概述
液化天然气终端是连接海上LNG运输与陆地管网的核心枢纽，业内常称为接收站。一个完整的终端通常包含码头、储罐区、气化区和外输系统四大模块。 根据国际燃气联盟(IGU)数据，全球已建成近100座大型LNG终端，中国占据约20座。这类设施投资巨大，单个项目通常耗资百亿元以上，设计寿命要求达到30-50年。终端处理能力从100万吨/年到1000万吨/年不等，是保障国家能源安全的关键基础设施。
结构与原理
核心设备包括-162℃专用卸料臂（每台造价约千万级）、16万方以上全容式储罐（内罐采用9%Ni钢）、开架式气化器（ORV）或浸没燃烧式气化器（SCV）。 工艺流程为：LNG运输船→卸料臂→储罐保冷储存→加压泵→气化器→计量调压→管网输送。BOG（蒸发气）回收系统是关键，采用再冷凝或直接压缩方式处理，确保零排放。现代终端普遍采用数字化控制系统，安全联锁达到SIL3等级。
主要特点
设计温度达-196℃，储罐日蒸发率需控制在0.05%以内。全容式储罐采用预应力混凝土外罐+金属内罐+珍珠岩绝热层的三重防护结构。 安全标准极高，需设置至少三重防护系统：ESD紧急关断、火炬系统和消防水幕。根据NFPA 59A标准，安全间距要求为储罐直径的1.5倍以上。现代终端趋向大型化，单罐容量从早期的4万方发展到27万方（如中国海油天津LNG项目）。
应用领域
主要用于城市燃气调峰和发电厂供气。长三角、珠三角地区终端密集，如深圳大鹏、上海洋山等终端保障了区域60%以上的天然气供应。 特殊应用包括LNG加注站（如长江内河航运加注）、LNG冷能利用（如冷库、空分装置）。日本Osaka Gas的终端还整合了氢能设施，体现能源转型趋势。冬季保供期，终端外输量可达设计能力的120%。
维护与注意事项
储罐需定期进行真空度检测（≤2Pa）、焊缝探伤和防腐层检查。卸料臂每月需做-196℃冷态测试，旋转接头寿命通常为1000次操作。 关键风险点是BOG处理能力不足可能导致超压，因此需保留20%设计余量。根据API 625标准，首次投产后5年需进行全面安全评估。日常操作中，LNG泵的预冷流程（约4小时）必须严格执行，防止冷冲击损坏设备。
B2B采购指南
EPC总包模式是主流，需审核承包商是否具有ASME、EN 14620等资质。储罐用9%Ni钢板价格约3-5万元/吨，国产化率已超80%。 核心设备选型要点：卸料臂选择液压还是电动（后者维护量更小）；气化器选ORV（需海水资源）或SCV（能耗高但占地小）；BOG压缩机选离心式还是往复式。国际供应商如Technip、CB&I，国内中石化炼化工程、海油工程等也具有丰富经验。
常见问题
LNG终端和LNG加气站有什么区别？
终端是大型基础设施（百万吨级），具备船岸接卸、储存和气化全功能；加气站是小规模设施（万吨级），仅进行槽车装卸和局部供气。
储罐为什么不用普通钢材？
-162℃会使碳钢脆化断裂，9%Ni钢在低温下仍保持韧性，热膨胀系数仅普通钢的1/3，避免温差应力开裂。
接收站处理1吨LNG成本多少？
约150-300元，包括气化能耗（约0.25kWh/kg）、设备折旧和人工。其中BOG处理占30%以上成本。
国产设备和进口设备差距大吗？
储罐、管阀等已基本国产化，但高端设备如卸料臂、BOG压缩机仍依赖进口（约占项目投资的15-20%）。
终端安全距离如何确定？
根据NFPA 59A和GB 50183，储罐与厂界距离不小于罐径，与居民区距离需通过定量风险评估(QRA)计算确定。
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