第一作者：滕霖，男，1991年生，副研究员，2019年博士毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，现主要从事新能源储运相关技术的研究工作。E-mail：tenglin@fzu.edu.cn。
LNG接收终端改造为绿氨接收终端的展望与可行性研究
滕霖，吴隆平，尹鹏博，林崴，罗宇，江莉龙
福州大学石油化工学院·化肥催化剂国家工程研究中心·清源创新实验室
摘要
氢能对“双碳”目标的支撑作用愈发明显和重要。加快液氨接收终端的规划建设，以氨储氢正成为解决氢气储运难题的重要途径。LNG（液化天然气）接收终端的布局使得其改造为绿氨接收终端具有巨大的社会和经济效益。概述了国内外氨氢产业发展现状，总结了氨的储存方式与特点，分析了LNG与液氨接收终端运营情况，介绍了LNG和液氨接收终端的共性工艺及主要设备；重点梳理了LNG接收终端改造为绿氨接收终端的基本问题并分析其可行性，最后提出了展望和建议。研究结果表明，LNG接收终端通过对相应工艺系统进行部分改造可转换为大规模绿氨接收终端，该研究对加快实现绿氨的大规模接收储存具有重要意义。
关键词
氨氢绿色能源；LNG接收终端；绿氨接收终端；设备转换；可行性研究
0 引言
在努力实现“双碳”目标的背景下，以氨作为储氢载体已成为实现氢大规模储运的重要途径［1］。氨的大规模接收与储运在促进氢能发展上发挥着重要作用。目前，氨的供应链已相对成熟，并进行了较大规模的国际贸易，每年约有1 850×104 t的氨通过海路运输［2］。随着氨开始广泛用于船舶燃料，其国际贸易量逐渐增加，液氨接收终端的建设和布局需求也不断扩大。然而新建液氨接收终端投资巨大，考虑到LNG（液化天然气）接收终端作为世界上广泛存在的大规模能源进出口基础设施，可借鉴成熟的LNG接收终端模式，将LNG接收终端改造为液氨接收终端。本文主要对LNG接收终端改造为绿氨接收终端进行展望，并对改造过程中的基本问题进行梳理，以期为LNG接收终端转换为液氨接收终端提供参考。
1 氨氢产业发展现状
在能源转型的大背景下，氨氢绿色能源前景广阔。其中氢能既是清洁能源又是一种长时储能介质，有望成为能源生产和消费之间的新纽带，但将氢能完全融合到能源结构中并非易事。氢的体积能量密度较低，沸点极低，易燃易爆，且常用储氢材料易发生氢脆等安全问题［1］，这使得氢的大规模储存和运输的基础设施建设投入巨大，且存在技术瓶颈。而以氨作为储氢载体有以下优势：①氨作为生产传统化肥的重要物质，广泛用于农业和工业生产，已经形成了成熟的大规模储存及运输方法；②液氨的体积含氢量较高压氢高，甚至是液氢的1.7倍［3］，这意味着体积相同的情况下，液氨可以储存更多的氢；③氨的储存条件温和，不易燃烧，爆炸风险低，安全性更高［4］。氢能的发展为氨的大规模生产与利用赋值，据IEA（国际能源署）预测，全球氨能市场将由2020年的1 300×108美元快速增至2050年的25 000×108美元［1］。此外，据DNV（挪威船级社）预测［2］，2022—2050年，全球为满足能源需求用于生产氢的支出将达6.8×1012美元，其中0.53×1012美元用于建造和运营氨接收终端。
氨作为前景广阔的储氢载体，其发展与合理利用已成为大势所趋，世界多国已逐步对氨能产业发展进行部署。在亚洲，日本政府于2021年发布的第六版《能源战略计划》首次引入氨能，希望将发电厂和船舶的燃料替换成氨［5］，凭借燃烧技术的突破，以更低的成本实现碳中和；韩国宣布将2022年作为氢气氨气发电元年，推动氢、氨与天然气、煤混合燃烧发电［6］。加拿大正在七岛港布局电解水制氢合成氨项目，并在Point Tupper港建设氨氢储存终端［7］。在欧洲，葡萄牙锡内斯港及西班牙阿拉贡地区都在布局新的大型氨氢生产项目［8］。在中东地区，阿联酋计划在阿布扎比开发一个工业规模的绿氨出口项目，供氨燃料船舶使用，并通过专门的氨运输船由阿布扎比港出口［9］。澳大利亚的AREH（亚洲可再生能源中心）项目利用西澳大利亚州的太阳能和风能资源生产绿氢和绿氨向亚洲市场大规模出口氢能。2022年5月，bp入股AREH。AREH项目将利用西澳大利亚州中部的东皮尔巴拉地区的风能和太阳能资源，将高达23 GW的能量用于生产绿氨，产能可达100×104 t/a［10］。
中国也在积极布局氨氢融合发展，目前国内已有多家科研单位及企业谋划布局氨氢产业链。2021年12月，福州大学创立了国内首家“氨-氢”绿色能源创新平台，利用福州大学在新型低温氨分解制氢催化剂方面的技术优势推动氨氢产业加快发展［1］。2022年1月，宁夏氨氢产业联盟成立［11］。与此同时，国内各大企业也争先布局：2022年5月，国家能源投资集团有限责任公司在内蒙古的乌拉特中旗风光氢氨一体化新型储能示范项目拟利用风光发电分解水制取高品质氢气用于生产合成氨，预计年产绿氨约30×104 t［12］；同年6月，国家电力投资集团有限公司牵头总承包的达茂旗风光制氢与绿色灵活化工一体化项目开工，该项目采用风光电解制氢，再以氢气和氮气为原料制备液氨，年产量约10×104 t［13］。
目前，全球多个大型绿氨项目正在推进，全球绿氨规划总产能已超1 500×104 t/a（已布局超40个大型绿氨项目）［14-15］。截至2022年12月，中国规划的可再生能源制氢合成氨项目有22个，总产能超过585×104 t/a。液氨接收终端的布局将为绿氨的发展与合理利用提供坚实基础。
2 国内外LNG和液氨接收终端运行情况及转换的意义
2.1 LNG接收终端运营情况
据2022年IGU（国际天然气联盟）2022 World LNG Report（世界液化天然气报告）［16］报道，全球LNG供应链已基本成熟，LNG接收终端的全球再气化能力达9.019×108 t/a（截至2022年4月），全球液化能力为4.599×108 t/a（截至2021年底），全球LNG船舶达641艘（截至2022年4月）。截至2020年，世界上共有20个LNG出口国家，42个进口国家［17］。随着新的LNG终端的建设和现有设施的扩建，LNG存储容量稳步增长，2021年世界各国LNG接收终端储量见图1。截至2022年4月，全球LNG存储容量为7 075×104 m3［16］。截至2021年底，中国投产运行的LNG接收终端已达22座，年接收能力已达8 880×104 t［18］，2021年接收进口LNG 7 930×104 t，超越日本成为全球最大的LNG进口国。近几年，中国LNG接收终端不断在沿江沿海布局，预计2030年中国接收终端数量达47座左右，接收能力达2.35×108 t/a。2021—2022年全球LNG进口的主要市场位于亚洲［19］，LNG进口主要来源是澳大利亚和卡塔尔等传统LNG出口国（见图2）。其中，2021年，中国、日本、韩国及印度四国的LNG总进口量在全球LNG总贸易量的占比超过60%。
图1 2021年世界各国LNG储罐容量
（数据来源：IGU）
图2 2021年世界各国LNG出口量
（数据来源：IGU）
2.2 液氨接收终端运营情况
作为重要的化工原料，目前氨的全球贸易量仅占其总产量的10%左右［20］。大部分氨均在产地就近消纳，每年约有2 500×104 ~ 3 000×104 t的氨通过船舶、管道、公路、铁路等运输到世界各地。液氨在陆地上的处理、储存和运输较为广泛，其海上运输则仅限于在部分专用化工码头和港口进行装卸［21］。据IGU报道，全球共有120多个港口拥有进行氨贸易的基础设施。氨码头主要位于38个氨的出口港和88个氨的进口港，其中包括6个同时进口和出口氨的港口［20］。然而，随着氨开始广泛用于海上燃料以及氨作为储氢载体的巨大前景，各国企业开始逐步布局液氨接收终端的建设（见表1），其国际贸易量将会大大增加。2020年最大的氨出口国是沙特阿拉伯，前十大氨出口国的氨出口额约占氨出口总额的80%（见图3）。据DNV预测，2030—2050年，氨的海上运输将增加20倍，燃料使用量将从几乎为零（2030年）增长至占贸易量的95%（2050年），届时新增氨燃料贸易量将达1.5×108 t［2］。到2050年，全球氨贸易量有望增至2×108 ~ 3×108 t［3］。
表1 各国新建或计划建设的部分大型氨接收终端
图3 2020年各国氨出口份额
2021年，伊藤忠商事与商船三井、Vopak（荷兰皇家孚宝集团）等6家公司就共同在新加坡开发氨动力船的燃料供应网络签署合作备忘录，以便为远洋船舶供应氨燃料［22］。2022年6月，ExxonMobil（埃克森美孚）与Grieg Edge公司、绿氨创新公司等签署合作备忘录，计划在埃克森美孚位于挪威斯拉根的港口设施启动年产10万吨级绿氨生产项目研究［23］。同月，印度领先的可再生能源公司之一的ACME（ACME Cleantech Solutions Ltd）集团与位于印度西南部的卡纳塔克邦政府合作，建设一个年产120×104 t的绿氢和绿氨工厂［24］。另外，ACME集团在拉贾斯坦邦的比卡内尔创建了世界上第一个半商业规模的绿氢和绿氨生产工厂。2022年11月，Air Products（空气产品公司）和Oiltanking Deutschland（欧德油储公司）宣布在汉堡港建造德国第一个大型绿色能源进口码头，计划中的进口码头将取址为Mabanaft公司在汉堡港的现有油库旁。该地点将提供从空气产品公司及其合作伙伴在世界各地运营的大型绿氢生产设施获得绿氨的战略通道［25］，其目的是通过空气产品公司在汉堡港的设施将氨气转化为绿氢，然后再将其分配给当地和德国北部的买家。
2.3 LNG和液氨接收终端转换的意义
在将LNG接收终端改造为液氨接收终端的过程中，首先，要对比分析LNG和液氨的基础物性（见表2），以对设计参数作出相应的修改；其次，由于LNG接收终端各子系统的配置会影响整个LNG接收系统的设计，因此需重点研究各个受到影响并需要转换的主要系统。为此，从储罐、BOG（液化天然气闪蒸气）处理工艺系统、液体泵和管道系统、气化器、火炬放空工艺系统以及仪表和控制系统6个主要工艺系统对LNG接收终端的转换进行详细阐述。
表2 LNG和液氨的物理特性对比（101 325 Pa条件下）
结合目前氨氢产业快速发展的情况以及液氨国际贸易的快速增长趋势，需要更大规模、更多数量的沿海接收终端以满足氨能源国际贸易的需求。新的大规模液氨终端的建设需要大量投资。而随着化石燃料逐渐回归化工原料属性，从长远来看，全球LNG的贸易量将不可避免地发生衰退，届时将有大量空闲的LNG终端基础设施，将LNG接收终端改造为绿氨接收终端则可完美地解决以上两个难题。LNG和液氨接收终端转换具有以下可行性：①在建、已建LNG接收终端数量庞大，可供改造；②LNG与液氨作为能源介质，其运输方式和终端处理工艺流程相似，便于转换；③LNG接收终端现有的成熟基础设施条件、人员条件、地理条件等各方面均可服务于液氨接收。
LNG接收终端无需全部改造，可部分改造以便接收终端能同时接收、储存LNG和液氨两种介质。此类混合接收终端的意义在于：①利用现有成熟的LNG接收终端技术，降低成本；②灵活调度，供应灵活，价格波动时，可以调整接收终端两种能源的供应量；③满足“双碳”需求，可以调整液氨与LNG比例以减轻碳排放压力，满足当地碳排放指标。
3 LNG和液氨接收终端转换的可行性研究
3.1 LNG和液氨接收终端共性工艺及设备
通用的LNG接收终端主要由LNG卸船系统、LNG储存工艺系统、LNG再气化工艺系统、BOG处理工艺系统、防真空补气工艺系统和火炬放空工艺系统六大工艺系统构成。液氨接收终端与LNG接收终端在卸船、储存、冷凝、BOG处理及火炬放空等工艺流程都相同（见图4）。但是，由于LNG和液氨的物性不同，两者在各工艺流程中的状态也有所差别，因此在将LNG接收终端转换为液氨接收终端的过程中，需要对各工艺系统进行评估和转换，以适用于液氨的接收。
图 4 LNG 和液氨接收终端共性工艺示意图
LNG接收终端的主要设备有卸料臂、LNG储罐、LNG泵、LNG气化器、BOG压缩机、再冷凝器以及LNG管道等。液氨接收终端需要的主要设备有卸料臂、液氨储罐、液氨泵、加热器、BOG压缩机、再冷凝器以及液氨管道等。LNG储罐按形状可分为球形和圆柱形储罐，其圆柱形储罐中的双容罐和全容罐均能独立储存冷冻液体。LNG储罐容量一般为4×104 ~ 20×104 m3。氨的大规模储存全球都达到了成熟阶段，其液化储存方式目前主要有全压型、半冷半压型和全冷型3种类型。全压型储罐无保冷设施，受罐体制造的技术经济性所限，液氨带压储存容量一般不超过5 000×104 t（在-33 ℃，101 325 Pa条件下为5 705 m3），主要用于储存下游氨工艺所需的相对少量的氨、车辆装卸运输的氨以及液氨管道系统终端的液氨，适用于中小规模储存［26］。全冷型储罐和半冷半压型储罐设有保冷和氨蒸发气回收系统，一般适用于大容量储存，如Vopak的10 000 m3液氨储罐和欧德油储（南京）的50 000 m3低温液氨储罐等。液氨储罐结构形式有球形、卧式和立式，大容量储存一般采用立式低温储罐，一般的合成氨项目则大多选择球形罐［27］。目前国内液氨储罐容量为
3 000 ~ 50 000 m3，国外容量相对更大，如日本重工企业IHI（Ishikawajima-Harima Heavy Industries，IHI株式会社）就将开发容量为10×104 t（在-33 ℃，101 325 Pa条件下为114 103 m3）规模的氨储罐。可见，LNG储罐在储存容量与储存条件上基本具备了储存液氨的能力，要实现完全的适配需对LNG储罐进行整体评估，如储罐附件和配件的适用性。
LNG泵按其安装位置可分为罐内泵和罐外泵，罐内泵采用潜液泵，一般采用离心式结构；罐外泵为高压输送泵。液氨泵的作用在于将储罐内的液氨输送到液氨蒸发器并对管道内液氨进行加压，一般采用离心泵。近几年，不易泄漏、维修量小的屏蔽泵广泛应用于液氨输送［28］。LNG接收终端常采用开架式气化器、浸没燃烧式气化器和中间介质式气化器。在将液氨装入罐车前需要利用加热器对其进行加热升温，加热器有直燃式加热器和电加热器等。LNG和液氨接收终端的其他主要设备见表3，由于LNG与液氨的物性不同，各设备的设计参数需做修改，若将LNG更换为液氨，液体变重将导致储液量减小，对管道支架、结构和基础的负荷也随之增大。另外，液氨更高的气化热会使得BOG速率下降，同时其更低的热值也使得火焰辐射强度降低。
表3 LNG和液氨接收终端主要设备对比
3.2 主要设备、设施转换的可行性
3.2.1 储罐
LNG大型储罐可分为地上型储罐、地下型储罐、半地下型储罐、地下坑型储罐。地上型LNG储罐均为双层金属罐，一般采用9%镍钢，主要有单容式、双容式及全容式储罐。以上3种地上式储罐中，全容罐的安全性最好，造价也最高，目前中国正在建设或已投入使用的均为全容式LNG储罐。全容式储罐和单容式储罐一般与氨的全冷型储罐相兼容。然而，在一定条件下，液氨会引起钢的SCC（应力腐蚀开裂），通常添加0.2% ~ 0.5%的水作为抑制剂以防SCC［29］；所需水量取决于氨中氧气的浓度，氧浓度越高，所需的水越多［30］。目前，关于对氨引起的SCC已有广泛研究，并对用于全冷型储罐的低温碳钢采取了预防措施。但截至目前，很少有人对在9%镍钢条件下由氨引起的SCC进行研究，鉴于此，需要进一步研究以确保在整个设计寿命内保持罐体的结构完整性。
在LNG储罐的结构设计中，设计液位和液体密度是计算作用在壁面和罐底上的静、动液体压力的必要参数。由于液氨与LNG的密度不同，增加的静液载荷也不同，应重新验证对储罐结构完整性的影响。根据LNG密度与液氨密度之比，可用于氨存储的最大液位预计约为原设计的三分之二，因此用于氨的标称储罐容量约为原设计的三分之二［31］。
对于绝热系统的设计，容量为10×104 ~ 20×104 m3的典型LNG罐，其绝热系统设计应能够满足每天BOG速率小于0.27%的要求［32］。由于氨的沸点和气化热较高，储存氨时的BOG速率将明显低于储存LNG时的BOG速率。
另外，储罐配件和附件须与LNG和液氨兼容，并应在储罐液体更换时进行更换。其中，储罐内输送泵需要在更换介质时进行更换；储罐内的仪表如液位计和密度计需要更换，泄漏监测报警装置的相关设置等也需调整；用于LNG的减压阀需要更换为氨专用减压阀。
LNG储罐改为液氨储罐前需要先停运，详细程序应根据实际情况制定，但主要过程包括储罐排空、隔离、预热和储罐惰性处理（氮气置换）。对于需转换的LNG储罐，应根据其运行年限及运行历史，评估是否需要进入储罐内部检查或维修，以保证储罐转换后的安全性。
3.2.2 BOG处理工艺系统
BOG处理工艺系统包括冷却器、分液罐、BOG压缩机、再冷凝器等。为了高效地运行液氨设备，对BOG压缩机配置的改造至关重要。BOG压缩机吸气时的工作温度通常接近LNG的蒸发温度，而氨的蒸发温度较高，导致排放温度过高，可能因此抑制压缩机或下游设备的重复使用。为此，压缩机可以进一步更新升级以适配液氨介质，如更新气体密封系统，但仍然需要对升级后的设备进行具体评估。
根据氨、LNG的气化热及密度的综合分析对比，液氨所需的BOG排量约为LNG的60%，因此在转换方案（见图5）中可有以下两种情况［31］：①LNG接收终端包括一台运行中的满足LNG接收终端BOG排量的BOG压缩机（定为100%排量BOG压缩机），为避免压缩机在低效率状态下运行，需更换适当排量的压缩机；②LNG接收终端包括更多的压缩机数量和更低的排量，以适应不同运行模式和BOG速率下的操作灵活性（如装载两台50%排量的BOG压缩机或3台33%排量的BOG压缩机）。据现有的LNG接收终端的设计配置，BOG压缩机可采用不同的配置方式以得到操作上更大的灵活与便捷，如3台液氨33%排量的BOG压缩机可替换为3台50%排量的BOG压缩机（两用一备）。对于目前LNG接收终端采用两台50%排量的BOG压缩机的方式，可调整为两台60%排量的BOG压缩机，在正常设计工况下，两台以60%的排量运行，在低BOG速率的工况下，一台以60%的排量运行，便可以使LNG的BOG压缩机较方便地适用于液氨。另外，考虑到实际的BOG压缩机规格及不同情况下的BOG速率，BOG压缩机的最佳设备配置也有所不同。
图 5 BOG 压缩机转换方案示意图
3.2.3 液体泵和管道系统
因为较低的设计温度和密封间隙，LNG罐内的潜液泵不能直接用于液氨，需要更换［30］。且由于纯液氨的导电性很高并易溶于水，故罐内泵需要设置屏蔽系统。在液氨外输方面，可借鉴化工管道或长距离输氨管道的泵进行选型。化工管道通常采用柱塞泵或离心泵输送液氨，输氨泵为液氨管输工艺主要动力设施，中国早期液氨长输管道选用Y型输油泵作为输氨泵，并将水冷系统改造为氨冷系统。
由于液氨密度较LNG高约45%，因此需要加强相关的管道支撑。液氨一般采用低温输送，因此需要保证管材低温力学性能可以满足使用要求和安全规范，同时根据管道低温冷缩现象适当减少人工弯头，增加弹性敷设，以提高管道冷缩补偿能力。纯液氨对钢铁基本没有腐蚀性，一般不考虑管道内腐蚀问题［33］，液氨管材的腐蚀风险主要涉及铜、锌及其合金材料，LNG管道改输液氨前需要进行管材化学成分及材料腐蚀风险适用边界检验。需要注意的是，铁、钢、铝、某些橡胶和塑料以及特定的有色合金耐氨性较好，可用于制造无水氨管道及相关配件。在阀门适用性方面，输氨管道系统应采用氨专用阀门，不得采用闸阀［34］。在安全体系适用性方面，基于液氨物化特性，LNG管道系统改输液氨需设置安全阀，以防止破损或超压导致的严重危害［1］。另外，储罐与管道系统需设置水幕喷淋系统，以减少液氨泄漏扩散的危害［35］。
3.2.4 气化器
由于卡车或管道材料的结构设计温度限制，液氨的装载温度高于其储存温度。因此需要对现有的LNG气化器进行评估，以验证LNG气化器作为氨加热器的适用性。LNG气化器按热源不同，可分为加热气化器、环境气化器和工艺气化器。3种气化器的换热器的设计工作压力，应至少等于LNG泵和供给LNG压力容器系统最大出口压力中较大的压力值［32］。因此，在进行LNG气化器作为氨加热器的评估时，应将此纳入考虑。另外，每台气化器安装了减压阀，减压阀口径的选取受气化器热源种类、LNG流量、压力及运行温度等因素的影响，因此，在讨论LNG气化器能否适配氨加热器时，对其相关附件和配件（如减压阀）也应做相应的验证研究。
3.2.5 火炬放空工艺系统
LNG火炬放空工艺系统的处理能力应满足火灾、储罐超压排放、设备故障、公用工程故障、开停车和检维修等工况下可能产生的最大排放量，且不应考虑任意两种工况的叠加［36］。LNG和液氨在不同工况下的排放量不同，会导致其所需的火炬系统的处理能力不同。相较于液氨，LNG的火炬系统是以更大的排放量和更高的热值为标准进行设计的，对于热值较低和排放量较低的氨，所需的火炬系统则需要进行详细的评估，以确定现有火炬系统的适用性。
3.2.6 仪表和控制系统
LNG进口设施控制系统主要包括控制阀、安全阀、火灾和气体探测系统、测量设备（如流量、压力、温度、液位等）、计量组件、控制面板等。由于液氨密度较高，通过控制阀的实际压降会增加，需要注意阀门力学性能的适用性，且需要对安全阀进行详细评估，确定哪些安全阀需要替换。火灾和气体探测系统传感器的布局和规格是为碳氢化合物设计的，不适用于探测液氨，应进行液氨毒性泄漏检测和防护研究，以确保人员安全。测量设备需要进行评估，以确定需要更换的受影响设备；其中流量和温度测量装置是最可能受到影响的装置。对于计量组件，需要开展计量及腐蚀性能测试以验证其计量液氨的适用性，通过校准计量设备，可用于计量液氨。控制面板也需要重新检查以验证是否符合液氨系统的要求。
3.3 小结
综上，虽然LNG与液氨在物性上有一定区别，导致设计参数要修改，但只要对LNG接收终端各系统逐一做相应的转换，便可改造为绿氨接收终端。通过对LNG储罐的改造，LNG接收终端的进口和储存设施可适用于液氨介质。需要对BOG处理工艺系统进行详细评估，以确定适当的压缩机配置，避免BOG压缩机运行效率低下。同时，为适用于液氨，还需加强管道系统的支撑，也需对仪器及测量设备进行详细评估，以确保LNG更换为液氨后仪表设备功能正常。另外，9%镍钢在氨水中的SCC行为有待进一步研究，一旦其效果和预防方法得以确定，那么双容式LNG罐和全容式LNG罐便可按上述方法改造为液氨储罐。目前，针对LNG接收终端各工艺系统的转换实践尚未有先例，仍需做相应研究和大量实验，从而建立相应的转换标准，以保证LNG接收终端改造后的实用性和安全性。
4 结论与建议
随着世界持续向脱碳迈进，以氨储氢技术愈发成熟，对氨接收储存的需求也不断加大。将LNG接收终端经过相应的技术改造转换为绿氨接收终端，有助于促进氨氢能源的发展与应用。为使LNG接收终端改造为绿氨接收终端所需转换条件最少，可以在前期设计和建造LNG接收终端时将接收液氨所需做出的修改纳入考虑，基于此，提出以下建议。
（1）由于绝热性能的限制，虽然单容式储罐系统可用于液氨的储存，但是却不适用于LNG的储存。全容式储罐则可用于两种储存介质，且其材料通常与全冷式液氨储罐兼容，因此建议全面开展全容罐对氨的适应性研究。
（2）与LNG相比，液氨密度更高，所以必须考虑增加静液压力。对于已建造的LNG储罐，虽然会不可避免地增加成本，但仍要更换储罐组件。对于设计中的储罐，则要考虑内罐中下壳层和环形板的厚度设计、混凝土外壁的钢筋数量和预应力度、基底的底板和桩基（若有设置）的强度设计以及罐底采用更高级别的隔热层。此外，为降低液氨储罐发生应力腐蚀的可能性，综合考虑操作压力、残余应力以及安全性和经济性，应避免使用高屈服强度钢［37］，屈服强度一般不超过350 N/mm2。
（3）对LNG储罐的改造在满足液氨适用条件下，也应符合国内相关的设计标准规范；同时，有必要针对该转换过程及新设备制定相应的标准规范。需要注意的是，LNG接收终端的改造需要额外投资来提供液氨的替代接收、存储和处理，对于成本的控制也需做详细评估。
（4）相较于液氨，LNG的气化率更高，因此LNG再气化设施需要更高的BOG系统容量，为此可以选择为BOG处理工艺系统提供更多的低排量的机组，在增强设施操作灵活性的同时也能使每一台压缩机能在最佳操作点运行。另外，在设计火炬放空工艺系统时，由于LNG和液氨的BOG速率不同，应进行深入研究以确认是否能够在满足安全环保要求的条件下，同时满足LNG和液氨两种介质的进口和存储设施的需要。液氨泵的管道及其相应的布局要求也应在转换中做出修改。对于LNG接收终端内的管道支架，由于液氨密度更高，可以以液氨为基准进行设计。
（5）由于液氨的泄漏对环境和人体都有不同程度的损害，利用氨极易溶于水并形成碱性溶液的特性，首选措施应为对气态氨进行水幕喷淋防护［38］。研究表明，水幕对不同气体扩散的抑制效果不同［39］。因此，LNG接收终端的水幕防护系统能否有效抑制氨气泄漏扩散，需要进一步评估。
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