LNG由低温槽车运至气化站，利用卸车增压器给槽车增压进行卸车，依靠压差将LNG送入LNG储罐储存。气化时通过储罐增压器将LNG增压后，使罐内LNG自流进入室温式气化器(两组)，LNG吸热发生气化并升高温度。与空温式气化器串联1套水浴式气化器(南方地区不可用)，在冬季空温式气化器不能正常工作时启用，以保证供气不间断。天然气经过调压、计量及加臭后送入城市管网。

　　3 LNG气化站技术安全要素的分析

　　对于LNG气化站来说，安全是至关重要的。LNG气化站安全管理的核心内容是如何防止天然气泄漏，消除引发燃烧的基本条件，以满足LNG设施的防火要求，防止低温设施超压排放甚至爆炸，设施、管道材质符合低温要求，做好操作人员的安全防护等。

　　3.1 LNG的储存

　　① LNG储罐

　　中小规模LNG气化站多采用压力式低温储存方式，一般采用圆筒形低温真空粉末绝热储罐，双层结构，内罐材质为0Cr18Ni9不锈钢，外罐材质为16MnR压力容器用钢，两者之间夹层填充珠光砂粉末并抽真空[3～5]。储罐工作压力一般为0.3～0.6MPa，工作温度约-140℃，设计压力为0.8MPa，设计温度为-196℃。

　　低温储罐绝热性能的一个重要技术参数为静态蒸发率，指低温绝热压力容器在装载大于有效容积0.5倍的低温液体时，静置达到热平衡后，24h内自然蒸发损失的低温液体质量和容器有效容积下低温液体质量的比值，对LNG储罐一般静态蒸发率≤0.3%。储罐静态蒸发率及储罐夹层真空度应定期进行检测，其中静态蒸发率可通过BOG的排放量来测定，发现突然增大或减小等异常情况时应立即处理。

　　② LNG储罐的压力控制

　　储罐内的压力控制是非常重要的，必须将其控制在允许的范围内，过高或过低都存在危险。存在热传导或充注新的LNG均可能导致液体蒸发，压力升高；如果从储罐向外排液或抽气不当，则可能导致压力下降甚至形成负压。为了防止热传导引起罐内压力升高，采用释放罐内BOG的方法控制压力上限，LNG储罐压力控制见图2。在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，自动减压阀便缓慢开启，将罐内BOG放出；当压力下降到设定值以下时，自动减压阀关闭。