LNG供氣技術的經濟性分析

摘要

LNG供氣系統主要由天然氣液化站(或LNG接收終端站)、LNG槽車、LNG氣化站、輸配管網組成。為了防止天然氣中的雜質對液化過程產生不利的影響，氣田開采出來的天然氣先要進行凈化處理，然后經過深冷工藝液化成LNG。LNG由槽車運至氣化站，氣化后經輸配管網供給用戶。

隨著我國深圳和福建等地大型LNG接收終端站的籌建、河南中原油田LNG工廠的建成及新疆廣匯LNG項目的實施，越來越多的中小城鎮為了解決目前無法用長輸管道供氣而又希望早日用上天然氣的矛盾，開始考慮采用LNG為氣源的非管道輸送供氣技術。

1 LNG氣化站的工藝流程

　　LNG供氣系統主要由天然氣液化站(或LNG接收終端站)、LNG槽車、LNG氣化站、輸配管網組成。為了防止天然氣中的雜質對液化過程產生不利的影響，氣田開采出來的天然氣先要進行脫酸、脫水、脫重烴、除汞和脫氮等凈化處理，達到一定的標準要求^[1]，然后經過深冷工藝液化成LNG。LNG由槽車運至氣化站，氣化后經輸配管網供給用戶。LNG氣化站的工藝流程見圖1。

圖1 LNG氣化站工藝流程
Fig．1 Flow chart of LNG vaporizing station

　　LNG槽車在卸車臺開啟槽車自帶的增壓器，對槽車儲罐進行增壓，形成槽車儲罐與氣化站儲罐之間的壓差，利用壓差將LNG送入氣化站低溫儲罐內儲存。如果氣化站儲罐內的LNG壓力較低，氣化時應開肩儲罐增壓器增壓，LNG依靠壓差進入空湍式氣化器氣化后經調壓、計量、加臭后送入城鎮輸配管網。當空溫式氣化器出口的天然氣溫度低于5℃時，開啟和空溫式氣化器相聯的水浴式氣化器并將其升溫，直到符合輸送要求為止。氣化站內設有天然氣蒸發氣(BOG)儲罐，儲罐頂部的蒸發氣經過蒸發氣加熱器加熱后進入蒸發氣儲罐。LNG槽車卸車完畢后，通過頂部的氣相管將槽車內的氣體輸送到蒸發氣加熱器，然后進入蒸發氣儲罐，回收槽車內的氣體。當蒸發氣儲罐內的壓力達到一定值后，將儲罐內的氣體送入城鎮輸配管網^[2]。

2 LNG供氣的經濟性

2．1 供氣參數的確定
　　LNG城鎮供氣的經濟性主要取決于供氣規模和運輸距離(即氣源地至氣化站的距離)^[3]。為了找出變化規律，一般選擇供氣規模為(0. 5～2. 0)×10⁴戶(以1000戶為間隔)和(2．5～6．0)×10⁴戶(以5000戶為間隔)，運輸距離為50～450 km(以50 km為間隔)進行分析比較。
　　LNG城鎮供氣包括購氣、運輸、氣化和管道輸配4個環節，涉及許多設備，每種設備的型號也較多，同一供氣規模的城鎮供氣系統，有多種設備組合能夠滿足正常的牛產運行。這些組合方案中必有一種是最經濟的，所以需要在設備優化組合的基礎上進行經濟性分析。
　　由于各城鎮輸配系統的情況不同，購氣價格變化較大，本文僅對供氣系統的運輸和氣化2個環節進行優化。購氣價格取中原油田天然氣液化工廠的LNG售價1．65元／m³，管道輸配費用哲取O．40元／m³。計算時，居民生活用氣量指標取2303 MJ／(人·a)，天然氣低熱值取35.59 MJ／m³，每戶平均人數取3．5人／戶，民用戶月高峰系數取1．15，日高峰系數取1．1，小時高峰系數取3．2，工業用戶用氣量占總用氣量的比率取15％，未預見量占總用氣量的比率取5％，存儲天數取4 d。
2. 2 經濟性生分析
　　LNG供氣年總費用由年購氣費用、年運輸費用、年氣化費用和年管道輸配費用組成。
　　以年總費用最低為目標，建立氣化和運輸環節的設備優化組合模型并編制程序。根據廠家提供的氣化站主要設備及槽車的型號和價格，求解模型，得到各個供氣規模和運輸距離下的最佳設備組合方案及相應的年總費用。圖2～8是根據優化結果作出的LNG供氣系統年總費用、年運輸費用、單位熱量運輸成本和單位熱量成本隨供氣規模和運輸距離的變化曲線。由于這些圖中曲線很多且有些走向一致，因此只畫出了部分曲線。

圖2 LNG供氣系統年總費用隨供氣規模和運輸距離的變化曲線
Fig 2 Variation curve of total annual cost of LNG supply　system with gas supply scale and transport distances

圖3 年運輸費用隨運輸距離的變化曲線
Fig．3 Variation curve of annual transport coat with　transport distances

圖4 年運輸費用隨供氣規模的變化曲線
Fig．4 Variation curve of annual transport cost with gas supply scale

圖5 單位熱量運輸成本隨運輸距離的變化曲線
Fig. 5 variation curve of unit heat transport cost with transport distances

圖6 單位熱量運輸成本隨供氣規模的變化曲線
Fig. 6 Variation curve of unit heat transport cost with gas supply seake

　　根據圖2～8，分析如下：
　　①LNG供氣年總貲用對運輸距離的變化不敏感。
　　②年運輸費用隨運輸距離線性變化，當供氣規模在3×1O⁴戶以下時，斜率較小；當供氣規模在3.5×10⁴戶以上時，斜率較大，且在200 km和250km之間有一轉折。斜率差異主要是因為目前LNG汽車槽車型號少(國內常用的LNG槽車容積主要為30 m³、40m³和45 m³)，3×10⁴戶以下供氣規模的氣化站每天所需的用氣量，單輛槽車每天運輸一次即能滿足。供氣規模超過3×10⁴戶后，單輛槽車每天運輸2次或2輛槽車每天各運輸一次才能滿足氣化站每天所需的用氣量。出現轉折主要是因為建模過程中考慮到運輸安全性，規定槽車的行駛速度為70 km／h且單輛槽車每天在路上行駛的時間不超過13 h，因此當運輸距離超過200km后，氣化站每天所需的用氣量由原先的單輛槽車每天運輸2次來滿足變為2輛槽車每天各運一次來滿足，從而年運輸費用中的槽車年折舊費用、保險費用等增加。

圖7 單位熱量成本隨運輸距離的變化曲線
Fig．7 Variation curve of unit heat cost with transport　distances

圖8 單位熱量成本隨供氣規模的變化曲線
Fig.8 Variation curve of unit heat cost with gas supply scale

　　③ 單位熱量運輸成本基本上先隨供氣規模的增大而急劇降低，當供氣規模達到3×1O⁴戶后，單位熱量運輸成本突然增加，隨后隨供氣規模的增大又緩慢降低。單位熱量成本和單位熱量運輸成本隨供氣規模的變化類似。在滿足氣化站每天所需用氣量的前提下，由于槽車型號少且固定，因此對于某些供氣規模，槽車的運氣能力不能得到充分發揮，出現了運輸成本由小變大的現象。
　　④ LNG供氣經濟性良好，供氣成本在2．15～2．77元／m³內變化。但對于15×1O⁴戶以下的供氣規模不適合遠距離運輸，因為隨著運輸距離的增加，這些規模的供氣成本增加較大。
　　⑤ 同樣運輸距離下，供氣規模為3×10⁴戶的單位熱量成本是較低的，其年總費用也較適中。因此，3×10⁴戶是LNG供氣技術的理想供氣規模。

3 結語

　　綜上所述，LNG供氣技術具有較好的經濟性，隨著我國LNG鐵路運輸專用線的建成和液化工藝的不斷改進，其經濟性將更加明顯，是今后一段時間內具有推廣價值的中小城鎮非管道輸送供氣方式。隨著大型LNG接收終端站、LNG工廠和LNG氣化站的建設，多種LNG運輸方式的發展，配套法律法規的完善及國家對LNG應用于城市燃氣供應的政策支持，LNG供氣技術將不斷得到完善，發揮其良好的技術性和經濟性。

參考文獻：

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[3] 楊俊杰，陳志斌.城鎮CNG與LNG供氣方案的經濟分析[J].煤氣與熱力，2003，23(1)：28—29、32