接收站中LNG气化工艺主要通过海水气化器（ORV）将LNG气化并送至外输管网,该过程释放大量冷能于海洋环境中,造成冷能浪费和对海洋生态的破坏;同时,由于季节、生产活动及生活方式的差异,下游燃气用户的用气不均衡导致LNG外输负荷波动,从而致使蒸发气（Boiled-off Gas,BOG）再冷凝处理难度大、功耗大,当BOG波动至高峰时超出接收站的处理能力时,只能通过火炬燃烧排放,存在着资源浪费的现象。针对上述问题,本文以南方某接收站为研究背景,结合接收站现有工艺特点、地理位置和设备情况,研究LNG接收站外输负荷与BOG波动特性,提出并设计了LNG接收站热电联产系统与气化过程耦合工艺方案。该工艺将BOG作为燃料用于热电联产系统,发电用于接收站或者上网,产热通过浸没式燃烧气化器（SCV）气化LNG,来实现接收站内部能量集成,降低接收站的运营成本,从而提高接收站工艺的灵活性和能源利用率。为了优化热电联产系统与LNG接收站气化工艺,使耦合工艺达到最佳的经济效益并提供科学合理的运行策略与装机方案,论文首先建立以工艺经济效益最大化为总目标,以LNG外输量和BOG蒸发量为约束的全工况经济优化模型。模型分为三个子模块:经济对比模块初步评估接收站条件,获得运行耦合工艺的气价、电价和运行时段;装机容量比选模块采用所建立的全工况经济评价方法比选出经济性最优的内燃机装机容量;最后在工况操作评价模块分析出各工况的经济情况,指导新工艺的操作运行。研究结果表明,设计的耦合工艺的运行时段为9:00-16:30,共7.5 h,在平均电价0.8026元/kWh下,内燃机的最佳装机容量为10.54 MW,满负荷运行时消耗BOG 1581.4kg/h,可气化LNG 51.7 t/h,并减少总用电量257.8 kW。在设计的运行参数下,耦合工艺经济性随着LNG外输量增加而增加,随着BOG蒸发量增加而逐渐增加。当LNG外输量满足_LNG≥518.270-0.00633_BOG时,耦合工艺开始具备盈利优势;当LNG外输量大于约691 t/h时,耦合工艺达到最大盈利值743.5元/h并保持不变。在上述研究基础上,论文再从技术经济、社会效益和技术可靠性三个方面进行了深入的可行性和敏感性分析。结果表明,耦合工艺不仅具备操作可靠性,还提升了接收站的工艺灵活性,对促进接收站的节能降耗、技术发展进步具有积极意义。