作者：郑依秋 文章来源：煤气与热力 点击数：
738 更新时间：2008-2-24 21:32:15
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150×10 m/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。
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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技术，初步判断其应用范围。 1 LNG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0.3～0.6 MPa，工作温度在-160℃左右，低温储罐的设计压力一般在1 MPa左右，设计温度为-196℃[4]。低温储罐的结构见图1。
[2～4]
。本文将介绍中小规模LNG的供气
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0.05 MPa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.2～0.4 MPa，储罐压力至少比这个压力高0.1 MPa。因此，LNG气化站低温储罐的工作压力一般为0.3～0.6 MPa。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0.1 MPa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。
2 LNG气化站的造价与运行成本 2.1 LNG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0.6 MPa。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0.45～0.60 MPa，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0.35 MPa)、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100 m3)的主要设备、设施及造价见表1。
表1 气化站(总储量为100 m3)的主要设备、设施及造价
Tab.1 Main equipment，facilities and their construction cost in LNG
vaporizing station with total storage capacity of 100 m3
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 名称 LNG储罐 空温式气化器 水浴式加热器 BOG加热器 放空气体加热器 BOG储罐 调压、计量、加臭装置 消防及供水设施 管材、阀门 自控系统 柴油发电机、供电设备 地磅 规格 50 m3 2000 m3/h 30 kW 200 m3/h 200 m3/h 20 m3 — — — — — — — — — 数量/台 2 4 1 1 1 2 — — — — — — — — — 工程造价/元 100.0×104 60.0×104 10.0×104 1.5×104 1.5×104 10.0×104 13.0×104 30.0×104 40.0×104 22.0×104 25.0×104 10.0×104 130.0×104 45.0×104 498.0×104 13 土建、总图（不含征地费） 14 15 安装 合计 注：征地面积约0.6 hm2。 b.气化站(总储量为200 m3)的主要设备、设施及造价见表2。
表2 气化站(总储量为200 m3)的主要设备、设施及造价
Tab.2 Main equipment，facilities and their construction cost in LNG
vaporizing station with total storage capacity of 200 m3
序号 1 2 3 名称 LNG储罐 空温式气化器 水浴式加热器 规格 100 m3 3000 m3/h 50 kW 数量/台 2 4 1 工程造价/元 170.0×104 78.0×104 15.0×104 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 BOG加热器 放空气体加热器 BOG储罐 调压、计量、加臭装置 消防及供水设施 管材、阀门 自控系统 柴油发电机、供电设备 地磅 土建、总图（不含征地费） 安装 合计 200 m3/h 200 m3/h 20 m3 — — — — — — — — — 1 1 2 — — — — — — — — — 1.5×104 1.5×104 10.0×104 15.0×104 55.0×104 80.0×104 32.0×104 25.0×104 10.0×104 180.0×104 60.0×104 733.0×104 注：征地面积约0.9 hm2。 c.气化站(总储量400 m3)的主要设备、设施及造价见表3。
表3 气化站(总储量为400 m3)的主要设备、设施及造价
Tab.3 Main equipment，facilities and their construction cost in LNG
vaporizing station with total storage capacity of 400 m3
序号 1 2 3 4 5 6 7 名称 LNG储罐 空温式气化器 水浴式加热器 BOG加热器 放空气体加热器 BOG储罐 调压、计量、加臭装置 规格 100 m3 3000 m3/h 80 kW 500 m3/h 300 m3/h 50 m3 — 数量/台 4 6 1 1 1 2 — 工程造价/元 360.0×104 117.0×104 17.0×104 3.7×104 2.3×104 15.0×104 30.0×104 8 9 10 11 12 消防及供水设施 管材、阀门 自控系统 柴油发电机、供电设备 地磅 — — — — — — — — — — — — — — — — 60.0×104 120.0×104 69.0×104 40.0×104 10.0×104 350.0×104 100.0×104 1294.0×104 13 土建、总图（不含征地费） 14 15 安装 合计 注：征地面积约1.3 hm2。 ③运行成本
LNG卫星站的运行成本(不含税)见表4。
表4 LNG卫星站运行成本
Tab.4 Operation cost of LNG satellite station
总储量/m3 工资、福利费/(元·a-1) 折旧费/(元·a-1) 大修费/(元·a-1) 日常维修费/(元·a-1) 其他费用/(元·a-1) 以上合计/(元·a-1) 达产规模/(m3·a-1) 单位成本/(元·m-3) 100 22.0×104 23.0×104 11.0×104 2.5×104 42.5×104 101.0×104 712.0×104 0.14 200 25.0×104 32.0×104 16.0×104 4.0×104 45.0×104 122.0×104 1424.0×104 0.09 400 29.0×104 59.0×104 29.0×104 7.0×104 50.0×104 174.0×104 2848.0×104 0.06 2.2 LNG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40 m3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5 LNG橇装气化站造价
Tab.5 Construction cost of skid-mounted LNG vaporizing station
储存规模/m3 橇装装置造价/元 加臭装置造价/元 消防系统造价/元 土建及总图造价/元 安装造价/元 其他造价/元 合计/元 注：不含征地费。 25 130×104 5×104 40×104 30×104 35×104 20×104 260×104 40 210×104 5×104 40×104 30×104 35×104 20×104 340×1104 ③ 运行成本
LNG橇装气化站的运行成本见表6。
表6 LNG橇装气化站运行成本
Tab.6 Operation cost of skid-mounted LNG vaporizing station
储存规模/m3 工资、福利费/(元·a-1) 折旧费/(元·a-1) 大修费/(元·a-1) 日常维修费/(元·a-1) 其他费用/(元·a-1) 以上合计/(元·a-1) 达产规模/(m3·a-1) 25 14.4×104 11.8×104 5.7×104 1.3×104 12.0×104 45.2×104 180.0×104 40 14.4×104 15.5×104 7.5×104 1.7×104 12.0×104 51.1×104 288.0×104 备注 1.8×104元/（人·a） 按22年折旧计算 按站区造价的2.2%计算 按站区造价的0.5%计算 按LPG灌装站推算 — — 单位成本/(元·m-3) 0.25 0.18 — 2.3 LNG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0.6 MPa。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0.45～0.60 MPa，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0.35 MPa)、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7 LNG瓶组气化站的主要设备、设施及造价
Tab.7 Main equipment, facilities and their construction cost in LNG
vaporizing station with cylinder group
供应户数/户 储存规模/m3 410 L钢瓶台数/台 410 L钢瓶造价/元 空温式气化器规格/(m3·h-1) 空温式气化器台数/台 空温式气化器造价/元 调压、计量、加臭装置造价/元 管材、阀门造价/元 500 1.6 4 10.0×104 100 2 1.5×104 5.0×104 4.5×104 1000 2.4 6 15.0×104 200 2 3.1×104 5.0×104 5.0×104 2000 4.0 10 25.0×104 300 2 5.4×104 6.0×104 6.0×104 自控系统造价/元 土建、总图造价/元 安装费/元 造价合计/元 占地面积/m2 3.5×104 15.0×104 9.5×104 49.0×104 300 3.5×104 15.0×104 9.5×104 56.1×104 300 4.0×104 20.0×104 9.5×104 75.9×104 400 ③ 运行成本
LNG瓶组气化站的运行成本见表8。
表8 LNG瓶组气化站运行成本
Tab.8 Operation cost of LNG vaporizing station with cylinder group
供应户数/户 储存规模/m3 工资、福利费/(元·a-1) 折旧费/(元·a-1) 大修费/(元·a-1) 日常维修费/(元·a-1) 其他费用/(元·a-1) 费用合计/(元·a-1) 达产规模(气态)/(m3·a-1) 单位成本/(元·a-1) 500 1.6 4.5×104 2.2×104 1.1×104 0.2×104 0.8×104 8.8×104 7.3×104 1.20 1000 2.4 4.5×104 2.5×104 1.2×104 0.2×104 0.8×104 9.2×104 14.6×104 0.63 2000 4.0 4.5×104 3.5×104 1.7×104 0.3×104 1.0×104 11.0×104 29.2×104 0.38 备注 — 1.5×104元/（人·a） 按22年折旧计算 按站区造价的2.2%计算 按站区造价的0.5%计算 按LPG瓶组气化站推算 — — — 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9 LNG卫星站、LNG橇装气化站、LNG瓶组气化站经济分析
Tab.9 Economic analysis of LNG satellite station，skid-mounted LNG vaporizing station and LNG vaporizing station with cylinder group
站场储量/m 类型 瓶组气化站 撬装气40.0 化站 卫星站 100.0 200.0 400.0 498×104 733×104 1294×104 4000 6000 9000 100.0×104 712.0×104 48000 2.4 2.3 2.3 400.0×104 488.0×104 696.0×104 27000 33000 47000 340×104 900 51.1×104 288.0×104 20000 2.4 68.0×104 4600 25.0 260×104 700 45.2×104 180.0×104 12000 2.5 60.3×104 4100 4.0 76×104 300 11.0×104 29.2×104 2000 3.2 18.5×104 1200 1.6 2.4 49×104 56×104 100 200 8.8×104 9.2×104 7.3×104 14.6×104 500 1000 4.0 3.4 不经济 不经济 元 (m·h) /(元/a) /(m·a) 3-13-1-13年达产工期规模 工程造价/气化能力运行成本供气量供应户数/(元·m) /户 3年经济工期规模 单位成本供气量/(m3·a-1) 供应户数/户 122.0×104 1424.0×104 97000 174.0×104 2848.0×104 194000 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60.3×104～288.0×104 m3/a)时适用LNG橇装气化站(储存规模为25～40 m3)。
当居民用户总规模为27000～48000户(即供气规模为400×104～712×104 m3/a)时适用储存规模为100 m3的LNG卫星站。
当居民用户总规模为48000～97000户(即供气规模为712×10～1424×104 m3/a)时适用储存规模为200 m3的LNG卫星站。
当居民用户总规模为97000～194000户(即供气规模为1424×10～2 848×104 m3/a)时适用储存规模为400 m3的LNG卫星站。
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