本文从浙江几个县域城市区域供气站入手，分析了几种常规区域供气站的特点及应用方向， 探索并实践了槽车与杜瓦瓶组联合运营技术，该工 艺设计合理，运行安全可靠，是一种比较新型的 LNG 场站工艺系统，特别适用 于应急保障供气需求，该系统已经在杭州周边地区成功实践，为燃气企业在区域 供气站的建设探索出了新的思路。


区域供气站的特点和应用方向
  区域供气站的特点 区域供气站具有占地面积小、建设周期短、操作简单、技术成熟等特点，基 本可以实现当年建设当年通气， 因此在天然气输气管网暂未敷设的地区，建设区域供气站作为临时供气或者过渡气源是一种非常理想的选择。通常情况下，如果 土地指标到位，建设一个供气负荷为 500m3/h 的区域供气站，总投资在 1 000 万 元以内，最快建设周期仅 3 个月（含设备采购），场站占地面积一般不超过 600 平方米。
  区域供气站的应用方向 在我国，能源消费结构中天然气的占比仅为4%，很多地区仍未通上管输天 然气，由于受到地理位置或经济条件的限制，在这些区域大面积敷设燃气管道的 成本很高，投资回报周期会很长。 以浙江省建德市为例， 该市为典型的丘陵地貌，东西狭长，全市围绕 G25 高速公路形成三个相对集中的区块， 如果敷设一条 66.7 公里连通整个区域的 DN400 中压干管，仅工程建设费用就高达 2.98 亿元，建设 周期长达 3 年。
  显然，在短期内，这三个区块各建一座区域供气站是最快速的 市场进入方式。 从发展、投资与效益角度考虑，区域供气站主要有四个应用方向：
  一、是经济 欠发达的中小城市或距离大城市较远的中心乡镇；
  二、是受城市产业结构调整而外 迁的高污染高能耗工业园区或单个能耗较大、具有油改气潜力、经济效益较好的 工业企业；
  三、是位于山区或远离城市的风景旅游度假区；四是作为城市管网的调 峰与应急保障。
 1.常规区域供气站工艺系统比较 CNG储配站CNG 输配站场站工艺系统由 CNG 气瓶车、卸气柱、减压计量加臭装置、换 热装置等组成，其工艺流程如下图 1。 CNG 气瓶 车 卸气柱 减 压 调压 热水 回水 热水循环 系统 出站 计量加臭 图 1 CNG 储配站工艺流程 压缩天然气气瓶车进入储配站后，首先通过卸气柱上的高压软管将 CNG 气 瓶车与卸气柱连接， 在减压调压装置内天然气经换热器加热，通过二级或三级调 压，然后经计量、加臭后进入市政中压管网。
  热水循环系统通常由热水锅炉、循 环水泵、供水回水管路组成，功能是加热天然气，防止压缩天然气在减压过程中 温度的急剧下降[2]。 优点：技术成熟度较高，工艺较为简单，天然气没有相变，运行可靠。 缺点：高压管道较多，管理和维护比较困难，安全风险高。CNG 储配站的 规模普遍较小，供气及调峰能力不强。另外，如果储配站周围 200 公里内没有 CNG 母站，则 CNG 气瓶车运行调度会比较困难。
LNG 瓶组站 LNG 瓶组气化站工艺系统由 LNG 杜瓦瓶组、气化器、调压计量、安全放散 等组成。
  在站区将 LNG 钢瓶通过金属软管与站区气、液相管道相连，利用钢瓶内的 压力使 LNG 进入到空温式气化器，在气化器中液态天然气气化并加热，转化为气 态的天然气，经过调压、计量、加臭后进入站后燃气主管道。在 LNG 瓶组气 化站内一般设置运行和备用两组钢瓶，且数量相同，当使用侧的 LNG钢瓶的液位 下降到 10%以下时，切换到备用瓶组，用完的空钢瓶及时充装备用。 优点：LNG 瓶组站具有集成度高，工艺简单，技术成熟，安装操作简便，占 有场地小，建设周期短，投资省的特点，特别适合建成无人值守站。 缺点：供气规模小，不适合调峰用。另外，由于钢瓶本体液位计非常容易损 坏，估算钢瓶内存量比较难，换瓶时机不容易掌握。实际运行中，还容易出现连 接金属软管接头密封泄漏等故障。
  LNG气化站LNG气化站工艺系统由 LNG 槽车、LNG 槽罐、空温式气化器、水浴式复 热器、调压计量、安全放散等组成。 LNG 槽车 卸车增压 LNG 槽罐 出站 调压计量 空温气化器 加臭 水浴复热器
 在站区内将 LNG 槽车与站内槽罐气、液相管道相连，用卸车增压器将槽车 内压力增高，然后利用槽车与储罐间的压差将 LNG 导入储罐内。对外供气时， 储罐内 LNG 出液进入到空温式气化器，在气化器中液态天然气气化并加热，转 化为气态的天然气，经过调压、计量、加臭后进入站后燃气主管网。 优点：储气规模可以做得很大，一般 LNG 气化站做成 150m3 双真空粉末罐 形式，储气量达 16.2 万立方米。供气能力和调峰、应急保障能力强。 缺点：场地规模较大，工艺复杂，投资高，安全运行风险较高。对场站管理 人员和操作人员的技术要求高。 另外，还有一种比较少见的非常规 LNG 气化站，即槽车直供站。该气化站 直接将 LNG 槽罐作为储罐，槽车通过卸车增压器维持罐内压力，槽车气、液相管 直接与站内气、液相管连接，利用槽车内压力将出液进入到空温式气化器，在气 化器中液态天然气气化并加热，转化为气态的天然气。
槽车、杜瓦瓶组联合供气技术
  工艺系统及工作原理 槽车、杜瓦瓶联合供气站工艺系统由 LNG 槽车、杜瓦瓶组、气化器、调压 计量、安全放散系统、BOG 系统等组成。 槽车、杜瓦瓶联合供气站是瓶组站技术和槽车直供技术的结合，LNG 槽车气、 液相管与杜瓦瓶瓶组气、液相管共同接在站内气、液相汇流管上。工艺设计上， 汇流管起点预留 LNG 槽车法兰接口和切断阀门，利用杜瓦瓶自增压功能，将杜瓦 瓶气相与瓶组撬气相汇流管连接，将 LNG 槽车气相管与瓶组撬气相汇流管连接。 通过气相汇流管，使得杜瓦瓶气相与槽车气相连通，在槽车罐内压力较低时，可 开启杜瓦瓶自增压阀对槽车的增压。
  槽车、杜瓦瓶联合运行正常运行时，槽车内压力一般控制在 0.4—0.6MPa，出站管网运行压力为 0.25—0.3MPa，整个供气周期，槽车与出站管的压差基本可维持在 0.2—0.3MPa， 这个压差可确保槽车正常卸液。 LNG 通过汇流管并经空温式气化器加热后将 -160℃左右的液态天然气变成 5℃左右的气态天然气，再经过调压、计量及加臭 等一系列工艺流程后输入区域供气管网。