城镇天然气调峰供气模式的研究

许臣君(铁岭港华燃气有限公司，辽宁 铁岭 112000)

0 引言

我国的天然气输送主要采取长输管线为主，主要城市都是多气源的管输气供气，有条件的地区采用液化天然气气化或压缩天然气进行天然气的输送或补充，个别地区利用液化石油气混空代替天然气作为天然气调峰气源，下面介绍几种常见的调峰供气模式进行分析对比。

1 压缩天然气供气方式

利用CNG 瓶组或CNG 撬车将 CNG 钢瓶内的压缩天然气加热、过滤、调压、计量后进入中压管网，然后经调压设备调压至低压后供居民、商业用户用气，其具体工艺流程如图1所示。

图1 压缩天然气(CNG)供气工艺流程框图

压缩天然气(CNG)供气方式优点：在大部分地区获取CNG比较方便，CNG减压装置非常成熟，运行成本相对于LNG或者LPG而言不高；其缺点主要是CNG运输撬车或瓶组储气撬一次性投资大，用气地点需要靠近上游CNG母站尽量不超过100km，CNG减压设备需要热水、电等外围条件，运行回车半径大需要较大的场地。

2 液化天然气供气方式

利用LNG 储罐或者瓶组将 LNG 储罐或钢瓶内的 LNG 经气化、调压、计量、加臭后进入中压管网，然后经调压设备调压至低压后供居民、商业用户用气，其具体流程如图2所示。

图2 液化天然气(LNG)供气工艺流程框图

液化天然气(LNG)供气方式优点：LNG的气液比为600/1，具有较大的存储和运输优势，供气技术成熟；其缺点主要是冬季LNG在部分地区获取较难，常用LNG调峰站投资巨大而建设周期长，调峰站选用的气化产品空温式汽化器+复热，就是锅炉+强制汽化器，占地附属设备较多，工程建设较复杂，对于气温较低的东北地区、电网不完善的地区采用 LNG设备在冬季用气时会造成设备周边结冰严重，且用电负荷较大，具有很大的局限性。

近些年随着市场需求一种新型LNG供气模式应运而生，HSCV防爆型整体加热气化器就是专门为大型调峰供气站和城市应急保供而研发的新技术产品，LNG 速供装置是基于浸没燃烧式LNG气化器为核心的气化装置，浸没燃烧式LNG气化器热效率高，结构紧凑，用电负荷小，设备紧凑，可以无缝模块并联使用，同时可以搭配LNG集装箱，缺点是运行时需要一定比例天然气的能耗(约1.6%～1.8%)，是一种值得关注的供气方式。其快速供气系统的供气方法(图3)：LNG槽车与快速供气系统(撬装)采用三根金属软管相连接，打开供气系统的增压液相口，使LNG槽车内LNG流入气化器(气化模块)，经气化后的气体再经过燃烧器调压组进入到燃烧器及防爆箱组件内(燃烧供气模块)，此时按下设备启动按钮，燃烧器开始进行工作，燃烧过程产生的烟气通过烟道管进入到烟囱内，通过烟道内的烟管将浸没燃烧气化器水箱内的水进行加热，并保持水温控制在65±5℃。随着LNG槽车增压，当水温达到预定温度后开启增压液相口主阀门，并同时打开增压气相口阀门，将LNG槽车内的压力增加到0.5～0.6MPa，打开LNG进口阀，LNG经过浸没燃烧气化器内的LNG盘管进行加热(燃烧模块)，通过数据采集保证浸没燃烧气化器出口的天然气温度为设定温度。在气化过程燃烧器会根据气化器出口温度，水温进行自动启停工作，通过调压计量模块控制LNG出口压力，进行供气，当速供系统正常后关闭燃烧器调压组进口气化管道的气化阀门，直接采用气化后的燃气提供燃烧气源。

图3 LNG速供系工艺流程框图

3 天然气混空供气方式

利用高热值天然气采用随动流量掺混法，向高热值天然气中掺混少量的空气(由空压机提供)以降低热值，来获取更多的混合燃气，天然气流量随动掺混装置是以参与混合的天然气流量为基准[1]，通过调压器和调节阀，调节空气的压力和流量，经过静态混合器混合处理后，输送到下游燃气管网，使混合气中两种气体的体积比、混合气的氧含量值或混合气的热值达到设定的要求。当通过静态混合器后的混合燃气不符合设计要求时，需通过控制系统进行调整，必要时切断气源，避免不合格的混合燃气进入下游燃气中压管网，常见的工艺如图4所示。

图4 天然气流量随动掺混工艺流程框图

天然气混空供气方式优点可以有效降低管输气运行成本，缺点是掺混工艺复杂，需要配套的空压机、冷干机、过滤设备等，耗电较大，同时需要上游提供高热值的天然气例如液化天然气等，仅适合民用户调峰使用，不可作为工业用户调峰使用。

4 液化石油气混空供气方式

利用液化石油气与空气按一定的比例混合，通过管道输送给用户，常见的液化石油气和空气混合方式：引射器混合、面积开口比例式和流量比例式等，一般规模较大的采用比例流量调节供气方式，混气系统主要由LPG储罐及装卸系统、LPG气化系统、流量比例式混合器、空气加压、过滤、干燥、缓冲系统、LPG-AIR混气调压计量、热值检测等系统组成[2]部分工艺如图5所示。

图5 液化石油气流量比例混空工艺流程框图

液化石油气混空供气优点液化石油气气源稳定，全国各地都能采购到，LPG掺混技术成熟，占地面积相对较小，设备造价优势明显，缺点是LPG气价格较高，储存较危险，操作运行及设备维护复杂。

5 多气源管输气供气方式

利用上游不同的管输气供应商，因地制宜的形成多气源的互通互补格局，必要时还可以利用高压管道形成环线，大大提高该区域安全供气保障能力，以铁岭地区天然气未来规划为例(图6)。

图6 铁岭管输气双气源框图

多气源管输气供气方式更加有效为沿线地区增加天然气供应，有助于降低天然气成本，同时还将实现该区域天然气管道互联互通，资源调度更加灵活高效，能源保障更加安全，但是一次性投资较大，需长远规划综合考虑。

6 地下储气库供气方式

天然气的地下储存通常有下列几种方式：利用枯竭的油气田储气；利用岩穴储气；利用含水多孔地储气；利用盐矿层建造储气库储气。其中利用枯竭的油气田储气较为经济，利用岩穴储气造价较高。目前，中国已建成地下储气库27座，其中中国石油23座，中国石化3座，港华燃气1座。地下储气库具有容积大、经济、不受气候影响、安全可靠、能够合理调节用气不平衡等特点，可缓解因各类用户对天然气需求量的不同和负荷变化而带来的供气不均衡性，其特点在时间上表现为季节(夏、冬季)、月、昼夜和小时的不均衡性。地下储气库在解决这一问题时发挥了重要作用。当前市场需求低于天然气供气量时，可以利用地下储气库把多余的天然气资源储存起来，当市场需求量大于天然气供气量时，之前被储存在储气库中的天然气就可以补足管道供气量。这样就能很好地满足市场需求，不浪费天然气。

7 城镇燃气公司天然气调峰面临的障碍

虽然液化天然气作为天然气供应主要的调峰来源，具有供应灵活的优势，容易发挥调峰作用，但在目前的市场体制下，由于受到天然气价格管制等因素限制，要实施天然气在地区之间的自由流动，充分发挥液化天然气的调峰作用，还需要克服体制上的障碍，在制度、政策上进行突破和创新。

东北天然气消费季节性特征明显，冬季用气需求大且十分集中。在用气区域和规模不断扩大，消费需求快速增加的情况下，冬季高峰时段的天然气平稳供应面临着越来越大的压力，尤其是当遇到持续低温天气时，保供难度将进一步增加。

城镇燃气公司储气能力和资金投入有限，还需要国家统一规划大力推进大型储气项目的建设，积极开展代输储气库调峰气业务，开辟新的商业模式，提倡调峰设施主体建设的多元化，允许和鼓励各类企业投资建设天然气调峰储备设施，储气公司可以利用峰谷气价差获取稳定的投资回报，既解决了各类调峰需求，又使天然气的安全供气得到进一步地保障[3]。

8 结语

根据以上所述，各个供气模式各有优缺点，城镇燃气公司需根据自身的实际用气情况选择适合的供气方式，实现中远期规划，其中LNG速供供气方式创新，与目前天然气市场常用的LNG供气模式相比优势明显，灵活机动，大大降低了调峰应急人力和物力，适用于大型调峰站和应急供气场合。