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液化天然气（LNG）接收站一般将LNG存储在略高于环境压力的低温储罐内，温度约-160℃，环境漏热及机械设备散热促使LNG不断转变为蒸发气体（BOG）。接收站一般将BOG压缩后送入再冷凝器与过冷LNG进行换热，利用LNG的冷能将BOG再液化回收。卸船时，受船舱漏热、卸料泵散热、闪蒸等因素影响，BOG蒸发量可能剧烈波动。蒸发量多时，可能超过压缩机的处理能力，多余的BOG只能送往火炬塔燃烧或者放空，造成资源浪费；蒸发量少时，压缩机负载降低，导致单位BOG处理量的能耗增加。此外，再冷凝器系统的控制程序复杂，操控难度大，若再遇BOG量剧烈波动，就可能出现再冷凝器液位过高或者过低，导致高压泵难以稳定运行，进而出现气蚀、再冷凝器震动等问题，给接收站生产运营带来安全隐患。以国内某一LNG接收站为研究对象，本文分析了接收站BOG蒸发系统以及BOG量的波动因素，并对部分因素作定量计算以作为后续模拟的基础数据；分析中得知，LNG储罐的操作压力是对BOG量波动性影响最大且可调控的因素。分别建立LNG接收站的稳态和动态模拟流程，稳态模拟为动态模拟提供部分初值。首先对现有操作进行模拟，找出BOG蒸发规律；其次以接收站各时刻BOG量的方差最小作为目标函数进行操作优化模拟，然后再结合实际操作对优化方案进行调整。优化之后，接收站BOG量在卸船时的波动性显著降低，总体上趋于稳定，而且始终在一台压缩机的处理量6.69t/h之内。每年避免约18.9万立方米天然气被燃烧排放，减少损失约71.7万元。BOG压缩机功耗降低约4.23%，每年可节省电量185670kWh。再冷凝器的控制难度下降，液位过高或者过低的频率和程度均降低；与此对应，高压泵气蚀、再冷凝器系统震动等问题也得以缓解，对接收站安全、平稳运行有积极作用。