中小型LNG气化站供气技术.docx

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中小型LNG气化站供气技术

中小型LNG气化站供气技术

作者：

郑依秋文章来源：

煤气与热力点击数：

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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

1

LNG储罐

50m3

2

100.0×104

2

空温式气化器

2000m3/h

4

60.0×104

3

水浴式加热器

30kW

1

10.0×104

4

BOG加热器

200m3/h

1

1.5×104

5

放空气体加热器

200m3/h

1

1.5×104

6

BOG储罐

20m3

2

10.0×104

7

调压、计量、加臭装置

—

—

13.0×104

8

消防及供水设施

—

—

30.0×104

9

管材、阀门

—

—

40.0×104

10

自控系统

—

—

22.0×104

11

柴油发电机、供电设备

—

—

25.0×104

12

地磅

—

—

10.0×104

13

土建、总图（不含征地费）

—

—

130.0×104

14

安装

—

—

45.0×104

15

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

1

LNG储罐

100m3

2

170.0×104

2

空温式气化器

3000m3/h

4

78.0×104

3

水浴式加热器

50kW

1

15.0×104

4

BOG加热器

200m3/h

1

1.5×104

5

放空气体加热器

200m3/h

1

1.5×104

6

BOG储罐

20m3

2

10.0×104

7

调压、计量、加臭装置

—

—

15.0×104

8

消防及供水设施

—

—

55.0×104

9

管材、阀门

—

—

80.0×104

10

自控系统

—

—

32.0×104

11

柴油发电机、供电设备

—

—

25.0×104

12

地磅

—

—

10.0×104

13

土建、总图（不含征地费）

—

—

180.0×104

14

安装

—

—

60.0×104

15

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

1

LNG储罐

100m3

4

360.0×104

2

空温式气化器

3000m3/h

6

117.0×104

3

水浴式加热器

80kW

1

17.0×104

4

BOG加热器

500m3/h

1

3.7×104

5

放空气体加热器

300m3/h

1

2.3×104

6

BOG储罐

50m3

2

15.0×104

7

调压、计量、加臭装置

—

—

30.0×104

8

消防及供水设施

—

—

60.0×104

9

管材、阀门

—

—

120.0×104

10

自控系统

—

—

69.0×104

11

柴油发电机、供电设备

—

—

40.0×104

12

地磅

—

—

10.0×104

13

土建、总图（不含征地费）

—

—

350.0×104

14

安装

—

—

100.0×104

15

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/m3

100

200

400

工资、福利费/（元·a-1）

22.0×104

25.0×104

29.0×104

折旧费/（元·a-1）

23.0×104

32.0×104

59.0×104

大修费/（元·a-1）

11.0×104

16.0×104

29.0×104

日常维修费/（元·a-1）

2.5×104

4.0×104

7.0×104

其他费用/（元·a-1）

42.5×104

45.0×104

50.0×104

以上合计/（元·a-1）

101.0×104

122.0×104

174.0×104

达产规模/（m3·a-1）

712.0×104

1424.0×104

2848.0×104

单位成本/（元·m-3）

0.14

0.09

0.06

   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/m3

25

40

橇装装置造价/元

130×104

210×104

加臭装置造价/元

5×104

5×104

消防系统造价/元

40×104

40×104

土建及总图造价/元

30×104

30×104

安装造价/元

35×104

35×104

其他造价/元

20×104

20×104

合计/元

260×104

340×1104

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/m3

25

40

备注

工资、福利费/（元·a-1）

14.4×104

14.4×104

1.8×104元/（人·a）

折旧费/（元·a-1）

11.8×104

15.5×104

按22年折旧计算

大修费/（元·a-1）

5.7×104

7.5×104

按站区造价的2.2%计算

日常维修费/（元·a-1）

1.3×104

1.7×104

按站区造价的0.5%计算

其他费用/（元·a-1）

12.0×104

12.0×104

按LPG灌装站推算

以上合计/（元·a-1）

45.2×104

51.1×104

—

达产规模/（m3·a-1）

180.0×104

288.0×104

—

单位成本/（元·m-3）

0.25

0.18

—

   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

500

1000

2000

储存规模/m3

1.6

2.4

4.0

410L钢瓶台数/台

4

6

10

410L钢瓶造价/元

10.0×104

15.0×104

25.0×104

空温式气化器规格/（m3·h-1）

100

200

300

空温式气化器台数/台

2

2

2

空温式气化器造价/元

1.5×104

3.1×104

5.4×104

调压、计量、加臭装置造价/元

5.0×104

5.0×104

6.0×104

管材、阀门造价/元

4.5×104

5.0×104

6.0×104

自控系统造价/元

3.5×104

3.5×104

4.0×104

土建、总图造价/元

15.0×104

15.0×104

20.0×104

安装费/元

9.5×104

9.5×104

9.5×104

造价合计/元

49.0×104

56.1×104

75.9×104

占地面积/m2

300

300

400

③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

500

1000

2000

备注

储存规模/m3

1.6

2.4

4.0

—

工资、福利费/（元·a-1）

4.5×104

4.5×104

4.5×104

1.5×104元/（人·a）

折旧费/（元·a-1）

2.2×104

2.5×104

3.5×104

按22年折旧计算

大修费/（元·a-1）

1.1×104

1.2×104

1.7×104

按站区造价的2.2%计算

日常维修费/（元·a-1）

0.2×104

0.2×104

0.3×104

按站区造价的0.5%计算

其他费用/（元·a-1）

0.8×104

0.8×104

1.0×104

按LPG瓶组气化站推算

费用合计/（元·a-1）

8.8×104

9.2×104

11.0×104

—

达产规模（气态）/（m3·a-1）

7.3×104

14.6×104

29.2×104

—

单位成本/（元·a-1）

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

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

1.6

49×104

100

8.8×104

7.3×104

500

4.0

不经济

2.4

56×104

200

9.2×104

14.6×104

1000

3.4

不经济

4.0

76×104

300

11.0×104

29.2×104

2000

3.2

18.5×104

1200

撬装气化站

25.0

260×104

700

45.2×104

180.0×104

12000

2.5

60.3×104

4100

40.0

340×104

900

51.1×104

288.0×104

20000

2.4

68.0×104

4600

卫星站

100.0

498×104

4000

100.0×104

712.0×104

48000

2.4

400.0×104

27000

200.0

733×104

6000

122.0×104

1424.0×104

97000

2.3

488.0×104

33000

400.0

1294×104

9000

174.0×104

2848.0×104

194000

2.3

696.0×104

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。