压缩天然气输配技术将成为燃气长输系统的有效补充手段

1、压缩天然气输配技术将成为燃气长输系统的有效补充手段压缩天然气输配技术将成为燃气长输系统的有效补充手段 压缩天然气输配技术将成为燃气长输系统的有效补充手段 化学与化工论文 更新：2006-4-11 阅读： 压缩天然气输配技术将成为燃气长输系统的有效补充手段一、 压缩天然气输配技术简介压缩天燃气(CNG)输配技术，是利用压缩天然气汽车加气、储运技术，同城市燃气调压、储配技术相结合的产物。它充分利用了压缩天然气汽车成熟的加压工艺，经减压输送到城市燃气管网，供应不同燃气用户使用。压缩天然气输配技术由四个下艺部分组成；1、 加压工艺2、 储运工艺将压缩天然气瓶组通过汽车、船舶运输到使川地。目前刚于此输送

2、过程的压缩天然气瓶组主要有两种形式，管束式、集装箱型。单体运送才能为28005000标准立方米。3、 减压输送将瓶组内的压缩天然气由20-25兆帕减乐到0210兆帕，输送到城市管网系统。在此过程中，由于压缩天然气减压过程是一个绝热膨胀过程，因此需要伴热系统提供热源。4、减压工艺流程减压输送工艺是压缩天然气输配技术的核心部分，根据用户使用压力、储气装置的不同需要，减压工艺略有不同。(见工艺流程图)二、燃气长输管线建立的制约条件天然气长输管线是输送天然气的主要手段，但是长输管线的建立受以下几个方面的限止。1、用气量限止文献1指出，天然气管道与用气量的关系如下：式中：Y=燃气管道长度(km)X=年燃

3、气用量(109m3)由于长输管线的长度与用气量存在正比关系，当用气量没有到达设计规模时，经济效益较差。目前我国天然气产业的利润率较低，在达不到设计用气量时，很难保证投资的有效回收。2、地形复杂，施工技术装备要求高。长输管线经常穿越复杂地形，如过河、沿桥铺设、穿越高等级公路等等。这些工程工程需要的技术装备先进，工程人员素质高。因此造成工程本钱高，施工难度大，工期难以保证。3、管线维护费用大为保证输气正常运行，保证输气管线、设备的完好率，长输管线需要专业人员日常维护和定期维修。按照我国的现行下程本钱，天然气长输管线的年维护费约占管线投资的58。维护费随管线使用时间的不断延长，逐渐加大。4、长输管线

4、建立受用户分布的限制如第一点所述，天然气长输管线的铺设，适宜刚气量大、用户集中的地区。但是由于我国幅员辽阔，城市分散，人口密度相差很大，村镇分布更加散乱。因此天然气管线的建立初期必然以大中型城市为主，对于广阔的农村用户，只能做为远期开展用户。目前我国农村正在开展“撤村并镇工程，长输管线对于实现农村电气化建立，现实意义并不明显。三、 压缩天然气技术可以作为天然气长输管线的有效补充手段1、压缩天然气的主要效劳对象压缩天然气的主要效劳对象是用气量小、间隔 长输管线远、分布比较分散的用户。如前所述，用气量是制约长输管线铺设的主要因素，由于压缩天然气具有供气灵敏，组合随意的特点，可以满足刚气量小的用户需

5、要。根据目前我国天然气价格情况，考虑用户可承受才能，压缩天然气的供气规模可以在50020000立方米日范围内任意调整。2、压缩天然气的有效输送范围由于压缩天然气输送方式是采用汽车(或船)为运输工具，运输间隔 直接影响压缩天然气供气的经济效益和平安性。压缩天然气的有效输送范围(R)，主要受用气量(Q)、加气站位置(S)、操作时间(T)的制约。约束关系如下式所示R=1/SmQnTk式中：m、n、k为修正指数(技术因素指数)，考虑压缩天然气储存量、设备特性、道路状况、人员技术程度等因素的影响。同时经济性条件对有效输送范围同样有制约性，考虑工程投资的可比性(与长输管线的投资比较)、运营本钱的可比性(与

6、长输管线的管输费比较)、销售价格的可比性(液化石油气价格、用户承受才能)。压缩天然气的有效输送范围在150公里左右。3、与长输管线比较，压缩天然气建立本钱小4、技术设备已经成熟到目前为乒，京津地区已经投入使用的压缩禾然气小区供气站超过10座。供气人口超过30000户：国产、进口设备均有适用。从北京大地燃气公司压缩天然气气源厂，一年半实际运行情况来看，国产设备稳定可靠。在此根底上开发的各种规模的压缩天然气供气工艺，都能到达设计要求，平安稳定运行。同时北京燃气管理部门正在制定相应的行业标准，为压缩天然气输配工艺提供相应的技术规程。大地燃气公司开发的压缩天然气调压系统已经通过国内有关部门的技术评估，

7、正在被多数压缩天然气供气站使用。四、 压缩天然气供气需要解决的问题1、标准标准压缩天然气供气工艺，作为城市气源没有相关的设计、施工标准。目前国内已有的燃气标准(城市燃气设计标准GB 50028-93、汽车用燃气加气站技术标准CJJ 84-2000)均没有涉及相关内容。因此，在建立压缩天然气供气站时，只能参照液化石油气气化站、混气站、瓶组站标准执行。以此标准建立防火间距较大，小区开发商难于提供适宜的站场用地。北京燃气、消防、劳动等管理部门采用专家论证方式，进展压缩天然气供气站建立论证，获得了显著效果。笔者认为，完善压缩天然气供气站设计、施工标准是当务之急。根据压缩天然气的物化特性、热力燃烧特性，

8、压缩天然气的危险性不高于液化石油气。将压缩天然气供气站与汽车用压缩天然气加气站相比，供气站操作的危险性不高于加气站(除减压设施外，供气站设备与加气站设备一样)。参照美国压缩天然气加气站标准，加气站可以建在住宅区内。对于供气站储气使用的瓶组应有明确的界定(属于瓶组、储罐、其他)。标准需明确瓶组储气设备的制造标准、联接标准、装卸标准、验收标准。2、用户选择压缩天然气可以满足大多数燃气用户的需要。最为理想用户是民用户(不含燃气采暖)；用气量不大的工业用户(日用气量小于20000立方米)。燃气采暖用户应慎重考虑。压缩天然气的单站供气规模受供气范围、运营本钱、销售价格的影响。对于民用户由于用气量小，冬夏两季用气量相差不大，适宜压缩天然气供气特点。对于工业用户用气量大，但非常稳定，小时流量平衡，也利于压缩天然气供气。3、气价政策压缩天然气多数是在管网气根底上，净化处理后加压供应。因此，其本钱高于管网气。因此，制定销售价格时，压缩天然气的供气价格应同液化石油气价格相比较，这样有利于用户承受。两年来，北京压缩天然气市场承受价：民用户Z.5元/标准立方米；工业用户2.0元/标准立方米；采暖用户21元/标准立方米。综上所述，压缩天然气供气技术可以满足用气量小、间隔 主管网远、地形复