福建省天然气汽车加气技术路线的探讨

摘 要

摘要：根据福建省的气源情况，结合国内天然气汽车加气技术路线的现状，对CNG汽车加气技术路线与LNG汽车加气技术路线在可靠性、经济性、能耗等方面进行比较，探讨福建省的天然气汽车
摘要：根据福建省的气源情况，结合国内天然气汽车加气技术路线的现状，对CNG汽车加气技术路线与LNG汽车加气技术路线在可靠性、经济性、能耗等方面进行比较，探讨福建省的天然气汽车加气技术路线，建议采用LNG汽车加气技术路线。
关键词：天然气汽车；CNG汽车加气技术；LNG汽车加气技术；技术路线
Discussion on Technical Ways for Natural Gas Vehicle Filling in Fujian Province
ZH0U Chun
Abstract：According to the gas source situation in Fujian Province，and combined with the domestic actuality of technical ways for natural gas，the technical ways for CNG and LNG vehicle filling are compared in terms of reliability，economic efficiency，energy consumption etc. The technical ways for natural gas vehicle filling in Fujian Province are discussed，and it is suggested to adopt the technical way for LNG vehicle filling.
Key words：natural gas vehicle；CNG vehicle filling technology；LNG vehicle filling technology；technical way
    福建省于2002年开始实施福建省液化天然气(LNG)项目，通过引进印尼的LNG，满足福建经济对优质、高效、清洁能源的需求，调整能源结构，保护和改善生态环境，实现能源供应多样化。该项目一期年接收能力为260×104t，二期为500×104t，项目保证了福建省LNG的可靠气源，为福建省天然气清洁汽车的发展提供了契机。
    发展天然气清洁汽车可以大大减轻对环境的污染，减轻汽车对石油产品的依赖，降低用车企业的燃料成本，减轻政府的财政负担[1]。因此，福建省发展天然气清洁汽车具备了主观和客观的条件，具有重要的现实意义。
1 福建省的气源
1.1 福建省液化天然气项目概况
    福建省液化天然气项目包括LNG站线工程、与之配套的3个新建燃气电厂项目(莆田燃气电厂、晋江燃气电厂及厦门燃气电厂)和福州、莆田、泉州、厦门、漳州5个城市的液化天然气利用工程项目。其中，LNG站线工程由LNG接收站、LNG专用船码头及输气干线3个部分组成。
    LNG接收站位于莆田市湄州湾秀屿岛，一期工程建设2座16×104m3地面全容式混凝土储罐，二期增加2座16×104m3的储罐。LNG接收站的主要功能是接收、储存和气化LNG，并通过管道向城市和电厂供气。2006年11月8日，LNG储罐成功升顶。目前，LNG接收站开始接收来自印尼东固气田的LNG。
    输气干线工程包括1条主干线和3条支干线。主干线线路起自秀屿首站，分为两路：一路为莆田秀屿首站-惠安分输站-泉州分输站-晋江分输站-厦门翔安分输站-厦门分输站-漳州末站；另一路为莆田秀屿首站-莆田分输站-宏路分输站-福州末站。支干线有3条，分别为晋江分输站-晋江电厂末站；厦门翔安分输站-厦门电厂末站；莆田秀屿首站-莆田电厂末站。2006年7月5日，中海福建天然气有限责任公司举行了输气干线工程开工仪式。2008年2月，输气干线工程全部机械完工，4月具备接收来气条件。
1.2 福建省的气源情况
    按照福建省液化天然气(LNG)项目LNG站线工程的构成，LNG经过气化后通过高压管道输送至5个城市，分别为福州、厦门、泉州、莆田和漳州，这5个城市的主气源为管输天然气。此外，这5个城市也可以建设LNG储配站，接收通过公路从秀屿LNG接收站运来的LNG。南平、三明、龙岩、宁德等4个城市由于处于福建内陆，气源主要为从秀屿LNG接收站通过公路运输来的LNG。
1.3 福建省LNG的性质
   福建省LNG的性质见表1。
表1 福建省LNG的性质
序号
项目
数值
1
C1的摩尔分数/%
96.299
2
C2的摩尔分数/%
2.585
3
C3的摩尔分数/%
0.489
4
iC4的摩尔分数/%
0.100
5
nC4的摩尔分数/%
0.118
6
iC5的摩尔分数/%
0.003
7
nC5的摩尔分数/%
0.003
8
N2的摩尔分数/%
0.400
9
杂质及其他的摩尔分数/%
0.003
10
硫化氢含量/(mg·m-3)
＜5.4
11
总硫含量(以硫计)/(mg·m-3)
25.0
12
相对分子质量
16.69
13
气化温度/℃
-162.2
14
-162.2℃下的液相密度/(kg·m-3)
437.7
15
液相热值/(kJ·kg-1)
54817
16
0℃，101.325kPa下的气相密度/(kg·m-3)
0.7464
17
液态/气态膨胀系数
586.4
18
0℃，101.325kPa下的低热值/(kJ·m-3)
36941
19
0℃，101.325kPa下的高热值/(kJ·m-3)
40980
20
0℃，101.325kPa下的华白数/(kJ·m-3)
53986
注：表中第17项液态/气态膨胀系数是指0℃，101.325kPa下气相密度与-162.2℃下的液相密度的比。
    就天然气汽车的发展历程来看，发展天然气汽车存在着CNG汽车加气技术路线和LNG汽车加气技术路线这两种形式。国内很多城市选择CNG汽车加气技术路线，原因在于这些城市拥有天然气气源。比如四川、重庆、乌鲁木齐等省市，这些省市都处于丰富的天然气资源地区；再如上海、北京、南京、泰安等城市，这些城市都处于管输天然气通过的地
    也有些城市选择LNG汽车加气技术路线，原因在于这些城市拥有LNG气源。比如深圳市天然气汽车发展规划采用LNG汽车加气技术路线作为公交车的发展方向，就是因为深圳大鹏湾建设的广东LNG项目拥有一期建设规模为370×104t/a，二期建设规模为660×104t/a的LNG。因此，选择什么样的汽车加气技术路线首先要考虑的问题是自身的气源特点。
    福建省9个城市具有不同的气源，因此选择汽车加气技术路线存在2种情况：一是福州、厦门、泉州、莆田、漳州等5个城市可以选择CNG汽车加气技术路线或LNG汽车加气技术路线；二是南平、三明、龙岩、宁德等4个城市可以选择LNG汽车加气技术路线。
3 天然气汽车加气技术路线的分析
3.1 可靠性分析
    ① CNG汽车加气技术路线的可靠性分析
    选择CNG汽车加气技术路线需要在城市门站、储配站或高-中压调压站内建设CNG加气母站，将管道天然气压缩成CNG，再通过CNG气瓶车转运至CNG加气子站供汽车加气使用(本文以此种方式作为讨论对象)。也可利用城市高、中压管网建设CNG加气标准站给汽车加气。
    早期，上游天然气气源既可以满足城市居民用户和工商用户的用气需求，也可以满足CNG汽车加气的用气需求。但是，随着城市燃气事业不断发展.城市居民用户的用气规模日益扩大，经济发展也带动了汽车保有量的飞速增长，汽车加气项目得到了全面推广，用气规模不断增长。各类用气量的增长导致原有的输配系统负荷加大，管输能力时常不能满足用气需求，出现气源短缺，用气高峰时管网压力降低等情况，引起城市居民用户和工商用户的用气与汽车加气用气的矛盾。尤其在冬季，这种矛盾更为突出。
    乌鲁木齐、西安、上海、南京等采用CNG汽车加气技术路线的城市，在冬季用气高峰时，都采取了限制发展天然气汽车、加气站停止供气或限量供气等手段，以保证城市居民用户和工商用户的用气。这就制约了CNG汽车市场的进一步发展，降低了CNG汽车加气技术路线的可靠性。
   ② LNG汽车加气技术路线的可靠性分析
   对于福建省来说，选择LNG汽车加气技术路线可以直接从秀屿LNG接收站用LNG槽车将LNG通过公路运输至LNG储配站，然后再通过LNG槽车运至各LNG加气站，供汽车加气使用。这样就不会出现汽车加气与城市居民用户争气的矛盾。当城市居民用户用气规模的扩大可能会影响到汽车加气市场时，相关部门也可以通过国际期货、现货市场采购LNG来解决LNG短缺的问题。因此，LNG汽车加气技术路线的可靠性较高。
3.2 经济性分析
    以福州市近期规划的天然气公交车用气量为2667.4×104m3/a(日用气量约为9×104m3/d)为基础，对CNG加气技术路线和LNG加气技术路线进行经济性分析。CNG加气母站、CNG加气子站的规模配置见表2，LNG储配站、LNG汽车加气站的规模配置见表3。
表2 CNG加气母站、CNG加气子站的规模配置
    项目
CNG加气母站
CNG加气子站
建设规模/(m3·d-1)
 9.0×104
 1.5×104
    工程造价/元
 1800×104
 500×104
    用地面积/m2
    4000
    1500
表3 LNG储配站、LNG汽车加气站的规模配置
项目
LNG储配站
LNG汽车加气站
建设规模
4台100m3的储罐
2台20m3的储罐
工程造价/元
1500×104
550×104
用地面积/m2
3200
1500
   ① CNG汽车加气技术路线的经济性分析
   a. 建站数量：CNG加气母站1座，日供气量为9×104m3/d；CNG加气子站6座，日供气量为1.5×104m3/d。
   b. CNG气瓶车数量：12辆；CNG加气子站距CNG加气母站的平均距离按单程30km，往返60km考虑；往返用时5.5h/趟，日往返2趟/车。
    c. 主要运行费用：CNG气瓶车的运行费用(包括折旧费、燃料费、人员工资、检验维修费、养路费、保险费、管理费等)、站内电耗费用、设备的折旧费等，共计约0.367元/m3。
   d. 工程造价：6000×104元，其中CNG加气母站造价为1800×104元，CNG加气子站造价为3000×104元，CNG气瓶车造价约为1200×104元。
   e. 用地面积：约为13000m2。
   ② LNG汽车加气技术路线的经济性分析
   a. 建站数量：LNG储配站1座，规模为4台100m3的储罐；LNG汽车加气站3座，规模为2台20m3的储罐。
   b. LNG槽车数量：50m3的LNG槽车3辆(LNG储配站距秀屿LNG接收站的平均距离按单程200km，往返400km考虑，往返用时9h/趟，日往返1趟/车)；20m3的LNG槽车3辆(LNG汽车加气站距LNG储配站的平均距离按单程30km，往返60km考虑，往返用时3h/趟，日往返3趟/车)。
    c. 主要运行费用：LNG槽车运行费用(包括折旧费、燃料费、人员工资、检验维修费、养路费、保险费、管理费等)、电耗费用、储罐释放气量费用、设备的折旧费等，共计约0.352元/m3。
    d. 工程造价：3780×104元，其中LNG储配站造价1500×104元；LNG汽车加气站造价1650×104元；LNG槽车造价630×104元(50m3的LNG槽车140×104元/辆，20m3的LNG槽车70×104元/辆)。
   e. 用地面积：约为7700m2。
   ③ 两种汽车加气技术路线的经济性比较
   CNG与LNG汽车加气技术路线的经济性比较见表4。
表4 CNG与LNG汽车加气技术路线的经济性比较
项目
CNG汽车加气技术路线
LNG汽车加气技术路线
建站数量
CNG加气母站：1座，CNG加气子站：6座
LNG储配站：1座，LNG汽车加气站：3座
工程造价
CNG加气母站：1800×104元，CNG加气子站：3000×104元，CNG气瓶车：1200×104元
LNG储配站：1500×104元，LNG汽车加气站：1650×104元，LNG槽车：630×104元
合计：6000×104元
合计：3780×104元
运行费用/(元·m-3)
0.367
0.352
用地面积
母站：4000m2，子站：9000m2
储配站：3200m2，加气站：4500m2
合计：13000m2
合计：7700m2
3.3 能耗分析
    以秀屿LNG接收站的储罐为起点，经过不同的处理工艺和运输方式，CNG汽车加气技术路线的配送流程：接收站LNG储罐→LNG低压泵→LNG高压泵→LNG高压气化器→高压管网→城市门站→CNG加气母站→CNG气瓶车→CNG加气子站→CNG汽车。
    LNG汽车加气技术路线的配送流程：接收站LNG储罐→LNG低压泵→LNG装车台→LNG槽车→LNG槽车城际运输→LNG储配站→LNG槽车→LNG汽车加气站→LNG汽车。
    ① CNG汽车加气技术路线的能耗
    秀屿LNG接收站内的LNG高压泵、海水泵及城市门站的热水炉的物料(液相)输送量为190t/h，LNG的气相密度为0.7464kg/m3，则设备的物料
(气相)输送量为25.5×104m3/h。
    CNG加气母站的规模为9×104m3/d，日工作时间为10h，则CNG加气母站的小时规模为9000m3/h。CNG加气子站的规模为1.5×104m3/d，日工作时间为10h，则CNG加气子站的小时规模为1500m3/h。
    CNG加气子站距CNC加气母站的平均距离按单程30km，往返60km，CNC气瓶车的耗油量按0.375L/km考虑(柴油发动机型号为东风康明斯C-260-20)。CNG气瓶车往返1趟的有效用气量
为3600m3，则单位体积的气体耗油量为0.0063L/m3。CNG汽车加气技术路线的能耗分析见表5。
表5 CNG汽车加气技术路线的能耗分析
项目
能耗点
能耗形式
能耗设备
设备功率/kW
小时能耗/(kW·h)
设备物料输送量/(m3·h-1)
单位能耗/(kW·h·m-3)
秀屿LNG接收站
LNG液态加压
电能
LNG高压泵
1641
1641
25.5×104
0.0064
LNG气化海水输送
电能
海水泵
1150
1150
25.5×104
0.0045
城市门站
天然气加热
电能
热水炉
39
39
25.5×104
0.0002
CNG加气母站
压缩、充装工序
电能
压缩机
600
600
9000
0.0667
CNG气瓶车
运输动力
柴油
柴油发动机
单位气体耗油量为0.0063L/m3
CNG加气子站
压缩、加气工序
电能
压缩机
110
110
1500
0.0733
总计
电耗/(kW·h·m-3)
0.1511
耗油量/(L·m-3)
0.0063
   ② LNG汽车加气技术路线的能耗
   LNG储配站距秀屿LNG接收站的平均距离按单程200km，往返400km考虑。50m3的LNG槽车的耗油量按0.45L/km考虑，50m3的LNG槽车往返1趟的有效用气量为24922m3(使用率按85%计，LNG的液态/气态膨胀系数按586.4计)，则单位体积的气体耗油量为0.0072L/m3。
    LNG汽车加气站距LNG储配站的平均距离按单程30km，往返60km考虑。20m3的LNG槽车的耗油量按0.35L/km考虑，20m3的LNG槽车往返1趟的有效用气量为9969m3(使用率按85%计，LNG的液态/气态膨胀系数按586.4计)，则单位体积的气体耗油量为0.0021L/m3。
    秀屿LNG接收站内LNG低温泵、LNG储配站内LNC低温泵的物料(液相)输送量均为1514L/min，LNG液态/气态膨胀系数按586.4计，则设备物料(气相)输送量为5.33×104m3/h。LNG汽车加气站内LNG低温泵的物料(液相)输送量为340L/min，则设备物料(气相)输送量为1.20×104m3/h。LNG汽车加气技术路线的能耗分析见表6。
表6 LNG汽车加气技术路线的能耗分析
项目
能耗点
能耗形式
能耗设备
设备功率/kW
小时能耗/(kW·h)
设备物料输送量/(m3·h-1)
单位能耗/(kW·h·m-3)
秀屿LNG接收站
充装
电能
LNG低温泵
19
19
5.33×104
0.0004
50m3的LNG槽车
运输动力
柴油
柴油发动机
单位气体耗油量为0.0072L/m3
LNG储配站
充装
电能
LNG低温泵
19
19
5.33×104
0.0004
20m3的LNG槽车
运输动力
柴油
柴油发动机
单位气体耗油量为0.0021L/m3
LNG汽车加气站
卸车
电能
LNG低温泵
11
11
1.20×104
0.0009
调饱和
电能
LNG低温泵
11
11
1.20×104
0.0009
加气
电能
LNG低温泵
11
11
1.20×104
0.0009
总计
电耗/(kW·h·m-3)
0.0035
耗油量/(L·m-3)
0.0093
③ 能耗比较
为了方便进行能耗比较，根据《综合能耗计算通则》GB/T 2589—2008，电力的折算标准煤参考系数为0.1229kg/(kW·h)，柴油的折算标准煤参考系数为1.4571kg/kg，柴油密度按0.8621kg/L计算。CNG与LNG汽车加气技术路线的能耗比较见表7。
表7 CNG与LNG汽车加气技术路线的能耗比较
项目
CNG汽车加气
 技术路线
LNG汽车加气
 技术路线
日供气量/(m3·d-1)
9×104
9×104
日电耗/(kW·h·d-1)
13599
315
日运输油耗/(L·d-1)
567
837
折合标准煤/(kg·d-1)
2384
1090
    由表7的能耗分析可以看出，CNG汽车加气技术路线与LNG汽车加气技术路线相比，日能耗折算为标准煤后，多出1294kg。因此，LNG汽车加气技术路线在节能方面有着明显的优势。
4 结论
    随着福建省液化天然气(LNG)项目的正式运营，LNG汽车加气产业作为LNG下游产业链的重要环节之一，其发展必然非常迅速。本文通过对福建省9个城市气源特点的介绍，并对CNG汽车加气技术路线和LNG汽车加气技术路线在可靠性、经济性和能耗等方面进行分析、比较，得出LNG汽车加气技术路线在气源的供应保障、建站数量、工程造价、能耗等方面具有比较明显的优势。因此，福建省天然气汽车加气的主要发展模式宜确定为LNG汽车加气技术路线。
参考文献：
[1] 吴佩英.LNG汽车加气站设计的探讨[J].煤气与热力，2006，26(9)：7-9.
 
(本文作者：周春 中机国际工程设计研究院江苏分院 江苏南京 210001)