發(fā)布時間:2016-09-07
1 背景
進入2016年,環(huán)保政策進一步趨嚴,天然氣成本下降,“煤改氣”建站企業(yè)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(xù)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(huán)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(jīng)營權(quán)的模式,前期管道及企業(yè)使用開口費較高,使用成本較高;CNG調(diào)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(jīng)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(fā)動機壽命長等優(yōu)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(tài)天然氣,LNG其體積約為同量氣態(tài)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(jīng)濟可靠運輸?shù)奶攸c。今年來,LNG的生產(chǎn)和貿(mào)易日趨活躍,LNG正在成為世界油氣工業(yè)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(nèi)壓力增高,將槽車內(nèi)LNG送至LNG低溫儲罐內(nèi)儲存。當從LNG儲罐外排時,先通過儲罐的白增壓系統(tǒng),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(nèi)的LNG送至氣化器后,經(jīng)調(diào)壓、計量、加臭等工序送入工廠用氣點或市政燃氣管網(wǎng)。當室外環(huán)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(lián)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(tǒng)流程
利用卸車增壓系統(tǒng),把槽車內(nèi)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(tǒng)流程
利用儲罐增壓系統(tǒng),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(nèi)。
4.1.3.主汽化及BOG汽化流程
儲罐內(nèi)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(huán)境發(fā)生熱交換,使通過汽化器的出口介質(zhì)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(tǒng)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(shù)參數(shù)
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(tǒng)):96.4Kw
4.2 每天的總供氣量為18000NM3/d NG,根據(jù)用戶用氣量和現(xiàn)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(nèi)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(guī)范和政策的支持
5.1 GB50028-2006《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》已遠遠滯后于行業(yè)的發(fā)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(jīng)濟地修訂版本相應的標準規(guī)范。
5.2 建站手續(xù)審批方面,期待政府相關(guān)職能部門在LNG氣化站手續(xù)審批和驗收方面更加簡化快捷。
6 結(jié)束語
LNG氣化站和瓶組站,工藝流程簡單,相對油品,LPG,CNG生產(chǎn)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