一、引言
LNG（液化天然气）接收站是连接国际LNG贸易与国内天然气市场的重要枢纽设施。其核心功能是将从远洋LNG运输船卸下的-162℃低温液化天然气进行接卸、储存、气化，最终将气态天然气通过管道输送至下游用户。自2006年广东大鹏LNG接收站投产以来，中国LNG接收站建设进入快车道。截至2025年底，全国已建成投产LNG接收站约30座，总接收能力超过1.2亿吨/年，形成了覆盖沿海主要经济区的接收站网络。
二、LNG接收站总体工艺概述
LNG接收站是一个高度集成的工艺系统，主要包括以下工艺环节：
卸船工艺：LNG运输船靠泊码头后，通过卸料臂将船上的LNG输送至接收站的储罐中。
储存工艺：LNG在-162℃的常压条件下储存在大型低温储罐中，等待后续气化外输。
气化工艺：储存的LNG通过气化器加热气化后，经计量调压后进入外输管网。
BOG处理：接收站在卸船和储存过程中产生的蒸发气（BOG，Boil-Off Gas）需进行有效处理。
外输计量：气化后的天然气经计量和加臭后进入长输管道或城市燃气管网。
三、卸船工艺系统
3.1 卸料臂
LNG卸料臂是连接船岸的关键设备，采用特制的低温旋转接头和紧急脱离系统（ERS）。每条卸船管路配置2~3台卸料臂，管径通常为DN400~DN500，每台卸料臂的设计流量为4000~6000m³/h。卸料臂的操作分为高举/对接/归位等多个工序，可实现遥控操作和紧急情况下的一键脱离。
3.2 LNG输送泵
卸船时，LNG输送泵安装在LNG船上，将货舱内的LNG通过卸料臂和码头管线输送至储罐。大型LNG船的卸货能力一般在12000~14000m³/h，完成一次17万m³标准LNG船的卸货约需12~14小时。
3.3 蒸发气回收
卸船过程中，大量低温LNG（-162℃）进入接收站管道和储罐，与常温设备和管壁接触产生的蒸发气体量显著增加。卸船期间的BOG产生量约为正常储存期间的5~10倍。这些BOG通过回气管线返回LNG船，以平衡货舱压力，同时减少LNG的蒸发损失。
四、LNG储罐技术
LNG储罐是接收站中投资占比最高的设施（约占总投资的30%~45%），其设计和建造涉及低温材料、结构力学、保温隔热等多个技术领域。
4.1 地上全容罐
全容罐是目前全球应用最广泛的LNG储罐型式，由内罐和外罐两层组成。内罐采用9%镍钢（含镍量9%的低温奥氏体钢），在-162℃下具有良好的韧性和抗裂能力；外罐为预应力混凝土，兼具结构强度和保护作用。内外罐之间填充膨胀珍珠岩和弹性玻璃棉作为保温层，保冷厚度通常为800~1200mm。
中国已具备20万m³级全容罐的自主设计和建造能力，单罐有效容积已达22万m³。更大的27万m³级全容罐也已投入工程应用。
4.2 地下储罐
地下LNG储罐建造在地面以下，利用土壤的围护作用提高安全性。地下罐的保温性能更好，外部泄漏风险更低，但建造周期长、投资成本高。日本是地下LNG储罐应用最多的国家，中国目前尚无在运的地下LNG储罐。
4.3 薄膜罐
薄膜罐采用不锈钢波纹薄膜作为主屏蔽层，外层为预应力混凝土，适用于大容量储存（25万m³以上）。薄膜罐的钢材用量比全容罐少约70%，但建造精度要求极高。中国首座陆上大型薄膜罐已在工程中得到验证。
五、气化工艺
LNG气化是将低温液态LNG加热至0℃以上气态天然气的过程，是接收站向管网供气的关键环节。
5.1 开架式气化器（ORV）
ORV是应用最广泛的气化器类型，采用铝合金换热管束组成的开架式结构，利用海水作为热源。海水在管内流动，LNG在管外蒸发气化。ORV的优点是投资成本低、运行简便，单台气化能力可达180~240t/h。其缺点是对海水温度敏感，冬季海水温度低于5℃时气化能力显著下降。此外，大量温排水排放对海洋生态环境存在潜在影响。
5.2 浸没燃烧式气化器（SCV）
SCV采用燃烧天然气产生的热烟气通过水浴间接加热LNG，是一种辅助气化手段。SCV的热效率高达95%以上，出水温度可达20℃以上，不受环境温度影响，在冬季保供期发挥关键作用。但SCV运行成本较高（消耗天然气和水），主要用于调峰和补充气化能力。
5.3 中间介质气化器（IFV）
IFV利用丙烷或其他中间介质作为传热媒介，通过海水加热中间介质，再由中间介质加热LNG。IFV的传热效率高、气化温度稳定可控，适用于高压力、大流量的气化需求。缺点在于设备结构复杂，投资和占地面积较大。
5.4 冷能利用
LNG在气化过程中释放大量的冷能（约830kJ/kg），冷能利用是提高接收站综合经济效益的重要途径。目前，LNG冷能已应用于空气分离（空分）、冷库制冷、轻烃回收、冷能发电等领域。以福建LNG冷能空分项目为例，利用LNG冷能可将空分能耗降低约30%~50%。
六、BOG处理系统
BOG是LNG在储存和装卸过程中不可避免产生的蒸发气体。一座年接收能力300万吨的LNG接收站，BOG产生量约为设计处理量的0.05%~0.15%/天。
6.1 再液化工艺
再液化是将BOG冷却至-162℃重新变为液态LNG返回储罐。再液化工艺的优点是零排放，但设备投资和运行能耗较高，适用于BOG量较大的接收站或电价较低的地区。
6.2 直接压缩工艺
直接压缩是将BOG通过多级离心式压缩机增压至管网压力（通常为6~10MPa）后直接外输。该方法工艺流程简单、投资较低，在国内接收站中应用最为普遍。BOG压缩后需经冷却和脱水处理，以满足管输气质标准。
实际运行中，接收站通常采用"优先压缩外输、辅助再液化"的BOG处理策略——在气化外输工况下，BOG优先直接压缩外输；在停输等待期间或BOG量超过外输能力时，启动再液化系统。
七、中国LNG接收站布局
中国LNG接收站已形成"环渤海、长三角、东南沿海"三大集中区域。
环渤海区域：包括唐山LNG（650万吨/年）、天津LNG（500万吨/年）、青岛LNG（700万吨/年）、大连LNG（600万吨/年）等，主要承接来自俄罗斯亚马尔、澳大利亚等地的LNG资源，服务京津冀和东北地区。
长三角区域：包括洋山LNG（600万吨/年）、如东LNG（650万吨/年）、宁波LNG（600万吨/年）、启东LNG（500万吨/年）等，承接来自卡塔尔、马来西亚、澳大利亚的货源，保障长三角经济带的用气需求。
东南沿海区域：包括深圳大鹏LNG（680万吨/年）、福建LNG（630万吨/年）、海南LNG（300万吨/年）、广西LNG（300万吨/年）等，覆盖珠三角和华南地区。
近年来，一批接收站扩建工程正在推进中，同时"城燃企业+国家管网"合资建站模式促进了接收站基础设施的开放共享。
八、运营管理与安全
LNG接收站的运营管理涵盖船舶调度、LNG库存管理、气化外输调度和安全管理四大板块。接收站通常配备先进的OTS（操作员培训仿真）系统，对操作人员进行LNG卸船操作、储罐液位控制、BOG管理等全流程模拟培训。
安全方面，LNG的主要风险包括低温冻伤（-162℃）、BOG泄漏导致的窒息和火灾爆炸风险。接收站采用多层级安全防护策略：储罐设置液位高高/低低联锁、紧急关断系统（ESD）、低温截断阀；码头设置紧急脱离系统和消防水幕系统；全厂设置可燃气体检测、火焰探测和自动消防系统。
九、结语
LNG接收站作为天然气产业链中连接国际市场与国内市场的关键枢纽，其技术水平和运营能力直接影响着国家的能源供应安全。展望未来，LNG接收站将向大型化、智慧化、绿色低碳化方向发展——储罐容积向30万m³级迈进，数字孪生和AI预测性维护技术将深度融入运营管理，冷能综合利用水平和BOG近零排放目标将推动接收站实现更高的能源利用效率和环境友好性。