洪開榮

(中鐵隧道集團(tuán)有限公司，河南 洛陽 471009)

0 引言

石油和天然氣戰(zhàn)略儲備是保障能源安全穩(wěn)定供應(yīng)、確保國家正常運(yùn)轉(zhuǎn)的重要手段之一，在戰(zhàn)時(shí)、大規(guī)模禁運(yùn)等非常時(shí)期則可用于應(yīng)對國際石油市場的劇烈動(dòng)蕩、穩(wěn)定供求關(guān)系、減緩或屏蔽可能給國民經(jīng)濟(jì)帶來的沖擊，尤其是近期國際和我國周邊態(tài)勢的發(fā)展，更加凸顯了油氣能源儲備具有重要的現(xiàn)實(shí)意義與長遠(yuǎn)的戰(zhàn)略意義。

基于國內(nèi)石油資源不足，原油產(chǎn)量不能滿足需求，供需矛盾突出，進(jìn)口石油依存度不斷增大;國際石油價(jià)格波動(dòng)對我國經(jīng)濟(jì)的影響越來越大，抵御風(fēng)險(xiǎn)的能力較差;世界石油資源爭奪日益激烈，境外資源空間逐步縮小，我國跨國公司對外直接投資時(shí)會(huì)受到西方跨國公司的擠壓和地方勢力的排擠;我國對海上石油運(yùn)輸通道控制力薄弱，過分依賴中東和非洲地區(qū)的石油和單一的海上運(yùn)輸路線，將使我國石油進(jìn)口的脆弱性凸現(xiàn);缺乏健全完善的能源安全預(yù)警應(yīng)急體系，沒有國際公認(rèn)的石油戰(zhàn)略儲備及商業(yè)儲備;地緣政治形勢復(fù)雜，美國等國在我國周邊軍事滲透構(gòu)成威脅等原因，促使我國于2003年正式啟動(dòng)建立石油儲備體系［1］。

瑞典早在1930年就有了將石油產(chǎn)品儲存在地下離壁的鋼罐內(nèi)，20世紀(jì)30年代末，有了將石油產(chǎn)品儲存在地下混凝土罐內(nèi)，利用地下水密封的技術(shù)［2］。我國修建地下水封能源洞庫可追溯到1977年——黃島地下水封石洞原油庫。水封洞庫以其存儲量大、安全性高、應(yīng)急能力強(qiáng)、使用壽命長等優(yōu)點(diǎn)，成為目前國際上油、氣資源的主要儲存方式，該項(xiàng)技術(shù)一直被國外壟斷。中鐵隧道集團(tuán)有限公司通過參加汕頭LPG工程建設(shè)，不斷進(jìn)行技術(shù)研究，從黃島LPG地下水封洞庫項(xiàng)目開始，就已經(jīng)打破了國外壟斷技術(shù)［3-4］。目前，國內(nèi)已經(jīng)建成4座LPG地下水封洞庫和2座小型儲油地下水封洞庫。

雖然地下水封能源洞庫技術(shù)在我國能源儲備領(lǐng)域得到了一定發(fā)展，但我國修建地下水封洞庫的起步較晚，還缺乏大型原油地下儲庫的建設(shè)經(jīng)驗(yàn)，需要解決的難題較多。因此，有必要了解地下水封能源洞庫的國內(nèi)外發(fā)展現(xiàn)狀和發(fā)展前景，分析地下水封能源洞庫的優(yōu)點(diǎn)和優(yōu)勢，探討地下水封能源洞庫的關(guān)鍵技術(shù)、發(fā)展方向和趨勢。

1 能源儲備的緊迫性和作用

1973年第1次世界石油危機(jī)以后，美國、日本和西歐一些國家都相繼進(jìn)行了石油和天然氣戰(zhàn)略儲備，各國戰(zhàn)略石油儲備量如圖1所示。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前經(jīng)合組織戰(zhàn)略石油儲備可消費(fèi)93 d，其中，美國158 d，日本 169 d，法國 116 d，韓國 75 d［5］。

圖1 經(jīng)合組織成員國戰(zhàn)略石油儲備量Fig．1 Strategic oil storage quantities of main member nations of OECD

我國石油儲備經(jīng)過長時(shí)間的建設(shè)，特別是進(jìn)入21世紀(jì)以來，建設(shè)步伐逐步加快，目前石油儲備消費(fèi)可達(dá)40 d。

天然氣產(chǎn)量由2001年的303億m3增長到2010年的968億 m3，年均增長率達(dá)到13．5%;消費(fèi)量由2001年的274億m3增長到2010年的1 090億m3，年均增長率達(dá)到16．1%［6］。2000—2011年我國天然氣產(chǎn)量、消費(fèi)量及其增長率如圖2所示［6］。

圖2 2000—2011年我國天然氣產(chǎn)量、消費(fèi)量及其增長率Fig．2 Production quantities，consumption quantities and increasing rates of China’s natural gas from 2000 to 2011

我國自1993年成為原油凈進(jìn)口國以來，石油的供需缺口呈現(xiàn)逐年擴(kuò)大的趨勢，預(yù)計(jì)到2020年缺口將達(dá)到2．3億t，屆時(shí)預(yù)計(jì)將有70%的石油必須依靠進(jìn)口，大大超出了50%的國際“警戒線”［7］。從2008年開始，我國天然氣出現(xiàn)缺口，而且缺口呈增長趨勢。預(yù)計(jì)到2015年，我國天然氣供需缺口將高達(dá)400億m3［8］。天然氣供需關(guān)系如圖3所示［8］。

圖3 2008—2020年天然氣供需關(guān)系圖Fig．3 Supply quantities and consumption quantities of natural gas from 2008 to 2020

我國自2006年成為天然氣進(jìn)口國，且對外依存度不斷增大。2010年我國引進(jìn)境外天然氣166億m3，對外依存度超過10%。預(yù)計(jì)到“十二五”末，對外依存度將達(dá)到40%左右，到“十三五”末將達(dá)到50%左右;我國目前設(shè)計(jì)儲備氣量30億 m3，調(diào)峰能力只有14億 m3，僅為全年總用氣量的 2．2%左右［6］。

能源儲備的主要作用有:1)調(diào)峰，滿足季節(jié)性(如冬季采暖)高峰需求;2)應(yīng)急，設(shè)備故障或誤操作造成的短時(shí)間事故的臨時(shí)需求;3)平抑價(jià)格，通過市場運(yùn)作，遏制人為的價(jià)格過度波動(dòng);4)戰(zhàn)略保障，應(yīng)對時(shí)間較長的各種政治動(dòng)蕩、自然災(zāi)害、戰(zhàn)爭的影響。從這4方面來看，我國應(yīng)高度重視能源儲備工作。

2 國內(nèi)外儲能方式與發(fā)展

2．1 儲能方式

目前世界上除地表儲油(氣)罐(見圖4)外，還廣泛應(yīng)用了鹽巖層空洞(見圖5)、廢礦坑(見圖6)、巖石的含水層(見圖7)、枯竭油氣藏(見圖8)、天然或人工巖石洞室等儲能方式，主要儲存原油、天然氣和成品油氣等。

圖4 地表儲油Fig．4 Energy storage at ground surface

圖5 天然鹽巖洞穴或人工鹽巖洞穴儲油Fig．3 Oil storage in natural salt rock cavern or artificial salt rock cavern

圖6 利用廢棄礦井加上水幕系統(tǒng)儲油Fig．6 Oil storage in abandoned mines under the help of water curtain system

圖7 地質(zhì)條件較好的含水層儲油Fig．7 Oil storage in aquifer

圖8 枯竭的油氣層儲油Fig．8 Oil storage in exhausted reservoir

目前，世界上采用人工或自然巖洞儲存油氣方式占統(tǒng)治地位，僅用于儲存天然氣的地下庫就有610多座。其中，460多座是利用廢舊油氣田，80座利用地下水藏，65座巖溶洞庫，工作氣量達(dá)320 Nm3。這種儲存油氣方式主要分布在俄羅斯、美國、法國、加拿大、德國、英國、西班牙、比利時(shí)、挪威、韓國和日本等國家。我國絕大部分石油儲備由一系列10萬m3大型鋼制儲油罐組成，如圖9所示。

圖9 10萬m3大型鋼制儲油罐Fig．9 Oil-storage steel tank with 100 000 m3capacity each

2．2 國外儲能的現(xiàn)狀與發(fā)展

美國共建有地下儲氣庫436座，庫容2 375×108m3，有效氣量1 211×108m3，相當(dāng)于年消費(fèi)量的20%左右，是目前世界上擁有天然氣地下儲氣庫數(shù)量最多、發(fā)展最早的國家。

第1次世界大戰(zhàn)期間有了地下儲存烴類產(chǎn)品的理論。北美是最早開發(fā)建設(shè)儲氣庫的地區(qū)，加拿大于1915年在安大略省韋蘭市(Welland)建成了第1座地下儲氣庫，北美地區(qū)儲氣庫數(shù)量與建成時(shí)間如圖10所示;美國于1916年利用港口城市布法羅(Buffalo)附近的一個(gè)枯竭氣田建設(shè)了第1座真正使用的地下儲氣庫。1916年德國人提出了在鹽巖中建造地下油庫，1945年美國人把這種設(shè)想變?yōu)楝F(xiàn)實(shí)。第2次世界大戰(zhàn)期間，地下油庫儲存方式和儲存油品有了進(jìn)一步拓展，1939年瑞典開始建造地下巖洞油庫。前蘇聯(lián)于1958年在卡盧加開始建造地下儲氣庫。1956年開始利用水封原理在斯堪的納維亞及世界各地建造地下無被覆巖洞油庫，見圖11。

圖10 北美地區(qū)儲氣庫數(shù)量與建成時(shí)間Fig．10 Quantity and construction time of gas storage caverns in North America

圖11 無被覆巖洞油庫Fig．11 Unlined oil storage cavern built in rock

2．3 國內(nèi)儲能的現(xiàn)狀與發(fā)展

我國于1977年7月建成第1座人工水幕地下水封洞庫——黃島地下水封石洞原油庫，容量為15×104m3，至1989年8月共運(yùn)行了289次，進(jìn)、出原油204×104t，隨后停用。1976年建設(shè)第2座地下水封洞

庫——浙江象山柴油地下庫，容量為4×10 ，經(jīng)20世紀(jì)90年代修復(fù)使用至今。1998年汕頭開始投資建設(shè)我國第1座地下水封LPG儲庫，容積為20×104m3。2002年在寧波建成了我國第2座地下水封LPG儲庫，容積為50×104m3。2009年在珠海投資建成了地下水封LPG儲庫，容積為40×104m3。2008年在黃島投資建設(shè) LPG地下儲庫工程，總庫容為50×104m3。2011年，在煙臺投資建設(shè)地下儲氣洞庫，總規(guī)模為100 ×104m3。

3 地下水封洞庫的優(yōu)勢

3．1 造價(jià)低

在一定規(guī)模下，地下水封巖洞儲庫的造價(jià)明顯低于儲存能力相當(dāng)?shù)牡厣蟽?。一般建造容積為300×104m3的原油地下水封巖洞油庫的投資要比地面油庫節(jié)省20%的費(fèi)用，一般建造容積為50×104m3的LPG地下水封巖洞油庫的投資要比地面LPG庫節(jié)省30%的費(fèi)用。

3．2 運(yùn)營費(fèi)用低

1)由于地下溫差小，保濕性能好，石油及天然氣不易揮發(fā)，也不易泄漏。

2)地下水封巖洞儲庫容積大、單體洞庫少，既可以減少相應(yīng)的設(shè)備，又便于生產(chǎn)管理;另外，地下水封巖洞儲庫堅(jiān)固耐用、不易損壞、維修量少、維護(hù)費(fèi)用低，一般可減少50%的運(yùn)營費(fèi)用。另據(jù)介紹，國外地下油庫的保險(xiǎn)費(fèi)僅為地面油庫的1/3。

3．3 安全性高

地下水封巖洞儲庫埋于地下，油氣散失量小，大大降低了火災(zāi)和爆炸的危險(xiǎn)性，安全可靠，消防設(shè)施簡單;同時(shí)，抗震能力強(qiáng)，能抵抗爆炸，有利于戰(zhàn)時(shí)防備。

據(jù)實(shí)驗(yàn)，埋深為6 m的地下油庫就能承受一般炸彈的轟炸，埋深為30 m的地下油庫可以承受各種炸彈的直接命中轟炸。所以，地下儲庫戰(zhàn)時(shí)很安全。

3．4 占地面積小，環(huán)境效益好

地下水封巖洞儲庫的地面設(shè)施占地面積小，而地下洞庫上面的土地還可以進(jìn)行種植和綠化等;同時(shí)，建造地下洞庫時(shí)挖掘出的石渣還可以用作建筑材料。地下水封洞庫與地面油氣庫相比，操作運(yùn)行時(shí)基本無油氣排放，事故率低，有利于環(huán)境保護(hù)。

4 地下水封洞庫的關(guān)鍵技術(shù)

4．1 地下水封洞庫的儲能方式

地下水封洞庫采用液態(tài)方式存儲，大型 LPG(LNG)儲存一般采用常溫高壓液態(tài)儲存和常壓低溫液態(tài)儲存2種方法。液化后的體積是原氣體體積的幾百分之一。

1)常溫高壓液態(tài)儲存。如在20℃時(shí)，丙烷的液化壓力為0．8 MPa，丁烷的液化壓力為0．2 MPa。

2)常壓低溫液態(tài)儲存。如在0．1 MPa下，丙烷的液化溫度為-42℃，丁烷的液化溫度為-1℃。

4．1．1 地下水封洞庫的一般形式

地下水封洞庫是在穩(wěn)定的地下水位以下(一般低于水位5 m以上)的天然巖體中，以人工開挖方式修建的，由巖體和巖體中的裂隙水共同構(gòu)成儲油空間的一種特殊地下工程。

地下水封洞庫由儲能洞室、施工巷道、豎井(操作豎井)、泵坑和水幕系統(tǒng)等單元組成，如圖12所示。

圖12 地下水封洞庫的一般形式Fig．12 Sketch of underground water-sealed oil storage cavern

4．1．2 地下水封洞庫的水封形式

地下儲油庫的水封形式有3種:1)自然水封，2)人工水封，3)上述2種方法的結(jié)合。地下水封洞庫的水封形式如圖13所示。

圖13 地下水封洞庫的水封形式Fig．13 Pattern of water sealing of underground oil storage cavern

4.1.3 地下水封洞庫的庫底水位

在地下水封洞庫儲存油品的發(fā)展過程中，通常采用的有2種方式，一種是固定水位法儲油(見圖14)，另一種是變動(dòng)水位法儲油(見圖15)。變動(dòng)水位法在地下水封洞庫發(fā)展早期采用較多。目前使用較廣泛的是固定水位法，我國的地下水封洞庫都是采用這種方式儲存油氣品。

圖14 固定水床水位法(單位:m)Fig．14 Oil storage with fixed water level(m)

圖15 變動(dòng)水床水位法(單位:m)Fig．15 Oil storage with changing water level(m)

4．2 關(guān)鍵技術(shù)

4．2．1 洞庫的穩(wěn)定性地下水封洞庫斷面大，呈群狀布置，各洞室空間交錯(cuò)，相鄰間距較小，且主洞室大多為高邊墻、大跨度、無襯砌結(jié)構(gòu)，因而，洞庫的穩(wěn)定性極其重要。

4．2．1．1 洞庫方向與間距的設(shè)計(jì)地下水封洞庫在設(shè)計(jì)上要考慮合理的洞室方向與間距。洞室的軸線應(yīng)平行于主應(yīng)力方向;洞室的間距要綜合考慮埋深、地應(yīng)力大小、圍巖條件、斷面形狀等因素，可通過數(shù)值模擬計(jì)算確定，一般取洞室跨度的1．5～2．0倍。地下水封洞庫的間距設(shè)計(jì)如圖16所示。

圖16 地下水封洞庫的間距設(shè)計(jì)圖Fig．16 Design of spacing between oil storage caverns

4．2．1．2 洞庫控制爆破技術(shù)

洞庫開挖爆破時(shí)，必須進(jìn)行控制爆破(見圖17)，以減少對圍巖的擾動(dòng)，避免爆破震動(dòng)波對地下相鄰洞室產(chǎn)生影響。

圖17 洞庫控制爆破技術(shù)Fig．17 Controlled blasting of oil storage cavern

4．2．2 水封的可靠性

4．2．2．1 洞室埋深

地下水封儲油庫的最大特征就是利用地下洞室周圍形成的地下水壓大于油壓，使油品不能從裂隙中漏走。一旦地下水位不穩(wěn)定或深度不足，地下水壓會(huì)發(fā)生變化，容易引起油品泄漏。因此，確定合理的洞室埋深，確保最低地下水位，是地下水封洞庫設(shè)計(jì)施工的主要控制點(diǎn)。

依據(jù)上述原則，從儲油洞室拱頂算起，洞室埋深=穩(wěn)定的地下水位埋深+開挖引起地下水下降漏斗高度+洞室內(nèi)最大工作壓力折合的水頭高度+水封安全高度(取20～25 m)，洞室埋深的確定如圖18所示。

圖18 洞室埋深的算法Fig．18 Calculation of cover depth of oil storage cavern

4.2.2.2 水幕技術(shù)

大斷面洞庫開挖、地下水位控制是地下水封洞庫項(xiàng)目建設(shè)的重點(diǎn)和難點(diǎn)，水幕技術(shù)是決定LPG工程成敗的關(guān)鍵。該技術(shù)是將近百米長的鋼管鍥入地層深處，用水封住巖層縫隙和氣孔。施工期間，必須監(jiān)測并維護(hù)地下水

位線和孔隙水壓力。如果地下水位線下降到臨界狀態(tài)(地下水位警戒線)，則整個(gè)儲氣工程將會(huì)報(bào)廢［4］。

水幕系統(tǒng)是為了改善儲庫周圍巖石縫隙的水文流動(dòng)形式，在巖體里提供的一個(gè)人工補(bǔ)水系統(tǒng)，以維持較高水壓。一般分為水平水幕(見圖19)與垂直水幕(見圖20)2種型式。

圖19 水平水幕Fig．19 Horizontal water curtain

圖20 垂直水幕(單位:m)Fig．20 Vertical water curtain(m)

水幕系統(tǒng)包含水幕巷道(見圖21)、水幕孔、各種檢測孔與儀表電纜孔等，其主要功能是:1)在洞庫施工期，避免儲洞和水幕之間的圍巖失水造成巖石中形成氣囊，影響洞室的氣密條件;2)在儲庫運(yùn)行期，保證地下儲存產(chǎn)品所必需的水文流動(dòng)條件，是保證地下水穩(wěn)定性的后備系統(tǒng)。

在主洞庫施工完成后，應(yīng)對水幕巷道進(jìn)行徹底的清洗，并拆除巷道內(nèi)的各種管線及設(shè)施。從交通巷道灌水進(jìn)入水幕巷道，再從水幕巷道自然流入水幕鉆孔形成水幕。洞內(nèi)豎向水幕孔施工如圖22所示，洞內(nèi)水平水幕孔施工如圖23所示。

圖21 水幕巷道Fig．21 Water curtain gallery

圖22 洞內(nèi)豎向水幕孔施工Fig．22 Drilling of vertical water curtain boreholes from inside the gallery

圖23 洞內(nèi)水平水幕孔施工Fig．23 Drilling of horizontal water curtain boreholes from inside the gallery

4．2．3 封塞的密閉性

混凝土封塞是儲氣、儲油工程最重要的結(jié)構(gòu)物之一，封塞的質(zhì)量對洞庫運(yùn)營期間的密閉性有重要影響。

封塞屬大體積混凝土結(jié)構(gòu)，施工時(shí)需一次連續(xù)澆筑完成，混凝土澆筑后產(chǎn)生大量水化熱，使混凝土內(nèi)部溫度升高，可能導(dǎo)致混凝土表面產(chǎn)生溫度裂縫，從而影響封塞的封閉效果，洞庫封塞如圖24所示。

封塞分為巷道封塞(見圖25)和豎井封塞(見圖26)。

巷道封塞的關(guān)鍵技術(shù)有:1)封塞處圍巖表面不允許噴混凝土;2)必須進(jìn)行回填注漿與接觸注漿;3)應(yīng)采用循環(huán)水管降溫，控制溫度裂縫。

豎井封塞的關(guān)鍵技術(shù)有:1)封塞處圍巖表面不允許噴混凝土;2)豎井管道安裝后，再澆筑封塞;3)在封塞與圍巖接觸面必須進(jìn)行接觸注漿［9］。

圖24 洞庫封塞Fig．24 Sealing plug of storage cavern

圖25 巷道封塞Fig．25 Sealing plug of gallery

4．2．4 注漿的可控性

注漿是控制洞庫滲漏水的關(guān)鍵，良好的注漿效果可以減少開挖期間的滲漏水，控制洞室壁面的滲水量，有利于保持必要的水位線高度，封閉裂隙而減少氣體逃逸。注漿控制標(biāo)準(zhǔn)見表1。

5 國內(nèi)主要工程簡介

5．1 汕頭LPG地下水封洞庫工程

汕頭LPG地下水封洞庫工程是我國第1個(gè)采用水幕技術(shù)、利用地下裸巖洞室儲存液化石油氣的工程，是采用高壓液化的儲氣洞庫，該工程位于廣東省汕頭市廣澳半島，自1997年10月開工，至1999年11月完工，歷時(shí)25個(gè)月。

圖26 豎井封塞(單位:m)Fig．26 Sealing plug of vertical shaft(m)

工程主要包括1條1 079 m的交通洞、1座514 m長的水幕洞、2個(gè)操作豎井(深度分別為156 m和82 m)，4個(gè)斷面面積為304 m2、總?cè)萘繛?0萬m3的洞庫，其中，2個(gè)用于存儲丁烷，2個(gè)用于存儲丙烷。工程平面圖如圖27所示。

主洞庫設(shè)計(jì)為“扁桃形”，底部是平的。洞室高度20 m，最大寬度18 m，基底寬度16 m，斷面面積304 m2。施工方式采用上、中、下3個(gè)臺階進(jìn)行分部開挖，在洞室與斜坡巷道之間有30 m的巖柱。主洞庫空間模擬如圖28所示，主洞庫平面圖和斷面圖如圖29所示。

依托該工程的建設(shè)，形成了國家級工法《地下裸巖水封式儲氣庫修建工法》(工法編號:YJGF34-2004)，且其科研成果《大型地下水封式液化石油氣儲藏洞庫修建技術(shù) 》獲2004年度華夏建設(shè)科學(xué)技術(shù)獎(jiǎng)勵(lì)一等獎(jiǎng)。

5．2 錦州國家石油儲備庫工程

工程位于遼寧省錦州市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)，設(shè)計(jì)庫容300 ×104m3，占地面積0．58 km2，工程模型如圖30 所示。

工程主要分為地下工程和地面工程2部分。

1)地下工程。4組儲油洞庫，每組2個(gè)洞庫，每組容積約為75×104m3;設(shè)有4座φ 3 m進(jìn)油豎井，4座φ 6 m出油豎井;在洞室上方設(shè)置水幕系統(tǒng);設(shè)有2條施工巷道。

2)地面工程。地上設(shè)施集中布置在水封洞庫上方的西北側(cè)，主要建(構(gòu))筑物包括綜合辦公樓、66 kV變電所、消防設(shè)施和輸油泵房等。

表1 注漿控制標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Grouting control standard

圖27 汕頭LPG地下水封洞庫工程平面圖Fig．27 Plan sketch of Shantou LPG storage cavern project

5．3 惠州國儲洞庫工程

惠州國儲地下水封洞庫項(xiàng)目位于惠州市惠東縣稔山鎮(zhèn)境內(nèi)，庫區(qū)平面面積約 3．6 km2，建設(shè)規(guī)模為500 ×104m3。

惠州國儲洞庫工程主洞室開挖寬度達(dá)到20 m，開挖高度達(dá)到30 m。目前臨建施工及洞口邊坡防護(hù)已完工，并于2013年5月底正式進(jìn)洞施工。

圖28 主洞庫空間模擬圖Fig．28 3D model of main storage cavern

圖29 主洞庫平面、斷面圖(單位:m)Fig．29 Plan and profile of main storage cavern(m)

圖30 錦州國家石油儲備庫工程模型圖Fig．30 Model of Jinzhou national oil storage cavern project

5．4 湛江國家石油儲備地下水封洞庫工程

湛江國家石油儲備地下水封洞庫設(shè)計(jì)庫容500×104m3，洞庫場地范圍南北長約1 027 m、東西寬約838 m，庫區(qū)平面面積約3．6 km

工程由主洞室群、豎井、水幕系統(tǒng)、施工巷道及連接巷道等組成，共有10個(gè)等深度、平行布置的地下主洞室組成，每相鄰的2個(gè)主洞室組成1組洞庫，每組洞庫容積約100×104m3。

主洞室截面選用直邊墻圓拱形，跨度20 m，高度30 m，每個(gè)主洞室長度均為923 m，見圖31。工程于2013年5月14日人員開始陸續(xù)進(jìn)場，正在籌劃前期施工準(zhǔn)備工作。

圖31 湛江國家石油儲備地下水封洞庫主洞室截面(單位:m)Fig．31 Cross-section of main cavern of Zhanjiang national oil storage cavern project(m)

5．5 黃島LPG地下水封洞庫工程

黃島LPG地下儲庫工程采用地下水封巖洞儲存LPG(丁烷、丙烷液化石油氣)。LPG儲庫位于地下90 m以下的巖體中，容積為35×104m3;丙烷儲庫位于地下130 m以下的巖體中，容積為15×104m3。

儲庫洞室截面為393 m2的三心圓拱，截面寬為15～18 m，高為26 m，LPG洞庫由長度分別為240，280，321 m的3座平行洞室和連接巷道組成，洞頂標(biāo)高-90 m，洞底標(biāo)高-116 m。項(xiàng)目于2006年11月中標(biāo)，原定施工工期為20個(gè)月，因各種原因直至2009年5月10日才正式開工。

5．6 煙臺LPG地下水封洞庫工程

工程位于煙臺市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)，洞庫儲存丁烷、LPG和丙烷氣體，總庫容為100萬m3。丁烷和LPG洞庫位于地下90 m以下，庫容均為25萬m3;丙烷庫位于地下130 m以下，庫容為50萬m3。本工程是繼汕頭、寧波、珠海、黃島后我國內(nèi)陸地下的第5座儲氣洞庫，是目前世界上庫容最大的儲氣洞庫，也是第1座由我國自主設(shè)計(jì)的儲氣洞庫。

主洞庫分為丁烷洞庫、LPG洞庫和丙烷洞庫，每個(gè)洞庫均由3～4條長度為200～400 m的洞室組成，最大寬度18 m，高度26 m，斷面積397 m2，已于2011年8月開工建設(shè)。

6 討論

地下水封能源洞庫在我國發(fā)展30多年來，在地下水封洞庫勘察、設(shè)計(jì)、施工、運(yùn)行管理上已經(jīng)有了一定的經(jīng)驗(yàn)，形成了一系列工法，具備了自主推廣地下儲能的條件。隨著經(jīng)濟(jì)的不斷發(fā)展、人口的不斷膨脹以及國防軍事建設(shè)意識的不斷增強(qiáng)，地下水封儲能庫(油庫、LPG庫和LNG庫)必將擁有廣闊的市場和發(fā)展前景。

地下水封能源洞庫要保證有足夠的能源長期儲存，以備國家緊急狀態(tài)，如戰(zhàn)爭、突發(fā)自然災(zāi)害等;同時(shí)，要發(fā)揮地下水封洞庫的雙重功能，既作為流動(dòng)庫，為和平時(shí)期的經(jīng)濟(jì)發(fā)展服務(wù)，又作為戰(zhàn)略庫，應(yīng)對國家緊急狀態(tài)。下一步需要重點(diǎn)研究的課題有:1)洞庫群的長期穩(wěn)定性理論研究，2)洞庫群的地震響應(yīng)機(jī)制與安全防護(hù)。

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