第一篇：油田机械用放空天然气回收液化工程

油田机械用放空天然气回收液化工程

一、所属行业：石油行业

二、技术名称：油田机械用放空天然气回收液化工程

三、适用范围：大中型油田

四、技术内容：

1.技术原理

用制冷设备将油田放空天然气井的伴生放空天然气液化，供油田机械使用。

2.关键技术

①采用俄罗斯深冷机械制造股份公司的设备和技术—高压节流LNG 生产装置。②柴油机改烧天然气技术。

3.工艺流程

天然气→净化处理→增压→液化→液化天然气（LNG）。

五、主要技术指标：

日产液化天然气（LNG）11.4万m，折合86.4t/d；

年生产天数＞350天。

六、技术应用情况：

高压节流LNG生产装置, 是新捷燃气公司研发中心根据俄罗斯在圣彼得堡高压节流LNG生产装置进行的联合实验装置提出的设计，在部份液化的基础上进行完善，是一种天然气循环液化生产装置，液化率接近100%，该工艺得到俄罗斯深冷公司的认可。所使用的设备为俄罗斯深冷机械制造股份公司的小型撬装LNG生产装置，该装置为模块化设备，灵活易折迁，适合放空天然气回收项目地点多变的特点。

七、典型用户及投资效益：

新疆油田投资10250万元，可回收天然气4890万m/a，其中，3990万m/a用于油田机械燃料改装，其余900万m/a用于生产发电。可节约能源65000t标煤/a。

八、推广前景及节能潜力：

凡有伴生气的油田都可采用此项技术，俄罗斯深冷机械制造股份公司生产的小型撬装LNG生产装置，灵活易拆迁，适用于野外油田地点多变的特点，各地油田都可使用。3333

第二篇：输气管道放空天然气回收方案探讨

输气管道放空天然气回收方案探讨储罐蒸发气的产生

LNG一般通过远洋运输船舶运至LNG接收站。船舶抵岸后，通过码头和栈桥的卸料设施和管道，将LNG卸至LNG储罐[1]。以国内正在建设的某LNG接收站16×104m3储罐为例，阐述储罐蒸发气的产生和气量的计算。

1.1 储罐吸收外部热量产生蒸发气

LNG接收站的储罐类型有全容罐、双容罐、单容罐、薄膜罐等[2]。LNG储罐结构复杂，特别是全容罐，其内外两层结构、钢壁和混凝土壁的交错形式，以及 复杂的罐顶构件使储罐的吸热计算十分困难；罐内两相流体的热对流、热传递也非常复杂，迄今仍无可靠的方法计算储罐吸收外部热量产生蒸发气的气量。在实际工 程中，大多采用经验值法计算。经验值法是根据目前世界上正在运行的LNG接收站储罐实际产生的蒸发气量进行估算的，公式如下：

式中：G1为储罐因吸热产生的蒸发气量，kg/h； A为蒸发气产生系数，(0.05%～0.08%)/d；Ve为储罐实际储存LNG的量m3；ρ1为储罐储存LNG的密度kg/m3。

LNG是一种混合物，在吸热时，蒸发气的组成与LNG混合物的组成比例不同，是以轻组分为主的混合物。上述公式仅能计算储罐蒸发气的产生量，无法计算LNG蒸发气的组分。蒸发气的组分计算采用闪蒸计算法，在实际工程中，一般借助软件进行计算。

1.2 体积置换产生蒸发气 因体积置换产生的蒸发气量是指在LNG进料或出料时，由于LNG的进出导致储罐内蒸发气的增减量：

式中：G2为因进出料变换引起的蒸发气量，kg/h；Qin为进入LNG储罐的LNG量，m3/h； Qout为排出LNG储罐的LNG量，m3/h。

在体积置换过程中，置换的蒸发气不是按原LNG的组分比例排出，同样存在轻组分比例较大的现象，这部分蒸发气组分采用理论计算比较困难，在实际工程中，按储罐吸热模式来计算。

1.3 其他原因产生的蒸发气

其他原因产生的蒸发气是指在外部条件发生变化或事故情况下产生的蒸发气。外部条件变化主要包括因大气压下降而产生的蒸发气，事故状态主要包括因储罐蒸发气 外输系统发生故障，紧急排放或打开安全装置产生的蒸发气。由于这部分蒸发气量受LNG接收站所处环境、工艺系统设计方法和自控控制水平限制，产生的蒸发气 量各不相同。在实际中，这部分蒸发气的产生量较少，通常不做考虑。

卸料和非卸料期间蒸发气的计算

2.1 卸料期间的储罐蒸发气

卸料期间是指当LNG船舶到达码头后，进行卸料作业的过程。卸料期间储罐内产生的蒸发气除了正常状态下产生的蒸发气外，还包括LNG 吸收卸料管道热量产生的蒸发气和蒸发气返回船舱弥补真空的气量。

吸收卸料管道热量产生的蒸发气是指在卸料期间，船舶LNG在船泵输出压力下进入卸料管道后吸收的热量，此时LNG处于过冷状态，当LNG到达储罐后，由于压力降低，部分LNG 转化为蒸发气。卸料期间储罐产生的蒸发气为：

式中： GU为非卸料期间储罐的蒸发气量，kg/h； GP为吸收卸料管道热量产生的蒸发气量，kg/h；QP为模拟储罐吸热所产生的蒸发气量，m3/h； T为LNG的温度，K；L为管道长度，m； D为管道直径，mm； n为弯头个数； E为高程，m。

由于LNG在卸料管道内处于单相液体状态，故其吸收热量的过程与普通管道的传热并无区别，当LNG经过调压装置后压力降低，进入储罐时部分LNG转化为蒸发气，此时蒸发气的量与LNG从管道中吸取的热量存在函数关系。

在实际工程中，此时产生的蒸发气GP按储罐吸热的模式计算，即LNG从管道中吸取的热量近似于储罐从外界吸取的热量。在软件模型中，将QP作为储罐吸热来计算产生的蒸发气量。

储罐产生的蒸发气在进入蒸发气处理系统之前将分流给LNG船舶补真空气，补真空气的蒸发气一般通过加压设备加压后进入船舱，加压设备包括风扇、鼓风机、压 缩机等，不同等级设备的选用主要是依据蒸发气补真空气需要压力的高低。补真空气的目的是保障船舶在卸料期间，使船舱保持一定的压力，避免形成真空状态。卸 料期间进入再冷凝系统的储罐蒸发气的计算公式为：

式中： GR-S为蒸发气返回船舱补真空的气量，kg/h；GU-R为卸料期间进入再冷凝系统的储罐蒸发气量，kg/h；VS为船舱容积，m3；ρB为船舱内蒸发气的密度，kg/m3。

2.2 非卸料期间的储罐蒸发气

非卸料期间储罐蒸发气与卸料期间相比，少了进入LNG储罐的置换蒸发气和吸收管道热量产生的蒸发气，增加了LNG吸收循环管道热量产生的蒸发气，蒸发气的计算与GP类似。非卸料期间储罐蒸发气为：

式中：Gc为LNG吸收循环管道热量产生的蒸发气量，kg/h； GH为非卸料期间储罐的蒸发气量，kg/h。

此时对于LNG低压泵输入而产生的储罐真空，由蒸发气压缩机出口蒸发气弥补，储罐吸入的蒸发气不应作为储罐蒸发气来考虑。非卸料期间储罐蒸发气进入再冷凝系统的蒸发气为：

储罐蒸发气的控制

根据工程实际情况，储罐蒸发气绝大部分来源于LNG卸料期间，LNG进入储罐置换出的蒸发气，即G2；其次是LNG吸收的管道热量和储罐吸收的热量，即GP和G1。以国内某接收站实际工程计算为例，当接收站罐容为2座16×104m3储罐、卸料管道长约2km，外输天然气量约43×104kg/h时，卸料期间G2约 为2.78×104kg/h，G1 约为4 630kg/h，GP约为1 990kg/h；非卸料期间G1约为4 630kg/h。

在卸料期间，因卸料而置换的蒸发气约为80%。其可控制的环节是减少单位时间内的卸料量，从而有效减少储罐蒸发气的量，但卸料速率通常是由航道、自然条件和卸料管道长度综合确定的。如果卸料时间过长，对船舶费用、周边航道安全、船舶大小都有很大影响。

目前世界上的LNG接收站多以大卸料速率为设计原则，其次是储罐从外部吸热和LNG从卸料管道吸热产生的蒸发气。对于这两部分可以采取的措施，一是增强储罐和卸料管道的保温效果；二是缩短卸料管道的长度和直径。非卸料期间储罐蒸发气的控制可采取第一种措施。

第三篇：用放空造句

【注音】： fang kong

【意思】：空车行驶。

放空造句：

1、与沼泽池每天两次的潮汐不同的是，为促进微生物的生长，这些砂石层在一天中会经历16次的充满和放空。

2、基本的要点是放空自身（包括放空形而上学观念），以便，看似悖论地，使人能达至自身与世界的统一！

3、人们通常认为创造力是放空之前的某种物质世界的产物，但是它不止于此。

4、我们常发现，在你放空的时候，你的潜意识仍旧在就某个问题继续工作。

5、“亚特兰蒂斯”号原计划在周二发射，但由于两个液氢ECO传感器给出了错误的读数，在燃料箱中的燃料被放空后，第三个传感器也给出了错误读数。

6、放空，让今天变得更美好。

7、有更加好的方法,中间只放空气,最好不过了,因为气体的摩擦比液体还小。

8、这看起来似乎漫无目的，然而这种放空感知的行为，在很多方面，可以为我们带来强大的洞察力，而这正是我们努力想要填补的缺憾。

9、这似乎是一个“失望”点，可是很多公司都放空言，而那些真正做到的企业则脱颖而出。

10、这仓库主要是放空箱子的贮藏室。

11、但是他忘记告诉我比赛开始的鸣枪只是放空枪。

12、遇到快钻时或钻进放空都要检查溢流。

13、另外如果水不循环，用热水时需要放空管道里的水，用造成很多的浪费，使用者也会感觉不方便。

14、讨论了如何利用化肥厂尿素装置放空蒸汽制冷来取代氟里昂制冷，并从技术、设备及能耗等方面作了分析。

15、打开泵体的高点放空阀及出口管线高点放空阀，排气至无气体。

16、天荒坪抽水蓄能电站上库自首次蓄水至今，因廊道渗水异常等原因放空检修多次。

17、文章简介了空分设备气体放空时产生的噪声对周围环境的污染和伤害，并对放空气体噪声的控制与治理进行了分析对比；

18、地处戈壁沙漠中的小油田在采油时，常常将与石油伴生的天然气排往放空火炬烧掉。

19、尽可能放空，对疑惑与无知采取宽容的态度。

20、而火箭防守的重心将会在科比，加索尔，奥多姆，或者是拜纳姆的身上，所以阿里扎在这个系列赛中也会发现自己被放空的。

21、他说，「先将大脑放空，」接著做30到40秒训练，例如集中念力，想像一块木头离地。

22、本文对上述两种情况下的氦气放空管道和回收系统的工作原理、技术要求和使用情况做了介绍。

23、本文全面介绍了采用湿式螺杆压缩机回收焦化放空瓦斯的新工艺。

24、测试过程中一直使用的所有放空阀和排水阀均必须不带任何泄漏。

25、不过，对于时常碰到的“放空业务”，搬家公司现在就不会轻易地忍让了。

26、而如果查诺斯真的找到管道放空这些泡沫，愿上帝保佑他。

第四篇：液化天然气学习心得

学习心得

如果说页岩气对于我们尚比较陌生的话，那么LNG应该是我们每个天然气行业工作者耳熟能详，津津乐道的了。

LNG，即液态的天然气，为无色、无味、无毒、无腐蚀性液体，标准状态下沸点为-162℃，气液体积比约为620:1，正是由于LNG的这种物理性质，保障了LNG能够安全、大量的储存和运输，从而在天然气大规模远洋贸易中，起到至关重要的作用，虽然天然气仍然主要采用管道运输的方法，但是说道远洋运输，LNG是最好的也是目前唯一的手段。而LNG之所以如此受到青睐，主要是因为LNG的用途广泛，LNG可以用作民用燃气、发电、化工、运输工具的燃料和冷能利用几方面。

我国从202_年开始进口LNG，202_年进口总量为333.6万吨，202_年占全球贸易量3.14%，占亚太地区5%。202_年占全球贸易量4.3%，占亚太地区7.2%。预计到202_年，中国进口LNG为2500万吨/年。

这意味着我国急需形成大型化多元化的LNG产业链，LNG产业链包括天然气预处理、液化、储存、运输、接收、应用等环节。其中天然气的液化、储存、运输和应用是整个产业链的主要组成部分。目前我国已建和在建的天然气液化工厂约100座，但规模较小，国内技术已建成投产的装置约100套，工艺技术为单循环混合制冷剂和膨胀制冷，最大能力12万吨/年（膨胀制冷），混合冷剂技术建成的最大能力为60万吨/年。国内在建的天然气液化项目最大能力为100万吨/年。

天然气装置三大主要工艺系统为：天然气净化、天然气液化、LNG储运，其中天然气液化是技术核心和关键。而液化工艺分为三种：阶式制冷循环、膨胀机制冷循环、混合冷剂制冷循环。

阶式制冷循环流程复杂、设备多，但是能耗低，所以不单独采用；膨胀机制冷循环液化率低、能耗高，适用于中小型LNG装置；混合冷剂制冷循环系统简单、投资低，所以适用于大型LNG装置，目前采用较多的均为混合制冷循环。

远洋进口LNG由大型LNG船运送至接收站后，由陆地上的LNG罐车载运到各地，供居民燃气或工业燃气用。LNG罐车运载状态一般是常压，温度为112k的低温。LNG虽然相对于天然气较为安全，但仍然是易燃、易爆的介质，且陆地运输相对于管网运输也存在很大风险，所以，运输中的安全可靠是至关重要的。

LNG罐车由牵引车、低温储罐、行走机构（底盘）、充装泄压系统、增压减压系统、安全系统、仪表检测系统、抽真空及测量系统几部分构成。由于LNG的低温特性，所以储罐的保温防冻以及输送液体的泵也至关重要。采用泵送液体主要优点在于转注流量大、时间段，泵后压力高，泵前压力要求低，罐体设计压力低，这给LNG的充装节省了很多的资金和麻烦，但是LNG罐车的造价仍然较高，结构较复杂。

LNG大部分用途仍然是为了天然气的运输方便，所以，LNG气化站至关重要，LNG气化站是一个接受、储存和分配LNG的基地，是城镇或燃气企业把LNG从生产厂家转往用户的中间调节场所。LNG气化站主要包括卸车台、低温储罐、增压系统、气化系统及调压、计量和加臭系统。LNG通过低温槽车运到气化站，槽车储罐通过增压器进行增压，在压差作用下，通过卸车台的管道进入站内的低温储罐。低温储罐通过增压器使储罐压力达到一定值，罐内LNG通过出液管道进入气化系统，使LNG气化升温达到设定值，再通过出站调压器将压力降到要求值，然后通过计量和加臭系统进入燃气管网系统。气化站和LNG液化工厂等都需要合理的储罐进行储存LNG，由于储罐形式需要考虑储存规模、项目投资、建设周期、占地面积等因素，目前，国内LNG气化站常用的低温储槽有字母罐及单罐两种形式。一般储存量在1000m³以下的城市LNG气化站，基本都采用单罐储存。考虑到LNG储罐的运输、制造和国内的实际情况，由于占地小、国内厂家制造技术成熟等优点，对中小城市一般选择50m³、100m³、150m³的卧式或立式圆筒形低温真空粉末绝热储罐。

之后我还了解了LNG工厂、LNG汽车、LNG工艺上及设备上的一些要求，以及LNG储罐的一些原理和储罐低温保温的填料要求。

这次的学习可以说对我的帮助很大，LNG对于每个天然气行业的工作者来说都不算陌生，但是其中很多重要的特性、工艺要求、设备要求及选型等，对我们来说还不是很懂，通过这次学习，使我对LNG整个产业链有了全新的认识，感谢公司以及老师给我的这次机会。

第五篇：液化天然气产业链

液化天然气产业链

目前，液化天然气代表了国际燃气行业中最令人激动的产业发展方向。尽管燃气运输的总百分比中，LNG仅占全球燃气贸易量的10%都不到，但其发展迅猛，且有越来越多的买方和卖方加入到这个市场中。在过去20年中，LNG贸易呈现飞速发展，而到202_年为止，预估LNG贸易仍将继续发展，不会呈现衰退态势。

简而言之，相比从生产商处运输天然气至消费者处，液化是一种替代选项。天然气（甲烷C1H4）被冷却至-161.5℃（-260℉），从气态被转换成了更易运输的液态，体积大约被缩小了600倍。（实际被缩小了将近610倍，但通常应用600倍。）因此，就是说600立方英尺的天然气会被缩小至1立方英尺的洁净、无味的LNG。并且，其储存和运输通常是在低温、低压下完成的。

转换成液态的天然气将会通过海上运输，从遥远的开采地被带回接收地，相比航运，管道运输显得既不经济，又不合理。在接收地，液态的甲烷从船上被卸下，然后加热，使其由液态再次回归到气态。随后，就像当地开采出的天然气一样，以管道运输的方式，被运往各个燃气消费者。

液化天然气的整个运输过程相比管道运输更为复杂。接下来所提到的“LNG产业链”包含了整个过程中各个分散的板块：上游、中游液化工厂，航运，再汽化，以及最后的天然气分配输送。

（上游开采至终端发电过程）

LNG的技术并不新颖。早在1941年美国克利夫兰市就建造了世界上第一个商业LNG设备，作为（电力）调峰设施。在短则数小时、长则几季的需求淡季，天然气（通过运输管道输送至工厂中）被液化；而在需求旺季，天然气则被加热成气态，随后通过泵，被压入输送管道形成的气网中。不幸的是，在1944年，由于天然气泄漏所引发的爆炸，使得这家工厂最终倒闭。

究竟是通过液化天然气，还是直接通过管道运输天然气，成了天然气储地必须作出的商业化决定，而这主要取决于其距离需求市场的距离。通常被各国所遵循的一个重要规则是——相比管道运输，当满足下列特征时，LNG会成为一个行的通的选择：

 天然气市场距离产地至少202_千米以外。      天然气产地拥有至少3万亿立方英尺至5万亿立方英尺的可采天然气。液化工厂的天然气生产成本低于1美元/百万英热单位（/MMBtu）。天然气包含极少量的其他杂质，比如CO2或硫磺。天然气产地附近拥有能够建造液化工厂的海港。

国家的政治局势支持大规模的、长期的天然气投资。

进口国的市场价格高到足够支撑整个生产链，并能为天然气出口公司和出口国提供丰厚的回报。

 天然气运输需要穿越无关的第三方国家，这种情况下，应用管道替换方案将会引起购买方对天然气供应安全的担忧。

LNG贸易中使用的单位足够令人困惑。刚开采出的天然气是以体积为单位的（立方米或立方英尺），但一旦转换为LNG，则由众多单位可供选择，通常使用的是吨或百万吨。（缩写为MMT，或者更常用的MT。百万吨在技术中的缩写是MMT；然而，LNG行业会使用MT来代替。）LNG船舶尺寸一般以货物体积标识（典型的为几千立方米），并且一旦LNG被重新气化，它则会以能源单位被售出（百万英热单位，MMBtu）。

一吨LNG所包含的能量相当于48,700立方英尺（1,380立方米）的天然气。而一台LNG设备每年都可生产100万吨（百万吨/年，MTA）的LNG，这相当于每年生产487亿立方英尺（13.8亿立方米）的天然气，相当于每天生产1.33亿立方英尺的天然气。

LNG产业链：上游和中游

LNG产业链的上游和中游部分与传统燃气系统的上游和中游部分十分相似，拥有相同的气井、井口和气田处理设备。因为LNG需要将天然气冷却至非常低的温度，所以在送至液化工厂处理前，必须注意从甲烷流中移除所有的杂质，尤其是水。

LNG产业链：液化工厂

首个大规模的LNG工厂于1964年在阿尔及利亚的阿尔泽成立，并在1965年上线。在1969年，飞利浦公司在阿拉斯加建造了Kenai LNG工厂。而至202_年，全球至少有17家LNG工厂，主要分布在非洲、中东、亚洲、澳大利亚、加勒比地区和阿拉斯加处。尽管每家工厂在设计和尺寸上都是独特的，但他们仍有许多共同的特点。下图显示了一种典型的LNG液化和装载设施的布置。

（NGL to Fractionation：液态天然气分馏法；propane chiller：丙烷冷却器；condensate：冷凝物；LNG heat exchanger：LNG换热器）

接收到LNG设备中的天然气必须没有杂质，且必须越接近纯甲烷越好。任何其他的成分，比如CO2和硫磺，都可能对天然气冷却单元造成损害，或者降低LNG成品的质量，或者两者皆有。

全球的LNG从业者都已接受了两种主要的天然气液化过程：纯多端冷却过程（即飞利浦过程）、和预冷后混合丙烷的混合冷媒过程（MCR）（由空气产品公司、壳牌及其他公司改进，且应用于大多数LNG工厂）。首批在阿尔及利亚和阿拉斯加设立的LNG工厂应用的是飞利浦多端冷却过程，并使用丙烷、乙烯和甲烷作为冷却剂。然而，从那以后，大部分的大型LNG基地装载项目使用的都是空气产品公司的（丙烷）混合冷媒过程，以及低温换热器。不同的研究显示：这两种加工过程中主要工作的处理效率是相似的。因此，选择哪种过程主要取决于各个公司不同的考虑、特许费用的差距和个人所理解的优势。

一般来讲，液化工厂是一整个LNG项目中最昂贵的部分。因为运输到工厂中8%-10%的天然气会被用于作为冷却过程的燃料，即使其他费用，比如人工费和维修费较为低廉，总体的操作费仍就高昂。

因为规模经济十分重要，所以新建的LNG工厂将拥有更大的、更高效的生产线，并且对于邻近的LNG工厂（比如卡塔尔的），这些新建的工厂会与它们共享设备，以减少单位成本。然而，不断上升的对钢铁和镍的需求量，以及对于其他工程建造资源的高需求，使得长期下降的成本趋势有所回升。最近发布的LNG工厂项目，比如（澳）Woodside’s Pluto项目，所需成本相对几年前建造的工厂项目要翻5番以上。这样令人警醒的趋势将会迫使项目发起者制订更为激进的LNG价格预测，并将毋庸置疑地导致某些项目的取消，且很有可能是那些价格从现有水平调低后就无法盈利的项目（低定价）。

但是，不断上涨的LNG价格也反向促进了从前被认为是难以盈利的天然气资源的开发。更小的、距离更远的天然气田被发掘出来，通过改装、或特别定制的船舶将LNG生产和储备系统连接起来，这有些类似于油田的浮式生产储存卸货装置。另外，现在仍有许多有关LNG的技术挑战摆在眼前，最典型的就是半装满储罐的‘摇晃’问题——当LNG被产出时——以及LNG从一艘浮动船舶被卸载至另一艘浮动船舶时。目前，有许多公司正在改进它们的FLNG（浮动式LNG）理念，首批产品应该会在202_-202_年左右出炉，可能在西非或东南亚/澳大利亚地区着陆。

LNG产业链：运输

LNG通常通过特别设计的冷藏船舶被运输给天然气消费者。船舶要求在低大气压下运营（不像液化石油气船，可以在相对较高的气压下运营），LNG被装在独立绝缘的储罐中运输。储罐周围的绝缘层帮助维持LNG的温度，并使蒸发率（重新转变为气态）保持在最低的水平。因为大多数老旧船舶没有船上制冷系统，船舶使用刚刚生产出的、会蒸发的天然气作为能源、燃料。在一次典型的航程中，一般每天有0.1%-0.25%的LNG会转换成气态，作为燃料。

大部分LNG工厂有他们自己特定的LNG船队，作为“虚拟”管道。当一艘船舶处于装载状态，肯定有一艘姐妹船舶正在卸载货物，而船队剩余的船只则要么在去买方气化设施的途中，要么在回LNG工厂装载新货的途中。然而，当LNG短期交易和即期交易量不断上升时，船舶会从不同的工厂装载LNG，并且将它们卸载至出价最优的地方。

LNG产业链：再汽化终端

LNG接收终端，也被称为再汽化设施或气化设施，会接待LNG船舶，储存LNG（直到被需要），并且输送气态甲烷至当地管道气网。气化设施中主要的设备为卸载泊位、港口设施、LNG储备罐、蒸发器（将LNG转换成气态），以及连接当地供气网的管道通路。另外，LNG船舶也会在近岸处卸载，远离拥挤的、水位较浅的港口。这一般会通过一个浮动系泊系统完成（相似于原油进口中用到的系统）——即船舶近岸卸载时，天然气会从海底绝缘的LNG管道被运输至岸上的气化设施。

接收终端资本花费最多的板块是蒸发器设备。蒸发器可以将LNG从-161.5℃加热至超过5℃，使甲烷从液态转变为气态。从概念上来说，蒸发器属于相对简单的部分，当LNG通过泵被压入管式或板式换热器时，蒸发器发生作用，使其温度上升。在温暖的季节，将加热器与海水接触，或在寒冷的季节，将其与加热的水接触，都能保证换热器温暖。所以大规模的海水会持续流动在蒸发器系统中，以避免各面板结冰。

常规岸上气化设施中，卸载下的LNG通常被储存在大型储罐中，陆上储罐或半掩埋储罐，直到天然气被消费者所需要。半掩埋储罐，罐与罐之间的距离比较近，所以在日本十分常见，因为那里的土地资源比较稀缺。另外，LNG也可以在近岸被卸载，而且通常是通过船上有再汽化设备的、改进后的LNG船舶卸载LNG。这些船舶有能力直接将气态甲烷输送入管道气网内；或者通过离岸系泊设备将LNG输送进低温管道，再送到岸上进行气化；也可以采用LNG常规卸载，即通过固定悬臂完成近岸卸载。船到船的LNG转移仍在其早期阶段，所有的技术障碍还没有完全消除。一旦这个过程变的常规了，我们可以预见大型船舶在近岸处卸载LNG至更为小型的船舶，随后这些小船会直接驶向港口，当LNG被转换成甲烷后，再通过管道直接输入当地气网。