,而机组2仅有15. 20MW的调峰容量被调用。上述6台机组被调度 的调峰容 量分别为40. 15、15. 20、13. 79、0. 00、40. 86、0. 00MW。
3. 2被调度机组调峰容量的成本分析
为验证上述调度策略的有效性,各机组单位调峰容量 的成本计 算结果分 别为134. 12、 241. 36、208. 09、317. 65、227. 14、398. 96元 / MW。 可见,机组在具有调峰容量的前提下,被调度的顺序依次为1、3、5、2、4、6。因此根据成本高低而进行机组调度的结果与上述基于影子价格而实施的调峰容量调度策略所得到的结论完全吻合。
4结束语
基于火电机组调峰成本而进行的调峰容量调度从生产者最关心的成本 - 利润角度出发,既可以调动机组参与调峰的积极性,又可以满足系统最优调度的需要。因此笔者以火电机组的运行调峰成本分析为基础,基于影子价格,提出了调峰容量的调度策略。算例表明该调度策略原理简单, 既便于执行,避免了常规最优调度的繁琐求解过程,又实现了调峰机组的公平调度,使系统的调峰总支付费用最小。
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应急调峰 篇4
2003年电力体制改革以来,虽然厂网分开、发电侧竞争的态势基本形成,但电力调度机构对并网发电厂调峰辅助服务无偿调用的方式没有发生变化。随着用电水平的提高及用电结构的变化,国内电网峰谷差不断加大,电网调峰问题日益突出,而对机组参与调峰的不同要求会对机组的安全性和经济性产生不同程度的影响。在电力市场环境中,为了给不同调峰性能的火电机组提供一个公平的竞争环境,鼓励火力发电厂积极参与电网调峰,需要对提供调峰服务的火电厂提供一定的补偿,确保其收回成本乃至获得合理的利润。否则,可能会出现电厂消极被动甚至变相抵制、威胁电力系统安全稳定运行的极端情况。
一些发达国家在完善电力市场化的同时,已经将调峰等辅助服务纳入其中。在美国PJM电力市场中,不单独设立调峰电厂,而将调峰义务分配到每个负荷服务企业(LSE),LSE可以利用自己的发电资源或通过与第三方签订合同来满足自己的调峰义务,也可从PJM购买这个服务[1]。北欧电力市场中要求市场参与者都必须具备调峰能力,当需要调用时,其实时价格是在正(或负)调节排序表上能够满足电力平衡的最低(或最高)报价[2]。
受诸多因素影响,中国电力市场建设迟缓,辅助服务市场体系也没有建立[3]。为规范市场秩序,解决电力调峰等辅助服务存在的问题,国家电监会于2006年11月下发办法,对并网发电厂辅助服务的管理作出明确规定[4],各区域电监机构于2008年底结合本区域系统特点出台了实施细则[5]。办法和细则将调峰辅助服务分为无偿调峰和有偿调峰2类:无偿调峰是机组应达到的基本调峰能力,不进行补偿;基本能力之上的为有偿调峰,采用事先确定补偿标准、定额补偿的方案。在有偿调峰与无偿调峰的划分标准上各区域各不相同。比如:华北地区要求非供热火电机组的基本调峰能力应达到额定容量的50%;华中地区则要求300 MW及以上机组达到50%,300 MW以下达到45%。各地标准的确定大都通过调研、座谈等定性方法确定,缺乏足够的理论支撑。文献[6]讨论建立了一种节能发电调度背景下基于等效可用负荷率概念的调峰容量补偿机制。文献[7]针对西北电网水电机组调峰成本没有得到合理补偿的问题,研究提出了一种调峰成本补偿的合作博弈方法。但针对现实情况,如何划分有偿调峰与无偿调峰的相关学术文献尚未见报道。本文旨在此方面进行初步的理论探索。
从国内外调峰技术的研究和现状来看,大型火电机组主要采用4种调峰运行方式[8],即低负荷调峰、启停两班制调峰、少蒸汽无负荷调峰、低转速旋转热备用调峰。低负荷调峰运行方式容易实现,机组不需要进行大的改动,又可以避免设备的频繁启停,因而是一种普遍采用的调峰方式,本文主要以这种调峰方式作为研究对象。由于供热、燃气等机组调峰涉及问题更为复杂,本文专门针对普通燃煤火电机组进行研究。
1 火电机组调峰运行的影响因素
低负荷调峰对火电机组运行的主要影响在安全性和经济性2个方面。
1.1 安全性
一般来说,火电机组只要变工况运行就涉及到安全性问题,特别是机组在进行深度调峰时。这些问题包括机组的膨胀与胀差、机组热变形、汽轮机末级叶片工作状况、给水泵等辅机的功耗及压损、机组轴瓦振动以及凝汽器真空下降等问题。
由于机组具体的损伤变形等情况对于研究有偿、无偿调峰标准而言不够直接,为此需要从中找出机组调峰在安全性方面的量化标识。
标识机组安全性的指标主要包括2个,即寿命损耗和最大降负荷速率。汽轮机转子除了受离心力等机械应力和由于温度变化使表面产生交变热应力导致的低频疲劳损耗外,在高温下运行还会遭受高温蠕变损伤。一般认为机组蠕变寿命损耗与疲劳寿命损耗相比,所占的比重较小,因而安全性主要强调疲劳寿命损耗[9]。
机组降负荷速率的快慢将会影响到机组高温部分(转子、汽包等)的温度变化,还会影响到机组热应力的变化,对机组的寿命损耗产生影响。每台机组在出厂时都有设计好的最大降负荷速率,在正常调峰情况下,机组都会在设定的最大降负荷速率以下改变出力,但特殊情况机组也可以超出最大降负荷速率而调节负荷,只是会对机组产生较大的热应力,造成相对较大的机组寿命损耗。
上述2个标识关联度很大。相比较,寿命损耗是较抽象且计算较繁琐的一种衡量机组安全性的参考量,而降负荷速率是最直接地描述机组自身变化情况安全性的参考量。
1.2 经济性
机组能耗特性反映了机组在各种负荷情况下耗用一次能源量的大小。从某种意义上说,机组能耗特性反映了机组经济性的高低。机组能耗的影响因素有很多,包括操作人员水平、季节变化、机组运行方式、设备热力特性改变、煤种变化等。从指标而言,煤耗率是研究调峰对机组经济性影响的代表性标识。
典型的机组能耗曲线如图1所示。在降负荷时,达到不投油最低稳燃极限之前,煤耗率是随着负荷的降低而缓慢下降的,但是在达到不投油最低稳燃极限(对应图1中A点)之后,由于机组需要投油助燃,将燃油量折算成煤耗之后,机组的经济性能下降,煤耗率随负荷的减少而增加。
2 基于凸包重心法的有偿与无偿调峰划分方法
根据第1节的分析,本文选取不投油稳燃极限和最大降负荷速率作为调峰影响机组经济性和安全性的代表性标识。
当然,由于机组的类型各不相同,理论上讲代表性标识的选择应把握3个原则:一是考虑机组特性的差异性;二是要相对简单明了;三是相关利益主体的广泛参与并在实践中调整完善。特别地,在市场化改革初期,辅助服务逐渐有偿化,必须充分考虑电源建设及机组技术发展的历史因素;反过来,由于代表性标识的设定,某种程度上会指导至少是影响电源建设的机组参数设计,因此一段时期内应维持代表性标识的相对稳定。
在同一电网中,各个火电机组在调峰的经济性和安全性上各不相同。划分有偿调峰与无偿调峰,关键是协调各机组的不同特点,折衷各方的意愿,聚焦各方的共识。聚类分析是研究数据间逻辑上或物理上相互关系的技术,其分析结果可以揭示数据间的联系和区别。通过对各机组的特性聚类,可以为有偿调峰标准的知识发现提供重要依据。
2.1 凸包重心法
凸包是计算几何中最普遍、最基本的一种结构[10,11]。设G为平面上有限个点组成的集合,若存在一个以G中的点作为顶点的凸多边形,使得G中其余点都在它的内部,则称此凸多边形为G的凸包。
对于平面上散乱的二维点集P={Vi|i=1,2,…,n},设P中x坐标最小的点称为P的最左点,记为ML。如果P中有多个点具有最小x坐标,则取其中y坐标最小的点为ML;同样,P中x最大的点称为P的最右点,记为MR。如果P中有多个点具有最大x坐标,则取其中y坐标最大的点为MR。从ML向MR的有向线段称为P的分界线,非自交的多边形称为简单多边形。假设多边形顶点以逆时针方向串联。对于简单多边形内任一顶点,连接其前后相邻顶点,产生一个新的简单多边形。如果该顶点位于新多边形内、外或相连的线段上时,分别称该顶点为原简单多边形的凹点、凸点或中性点。中性点的存在与否不影响单多边形的形状,可归为凹点。ML,MR两点必为凸点,将P的分界线以上的点按照x轴递增方向依次进行连接;将P的分界线以下的点按照x轴递减方向依次连接,并按上述方法去除凹点,则图形变为一个凸多边形。形成凸多边形后,其重心容易求得。
凸包思想认为,在点比较密集的情况下,凸多边形的重心在一定程度上可以反映出该凸多边形的特点,能概括该点集的特性。
2.2 有偿与无偿调峰划分方法
把某地区所有机组的不投油稳燃极限和最大降负荷速率数据整理出来,分别作为二维坐标系中的横坐标和纵坐标,则这些发电机组都是由不投油稳燃极限和最大降负荷速率描述的平面二维点,该地区的所有火力发电机组构成一个二维点集。这些二维点分别代表每一台火电机组在调峰问题上具有的自身特征,即每台机组自身的调峰能力标识。二维点集形成的凸包的重心MG(xG,yG)视为该地区的总体调峰标识,可作为该地区有偿调峰与无偿调峰的划分依据。
由于不投油稳燃极限和最大降负荷速率指标的量纲不同,在描述凸包和求解平面二维点间距离时可能影响比较效果,需要标幺化。不投油稳燃极限本身是以机组负荷为单位的,取机组额定容量为基准值;最大降负荷速率以kW/min来计量,可取本网中所有机组的最大值作为基准值。
设定机组凸包的重心为MG(xG,yG),在实际运行中,调度机构要求机组的调峰出力和调峰速度分别为xA和yA。提出如下判断准则:当xA≥xG且yA≤yG时,属于无偿调峰;当xA<xG且yA>yG时,属于有偿调峰。
3 算例分析
某地区有火电机组44台,总容量1 299 GW。机组容量都在100 MW以上,600 MW及以上火电机组4台,火电机组容量大多在200 MW～300 MW之间。该地区的所有火电机组都可参与调峰。机组的最大降负荷速率基准值为6 000 kW/min。以不投油稳燃极限(标幺值)为横坐标,以最大降负荷速率(标幺值)为纵坐标,建立二维平面如图2所示。由于同型号机组较多,使得机组在调峰性能上的相似性较大,反映到图2中二维点重叠较多。
由图2可以看出,点(0.5,1.0)距离其他点都相对较远,求该点集的凸包时,将其作为噪声点除去。根据第2节方法求得凸包,如图3所示,其重心MG坐标为(0.63,0.46),其物理意义为:当机组响应调度机构要求参与调峰,出力高于机组额定容量的63%且降负荷速率低于2 780 kW/min时,为无偿调峰;否则按有偿调峰给予合理补偿。
4 结语
电监会出台的并网发电厂辅助服务管理办法结束了电力调度机构多年来无偿调用调峰辅助服务的历史。本文以不投油稳燃极限和最大降负荷速率作为代表性标识,提出了基于凸包重心法的有偿调峰与无偿调峰划分方法和判断准则,在一定程度上为细化有偿调峰与无偿调峰的划分提供了理论依据。
本文的探讨是初步的,至少还有3个方面需要进一步深入研究:一是调峰的代表性标识如何确定并不断完善;二是由于数据收集困难,算例描述的机组属性相对简单,有偿调峰与无偿调峰的划分方法尚需在实践中检验;三是有偿调峰与无偿调峰划分准则下各电厂之间的补偿办法如何调整,补偿办法对公平性的影响很大,在实际实施时需要审慎确定。
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LNG调峰方式研究 篇5
1 国外天然气供气调峰方式简析
要想提高我们的调峰设施建设, 首先就需要找准我们自身的缺陷, 从缺陷中下手来提高自身。可以说, 我们现今的调峰方式虽然已经形成了一套自己的系统, 但是与国外发达国家来说还是有一定的技术差距的, 那就让我们先分析一下国外现今系统的操作方式和理念, 并以此借鉴。
1.1 国外常采用的供气调峰方法
世界的天然气在利用供气调峰时, 通常情况也是采用供气调峰和用气管理两种方式的相互结合, 这样的方式使得其可以以一个整体作为概念来调控气量以及供气之间的关系, 从而使的调峰更加合理。由于资源供给、市场需求、管网建设、地质构造及国家政策导向等因素的差异, 各国采取的调峰方法不完全一致, 但总的来说他们的观念是相同的, 就是注重效率, 通过整体来结合实际, 从而达到调峰的合理化。
1.2 以管网供气为主的国家的调峰方式
国家通过丰富的资源以及合理的管道网路构成了先进的可持续发展调峰方式, 不仅有消耗, 更有储备, 使得其可以为国家的发展以及公民的生活提供持续而足够的保障。
1.3 以进口LNG为主的国家的调峰方式
相对于那些天然气相对匮乏的地区, 天然气的资源主要是来自海上的LNG进口的国家, 这些国家本身不具备输气管网, 只是拥有局部的管道, 这些管道连接到海上的LNG接收端才能最终到达附近的局域性用户和电厂, 因此, 供气管网几乎没有不能够解决的供气调峰问题出现。另一方面, 有些国家相对的缺乏地下储气库的地质构造, 这些国家通常情况都是采用建设LNG储罐来增加自身在短期之内或者是现货LNG之间的贸易。
综上所述可以看出, 不管国家所在区位的天然气系统是否发达, 他们都是以天然气利用效率为第一生产力的, 这也就使的他们从观念上就是以开发生产效率为己任的, 从而使得资源的利用率提高, 尤其是天然气资源发达的地区, 他们不仅在资源上占据优势, 而且在资源开发商业有着非常大的优势, 使得他们既能使用天然气, 更能储备资源以备不时之需。而像日韩这些资源相对贫瘠要靠进口资源的国家, 他们在储存和现货贸易上打开突破口的方式同样也是可行的, 既符合国情也能达到相应目的。
2 我国天然气供用气调峰现状
近年来, 我国天然气的供用气调峰设施主要就是包括高压储气罐、地下储气罐、小型装置和高压输气管网四个方面。北京就使用的是高压储气罐。可以看出, 虽然我国的天然气事业从总体上是在蒸蒸日上的发展的, 但调峰设施的设置以及效率还远远不及发达国家, 在加上我国的资源随不说贫瘠但也不算发达, 这就使我国天然气事业的发展从资源到技术来说都很难为今后的发展提供足够的动力, 换句话说就是我国如果不发展高新技术, 那么天然气事业的发展很快将会走进一个瓶颈期。
我国现在的调峰系统主要的问题就是调峰形式过于单一, 我国地大物博面积辽阔, 不同的气候条件也应该有不同的调峰措施, 而落后的科技水准使我们很难在这方面有所突破, 而且调峰能力也略显不足, 使得即使相互适应的调峰方式与区位也无法达成最好的调峰能力。所以说, 我国现在调峰事业的当务之急就是提高科技水平, 借鉴发达国家的相关经验投入到我们的发展中来, 而且, 应当不断的增加地下储气库和其他调峰设施的研究建设力度, 在不断提高供气量的同时也要相应的确保用气的安全可靠。可以说, 我们的发展虽然很快, 但是依然任重道远。
3 对加快发展我国天然气供气调峰设施的建议
3.1 因地制宜、发展适合我国国情的调峰设施
在建设调峰设施的时候主要就是要根据当时的地质条件作出有效的措施, 另外, 还能考虑用气市场和输气干线地段的选择。我国的油气资源大多数是分布在西部偏远的地区, 这些地区所含的天然气资源特别丰富, 但是, 主要的消费市场却是在东部地区, 这就给输气的工作带来了很大的难度, 在市场中能够有效的找到合适的油气油气藏库址也是非常的困难。
3.2 大力发展地下储气库, 使其成为陆上管道天然气调峰的首要方式
地下储气库是一种最有效、适用范围最广的调峰措施。目前, 全世界共有储气库610座, 总工作气量为3200亿立方米, 其工作气量相当于世界年用气总量的12%左右。世界的地下储气库集中分布在美国、俄罗斯 (及其他独联体国家) 、加拿大、德国、法国等。
3.3 充分发挥LNG的调峰优势, 适度发展LNG调峰设施
与地下储气库相比, 采取LNG方式储存天然气的优势在于:一是LNG储存设施位于地面以上, 不需要像地下储气库那样依赖地下构造条件;二是LNG储存设施的“外输率”指标 (每日天然气外输能力与总储存能力的比率) 比传统的地下储气库高很多。
摘要：随着社会经济不断的增长, 科学技术不断的提高, 城市居民的生活用气量也不断增大, 虽然说城市天然气管网的建设在我国的主要城市内已经达到了相当高的标准, 但是用气量随时间变化仍然会出现大幅的波动使得用气量不稳并可能造成短暂停气现象。而从现代化技术的手段上来说, LNG接收站及配套管线的角度选择有效且经济合理的调峰方式是非常必要的, 即可以使得停气现象远离我们的生活, 更可以稳定波动保持凄凉的稳定。
关键词：LNG,调峰天然气
参考文献
[1]王莉, 庄建远, 檀建超.对加快发展我国天然气供气调峰设施的思考[j].国际石油经济, 2005年, 第六期[1]王莉, 庄建远, 檀建超.对加快发展我国天然气供气调峰设施的思考[j].国际石油经济, 2005年, 第六期
城镇燃气的调峰方式 篇6
1燃气的调峰方式
为解决均匀供气与不均匀用气之间的矛盾, 保证不间断地向用户供应正常压力和流量的燃气, 需要采取一定的措施使燃气供应系统供需平衡。一般要综合考虑气源、用户及输配系统的具体情况, 提出合理的调峰手段。
对于人工燃气供应系统, 可以考虑调整气源的生产能力以适应用户用气情况的变化。天然气供应系统中, 一般只在用气城镇距离天然气产地不远时, 采用调节气井产量的方法平衡部分月不均匀用气。
设置机动气源也是平衡季节或其他高峰用气的有效方式之一。对于城镇燃气供应系统在设置机动气源时, 应根据需要, 考虑可能取得的机动气源种类及数量。
一些大型工业企业及锅炉房等可作为城镇燃气供应系统的缓冲用户:在夏季用气低峰时, 供给它们燃气;冬季用气高峰时, 这些用户改用固体或液体燃料。
1) 地下储气
地下储气库储气量大, 造价及运行费用低。天然气地下储气库的建造是从根本上解决城镇燃气季节不均匀性, 平抑用气峰值波动的最合理、有效的途经, 社会效益和经济效益非常显著。
地下储气库储气就是在用气低峰时, 利用压缩机将燃气储存在地下储气库中, 在用气高峰时, 将燃气开采出来, 补充供气量的不足。地下储气库储气流程图如图1所示。
地下储气库一般是在挑选合适的地质结构建成的, 要利用地层储气, 需要准确掌握地层的有关参数, 如构造形状、大小、 油气岩层厚度、孔隙度、渗透率等。利用枯竭油气田地层储气, 就是把燃气压入枯竭的油田或天然气田的地层穴进行储气, 是地下储气方法中最简单、最理想、最经济而且较为安全可靠的一种, 也是使用最多的一种。
地下储气库压力高, 库容大, 在冬季用气高峰时期, 特别是气温突然降低引起用户用气量突变时, 储气库可以发挥巨大的调峰作用。对于长输管道发生突发事故无法正常工作时, 储气库可以保证长时间连续供气。
2) 液态储存
液态储存就是将燃气经过处理后, 利用低温制冷工艺将燃气冷却至-162℃形成低温的液体, 也称LNG。液化后的燃气的体积相当于同质量燃气体积的1/600。采用液态储存可以大大提高天然气的储存量。LNG技术工艺成熟, 安全可靠, 因此将其作为调峰气源, 具有广阔的发展前景。
近年来, 能源日趋紧张, 全球LNG贸易日趋活跃。研究表明[2], 从2005年到2010年, 全球LNG供应量累计增长了58%, 并且, 在国际天然气贸易中, LNG所占的份额从23% 上升到31%。
LNG的工业链包括预处理、液化、储存、运输、接收、 应用等环节。LNG供应系统流程图如图2所示。
3) 管道储气
利用高压长输管线储气是平衡城镇燃气小时不均匀用气的有效方法。
在稳定的工况下, 利用长输管线末端储气, 就是在夜间用气低峰时, 将燃气储存在管道内, 管道内压力将升高;白天用气高峰时, 再将管道内储存的燃气输出。输气管线末段的起点就是最后一个压气站的出口, 终点是城市配气站的进口。
2结论
在这几种调峰方式中, 储气罐储气和管道储气由于调节灵活, 并且操作方便, 是解决城镇小时不均匀性的主要方式; 储气罐储气、管道储气和液态储气相结合的方式, 来解决城镇的月用气不均匀性;地下储气库来解决月用气不均匀性。
参考文献
[1]詹淑慧.燃气供应[M].北京:中国建筑工业出版社, 2008.
[2]张帆, 宋宝辉.LNG—城镇调峰的优选气源[J].河南科技, 2012, (7) .
