自八十年代開始，我國能源中液化石油氣有了迅速發展。據統計，1980—1990年液化石油氣消費量年均增長24％，1998年，全國液化石油氣消費量高達1056．1萬噸，供應總量中國內生產量為580．5萬噸，國外進口量為476．6萬噸，液化氣供應已形成來源多渠道的市場經濟運行模式。相當數量的城市，特別是沿海中、小城市，廣泛采用液化氣氣化或液化氣摻混空氣作為城市氣源，通過管道輸送供應各類用戶。
二十一世紀，我國能源結構將有較大調整， 目標是加快國內石油天然氣資源的勘探和開發，積極引進鄰國(俄羅斯等獨聯體國家)的天然氣，適量進口LNG(在東南沿海建設進口LNG接收基地)。
預計，2010年我國天然氣產量將達到500億立方米，LNG進口量達到500萬噸。穩定、安全、可靠、清潔的天然氣將逐步成為城市燃氣的主氣源，天然氣化將成為城市燃氣的發展趨勢， 目前采用液化氣氣化或液化氣摻混空氣的集中管道供應方式的城市，將逐步轉換為使用天然氣。本文對天然氣與管道液化氣兩種氣源的轉換技術作一介紹，提供決策參考。
1．液化氣集中管道供應方式
液化氣集中管道供應方式，主要有液化氣氣化與液化氣摻混空氣的集中管道供應兩種方式。
1．1用途與規模
液化氣氣化集中管道供應方式，主要用于區域性與城鎮的小區供氣。氣化站供氣服務半徑一般為2公里，約l萬居民用戶。在人口密度較高地區，供氣戶數有較大增加，如香港中央氣化站、深圳羅湖氣化站供氣戶數均超過2萬戶，佛山環湖氣化站供氣戶數超過4萬戶。
液化氣摻混空氣集中管道供應方式，主要用于城市中、小規模燃氣氣源，人工煤氣的代用、調峰機動氣源，天然氣的代用、過渡、調峰或事故應急氣源，以及寒冷與液化氣氣質不宜直接氣化的地區的燃氣氣源?；鞖庹竟庖幠４笮〔灰?，國內大型混氣廠， 日產氣可達50萬立方米。
1．2混合氣中液化氣與空氣的比例
根據混合氣用途，液化氣與空氣的混合比例各不相同，但應達到GB50028—93《城鎮燃氣設計規范》中6.4．12條文“液化石油氣與空氣的混合氣體中,液化氣體積百分含量必須高于其爆炸上限的1．5倍”的規定。目前，混合氣中液化氣與空氣兩者比例如下：(見表一)。
表1 混合氣中L．P．G與Air 比例 用途 混合氣中 混合氣低熱值(MJ／M3) L．P.G％ Air％ 代用人工煤氣
(相當5R基準氣) 15 85 168 25 75 29．5 代用大然氣
(相當10T、12T基準氣) 40 60 452 46 54 517 55 45 5621．3輸配方式與壓力級制
根據供氣方式、氣質、規模大小與區域不同，液化氣集中氣化管道供應的輸配方式和壓力級制，一般采用二級或三級系統；液化氣摻混空氣集中管道供應方式，一般采用二級系統。
燃氣輸送壓力分別為：高壓(B)O．4＜P≤0．8Mpa，中壓(A)0．2＜P≤O．4Mpa， 中壓(B)0．005＜P≤0．2MPa，低壓P≤0．005Mpa。
1．3．1二級系統有以下幾種。
2．1．1地下儲存
常見的是儲存在多孔結構地下構造層中，也可儲存在含鹽巖層的巖縫、廢棄的礦井(礦山坑道)或其它人工開鑿的坑道中，天然氣儲存方法為加壓或降溫。
2．1．2低溫儲存
天然氣冷凍為液態儲存，并建LNG氣化裝置作儲氣調峰。
2．1．3儲氣柜、球罐儲存
常用高壓天然氣球罐，或利用人工煤氣的儲氣柜低壓儲存。
2．1．4高壓管道儲存
利用大規模埋地高壓管束、長輸與高壓輸氣干管。
2．1．5生產代用天然氣用于調峰與事故的應急
主要有液化氣摻混空氣、石腦油制氣、LNG氣化等生產方式。
2．2天然氣輸配系統
天然氣長輸管道采用超高壓。城市天然氣輸配系統一般選揮高壓(A)0．8＜P≤1．6Mpa，高壓(B)0．4＜P≤0．8Mpa，中壓(A)0．2＜P≤O．4Mpa，中壓(B)0．O05＜P≤0．2Mpa，低壓P＜0．005Mpa三級壓力級制。
對用戶供氣可選擇中壓進戶或地區調壓后低壓進戶。燃具額定壓力為2000Pa。3．天然氣與管道液化氣的轉換
綜上所述，天然氣與管道液化氣的轉換是一個系統工程，需綜合考慮輸配、儲存、用氣等各個方面，選擇具有超前性、可操作性、先進性的優化方案。轉換中應研究下列幾點。
3．1燃氣可否互換
在選擇方案中，應首先研究與分析，己使用的燃氣與天然氣可否互換。通常，判斷燃氣的互換性，采用燃燒特性中華白數(熱負荷指數)W表示。兩種燃氣互換時，W的變化應不大于±5—10％。當兩者燃燒特性相差較大時，并應考慮火焰特性，如離焰、回火、黃焰和不完全燃燒等，計算燃氣的燃燒勢Cp。以確定不同W和Cp的燃氣，在燃具上的互換范圍和可否互換，各類燃氣的燃燒特性指數(W和Cp)均有一定控制的波動范圍。同時，可決策原有供氣系統能否保留或改造。
對于使用液化氣氣化管道集中供應方式的，因液化氣與天然氣的W、CF值相差很大(見表2)，兩者不能互換，原有的氣源必須廢除，燃具需更換。而使用液化氣摻混空氣管道集中供應方式的，如供氣技術參數與天然氣特性相近或作適當調整配比，W、Cp在規定購控制波動范圍內的(見表2)，兩種燃氣可以接軌，燃具可以適應。
表2 舉例的燃氣特性 液化氣氣化 液化氣摻混主氣混合氣 天然氣 LPG：Air
55％：45％ LPG：Air
50％：50％ LPG：Air
45％：55％ CH4 87．35 C2H6 7．56 C3H6 0.11 C3H8 25．00 13．75 12．50 11．25 n-C4H10 32．06 17．63 16.03 14．43 i—C4H10 35．00 19．25 17.50 16．75 C4H10 7.94 4．37 3．97 3．57 CO2 4．22 O2 9.45 10．50 11．55 N2 35．10 39．50 43．51 0.76 比重(空氣＝1) 1．88 1.48 1．44 1．39 0．63 熱值(MJ／m3) 高 120．61 66．33 60．30 54.27 40，28 低 111．83 61．50 55．90 50．32 36.29 華白數(MJ／m3) 87．96 54．50 50．25 45．93 50．86 燃燒勢(Cp) 42—49(標) 33—41(際) 31—34(標) 爆炸極限(L上/L下%) 8．87／1．76 16．29／3．46 17．23／4.81對于不適應的燃具，在天然氣轉換前，需逐戶核對燃具品牌、型號，制訂更換方案的具體方法。
3．2輸配系統的改造
在編制、實施天然氣供氣規劃時，必須分析原有的輸配系統，是否適用或需改造。對液化氣氣化站、中、小型混氣站，不宜保留，原有輸配管網可作為天然氣庭院、街坊管道，對口徑偏小的需作改造。對大型混氣站，包括聯網的輸配管網，應充分利用，舊管道(特別是鑄鐵機械、承插式接口管道)可采用內穿PE管、U型PE管與鋼管清通等改造工藝，以提高輸氣管網的運行壓力，減少投資。
原有調壓、閥門與輸配附屆設施，應根據天然氣的設計與運行要求，進行更換與改造。
原有用氣管道或者絲扣鍍鋅鋼管，應檢查絲扣的密封材料。對于不適用天然氣干氣的，需采取防止泄露的技術措施。
天然氣的用戶置換與原有輸配系統的改造，需要切、調、同步、有機的結合，對于有多個氣化或混氣站的城市，并非簡單的小區聯網，即可實施天然氣化。因此，實施天然氣轉換前，應將供氣范圍劃成若干個改造區域，分塊、分步的轉換，確保供氣的安全與不間斷，并制訂相應的應急措施。
民用天大然氣計量一般采用G2.5膜式燃氣表，對原使用中表容量偏大或羊皮膜的燃氣表，應列入計劃更換。對營事團、工業用戶也應如此。
3．3儲存與調峰
采用液化氣管道集令供氣方式，其燃氣儲存與調峰，主要是調節LPG氣化器開啟臺數與輸氣壓力，不設儲存設施。當轉換為天然氣時，除需上游配套的天然氣季節調峰設施外，月、周、日、時的調峰，需由燃氣銷售系統考慮。根據供氣規模，一般可采用高壓管道、管束、球罐儲氣或保留混氣站生產代用天然氣，選擇各個方案需要進行綜合經濟分析與比較，并符合設計與運行要求。
3．4制訂合理的天然氣銷售價格
各地液化氣氣化或混氣的成本和銷售價格相差較大，在實施天然氣轉換中，應根據能源互補性、可替代性與品位的差異，制訂各類能源之間的價格導向與合理比價。并利用經濟杠桿，考慮企業效益、用戶的承受能力和投資利潤、利稅率等，確定天然氣的銷售價格。如原有燃氣銷售價格較低、調整幅度較大，難以一次到位對，至少應達到微利保本。
4．結語
天然氣與管道液化氣(氣化或混氣)轉換是一個較為復雜的系統工程，需要編制天然氣長遠、近期發展規劃，分期、分階段實施。對天然氣市場開拓與需求、原有燃氣生產和輸配設施的利用與改造等各個方案進行優化，制訂相應的對策，妥善解決轉換中各類技術難點。以達到充分利用、投資節省、運行安全、使用合理的要求，取得祉會、經濟和環境效益。
二十一世紀，我國能源結構將有較大調整， 目標是加快國內石油天然氣資源的勘探和開發，積極引進鄰國(俄羅斯等獨聯體國家)的天然氣，適量進口LNG(在東南沿海建設進口LNG接收基地)。
預計，2010年我國天然氣產量將達到500億立方米，LNG進口量達到500萬噸。穩定、安全、可靠、清潔的天然氣將逐步成為城市燃氣的主氣源，天然氣化將成為城市燃氣的發展趨勢， 目前采用液化氣氣化或液化氣摻混空氣的集中管道供應方式的城市，將逐步轉換為使用天然氣。本文對天然氣與管道液化氣兩種氣源的轉換技術作一介紹，提供決策參考。
1．液化氣集中管道供應方式
液化氣集中管道供應方式，主要有液化氣氣化與液化氣摻混空氣的集中管道供應兩種方式。
1．1用途與規模
液化氣氣化集中管道供應方式，主要用于區域性與城鎮的小區供氣。氣化站供氣服務半徑一般為2公里，約l萬居民用戶。在人口密度較高地區，供氣戶數有較大增加，如香港中央氣化站、深圳羅湖氣化站供氣戶數均超過2萬戶，佛山環湖氣化站供氣戶數超過4萬戶。
液化氣摻混空氣集中管道供應方式，主要用于城市中、小規模燃氣氣源，人工煤氣的代用、調峰機動氣源，天然氣的代用、過渡、調峰或事故應急氣源，以及寒冷與液化氣氣質不宜直接氣化的地區的燃氣氣源?；鞖庹竟庖幠４笮〔灰?，國內大型混氣廠， 日產氣可達50萬立方米。
1．2混合氣中液化氣與空氣的比例
根據混合氣用途，液化氣與空氣的混合比例各不相同，但應達到GB50028—93《城鎮燃氣設計規范》中6.4．12條文“液化石油氣與空氣的混合氣體中,液化氣體積百分含量必須高于其爆炸上限的1．5倍”的規定。目前，混合氣中液化氣與空氣兩者比例如下：(見表一)。
表1 混合氣中L．P．G與Air 比例 用途 混合氣中 混合氣低熱值(MJ／M3) L．P.G％ Air％ 代用人工煤氣
(相當5R基準氣) 15 85 168 25 75 29．5 代用大然氣
(相當10T、12T基準氣) 40 60 452 46 54 517 55 45 5621．3輸配方式與壓力級制
根據供氣方式、氣質、規模大小與區域不同，液化氣集中氣化管道供應的輸配方式和壓力級制，一般采用二級或三級系統；液化氣摻混空氣集中管道供應方式，一般采用二級系統。
燃氣輸送壓力分別為：高壓(B)O．4＜P≤0．8Mpa，中壓(A)0．2＜P≤O．4Mpa， 中壓(B)0．005＜P≤0．2MPa，低壓P≤0．005Mpa。
1．3．1二級系統有以下幾種。
2．1．1地下儲存
常見的是儲存在多孔結構地下構造層中，也可儲存在含鹽巖層的巖縫、廢棄的礦井(礦山坑道)或其它人工開鑿的坑道中，天然氣儲存方法為加壓或降溫。
2．1．2低溫儲存
天然氣冷凍為液態儲存，并建LNG氣化裝置作儲氣調峰。
2．1．3儲氣柜、球罐儲存
常用高壓天然氣球罐，或利用人工煤氣的儲氣柜低壓儲存。
2．1．4高壓管道儲存
利用大規模埋地高壓管束、長輸與高壓輸氣干管。
2．1．5生產代用天然氣用于調峰與事故的應急
主要有液化氣摻混空氣、石腦油制氣、LNG氣化等生產方式。
2．2天然氣輸配系統
天然氣長輸管道采用超高壓。城市天然氣輸配系統一般選揮高壓(A)0．8＜P≤1．6Mpa，高壓(B)0．4＜P≤0．8Mpa，中壓(A)0．2＜P≤O．4Mpa，中壓(B)0．O05＜P≤0．2Mpa，低壓P＜0．005Mpa三級壓力級制。
對用戶供氣可選擇中壓進戶或地區調壓后低壓進戶。燃具額定壓力為2000Pa。3．天然氣與管道液化氣的轉換
綜上所述，天然氣與管道液化氣的轉換是一個系統工程，需綜合考慮輸配、儲存、用氣等各個方面，選擇具有超前性、可操作性、先進性的優化方案。轉換中應研究下列幾點。
3．1燃氣可否互換
在選擇方案中，應首先研究與分析，己使用的燃氣與天然氣可否互換。通常，判斷燃氣的互換性，采用燃燒特性中華白數(熱負荷指數)W表示。兩種燃氣互換時，W的變化應不大于±5—10％。當兩者燃燒特性相差較大時，并應考慮火焰特性，如離焰、回火、黃焰和不完全燃燒等，計算燃氣的燃燒勢Cp。以確定不同W和Cp的燃氣，在燃具上的互換范圍和可否互換，各類燃氣的燃燒特性指數(W和Cp)均有一定控制的波動范圍。同時，可決策原有供氣系統能否保留或改造。
對于使用液化氣氣化管道集中供應方式的，因液化氣與天然氣的W、CF值相差很大(見表2)，兩者不能互換，原有的氣源必須廢除，燃具需更換。而使用液化氣摻混空氣管道集中供應方式的，如供氣技術參數與天然氣特性相近或作適當調整配比，W、Cp在規定購控制波動范圍內的(見表2)，兩種燃氣可以接軌，燃具可以適應。
表2 舉例的燃氣特性 液化氣氣化 液化氣摻混主氣混合氣 天然氣 LPG：Air
55％：45％ LPG：Air
50％：50％ LPG：Air
45％：55％ CH4 87．35 C2H6 7．56 C3H6 0.11 C3H8 25．00 13．75 12．50 11．25 n-C4H10 32．06 17．63 16.03 14．43 i—C4H10 35．00 19．25 17.50 16．75 C4H10 7.94 4．37 3．97 3．57 CO2 4．22 O2 9.45 10．50 11．55 N2 35．10 39．50 43．51 0.76 比重(空氣＝1) 1．88 1.48 1．44 1．39 0．63 熱值(MJ／m3) 高 120．61 66．33 60．30 54.27 40，28 低 111．83 61．50 55．90 50．32 36.29 華白數(MJ／m3) 87．96 54．50 50．25 45．93 50．86 燃燒勢(Cp) 42—49(標) 33—41(際) 31—34(標) 爆炸極限(L上/L下%) 8．87／1．76 16．29／3．46 17．23／4.81對于不適應的燃具，在天然氣轉換前，需逐戶核對燃具品牌、型號，制訂更換方案的具體方法。
3．2輸配系統的改造
在編制、實施天然氣供氣規劃時，必須分析原有的輸配系統，是否適用或需改造。對液化氣氣化站、中、小型混氣站，不宜保留，原有輸配管網可作為天然氣庭院、街坊管道，對口徑偏小的需作改造。對大型混氣站，包括聯網的輸配管網，應充分利用，舊管道(特別是鑄鐵機械、承插式接口管道)可采用內穿PE管、U型PE管與鋼管清通等改造工藝，以提高輸氣管網的運行壓力，減少投資。
原有調壓、閥門與輸配附屆設施，應根據天然氣的設計與運行要求，進行更換與改造。
原有用氣管道或者絲扣鍍鋅鋼管，應檢查絲扣的密封材料。對于不適用天然氣干氣的，需采取防止泄露的技術措施。
天然氣的用戶置換與原有輸配系統的改造，需要切、調、同步、有機的結合，對于有多個氣化或混氣站的城市，并非簡單的小區聯網，即可實施天然氣化。因此，實施天然氣轉換前，應將供氣范圍劃成若干個改造區域，分塊、分步的轉換，確保供氣的安全與不間斷，并制訂相應的應急措施。
民用天大然氣計量一般采用G2.5膜式燃氣表，對原使用中表容量偏大或羊皮膜的燃氣表，應列入計劃更換。對營事團、工業用戶也應如此。
3．3儲存與調峰
采用液化氣管道集令供氣方式，其燃氣儲存與調峰，主要是調節LPG氣化器開啟臺數與輸氣壓力，不設儲存設施。當轉換為天然氣時，除需上游配套的天然氣季節調峰設施外，月、周、日、時的調峰，需由燃氣銷售系統考慮。根據供氣規模，一般可采用高壓管道、管束、球罐儲氣或保留混氣站生產代用天然氣，選擇各個方案需要進行綜合經濟分析與比較，并符合設計與運行要求。
3．4制訂合理的天然氣銷售價格
各地液化氣氣化或混氣的成本和銷售價格相差較大，在實施天然氣轉換中，應根據能源互補性、可替代性與品位的差異，制訂各類能源之間的價格導向與合理比價。并利用經濟杠桿，考慮企業效益、用戶的承受能力和投資利潤、利稅率等，確定天然氣的銷售價格。如原有燃氣銷售價格較低、調整幅度較大，難以一次到位對，至少應達到微利保本。
4．結語
天然氣與管道液化氣(氣化或混氣)轉換是一個較為復雜的系統工程，需要編制天然氣長遠、近期發展規劃，分期、分階段實施。對天然氣市場開拓與需求、原有燃氣生產和輸配設施的利用與改造等各個方案進行優化，制訂相應的對策，妥善解決轉換中各類技術難點。以達到充分利用、投資節省、運行安全、使用合理的要求，取得祉會、經濟和環境效益。
