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摘要：将小型气化站供气模式推进至农村是利民、惠民工程，不仅可以提升村民的生活品质，更保障了村民的生活用气安全，因此将小型气化站推进至偏远乡镇、农村势在必行。由于农村环境因素、供气客观条件的限制，将小型气化站推进至偏远乡镇、农村的工程建设工作面临着严峻考验，存在诸多困难。本文以杭州市余杭区某村为模拟案例，对小规模偏远农村小型气化站供气模式的应用进行探讨。
1 概述
“气化农村”对改变农民传统的生活方式具有革命性意义。对于天然气管网无法覆盖的地区，可使用小型气化站进行供气，种类包括液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）和压缩天然气（CNG）。加大小型气化站气在偏远乡镇的普及应用，是改善能源和产业结构，发展低碳经济，促进节能减排，提高空气质量，提升农民生活品质的重要举措，也是一个国家和地区经济社会发展水平的重要标志之一。LNG采用低温杜瓦瓶组经气化器气化后进行供气，LPG利用液化石油气钢瓶组经气化器气化后进行供气。两者均是通过货车将钢瓶运送到瓶组气化站，然后卸装低温杜瓦瓶或石油气钢瓶，进行气化后给用户供气。此两种形式适合余杭区偏远农村使用的小型气化站。
2 供气规模及供气形式
供气对象为余杭区一100户的农村，以及少量的商业用户。计算得LNG用气量约为80Nm3/h，供气规模取100 Nm3/h;LPG用气量约为32Nm3/h，供气规模取50Nm3/h，适合瓶组站供应，LNG和LPG两种站点区别的在于，LNG杜瓦瓶需从LNG气化站灌装，还需配备专业运输车辆和专职司机进行运送，LPG钢瓶可以直接从LPG供应站派送，比LNG使用更方便。
?LNG瓶组站供应流程
液化天然气钢瓶由运瓶车送来，杜瓦瓶内LNG通过自力压力自流进入空温式气化器，在气化器中液态天然气与空气交换热，发生相变，产生气体。在气化器的加热段升高温度，夏季气体温度最高达到20℃，冬季不低于-10℃时，经电加热后经调压、计量、加臭后送入各用户。钢瓶自然蒸发的气体（BOG）可通过BOG加热器加热后再经过调压供给乡镇居民使用。
?LPG瓶组站供应流程
液相液化石油气从气瓶导出，经气化、调压后，气相液化石油气通过小区的低压管网供居民用户使用。按照气化方式可分为自然气化、强制气化。自然气化指容器中的液态液化石油气，依靠自身显热和吸收外界环境热量而气化的过程，供气规模较小。强制气化指利用外部设备（空温气化器、电加热水浴式气化器等）将容器中的液态液化石油气气化成气态液化石油气，供气规模较大。
工艺流程方框图如下图示（自然气化流程无专用气化器）：
3 瓶组站运行管理
瓶组站可采用无人值守站，但需配置值班换气操作人员以及巡检人员。根据现有项目的运行模式，LNG瓶组站一般采用8人4班制，LPG瓶组站一般采用6人3班制。如远期此类型瓶组站建设数量增加，可采用燃气公司巡线员统一管理模式进行管理，减少人员成本。
4 投資估算
经初步估算，LNG瓶组站建设投资约58.43万元，LPG瓶组站建设投资约55.31万元，LNG瓶组站建设投资略高于LPG瓶组站，但差别不大。
5 LNG与LPG成本对比
主要参数、成本、收入一览表
从上表可以看出，两个站总成本分别为71.68万元和54.30万元，其中经营成本分别为68.91万和51.68万。经营成本中存在差异的成本主要为损耗、人员成本和修理费用、购气成本。
1）LNG瓶组站一般采用8人4班制，LPG瓶组站一般采用6人3班制，LNG站比LPG站多12万元;
2）修理费用按总投资2%计提，LNG站比LPG站多0.06万元;
3）购气成本
（1）LNG计算条件：
根据燃气公司现役LNG瓶组站运行情况，LNG运输价格按1000/次（2瓶）计，进气价为5800元/吨。
LNG密度取450kg/m3。1m3液体可转化为625Nm3气态天然气。
天然气用气量按每户160Nm3/a。5天换一次杜瓦瓶。
由上述条件计算结果：
居民用户一年用气量约（160×100）/625×450≈11.52吨液化天然气，考虑3%损耗，年购气费用约为6.88万元（购气成本6.68万元，损耗成本0.2万元），运输价格为1000×365/5=7.30万元，即年购气成本（含运费）为14.18万元。
（2）LPG计算条件：
LPG运输价格为成本价为7000元/吨（含运输），LPG气量按每户53.17Nm3/a，石油气的密度取2.357kg/m3。
由上述条件计算结果：
一年用气量为约53.17×100×2.357≈12.5吨液化石油气，考虑3%损耗，总购气成本为9万元（购气成本8.75万元，损耗成本0.263万元），即年购气成本（含运费）为9万元。
4）收入计算
LNG的售价按3.1元/m3考虑，年售气收入为4.96万元。LPG的售价按15元/m3考虑，年售气收入为7.97万元。
综上，LNG每年仅购销气亏损约9.22万元，LPG每年仅购销气亏损约1.03万元。
如果西部山区LNG瓶组站采用余杭区内的LNG气化站供气，按省内其他城市现行模式，LNG瓶组站到站价格为LNG进站价格+1000元/吨（充装成本）+400元/吨（运输成本）。
按现行LNG进站价格3500元/吨，则LNG瓶组站购气成本为4900元/吨（含运输），LNG每年购销气亏损可减至0.85万元。
5）用户用气差价计算
根据前述，LNG用气量按每户160Nm3/a计，每户年用气费用为160×3.1=496元，LPG用气量按每户53.17Nm3/a计，每户年用气费用为53.17×15=798元，用户使用LPG一年比LNG多花费302元。当LNG售卖定价提高为5.0元/方时，两种用气费用相等。
6 结束语
LNG和LPG瓶组站技术成熟，均适合长输管道气供应不到的余杭区偏远农村，但供气成本都比较高，需要综合考虑。
瓶组站建设应争取相关点供用气的补贴政策，建议前期采用建设试点运行再全面推广。
（作者单位：杭州市城乡建设设计院股份有限公司）
1 概述
“气化农村”对改变农民传统的生活方式具有革命性意义。对于天然气管网无法覆盖的地区，可使用小型气化站进行供气，种类包括液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）和压缩天然气（CNG）。加大小型气化站气在偏远乡镇的普及应用，是改善能源和产业结构，发展低碳经济，促进节能减排，提高空气质量，提升农民生活品质的重要举措，也是一个国家和地区经济社会发展水平的重要标志之一。LNG采用低温杜瓦瓶组经气化器气化后进行供气，LPG利用液化石油气钢瓶组经气化器气化后进行供气。两者均是通过货车将钢瓶运送到瓶组气化站，然后卸装低温杜瓦瓶或石油气钢瓶，进行气化后给用户供气。此两种形式适合余杭区偏远农村使用的小型气化站。
2 供气规模及供气形式
供气对象为余杭区一100户的农村，以及少量的商业用户。计算得LNG用气量约为80Nm3/h，供气规模取100 Nm3/h;LPG用气量约为32Nm3/h，供气规模取50Nm3/h，适合瓶组站供应，LNG和LPG两种站点区别的在于，LNG杜瓦瓶需从LNG气化站灌装，还需配备专业运输车辆和专职司机进行运送，LPG钢瓶可以直接从LPG供应站派送，比LNG使用更方便。
?LNG瓶组站供应流程
液化天然气钢瓶由运瓶车送来，杜瓦瓶内LNG通过自力压力自流进入空温式气化器，在气化器中液态天然气与空气交换热，发生相变，产生气体。在气化器的加热段升高温度，夏季气体温度最高达到20℃，冬季不低于-10℃时，经电加热后经调压、计量、加臭后送入各用户。钢瓶自然蒸发的气体（BOG）可通过BOG加热器加热后再经过调压供给乡镇居民使用。
?LPG瓶组站供应流程
液相液化石油气从气瓶导出，经气化、调压后，气相液化石油气通过小区的低压管网供居民用户使用。按照气化方式可分为自然气化、强制气化。自然气化指容器中的液态液化石油气，依靠自身显热和吸收外界环境热量而气化的过程，供气规模较小。强制气化指利用外部设备（空温气化器、电加热水浴式气化器等）将容器中的液态液化石油气气化成气态液化石油气，供气规模较大。
工艺流程方框图如下图示（自然气化流程无专用气化器）：
3 瓶组站运行管理
瓶组站可采用无人值守站，但需配置值班换气操作人员以及巡检人员。根据现有项目的运行模式，LNG瓶组站一般采用8人4班制，LPG瓶组站一般采用6人3班制。如远期此类型瓶组站建设数量增加，可采用燃气公司巡线员统一管理模式进行管理，减少人员成本。
4 投資估算
经初步估算，LNG瓶组站建设投资约58.43万元，LPG瓶组站建设投资约55.31万元，LNG瓶组站建设投资略高于LPG瓶组站，但差别不大。
5 LNG与LPG成本对比
主要参数、成本、收入一览表
从上表可以看出，两个站总成本分别为71.68万元和54.30万元，其中经营成本分别为68.91万和51.68万。经营成本中存在差异的成本主要为损耗、人员成本和修理费用、购气成本。
1）LNG瓶组站一般采用8人4班制，LPG瓶组站一般采用6人3班制，LNG站比LPG站多12万元;
2）修理费用按总投资2%计提，LNG站比LPG站多0.06万元;
3）购气成本
（1）LNG计算条件：
根据燃气公司现役LNG瓶组站运行情况，LNG运输价格按1000/次（2瓶）计，进气价为5800元/吨。
LNG密度取450kg/m3。1m3液体可转化为625Nm3气态天然气。
天然气用气量按每户160Nm3/a。5天换一次杜瓦瓶。
由上述条件计算结果：
居民用户一年用气量约（160×100）/625×450≈11.52吨液化天然气，考虑3%损耗，年购气费用约为6.88万元（购气成本6.68万元，损耗成本0.2万元），运输价格为1000×365/5=7.30万元，即年购气成本（含运费）为14.18万元。
（2）LPG计算条件：
LPG运输价格为成本价为7000元/吨（含运输），LPG气量按每户53.17Nm3/a，石油气的密度取2.357kg/m3。
由上述条件计算结果：
一年用气量为约53.17×100×2.357≈12.5吨液化石油气，考虑3%损耗，总购气成本为9万元（购气成本8.75万元，损耗成本0.263万元），即年购气成本（含运费）为9万元。
4）收入计算
LNG的售价按3.1元/m3考虑，年售气收入为4.96万元。LPG的售价按15元/m3考虑，年售气收入为7.97万元。
综上，LNG每年仅购销气亏损约9.22万元，LPG每年仅购销气亏损约1.03万元。
如果西部山区LNG瓶组站采用余杭区内的LNG气化站供气，按省内其他城市现行模式，LNG瓶组站到站价格为LNG进站价格+1000元/吨（充装成本）+400元/吨（运输成本）。
按现行LNG进站价格3500元/吨，则LNG瓶组站购气成本为4900元/吨（含运输），LNG每年购销气亏损可减至0.85万元。
5）用户用气差价计算
根据前述，LNG用气量按每户160Nm3/a计，每户年用气费用为160×3.1=496元，LPG用气量按每户53.17Nm3/a计，每户年用气费用为53.17×15=798元，用户使用LPG一年比LNG多花费302元。当LNG售卖定价提高为5.0元/方时，两种用气费用相等。
6 结束语
LNG和LPG瓶组站技术成熟，均适合长输管道气供应不到的余杭区偏远农村，但供气成本都比较高，需要综合考虑。
瓶组站建设应争取相关点供用气的补贴政策，建议前期采用建设试点运行再全面推广。
（作者单位：杭州市城乡建设设计院股份有限公司）