汉中市天然气投资发展有限公司 陕西汉中 723000
摘要：随着汉中市“铁腕治霾•保卫蓝天”政策的不断推进，各县环保力度大力增强，政府要求加快实施“气化汉中”工程，不断提高全市燃气使用率和覆盖面。基于以上政策影响，对于山区天然气气化工提出气化因地制宜的气化方式。
关键词：山区城镇；LNG；CNG；可行性
1引言
结合汉中市目前天然气输配系统格局，镇巴、佛坪两县天然气气源可依托的气源方式：长输管网、CNG和LNG气源。镇巴距最近接气点为西乡县，输气管道长度约65公里。佛坪县距最近接气点为洋县，输气管道长度约70公里。通过前期调研，因两县市场规模小，受地形条件影响，管道气敷设难度大，经济效益欠佳。因此，本文仅对LNG、CNG两种供气方式进行技术、投资、运营成本等方面综合分析，确定适宜的气化方式。
2镇巴、佛坪县城用气市场预测
2.1镇巴位于陕西省南端，汉中市东南隅，现有人口28万，至2025年，县城及周边区域总人口约10万，按照居民气化率暂按60%考虑，商业用气、公福用户用气采用同期比例系数法折算后，年供气量约600万方，高峰小时用气量约3000方。
2.2佛坪地处秦岭南麓，位于陕西省汉中市东北部，现有人口3.5万，至2025年，县城及周边区域总人口约1.8万人，按照居民气化率暂按80%考虑，商业用气、公福用户用气采用同期比例系数法折算后，年供气量年供气量约300万方，高峰小时用气量约1500方。
3 CNG供气方式分析
3.1 CNG槽车供气工艺介绍
CNG槽车自CNG加气母站充装至20MPa，运输至CNG储配站，CNG经卸气柱进入CNG减压撬，经过滤、一、二级换热、一、二级调压，压力降低至0.35MPa，最后经计量、加臭后送入城区中压管网。
3.2 CNG供气气源情况介绍
汉中CNG加气母站接长输管道气，是镇巴、佛坪两县较近的CNG气源点，两县均有国道通行，两县运距分别为175公里、150公里，汉中市CNG加气母站出站CNG单价约为2.0元/方。
3.3 CNG槽车需求及运输模式讨论
冬季高峰期，镇巴、佛坪两县单日用量分别为3万方和1.5万方，按照每槽运输5000立方米计算，全年分别需运输1200槽和600槽CNG，高峰供气每日分别需运输6槽和3槽，因此，至少需为镇巴准备CNG牵引车头6辆，CNG运输槽车9辆；至少需为佛坪准备CNG牵引车头3辆，CNG运输槽车5辆；再考虑其他不确定因素，合计需准备CNG牵引车头10辆，CNG运输槽车15辆。
3.4 CNG城市气化工程投资情况介绍
镇巴县CNG城市气化工程建设内容主要包括CNG储配站和城区8.8公里中压管网。CNG储配站主要设备包括：牵引车头、槽车、卸气柱和调压计量撬，投资约为2397.9万元。佛坪县CNG城市气化工程建设内容为CNG储配站和城区4.8公里城区中压管网，CNG储配站主要设备与镇巴相同，投资约为1643.3万元。
3.5 CNG供气模式运行成本分析
3.5.1 CNG供气模式年折旧摊销费用测算
按照城市燃气行业折旧年限和摊销原则，CNG牵引车头和CNG运输槽车有10年强制报废要求，CNG储配站供气设备按照15年折旧，城区中压管网按照30年折旧，CNG储配站建筑工程按照20年折，征地费用按照40年摊销，设计、勘察及专项评价费和其他费用按照20年摊销，镇巴、佛坪CNG供气模式年折旧摊销费用分别为150.5万元、96.7万元。
3.5.2 CNG供气模式成本费用测算
考虑运输、输配环节产生的人员工资、运行费用、车辆审验和维护费用、设备、管网审验和维护费用，镇巴、佛坪CNG供气模式年平均成本费用分别为501.1万元、327.5万元。将年折旧摊销费用和年成本费用分摊至每标方，镇巴、佛坪CNG供气模式标方成本费用分别为3.11元、3.45元。
4 LNG供气方式分析
4.1 LNG槽车供气工艺介绍
LNG槽车内LNG经卸车增压器输送至低温储罐，经气化橇气化后调压至0.35MPa，最后经计量、加臭后送入城区中压管网。同时回收储罐内的BOG，经过加热撬加热、调压后汇入城区中压管网。
4.2 LNG供气气源情况介绍
汉中市周边共有4家较为稳定的LNG销售供应商，分别为陕西液化天然气、四川达州汇鑫能源、华油广元天然气及四川同凯能源。经查询4家单位2019年度LNG销售价格，各气源点每吨LNG销售综合单价分别为：4319元、4018元、4115元和4177元。
4.3镇巴、佛坪两县LNG到站价预测
按照每车运输20吨LNG，镇巴、佛坪全年共需运送202槽和101槽LNG以满足两县用气需求，高峰供气每日分别需运输1槽和0.5槽。参照运距及2019年度汉中地区LNG运输价格，镇巴、佛坪两县LNG供气方式成本价分别为2.97元、2.99元。
4.4 LNG城市气化工程投资情况介绍
镇巴县LNG气化工程建设内容包括200m3 LNG气化站和城区8.8公里中压管网，LNG气化站主要设备包括LNG储罐、卸车增压器、储罐增压器、空温气化器、BOG加热器、EAG加热器、水浴式加热器和调压计量加臭撬，投资约为1922.8万元。佛坪县LNG气化工程建设内容主要包括120m3 LNG气化站和城区4.8公里中压管网，LNG气化站主要设备与镇巴相同，投资约为1402.2万元。
4.5 LNG供气模式运行成本分析
4.5.1 LNG供气模式年折旧摊销费用测算
按照城市燃气行业折旧年限和摊销原则，LNG气化站供气设备按照15年折旧周期，城区中压管网按照30年折旧周期，LNG气化站建筑工程按照20年折旧期，征地费用按照40年摊销，设计、勘察及专项评价费和其他费用按照20年摊销，镇巴、佛坪LNG供气模式年折旧摊销费用分别为91.5万元、67.9万元。
4.5.2 LNG供气模式年成本费用测算
考虑输配环节产生的人员工资、运行费用、设备、管网审验和维护费用，镇巴、佛坪LNG供气模式年平均成本费用分别为245.8万元、186.8万元。将年折旧摊销费用和年成本费用分摊至每标方，镇巴、佛坪LNG供气模式标方成本费用分别为3.53元、3.84元。
5结论
从以上分析，单从经济性角度，CNG成本测算略低于LNG。但因镇巴、佛坪地形复杂，交通条件较差，冰雪封路、泥石流、塔防、水毁等自然灾害时有发生，CNG储存量有限，LNG可靠性要优于CNG。同时依据国家发展改革委和国家能源局要求，城镇燃气企业要建立天然气储备，到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力，前期建设的LNG储气设施，可并入后期储气调峰设施规模中，CNG供气模式需另行建设储气调峰设施。因此，LNG供气模式较CNG供气模式更有前瞻性。
综上所述，若在建设初期加大两县市场开发力度，尽快达产，LNG供气模式可能是镇巴、佛坪两县城市气化的最佳选择。
参考文献
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