天然气事故和季节调峰气源备用站方案选择.doc

天然气事故和季节调峰气源备用站方案选择根据东海天然气早期开采供应上海城市燃气工程(下游部分)可行性研究报告，由于上游每年有10天连续停供期，上游供应的天然气量不能完全满足下游季节负荷变化的要求，因此考虑建设解决事故供气和季节调峰的天然气事故和季节调峰气源备用站。一、建立事故气源备用站的必要性1、发挥事故气源站的功能东海天然气田为浦东唯一的供气气源，所以连续可靠供气的风险很大。储备一定量的天然气作为事故备用足不可缺少的，是保证连续供气的唯一方法。2、发挥季节调峰的功能近几年来由于大量发展民用，压缩与控制营事团及工业用气的发展方针，造成目前上海市工业用气比例非常小，民用气比例升高的局面。今年一季度全市工业用气量占22，而此局面在今后几年内将不会有较大的变化。根据预测资料显示，即使到1997年，民用、营事团及工业用气的比例为62:19:19(浦东地区)国外一般为4:2:4。如此小的工业用气比例，对李节调峰的压力非常大。为了稳定、可靠地供气，采用相应的季节调峰手段是非常必要的。3、可靠、稳定供气是浦东发展的需要浦东的发展方向是建成国际的经济金融贸易中心之一，为此创造良好的投资环境是浦东发展的基础，保证天然气能源供应，对浦东优良形象的树立具有相当大的作用，我们应采取积极的手段来保证用户用气的稳定和可靠。因此，建立事故气源备用站是保证不断用户用气的前提条件，是保证社会稳定和工营事团利益的可靠手段。二、季节及事故储气量的确定1、事故储气量的确定根据上海市煤气公司(下游)与上海石油天然气公司(上游)有关天然气销售原则协议(附件一)，上游提出一年中至少有连续10天的事故停供期。上游表示做到十天停供期已尽了最大努力。因此，下游至少应保证有10天的事故储气量：即120万M3/日10=1200万M3。2、季节调泽储气量的确定根据上、下游销售原则协议，上游同意天然气的供应量随着季节的变化可有20的波动，以帮助下游减轻部分的季节调峰压力，但其余部分由下游考虑。下游根据其91、92、93年三年的日负荷统计，并充分利用上游提供的20的调节量，列出了较能吻合负荷变化的天然气供应量分段表，以使季节调峰的储气量最小。天然气供应量表分段时间天然气购入量季节调峰量(万M3/日)(万M3)3月1日6月4日1202366月5日10月4日10226610月5日11月30日1208812月1日2月28日144110合计(全年平均120万M3/日)700由以上两项计算表明，季节及事故储气总量为：1200+700=1900(万M3)三、事故气源备用站的几种方案1、方案中有关数据计算的基础(1)天然气热值：9000KCal/Nm3(2)储气规模1900万M3(相当于19009000=171109KCal)(3)各方案投资估算中均不包括征地费。(4)各方案运行费用中全不包括折旧2、轻油制气方案轻油制气方案的工艺流程是轻油经过裂解，制成气体并使其甲烷化，最后制成代用天然气(SNG)。轻油制气方案考虑与石洞口煤气厂的现有设备相结合，设在石洞口煤气厂内，其主要设备包括轻油制气装置，甲烷化装置和输送代用天然气至浦东的约50公里钢管(包括过江管)。(1)规模计算轻油热值为11400KCal/Kg(47.7MJ/Kg)轻油制气(CRG)的热效率90%，甲烷化的热效率80则由轻油生产SNG的总热效率为9080=72田此轻油的单产为11400729000=912M3/T因此油槽的容量为（比重以0.6计）19009120.6=3.47万M3(2)投资估算a码头：4000万元b油槽：3300万元(包括季节调峰需要量)c装置:由于生产装置可以常开，并且有30到105的生产能力调节范围。因此生产规模可不考虑季节调峰时的生产量。每套可产SNG25万M3/日左右，因此五套装置即可达125万M3/日，足够满足事故备用气源的需要。参照石洞口引进价格，每套约1200万美元，五套共需6000万美元。按8.7的汇率计算，约5.22亿人民币。再加上安装费包括码头油槽估计总费用6亿5千万元人民币。(3)建设周期关键部分要从国外引进，因此从谈判、设计、采购、安装直至运行至少需2-2.5年。(4)启动时间轻油方案考虑热备，则运行费用非常大；若考虑冷备，启动时间约需5天。因此无法满足在突发性事故时，在短时间内投入运行，向城市管网提供气源的要求。(5)原料的来源轻油原料考虑进口，货源有保证(6)成本估算进口轻油到岸价以$220/T计，汇率1美元=8.7元人民币，代用天然气的油成本2208.7912=2.1元/M3油成本占运行成本的81.75%(石洞口数据)，则代用天然气的成本价为2.1081.75=2.57元/M3。(7)方案分析a可在石洞口煤气厂内建造，不需再征地，可利用石洞口码头，可减少建造其它生产辅助设施和生活等设施。b如果设备冷备，启动慢，不适用作事故气源站，同时设备长期备用，使用效率低；如果设备热备，运行费用高，经济上考虑不适合。c如果此方案中利用石洞口码头，则需排长约50公里的管道。把气送到浦东，而管道投资估计约1.5亿元，因此考虑在石洞口扩建时的投资比单独在浦东建厂要高。但是考虑到将来浦西也转换成天然气，那么管道投资仍然是必需的，不能作为在石洞口扩建的缺点。故此1.5亿管道投资在方案比较时没有列入总投资中。3、LPG+空气方案LPG+空气方案是利用液化石油气(纯丙烷)掺混空气的方法制成代用天然气。其主要设备包括：液化气码头、空气掺混装置及液化气储罐。LPG的热值为11000KCal/Kg因此LPG的需要量为171109KCal11000KCal/Kg=15.5106Kg=15.5103T考虑球罐对纯丙烷的充装系数为0.42T/M3，因此所需球罐容积为15.51030.42=37000M3(相当于石洞口42000M3的5倍)该站总占地面积估计为300亩。(2)投资估算a球罐：需2000M319只，分3-4个地点建站。按石洞口93年的数据，平均每只2000M3球罐建造费用约2500万元(包括附属设备)，因此19只的罐的费用约为4.75亿元。b掺混装置：美国SamQick工业公司的LPG-Air混合装置(Biendaire)包括一套SQI-CVAM遥控操作盘，功能被全部模拟在盘内，制气装置可进行远距离遥控，流量误差为2。每套最大供气能力为在1.05MPa下供764875NJ/时，相当于热值为9000KCal/NM3的代用天然气2万M3/时。因此需配置这类掺混装置3套，总投资约0.85亿元左右。c液化石油气的码头建设投资约4000万元以上三项a+b+c的总投资为6亿元(3)建设周期按石洞口的经验，如果集中力量，可在11.5年内建成。(4)启动时间由于工艺简单，启动时间很短(半天)，因此该方案能满足事故发生时在短时间内向城市管网提供代用天然气的需求。(5)原料的来源：该方案原料为纯丙烷，需要进口，来源较可靠。(6)成本估算进口LPG(纯丙烷)的到岸价以$200/T计，运行费以360元/吨计，汇率按8.7元人民币/美元，则原料费和运行费共计2008.7+360=2100元/吨=2.1元/公斤，掺混时的产率为1.22M3/kgLPG，则原料为成本2.11.22=1.72元/M3，加上掺混运行费用，估计总的费用将不超过1.90元/M3(9000KCal/M3)。为了保证用户正常燃烧，华白数波动应在许可范围内，则LPG+AIR的热值要提高到11700KCAL/M3此时的成本将相应提高到2.47元/M3。(7)方案分析a.LPG+Air方案工艺成熟，建设周期短。b.该方案设备操作简单，启动时间短，可以满足事故发生时应急的需要。c.码头和储罐可以在全市内调节使用。d.由于LPG在掺混时消耗的电能较少，而掺混时又没有热损失，故其热效率很高。e.掺混站若能提前建造，则可在东海天然气到来之前实施部分转换，减少了天然气到来后转换工作量，可缩短天然气的转换时间。f.考虑纯丙烷露点与压力的关系，最大工作压力不能超过0.8-1.OMPaG，低于天然气1.5MPaG的设计压力，因此必须从34点把代用天然气送入管网，相应建造3-4套独立的LPG+Air掺混装置及储罐，占地面积大(共需300亩)管理困难。g.由于掺混后代用天然气的比重比天然气重，为了保证用具良好的燃烧工况(华白指数，燃烧势波动应控制在一定范围)，代用天然气的热值将调节到天然气的130，由于气价的计算是以体积为单位的，因此将给煤气公司带来较大的额外的损失。h.采用此方案生产的代用天然气由于气质有变化，对一些燃烧要求比较高的工业用户将带来不利的影响。i.采用此方案需建造码头，要求岸线长200米。4、LNG方案LNG方案是将东海天然气液化，储存于低温(-162)常压的储罐中。当外界需气时，罐中的LNG被重新气化，送入管网中。LNG方案主要由净化系统、液化系统、储存系统再气化系统和其它辅助系统组成。(1)规模计算以储量1900万M3天然气计算，储罐容积至少为35000M3。液化能力：25.2万M3/日天然气气化能力：166万M3/日天然气(考虑冬高峰日供气量)(2)投资古算：根据由日本大阪煤气公司和法国煤气公司帮助完成的LNG站方案设计，估计总投资在5.5亿元人民币左右。(3)建设周期根据法国煤气公司的LNG站方案设计，建设期需30个月。(4)启动时间由于LNG站内采用两种不同的气化方式，-是利用海水(或江水等)天然热源的开架式气化装置，适用于季节调峰用；二是浸没燃烧式气化装置，启动时间短(半天)，适用于事故工况。(5)原料来源，为用气低谷时富余的东海天然气。(6)成本估算：(1)原料：1.87元/m3(2)液化和气化成本：0.33元/m3(3)每立方米气价为1.87+0.33=2.2元/M3(7)方案分析a.LNG方案可与进口LNG的规划相适应，实现上海市能源向天然气的转换，是燃气现代化的发展方向。b.如果考虑与进口LNG的规划相结合，该LNG站应靠近码头设置，占地约90亩，考虑今后规模的扩大需予留用地面积180亩，岸线长500米。c.LNG方案的成本价约2.2元/m3，在三个方案中居中，但考虑进口LNG，扩大供气规模后(全市年耗天然气2百万吨(LNG)的规模)，天然气的成本价将大大降低，约1.4元/m3。5、方案比较：几种方案比较汇总为下表：项目名称代用天然气（SNG）液化石油气掺空气LPG+Air进口液化天然气LNG工艺轻油轻油制气甲烷化SNG液化石油气+空气代用天然气液化天然气气化天然气主要设备轻油制气装置5套、甲烷化装置配套液化气码头、空气渗混装置34套、2000立方米储罐19只LNG储罐气化装置投资6.5亿（6000万美元）6亿（49000万美元）5.5亿（3500万美元）建设周期23年1.52年22.5年备用设备启动时间5天半天半天原料价格轻油220美元/吨LPG200美元/吨1.87元/米成本估计按每米天然气计2.58元/米31.90元/米32.2元/米3占地岸线在石洞口厂区300亩200米90亩500米优缺点1、可在石洞口煤气厂内建造2、启动慢，成本最高。3、设备长期备用，使用效率极低。4、投资最高1、上马快2、码头与储罐可以全市调节使用。3、占地面积大。4、在纯丙烷条件下，最大工作压力只有0.81.0MPaG需分34个点。分别送入管网。1、可以结合上海市转换天然气规划，是燃气现代化发展方向。2、规模扩大后成本最低，（低于目前人工煤气）。四、事故气源备用站方案选择通过以上几种方案的分析比较，我们选择LNG方案，有以下几点理由：1、从世界城市煤气结构的发展看，使用天然气代替人工制气是必然趋势。上海是一个国际性城市，天然气结构上要逐步与国际结轨。东海天然气扩大开采的可能还不明朗，进口LNG是最为合理的方案。上海有海岸、码头、具备进口LNG条件，目前建造LNG站，不但从技术上是一种储备，而且为今后进口LNG创造了条件。2、随着上海城市现代化的发展，彻底解决环境污染，给上海人民一个优美清洁的生活空间的愿望己越来越强烈。为此，根据市府领导的指示和上海市燃气发展规划，上海不再建造煤制气厂，今后的气源主。要依靠天然气，不足部分辅之液化石油气。杨树浦煤气厂、吴淞煤气厂、浦东煤气厂在设备超过年限后，也不再考虑同样制气设备翻造，逐步向天然气过渡。因此，选择LNG方案可以远近结合，实现全市向天然气逐步转换的目标。3、三种方案中无论哪一种投资都很大，若仅作为季节调峰和事故备用，都不经济。因此方案的选择必须考虑是否能与其他用途和远期发展相结合，进口LNG方案不仅满足远期发展需要，而且在上海天然气供应系统中必需发展第二气源，进口LNG是比较理想的第二气源。4、根据上海市煤气公司的供气预测，到19981999年，除东海天然气120万m3/日外，全市气源还有缺口约需天然气量50万m3/日。此部分天然气量需要进口来补足，因此，当在选择事故气源备用站方案时，更有必要与19981999年的进口天然气方案相结合。5、由于三种方案都需要较大量的外汇投资，而外汇来源目前已有意向的是亚行贷款或法国政府贷款、亚行贷款为天然气项目贷款，上、下游贷款的使用还有一个平衡问题，如果下游部分5千万美元的贷款额移用给上游的话，则必须争取法国政府贷款。法国政府一再表示，只对LNG站项目贷款有兴趣。五、对LNG方案的两点补充说明1、考虑到LNG方案与进口天然气方案相结合，若能提前，建造码头和LNG站，则能以进口少量的天然气来作为事故气源备用站的储量，这样能减少净化系统和液化系统，降低运行成本。2、根据可行性研究报告中输配管网的水力计算，LNG站选址在五号沟较有利，根据有关消息，挖入式码头将不在五号沟建造因此LNG站选址五号沟是可能的，LNG码头是引进LNG的必要设施。若无此码头，上海市燃气将停顿在使用人工煤气水平上，无法适应国际大都市的发展要求，对上海地区的大气环境、能源结构影响深远。第 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