产品定义
LNG再气化站是液化天然气（LNG）产业链中连接储存与输送的核心枢纽，主要功能是将低温液态的LNG（储存温度约-162℃）通过特定工艺转化为气态天然气（NG），并根据下游需求调整压力、温度后，输送至城市燃气管网、工业用户或发电站，同时承担LNG接收、储存、计量等任务，是保障天然气稳定供应的重要环节。其存在解决了LNG长距离运输与储存的便利性和下游气态使用需求之间的矛盾，在全球天然气贸易与能源供应体系中占据重要地位。
LNG再气化站产品图片
工作流程
LNG再气化站的工作流程围绕"卸船-储存-再气化-输送"的核心链条展开，各环节紧密衔接且需精准控制温度与压力。首先，运输LNG的专用船舶抵达站场后，通过码头的卸船臂将低温LNG输送至陆上的储罐中，卸船过程中需使用低温泵维持输送压力，并通过保冷措施减少LNG蒸发损耗；储罐通常采用双层金属结构，夹层填充绝热材料，能有效隔绝外界热量，将LNG蒸发率控制在极低水平，同时储罐顶部设有蒸发气（BOG）回收系统，将因少量蒸发产生的天然气收集后重新加压利用，避免能源浪费与安全风险。接下来进入再气化环节，储罐中的LNG通过低温输送泵加压后，送入再气化器，再气化器通过与热源（常见的有海水、空气、工业余热或燃料加热）进行热交换，使低温LNG吸收热量逐渐升温气化，转化为常温气态天然气；根据热源类型不同，再气化过程需精准控制热交换速率，确保气化后的天然气温度稳定在符合下游输送要求的范围（通常为5-20℃）。气化后的天然气还需经过增压系统调整压力，使其匹配管网输送压力标准（城市管网压力一般为0.4-4.0MPa，工业用户压力可能更高），同时通过过滤、计量与加臭等处理步骤——过滤去除杂质以保护管网设备，计量确保贸易结算准确，加臭则便于泄漏时及时察觉——最终通过输气管道输送至下游用户。
类型
根据地理位置、规模与服务对象的差异，LNG再气化站发展出多种类型。按位置可分为陆上再气化站与海上再气化站（FSRU，浮式储存再气化装置），陆上站场通常建设在沿海或内陆交通便利区域，规模较大且配套设施完善，适合为城市管网与大型工业用户长期稳定供气；FSRU则是将再气化设备集成在专用船舶或浮式平台上，可灵活部署于沿海港口，建设周期短、投资成本相对较低，尤其适用于应急供气或短期能源需求增长的场景，还能根据天然气市场变化调整部署位置。按规模可分为大型、中型与小型站场，大型站场储罐容量通常超过10万立方米，再气化能力可达数百万立方米/日，主要用于接收进口LNG并接入国家级或区域级输气管网；中小型站场容量多在1万-5万立方米，再气化能力为数万至数十万立方米/日，常见于内陆地区，为中小城市或特定工业集群供气，部分小型站场还可作为LNG调峰设施，在冬季用气高峰时补充管网供气缺口。
重要参数举例
选型参数对照表
市场规模
据环洋市场咨询（Global Info Research）调研团队研究，2024年全球LNG再气化站收入大约22081百万美元，预计2031年达到3............. 原文转载：https://fashion.shaoqun.com/a/2705451.html
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