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利用卸车增压气化器将LNG槽车内的气相压力升高，将LNG困过管道卸至站内LNG储罐。利用储罐配套的自增压气化器来保证储罐具有一定的压力，并将LNG送入空温式气化器，通过环境空气的热量将LNG气化为气态天然气。若气态天然气温度大于5℃，则直接进入调压、计量、加臭装置；若气态天然气温度小于5℃，就需要经过水浴式加热器将气态天然气加热到5℃以上，再送入调压、计量、加臭装置，最后送入中压管网。LNG槽车和LNG储罐产生的BOG排放至BOG加热器，加热后送入调压、计量、加臭装置，最后送入中压管网。
工艺装置区中的气化区是将LNG转换为气态天然气的主要部位，也是整个气化站的关键部位。在整个气化区设置2组气化器，在每组气化器后设置2个温度传感器(减少温度传感器损坏引起误动作的概率)。当一组气化器结霜过多或发生故障时，通过温度检测超限警报，连锁关闭该组气化器进液管上的气动紧急切断阀实现对气化器的控制，同时打开另外一组气化器的进液管上的气动紧急切断阀，保证供气的连续性。2、LNG气化站运行控制系统
LNG气化站是由LNG低温储罐区、工艺装置区和辅助区3个区域组成。对每个区域都需进行监测或控制，关键地方还必须采用联动的方式来保证控制的及时性。要达到以上目的，必须要建设一套LNG气化站的运行控制系统。运行控制系统分为PLC控制系统和现场调节设备的自动连锁控制2部分。
储罐区对于整个气化站来说是核心部位，最主要的设备就是LNG储罐，在储罐上安装压力变送器和液位变送器来监测储罐压力和液位。在进、出液管上安装气动紧急切断阀，通过电磁阀和仪表来控制进液或出液。在气、液相管之间安装自增压气化器和自增压阀，对储罐进行增压。在气相管上安装减压调节阀和安全阀，防止LNG天然气储罐超压。
正常运行中，必须将LNG储罐的工作压力控制在允许的范围内。LNG储罐的正常工作压力范围为0.3~0.6MPa罐内压力低于设定值时，可利用自增压气化器和自增压阀对储罐进行增压。增压下限由自增压阀开启压力确定，增压上限由自增压阀的自动关闭压力确定，其值通常比设定的自增压阀开启压力高约15%。
LNG储存过程中会由于储罐不可能绝对无热量交换，而缓慢蒸发(日静态蒸发率≤0.3%)，导致储罐的压力逐步升高，最终危及储罐安全。为保证储罐安全运行，采用储罐减压调节阀、压力警报手动放散、安全阀起跳三级安全保护措施来进行LNG液化天然气储罐的超压保护。
其保护顺序为当储罐压力上升到减压调节阀设定的开启值时，减压调节阀自动打开泄放气态天然气。当减压调节阀失灵，罐内压力继续上升，达到压力警报值时，压力警报，手动放散泄压。当减压调节阀失灵且手动放散未开启时，安全阀起跳泄压，保证LNG储罐的运行安全。对于最大工作压力为0.600MPa的LNG储罐，设计压力为0.660MPa，减压调节阀的设定开启压力为0.615MPa，储罐警报压力为0.620MPa安全阀开启压力为0.630MPa。
LNG储罐在进液或出液时，液位产生变化。进液时当储罐液位达到罐容的90%，由控制室发出警报信号，停止进液。若控制失效，液位继续上升，达到罐容的95%时，通过PLC连锁控制进液管上的电磁阀，使之关闭气动紧急切断阀，避免液位过高。
若出液时液化天然气储罐液位达到罐容的10%时，由控制室发出警报信号，停止出液。若控制失效，液位继续下降，达到罐容的5%时，通过PLC连锁控制出液管上的电磁阀，使之关闭气动紧急切断阀。避免罐内无液，造成罐内温度上升，需要再次预冷。
若发生紧急事故，可以通过罐区边、卸车区旁或控制室内的紧急切断按钮来切断所有罐的进、出液的气动紧急切断阀和气化器前的气动紧急切断阀，避免事故进一步扩大。
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