中小型LNG气化站供气技术Word格式文档下载.docx
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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
1
LNG储罐
50m3
2
100.0×
104
空温式气化器
2000m3/h
4
60.0×
3
水浴式加热器
30kW
10.0×
BOG加热器
200m3/h
1.5×
5
放空气体加热器
6
BOG储罐
20m3
7
调压、计量、加臭装置
—
13.0×
8
消防及供水设施
30.0×
9
管材、阀门
40.0×
10
自控系统
22.0×
11
柴油发电机、供电设备
25.0×
12
地磅
13
土建、总图（不含征地费）
130.0×
14
安装
45.0×
15
合计
498.0×
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
100m3
170.0×
3000m3/h
78.0×
50kW
15.0×
55.0×
80.0×
32.0×
180.0×
733.0×
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
360.0×
117.0×
80kW
17.0×
500m3/h
3.7×
300m3/h
2.3×
120.0×
69.0×
350.0×
1294.0×
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/m3
100
200
400
工资、福利费/（元·
a-1）
29.0×
折旧费/（元·
23.0×
59.0×
大修费/（元·
11.0×
16.0×
日常维修费/（元·
2.5×
4.0×
7.0×
其他费用/（元·
42.5×
50.0×
以上合计/（元·
101.0×
122.0×
174.0×
达产规模/（m3·
712.0×
1424.0×
2848.0×
单位成本/（元·
m-3）
0.14
0.09
0.06
2.2LNG橇装气化站
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/m3
25
40
橇装装置造价/元
130×
210×
加臭装置造价/元
5×
消防系统造价/元
40×
土建及总图造价/元
30×
安装造价/元
35×
其他造价/元
20×
合计/元
260×
340×
1104
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
备注
14.4×
1.8×
104元/（人·
a）
11.8×
15.5×
按22年折旧计算
5.7×
7.5×
按站区造价的2.2%计算
1.3×
1.7×
按站区造价的0.5%计算
12.0×
按LPG灌装站推算
45.2×
51.1×
288.0×
0.25
0.18
2.3LNG瓶组气化站
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。
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
500
1000
2000
1.6
2.4
4.0
410L钢瓶台数/台
410L钢瓶造价/元
空温式气化器规格/（m3·
h-1）
300
空温式气化器台数/台
空温式气化器造价/元
3.1×
5.4×
调压、计量、加臭装置造价/元
5.0×
6.0×
管材、阀门造价/元
4.5×
自控系统造价/元
3.5×
土建、总图造价/元
20.0×
安装费/元
9.5×
造价合计/元
49.0×
56.1×
75.9×
占地面积/m2
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
2.2×
1.1×
1.2×
0.2×
0.3×
0.8×
1.0×
按LPG瓶组气化站推算
费用合计/（元·
8.8×
9.2×
达产规模（气态）/（m3·
7.3×
14.6×
29.2×
1.20
0.63
0.38
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
气化能力（m3·
运行成本/（元/a-1）
年达产工期规模
m3）
年经济工期规模
供气量/（m3·
瓶组气化站
49×
不经济
56×
3.4
76×
3.2
18.5×
1200
撬装气化站
25.0
700
12000
2.5
60.3×
4100
40.0
900
20000
68.0×
4600
卫星站
100.0
498×
4000
48000
400.0×
27000
200.0
733×
6000
97000
2.3
488.0×
33000
400.0
1294×
9000
194000
696.0×
47000
3种站场的应用范围如下：
当居民用户总规模为1200户以下（即供气规模为18.5×
104m3/a以下）时适用LPG瓶组气化站。
当居民用户总规模为1200～2000户（即供气规模为18.5×
104～29.2×
104m3/a）时适用LNG瓶组气化站。
当居民用户总规模为4100～20000户（即供气规模为60.3×
104～288.0×
104m3/a）时适用LNG橇装气化站（储存规模为25～40m3）。
当居民用户总规模为27000～48000户（即供气规模为400×
104～712×
104m3/a）时适用储存规模为100m3的LNG卫星站。
当居民用户总规模为48000～97000户（即供气规模为712×
104～1424×
104m3/a）时适用储存规模为200m3的LNG卫星站。
当居民用户总规模为97000～194000户（即供气规模为1424×
104～2848×
104m3/a）时适用储存规模为400m3的LNG卫星站。
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