中小型LNG气化站供气技术

中小型LNG气化站供气技术作者：\o"郑依秋"郑依秋文章来源：煤气与热力点击数：738更新时间：2008-2-2421:32:15

2001年，中原油田液化天然气(LNG)生产项目的投产，在国内提供了一种全新的燃气供应方式。2004年7月，新疆广汇液化天然气发展有限责任公司投资的更大规模LNG项目(处理气态天然气量为150×104m3/d)建成投产，为LNG的应用推广提供了更为充足的气源。随着福建省安然燃气投资有限公司投资建设的德化、闽清、晋江LNG卫星站的建成投产，福建省将引入LNG向卫星站周边区域实施供气，为燃气用户提供经济、环保、安全、便利的天然气。

小型LNG供气是通过公路或铁路，使用槽车或罐式集装箱运送到用气地点[1]。这与LPG十分相似，但工艺与设备又有很大区别。这种供气方式出现以后，发展极为迅速，展现了其强大的生命力阻[2～4]。本文将介绍中小规模LNG的供气技术，初步判断其应用范围。1LNG供气技术

①低温储罐与压力式低温储存

LNG气化站采用的是压力式低温储存方式，即储罐工作在承压的低温状态下。储罐工作压力一般选在0.3～0.6MPa，工作温度在-160℃左右，低温储罐的设计压力一般在1MPa左右，设计温度为-196℃[4]。低温储罐的结构见图1。

低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)；外壳为内胆的保护层，与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内胆和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外壳不接触低温，采用容器钢制作。绝热层大多填充珠光砂，抽高真空。低温储罐蒸发率一般低于0.2%。

②低温储罐的减压原理

为了防止热泄漏引起的罐内压力升高，压力式低温储罐采用释放罐内气体的方法控制压力。如图2所示，在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，减压阀便缓慢打开，将罐内气体放出；当压力降回到设定值以下时，减压阀自动关闭。释放出的气体一般不排人大气，后续的工艺会将其回收利用，这部分气体简称BOG(低温储罐内自然蒸发的气体)。

③低温储罐的增压原理

低温储罐的出液以储罐的自压为动力。液体送出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变，才能满足工艺要求。如图2所示，在储罐的下面设有一个增压气化器和一个增压阀。增压气化器是空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。增压阀与减压阀的动作相反，当阀的出口压力低于设定值时打开，而压力回升到设定值以上时关闭。

增压过程如下：当罐内压力低于增压阀的设定值时，增压阀打开，罐内液体靠液位差缓流入增压气化器，液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升，当压力回升到增压阀设定值以上时，增压阀关闭。这时，增压气化器内的压力会阻止液体继续流入，增压过程结束。

④低温储罐工作压力的确定

从减压和增压的原理可以看出，储罐工作过程中的压力实际上是波动的，波动范围的上限由减压阀设定，下限由增压阀设定。由于这两个调节阀精度上的原因，上下限之间需要有一个基本的范围，以保证互不干扰，这个范围(即压力波动的上限与下限之差)应在0.05MPa以上，合适的范围应在设备调试中确定。

储罐的工作压力由后续的工艺要求决定，对于一般的民用或工业用气化站，气化站的出站压力一般为O.2～0.4MPa，储罐压力至少比这个压力高0.1MPa。因此，LNG气化站低温储罐的工作压力一般为0.3～0.6MPa。储罐能够实现的工作压力由4个因素决定：储罐的设计压力、减压阀的设定值、增压阀的设定值、安全阀的设定值。

⑤低温槽车卸车工艺

与LPG不同，LNG与环境有很大温差，有很大的冷能，所以LNG卸车不需要额外消耗动力，完全可以利用温差进行。低温槽车一般有两个接口，一个液相口，一个气相口。卸车过程中，液相口经管道连接到站内低温储罐的进液口，用来输送液体；而气相管道的作用是在液体卸完后回收槽车内气体。

LNG槽车卸车流程见图3。利用槽车自身的增压装置给槽车储罐升压，使其压力比站内储罐压力高0.1MPa以上，然后打开液相阀门，液体便流入LNG站内的储罐。液体卸完后，通过气相管将槽车内的气体回收到BOG储罐中，卸车完成。

⑥气化、调压和BOG气体处理

LNG的气化、调压工艺流程与LPG相似，见图4。不同的是气化器一般采用空温式气化器，充分利用LNG的冷能，节省能源。在寒冷地区，冬季环境温度很低的情况下，会使得气化后的气体温度很低(一般比环境温度低10℃)，后续的管道、设备等可能承受不了。因此，气化后一般要经过加热装置将气体升温，以便达到允许的温度，加热装置一般用温水加热方式。调压与BOG气体的处理要结合起来考虑，使得BOG其他得到回收利用。储罐和其他部位产生的BOG气体经加热后，经调压、计量、加臭后进入出站管道。2LNG气化站的造价与运行成本

2.1LNG卫星站

①工艺流程

如图4所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45～0.60MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户[3]。

②主要设备、设施及概算

a.气化站(总储量为100m3)的主要设备、设施及造价见表1。表1气化站(总储量为100m3)的主要设备、设施及造价Tab.1Mainequipment，facilitiesandtheirconstructioncostinLNGvaporizingstationwithtotalstoragecapacityof100m3序号名称规格数量/台工程造价/元1LNG储罐50m32100.0×1042空温式气化器2000m3/h460.0×1043水浴式加热器30kW110.0×1044BOG加热器200m3/h11.5×1045放空气体加热器200m3/h11.5×1046BOG储罐20m3210.0×1047调压、计量、加臭装置——13.0×1048消防及供水设施——30.0×1049管材、阀门——40.0×10410自控系统——22.0×10411柴油发电机、供电设备——25.0×10412地磅——10.0×10413土建、总图（不含征地费）——130.0×10414安装——45.0×10415合计——498.0×104注：征地面积约0.6hm2。

b.气化站(总储量为200m3)的主要设备、设施及造价见表2。表2气化站(总储量为200m3)的主要设备、设施及造价Tab.2Mainequipment，facilitiesandtheirconstructioncostinLNGvaporizingstationwithtotalstoragecapacityof200m3序号名称规格数量/台工程造价/元1LNG储罐100m32170.0×1042空温式气化器3000m3/h478.0×1043水浴式加热器50kW115.0×1044BOG加热器200m3/h11.5×1045放空气体加热器200m3/h11.5×1046BOG储罐20m3210.0×1047调压、计量、加臭装置——15.0×1048消防及供水设施——55.0×1049管材、阀门——80.0×10410自控系统——32.0×10411柴油发电机、供电设备——25.0×10412地磅——10.0×10413土建、总图（不含征地费）——180.0×10414安装——60.0×10415合计——733.0×104注：征地面积约0.9hm2。

c.气化站(总储量400m3)的主要设备、设施及造价见表3。表3气化站(总储量为400m3)的主要设备、设施及造价Tab.3Mainequipment，facilitiesandtheirconstructioncostinLNGvaporizingstationwithtotalstoragecapacityof400m3序号名称规格数量/台工程造价/元1LNG储罐100m34360.0×1042空温式气化器3000m3/h6117.0×1043水浴式加热器80kW117.0×1044BOG加热器500m3/h13.7×1045放空气体加热器300m3/h12.3×1046BOG储罐50m3215.0×1047调压、计量、加臭装置——30.0×1048消防及供水设施——60.0×1049管材、阀门——120.0×10410自控系统——69.0×10411柴油发电机、供电设备——40.0×10412地磅——10.0×10413土建、总图（不含征地费）——350.0×10414安装——100.0×10415合计——1294.0×104注：征地面积约1.3hm2。③运行成本LNG卫星站的运行成本(不含税)见表4。表4LNG卫星站运行成本Tab.4OperationcostofLNGsatellitestation总储量/m3100200400工资、福利费/(元·a-1)22.0×10425.0×10429.0×104折旧费/(元·a-1)23.0×10432.0×10459.0×104大修费/(元·a-1)11.0×10416.0×10429.0×104日常维修费/(元·a-1)2.5×1044.0×1047.0×104其他费用/(元·a-1)42.5×10445.0×10450.0×104以上合计/(元·a-1)101.0×104122.0×104174.0×104达产规模/(m3·a-1)712.0×1041424.0×1042848.0×104单位成本/(元·m-3)0.140.090.06

2.2LNG橇装气化站

①工艺流程LNG橇装气化站的工艺流程与LNG卫星站类似，其区别在于LNG橇装气化站将储存、气化、调压、计量、加臭装置都集中安装在一个橇座上，机动灵活，建站速度陕，配套设施造价低，但供气规模有限(储量为40m3以下)。LNG橇装气化站的实例见图5。

②主要设备、设施及造价

橇块上配置的设备、设施有卸车装置(包括相关管道及卸车接口)、气化装置、控制系统(含调压装置)、管道系统、配电装置(防爆型)、安全防火装置(包括紧急放空、可燃气体监测、火焰探测等)、照明装置(防爆型)、用户选装装置(如加臭装置、计量装置)、基座及吊装装置。

站区相应配套设备、设施有：围堰、设备基础(对于无动力设备的橇块，只需设置混凝土平台)、安全控制系统的报警装置及远程手动控制装置、消火栓及配套装置、动力配电装置、仪表风系统(气泵或高压氮气瓶)、站房及站区土建、给排水、照明、通信等。LNG橇装气化站造价(不含征地费)见表5。表5LNG橇装气化站造价Tab.5Constructioncostofskid-mountedLNGvaporizingstation储存规模/m32540橇装装置造价/元130×104210×104加臭装置造价/元5×1045×104消防系统造价/元40×10440×104土建及总图造价/元30×10430×104安装造价/元35×10435×104其他造价/元20×10420×104合计/元260×104340×1104注：不含征地费。③运行成本

LNG橇装气化站的运行成本见表6。表6LNG橇装气化站运行成本Tab.6Operationcostofskid-mountedLNGvaporizingstation储存规模/m32540备注工资、福利费/(元·a-1)14.4×10414.4×1041.8×104元/（人·a）折旧费/(元·a-1)11.8×10415.5×104按22年折旧计算大修费/(元·a-1)5.7×1047.5×104按站区造价的2.2%计算日常维修费/(元·a-1)1.3×1041.7×104按站区造价的0.5%计算其他费用/(元·a-1)12.0×10412.0×104按LPG灌装站推算以上合计/(元·a-1)45.2×10451.1×104—达产规模/(m3·a-1)180.0×104288.0×104—单位成本/(元·m-3)0.250.18—

2.3LNG瓶组气化站

①工艺流程LNG瓶组气化站的工艺流程见图6。

LNG钢瓶通过汽车运至LNG瓶组气化站，工作条件下，钢瓶自带增压器将钢瓶的LNG增压到0.6MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45～0.60MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35MPa)、计量、加臭后进入输配管网，送入各类用户[3]。LNG瓶组气化站的实例见图7。

②主要设备、设施及造价瓶组气化站的主要设备、设施及造价见表7。表7LNG瓶组气化站的主要设备、设施及造价Tab.7Mainequipment,facilitiesandtheirconstructioncostinLNGvaporizingstationwithcylindergroup供应户数/户50010002000储存规模/m410L钢瓶台数/台4610410L钢瓶造价/元10.0×10415.0×10425.0×104空温式气化器规格/(m3·h-1)100200300空温式气化器台数/台222空温式气化器造价/元1.5×1043.1×1045.4×104调压、计量、加臭装置造价/元5.0×1045.0×1046.0×104管材、阀门造价/元4.5×1045.0×1046.0×104自控系统造价/元3.5×1043.5×1044.0×104土建、总图造价/元15.0×10415.0×10420.0×104安装费/元9.5×1049.5×1049.5×104造价合计/元49.0×10456.1×10475.9×104占地面积/m2300300400③运行成本LNG瓶组气化站的运行成本见表8。表8LNG瓶组气化站运行成本Tab.8OperationcostofLNGvaporizingstationwithcylindergroup供应户数/户50010002000备注储存规模/m—工资、福利费/(元·a-1)4.5×1044.5×1044.5×1041.5×104元/（人·a）折旧费/(元·a-1)2.2×1042.5×1043.5×104按22年折旧计算大修费/(元·a-1)1.1×1041.2×1041.7×104按站区造价的2.2%计算日常维修费/(元·a-1)0.2×1040.2×1040.3×104按站区造价的0.5%计算其他费用/(元·a-1)0.8×1040.8×1041.0×104按LPG瓶组气化站推算费用合计/(元·a-1)8.8×1049.2×10411.0×104—达产规模(气态)/(m3·a-1)7.3×10414.6×10429.2×104—单位成本/(元·a-1)1.200.630.38—3经济分析与应用范围

对LNG卫星站、LNG橇装气化站、LNG瓶组气化站的经济分析见表9，其中LNG瓶组气化站LNG进价为2.8元/m3，LNG卫星站、LNG橇装气化站LNG进价为2.25元/m3。

LNC瓶组气化站经济成本为3.4元/m3，LNG橇装气化站经济成本为3.0元/m3，LNG卫星站经济成本为2.5元/m3。表9LNG卫星站、LNG橇装气化站、LNG瓶组气化站经济分析Tab.9EconomicanalysisofLNGsatellitestation，skid-mountedLNGvaporizingstationandLNGvaporizingstationwithcylindergroup站场类型储量/m3工程造价/元气化能力(m3·h-1)运行成本/(元/a-1)年达产工期规模单位成本/(元·m3)年经济工期规模供气量/(m3·a-1)供应户数/户供气量/(m3·a-1)供应户数/户瓶组气化站1.649×1041008.8×1047.3×1045004.0不经济2.456