上海燃气工程设计研究有限公司 马家军

LNG气化站通常被称为LNG卫星站，用以接收、储存并气化从上游采购来的LNG为当地供气。LNG气化站具有建设周期短、迅速满足市场需求的优势，我国东南沿海众多经济发达、能源紧缺的中小城市已建成 LNG气化站，实现长期供气或管输天然气到达前的过渡供气。

1 LNG气化站工艺流程

1.1 工艺流程

LNG气化站工艺可分为卸车、储存增压、气化加热、蒸发气 BOG处理、调压计量、安全泄放等工艺。工艺流程如图 1所示。LNG由槽车运送至LNG气化站内，通过卸车柱由卸车增压器加压将液体注入LNG储罐内储存。气化时LNG通过储罐增压器升压，自流进入 LNG气化器，成为气态天然气(当天然气温度过低时需经复热器补热)，最后经调压计量后由中压管道接出，进入下游中压管网，供给用户。卸车时和储罐中产生的BOG经BOG加热器加热，调压计量后送至中压管网或自用。低温储罐、设备、管道(安全阀)放散的气体经EAG加热器，再由放散管放空。常温天然气直接通过放散管放空。

图1 LNG气化站工艺流程

LNG气化站主要设备包括：LNG储罐、LNG气化器、复热器、卸车/储罐增压器、BOG/EAG加热器、调压计量加臭撬等。

1.2 气化加热工艺

气化加热工艺主要通过 LNG气化器及复热器来实现。LNG气化器是指以热流媒体为传热介质，与 LNG进行间接热交换，将天然气由液态转化为气态的气化加热设备。复热器又称再热器，以热流媒体为传热介质，与低温气态天然气进行间接热交换，将低温天然气升温至常温天然气的加热设备。

储罐内的 LNG通过加压后输送至气化器内，气化器利用环境(空气)的热量将－162℃的LNG转换为天然气，并升温至低于环境温度10 K左右，然后进入调压计量单元。常用气化器有空温环境式和加热式两种，为节省运行成本，LNG气化站普遍以空温环境式气化器为主，因此受环境温度影响较大，尤其在冬季室外低温条件下，气化器出口天然气温度可能达不到外输温度要求(一般要求在 5℃以上)。此时，需在气化器之后串联复热器进行补热，保证进入调压计量单元的天然气温度达到外输温度要求。为保证换热效率及便于控制，LNG气化站普遍采用水浴式气化器作为复热器，即水浴式复热器。

当 LNG气化站不采用空温式气化器而采用水浴式气化器作为气化加热设备时，可将－162℃的LNG直接气化并加热至设定的外输温度，后进入调压计量单元，无需设置复热器。

2 气化加热设备

选择恰当的气化方案、合理配置气化加热设备将直接关系到 LNG气化站的投资成本及其安全运行。LNG气化器有空温式气化器和加热式气化器两大类。

2.1 空温式气化器

空温式气化器，也称为空温环境式气化器，是利用环境(空气)的热量将LNG转换为天然气。空温式气化器由蒸发部和加热部构成，如图2所示。蒸发部由端板管连接并排的导热管构成；加热部由弯管接头串成一体的导热管组成。液态天然气先在蒸发部内完成相变，转化为气态天然气，随后在加热部内利用环境(空气)温度继续加热，升温至低于环境温度5～10 K。

图2 空温式气化器

空温式气化器具有气化量大、运行成本低、启动迅速等优点，但是需大量的空气作为热媒，存在占地面积较大、投资成本较高、环境温度较低时需辅助加热等缺点。

2.2 加热式气化器

加热式气化器按加热介质的不同，分为水浴式和蒸汽式两种。由于水浴式较蒸汽式加热更为均匀，目前普遍采用水浴加热式气化器，即水浴式气化器。其结构如图3所示。

图3 水浴式气化器

水浴式气化器与热源之间敷设热媒管道。热媒采用热水，导热管中的 LNG或低温天然气经过与热水进行换热，成为常温天然气，热水可循环利用。

水浴式气化器结构紧凑，一次投资成本较低，但运行成本较高。

3 气化方案选型配置实例

3.1 规模及概况

以安徽某地某大型工业用户应急储备站的一个LNG气化站项目为例。该企业由于生产工艺特殊不能中断供气，因此平时通过管道气源供气，当遇突发事故导致原气源中断供气后，需迅速启动本站为其供气，并需保证连续14 h供气。按其用气负荷计算，气化站规模为40 000 m3/h。

3.2 气化方案的选型配置

气化方案的选型配置，应综合考虑工艺需要、工程投资、占地面积、安全运行、节能环保等各方面因素，而设备选型应根据气化规模和气化器的气化能力来确定。主要有以下3种方案可供选用。

(1) 水浴式气化器进行 LNG强制气化。考虑50%的安全备用系数，故选用3台20 000 m3/h的水浴式气化器(2用1备)。由于强制气化所需热负荷较大，经计算约为7.4 MW，相对应配置3台4.2 MW燃气热水锅炉(2用1备)。

(2) 空温式气化器常规方案(两组切换工作)。空温式气化器的气化能力根据小时高峰供气能力选取。实际运行中气化器换热面会结霜结冰而影响换热效果，需要定期除霜。因此设计时需考虑采用两组进行切换，一组工作，一组除霜，切换周期为4～8 h。空温式气化器单台标准规格一般不大于5 000m3/h，按气化能力40 000 m3/h，需选用16台5 000 m3/h空温式气化器(8台一组，相互切换)。

空温式气化器受环境温度影响比较大，如果冬季环境温度较低(参照历史气象资料，当地冬季极端温度为－13℃)，还需在空温式气化器后串联 1台40 000m3/h水浴式复热器辅助加热。经综合考虑气化器切换除霜问题后计算，水浴复热所需热负荷约为0.5 MW，需对应配置1台0.7 MW燃气热水锅炉。

(3) 空温式气化器非常规方案(不设切换)。因该站属于应急储备站，无需常年运行，故为节省投资和用地，考虑采用空温式气化器且不设切换功能。当空温式气化器因连续运行造成气化效率下降时，可以启动水浴式复热器来进行后续的加热工艺。由于锅炉启动到循环水加热到额定工况需要一定的时间，所以当空温式气化器工作时可提前启动锅炉进行循环水加热以达到额定工况。当空温式气化器出口气体温度低于 0℃时，启动水浴式复热器来进行补热，将天然气温度加热到 5℃以上。因当地冬季极端温度为－13℃，按最不利情况进行计算，连续满负荷运行14 h后，空温式气化器出口气体温度达到－53℃，加热到 5℃以上所需热负荷约为1.0 MW，故相应配置1台1.4 MW燃气热水锅炉。

作为应急储备站核心设备，主气化器考虑50%的安全备用系数，宜配置12台5 000m3/h的空温式气化器(8用4备)和1台40 000 m3/h水浴式复热器。

3.3 方案比较

3种气化方案选型配置以及比较见表1。

表1 气化方案选型配置比较

由表1可见，方案1设备一次投资低、占地面积小，但能耗大、运行成本高，且锅炉启动到循环水加热到额定工况需要一定的启动时间(约30 min，如加热过程中同时进行气化换热，此时间会相应延长)。

方案2运行成本最低、启动迅速快，但设备一次投资成本及占地面积最大。

方案3相对方案2，投资成本降幅约21%，占地面积减小；相对方案 1，水浴式复热器所需热负荷大幅减小，锅炉设备投资及运行成本降低，节能约83%，且启动迅速。

由于该 LNG站是作为工业用户应急备用气源使用，使用频次低(约1次/a)，故在启动时间能够接受的条件下，方案1具有一定的优势。但根据该企业生产工艺实际情况，综合考虑投资成本及功能要求，采用方案3，即12台5 000 m3/h空温式气化器(8用4备)串联1台40 000 m3/h水浴式复热器方案。

4 结语

不同功能定位的气化站，可以选择不同的气化配置方案和气化加热设备，选择时可通过多个方案进行技术、经济性指标分析，从优择取。常年运行且气化规模较大的 LNG气化站，建议采取常规的空温式气化器串联水浴式复热器的方式(是否串联复热器根据当地环境气候条件决定)；临时启动运行的 LNG应急站，建议根据项目特点进行技术、经济性指标比较后，确定气化配置方案。