LNG加气站建设设备工艺成本

LNG加气站建设、工艺流程、设备、成本资料
1.LNG加气站建设方案
LNG汽车加气站(以下简称加气站)的设计首先应根据建站场地的实际情况，选择合适的建站方式。

目前加气站的建站方式主要有2种：站房式、橇装式。

表l为某地建设的LNG加气站(站房式)和某公司开发的橇装式加气站建站费用的比较。

表1 两种建站方式的费用比较
项目站房式橇装式
数量总价／元数量总价／元
占地面积13400 m2402×1043400 m2102×104
30 m3储罐 1台50×1041台50×104
LNG加气机 1台46×1041台46×104
LNG增压泵 1台35×1041台35×104
管道阀门 1套35×104 1套18×104
电气仪表 1套15×104 1套12×104
土建施工费25×1045×104
设备成橇费 0 20×104
15×104 O
工艺设备
安装费
续表1
项目站房式橇装式
数量总价／元数量总价／元
其他20×10420×104
费用合计643×104308×104
①站房式加气站
这种建站方式占地面积大，土地费用高，设备与基础相连，施工周期长，加气站的土建施工、设备安装费用高。

若城镇处于LNG应用的初期，LNG汽车的数量少，LNG消耗量小，则成本回收周期长，这种建站方式适合已经有一定量LNG 汽车或政府资金支持的城镇。

②橇装式加气站
这种建站方式占地面积小，土地费用低，设备绝大多数集成在一个或多个橇块上，施工周期短，加气站的土建施工、设备安装费用少，建站整体造价低，易于成本回收。

这种建站方式适合LNG加气站建设初期。

2 工艺流程的选择
LNG加气站工艺流程的选择与LNG加气站的建站方式有关，LNG加气站的工艺主要包括3部分流程：卸车流程、储罐调压流程、加气流程。

2．1 卸车流程
LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作，LNG的卸车流程主要有
两种方式可供选择：潜液泵卸车方式、自增压卸车方式
①潜液泵卸车方式
该方式是通过系统中的潜液泵将LNG从槽车转移到LNG储罐中，目前用于LNG加气站的潜液泵主要是美国某公司生产的TC34型潜液泵，该泵最大流量为340 L／rain，最大扬程为488 m，LNG卸车的工艺流程见图1。

潜液泵卸车方式是LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵，潜液泵将LNG增压后充入LNG储罐。

LNG槽车气相口与储罐的气相管连通，LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG 槽车，一方面解决LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低，另一方面解决LNG 储罐因液体增多造成的气相压力升高，整个卸车过程不需要对储罐泄压，可以直接进行卸车操作。

该方式的优点是速度快，时间短，自动化程度高，无需对站内储罐泄压，不消耗LNG液体；缺点是工艺流程复杂，管道连接繁琐，需要消耗电能。

②自增压卸车方式
LNG液体通过LNG槽车增压口进入增压气化器，气化后返回LNG槽车，提高LNG槽车的气相压力。

将LNG储罐的压力降车O.4 MPa后，LNG液体经过LNG 槽车的卸液口充人到LNG储罐。

自增压卸车的动力源是LNG槽车与LNG储罐之间的压力差，由于LNG槽车的设计压力为0.8 MPa，储罐的气相操作压力不能低于0.4MPa，故最大压力差仅有O.4 MPa。

如果自增压卸车与潜液泵卸车采用相同内径的管道，自增压卸车方式的流速要低于潜液泵卸车方式，卸车时间长。

随着
LNG槽车内液体的减少，要不断对LNG槽车气相空间进行增压，如果卸车时储罐气相空间压力较高，还需要对储罐进行泄压，以增大LNG槽车与LNG储罐之间的压力差。

给LNG槽车增压需要消耗一定量的LNG液体。

自增压卸车方式与潜液泵卸车方式相比，优点是流程简单，管道连接简单，无能耗；缺点是自动化程度低，放散气体多，随着LNG储罐内液体不断增多需要不断泄压，以保持足够的压力差。

在站房式的LNG加气站中两种方式可以任选其一，也可以同时采用，一般由于空间足够建议同时选择两种方式。

对于橇装式LNG加气站，由于空间的限制、电力系统的配置限制，建议选择自增压卸车方式，可以简化管道，降低成本，节省空间，便于设备整体成橇。

2．2储罐调压流程
储罐调压流程是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG的饱和蒸气压的操作，该操作流程有潜液泵调压流程两种。

①潜液泵调压流程
LNG液体经LNG储罐的出液口进入潜液泵，由潜液泵增压以后进入增压气化器气化，气化后的天然气经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。

采用潜液泵为储罐调压
时，增压气化器的入口压力为潜液泵的出口压力，美国某公司的TC34型潜液泵的最大出口压力为，一般将出口压力设置为1.2 MPa，增压气化器的出口压力为储罐气相压力，约为0.6 MPa。

增压气化器的人口压力远高于其出口压力，所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。

②自增压调压流程
LNG液体由LNG储罐的出液口直接进入增压气化器气化，气化后的气体经LNG储罐的气相管返回LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。

采用这种调压方式时，增压气化器的入口压力为LNG储罐未调压前的气相压力与罐内液体所产生的液柱静压力(容积为30 m3的储罐充满时约为0.01 MPa)
之和，出口压力为LNG储罐的气相压力(约0.6MPa)，所以自增压调压流程调压速度慢、压力低。

2．3加气流程
在加气流程中由于潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短，成为LNG 加气站加气流程的首选方式。

3.管道绝热方式的选择
对于LNG管道，绝热无疑是一个非常重要的问题，管道绝热的性能不仅影响到LNG的输送效率，对整个系统的正常运行也会产生重要影响。

LNG管道的绝热结构主要有常规的绝热材料包复型结构和真空夹套型结构。

①采用常规的绝热材料包复型结构，由于不锈钢管道的冷收缩问题，使得绝热材料在包覆时需要预留一定的缝隙，补偿管道的收缩。

在这些管道的接口处要阻挡水蒸气，但随着时间的推移，这些绝热材料还是会因吸水而丧失绝热效果。

采用这种绝热方式的管道造价低，施工制作方便、快捷，适合橇装式LNG
加气站使用。

②采用真空夹套型结构的管道，由于是内外双层管，内管用于输送LNG，承受LNG的输送压力；内外管之间为真空夹层，外管防止水分或者空气进入真空夹层。

采用这种结构，真空夹层可以隔绝空气的对流传热，多层缠绕的铝箔和纸绝热材料可以隔绝辐射传热和热传导，整体来看这种结构的绝热效果要优于绝热材料包复型结构。

这种结构的制造工艺复杂，造价相对比较高，运行维护成本低，设备可靠性高，适用于站房式LNG加气站。

如图所示，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0.45－0.60 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。

4.主要设备选型
本项目的主要工艺设备为LNG转运橇。

LNG转运橇上布置1台容积为50 in3的卧式低温储罐、2台加气机、1台低温泵、1台卸车增压器和1台储罐增压器，其中低温泵采用进口设备。

以上这些设备通过管道连接，在制造厂集中固定在一个橇块上。

① LNG储罐
LNG储罐按围护结构的隔热方式分类，有以下3种。

a. 真空粉末隔热
隔热方式为夹层抽真空，填充粉末(珠光砂)，常用于小型LNG储罐。

真空粉末绝热储罐由于其生产技术与液氧、液氮等储罐基本一样，因而目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，运行维护也相对方便、灵活，目前气化站使用较多。

b. 正压堆积隔热
采用绝热材料，夹层通氮气，绝热层通常较厚，广泛应用于大中型LNG
储罐和储槽。

通常用于立式LNG子母式储罐。

c. 高真空多层隔热
采用高真空多层缠绕隔热，多用于槽车储罐和LNG汽车加气站储罐。

该站的LNG储存量不大，保冷性能要求较高，因此选用高真空多层缠绕绝热储罐。

根据LNG储存量，并考虑到橇装设备的运输方便性，LNG转运橇选用50m3的卧式储罐。

LNG储罐设液位计、差压变送器、压力变送器、温度变送器、压力表各1只，以实现对储罐内LNG液位、温度、压力的现场指示及远程控制。

罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽接口及温度测试口。

根据系统的工作压力，并考虑经济性，确定储罐内罐的设计压力为1.2MPa，外罐设计压力为-0.1MPa。

设计参数见表1。

型式卧式圆筒形、高真空多层缠绕绝热储罐
有效容积/m350
充装率/% 90 内罐的工作温度-146
国内LNG汽车加气站的设备技术发展较晚，目前国内已建成的LNG汽车加气站投入使用的LNG低温泵均采用国外进I：I泵。

LNG低温泵的流量根据汽车加气站的设计规模及加气机的流量选定，本项目LNG低温泵的设计流量为0～320L/min。

对LNG低温泵进行选型，主要参数见表2。

③卸车增压器
卸车增压器是完成卸车的设备之一，选用空温式换热器，增压器借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度并气化。

空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。

本项目选用处理量为200m3/h的卸车增压器1台，其主要工艺参数见表3。

④加气机
加气机是给车载LNG气瓶加气和计量的设备，主要包括流量计和加气枪。

流量计是计量设备，采用质量流量计，具有温度补偿功能。

加气枪是给车载LNG 气瓶加气的快装接头，本项目选用流量为0.15m3/min的加气枪，加气机主要参数见表4。

⑤储罐增压器
储罐增压器是完成储罐升压升温的设备之一，选用空温式换热器，其设计参数计算及设备选型与卸车增压器相同。

5.LNG进站价格
LNG的进站价格对LNG加气站的运行费用有较大影响，由于原料气的费用一般要占到其运行总费用的80%～90%，故原料气的进站价格将对加气站的年运行费用产生很大影响。

在同一地域，加气站对外供气价格应该近似等同。

由于加气站所处地域及距不同气源的距离不同，不同类型的加气站的天然气进站价格将有很大变化。

LNG主要来自以下两方面：
一是国内LNG，国内LNG工厂主要有新疆广汇、河南中原油田、海然嘉润、新奥广西涠洲岛、鄂尔多斯、江苏江阴、泰安工厂等，针对国内的不同供应地点，供应价格也有所不同。

对于华东地区省份的供应价格约在2.8-3.2元/Nm3，LNG
销售价在3.0-3.5元/Nm3。

[1]与各厂商的合作关系或许将影响LNG的价格。

二是进口LNG，与国内LNG相比，进口LNG规模更大，价格更便宜，我国将在沿海的广东、浙江、江苏和广西等省建立多座LNG进口接收站，这能为LNG
加气站提供稳定的气源保障，而国际天然气形势变化会影响进口LNG的价格。

在其他费用变化不大的情况下，讨论天然气进站价格对加气站总的运行费用的影响将具有很大的现实意义，将为加气站的投资建设提供很重要的依据。

6.运行成本
对于加气规模为1×104m3/d的3种不同加气站，除原料气外的年运行费用有很大差异。

为了表明天然气进站价格对加气站的运行费用的影响，可将这种差异转变为天然气价格上的差异。

可以计算出在不考虑原料气费用时，CNG加气站的年运行费用比LNG加气站高出499×104元/a。

假若这两种加气站总的年运行费用相同，则LNG加气站的原料气进站价格要比CNG加气站原料气的进站价格高0.151元/m3。

就是说，在加气规模为1×104m3/d的条件下，LNG加气站的天然气进站价格不比CNG加气站的天然气进站价格高出0.151元/m3时，它的年总运行费用就会低于CNG加气站。

同样可以求出L-CNG加气站的天然气进站价格不比CNG
加气站天然气进站价格高出0.094元/m3时，它的年运行费用就会低于CNG加气站。

7. LNG销售价格
国家发改委发文要求：各地要按照与90号汽油最高零售价格不低于0.75∶1的比价关系，理顺车用天然气价格，保持车用天然气的合理比价。

目前车用天然气价格较低、一步执行到位确有困难的地区，此次可先按不低于0.6：1的比价关系调整，两年内调整到位[2]。

因此各地区的销售价格就是当地物价局根据90号汽油最高零售价（元/升），并结合实际情况规定的车用天然气销售价格，销售价的调整由国家和地方政府决定，企业不能随意改动。

参考舟山市建设LNG汽车加气站的经济研究结果，气源价格主要指LNG的销售价格，成本除了LNG气源价格外，还包括LNG运输费、加气站的员工工资、水费、电费、维修费、管理费、折旧费等，若建设1座加气规模为1.0×104m3/d的LNG加气站，年工作时间取330天，若利润以0.2元/m3计算，则加气站的LNG加气价格约为3.3-3.8元/m3。

[3]
以上分析的是可以赢利的销售价格，而实际上各地的销售价格都由物价局定价，各地不相同。

加气站能否具有经济性受到当地LNG销售价格的影响。