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1 背景
进入2016年，环保政策进一步趋严，天然气成本下降，“煤改气”建站企业免费提供设备等多重因素助力燃煤锅炉改天然气（简称“煤改气”）继续阔步前行。在国家整体“压煤上气”的能源政策指导下，“煤改气”成为大势所趋。
进入2016年，环保政策进一步趋严，天然气成本下降，“煤改气”建站企业免费提供设备等多重因素助力燃煤锅炉改天然气（简称“煤改气”）继续阔步前行。在国家整体“压煤上气”的能源政策指导下，“煤改气”成为大势所趋。
2 引言
在“煤改气”的大环境下，工厂用气一般有三个来源，一种使用管道天然气，另一种采用压缩天然气（CNG），第三种使用液化天然气（LNG）。管道天然气因为敷设投资大，采用特许经营权的模式，前期管道及企业使用开口费较高，使用成本较高；CNG调压站压力较高，多级减压，安全性差，成本略低；LNG气源成本最低，LNG气站压力较低，安全性及经济性最强。
液化天然气（LNG）主要成分为甲烷，属于一种清洁，高效的能源，它既可作为城市气源，又可用作公交和重型卡车的车用燃料，与汽柴油相比，具有抗爆性好，燃烧完全，排气污染少，发动机寿命长等优点。同时，LNG在使用过程中比较安全。LNG的燃点比汽油高，气化后的密度比空气轻，所以稍有泄漏立即飞散，不易引起自然爆炸。相比气态天然气，LNG其体积约为同量气态天然气体积的1/625，由此LNG具有储存效率高，占地少，便于进行经济可靠运输的特点。今年来，LNG的生产和贸易日趋活跃，LNG正在成为世界油气工业新的热点。
3 LNG气化站和瓶组站工艺简介
工艺流程简述：
LNG由槽车运至气化站，利用LNG卸车增压器使槽车内压力增高，将槽车内LNG送至LNG低温储罐内储存。当从LNG储罐外排时，先通过储罐的白增压系统，使储罐压力升高，然后打开储罐液相出口阀，通过压力差将储罐内的LNG送至气化器后，经调压、计量、加臭等工序送入工厂用气点或市政燃气管网。当室外环境温度较低，空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时，需在空温式气化器出口串联水浴式加热器，对气化后的天然气进行加热。详见下图：
4.1.1.卸车增压系统流程
利用卸车增压系统，把槽车内的LNG液体通过卸车增压器，汽化后的气体进入储罐顶部，升高LNG运液车的压力，加快卸车的速度。
4.1.2.储罐自增压系统流程
利用储罐增压系统，当储罐压力过高或过低时，都能够通过储罐增压器，使储罐保持在正常工作压力的范围内。
4.1.3.主汽化及BOG汽化流程
储罐内的LNG从储罐底部出口进入主汽化器中（其中主汽化器选用两台，更换使用），通过主汽化器的吸热翅片与外界环境发生热交换，使通过汽化器的出口介质吸热变成NG，同时，储罐顶部的BOG进入BOG汽化器，使BOG也得到充分加热和汽化。
4.1.4.安全放散流程
在系统中阀门之间均按装安全阀，以及手动放散阀，放散出的EAG气体通过EAG加热器及阻火器达到安全放散的功能。
4 小型LNG气化站和瓶组站建站实例
4.1某单位10吨燃煤锅炉改造升级燃气锅炉技术参数
① 额定出力10t/h
② 额定工作压力:1.25Mpa
③ 给水温度 :105℃
④ 设计效率:≥90%
⑤ 使用燃料：燃煤
⑥ 燃料消耗量：5t标准煤/吨蒸汽
⑦ 燃烧方式:室燃
⑧ 电能消耗（风系统）:96.4Kw
4.2 每天的总供气量为18000NM3/d NG，根据用户用气量和现场场地实际情况，设备选项配置如下：
供气站总投资约180万元，建成通气后日毛利约6000元，2年内可收回投资成本。
注：投资不含土建，公用工程，设计费，安装报检费等。
4.3 LNG气化站总平面布置示意图
5 LNG气化站标准规范和政策的支持
5.1 GB50028-2006《城镇燃气设计规范》已远远滞后于行业的发展，希望国家主管部门能够与时俱进，在保障安全的前提下，尽早，更加科学，经济地修订版本相应的标准规范。
5.2 建站手续审批方面，期待政府相关职能部门在LNG气化站手续审批和验收方面更加简化快捷。
6 结束语
LNG气化站和瓶组站，工艺流程简单，相对油品，LPG，CNG生产运营上更具安全性。在当前“煤改气”背景条件下，LNG气化站因其可靠的资源保障，合理的工程投资及销售价格，灵活的建站模式，可作为管道汽的一种互补方式，是值得大力推广的。
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