鍋爐“煤改氣”大勢所趨，LNG氣化站和瓶組站將在工業供氣中被廣泛應用

發布時間：2016-09-07

1 背景

   進入2016年，環保政策進一步趨嚴，天然氣成本下降，“煤改氣”建站企業免費提供設備等多重因素助力燃煤鍋爐改天然氣（簡稱“煤改氣”）繼續闊步前行。在國家整體“壓煤上氣”的能源政策指導下，“煤改氣”成為大勢所趨。

2  引言     

       在“煤改氣”的大環境下，工廠用氣一般有三個來源，一種使用管道天然氣，另一種采用壓縮天然氣（CNG），第三種使用液化天然氣（LNG）。管道天然氣因為敷設投資大，采用特許經營權的模式，前期管道及企業使用開口費較高，使用成本較高；CNG調壓站壓力較高，多級減壓，安全性差，成本略低；LNG氣源成本低，LNG氣站壓力較低，安全性及經濟性強。

       液化天然氣（LNG）主要成分為甲烷，屬于一種清潔，高熱效率的能源，它既可作為城市氣源，又可用作公交和重型卡車的車用燃料，與汽柴油相比，具有抗爆性好，燃燒完全，排氣污染少，發動機壽命長等優點。同時，LNG在使用過程中比較安全。LNG的燃點比汽油高，氣化后的密度比空氣輕，所以稍有泄漏立即飛散，不易引起自然爆炸。相比氣態天然氣，LNG其體積約為同量氣態天然氣體積的1/625，由此LNG具有儲存效率高，占地少，便于進行經濟可靠運輸的特點。今年來，LNG的生產和貿易日趨活躍，LNG正在成為世界油氣工業新的熱點。

3 LNG氣化站和瓶組站工藝簡介

工藝流程簡述：

LNG由槽車運至氣化站，利用LNG卸車增壓器使槽車內壓力增高，將槽車內LNG送至LNG低溫儲罐內儲存。當從LNG儲罐外排時，先通過儲罐的白增壓系統，使儲罐壓力升高，然后打開儲罐液相出口閥，通過壓力差將儲罐內的LNG送至氣化器后，經調壓、計量、加臭等工序送入工廠用氣點或市政燃氣管網。當室外環境溫度較低，空溫式氣化器出口的天然氣溫度低于5℃時，需在空溫式氣化器出口串聯水浴式加熱器，對氣化后的天然氣進行加熱。詳見下圖：

4.1.1.卸車增壓系統流程

利用卸車增壓系統，把槽車內的LNG液體通過卸車增壓器，汽化后的氣體進入儲罐頂部，升高LNG運液車的壓力，加快卸車的速度。

4.1.2.儲罐自增壓系統流程

利用儲罐增壓系統，當儲罐壓力過高或過低時，都能夠通過儲罐增壓器，使儲罐保持在正常工作壓力的范圍內。

4.1.3.主汽化及BOG汽化流程

儲罐內的LNG從儲罐底部出口進入主汽化器中（其中主汽化器選用兩臺，更換使用），通過主汽化器的吸熱翅片與外界環境發生熱交換，使通過汽化器的出口介質吸熱變成NG，同時，儲罐頂部的BOG進入BOG汽化器，使BOG也得到充分加熱和汽化。

4.1.4.安全放散流程

在系統中閥門之間均按裝安全閥，以及手動放散閥，放散出的EAG氣體通過EAG加熱器及阻火器達到安全放散的功能。

4 小型LNG氣化站和瓶組站建站實例

4.1某單位10噸燃煤鍋爐改造升級燃氣鍋爐技術參數

① 額定出力10t/h

② 額定工作壓力:1.25Mpa

③ 給水溫度 :105℃

④ 設計效率:≥90%

⑤ 使用燃料：燃煤

⑥ 燃料消耗量：5t標準煤/噸蒸汽

⑦ 燃燒方式:室燃

⑧ 電能消耗（風系統）:96.4Kw

       4.2  每天的總供氣量為18000NM3/d NG，根據用戶用氣量和現場場地實際情況，設備選項配置如下：

供氣站總投資約180萬元，建成通氣后日毛利約6000元，2年內可收回投資成本。

注：投資不含土建，公用工程，設計費，安裝報檢費等。

4.3 LNG氣化站總平面布置示意圖

5 LNG氣化站標準規范和政策的支持

5.1 GB50028-2006《城鎮燃氣設計規范》已遠遠滯后于行業的發展，希望國家主管部門能夠與時俱進，在保障安全的前提下，盡早，更加科學，經濟地修訂版本相應的標準規范。

5.2 建站手續審批方面，期待政府相關職能部門在LNG氣化站手續審批和驗收方面更加簡化快捷。

6 結束語

LNG氣化站和瓶組站，工藝流程簡單，相對油品，LPG，CNG生產運營上更具安全性。在當前“煤改氣”背景條件下，LNG氣化站因其可靠的資源保障，合理的工程投資及銷售價格，靈活的建站模式，可作為管道汽的一種互補方式，是值得大力推廣的。

來源：天然氣咨詢