液化天然气（Liquefied Nature Gas,LNG）因其清洁、高效的特点在我国能源消费结构中所占的比重逐渐增大,需求量与日俱增。在LNG储运过程中由于管线和设备漏热等原因,LNG接收站在运行中不断产生大量蒸发气（Boil-off Gas,BOG）。BOG处理过程既造成了运营成本的提高,同时也造成了能源的浪费。此外,LNG在进入输气管网之前,需要通过气化器转变为气相,此过程能耗占接收站运行能耗的比重很大。因此优化BOG处理工艺以及针对气化器进行能耗优化将对接收站的安全运行和控制成本有着重要的意义。对比分析了直接压缩工艺与再冷凝工艺的运行特点,选用再冷凝工艺作为BOG处理工艺优化的基础处理工艺。采用单因素分析法对影响LNG接收站再冷凝工艺设备运行的不同因素进行了分析。影响因素包括BOG流量、BOG露点温度、BOG压缩机出口压力和BOG温度。采用HYSYS软件对工艺流程进行模拟并提出了二阶压缩再冷凝工艺,对江苏如东LNG接收站实际运行工况进行了计算。结果表明:输送相同质量的物流时,二阶压缩再冷凝工艺的能耗小于现有再冷凝工艺的能耗,采用二阶压缩再冷凝工艺可比采用现有再冷凝工艺降低能耗,节能率为14.8%。针对接收站处于低温海水工况下的运行情况进行了分析,使用ORV和SCV联运的两种优化方案。方案一是通过充分发挥ORV在低温海水工况下的处理能力,并代替SCV优先运行以减少SCV的使用,从而实现减少气化器运行成本的目的。方案二是通过使用温度补偿法,即在不断增加ORV处理量的同时,适当提高ORV出口的天然气温度并降低SCV出口的天然气温度,使得ORV出口的高温天然气对SCV出口的低温天然气进行温度补偿,在满足天然气外输管网要求的情况下尽量减小气化成本。计算结果表明两种优化方案分别可以降低56.3%和58.2%的气化成本,气化器在低温工况下的操作灵活性也得到了提升。