LNG加气站是以液态的LNG作为气源，可以给LNG改装车充装液态LNG，完成对小容积LNG运输设备的充装。主要工作过程是将LNG低温储罐内的液体经低温潜液泵加压后，通过真空管线输送至LNG加气机，经过计量后加注至以LNG为燃料的车辆内。      LNG加气站的分类  一般可分为固定式LNG加气站和撬装式LNG加气站。    (二) LNG供气站的工艺流程   LNG供气站的工艺大致分为两种：一种是蒸发气体(BOG)再液化工艺；另一种是BOG直接压缩工艺。两种工艺并无本质上的区别，仅在蒸发气体的处理上有所不同。图5-2是采用BOG再液化工艺的LNG供气站的工艺流程。     工艺流程：  ●用LNG低温绝热瓶自带的增压器给气瓶增压，利用压差将气瓶中的LNG送入外接气化器，在气化器中液态天然气气化成气态，然后通过调压器调到所需的压力，经计量、加臭后送往用户。瓶组站内设置使用和备用二组气瓶，周转气瓶一组，且数量相同。当使用侧的LNG气瓶的液位下降到规定的液面时，应及时切换到备用瓶组一侧，切换下来的气瓶应及时充装备用，LNG瓶数应根据用气量计算，一般更换周期：工业8-24h,民用24-48h为宜。    设备介绍：   ●LNG瓶组站主要设备有：LNG低温绝热气瓶、空温式气化器（BOG）（水浴式加热器可选）、EAG加热器、LNG调压计量加臭装置、控制系统 及其他辅助设备。  ●LNG低温绝热气瓶容积为175L和410L。   ●LNG空温式气化器（BOG）为翅片管组合设备，主要用于LNG的气体及BOG气体的加热。  ●ENG加热器为翅片 管组合设备，主要用于EAG气体的复热。   ●天然气本身无色无味，按规定应进行加臭，加臭剂应选用四氢噻吩。    LNG设备：  撬装式LNG小区气化站、LNG低温液体泵、液化天然气泵、LNG液化天然气气化器、LNG（液化天然气）空温式汽化器、加热器、增压器、LNG强制风冷汽化器、LPG空温式汽化器、液化石油气汽化器、天然气汇流排、液化石油气汇流排及各种低温液体汇流排、LNG液化天然气气瓶集装阁、压缩天然气瓶组、集装箱系列            在LNG供气站，LNG运输船(或槽车)抵达码头后，经卸料臂将LNG输送到储罐储存。来自储罐的LNG由泵升压后送入气化器，LNG受热气化后输送到下游用户管网。LNG在储存中，由于储罐不可避免的漏热，部分LNG会从液相蒸发出来，这部分蒸发气体即BOG。   采用再液化工艺时，BOG先通过压缩机加压到1MPa左右，然后与LNG低压泵送来的压力为1MPa的LNG过冷液体换热并重新液化为LNG。若采用BOG直接压缩工艺，则由压缩机压缩到用户所需压力后直接进入外输管网。BOG直接压缩工艺需要将气体直接升压至管网压力，需要消耗大量压缩功；而LNG再液化工艺是将液体用泵升压，由于液体体积要小得多，且液体的压缩性很小，因此液体升压过程的能耗比BOG直接升压过程可节约50%左右。   为了防止LNG在卸船(车)过程中造成LNG船舱(车厢)形成负—压，一部分BOG需要返回LNG船(车)以平衡压力。   (三) LNG供气站的主要设备   LNG供气站的设备主要有储罐、汽化器、泵和压缩机等。   1. LNG储罐   液化天然气储罐主要有金属储罐和钢筋混凝土储罐两大类。根据防漏设施不同又可分为以下四种形式。   (1) 单容积式储罐此类储罐在金属罐外有一比罐高低得多的混凝土围堰，围堰内容积与储罐容积相等。该形式储罐造价最低，但安全性稍差，占地较大。   (2) 双容积式储罐此类储罐在金属罐外有一与储罐简体等高的无顶混凝土外罐，即使金属罐内LNG泄漏也不至于扩大泄漏面积，只能少量向上空蒸发，安全性比前者好。   (3) 全容积式储罐此类储罐在金属罐外有一带顶的全封闭混凝土外罐，金属罐泄漏的LNG只能在混凝土外罐内而不至于外泄，在上述两种地J三式储罐中安全性最高，造价也最高，在欧美国家应用较多。   (4) 地下式储罐与以上三种类型不同的是此类储罐完全建在地面以下，金属罐外是深达百米左右的混凝土连续地中壁。地下储罐主要集中在日本，抗地震性好，适宜建在海滩回填区上，占地少，多个储罐可紧密布置，对站周围环境要求较低，安全性最高。但这种储罐投资大(约比单容积储罐高出一倍)，且建设周期长。   2. 液化天然气汽化器   LNG气化器按其热源的不同，可分为以下三种类型：   (1) 加热汽化器 汽化装置的热量来源于燃料燃烧、电力、锅炉或内燃机废热。加热汽化器有整体加热汽化器和远程加热汽化器两种类型。整体加热汽化器采用热源整体加热法使低温液体汽化，最典型的即是浸没式燃烧汽化器。远程加热气化器中的主要热源与实际汽化交换器分开，并采用某种流体(如水、水蒸气、异戊烷、甘油)作为中间传热介质；由中间介质与LNG换热，使LNG汽化。   (2) 环境汽化器 汽化的热量来自自然环境的热源，如大气、海水、地热水。当然，自然环境的热量如果不是直接使LNG汽化，而是通过加热一种中间介质，再由中间介质使LNG汽化的话，则这就是一种远程加热汽化器，而不是环境汽化器。如果自然热源与实际的汽化器是分开的并使用了可控制的传热介质，则应认为这种汽化器是远程加热汽化器，应符合加热汽化器的规定。   (3) 工艺汽化器汽化的热量来源于另外的热动力过程或化学过程，或有效利用液化天然气的制冷过程。实际上，在各种LNG冷能利用的综合流程中，如发电、化工、空分等流程，将需要排出热量的过程与LNG的吸热汽化过程结合起来，可以节约用于LNG汽化的能量，同时使各工艺过程的能量利用效率得到提高。   3. 泵和压缩机   液化天然气汽化站中使用的泵和压缩机，应满足下列要求：   ① 泵和压缩机应当使用在可能遇到的 度和压力条件下都能正常工作的材料来制造；   ② 阀门的安装应使每一台泵或压缩机都能单独维修。在泵或离心式压缩机因操作需要并列安装的场合，每一个出口管线上应配一个止回阀；   ③ 泵和压缩机应当在出口管线上装备一个减压装置来限制压力，使之低于机壳和下游管道、设备的设计最大安全工作压力；   ④ 每一台泵应当装备有足够能力的安全放散，用以防止泵壳在冷却时产生最大流量期间超压；   ⑤ 低温泵的地基和油池的设计和施工中，应防止冷冻膨胀；   ⑥ 用于输送温度低于-29℃的液体泵，应配备预冷装置，确保泵不被损坏或造成临时或永久失效；   ⑦ 处理可燃气体的压缩设备，应在各个气体可能泄漏的点设排气道，使气体能排出到建筑物外部可供安全排放的地方。   (四) 测量仪表   1. 液位测量   LNG储罐应当设置两套独立的液位测量装置。在选择测量装置时应考虑密度的变化。这些液位计应在不影响储罐正常运行时可以更换。   另外，储罐还应当设置一个高液位报警器。报警器应使操作人员有充足的时间停止进料，使液位不致超过最大允许装料高度，并应安装在控制装料人员能够听到报警声的地方。即使使用高液位进料切断装置，也不能用它来代替报警器。   2. 压力测量   每个LNG储罐都应当安装一个压力表。此压力表应连接到储罐的最高预期液位上方的位置。   3. 真空表   真空夹套设备应当装备仪表或接头，用以检测夹层空间内的绝对压力。   4. 温度检测   当LNG储罐投入使用时，应在储罐内配置温度检测装置，用来帮助控制温度，或作为检查和校正液位计的手段。   汽化器应当安装温度指示器来检测液化天然气、蒸发气体以及加热介质流体的进口和出口温度，保证传热效率。   在低温设备和容器的支座基础可能会受到冻结、大地冻胀等不利影响的场合，应当安装温度检测系统。   5. 检测仪表的紧急切断   在可能范围内，液化、储存和汽化设备的仪表在出现电力或仪表气动故障时，应使系统处于失效保护状态，直到操作人员采取适当措施来重新启动或维护该系统。   (五) 有关安全检测设备   在有可燃气体、火焰、烟、高温、低温等潜在危险存在的地方，安装一些必要的探测器，对危险状况进行预报，可以使工作人员能及时采取紧急处理措施。LNG工厂中通常用以下几种检测器：甲烷气体检测器，火焰检测器，高、低温检测器，烟火检测器。除了低温检测器外，其他几种检测器都是必备的设备。每一个检测器都要与自动停机系统相连，在发现危险时能自动起作用。   1. 可燃气体检测器(CGD)   防火控制系统必须对LNG的泄漏进行监测。可以通过观察、检测仪器或两者综合使用。白天LNG发生溢出，可以通过产生的蒸气云团看见。然而，在晚上及照明不好的情况下就不容易看清楚。如果仅仅依靠人工观察来检测泄漏，显然是不够的。   对于比较大的LNG装置，应当安装可燃气体检测装置，对系统进行连续的监测。在最有可能发生泄漏的位置安装传感器。当检测系统探测到空气中可燃气体的含量达到最低可燃范围下限(HL)的10%～20%时，将向控制室发出警报。控制室的人员确定应对措施并发出控制命令。在一些关键的地方，当含量达到燃烧下限(UL)的20%时，会自动切断整个系统。考虑到LNG装置有限的人员配备和可燃气体的存在，有必要设置实时的监测系统，连续地进行监控，消除人为的疏忽和大意的可能性。对于比较小的装置，由于系统相对简单，产生泄漏的可能性较小，因此没有必要安装过多的自动报警系统。