摘要：本文就压缩天然气输配技术作为燃气长输系统补充手段的可行性进行如下几个方面的阐述：加压工艺；储运工艺；减压输送；减压工艺流程；燃气长输管线建设的制约条件；压缩天然气的主要服务对象；压缩天然气的有效输送范围；压缩天然气供气需要解决的问题等。
关键词：供气站 长输管线 瓶组储气设备
自1999午12月，北京大地燃气公司作为国内第一家采刚压缩天然气输配系统正式运营以来，压缩天然气输配技术得到迅速发展，现已经形成能满足不同用户需要的多种工艺形式。随着我国燃气事业的不断发展，天然气将成为二十一世纪的主导能源。与之并生的压缩天然气技术必将同时得到大力发展，本文就压缩天然气输配技术作为燃气长输系统补充手段的可行性进行如下几个方面的阐述。
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，供给不同燃气用户使用。压缩天然气输配技术由四个下艺部分组成；
1、加压工艺
利用多级压缩机将天然气由0．3～1兆帕加压到20---25兆帕，压入储气瓶组储存。天然气在加压以前必需经过脱油、深度脱水处理(露点达到-60℃)。
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。单体运送能力为2800～5000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0．2～1．0兆帕，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、燃气长输管线建设的制约条件
天然气长输管线是输送天然气的主要手段，但是长输管线的建设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：
Y=2810.21X+74641
式中：Y=燃气管道长度(km)
X=年燃气用量(109m3)
由于长输管线的长度与用气量存在正比关系，当用气量没有达到设计规模时，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。这些工程项目需要的技术装备先进，工程人员素质高。因此造成工程成本高，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成本，天然气长输管线的年维护费约占管线投资的5～8％。维护费随管线使用时间的不断延长，逐渐加大。
4、长输管线建设受用户分布的限制
如第一点所述，天然气长输管线的铺设，适合刚气量大、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设初期必然以大中型城市为主，对于广大的农村用户，只能做为远期发展用户。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设，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、压缩天然气的主要服务对象
压缩天然气的主要服务对象是用气量小、距离长输管线远、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活，组合随意的特点，可以满足刚气量小的用户需要。根据目前我国天然气价格情况，考虑用户可承受能力，压缩天然气的供气规模可以在500～20000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，运输距离直接影响压缩天然气供气的经济效益和安全性。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)、*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、人员技术水平等因素的影响。
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)、运营成本的可比性(与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、用户承受能力)。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，压缩天然气建设成本小
从工程建设成本分析，压缩天然气的建设成本约为900元／m3(包括加气站、储运瓶组、减压供气设备)。日用气量小于10000立方米，管线超过30公里，采用长输管线在经济上是不合适的。以日用气量10000立方米计算，压缩天然气建设投资为900万元。同等规模长输管线的建设费用按40万元／公里计算，可以铺设长输管线22．5公里。仍以长输管线的建设费用按40万元／公里计算，150公里长输管线的建设费用为6000万元，以此投资可以提供压缩天然气6．7万立方米／日。即长输管线的日输气能力必需超过70000立方米，建设投资上才能与压缩天然气持平。
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*。在此基础上开发的各种规模的压缩天然气供气工艺，都能达到设计要求，安全稳定运行。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，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、规范标准
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规范(城市燃气设计规范GB 50028-93、汽车用燃气加气站技术规范CJJ 84-2000)均没有涉及相关内容。因此，在建设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。以此标准建设防火间距较大，小区开发商难于提供合适的站场用地。北京燃气、消防、劳动等管理部门采用专家论证方式，进行压缩天然气供气站建设论证，取得了显著效果。
笔者认为，完善压缩天然气供气站设计、施工规范是当务之急。根据压缩天然气的物化特性、热力燃烧特性，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*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相同)。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)。
规范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、运营成本、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，适合压缩天然气供气特点。对于工业用户用气量大，但十分稳定，小时流量均衡，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基础上，净化处理后加压供应。因此，其成本高于管网气。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，这样有利于用户接受。
两年来，北京压缩天然气市场接受价：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2．1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、距离主管网远、地形复杂的用户。因此，压缩天然气供气技术作为长输管线的补充手段是可行的。
参考文献
1、李猷嘉 燃气管道长度与用气量关系的分析研究《城市煤气》2001／2(VOL．312)
2、NFPA70，National fuel Gas Code，1996 edition
