 实现液化天然气的应急储备可以依托液化天然气接收终端。接收终端在燃气供应链的上游，系统完善，存储量大，气源保障力强，具有战略性。
另外，LNG低温储罐在城市燃气供应系统中设置灵活的液化天然气气化站，将进一步简化工程等难度，减少工程投资。该站点选址灵活、接近用户终端，且对于用户用气量大小的限制宽松，也是 在我国燃气市场发展迅速的液化天然气应急储备方式之一。
一、依托液化天然气接收终端的应急储备建设方式
1、工艺流程
液化天然气运输船在码头上经卸料臂将船上的液化天然气输出管线与岸上卸船管线连接，由船上储罐内的输送泵(潜液泵)将其输送至陆上终端储罐。
储罐内液化天然气经罐内输送泵加压至1MPa后进入再冷凝器，使来自储罐顶部的蒸发气液化。从再冷凝器中流出的液化天然气可根据用户需求，分别加压至不同压力。一般情况是 一部分液化天然气经低压外输泵加压至4MPa后，进入低压水淋蒸发器中蒸发。水淋蒸发器在基本负荷下运行时，浸没燃烧式蒸发器作为备用设备，在水淋蒸发器维修时运行或在需要增加气量调峰时并联运行；另一部分液化天然气经高压外输泵加压至7MPa后，进入高压水淋蒸发器蒸发，以供远距离用户使用。高压水淋蒸发器也配有浸没燃烧式蒸发器备用。再气化后的高、低压天然气(外输气)经计量设施分别计量后输往用户。
2、技术要点
液化天然气天然气低温储罐采用绝热保冷设计。由于有外界热量干扰，诸如储罐绝热层、附属管件等的漏热、罐内压力变化或者输送泵的散热等，会导致储罐内少量液化天然气的蒸发。所以为了较大程度减少卸船时产生蒸发气量，应尽量提高此时的储罐内压力。
液化天然气再气化/外输系统为保证内输送泵、罐外低压和高压外输泵正常运行，泵出口均设置回流管线。当液化天然气输送量变化是 ，可利用回流管线调节流量。在停止输出时，可利用回流管线进行循环，以保证泵处于低温状态。
二、气化站中液化天燃气储备方式的建设
1、工艺流程
就现阶段来看，液化天然气供气站在储气和运气时需要由低温槽车运至气化站，在卸车台利用卸车增压器对槽车储罐加压，利用压差将液化天然气送入液化天然气储罐储存。气化时通过储罐增压器将液化天然气增压，然后自流进入空温式气化器，液化天然气发生相变，成为气态天然气，经调压计量、加臭送入站外管网。槽车内液化天然气卸完后，尚有天然气气体，这部分气体与储罐蒸发气经BOG加热器与空气换热，并入管网。
增压设备包括空温式气化器(如：储罐增压器及卸车增压器)、升压调节阀及若干低温阀门和仪表。正常情况下，增压工艺不需要连续运行，因此选用空温式气化器不需定期化霜，不需设置备用路进行切换，可以满足增压工艺的要求。
2、技术要点
当液化天然气储罐压力(升压调节阀后压力)低于设定压力时，调节阀开启，液化天然气进入空温式增压气化器，气化为低温天然气后通过储罐顶部的气相管进入罐内，储罐压力上升；当液化天然气储罐压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温式增压气化器停止气化，随着罐内液化天然气的排出，储罐压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将液化天然气储罐压力维持在设定压力范围内。为保证储罐的安全，在储罐上需要安装降压调节阀，可根据压力自动排出BOG。根据增压工艺中升压调节阀的设定压力以及储罐的设计压力，该降压调节阀的压力可设定为高于升压调节阀设定压力，且低于储罐设计压力。自动排出的BOG气体为高压低温状态，因此需设置BOG加热器并经过调压后进入输气管网。
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