◆撬装式LNG气化站主要设备有：LNG储罐、BOG储罐、空温式气化器（水浴式加热器）、BOG加热器、LNG调压计量加臭装置、中央控制系统、安全放散及安全切断系统、管道、消防避雷及其它辅助设备组成。
◆LNG贮槽为低温真空绝热容器，容积通常为40-150m3
◆LNG空温式气化器和BOG（EAG）加热器均为翅片管组合设备，前者主要用于LNG的气化，后者主要用于BOG(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
一、LNG气化调压撬装概述：
随着天然气时代全面来临，城市各类用户对天然气的需求越来越大，各地燃气公司在大力发展城市燃气管网的同时，也考虑建设LNG储存气化站，以保证事故和调峰供气。 LNG气化站通常由：LNG储罐、缷车台、缷车增压器、主气化器、复热气、调压计量装置、加臭装置、安全放散、BOG气化器、中央控制及消防避雷等部分组成。由于项目工作较大，因此需根据项目储存量、供气量、占地等具体情况而定。 LNG瓶组供气工艺具有投资省、占地面积小、建设周期短、操作简单、运行安全可靠等特点，可迅速地向城镇居民或工业用户供气，因此在天然气管网暂未敷设的区域，由LNG瓶组气化站临时供气成为一个不错的选择。
二、LNG汽化调压撬装技术要求：
LNG气化站主要工艺包括卸车、储存、气化、调压等[2～4]，典型的气化站工艺流程见图1。
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。
储罐出液是自压式，液体流出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变。设有储罐增压器和自动增压阀，储罐增压器是一个空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。当罐内压力低于自动增压阀的设定值时，自动增压阀打开，罐内液体靠液位差缓缓流入储罐增压器，液体气化产生的气体经自动增压阀和气相管道补充到储罐内，气体的不断补充使得罐内压力回升。当压力回升到设定值以上时，自动增压阀关闭，增压过程结束。运行中，可以根据储罐的设计压力和工作压力，通过自动减压阀、自动增压阀的设定来控制储罐的压力。