随着国内天然气消耗量的日益增长,进口液化天然气(Liquefied Natural Gas,简称LNG)成为补充国内天然气的一个重要途径。但是LNG的组成会因产地的不同而有所差异。国内进口的LNG以澳大利亚和卡塔尔地区气源居多,这两个地区生产的LNG中乙烷及更重烃组分(C2+组分)含量均较高。C2+组分含量较高会影响LNG气化后天然气的烃露点和热值,并带来一系列安全隐患和环境问题。为了提高LNG气化后的天然气品质,有必要对LNG接收站轻烃回收方案进行研究。同时,回收轻烃组分还能给LNG接收站带来额外的效益。因此,本文从回收C2+组分的目的出发,结合天然气轻烃回收方法和LNG接收站特点,对LNG接收站轻烃回收方案进行研究。首先,选取了P-R方程建立LNG可利用冷能分析模型。从温度、压力以及甲烷含量三方面对LNG冷能进行分析,结果表明LNG中具有大量的冷能,并且LNG的冷能会随温度、压力和组分含量的变化而变化。基于这一点,考虑在LNG轻烃回收系统中利用其自身冷能。其次,以冷凝回收法作为基础,设计了LNG接收站轻烃回收方案。根据轻烃回收流程在接收站中所处位置的不同,轻烃回收方案可以分为低压方案(方案一～方案五)和高压方案(方案六)。低压方案又包括多级换热方案(方案一～方案三)和单级换热方案(方案四和方案五)。在多级换热方案中,引入直接换热(Direct Heat Exchange,简称DHX)工艺,并加以改进使其能够满足LNG轻烃回收的要求。然后,基于灰箱模型建立了LNG轻烃回收系统(?)分析模型；对系统中的设备则采用黑箱模型进行分析。结合LNG轻烃回收系统和设备的(?)分析模型,对其中(?)的传递、转化、利用和损失情况进行研究。最后,以渤海某LNG接收站和青岛LNG接收站为实例,通过Aspen HYSYS7.2对建立的六个LNG轻烃回收方案进行了模拟,并结合能耗成本和产品价值建立了收益分析模型。结合理论研究和实例分析,结果表明,六个方案均能达到回收LNG中轻烃组分的目的,乙烷回收率均能达到90%以上。综合乙烷回收率、冷能利用和收益情况三方面来看,方案三优于另外五个方案。方案三乙烷回收率接近98%,冷能利用单元(?)效率为80%左右,并且通过方案三可以获得最大收益。因此,建议采用方案三用于LNG接收站进行轻烃回收。以青岛LNG接收站为例,对方案三进行精馏塔塔板数优化,优化后脱甲烷塔塔板数为24,脱乙烷塔塔板数为16。