LNG接收站的主要功能是接收、储存、再气化液化天然气，为区域管网用户稳定供气。近几十年来，随着工程建设的推进，先进、可靠的接收站技术已日趋成熟，可以为我们所用。
一、接收站工艺
LNG接收站按照对LNG储罐蒸发气(BOG)的处理方式不同，接收站工艺方法可以分为直接输出和再冷凝两种。直接输出法是将蒸发气压缩到外输压力后直接送至输气管网；再冷凝法是将蒸发气压缩到较低的压力(通常为0.9MPaG)与由LNG低压输送泵从LNG储罐送出的LNG在再冷凝器中混合。由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝，冷凝后的LNG经LNG高压输送泵加压后外输。因此，再冷凝法可以利用LNG的冷量，并减少了蒸发气压缩功的消耗，节省了能量。对于大型LNG接收站大多采用再冷凝工艺。图6-1所示是典型的接收站再冷凝工艺流程[4]。
接收站的生产系统包括：卸船系统、储存系统、蒸发气处理系统、输送系统、外输及计量系统等。
(一) 卸船系统
接收站的卸船系统包括专用码头、卸料臂、蒸发气返回臂和管路等。
CNG专用码头的特点是接收品种单一、数量多、船型大。码头上除设有大型运输船靠泊、停泊设施外，LNG码头的专用设备是卸料臂。卸船操作在操作员的监控下进行，重点是控制系统压力。卸料臂通过液压系统操作。LNG运输船到达卸船码头后，通过运输船上的输送泵，经过多台卸料臂分别通过支管汇集到总管，并通过总管输送到LNG储罐中。LNG进入储罐后置换出的蒸发气，通过一根返回气管道，经气相返回臂，送到运输船的LNG储舱中，以保持系统的压力平衡。
在卸船操作初期，采用较小的卸船流量来冷却卸料臂及辅助设施，以避免产生较多的蒸发气，导致蒸发气处理系统超负荷而排放到火炬。当冷却完成后，再逐渐增加流量到设计值。
卸船作业完成后，使用氮气将残留在卸料臂中的LNG吹扫干净，并准备进行循环操作。，从各卸料支管中排除的LNG进入码头上设置的收集罐，并通过收集罐加热器将排除的LNG气化后经气体返回管线送到蒸发气总管。
在无卸船期间，通过一根从低压输出总管来的循环管线以小流量LNG经卸料总管循环返回再冷凝器，以保持LNG卸料总管处于冷备用状态。
(二) 储存系统
1. 储罐
储存系统是接收站重要的生产系统，而储罐是该系统的主要设备。进出储罐的所有管线接口都在罐顶。为了使不同密度的LNG以不同方式进入储罐，流程上安排卸船时LNG可以从储罐的上部管口直接进入储罐，也可通过内部插入管由底部进入储罐。通常在操作中，较重的LNG从上部进入，较轻的LNG从下部进入。同时，也可通过LNG低压输送泵将罐内LNG循环到上部或底部，从而有效防止分层、翻滚现象的产生。
(1) 储罐的液位控制
为了确保储罐的安全操作，储罐的液位、温度、密度监测十分重要。每个储罐都应设置足够的液位、温度、密度连续测量设施，以有效监控储罐的液位。连续测量设施由数字逻辑单元和电机驱动单元组成，可以在LNG储罐内垂直移动、连续测量。当温差超过0.2℃或密度差超过0.5kg/m3时，应用LNG低压输送泵对罐内LNG进行循环操作，以肪止出现分层翻滚现象。
储罐设有高低液位自动保护装置，在液位不正常时，报警并联锁停止进料或停止罐内低压泵运行。
(2) 储罐的压力控制
LNG储罐是常压储存，全容罐的设计压力一般为29kPa，因而外界大气压的变化对储罐的操作影响很大，罐的压力控制采用绝对压力为基准。在正常操作条件下，储罐的绝对压力是通过BOG压缩机压缩回收储罐的蒸发气体来控制的。在两次操作间隔时间段，储罐的操作压力应维持在低压状态[通常为0.1073MPa(绝压)]，以防压力控制系统发生故障时，储罐操作有一个缓冲空间。在卸船操作期间，储罐的压力将升高，储罐处于较高压力操作状态。
储罐的压力保护采用分级制：第一级超压保护将排火炬，当储罐压力达到一定值(如储罐设计压力为0.029MPa，则储罐压力达到0.026MPa)时，控制阀打开，超压部分气体排入火炬系统。第二级超压保护排大气，当储罐压力达到设计压力时，储罐上压力安全阀打开，超压部分气体直接排入大气。第一级负压保护靠补压气体，当储罐在操作中压力降低到设计负压时，将通过高压外输天然气总管上来的经两级减压后的气体来维持储罐内压力稳定。第一级负压保护通过安装在储罐上的真空阀来实现。
(3) 储罐的温度监测
LNG储罐的内罐底部和罐体上设有若干测温点，可监测预冷操作和正常操作时罐内的温度。在罐外也设有多个测温点，可监测LNG的泄漏。为防止储罐基础结冰而危及混凝土基础，在储罐基础上设有两套电加热系统，并在基础的不同位置设有温度检测设施以控制电加热系统。
2. 罐内泵
罐内泵的用途是将LNG储罐内的液体抽出并送到下游装置。在每台泵的出口管线上装有流量控制阀，用以调节各运行泵的出口在相同流量下工作和紧急情况时切断输出。为保护泵，在每台泵的出口管线上同时装有最小流量控制阀，该最小流量管线也可用于罐内LNG的混合以防止出现分层。
当接收站处于“零输出”状态时，站内所有的低、高压输送泵停止运行，仅开启一台罐内泵以确保少量的LNG在卸料总管中及LNG输送管线中进行循环，保持系统处于冷状态。
(三) 蒸发气处理系统
1. 蒸发气增压
由于外界能量的输入，如泵运转、周围环境热量的泄入、大气压变化、环境影响等都会使处于极低温的液化天然气受热蒸发，产生蒸发气(BOG)。当卸船作业LNG送入储罐时造成罐内LNG体积的变化也会加快蒸发。LNG接收站在卸船操作时产生的蒸发气的量是无卸船操作时的数倍。
储罐内的蒸发气压力很低，需要增压才能进入系统。采用蒸发气压缩机将储罐内的蒸发气抽出增压后送入处理系统。蒸发气压缩机的控制可以是自动的，也可以是手动的。在自动操作模式下，LNG储罐压力通过一个总的绝压控制器来控制，该绝压控制器可自动选择蒸发气压缩机的运行负荷等级(50%或100%)。在手动操作模式下，操作人员将根据储罐的压力检测情况来选择蒸发气压缩机的运行负荷等级。
如果蒸发气的流量比压缩机(或再冷凝器)的处理能力高，储罐和蒸发气总管的压力将升高，在这种情况下，多出的部分蒸发气将通过与蒸发气总管相接的压力控制阀排到火炬。
一般选用1台压缩机的能力足够处理不卸船操作条件下产生的蒸发气体，仅在卸船时，才同时开2台压缩机。
2. 再冷凝
采用再冷凝工艺的接收站，蒸发气增压后送入再冷凝器。再冷凝器主要有两个功能，一是在再冷凝器中，经加压后的蒸发气与低压输送泵送出的LNG混合，由于LNG加压后处于过冷状态，使蒸发气再冷凝为液体，经LNG高压输送泵加压后外输，因此再冷凝器的另一个功能是可用作LNG高压输送泵的入口缓冲容器。
再冷凝器的内筒为不锈钢鲍尔环填充床。蒸发气和LNG都从再冷凝器的顶部进入，并在填充床中混合。此处的压力和液位控制保持恒定，以确保LNG高压输送泵的入口压力恒定。再冷凝器设有比例控制系统，根据蒸发气的流量控制进入再冷凝器的LNG流量，以确保进入高压输送泵的LNG处予过冷状态。
在再冷凝器的两端设有旁路，未进入再冷凝器的LNG通过旁路与来自再冷凝器的LNG混合后进入高压输送泵，同时旁路也可以保证再冷凝器检修时，LNG的输出可继续进行。
如果再冷凝器气体入口压力在高值范围不规则波动，再冷凝器的操作压力控制器将通过释放部分气体到蒸发气总管来维持。
在外输量较低时，再冷凝器可能不能将压缩后的蒸发气体完全冷凝下来。这种情况可通过再冷凝器液体出口温度增加来检测。通过该温度信号调节控制蒸发气压缩机的能力。
(四) 输送系统
LNG接收站输送系统的主要功能是实现LNG再气化，外输供气。该系统主要包括高压输送和LNG气化两部分。
1. LNG高压输送泵
从再冷凝器出来的LNG直接进入LNG高压输送泵，加压后通过总管输送到气化器。根据外输气量的要求控制LNG高压输送泵启停台数。
在气化器的入口LNG管线上设有流量调节来控制LNG高压输送泵的外输流量。该流量调节可以由操作员手动控制，也可根据外输天然气总管上的压力变化来控制，通过LNG高压输送泵的外输流量来保证外输天然气总管上的压力稳定。在高压输送泵出口管上设有最小流量回流管线，以保护泵的安全运行。
2. 气化器
LNG在气化器中再气化为天然气，计量后经输气管线送往各用户。气化后的天然气最低温度一般为0℃。
LNG接收站一般设有两种气化器：一种用于正常供气气化，长期稳定运行；另一种通常仅作为调峰或维修时使用，要求启动快。气化器通常用海水作热源，海水流量通过海水管线上的流量调节阀来控制，控制海水流量满足气化热负荷要求，同时限制海水温降不超过5℃。
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