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目前天然气占国内能源消费的比重越来越大,由于管道气供应不足,我国进口了大量的液化天然气（LNG）。大型的LNG气化站冷能利用研究广泛,在气化站建设时就同期规划了冷能利用项目。中小型气化站冷能利用研究较少,常采用空浴式气化器进行气化,除了造成资源浪费,在站内也容易形成冷雾,会腐蚀站内设备,影响工作人员身体健康。对LNG冷能进行有效利用是保证LNG产业的可持续发展的前提。本文采用数值模拟与理论分析相结合的方法,对中小型LNG气化站冷能利用进行研究。本文基于中小型气化站的特点,研究并筛选出合适的冷能利用方式。根据气化站区位特点（周边有无工业余热）,提出不同的冷能利用方案。对于有工业余热可以利用的中小型气化站,以工业余热为热源,以LNG为冷源,提出了两种LNG冷能用于朗肯循环发电和CO2液化回收的新流程,并对流程进行了模拟和性能分析;对于无工业余热可以利用的中小型气化站,提出了一种LNG冷能与太阳能联合发电循环流程,并对其进行模拟和性能分析。得到的结论如下:对于周边有工业余热可利用的中小型气化站,提出的流程1和2?效率最高可达到49.70%和51.03%,对应的比功为237.70 k J/kg LNG和234.48 k J/kg LNG,CO2的液化率为0.60 kg/kg LNG。基于?分析方法,对?损失进行分析,换热器?损失占比为68.17%和67.88%。研究了余热最高温度、工质压力和流量对流程比功和?效率的影响。研究表明:比功和?效率随着余热温度和循环压力的增加而增加,流程1比功高于流程2,?效率低于流程2;循环工质流量与比功呈正相关关系,?效率随工质流量的增加先升高后降低,最优工质流量为3500 kg/h。当LNG气化量高于设计值时,启用流程2,低于设计值时,启用流程1并采用低温液氮和LNG联合供冷流程来维持系统稳定运行,稳定运行时间会受到液氮储罐容积的限制。对于周边无工业余热可利用的中小型气化站,提出的LNG冷能和太阳能联合发电循环分为LNG冷能发电系统和太阳能热水系统。对LNG冷能发电系统中的设备进行了?分析,得到换热器内的?损失占流程总?损的绝大部分（约占总?损的69.23%）,泵和膨胀机中存在的?损失约占总?损的30.77%。对影响系统性能较大的参数进行了敏感性分析:系统比功和?效率都随太阳能热水温度的升高而增大;随着LNG压力P1和P7增加,系统比功和?效率随之增大,具有相同的变化趋势;随着一级膨胀压力（P5）的增大,系统比功和?效率都随之减小;系统比功和?效率随着二级膨胀压力（P9）的增加先增大后减小,呈抛物线趋势,比功和?效率存在一个最大值。使用TRNSYS对太阳能热水系统进行模拟,以北京、敦煌和拉萨为例,确定各地区每月太阳能集热器的辐照量、集热器集热量和辅助加热量。对比辅助加热量和LNG冷能发电系统的发电量确定地区是否适合采用该联合发电循环。北京地区LNG冷能发电系统每月的发电量小于太阳能热水系统的辅助加热量,不推荐采用该联合发电循环。敦煌地区在4～11月太阳辐射强烈,环境温度较高,在此时间段适合应用该联合发电循环。由于降水的影响,拉萨地区在2～4月所需的辅助加热量要高于LNG冷能发电系统,5月～次年1月更适合应用该联合发电循环。综合分析LNG冷能和太阳能联合发电循环系统适用于太阳年辐照量大且干燥少雨的地区。在敦煌12月～次年3月、拉萨2～4月若按照原工况运行将会出现入不敷出的现象。在此时间段内将太阳能热水温度调整至50℃,所需的辅助加热电能大幅降低,均低于LNG冷能发电系统的发电量,分别富余3.30×104k Wh和2.14×104k Wh的电量。夏季LNG冷能发电系统中冷却后的循环水可以用于冷水空调,为站内工作间制冷后再进入太阳能集热器,具有可观的节电效益。