液化石油气（LPG）在天然气（LNG）时代的价值再利用

姚 渡

（江西天然气能源投资有限公司，南昌 330096）

液化石油气（LPG）在天然气（LNG）时代的价值再利用

姚 渡

（江西天然气能源投资有限公司，南昌 330096）

2010年前我国城市燃气以天然气和液化石油气（LPG）为主，2010年以后，城市燃气逐步过渡到天然气为主导气源的时代。目前，国内的天然气供应仍显不足，液化石油气依托天然气管网资源，依托较为成熟的LPG混空气工艺，依然具有再利用价值。本文首先阐述了液化石油气与天然气的组成及物理性质，然后分析了液化石油气与天然气市场应用现状，最后分别论证了液化石油气与天然气互换的技术可行性、液化石油气基础设施再利用的可行性。

液化石油气；天然气；混空气工艺

在“十三五”规划中，“加强生态文明建设”被首次列为十大目标之一，而天然气以清洁、环保等突出优点，成为加强生态文明建设、构建绿色中国不可或缺的资源。目前，天然气已形成以西气东输、川气东送、陕京线和沿海主干道为大动脉，连接四大进口战略通道、主要生产区、消费区的全国主干管网。近年来，天然气市场不断改革与发展，国内天然气需求旺盛，消费量逐年快速增长，城市燃气逐步由液化石油气过渡到天然气为主导气源的时代。

本文将根据液化石油气与天然气近年来消费量变化规律，分析液化石油气市场与天然气市场现状，探索液化石油气与天然气相结合的运营新模式。

1 液化石油气与天然气的组分及物理性质

液化石油气是经高压或低温形成的液化气体，从油气田、炼油厂或乙烯厂石油气中开采、提炼获得，主要成分是丙烷、正丁烷、异丁烷，它含有少量的乙烷、大于碳5的有机化合物和不饱和烃等。沸点是-42℃，爆炸极限为1.5%～9.5%。液态热值为45.22～50.23 MJ/kg、气态热值为87.92～100.50 MJ/kg。

天然气是存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体，主要成分为甲烷，它含有少量的乙烷、丙烷、丁烷、硫化氢、二氧化碳、氮、水气、一氧化碳，此外其中还有微量的稀有气体、氦、氩等。沸点是-162℃、爆炸极限为5%～15%。热值大约为36.22 MJ/kg。

2 液化石油气与天然气市场应用现状

液化石油气和天然气作为城市燃气的重要组成部分，均具热值高、无尘烟、无炭渣、操作使用方便等优点，都是市场化程度相对较高的能源品种。早年因全球石油行业的带动，液化石油气比天然气更早进入城市终端，并形成了中央集中供应（即瓶装供应）与区域性管道供应的产业模式，其安全性能、便利性也已完全被用户接受。此时天然气产业正处于发展中，无论是利用技术、设备制造，还是贸易、运输体系等，均处于不完善之中。2000年前后，因原油价格持续上涨和天然气市场的不断改革与发展，2004年液化石油气与天然气消费量逐渐发生了反转，天然气开始逐步取代液化石油气在燃气市场的地位，我国进入以天然气为主导气源的时代。2014年之前的十年天然气消费量平均增长率是16.6%，液化石油气消费量平均增长值为4.1%。但是2015年，在燃气终端市场竞争加剧的形势下，我国天然气消费量增速明显放缓，全年消费量为1 910亿m3，同比增长3.7%，创近10年新低，发展遭遇瓶颈。同年，液化石油气（LPG）消费量增幅却高达18%。同样的发展环境下，液化石油气与天然气在2015年消费量发生了差异性变化。

这种变化发生的主要原因有：一是国际油价大幅度下跌，导致LPG销售价格下降，管道天然气受调价体制约束，价格高居不下，在2013年《国家发改委关于调整天然气价格的通知》中，天然气门站价格出现不降反升的现象，导致商业、工业领域已有的价格优势丧失，使不少天然气用户转向使用LPG燃料或其他燃料。二是国内天然气输气主干管网已初步形成，但调峰储配设施并未成熟，出现了用气高峰时限气的局面。三是省市管网规划的很多支线，因修建难度和经济性原因尚未完工，以至于农村、山区、乡镇都以液化石油气作为主要能源。另外，天然气另一种形式的产品液化天然气（LNG）市场，相对液化石油气在热值经济性与使用便捷程度都不具备优势，过渡期内民用、商业、工业用户改造意愿不大。

从长远看，全球的原油产量未见减产趋势，原油价格很有可能长期处于低位运行，热值较高的液化石油气相对天然气及其他形式的商品仍具有竞争性，未来液化石油气作为过渡气源和调峰储配气源将持续影响燃气行业。

3 液化石油气与天然气互换的技术可行性

液化石油气与天然气之间具备互换性，人们不但要考虑同一燃具热负荷在互换前后的变化差异，还要考虑管网输送过程的便利性（即LPG气相管道输送的冷凝问题）。目前通常采用液化石油气混合空气的做法，具体步骤是：液态LPG送入气化器内强行气化，导出后经干燥、调压输送至混合器内，混合器按比例与空气进行混合，使混合气与天然气在华白数、燃烧势、热值及露点等方面趋为一致，最后经调压至输配管网。

这种液化石油气与空气混合配制的混合气体，只需控制好液化石油气与空气的混合比例，以大庆炼油厂液化石油气为例，混合比下限为液化气：空气=40:60，上限为液化气：空气=46:54[1]。其燃烧特性接近天然气，在置换时不需调整燃烧器、调压器和喷嘴等流通设备的孔径。另外，混合气露点相比气态液化石油气大大降低，中压燃气管网中不会有再液化现象存在，从而解决LPG气相管道输送的冷凝问题。

4 液化石油气基础设施再利用的可行性分析

4.1 充分利用未通管输天然气小城镇中已有的液化天然气基础设施，开展城市燃气前期工作

目前，我国许多经济不发达地区，如小城镇、农村、城乡集散地等大多采用瓶装液化天然气配送和液化天然气强制气化两种供应模式。钢瓶配送方式最为普及，但有致命的不安全性和不便捷性，是逐渐要被淘汰的；液化天然气强制气化模式，由于纯LPG气相露点较高，在管道输送时，如环境温度低于气相露点会被冷凝，因此影响管道供气范围。这两种供气模式虽然有较高的普及率，但都不能直接与天然气管网对接互换，并不是过渡期最合理的气源和供气模式。

另外，许多燃气公司采用了一种LNG气化站或瓶组站的供气模式，其优点是：前期投入小、建站速度较快、可与今后天然气管网对接。缺点是：会与当地液化天然气公司形成竞争关系，并在不具备绝对价格优势和经济性的情况下收取初装费，很难被当地用户接受，其大多处于拒绝或处于观望状态，为此燃气公司出现企业现金流不足，导致收支难以平衡。运行过程也会发生储罐或瓶组内压力过高而放空形成的浪费。这种方式过于直接且其水土不服，如果没有足够注册资本金，容易形成恶性循环，也不是过渡期最合理的气源和供气模式。

最后一种供气模式是：天然气企业联合当地液化石油气企业，利用其已有的土地、基础设施、用户等一切资源。在供气工艺上增加一套混空气设备，将液化石油气气化后与空气按预定的比例等压混合，形成合格混合气后送入中压管网。这种方式上马快，投资较LNG气化站或瓶组站方式要小，完全可以满足供气压力要求，供气范围和半径较第二种相当，可与天然气随时互换。这种方式的最大优点是：联合液化石油气公司充分利用其拥有的土地、基础设施与客户资源，能够有效地避免竞争与重复投资，是过渡期最合理的气源和供气模式。

4.2 充分利用已有的中、大型液化石油气储配设施，降低天然气管网调峰、应急成本，提高供应保障能力

随着中国城市化的快速发展，能源的安全稳定供应既是民生问题，也是城市稳定发展的前提。近年来能源结构不断调整，天然气已逐渐成为城市的主要能源之一，目前大多数城市天然气供应确实存在高峰供应不上、上游管道抢修停供等问题。为有效解决城市供应存在的缺陷，目前普遍可采用地下储气库调峰、液化天然气（LNG）调峰、液化石油气（LPG）调峰三种。

地下储气库调峰是目前最有效的调峰措施，按地质构造划分，地下储气库分为：衰竭油气田储气库、含水层储气库、盐穴储气库、废弃矿储气库。从经济性来说，衰竭油气田储气库是最好的，其单位有效库容量的投资约为含水层储气库的1/2～3/4，为盐穴储气库的1/3，其运行费用约为含水储气库的3/5～3/4，约为盐穴储气库的1/5。衰竭油气田储气库也是世界使用最广泛、运行最久的一种储气库。但地下储气库调峰相对于液化天然气（LNG）调峰、液化石油气（LPG）调峰在投资额和建设周期上是不具备优势的，最重要的一点是地下储气库调峰的建设，需要更为苛刻的客观条件。

国内液化天然气（LNG）调峰配站主要分为：集群罐储存方式、子母罐储存方式、常压罐储存方式三种。集群罐储存方式是指采用多台面积为150 m3（200 m3）的立式储罐排列布置，将制造厂整体制造完工的真空粉末绝热压力储罐，运抵用户现场，并联组成较大总储液量的储存方式。子母罐储存方式是指多台（3台以上）子罐并联组成的内罐，并列组装在一座大型外罐（也称母罐）之中，以满足低温液体储存站大容积储液量的要求。在大多数情况下，大项LNG储罐都采用常压罐储存方式，其最大工作压力为10～30 kPa，属于全冷冻式储罐。这三种建站方式，各有其优缺点[2]。但其LNG低温液体特性和城市调峰、储配缺口，导致其造价高昂。一般情况下，集群罐储存方式（34台150 m3立式储罐）造价在6 323万元、子母罐储存方式（2座2 500 m3子母罐）造价在4 800万元、常压罐储存方式（一座5 000 m3常压罐）造价在2 700万元。

液化石油气（LPG）调峰方式是选用液化石油气（LPG）为气源，利用城市已有的中、大型液化石油气储配设施，增加大型混空设备，将液化石油气（LPG）主要成分甲烷和空气混合，使其华白指数与管道中的天然气华白指数相仿。这种调峰方式优点：一是LPG产量高，近年来因油价下跌，LPG价格处于低位。二是便于储存和运输，可以通过成品油管或罐车将LPG输送到需要的城市，储存方式既可带压储存，也可在-40℃的温度下常压储存。三是建设周期短、投资少、运行成本低。

综上所述，地下储气库调峰是最有效的调峰措施，但选址建库条件苛刻，液化天然气（LNG）调峰储配站与液化石油气（LPG）调峰储气各有其优缺点，但在城市天然气调峰储配站数量不足的情况下，利用已有的中、大型液化石油气储配设施，发展建设大型混空站。一方面，将天然气基础设施和液化石油气基础设施有效地结合起来，拓展了城市管网，提高城市管网调峰、储备能力。另一方面，发展建设大型混空站相对于液化天然气（LNG）调峰配站，降低投资金额、节约运营成本，减少了城市燃气企业的生产经营负担。

5 结语

1963年四川巴渝输气管道的建成，拉开了中国天然气管道发展的序幕。截至2014年，我国已建成天然气管道8.5万km，建成了陕京一线、二线、三线，西气东输一线、二线，川气东送等主干线。近年来，我国天然气需求旺盛，在长输管道建设蓬勃发展的带动下，沿途区域性管网建设也不断被推向高潮。但值得注意的是，尽管天然气产量实现年均12%的高速增长，国内的天然气供应仍显不足，自2007年开始，中国成为天然气净进口国。另外，管道天然气的发展很大程度上影响了液化石油气的消费格局，许多已通管输天然气的城市，液化石油气基础设施处于停产或闲置状态。因此，利用较为成熟的LPG混空气工艺，将液化石油气与空气的混合气，作为天然气进一步向山区、乡镇拓展及管网调峰的储备，在国家能源安全和燃气企业效益等方面意义重大。

1 王雨冬.液化石油气混空气混气参数及工艺的研究[D].济南：山东大学，2005.

2 刘志仁.大型液化天然气调峰站储罐的选择[J].煤气与热力，2009，29（2）：14-18.

The Value Reuse of Liquefied Petroleum Gas (LPG) in the Natural Gas (LNG) Era

Yao Du
(Jiangxi Natural Gas Energy Investment Co., Ltd., Nanchang 330096, China)

Before 2010, China's urban gas was dominated by natural gas and liquefied petroleum gas (LPG). After 2010,the city gas gradually transited to natural gas as the dominant gas source. At present, the domestic natural gas supply is still insufficient, liquefied petroleum gas, relying on natural gas pipeline network resources, relying on more mature LPG mixed air technology, still has the re-use value. This paper describes the composition and physical properties of liquefied petroleum gas and natural gas, and then analyzes the liquefied petroleum gas and natural gas application market,feasibility, finally demonstrates the liquefied petroleum gas and natural gas exchange technology of liquefied petroleum gas infrastructure recycling feasibility.

liquefied petroleum gas; natural gas; mixed air process

F426.22

A

1008-9500(2017)09-0071-04

2017-07-02

姚渡（1988-），男，江西南昌人，助理工程师，从事天然气安全运营工作。