(1)lng储罐。该项目建成后的供气规模为4.2万nm3/d，根据该地区lng供应情况，周转天数按6天计算。站内lng总储量应不小于25.2万nm3。该项目lng储罐采用目前较为常用的真空粉末绝热式lng储罐，根据站内所需总储量，经过投资和占地面积的比较，采用4台150m3lng储罐。
(2)卸车增压器及卸车泵。该工程按两个卸车柱设计，因此共设两台卸车增压器，单台气化能力为400nm3/h。两台卸车潜液泵，设计流量20m3/h。卸车时，当槽车中的lng温度低于储罐温度时，先为储罐降压，再用泵卸车。当槽车中的lng温度接近或者略高于储罐温度时，先用卸车增压器为槽车增压，将槽车的压力增至0.4mpa，再用泵卸车，保证泵出口的压力达到1.2mpa，由储罐底部进液。
(3)储罐增压器。储罐增压器的选择主要是考虑当储罐液位较低时，将储罐内气象空间内的压力在规定时间内由储罐最低工作压力(升压调压阀后设定压力)升至储罐最高工作压力(降压调压阀前压力)所需要的汽化能力，该工程选择气化能力为800nm3/h的储罐增压器2台。
(4)主气化器。气化器一般选用空温式，该工程下游为工业用户，工业负荷波动大，因此，在气化器选型计算时，一般都要考虑一个系数k，根据燃气工程设计手册，k按照2进行选取。因此选用q=2000nm3/h;三台，两台同时使用，另一台备用切换。总气化能力为4000nm3/h，可以满足供气要求。
(5)bog加热器。气化站内bog(lng蒸发气)主要来源有储罐的自然蒸发、卸车结束后管路中所产生的bog、当lng卸入低于槽车压力的储罐时所产生的bog等，因此，结合工程实践，该工程选用800nm3/h的bog加热器1台。
(6)eag加热器。气化站内eag(放空气体)主要来源于系统事故状态下的天然气泄放或安全阀超压释放。eag加热器的加热能力应根据eag气体最大的来源分别计算后确定。结合工程实践，本工程选择1台500m3/h的eag加热器。
(7)电加热器。为满足出站天然气的温度要求，当空温式气化器出口或bog出口温度低于5°c时，用电加热器或水浴式加热器进行加热，使出气温度达到5°c~15°c。其中电加热器的介质又分为水和导热油式，由于该工程所在地区极端最低气温为-42°c，因此选用导热油为介质的电加热器1台，加热能力4000m3/h。
(8)调压计量加臭橇。该工程采用橇装调压计量加臭装置一套，橇内分为调压区、计量区及加臭区，调压区包括bog调压和主气化器调压。每路设置一个y型过滤器、一个自力式调压器及两个连接前后管段的球阀，每路一开一备。计量区设置一开一备两路计量，每路设置一台涡轮流量计和两个连接前后管段的球阀。加臭装置以隔膜式计量泵为动力，根据流量信号将四氢塞吩注入燃气管道中。调压计量加臭橇出橇压力为0.6mpa，设计流量4000m3/h。
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