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摘要：本文阐述了由原来的水煤气气源改建成液化天然气气源的过程，以及带来的经济和社会效益。
关键词：液化天然气 建设项目 工艺流程 气源改造
一、城市概况及供气现状
吉安市位于江西省中部，地处赣江中游，是江西省重要的交通、信息枢纽，是江西省中部地区的物流中心、旅游中心、科教文化中心、农业和工业基地。
改革开放以来，吉安市经济发展迅速，工农业生产总值大幅增长，城市基础设施、住宅建设及环境卫生等都大为改善。城市燃气事业近年也有较大发展，1992年开始建设管道煤气，利用当地的无烟煤资源生产水煤气向城市供应管道气。1994年建成了日供5万立方米水煤气规模的煤气气源厂。现已发展管道气用户2万户，铺设中低压主管网60km，市区管网基本形成。
二、项目建设的背景及必要性
1.水煤气品位不高，主要成份为CO、H2，其中CO的体积百分比为33～38%。属高毒性气体，在运营过程中多次出现人员中毒情况。此外与瓶装液化石油气相比，管道人工煤气无明显的价格优势，因此目前吉安市许多居民选择瓶装液化石油气作为生活能源，造成管道用户气化率低的情况，在一定程度上制约了管道用户的发展和城市燃气管网规模的扩大，属国家明确城市淘汰气源。
2.水煤气生产煤消耗量太大，煤作为能源污染严重，而吉安市城市能源结构中煤所占比例太大。
3.用户分布不均匀
居民、公建用户大部分在吉州区，工业用户主要分布在市高新区及敦厚镇，导致城市天然气市场发展不均衡。目前，仅吉州区敷设有人工煤气管道，青原区和市高新区及敦厚镇均为空白。
4.锅炉与工业用户空白
现有人工煤气管道管材为灰口铸铁管，中压管道运行压力级制低（0.05Mpa），且低位热值小（2200Kcal/Nm3），无法向锅炉及工业用户供气。
因此，为适应吉安市建设两江三岸大吉安滨江花园城市，提高城市品位和人民生活质量，确保全市广大用户安全用气，提高吉州区管道用户气化率，解决青原区、市高新区及敦厚镇的供气问题，加快全市管道燃气用户的发展速度，对吉安市管道燃气气源进行气质改造已是迫在眉睫。
天然气是一种储量丰富，热值高，无毒，更安全可靠的环保清洁型能源，是国家提倡和鼓励发展的能源。开采出来的天然气，经过脱水、脱硫等净化处理，在常压下再将其冷却至约-162℃变成液态，这将使其体积缩小约600倍，就变成了液化天然气，简称LNG。液化的天然气装入专用液化天然气槽罐，运输等方式，运到各地，卸入门站低温储罐储存，经气化、调压、计量、加臭后送入城市管网，供用户用气。液化天然气特别适合长输管线暂时无法到达的中小城市。
经多方调研论证，吉安市决定在西气东输天然气到来之前，将原有水煤气气源改为液化天然气，将液化天然气作为供应城市的主气源。
三、气化站建设概况
1.概况
吉安市天然气有限公司在原煤气公司气源厂南侧征用一块约20亩的土地建设液化天然气气站，兴建液化天然气储存及气化设施、消防系统、热水供应系统，LNG气化站出站分两路，一路调压至0.05MPa，与原有人工煤气管网连接，并进行人工煤气向天然气的转换；另一路先期调至0.2MPa，进入新建天然气管网。
气化后的天然气经调压、计量、加臭后分两路进入市区管网，一路调压至0.05MPa，与原有人工煤气管网连接，并进行人工煤气向天然气的置换；另一路先期调至0.2MPa，进入新建天然气管网。液化天然气来源于河南省濮阳市中原绿能高科有限公司和新疆广汇液化天然气有限公司，采用专用低温槽车运至气化站。
2.液化天然气（LNG）物性参数
吉安天然气公司LNG现来自中原油田的LNG工厂，其组分及部分参数如下：
注：摘自中原油田2004-2-2天然气检测报告
四 、工艺流程
LNG从气源厂或集散地通过汽车槽车贮存并运至LNG贮存气化站，在卸车台槽车通过槽车自身的增压器或站区卸车增器对集装箱贮槽增压，利用压差一般为0.5Mpa左右，将LNG送至贮存气化站低温LNG储罐。非工作条件下，储罐内LNG贮存的温度为-162℃，压力为0.3-0.45MPa；工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.50Mpa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，通过空温式气化器的铝质翅片与空气的换热作用，LNG吸收空气中的大量热量升温变为气态，出口温度比环境温度低10℃，压力在0.50Mpa；当空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时，通过水浴式加热器升温。最后经调压、加臭、计量后进入城市燃气输配管网送入各类用户。即：
液化天然气槽车广气化站一低温储罐储存一气化器气化一调压一计量加臭一输配管网。
LNG的储存条件：储存绝对压力0.3MPa，储存温度-1450C。
五、建设规模及LNG设备、管道、阀门
1.建设规模
吉安市液化天然气气站工程设计天然气供应能力为4000m3/h，最大供气能力6000m3/h，可满足6万户居民用气。
2.LNG设备、管道、阀门
2.1液化天然气低温立式储罐3只，单罐罐容100m3，设计压力0.6MPa，设计温度-196℃。储罐为双层结构，内罐材质为0Cr18Ni9，外罐材质为16MnR，层充珠光砂250mm厚，抽真空绝热保冷。设计规定储罐中的日蒸发率≯3‰。
2.2空温气化器4台（2开2备），单台气化能力2000m3/h。BOG空温气化器1台，气化能力500m3/h，EAG空温气化器1台，气化能力300m3/h。
2.3水浴式气化器1台，气化能力8000m3/h。设计气化器出口介质温度≥50C。
2.4加臭设施：设置全自动加臭机。
2.5管道、阀门低温管道的管材均采用0Cr18Ni9，低温阀门均进口，相关管道进行保冷处理。 六、总平面布置
LNG贮存气化站总平面布置安全要求较高。根据气化站地形条件、LNG贮存气化站安全要求及特殊功能，整个站区划分为生产区和辅助区。
生产区布置在站区南侧，由贮槽区、气化区、卸车台、放散塔等组成。辅助区位于站区西北侧。
1.储罐区布置
储罐区作为LNG贮存气化站的核心，安全要求较高，设计严格遵守 规范中规定的储罐之间以及储罐与站内建构筑物、围墙、道路的防火间距要求，合理布置罐区。气站一期设3只100m3低温储罐，由于站址外西北边是地区百货公司车队，内有零星民用建筑，故将储罐二字形排列置于站区东南侧，按从西到东顺序排列，以保证罐区与站外零星民用建筑的安全间距要求。储罐区周围设置堤高为1.2 m的非燃烧体实体防护堤；防护堤内设有3台储罐增压器；储罐区周围设有环形消防车道。
2.气化区布置
气站气化区一期设有4只2000Nm3/h的空温式气化器，分两组布置在气化区西北部，距罐区最近，这样有利于减少低温管道。气化区还设有8000Nm3/h水浴式加热器、500Nm3/hBOG加热器、300Nm3/hEAG加热器、调压计量加臭装置。
3.辅助区布置
根据LNG气化站功能需要以及站区实际情况，生产辅助区设、值班控制室、辅助用房、发电间、配电间、消防泵房等用房。站区消防用水直接取自站内900m3的消防水池。
4.道路、回车场地及绿化
LNG储罐气化站进口道路直接与北侧吉福路相接，站内设置4m宽的环形消防车通道和大于40×40m的回车场地，便于槽车卸液运输。生产辅助区设出入口一处，大门4m宽，生产区设出入口一处，大门为9m宽。气站绿化因地制宜，在生产区内种些草坪，在生产辅助区种些松柏等树木，以美化环境。
5.防火间距
气化站设计按《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）和《城镇燃气设计规范》（GB50028-93）（2002年版）进行防火间距定位。
5.1贮槽与汽车槽车装卸台的间距不小于25m，实际为32m；
5.2贮槽与变配电间、值班室、仪表间等的间距不小于25m，实际为34m；
5.3贮槽与明火、散发火花地点的间距不小于60m，实际为62m；
5.4贮槽与消防泵房、消防水池取水口间距不小于40m，实际为65m；
5.5贮槽与站区围墙间距不小于15m，实际为21m；
5.6贮槽与站内主要道路（路肩）的间距不小于15m，实际为≥15m；
5.7放散塔与贮槽间距不小于20m，实际为44m；
5.8放散塔与站区围墙间距不小于2m，实际为2.7m；
5.9放散塔与站内道路（路边）间距不小于2m，实际为2m。
七、消防、安全
本着"安全第一，预防为主"的原则，对消防没施进行了充分考虑和选择配套。（1）设置了900m3消防水池1座。（2）厂区设置环状供水管网；根据市政给水状况、消防用水量及系统运行保证压力，设置稳压装置一套、消防泵两台；安装地上消火栓 2 只；LNG储罐周围设置挡液提；安装SP30型消防水炮3台；LNG储罐顶部设环形水幕喷淋装置。 （3）LNG储罐区设LWPE型干粉灭火器推车4套。 （4） LNG储罐区、卸车区、气化区设置排液沟和水封井， 设移动式高倍数PF4-10泡沫灭火装置2套，放置在专用房间内，使用时推至泄漏液处，主要用于覆盖零星LNG泄露液。（5）设置可燃气体（GH4）报警装置11套，报警信号引至中心控制室。（6）LNG储罐进出液管道、气化器进口管道、出站主管道上均安装紧急切断阀，异常情况（如超压等）自动关闭，也可在中心控制室开关。相关管（如液相卸液管、LNG储罐进，出液管、气化器出口管等）和储罐（如LNG储罐、蒸发气体储罐）上均设安全阀，超压自动起跳，高点放空。
八、投资估算及建设资金
1.投资估算
征地费用：200万元
土建工程投资：230 万元
设备投资：679 万元
安装工程：190 万元
公用工程：10 万元
消防工程：46 万元
设计费： 25 万元
合计： 1380 万元
2.建设资金
天然气气化站工程所需建设资金 1380 万元，全部由企业自筹解决。
九、经济和社会效益
液化天然气购入价2.34元/m3，热值为8800Kcal/m3，单位热值购入价2.659元/万Kcal。水煤气的成本为0.80元/m3，热值2300Kcal/m3，单位热值成本3.478元/万Kcal。两者相比，采用购入液化天然气比原来生产水煤气可大幅度降低成本。水煤气作为管道燃气气源供应煤气公司是产销价格倒挂，液化天然气作为管道燃气气源供应企业还有部分毛利。
由于天然气比空气轻，一旦发生泄漏易扩散，也易被发现，同时由于其无毒无腐蚀性，安全隐患明显小于有毒有腐蚀性的水煤气和比空气重的液化石油气，大大提高了管道燃气使用的安全性。此次气源置换使吉安市民及早用上清洁、环保的天然气，也为我市实施天然气然气利用工程奠定了基础。
十、结论
吉安市本次气源改造工程率先在江西省采用液化天然气取代水煤气作为城市管道燃气气源，该工程具有投资省、见效快、安全可靠，生产输配成本低等优点，可满足吉安市各类燃气用户的需求。从吉安市的实际情况看是必要的，也是可行的。实施天然气建设工程，使吉安市的燃气事业步入良性循环。这项工程的完成，极大地改善了吉安市的城市环境，确保了居民的用气安全。为江西省其他城市的水煤气气质改造提供了有益的借鉴。
关键词：液化天然气 建设项目 工艺流程 气源改造
一、城市概况及供气现状
吉安市位于江西省中部，地处赣江中游，是江西省重要的交通、信息枢纽，是江西省中部地区的物流中心、旅游中心、科教文化中心、农业和工业基地。
改革开放以来，吉安市经济发展迅速，工农业生产总值大幅增长，城市基础设施、住宅建设及环境卫生等都大为改善。城市燃气事业近年也有较大发展，1992年开始建设管道煤气，利用当地的无烟煤资源生产水煤气向城市供应管道气。1994年建成了日供5万立方米水煤气规模的煤气气源厂。现已发展管道气用户2万户，铺设中低压主管网60km，市区管网基本形成。
二、项目建设的背景及必要性
1.水煤气品位不高，主要成份为CO、H2，其中CO的体积百分比为33～38%。属高毒性气体，在运营过程中多次出现人员中毒情况。此外与瓶装液化石油气相比，管道人工煤气无明显的价格优势，因此目前吉安市许多居民选择瓶装液化石油气作为生活能源，造成管道用户气化率低的情况，在一定程度上制约了管道用户的发展和城市燃气管网规模的扩大，属国家明确城市淘汰气源。
2.水煤气生产煤消耗量太大，煤作为能源污染严重，而吉安市城市能源结构中煤所占比例太大。
3.用户分布不均匀
居民、公建用户大部分在吉州区，工业用户主要分布在市高新区及敦厚镇，导致城市天然气市场发展不均衡。目前，仅吉州区敷设有人工煤气管道，青原区和市高新区及敦厚镇均为空白。
4.锅炉与工业用户空白
现有人工煤气管道管材为灰口铸铁管，中压管道运行压力级制低（0.05Mpa），且低位热值小（2200Kcal/Nm3），无法向锅炉及工业用户供气。
因此，为适应吉安市建设两江三岸大吉安滨江花园城市，提高城市品位和人民生活质量，确保全市广大用户安全用气，提高吉州区管道用户气化率，解决青原区、市高新区及敦厚镇的供气问题，加快全市管道燃气用户的发展速度，对吉安市管道燃气气源进行气质改造已是迫在眉睫。
天然气是一种储量丰富，热值高，无毒，更安全可靠的环保清洁型能源，是国家提倡和鼓励发展的能源。开采出来的天然气，经过脱水、脱硫等净化处理，在常压下再将其冷却至约-162℃变成液态，这将使其体积缩小约600倍，就变成了液化天然气，简称LNG。液化的天然气装入专用液化天然气槽罐，运输等方式，运到各地，卸入门站低温储罐储存，经气化、调压、计量、加臭后送入城市管网，供用户用气。液化天然气特别适合长输管线暂时无法到达的中小城市。
经多方调研论证，吉安市决定在西气东输天然气到来之前，将原有水煤气气源改为液化天然气，将液化天然气作为供应城市的主气源。
三、气化站建设概况
1.概况
吉安市天然气有限公司在原煤气公司气源厂南侧征用一块约20亩的土地建设液化天然气气站，兴建液化天然气储存及气化设施、消防系统、热水供应系统，LNG气化站出站分两路，一路调压至0.05MPa，与原有人工煤气管网连接，并进行人工煤气向天然气的转换；另一路先期调至0.2MPa，进入新建天然气管网。
气化后的天然气经调压、计量、加臭后分两路进入市区管网，一路调压至0.05MPa，与原有人工煤气管网连接，并进行人工煤气向天然气的置换；另一路先期调至0.2MPa，进入新建天然气管网。液化天然气来源于河南省濮阳市中原绿能高科有限公司和新疆广汇液化天然气有限公司，采用专用低温槽车运至气化站。
2.液化天然气（LNG）物性参数
吉安天然气公司LNG现来自中原油田的LNG工厂，其组分及部分参数如下：
注：摘自中原油田2004-2-2天然气检测报告
四 、工艺流程
LNG从气源厂或集散地通过汽车槽车贮存并运至LNG贮存气化站，在卸车台槽车通过槽车自身的增压器或站区卸车增器对集装箱贮槽增压，利用压差一般为0.5Mpa左右，将LNG送至贮存气化站低温LNG储罐。非工作条件下，储罐内LNG贮存的温度为-162℃，压力为0.3-0.45MPa；工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.50Mpa（以下压力如未加说明，均为表压）。增压后的低温LNG自流进入主空温式气化器，通过空温式气化器的铝质翅片与空气的换热作用，LNG吸收空气中的大量热量升温变为气态，出口温度比环境温度低10℃，压力在0.50Mpa；当空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时，通过水浴式加热器升温。最后经调压、加臭、计量后进入城市燃气输配管网送入各类用户。即：
液化天然气槽车广气化站一低温储罐储存一气化器气化一调压一计量加臭一输配管网。
LNG的储存条件：储存绝对压力0.3MPa，储存温度-1450C。
五、建设规模及LNG设备、管道、阀门
1.建设规模
吉安市液化天然气气站工程设计天然气供应能力为4000m3/h，最大供气能力6000m3/h，可满足6万户居民用气。
2.LNG设备、管道、阀门
2.1液化天然气低温立式储罐3只，单罐罐容100m3，设计压力0.6MPa，设计温度-196℃。储罐为双层结构，内罐材质为0Cr18Ni9，外罐材质为16MnR，层充珠光砂250mm厚，抽真空绝热保冷。设计规定储罐中的日蒸发率≯3‰。
2.2空温气化器4台（2开2备），单台气化能力2000m3/h。BOG空温气化器1台，气化能力500m3/h，EAG空温气化器1台，气化能力300m3/h。
2.3水浴式气化器1台，气化能力8000m3/h。设计气化器出口介质温度≥50C。
2.4加臭设施：设置全自动加臭机。
2.5管道、阀门低温管道的管材均采用0Cr18Ni9，低温阀门均进口，相关管道进行保冷处理。 六、总平面布置
LNG贮存气化站总平面布置安全要求较高。根据气化站地形条件、LNG贮存气化站安全要求及特殊功能，整个站区划分为生产区和辅助区。
生产区布置在站区南侧，由贮槽区、气化区、卸车台、放散塔等组成。辅助区位于站区西北侧。
1.储罐区布置
储罐区作为LNG贮存气化站的核心，安全要求较高，设计严格遵守 规范中规定的储罐之间以及储罐与站内建构筑物、围墙、道路的防火间距要求，合理布置罐区。气站一期设3只100m3低温储罐，由于站址外西北边是地区百货公司车队，内有零星民用建筑，故将储罐二字形排列置于站区东南侧，按从西到东顺序排列，以保证罐区与站外零星民用建筑的安全间距要求。储罐区周围设置堤高为1.2 m的非燃烧体实体防护堤；防护堤内设有3台储罐增压器；储罐区周围设有环形消防车道。
2.气化区布置
气站气化区一期设有4只2000Nm3/h的空温式气化器，分两组布置在气化区西北部，距罐区最近，这样有利于减少低温管道。气化区还设有8000Nm3/h水浴式加热器、500Nm3/hBOG加热器、300Nm3/hEAG加热器、调压计量加臭装置。
3.辅助区布置
根据LNG气化站功能需要以及站区实际情况，生产辅助区设、值班控制室、辅助用房、发电间、配电间、消防泵房等用房。站区消防用水直接取自站内900m3的消防水池。
4.道路、回车场地及绿化
LNG储罐气化站进口道路直接与北侧吉福路相接，站内设置4m宽的环形消防车通道和大于40×40m的回车场地，便于槽车卸液运输。生产辅助区设出入口一处，大门4m宽，生产区设出入口一处，大门为9m宽。气站绿化因地制宜，在生产区内种些草坪，在生产辅助区种些松柏等树木，以美化环境。
5.防火间距
气化站设计按《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）和《城镇燃气设计规范》（GB50028-93）（2002年版）进行防火间距定位。
5.1贮槽与汽车槽车装卸台的间距不小于25m，实际为32m；
5.2贮槽与变配电间、值班室、仪表间等的间距不小于25m，实际为34m；
5.3贮槽与明火、散发火花地点的间距不小于60m，实际为62m；
5.4贮槽与消防泵房、消防水池取水口间距不小于40m，实际为65m；
5.5贮槽与站区围墙间距不小于15m，实际为21m；
5.6贮槽与站内主要道路（路肩）的间距不小于15m，实际为≥15m；
5.7放散塔与贮槽间距不小于20m，实际为44m；
5.8放散塔与站区围墙间距不小于2m，实际为2.7m；
5.9放散塔与站内道路（路边）间距不小于2m，实际为2m。
七、消防、安全
本着"安全第一，预防为主"的原则，对消防没施进行了充分考虑和选择配套。（1）设置了900m3消防水池1座。（2）厂区设置环状供水管网；根据市政给水状况、消防用水量及系统运行保证压力，设置稳压装置一套、消防泵两台；安装地上消火栓 2 只；LNG储罐周围设置挡液提；安装SP30型消防水炮3台；LNG储罐顶部设环形水幕喷淋装置。 （3）LNG储罐区设LWPE型干粉灭火器推车4套。 （4） LNG储罐区、卸车区、气化区设置排液沟和水封井， 设移动式高倍数PF4-10泡沫灭火装置2套，放置在专用房间内，使用时推至泄漏液处，主要用于覆盖零星LNG泄露液。（5）设置可燃气体（GH4）报警装置11套，报警信号引至中心控制室。（6）LNG储罐进出液管道、气化器进口管道、出站主管道上均安装紧急切断阀，异常情况（如超压等）自动关闭，也可在中心控制室开关。相关管（如液相卸液管、LNG储罐进，出液管、气化器出口管等）和储罐（如LNG储罐、蒸发气体储罐）上均设安全阀，超压自动起跳，高点放空。
八、投资估算及建设资金
1.投资估算
征地费用：200万元
土建工程投资：230 万元
设备投资：679 万元
安装工程：190 万元
公用工程：10 万元
消防工程：46 万元
设计费： 25 万元
合计： 1380 万元
2.建设资金
天然气气化站工程所需建设资金 1380 万元，全部由企业自筹解决。
九、经济和社会效益
液化天然气购入价2.34元/m3，热值为8800Kcal/m3，单位热值购入价2.659元/万Kcal。水煤气的成本为0.80元/m3，热值2300Kcal/m3，单位热值成本3.478元/万Kcal。两者相比，采用购入液化天然气比原来生产水煤气可大幅度降低成本。水煤气作为管道燃气气源供应煤气公司是产销价格倒挂，液化天然气作为管道燃气气源供应企业还有部分毛利。
由于天然气比空气轻，一旦发生泄漏易扩散，也易被发现，同时由于其无毒无腐蚀性，安全隐患明显小于有毒有腐蚀性的水煤气和比空气重的液化石油气，大大提高了管道燃气使用的安全性。此次气源置换使吉安市民及早用上清洁、环保的天然气，也为我市实施天然气然气利用工程奠定了基础。
十、结论
吉安市本次气源改造工程率先在江西省采用液化天然气取代水煤气作为城市管道燃气气源，该工程具有投资省、见效快、安全可靠，生产输配成本低等优点，可满足吉安市各类燃气用户的需求。从吉安市的实际情况看是必要的，也是可行的。实施天然气建设工程，使吉安市的燃气事业步入良性循环。这项工程的完成，极大地改善了吉安市的城市环境，确保了居民的用气安全。为江西省其他城市的水煤气气质改造提供了有益的借鉴。