LNG供气技术的经济性分析

摘 要

LNG供气系统主要由天然气液化站(或LNG接收终端站)、LNG槽车、LNG气化站、输配管网组成。为了防止天然气中的杂质对液化过程产生不利的影响,气田开采出来的天然气先要进行净化处理,然后经过深冷工艺液化成LNG。LNG由槽车运至气化站,气化后经输配管网供给用户。

随着我国深圳和福建等地大型LNG接收终端站的筹建、河南中原油田LNG工厂的建成及新疆广汇LNG项目的实施,越来越多的中小城镇为了解决目前无法用长输管道供气而又希望早日用上天然气的矛盾,开始考虑采用LNG为气源的非管道输送供气技术。

1 LNG气化站的工艺流程

  LNG供气系统主要由天然气液化站(或LNG接收终端站)、LNG槽车、LNG气化站、输配管网组成。为了防止天然气中的杂质对液化过程产生不利的影响,气田开采出来的天然气先要进行脱酸、脱水、脱重烃、除汞和脱氮等净化处理,达到一定的标准要求[1],然后经过深冷工艺液化成LNG。LNG由槽车运至气化站,气化后经输配管网供给用户。LNG气化站的工艺流程见图1。



图1 LNG气化站工艺流程
Fig.1 Flow chart of LNG vaporizing station

  LNG槽车在卸车台开启槽车自带的增压器,对槽车储罐进行增压,形成槽车储罐与气化站储罐之间的压差,利用压差将LNG送入气化站低温储罐内储存。如果气化站储罐内的LNG压力较低,气化时应开肩储罐增压器增压,LNG依靠压差进入空湍式气化器气化后经调压、计量、加臭后送入城镇输配管网。当空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时,开启和空温式气化器相联的水浴式气化器并将其升温,直到符合输送要求为止。气化站内设有天然气蒸发气(BOG)储罐,储罐顶部的蒸发气经过蒸发气加热器加热后进入蒸发气储罐。LNG槽车卸车完毕后,通过顶部的气相管将槽车内的气体输送到蒸发气加热器,然后进入蒸发气储罐,回收槽车内的气体。当蒸发气储罐内的压力达到一定值后,将储罐内的气体送入城镇输配管网[2]

2 LNG供气的经济性

2.1 供气参数的确定
  LNG城镇供气的经济性主要取决于供气规模和运输距离(即气源地至气化站的距离)[3]。为了找出变化规律,一般选择供气规模为(0. 5~2. 0)×104户(以1000户为间隔)和(2.5~6.0)×104户(以5000户为间隔),运输距离为50~450 km(以50 km为间隔)进行分析比较。
  LNG城镇供气包括购气、运输、气化和管道输配4个环节,涉及许多设备,每种设备的型号也较多,同一供气规模的城镇供气系统,有多种设备组合能够满足正常的牛产运行。这些组合方案中必有一种是最经济的,所以需要在设备优化组合的基础上进行经济性分析。
  由于各城镇输配系统的情况不同,购气价格变化较大,本文仅对供气系统的运输和气化2个环节进行优化。购气价格取中原油田天然气液化工厂的LNG售价1.65元/m3,管道输配费用哲取O.40元/m3。计算时,居民生活用气量指标取2303 MJ/(人·a),天然气低热值取35.59 MJ/m3,每户平均人数取3.5人/户,民用户月高峰系数取1.15,日高峰系数取1.1,小时高峰系数取3.2,工业用户用气量占总用气量的比率取15%,未预见量占总用气量的比率取5%,存储天数取4 d。
2. 2 经济性生分析
  LNG供气年总费用由年购气费用、年运输费用、年气化费用和年管道输配费用组成。
  以年总费用最低为目标,建立气化和运输环节的设备优化组合模型并编制程序。根据厂家提供的气化站主要设备及槽车的型号和价格,求解模型,得到各个供气规模和运输距离下的最佳设备组合方案及相应的年总费用。图2~8是根据优化结果作出的LNG供气系统年总费用、年运输费用、单位热量运输成本和单位热量成本随供气规模和运输距离的变化曲线。由于这些图中曲线很多且有些走向一致,因此只画出了部分曲线。
   

图2 LNG供气系统年总费用随供气规模和运输距离的变化曲线
Fig 2 Variation curve of total annual cost of LNG supply system with gas supply scale and transport distances 

图3 年运输费用随运输距离的变化曲线
Fig.3 Variation curve of annual transport coat with transport distances


图4 年运输费用随供气规模的变化曲线
Fig.4 Variation curve of annual transport cost with gas supply scale
 




图5 单位热量运输成本随运输距离的变化曲线
Fig. 5 variation curve of unit heat transport cost with transport distances
 


图6 单位热量运输成本随供气规模的变化曲线
Fig. 6 Variation curve of unit heat transport cost with gas supply seake

 


  根据图2~8,分析如下:
  ①LNG供气年总赀用对运输距离的变化不敏感。
  ②年运输费用随运输距离线性变化,当供气规模在3×1O4户以下时,斜率较小;当供气规模在3.5×104户以上时,斜率较大,且在200 km和250km之间有一转折。斜率差异主要是因为目前LNG汽车槽车型号少(国内常用的LNG槽车容积主要为30 m3、40m3和45 m3),3×104户以下供气规模的气化站每天所需的用气量,单辆槽车每天运输一次即能满足。供气规模超过3×104户后,单辆槽车每天运输2次或2辆槽车每天各运输一次才能满足气化站每天所需的用气量。出现转折主要是因为建模过程中考虑到运输安全性,规定槽车的行驶速度为70 km/h且单辆槽车每天在路上行驶的时间不超过13 h,因此当运输距离超过200km后,气化站每天所需的用气量由原先的单辆槽车每天运输2次来满足变为2辆槽车每天各运一次来满足,从而年运输费用中的槽车年折旧费用、保险费用等增加。

图7 单位热量成本随运输距离的变化曲线
Fig.7 Variation curve of unit heat cost with transport distances
 



图8 单位热量成本随供气规模的变化曲线
Fig.8 Variation curve of unit heat cost with gas supply scale
 



  ③ 单位热量运输成本基本上先随供气规模的增大而急剧降低,当供气规模达到3×1O4户后,单位热量运输成本突然增加,随后随供气规模的增大又缓慢降低。单位热量成本和单位热量运输成本随供气规模的变化类似。在满足气化站每天所需用气量的前提下,由于槽车型号少且固定,因此对于某些供气规模,槽车的运气能力不能得到充分发挥,出现了运输成本由小变大的现象。
  ④ LNG供气经济性良好,供气成本在2.15~2.77元/m3内变化。但对于15×1O4户以下的供气规模不适合远距离运输,因为随着运输距离的增加,这些规模的供气成本增加较大。
  ⑤ 同样运输距离下,供气规模为3×104户的单位热量成本是较低的,其年总费用也较适中。因此,3×104户是LNG供气技术的理想供气规模。

3 结语

  综上所述,LNG供气技术具有较好的经济性,随着我国LNG铁路运输专用线的建成和液化工艺的不断改进,其经济性将更加明显,是今后一段时间内具有推广价值的中小城镇非管道输送供气方式。随着大型LNG接收终端站、LNG工厂和LNG气化站的建设,多种LNG运输方式的发展,配套法律法规的完善及国家对LNG应用于城市燃气供应的政策支持,LNG供气技术将不断得到完善,发挥其良好的技术性和经济性。

参考文献:

[1] 阎观亮,崔洪星,张明会.LNG工厂的原料气处理[J].石油与天然气化工,2000,29(4);188—191.
[2] 刘新领.LNG供气站的建设[J].煤气与热力,2002,22(1):35—36
[3] 杨俊杰,陈志斌.城镇CNG与LNG供气方案的经济分析[J].煤气与热力,2003,23(1):28—29、32


 本文作者:时国华 , 段常贵 , 赵玺灵