城鎮(zhèn)天然氣調峰供氣模式的研究

許臣君(鐵嶺港華燃氣有限公司，遼寧 鐵嶺 112000)

0 引言

我國的天然氣輸送主要采取長輸管線為主，主要城市都是多氣源的管輸氣供氣，有條件的地區(qū)采用液化天然氣氣化或壓縮天然氣進行天然氣的輸送或補充，個別地區(qū)利用液化石油氣混空代替天然氣作為天然氣調峰氣源，下面介紹幾種常見的調峰供氣模式進行分析對比。

1 壓縮天然氣供氣方式

利用CNG 瓶組或CNG 撬車將 CNG 鋼瓶內(nèi)的壓縮天然氣加熱、過濾、調壓、計量后進入中壓管網(wǎng)，然后經(jīng)調壓設備調壓至低壓后供居民、商業(yè)用戶用氣，其具體工藝流程如圖1所示。

圖1 壓縮天然氣(CNG)供氣工藝流程框圖

壓縮天然氣(CNG)供氣方式優(yōu)點：在大部分地區(qū)獲取CNG比較方便，CNG減壓裝置非常成熟，運行成本相對于LNG或者LPG而言不高；其缺點主要是CNG運輸撬車或瓶組儲氣撬一次性投資大，用氣地點需要靠近上游CNG母站盡量不超過100km，CNG減壓設備需要熱水、電等外圍條件，運行回車半徑大需要較大的場地。

2 液化天然氣供氣方式

利用LNG 儲罐或者瓶組將 LNG 儲罐或鋼瓶內(nèi)的 LNG 經(jīng)氣化、調壓、計量、加臭后進入中壓管網(wǎng)，然后經(jīng)調壓設備調壓至低壓后供居民、商業(yè)用戶用氣，其具體流程如圖2所示。

圖2 液化天然氣(LNG)供氣工藝流程框圖

液化天然氣(LNG)供氣方式優(yōu)點：LNG的氣液比為600/1，具有較大的存儲和運輸優(yōu)勢，供氣技術成熟；其缺點主要是冬季LNG在部分地區(qū)獲取較難，常用LNG調峰站投資巨大而建設周期長，調峰站選用的氣化產(chǎn)品空溫式汽化器+復熱，就是鍋爐+強制汽化器，占地附屬設備較多，工程建設較復雜，對于氣溫較低的東北地區(qū)、電網(wǎng)不完善的地區(qū)采用 LNG設備在冬季用氣時會造成設備周邊結冰嚴重，且用電負荷較大，具有很大的局限性。

近些年隨著市場需求一種新型LNG供氣模式應運而生，HSCV防爆型整體加熱氣化器就是專門為大型調峰供氣站和城市應急保供而研發(fā)的新技術產(chǎn)品，LNG 速供裝置是基于浸沒燃燒式LNG氣化器為核心的氣化裝置，浸沒燃燒式LNG氣化器熱效率高，結構緊湊，用電負荷小，設備緊湊，可以無縫模塊并聯(lián)使用，同時可以搭配LNG集裝箱，缺點是運行時需要一定比例天然氣的能耗(約1.6%～1.8%)，是一種值得關注的供氣方式。其快速供氣系統(tǒng)的供氣方法(圖3)：LNG槽車與快速供氣系統(tǒng)(撬裝)采用三根金屬軟管相連接，打開供氣系統(tǒng)的增壓液相口，使LNG槽車內(nèi)LNG流入氣化器(氣化模塊)，經(jīng)氣化后的氣體再經(jīng)過燃燒器調壓組進入到燃燒器及防爆箱組件內(nèi)(燃燒供氣模塊)，此時按下設備啟動按鈕，燃燒器開始進行工作，燃燒過程產(chǎn)生的煙氣通過煙道管進入到煙囪內(nèi)，通過煙道內(nèi)的煙管將浸沒燃燒氣化器水箱內(nèi)的水進行加熱，并保持水溫控制在65±5℃。隨著LNG槽車增壓，當水溫達到預定溫度后開啟增壓液相口主閥門，并同時打開增壓氣相口閥門，將LNG槽車內(nèi)的壓力增加到0.5～0.6MPa，打開LNG進口閥，LNG經(jīng)過浸沒燃燒氣化器內(nèi)的LNG盤管進行加熱(燃燒模塊)，通過數(shù)據(jù)采集保證浸沒燃燒氣化器出口的天然氣溫度為設定溫度。在氣化過程燃燒器會根據(jù)氣化器出口溫度，水溫進行自動啟停工作，通過調壓計量模塊控制LNG出口壓力，進行供氣，當速供系統(tǒng)正常后關閉燃燒器調壓組進口氣化管道的氣化閥門，直接采用氣化后的燃氣提供燃燒氣源。

圖3 LNG速供系工藝流程框圖

3 天然氣混空供氣方式

利用高熱值天然氣采用隨動流量摻混法，向高熱值天然氣中摻混少量的空氣(由空壓機提供)以降低熱值，來獲取更多的混合燃氣，天然氣流量隨動摻混裝置是以參與混合的天然氣流量為基準[1]，通過調壓器和調節(jié)閥，調節(jié)空氣的壓力和流量，經(jīng)過靜態(tài)混合器混合處理后，輸送到下游燃氣管網(wǎng)，使混合氣中兩種氣體的體積比、混合氣的氧含量值或混合氣的熱值達到設定的要求。當通過靜態(tài)混合器后的混合燃氣不符合設計要求時，需通過控制系統(tǒng)進行調整，必要時切斷氣源，避免不合格的混合燃氣進入下游燃氣中壓管網(wǎng)，常見的工藝如圖4所示。

圖4 天然氣流量隨動摻混工藝流程框圖

天然氣混空供氣方式優(yōu)點可以有效降低管輸氣運行成本，缺點是摻混工藝復雜，需要配套的空壓機、冷干機、過濾設備等，耗電較大，同時需要上游提供高熱值的天然氣例如液化天然氣等，僅適合民用戶調峰使用，不可作為工業(yè)用戶調峰使用。

4 液化石油氣混空供氣方式

利用液化石油氣與空氣按一定的比例混合，通過管道輸送給用戶，常見的液化石油氣和空氣混合方式：引射器混合、面積開口比例式和流量比例式等，一般規(guī)模較大的采用比例流量調節(jié)供氣方式，混氣系統(tǒng)主要由LPG儲罐及裝卸系統(tǒng)、LPG氣化系統(tǒng)、流量比例式混合器、空氣加壓、過濾、干燥、緩沖系統(tǒng)、LPG-AIR混氣調壓計量、熱值檢測等系統(tǒng)組成[2]部分工藝如圖5所示。

圖5 液化石油氣流量比例混空工藝流程框圖

液化石油氣混空供氣優(yōu)點液化石油氣氣源穩(wěn)定，全國各地都能采購到，LPG摻混技術成熟，占地面積相對較小，設備造價優(yōu)勢明顯，缺點是LPG氣價格較高，儲存較危險，操作運行及設備維護復雜。

5 多氣源管輸氣供氣方式

利用上游不同的管輸氣供應商，因地制宜的形成多氣源的互通互補格局，必要時還可以利用高壓管道形成環(huán)線，大大提高該區(qū)域安全供氣保障能力，以鐵嶺地區(qū)天然氣未來規(guī)劃為例(圖6)。

圖6 鐵嶺管輸氣雙氣源框圖

多氣源管輸氣供氣方式更加有效為沿線地區(qū)增加天然氣供應，有助于降低天然氣成本，同時還將實現(xiàn)該區(qū)域天然氣管道互聯(lián)互通，資源調度更加靈活高效，能源保障更加安全，但是一次性投資較大，需長遠規(guī)劃綜合考慮。

6 地下儲氣庫供氣方式

天然氣的地下儲存通常有下列幾種方式：利用枯竭的油氣田儲氣；利用巖穴儲氣；利用含水多孔地儲氣；利用鹽礦層建造儲氣庫儲氣。其中利用枯竭的油氣田儲氣較為經(jīng)濟，利用巖穴儲氣造價較高。目前，中國已建成地下儲氣庫27座，其中中國石油23座，中國石化3座，港華燃氣1座。地下儲氣庫具有容積大、經(jīng)濟、不受氣候影響、安全可靠、能夠合理調節(jié)用氣不平衡等特點，可緩解因各類用戶對天然氣需求量的不同和負荷變化而帶來的供氣不均衡性，其特點在時間上表現(xiàn)為季節(jié)(夏、冬季)、月、晝夜和小時的不均衡性。地下儲氣庫在解決這一問題時發(fā)揮了重要作用。當前市場需求低于天然氣供氣量時，可以利用地下儲氣庫把多余的天然氣資源儲存起來，當市場需求量大于天然氣供氣量時，之前被儲存在儲氣庫中的天然氣就可以補足管道供氣量。這樣就能很好地滿足市場需求，不浪費天然氣。

7 城鎮(zhèn)燃氣公司天然氣調峰面臨的障礙

雖然液化天然氣作為天然氣供應主要的調峰來源，具有供應靈活的優(yōu)勢，容易發(fā)揮調峰作用，但在目前的市場體制下，由于受到天然氣價格管制等因素限制，要實施天然氣在地區(qū)之間的自由流動，充分發(fā)揮液化天然氣的調峰作用，還需要克服體制上的障礙，在制度、政策上進行突破和創(chuàng)新。

東北天然氣消費季節(jié)性特征明顯，冬季用氣需求大且十分集中。在用氣區(qū)域和規(guī)模不斷擴大，消費需求快速增加的情況下，冬季高峰時段的天然氣平穩(wěn)供應面臨著越來越大的壓力，尤其是當遇到持續(xù)低溫天氣時，保供難度將進一步增加。

城鎮(zhèn)燃氣公司儲氣能力和資金投入有限，還需要國家統(tǒng)一規(guī)劃大力推進大型儲氣項目的建設，積極開展代輸儲氣庫調峰氣業(yè)務，開辟新的商業(yè)模式，提倡調峰設施主體建設的多元化，允許和鼓勵各類企業(yè)投資建設天然氣調峰儲備設施，儲氣公司可以利用峰谷氣價差獲取穩(wěn)定的投資回報，既解決了各類調峰需求，又使天然氣的安全供氣得到進一步地保障[3]。

8 結語

根據(jù)以上所述，各個供氣模式各有優(yōu)缺點，城鎮(zhèn)燃氣公司需根據(jù)自身的實際用氣情況選擇適合的供氣方式，實現(xiàn)中遠期規(guī)劃，其中LNG速供供氣方式創(chuàng)新，與目前天然氣市場常用的LNG供氣模式相比優(yōu)勢明顯，靈活機動，大大降低了調峰應急人力和物力，適用于大型調峰站和應急供氣場合。