杭州市余杭區(qū)偏遠農村小型氣化站供氣方式的探討

孫榮澤 謝亞東 馬向陽 白建珍 虞丹陽

摘要：將小型氣化站供氣模式推進至農村是利民、惠民工程，不僅可以提升村民的生活品質，更保障了村民的生活用氣安全，因此將小型氣化站推進至偏遠鄉(xiāng)鎮(zhèn)、農村勢在必行。由于農村環(huán)境因素、供氣客觀條件的限制，將小型氣化站推進至偏遠鄉(xiāng)鎮(zhèn)、農村的工程建設工作面臨著嚴峻考驗，存在諸多困難。本文以杭州市余杭區(qū)某村為模擬案例，對小規(guī)模偏遠農村小型氣化站供氣模式的應用進行探討。

1?概述

“氣化農村”對改變農民傳統(tǒng)的生活方式具有革命性意義。對于天然氣管網無法覆蓋的地區(qū)，可使用小型氣化站進行供氣，種類包括液化天然氣（LNG）、液化石油氣（LPG）和壓縮天然氣（CNG）。加大小型氣化站氣在偏遠鄉(xiāng)鎮(zhèn)的普及應用，是改善能源和產業(yè)結構，發(fā)展低碳經濟，促進節(jié)能減排，提高空氣質量，提升農民生活品質的重要舉措，也是一個國家和地區(qū)經濟社會發(fā)展水平的重要標志之一。LNG采用低溫杜瓦瓶組經氣化器氣化后進行供氣，LPG利用液化石油氣鋼瓶組經氣化器氣化后進行供氣。兩者均是通過貨車將鋼瓶運送到瓶組氣化站，然后卸裝低溫杜瓦瓶或石油氣鋼瓶，進行氣化后給用戶供氣。此兩種形式適合余杭區(qū)偏遠農村使用的小型氣化站。

2??供氣規(guī)模及供氣形式

供氣對象為余杭區(qū)一100戶的農村，以及少量的商業(yè)用戶。計算得LNG用氣量約為80Nm3/h，供氣規(guī)模取100?Nm3/h;LPG用氣量約為32Nm3/h，供氣規(guī)模取50Nm3/h，適合瓶組站供應，LNG和LPG兩種站點區(qū)別的在于，LNG杜瓦瓶需從LNG氣化站灌裝，還需配備專業(yè)運輸車輛和專職司機進行運送，LPG鋼瓶可以直接從LPG供應站派送，比LNG使用更方便。

?LNG瓶組站供應流程

液化天然氣鋼瓶由運瓶車送來，杜瓦瓶內LNG通過自力壓力自流進入空溫式氣化器，在氣化器中液態(tài)天然氣與空氣交換熱，發(fā)生相變，產生氣體。在氣化器的加熱段升高溫度，夏季氣體溫度最高達到20℃，冬季不低于-10℃時，經電加熱后經調壓、計量、加臭后送入各用戶。鋼瓶自然蒸發(fā)的氣體（BOG）可通過BOG加熱器加熱后再經過調壓供給鄉(xiāng)鎮(zhèn)居民使用。

?LPG瓶組站供應流程

液相液化石油氣從氣瓶導出，經氣化、調壓后，氣相液化石油氣通過小區(qū)的低壓管網供居民用戶使用。按照氣化方式可分為自然氣化、強制氣化。自然氣化指容器中的液態(tài)液化石油氣，依靠自身顯熱和吸收外界環(huán)境熱量而氣化的過程，供氣規(guī)模較小。強制氣化指利用外部設備（空溫氣化器、電加熱水浴式氣化器等）將容器中的液態(tài)液化石油氣氣化成氣態(tài)液化石油氣，供氣規(guī)模較大。

工藝流程方框圖如下圖示（自然氣化流程無專用氣化器）：

3?瓶組站運行管理

瓶組站可采用無人值守站，但需配置值班換氣操作人員以及巡檢人員。根據現有項目的運行模式，LNG瓶組站一般采用8人4班制，LPG瓶組站一般采用6人3班制。如遠期此類型瓶組站建設數量增加，可采用燃氣公司巡線員統(tǒng)一管理模式進行管理，減少人員成本。

4?投資估算

經初步估算，LNG瓶組站建設投資約58.43萬元，LPG瓶組站建設投資約55.31萬元，LNG瓶組站建設投資略高于LPG瓶組站，但差別不大。

5?LNG與LPG成本對比

主要參數、成本、收入一覽表

從上表可以看出，兩個站總成本分別為71.68萬元和54.30萬元，其中經營成本分別為68.91萬和51.68萬。經營成本中存在差異的成本主要為損耗、人員成本和修理費用、購氣成本。

1）LNG瓶組站一般采用8人4班制，LPG瓶組站一般采用6人3班制，LNG站比LPG站多12萬元;

2）修理費用按總投資2%計提，LNG站比LPG站多0.06萬元;

3）購氣成本

（1）LNG計算條件：

根據燃氣公司現役LNG瓶組站運行情況，LNG運輸價格按1000/次（2瓶）計，進氣價為5800元/噸。

LNG密度取450kg/m3。1m3液體可轉化為625Nm3氣態(tài)天然氣。

天然氣用氣量按每戶160Nm3/a。5天換一次杜瓦瓶。

由上述條件計算結果：

居民用戶一年用氣量約（160×100）/625×450≈11.52噸液化天然氣，考慮3%損耗，年購氣費用約為6.88萬元（購氣成本6.68萬元，損耗成本0.2萬元），運輸價格為1000×365/5=7.30萬元，即年購氣成本（含運費）為14.18萬元。

（2）LPG計算條件：

LPG運輸價格為成本價為7000元/噸（含運輸），LPG氣量按每戶53.17Nm3/a，石油氣的密度取2.357kg/m3。

由上述條件計算結果：

一年用氣量為約53.17×100×2.357≈12.5噸液化石油氣，考慮3%損耗，總購氣成本為9萬元（購氣成本8.75萬元，損耗成本0.263萬元），即年購氣成本（含運費）為9萬元。

4）收入計算

LNG的售價按3.1元/m3考慮，年售氣收入為4.96萬元。LPG的售價按15元/m3考慮，年售氣收入為7.97萬元。

綜上，LNG每年僅購銷氣虧損約9.22萬元，LPG每年僅購銷氣虧損約1.03萬元。

如果西部山區(qū)LNG瓶組站采用余杭區(qū)內的LNG氣化站供氣，按省內其他城市現行模式，LNG瓶組站到站價格為LNG進站價格+1000元/噸（充裝成本）+400元/噸（運輸成本）。

按現行LNG進站價格3500元/噸，則LNG瓶組站購氣成本為4900元/噸（含運輸），LNG每年購銷氣虧損可減至0.85萬元。

5）用戶用氣差價計算

根據前述，LNG用氣量按每戶160Nm3/a計，每戶年用氣費用為160×3.1=496元，LPG用氣量按每戶53.17Nm3/a計，每戶年用氣費用為53.17×15=798元，用戶使用LPG一年比LNG多花費302元。當LNG售賣定價提高為5.0元/方時，兩種用氣費用相等。

6?結束語

LNG和LPG瓶組站技術成熟，均適合長輸管道氣供應不到的余杭區(qū)偏遠農村，但供氣成本都比較高，需要綜合考慮。

瓶組站建設應爭取相關點供用氣的補貼政策，建議前期采用建設試點運行再全面推廣。

（作者單位：杭州市城鄉(xiāng)建設設計院股份有限公司）