| 2001年，中原油田液化天然氣(LNG)生產(chǎn)項(xiàng)目的投產(chǎn)，在國(guó)內(nèi)提供了一種全新的燃?xì)夤?yīng)方式。2004年7月，新疆廣匯液化天然氣發(fā)展有限責(zé)任公司投資的更大規(guī)模LNG項(xiàng)目(處理氣態(tài)天然氣量為150×104 m3/d)建成投產(chǎn)，為LNG的應(yīng)用推廣提供了更為充足的氣源。隨著福建省安然燃?xì)馔顿Y有限公司投資建設(shè)的德化、閩清、晉江LNG衛(wèi)星站的建成投產(chǎn)，福建省將引入LNG向衛(wèi)星站周邊區(qū)域?qū)嵤┕?，為燃?xì)庥脩籼峁┙?jīng)濟(jì)、環(huán)保、安全、便利的天然氣。
小型LNG供氣是通過公路或鐵路，使用槽車或罐式集裝箱運(yùn)送到用氣地點(diǎn)[1]。這與LPG十分相似，但工藝與設(shè)備又有很大區(qū)別。這種供氣方式出現(xiàn)以后，發(fā)展極為迅速，展現(xiàn)了其強(qiáng)大的生命力阻[2～4]。本文將介紹中小規(guī)模LNG的供氣技術(shù)，初步判斷其應(yīng)用范圍。
1 LNG供氣技術(shù)
① 低溫儲(chǔ)罐與壓力式低溫儲(chǔ)存
LNG氣化站采用的是壓力式低溫儲(chǔ)存方式，即儲(chǔ)罐工作在承壓的低溫狀態(tài)下。儲(chǔ)罐工作壓力一般選在0.3～0.6 MPa，工作溫度在-160℃左右，低溫儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)壓力一般在1 MPa左右，設(shè)計(jì)溫度為-196℃[4]。低溫儲(chǔ)罐的結(jié)構(gòu)見圖1。
低溫儲(chǔ)罐為雙層結(jié)構(gòu)，內(nèi)膽儲(chǔ)存低溫液體，承受介質(zhì)的壓力和低溫，內(nèi)膽的材料采用耐低溫合金鋼(0Crl8Ni9)；外殼為內(nèi)膽的保護(hù)層，與內(nèi)膽之間保持一定間距，形成絕熱空間，承受內(nèi)膽和介質(zhì)的重力荷載以及絕熱層的真空負(fù)壓。外殼不接觸低溫，采用容器鋼制作。絕熱層大多填充珠光砂，抽高真空。低溫儲(chǔ)罐蒸發(fā)率一般低于0.2%。
② 低溫儲(chǔ)罐的減壓原理
為了防止熱泄漏引起的罐內(nèi)壓力升高，壓力式低溫儲(chǔ)罐采用釋放罐內(nèi)氣體的方法控制壓力。如圖2所示，在儲(chǔ)罐的氣相管道上設(shè)置自動(dòng)減壓閥，當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)壓力升高到設(shè)定值時(shí)，減壓閥便緩慢打開，將罐內(nèi)氣體放出；當(dāng)壓力降回到設(shè)定值以下時(shí)，減壓閥自動(dòng)關(guān)閉。釋放出的氣體一般不排人大氣，后續(xù)的工藝會(huì)將其回收利用，這部分氣體簡(jiǎn)稱BOG(低溫儲(chǔ)罐內(nèi)自然蒸發(fā)的氣體)。
③ 低溫儲(chǔ)罐的增壓原理
低溫儲(chǔ)罐的出液以儲(chǔ)罐的自壓為動(dòng)力。液體送出后，液位下降，氣相空間增大，導(dǎo)致罐內(nèi)壓力下降。因此，必須不斷向罐內(nèi)補(bǔ)充氣體，維持罐內(nèi)壓力不變，才能滿足工藝要求。如圖2所示，在儲(chǔ)罐的下面設(shè)有一個(gè)增壓氣化器和一個(gè)增壓閥。增壓氣化器是空溫式氣化器，它的安裝高度要低于儲(chǔ)罐的最低液位。增壓閥與減壓閥的動(dòng)作相反，當(dāng)閥的出口壓力低于設(shè)定值時(shí)打開，而壓力回升到設(shè)定值以上時(shí)關(guān)閉。
增壓過程如下：當(dāng)罐內(nèi)壓力低于增壓閥的設(shè)定值時(shí)，增壓閥打開，罐內(nèi)液體靠液位差緩流入增壓氣化器，液體氣化產(chǎn)生的氣體流經(jīng)增壓閥和氣相管補(bǔ)充到儲(chǔ)罐內(nèi)。氣體的不斷補(bǔ)充使得罐內(nèi)壓力回升，當(dāng)壓力回升到增壓閥設(shè)定值以上時(shí)，增壓閥關(guān)閉。這時(shí)，增壓氣化器內(nèi)的壓力會(huì)阻止液體繼續(xù)流入，增壓過程結(jié)束。
④ 低溫儲(chǔ)罐工作壓力的確定
從減壓和增壓的原理可以看出，儲(chǔ)罐工作過程中的壓力實(shí)際上是波動(dòng)的，波動(dòng)范圍的上限由減壓閥設(shè)定，下限由增壓閥設(shè)定。由于這兩個(gè)調(diào)節(jié)閥精度上的原因，上下限之間需要有一個(gè)基本的范圍，以保證互不干擾，這個(gè)范圍(即壓力波動(dòng)的上限與下限之差)應(yīng)在0.05 MPa以上，合適的范圍應(yīng)在設(shè)備調(diào)試中確定。
儲(chǔ)罐的工作壓力由后續(xù)的工藝要求決定，對(duì)于一般的民用或工業(yè)用氣化站，氣化站的出站壓力一般為O.2～0.4 MPa，儲(chǔ)罐壓力至少比這個(gè)壓力高0.1 MPa。因此，LNG氣化站低溫儲(chǔ)罐的工作壓力一般為0.3～0.6 MPa。儲(chǔ)罐能夠?qū)崿F(xiàn)的工作壓力由4個(gè)因素決定：儲(chǔ)罐的設(shè)計(jì)壓力、減壓閥的設(shè)定值、增壓閥的設(shè)定值、安全閥的設(shè)定值。
⑤ 低溫槽車卸車工藝
與LPG不同，LNG與環(huán)境有很大溫差，有很大的冷能，所以LNG卸車不需要額外消耗動(dòng)力，完全可以利用溫差進(jìn)行。低溫槽車一般有兩個(gè)接口，一個(gè)液相口，一個(gè)氣相口。卸車過程中，液相口經(jīng)管道連接到站內(nèi)低溫儲(chǔ)罐的進(jìn)液口，用來輸送液體；而氣相管道的作用是在液體卸完后回收槽車內(nèi)氣體。
LNG槽車卸車流程見圖3。利用槽車自身的增壓裝置給槽車儲(chǔ)罐升壓，使其壓力比站內(nèi)儲(chǔ)罐壓力高0.1 MPa以上，然后打開液相閥門，液體便流入LNG站內(nèi)的儲(chǔ)罐。液體卸完后，通過氣相管將槽車內(nèi)的氣體回收到BOG儲(chǔ)罐中，卸車完成。
⑥ 氣化、調(diào)壓和BOG氣體處理
LNG的氣化、調(diào)壓工藝流程與LPG相似，見圖4。不同的是氣化器一般采用空溫式氣化器，充分利用LNG的冷能，節(jié)省能源。在寒冷地區(qū)，冬季環(huán)境溫度很低的情況下，會(huì)使得氣化后的氣體溫度很低(一般比環(huán)境溫度低10℃)，后續(xù)的管道、設(shè)備等可能承受不了。因此，氣化后一般要經(jīng)過加熱裝置將氣體升溫，以便達(dá)到允許的溫度，加熱裝置一般用溫水加熱方式。
調(diào)壓與BOG氣體的處理要結(jié)合起來考慮，使得BOG其他得到回收利用。儲(chǔ)罐和其他部位產(chǎn)生的BOG氣體經(jīng)加熱后，經(jīng)調(diào)壓、計(jì)量、加臭后進(jìn)入出站管道。
2 LNG氣化站的造價(jià)與運(yùn)行成本
2.1 LNG衛(wèi)星站
① 工藝流程
如圖4所示，LNG通過低溫汽車槽車運(yùn)至LNG衛(wèi)星站，通過卸車臺(tái)設(shè)置的臥式專用卸車增壓器對(duì)汽車槽車儲(chǔ)罐增壓，利用壓差將LNG送至衛(wèi)星站低溫LNG儲(chǔ)罐。工作條件下，儲(chǔ)罐增壓器將儲(chǔ)罐內(nèi)的LNG增壓到0.6 MPa。增壓后的低溫LNG進(jìn)入空溫式氣化器，與空氣換熱后轉(zhuǎn)化為氣態(tài)天然氣并升高溫度，出口溫度比環(huán)境溫度低10℃，壓力為0.45～0.60 MPa，當(dāng)空溫式氣化器出口的天然氣溫度達(dá)不到5℃以上時(shí)，通過水浴式加熱器升溫，最后經(jīng)調(diào)壓(調(diào)壓器出口壓力為0.35 MPa)、計(jì)量、加臭后進(jìn)入城市輸配管網(wǎng)，送入各類用戶[3]。
② 主要設(shè)備、設(shè)施及概算
a.氣化站(總儲(chǔ)量為100 m3)的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)見表1。
表1 氣化站(總儲(chǔ)量為100 m3)的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)
Tab.1 Main equipment，facilities and their construction cost in LNG vaporizing station with total storage capacity of 100 m3
|
序號(hào)
|
名稱
|
規(guī)格
|
數(shù)量/臺(tái)
|
工程造價(jià)/元
|
|
1
|
LNG儲(chǔ)罐
|
50 m3
|
2
|
100.0×104
|
|
2
|
空溫式氣化器
|
2000 m3/h
|
4
|
60.0×104
|
|
3
|
水浴式加熱器
|
30 kW
|
1
|
10.0×104
|
|
4
|
BOG加熱器
|
200 m3/h
|
1
|
1.5×104
|
|
5
|
放空氣體加熱器
|
200 m3/h
|
1
|
1.5×104
|
|
6
|
BOG儲(chǔ)罐
|
20 m3
|
2
|
10.0×104
|
|
7
|
調(diào)壓、計(jì)量、加臭裝置
|
—
|
—
|
13.0×104
|
|
8
|
消防及供水設(shè)施
|
—
|
—
|
30.0×104
|
|
9
|
管材、閥門
|
—
|
—
|
40.0×104
|
|
10
|
自控系統(tǒng)
|
—
|
—
|
22.0×104
|
|
11
|
柴油發(fā)電機(jī)、供電設(shè)備
|
—
|
—
|
25.0×104
|
|
12
|
地磅
|
—
|
—
|
10.0×104
|
|
13
|
土建、總圖（不含征地費(fèi)）
|
—
|
—
|
130.0×104
|
|
14
|
安裝
|
—
|
—
|
45.0×104
|
|
15
|
合計(jì)
|
—
|
—
|
498.0×104
|
|
注：征地面積約0.6 hm2。
|
b.氣化站(總儲(chǔ)量為200 m3)的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)見表2。
表2 氣化站(總儲(chǔ)量為200 m3)的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)
Tab.2 Main equipment，facilities and their construction cost in LNG vaporizing station with total storage capacity of 200 m3
|
序號(hào)
|
名稱
|
規(guī)格
|
數(shù)量/臺(tái)
|
工程造價(jià)/元
|
|
1
|
LNG儲(chǔ)罐
|
100 m3
|
2
|
170.0×104
|
|
2
|
空溫式氣化器
|
3000 m3/h
|
4
|
78.0×104
|
|
3
|
水浴式加熱器
|
50 kW
|
1
|
15.0×104
|
|
4
|
BOG加熱器
|
200 m3/h
|
1
|
1.5×104
|
|
5
|
放空氣體加熱器
|
200 m3/h
|
1
|
1.5×104
|
|
6
|
BOG儲(chǔ)罐
|
20 m3
|
2
|
10.0×104
|
|
7
|
調(diào)壓、計(jì)量、加臭裝置
|
—
|
—
|
15.0×104
|
|
8
|
消防及供水設(shè)施
|
—
|
—
|
55.0×104
|
|
9
|
管材、閥門
|
—
|
—
|
80.0×104
|
|
10
|
自控系統(tǒng)
|
—
|
—
|
32.0×104
|
|
11
|
柴油發(fā)電機(jī)、供電設(shè)備
|
—
|
—
|
25.0×104
|
|
12
|
地磅
|
—
|
—
|
10.0×104
|
|
13
|
土建、總圖（不含征地費(fèi)）
|
—
|
—
|
180.0×104
|
|
14
|
安裝
|
—
|
—
|
60.0×104
|
|
15
|
合計(jì)
|
—
|
—
|
733.0×104
|
|
注：征地面積約0.9 hm2。
|
c.氣化站(總儲(chǔ)量400 m3)的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)見表3。
表3 氣化站(總儲(chǔ)量為400 m3)的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)
Tab.3 Main equipment，facilities and their construction cost in LNG vaporizing station with total storage capacity of 400 m3
|
序號(hào)
|
名稱
|
規(guī)格
|
數(shù)量/臺(tái)
|
工程造價(jià)/元
|
|
1
|
LNG儲(chǔ)罐
|
100 m3
|
4
|
360.0×104
|
|
2
|
空溫式氣化器
|
3000 m3/h
|
6
|
117.0×104
|
|
3
|
水浴式加熱器
|
80 kW
|
1
|
17.0×104
|
|
4
|
BOG加熱器
|
500 m3/h
|
1
|
3.7×104
|
|
5
|
放空氣體加熱器
|
300 m3/h
|
1
|
2.3×104
|
|
6
|
BOG儲(chǔ)罐
|
50 m3
|
2
|
15.0×104
|
|
7
|
調(diào)壓、計(jì)量、加臭裝置
|
—
|
—
|
30.0×104
|
|
8
|
消防及供水設(shè)施
|
—
|
—
|
60.0×104
|
|
9
|
管材、閥門
|
—
|
—
|
120.0×104
|
|
10
|
自控系統(tǒng)
|
—
|
—
|
69.0×104
|
|
11
|
柴油發(fā)電機(jī)、供電設(shè)備
|
—
|
—
|
40.0×104
|
|
12
|
地磅
|
—
|
—
|
10.0×104
|
|
13
|
土建、總圖（不含征地費(fèi)）
|
—
|
—
|
350.0×104
|
|
14
|
安裝
|
—
|
—
|
100.0×104
|
|
15
|
合計(jì)
|
—
|
—
|
1294.0×104
|
|
注：征地面積約1.3 hm2。
|
③運(yùn)行成本
LNG衛(wèi)星站的運(yùn)行成本(不含稅)見表4。
表4 LNG衛(wèi)星站運(yùn)行成本
Tab.4 Operation cost of LNG satellite station
|
總儲(chǔ)量/m3
|
100
|
200
|
400
|
|
工資、福利費(fèi)/(元·a-1)
|
22.0×104
|
25.0×104
|
29.0×104
|
|
折舊費(fèi)/(元·a-1)
|
23.0×104
|
32.0×104
|
59.0×104
|
|
大修費(fèi)/(元·a-1)
|
11.0×104
|
16.0×104
|
29.0×104
|
|
日常維修費(fèi)/(元·a-1)
|
2.5×104
|
4.0×104
|
7.0×104
|
|
其他費(fèi)用/(元·a-1)
|
42.5×104
|
45.0×104
|
50.0×104
|
|
以上合計(jì)/(元·a-1)
|
101.0×104
|
122.0×104
|
174.0×104
|
|
達(dá)產(chǎn)規(guī)模/(m3·a-1)
|
712.0×104
|
1424.0×104
|
2848.0×104
|
|
單位成本/(元·m-3)
|
0.14
|
0.09
|
0.06
|
2.2 LNG橇裝氣化站
① 工藝流程
LNG橇裝氣化站的工藝流程與LNG衛(wèi)星站類似，其區(qū)別在于LNG橇裝氣化站將儲(chǔ)存、氣化、調(diào)壓、計(jì)量、加臭裝置都集中安裝在一個(gè)橇座上，機(jī)動(dòng)靈活，建站速度陜，配套設(shè)施造價(jià)低，但供氣規(guī)模有限(儲(chǔ)量為40 m3以下)。LNG橇裝氣化站的實(shí)例見圖5。
② 主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)
橇塊上配置的設(shè)備、設(shè)施有卸車裝置(包括相關(guān)管道及卸車接口)、氣化裝置、控制系統(tǒng)(含調(diào)壓裝置)、管道系統(tǒng)、配電裝置(防爆型)、安全防火裝置(包括緊急放空、可燃?xì)怏w監(jiān)測(cè)、火焰探測(cè)等)、照明裝置(防爆型)、用戶選裝裝置(如加臭裝置、計(jì)量裝置)、基座及吊裝裝置。
站區(qū)相應(yīng)配套設(shè)備、設(shè)施有：圍堰、設(shè)備基礎(chǔ)(對(duì)于無動(dòng)力設(shè)備的橇塊，只需設(shè)置混凝土平臺(tái))、安全控制系統(tǒng)的報(bào)警裝置及遠(yuǎn)程手動(dòng)控制裝置、消火栓及配套裝置、動(dòng)力配電裝置、儀表風(fēng)系統(tǒng)(氣泵或高壓氮?dú)馄?span lang=EN-US>)、站房及站區(qū)土建、給排水、照明、通信等。
LNG橇裝氣化站造價(jià)(不含征地費(fèi))見表5。
表5 LNG橇裝氣化站造價(jià)
Tab.5 Construction cost of skid-mounted LNG vaporizing station
|
儲(chǔ)存規(guī)模/m3
|
25
|
40
|
|
橇裝裝置造價(jià)/元
|
130×104
|
210×104
|
|
加臭裝置造價(jià)/元
|
5×104
|
5×104
|
|
消防系統(tǒng)造價(jià)/元
|
40×104
|
40×104
|
|
土建及總圖造價(jià)/元
|
30×104
|
30×104
|
|
安裝造價(jià)/元
|
35×104
|
35×104
|
|
其他造價(jià)/元
|
20×104
|
20×104
|
|
合計(jì)/元
|
260×104
|
340×1104
|
|
注：不含征地費(fèi)。
|
③ 運(yùn)行成本
LNG橇裝氣化站的運(yùn)行成本見表6。
表6 LNG橇裝氣化站運(yùn)行成本
Tab.6 Operation cost of skid-mounted LNG vaporizing station
|
儲(chǔ)存規(guī)模/m3
|
25
|
40
|
備注
|
|
工資、福利費(fèi)/(元·a-1)
|
14.4×104
|
14.4×104
|
1.8×104元/（人·a）
|
|
折舊費(fèi)/(元·a-1)
|
11.8×104
|
15.5×104
|
按22年折舊計(jì)算
|
|
大修費(fèi)/(元·a-1)
|
5.7×104
|
7.5×104
|
按站區(qū)造價(jià)的2.2%計(jì)算
|
|
日常維修費(fèi)/(元·a-1)
|
1.3×104
|
1.7×104
|
按站區(qū)造價(jià)的0.5%計(jì)算
|
|
其他費(fèi)用/(元·a-1)
|
12.0×104
|
12.0×104
|
按LPG灌裝站推算
|
|
以上合計(jì)/(元·a-1)
|
45.2×104
|
51.1×104
|
—
|
|
達(dá)產(chǎn)規(guī)模/(m3·a-1)
|
180.0×104
|
288.0×104
|
—
|
|
單位成本/(元·m-3)
|
0.25
|
0.18
|
—
|
2.3 LNG瓶組氣化站
① 工藝流程
LNG瓶組氣化站的工藝流程見圖6。
LNG鋼瓶通過汽車運(yùn)至LNG瓶組氣化站，工作條件下，鋼瓶自帶增壓器將鋼瓶的LNG增壓到0.6 MPa。增壓后的低溫LNG進(jìn)入空溫式氣化器，與空氣換熱后轉(zhuǎn)化為氣態(tài)天然氣并升高溫度，出口溫度比環(huán)境溫度低10 ℃，壓力為0.45～0.60 MPa，當(dāng)空溫式氣化器出口的天然氣溫度達(dá)不到5 ℃以上時(shí)，通過水浴式加熱器升溫，最后經(jīng)調(diào)壓(調(diào)壓器出口壓力為0.35 MPa)、計(jì)量、加臭后進(jìn)入輸配管網(wǎng)，送入各類用戶[3]。LNG瓶組氣化站的實(shí)例見圖7。
② 主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)
瓶組氣化站的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)見表7。
表7 LNG瓶組氣化站的主要設(shè)備、設(shè)施及造價(jià)
Tab.7 Main equipment, facilities and their construction cost in LNG vaporizing station with cylinder group
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供應(yīng)戶數(shù)/戶
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500
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1000
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2000
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儲(chǔ)存規(guī)模/m3
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1.6
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2.4
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4.0
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410 L鋼瓶臺(tái)數(shù)/臺(tái)
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4
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6
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10
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410 L鋼瓶造價(jià)/元
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10.0×104
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15.0×104
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25.0×104
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空溫式氣化器規(guī)格/(m3·h-1)
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100
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200
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300
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空溫式氣化器臺(tái)數(shù)/臺(tái)
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2
|
2
|
2
|
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空溫式氣化器造價(jià)/元
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1.5×104
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3.1×104
|
5.4×104
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調(diào)壓、計(jì)量、加臭裝置造價(jià)/元
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5.0×104
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5.0×104
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6.0×104
|
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管材、閥門造價(jià)/元
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4.5×104
|
5.0×104
|
6.0×104
|
|
自控系統(tǒng)造價(jià)/元
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3.5×104
|
3.5×104
|
4.0×104
|
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土建、總圖造價(jià)/元
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15.0×104
|
15.0×104
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20.0×104
|
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安裝費(fèi)/元
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9.5×104
|
9.5×104
|
9.5×104
|
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造價(jià)合計(jì)/元
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49.0×104
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56.1×104
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75.9×104
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占地面積/m2
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300
|
300
|
400
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③ 運(yùn)行成本
LNG瓶組氣化站的運(yùn)行成本見表8。
表8 LNG瓶組氣化站運(yùn)行成本
Tab.8 Operation cost of LNG vaporizing station with cylinder group
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供應(yīng)戶數(shù)/戶
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500
|
1000
|
2000
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備注
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儲(chǔ)存規(guī)模/m3
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1.6
|
2.4
|
4.0
|
—
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|
工資、福利費(fèi)/(元·a-1)
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4.5×104
|
4.5×104
|
4.5×104
|
1.5×104元/（人·a）
|
|
折舊費(fèi)/(元·a-1)
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2.2×104
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2.5×104
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3.5×104
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按22年折舊計(jì)算
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大修費(fèi)/(元·a-1)
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1.1×104
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1.2×104
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1.7×104
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按站區(qū)造價(jià)的2.2%計(jì)算
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日常維修費(fèi)/(元·a-1)
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0.2×104
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0.2×104
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0.3×104
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按站區(qū)造價(jià)的0.5%計(jì)算
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其他費(fèi)用/(元·a-1)
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0.8×104
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0.8×104
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1.0×104
|
按LPG瓶組氣化站推算
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費(fèi)用合計(jì)/(元·a-1)
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8.8×104
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9.2×104
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11.0×104
|
—
|
|
達(dá)產(chǎn)規(guī)模(氣態(tài))/(m3·a-1)
|
7.3×104
|
14.6×104
|
29.2×104
|
—
|
|
單位成本/(元·a-1)
|
1.20
|
0.63
|
0.38
|
—
|
3 經(jīng)濟(jì)分析與應(yīng)用范圍
對(duì)LNG衛(wèi)星站、LNG橇裝氣化站、LNG瓶組氣化站的經(jīng)濟(jì)分析見表9，其中LNG瓶組氣化站LNG進(jìn)價(jià)為2.8元/m3，LNG衛(wèi)星站、LNG橇裝氣化站LNG進(jìn)價(jià)為2.25元/m3。
LNC瓶組氣化站經(jīng)濟(jì)成本為3.4元/m3，LNG橇裝氣化站經(jīng)濟(jì)成本為3.0元/m3，LNG衛(wèi)星站經(jīng)濟(jì)成本為2.5元/m3。
表9 LNG衛(wèi)星站、LNG橇裝氣化站、LNG瓶組氣化站經(jīng)濟(jì)分析
Tab.9 Economic analysis of LNG satellite station，skid-mounted LNG vaporizing station and LNG vaporizing station with cylinder group
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站場(chǎng)類型
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儲(chǔ)量/m3
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工程造價(jià)/元
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氣化能力(m3·h-1)
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運(yùn)行成本/(元/a-1)
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年達(dá)產(chǎn)工期規(guī)模
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單位成本/(元·m3)
|
年經(jīng)濟(jì)工期規(guī)模
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供氣量/(m3·a-1)
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供應(yīng)戶數(shù)/戶
|
供氣量/(m3·a-1)
|
供應(yīng)戶數(shù)/戶
|
|
瓶組氣化站
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1.6
|
49×104
|
100
|
8.8×104
|
7.3×104
|
500
|
4.0
|
不經(jīng)濟(jì)
|
|
2.4
|
56×104
|
200
|
9.2×104
|
14.6×104
|
1000
|
3.4
|
不經(jīng)濟(jì)
|
|
4.0
|
76×104
|
300
|
11.0×104
|
29.2×104
|
2000
|
3.2
|
18.5×104
|
1200
|
|
撬裝氣化站
|
25.0
|
260×104
|
700
|
45.2×104
|
180.0×104
|
12000
|
2.5
|
60.3×104
|
4100
|
|
40.0
|
340×104
|
900
|
51.1×104
|
288.0×104
|
20000
|
2.4
|
68.0×104
|
4600
|
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衛(wèi)星站
|
100.0
|
498×104
|
4000
|
100.0×104
|
712.0×104
|
48000
|
2.4
|
400.0×104
|
27000
|
|
200.0
|
733×104
|
6000
|
122.0×104
|
1424.0×104
|
97000
|
2.3
|
488.0×104
|
33000
|
|
400.0
|
1294×104
|
9000
|
174.0×104
|
2848.0×104
|
194000
|
2.3
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696.0×104
|
47000
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3種站場(chǎng)的應(yīng)用范圍如下：
當(dāng)居民用戶總規(guī)模為1200戶以下(即供氣規(guī)模為18.5×104m3/a以下)時(shí)適用LPG瓶組氣化站。
當(dāng)居民用戶總規(guī)模為1200～2000戶(即供氣規(guī)模為18.5×104～29.2×104m3/a)時(shí)適用LNG瓶組氣化站。
當(dāng)居民用戶總規(guī)模為4100～20000戶(即供氣規(guī)模為60.3×104～288.0×104 m3/a)時(shí)適用LNG橇裝氣化站(儲(chǔ)存規(guī)模為25～40 m3)。
當(dāng)居民用戶總規(guī)模為27000～48000戶(即供氣規(guī)模為400×104～712×104 m3/a)時(shí)適用儲(chǔ)存規(guī)模為100 m3的LNG衛(wèi)星站。
當(dāng)居民用戶總規(guī)模為48000～97000戶(即供氣規(guī)模為712×104～1424×104 m3/a)時(shí)適用儲(chǔ)存規(guī)模為200 m3的LNG衛(wèi)星站。
當(dāng)居民用戶總規(guī)模為97000～194000戶(即供氣規(guī)模為1424×104～2 848×104 m3/a)時(shí)適用儲(chǔ)存規(guī)模為400 m3的LNG衛(wèi)星站。
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