对发展小城镇LNG与CNG供应的分析

对发展小城镇LNG与CNG供应的分析近年来，我国城市天然气事业得到了飞速发展，对于天然气以不同方式供应城市和城镇的研究，已经在国内外广泛展开。但由于供应范围受限制，目前我国小城镇天然气的普及率还很低，对于小城镇天然气管道无法输送到的地区，除采用管道输送方式外，还可用其他非管道运输方式。本文以国内某地区为研究样本，就液化天然气(LNG)、压缩天然气(CNG)两种不同的供气方式进行分析比较。小城镇LNGCNG供气方式近年来，我国城市天然气事业得到了飞速发展，对于天然气以不同方式供应城市和城镇的研究，已经在国内外广泛展开。管道输送是天然气输送的基本方式。实践证明，在一定输气规模的前提下，陆上管道输送是天然气最经济和有效的输送方式，但由于供应范围受限制，只能向长输干线沿线城镇供气。目前我国小城镇天然气普及率极低，主要受三方面因素限制，其一是小城镇供气规模较小，很难在有效时间内达到良好的投资回报；其二是小城镇地理位置分散，有些受到天然障碍如江河等限制，进行长输管道气化受到制约；其三是受到行政区划独立管理体系的限制，不易寻求从事燃气供应的经营管理主体。对于小城镇天然气管道无法输送到的地区，天然气除采用管道输送方式外，还可用其他非管道运输方式。一种方式是液化天然气(LNG)，LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)，将液化天然气通过铁路或公路用低温容器运输到各个城镇的LNG卫星站。另一种方式是压缩天然气(CNG)，将天然气净化压缩后，装在高压容器里通过汽车运送到各个城镇CNG站。一、小城镇供气规划为了对各种不同的供气方式进行方案比较，列出CNG、LNG两种不同的燃气特性参数，并以此为依据进行供气规模的测算。1、燃气特性参数(1)压缩天然气(CNG)CNG主要成份为甲烷，是利用天然气的可压缩性进行储存。压缩系数为0.86(20℃)，天然气组分暂按甲烷考虑。CNG为高压天然气，根据目前有关国内CNG储存方式，CNG储存压力为20.0MPa。(2)液化天然气(LNG)LNG是液化天然气的简称，常压下将天然气冷冻到-162℃左右，可使其变为液体即液化天然气(LNG)。它是天然气经过净化(脱水、脱烃、脱酸性气体)后，采用节流，膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的。LNG的体积约为其气态体积的1/620。2、用气指标确定小城镇供气对象主要为居民及商业用户。(1)居民用户耗热定额按目前国内小城镇居民生活水平确定居民耗热定额，居民生活用热主要考虑燃气双眼灶和燃气热水器，因此小城镇居民平均耗热指标为2512MJ/人.年(合60万Kcal/人.年)；(2)居民每户人数按平均户籍人口3.5人/户计算；(3)耗气不均匀系数参照我国大多中小城市居民及商业用户用气规律，确定月、日、时不均匀系数分别为：K月=1.12K日=1.15K时=3.0；(4)商业用气指标按居民用气的50%计算。3、小城镇供气规模(1)小城镇人口规模根据《城市规划基本术语标准》中界定城市、城镇人口规模(见下表)，选择小城镇燃气供气规模的范围。表1按城镇人口规模划分城镇级别表城市类别特大城市大城市中等城市小城市小城镇人口规模(万人)＞10050～10020～5010～20＜10根据小城镇2～10万人的人口规模，选择供气规模1000户、3000户、5000户、10000户、20000户、30000户做为研究对象。(2)小城镇供气规模根据以上用气指标，各种规模用气量计算如下表。表2CNG气源供气规模名称单位1000户3000户5000户10000户20000户30000户居民年耗气量Nm3/年2450417351231225204245040849008177351225商业年耗气量Nm3/年122520367561612602122520424504083675613合计Nm3/年367561110268418378063675613735122511026838居民日耗气量Nm3/日6712014335767131342720140商业日耗气量Nm3/日33610073357671310070合计Nm3/日100730215035100702014030211居民时耗气量Nm3/时108324540108121623243商业时耗气量Nm3/时5416227054010811621合计(高峰时)Nm3/时162486811162132434864表3LNG气源供气规模名称单位1000户3000户5000户10000户20000户30000户居民年耗气量Nm3/年2216596649781108296221659344331866649778商业年耗气量Nm3/年110830332489554148110829622165933324889合计Nm3/年3324899974671662445332488966497789974668居民日耗气量Nm3/日6071822303660731214618219商业日耗气量Nm3/日3049111518303660739109合计Nm3/日9112733455591091821927328居民时耗气量Nm3/时9829348997819552933商业时耗气量Nm3/时491472444899781467合计(高峰时)Nm3/时147440733146729334400根据小城镇供气规模小的特点，小城镇供气方式宜采用供气灵活，投资节省，操作便捷的气源，主要有以下两种方式：(1)压缩天然气(CNG)减压供气；(2)液化天然气(LNG)气化供气；三、小城镇供气方案的比较(一)方案比较基础参数为了便于方案的比较选择，取1万户～3万户供气规模做为基础数据。表41万户～3万户供气规模做为基础数据表名称单位LPGLNGCNG气体低热值Kcal/Nm32661094748570气体密度Kg/Nm32.420.800.72居民耗热定额万Kcal/人.年606060每户人数人/户3.53.53.5人均耗气指标Nm3/户.日0.2160.6070.671年平均日耗气量1万户Nm3/日32439109100702万户Nm3/日648618219201403万户Nm3/日97302732830211高峰小时计算量1万户Nm3/时522146716212万户Nm3/时1044293332433万户Nm3/时156644004864(二)工艺流程1、LNG气化工艺卸车过程——液化天然气(LNG)槽车或LNG集装箱车将LNG通过公路运输至气化站后，利用槽车上的升压气化器将LNG卸至站内低温储罐内(设计压力为0.80MPa，卸车时储罐压力为0.4-0.5MPa)。气化过程——储罐内的LNG利用储罐自增压气化器升压，将罐内LNG压力升至所需的工作压力(0.6MPa)，利用其压力，将液态LNG送至空温式气化器进行气化，当环境温度较低时，气化后的低温天然气(0℃)需再经过水浴式加热器将天然气温度升到10℃左右，经气化后的天然气进行计量、加臭后出站为用户供气。工艺流程方框图如下：2、CNG减压工艺经天然气加气母站压缩后的天然气由高压钢瓶拖车运至卸气站，即减压供气站，在卸气台通过卸车软管卸入橇装换热减压装置，拖车钢瓶中的高压天然气经过一级换热器加热后，进入第一级调压器将压力由20.0MPa降至8.0MPa，降压后的天然气再进入第二级换热器加热，加热后的天然气进入第二级调压器降压至1.6MPa，再经过第三级调压器调压至0.4MPa后经计量加臭后送入城市管网。CNG拖车钢瓶中的天然气压力降至0.5MPa时，停止卸气，拖车离开。由于压缩天然气降压后，气体温度降低，容易在降压过程中产生结霜和结露的现象，设置换热器是为了防止压缩天然气在降压过程中的温降，避免出现上述现象。换热的热媒为热水，热水由设置在热水炉间的天然气锅炉加热，通过热水循环泵进行闭路循环，锅炉用天然气由三级调压器后的燃气管道引出，再经调压器调压后供燃烧使用，其工艺流程方框图如下。(三)各种供气方式工艺设备选型表5按用户量工艺设备选型表名称单位LNGCNG总耗气量1万户Nm3/日(合液态m3)9109(16)100702万户Nm3/日(合液态m3)18219(32)201403万户Nm3/日(合液态m3)27328(48)30211高峰小时用气量1万户Nm3/时146716212万户Nm3/时293332433万户Nm3/时44004864储罐选型1万户台数x罐容m3(合储存天数)1x50(2.8)2.2x45003车/日2万户台数x罐容m3(合储存天数)1x100(2.8)4.5x45005车/日3万户台数x罐容m3(合储存天数)1x150(2.8)6.7x45007车/日气化器(减压装置)选型1万户Nm3/h2x150016212万户Nm3/h3x150032433万户Nm3/h4x15004864(四)各种规模供应站投资匡算及经济技术指标1、经济分析数据(1)实施进度：1年建设期，15年计算期(2)气价表6不同气源燃气的进售价表气源LPGLNGCNG进气价4600元/吨2.8元/Nm32.0元/Nm3售气价按内部收益率10%，回收期10年左右测算(3)水电价表7不同气源水电价表项目LNGCNG水价2.20元/吨2.20元/吨电价0.60元/度0.60元/度水量1万户1500吨/年800吨/年2万户2000吨/年1000吨/年3万户2500吨/年1200吨/年电量1万户15万度/年10万度/年2万户20万度/年15万度/年3万户25万度/年20万度/年2、人员及工资表8不同气源规模燃气的配备人员量表名称LPGLNGCNG人员1万户161282万户2016103万户242012人员工资按1.5万元计。3、投资匡算及经济技术指标表9规模不同各种气源经济技术指标表经济技术指标1万户2万户3万户LNG投资匡算(万元)660783875进气价(元/Nm3)2.802.802.80售气价(元/Nm3)3.4423.2513.181单位成本(元/Nm3)0.32150.19970.1558单位热负荷成本(元/1000Kcal)0.3630.3430.336内部收益率(%)101010投资回收期(年)8.448.748.77CNG投资匡算(万元)473614746进气价(元/Nm3)2.002.002.00售气价(元/Nm3)2.4662.3402.296单位成本(元/Nm3)0.1810.1180.096单位热负荷成本(元/1000Kcal)0.2880.2730.268内部收益率(%)101010投资回收期(年)8.748.758.76注：投资匡算为可比投资，相同部分辅助设施未列入。四、结论按以上两种供气方式的设备配置及投资估算分析，进行经济技术比较如下表。表10不同气源不同供气方式优缺点的比较供气方式优点缺点结论LNG气化工艺简单；运行管理方便；安全可靠性高；运行成本最低，单位储存量最大。投资最高；需寻求稳定的LNG资源。建站灵活便捷，单位气化成本最低，推荐采用。CNG减压工艺简单；运行管理方便；安全可靠CNG资源需有加气母站支持；CNG运输量最对于小规模供气，运输量少性高；运行成本较低，投资较小。大，运输成本高。时，可采用。因此，通过以上各种供气方式的经济技术比较可见，当供气规模较小，运输距离较近时，可以采用CNG方式供气；当有可靠气源供给及供气规模较大时，LNG由于气化成本及运输成本较低，应采用LNG方式。