浮式液化天然气技术综述

夏 丹 郑云萍 李剑峰 肖 杰

西南石油大学，四川 成都 610500

0 前言

随着能源需求的不断上升，需要进一步开发小型边际气田、伴生气田及深海气田，但是海上天然气的开发具有环境条件恶劣、投资大、技术难度大、建设周期长、资金回收期长、风险大等特点，不宜采用海上固定式平台开采。而FLNG 生产装置可灵活适应这些气田的开发，与相同规模的岸上液化天然气工厂相比其投资将减少20%以上，建设工期将缩短25%［1］。

FLNG 技术是集海上天然气处理、液化、储存、装卸及再气化外输为一体的新型海上气田开发技术，适用于深海边际气田和小气田的天然气开采。其工业链：首先通过海上液化天然气生产储卸装置（FPSO）对海底天然气进行预处理、液化成LNG 后卸载到LNG船上运输至靠近岸边的浮式储存再气化装置（FSRU），再通过该装置将LNG 气化为天然气后外输。

1 LNG 生产储卸装置（FPSO）

1.1 FPSO 的优点

LNG 生产储卸装置（Floating Production Storage and Off-loading）

在开发海上天然气、油田伴生气方面提供了经济和环保的解决方案。该装置投资低、投产快、效益高，通过将LNG 的生产、储存和卸载集中在一条船上，简化了边际气田的开发过程。整个装置可看作一座浮动的LNG 生产接收终端，直接泊于气田上方进行作业。另外FLNG 装置远离人口密集区，对环境的影响较小，便于迁移，当开采的气田衰竭后，可由拖船拖曳至新的气田重复使用［2］。

1.2 陆上液化技术

天然气液化的实质是通过换热器不断从天然气中取走热量最后达到液化的过程，主要的制冷方式有：节流制冷，膨胀机制冷，阶式制冷，混合冷剂制冷等［3］。

1.2.1 节流制冷

节流制冷循环是工业上最早采用的气体液化循环，由于其节流循环效率很低，仅用在天然气液化量较小、原料气体压力较高、有压力能可以利用的场合。

1.2.2 膨胀机制冷

膨胀机制冷循环将高压天然气通过膨胀机膨胀，对外输出轴功，使气体自身冷却液化。BHP 石油公司在Bayu-Undan 气田就采用双氮膨胀液化流程［4］。其流程简单，设备少，安全性较高，循环过程始终是气态，因此其性能对于船体晃动不敏感，可以快速、安全地停机，启动时间短，且当气源条件在一定范围内变化时，流程具有较大的适应性。

1.2.3 阶式制冷

阶式制冷循环由若干个不同低温条件下操作的蒸汽压缩制冷循环复迭而成。这种制冷系统可满足-70 ℃至-140 ℃范围内的制冷温度。阶式制冷系统常用丙烷、乙烯（或乙烷）及甲烷作为3 个温度等级的冷剂。其能耗最小，操作稳定，适应性强，技术成熟，但是机组多，流程复杂，管线及控制系统复杂，管理维修不便。

1.2.4 混合冷剂制冷

混合冷剂制冷循环采用氮与烃类的多组分混合物作为制冷剂，利用混合物各组分沸点不同、部分冷凝的特点来达到天然气液化所需的不同温度水平。其流程简单、机组少、投资费用低、对制冷剂的纯度要求不高。普遍认为混合制冷剂循环可成功地用于海上LNG 装置。

1.3 适用于海上的液化技术

天然气液化设备是FLNG 装置的关键部分，占总安装成本的30%～50%［5］，直接影响整个装置运行的安全性和经济性。海上作业的特殊环境对液化流程提出了以下特殊要求：流程简单，设备紧凑，占用甲板面积少，满足海上的安装需要；液化流程有制取制冷剂的能力，对不同产地的天然气适应性强，热效率较高；需具有较高的安全可靠性，船体的运动不影响其他操作［6］。

目前，海上浮式液化流程推荐采用氮气膨胀的循环制冷工艺，但氮膨胀制冷工艺的制冷剂循环量大、制冷效率低，限制了其在大型LNG 装置中的使用［7］。中型和大型液化装置通常采用双混合制冷剂制冷工艺和阶式制冷工艺［8］。

2 LNG 卸载技术

FLNG 技术的一个关键点是将LNG 从FPSO 的储罐中卸载到LNG 运输船上，由于卸载时两船停泊很靠近，将引起它们之间的独立运动和共同运动。对此操作，应考虑以下几个因素：为避免发生碰撞，两船之间的距离应有一个最低限度；采用卸料臂或低温软管完成LNG 的输送；保证整个系统的停泊和输送的可靠性，将停机影响最小化；运输船需要的调整程度［9］。

2.1 输送方式

2.1.1 并排输送

FPSO 和LNG 运输船采取并排停靠的方式，两船之间的距离通常为5 m［10］。LNG 通过FPSO 上的卸料臂卸载到LNG 运输船上，卸料臂的前端与LNG 运输船上的汇管相连接。该方式的优点是输送LNG 控制快速便捷，结构简单，节约投资。缺点是FPSO 装置与LNG 运输船两者都处于运动状态，在风浪较大时两者的相对运动大。

目前有两种减少两船相对运动的装置：用于相对运动第一阶段的运动吸收器和用于相对运动第二阶段的波吸收器。

运动吸收器是在行程为0.15 m（实际装置中为9 m）的气缸中用弹簧作阻尼器的装置，被安装在浮式LNG 和LNG 运输船的船头和船尾，以减少它们之间的相对运动。波浪是造成船体摇摆漂移的主要原因，为了减少两船之间的波浪，设计了波吸收器。该装置可减少第二阶段的漂移力，被安装在浮式LNG 的翼板之间［11］。

2.1.2 串联输送

FPSO 和LNG 运输船采用首尾相接的串联系泊方式，适合于海洋环境较为恶劣的海域，可以在海浪高度为5.5 m 的环境中操作。这是一种长输方式，一般距离为50～100 m，因而需要配置能跨越50～100 m 距离的管线和结构，故有传输距离远，输送管长，投资大等缺点［12］。

2.1.3 低温软管

软管技术必须满足LNG 的输送要求，要有良好的绝热性能以尽可能减少结冰。通常这种软管是钢制的，辅以足够的绝热措施以减少冰的生成，其柔性不太好，质量较大，需要强大的装备才能使其安装到位。

因此，采用并排卸货还是串联卸货，需要根据海域特点和环境参数而定，并排输送适合于海洋环境平静的海域，海浪平均波高小于1.5 m 时，停泊作业是安全的。而串联输送适合于恶劣的海上环境，可以在海浪高度为5.5 m 环境中操作。

3 浮式储存再气化装置（FSRU）

沿海市场供给天然气的手段之一是进口液化天然气，供应商将其气化后注入供气管网。这种将液化天然气气化为气体的形式称为再气化。而对于浮式储存再气化装置（Floating Storage and Re-gasification Unit）技术，通过LNG 运输船运输来的LNG 就需要在FSRU 上进行气化外输。岸上再气化终端通常需要较大的土地空间，当空间有限时，采用浮式再气化终端是最经济有效的，它将LNG 的储存和再气化设备集中在一个单一系泊的浮船上。这种FLNG 接收终端通常被称为浮式储存再气化装置（FSRU）。

3.1 FSRU 的优点

FSRU 以LNG 运输船为基础，将现有码头设施加以改造，投资成本低、占地少、安全水平高，初期省去了大型低温储罐建设等长线作业，可实现1a 完工投产的工期要求。

3.2 陆上再气化技术

再气化技术包括燃烧加热技术和环境（海水和空气）加热技术。

3.2.1 燃烧加热技术

3.2.1.1 浸没燃烧式气化器

浸没燃烧式气化器（SCV）由水箱、加热盘管、气体燃烧器及其他附件组成。燃料气在燃烧室中燃烧，将热气喷至水箱将水加热，LNG 在流经盘管时再被水加热从而完成气化。

SCV 再气化过程的热效率高达98%，然而SCV有以下几个缺点：

a）燃料气通常来自进口的LNG。再气化过程将燃烧约1.3%的LNG 产品［13］，尤其是用在基本负荷型终端时操作成本高；

b）晃动问题，SCV 的性能取决于穿过水浴气泡的分散情况，而FSRU 的运动造成了液体的晃动，将导致气泡分布差，降低其再气化能力；

c）环境污染，与所有燃烧过程一样，燃烧会产生一定量的温室气体污染环境。

SCV 的优点：它是一个闭环系统，这使得SCV 适用于非海水气化的地方。

3.2.1.2 间接燃烧加热器

间接燃烧加热器在燃烧室中燃烧燃料气，热的气体穿过水浴中的热交换器管道加热水，水再加热同一个水浴中的LNG 管道。

间接燃烧炉在使用燃料气方面的特征与SCV 相似，但是由于间接燃烧炉需要更多的燃料气，所以它的热效率为86%比SCV 低，同时也会有温室气体排放到环境中造成环境污染。由于该装置的性能并不取决于穿过水浴的热空气泡，而是取决于穿过水浴中的热交换器管和LNG 管道之间的热交换情况，因此，它受船舶晃动的影响较小［14］。

3.2.1.3 蒸汽系统

蒸汽系统使用一种中间介质来气化LNG。用在锅炉中燃烧燃料气产生的蒸汽加热中间介质（乙二醇），中间循环介质再通过另一个热交换器加热气化LNG。

3.2.2 环境加热——海水

3.2.2.1 开架式气化器

开架式气化器（ORV）用海水作为热源来气化LNG，温暖的海水和LNG 通过垂直的热交换架直接传热，一个开架式气化器有两个汇管，汇管上连接若干立管。LNG 被泵入汇管下部，沿着立管上升，海水被泵入垂直机架的上部，经分布器分配成薄膜状后沿立管下降，使管内LNG 受热气化，气化后的天然气由顶部汇管收集。

由于开架式气化器要用海水气化LNG，所以需要不断地将大量海水泵入再气化系统。这将造成两个环境问题：

a）从开架式气化器出口出来的冷海水被直接排放到海洋中，这使得海水取水口和出水口之间有一个温差，可能对当地的海洋生物和渔业造成影响；

b）海水取水口可能会夹带大量的海洋生物。

从技术方面看，将冷海水直接排放到海洋中也存在问题，因为海水取水口可能重新将冷海水吸入，降低系统的再气化效率。此外，海水中不能含有悬浮颗粒或重金属离子。

3.2.2.2 中间介质气化器

中间介质气化器（IFV）用海水加热一个封闭的中间循环介质，然后中间介质将它的热量传递给LNG，以此来气化LNG。二级循环回路通常使用丙烷或乙二醇溶液［14］。

3.2.2.3 壳管式蒸发器（STV）

壳管式蒸发器使用一个典型的管壳式热交换装置，海水走壳程，LNG 走管程，海水和LNG 可以直接换热，过程简单。壳管式蒸发器已经被用于LNG 运输船上进行小规模的LNG 再气化，气化后作为船用燃料气。壳管式蒸发器用于基本负荷型接收终端时将面临许多挑战：需要大的壳程和管程来满足交换面积的要求，管程和壳程尺寸较小时就需要很多个壳管式蒸发器，壳程中海水有可能结冻，导致壳管式蒸发器的性能下降。

3.2.3 环境加热——空气

3.2.3.1 空浴式气化器

空浴式气化器（AAV）利用环境中的空气作为热源，通过空气的自然或强制对流作用与翅片管内的LNG 换热，不需额外的动力和能源消耗。但是在空浴式气化器的运行中，由于空气侧的温度降低，换热管壁上容易结霜，因此空浴式气化器一般设置两组可切换使用。当气化器运行一段时间结霜现象严重时，便通过自动或手动的方式切换至另一组气化器，本组则可进行排雾和自然化霜。

空浴式气化器的缺点：空浴式气化器的空间利用率小于其他系统。而且使用空浴式气化器会在装置周围产生大量的雾，降低装置的传热效率，而且当它安装在甲板空间有限的FSRU 上时会降低周围的可见性并增加操作的危险性。

3.2.3.2 有中间介质的空浴式气化器

其操作原理是将空浴式气化器与中间介质气化器组合，空浴式气化器将取代其他热源装置，如燃气热水器或余热回收装置。

3.3 适用于FSRU 的再气化技术

以下技术适用于FSRU［14］：

a）浸没燃烧式气化器；

b）浸没燃烧式气化器+选择性催化还原装置：减少氮氧化物废气的排放；

c）间接燃烧气化器+选择性催化还原装置：在间接燃烧炉船用化的基础上使用选择性催化还原装置以达到减少氮氧化物排放量的目的；

d）燃烧炉+余热回收装置：利用中间介质（乙二醇）穿过加热炉和余热回收装置时进行加热，这个技术与蒸汽系统类似，不同之处在于中间介质由蒸汽替换为乙二醇；

e）蒸汽系统+余热回收装置：蒸汽系统技术的船用化，余热回收装置为蒸汽的产生提供热量；

f）中间介质气化器：中间介质气化器的船用化，中间介质为丙烷或乙二醇水溶液；

g）空浴式气化器+中间介质+余热回收装置：空浴式气化器的船用化，中间介质的引入利用了余热回收装置的余热。

从资金成本的角度来看，以浸没燃烧式气化器的成本为基准将其与其他技术进行分析比较：由于所有的燃烧加热技术都用到了选择性催化还原装置或余热回收装置，所以成本都比浸没燃烧式气化器高。中间介质气化器的成本要比浸没燃烧式气化器便宜约20%，因为它的操作简单、设备布局简单。空浴式气化器+中间介质+余热回收装置的资金成本与浸没燃烧式气化器相差不大。

从燃料成本的角度来看，燃烧加热技术与环境加热技术之间差距很大，燃烧加热技术的成本要高得多，因为它要消耗1.3%的LNG。

从废气排放量的角度来看，环境加热技术的二氧化碳和氮氧化物废气排放量最少，因为它的废气排放主要来自发电系统（气体涡轮发电机）。对于浸没燃烧式气化器和间接燃烧技术，由于燃料气在燃烧过程中混入了空气，因此产生的氮氧化物比较多，而对于加热炉和蒸汽系统技术，燃料气却在没有混入空气的情况下直接燃烧，因此，燃烧炉和蒸汽系统的氮氧化物排放量与环境加热技术的排放量大致相同。

环境加热技术燃料成本低，排放的二氧化碳和氮氧化物的废气量最低，在FSRU 的发展中，如果使用海水气化LNG 对海水质量和环境的影响不再是一个问题，那么首选中间介质气化器，如果该技术适用性较低，从资金成本和环境的角度来看，蒸汽系统+余热回收装置将是首选。

4 FLNG 技术应用展望

FLNG 技术在国外已发展为一个较为成熟的技术，在国内尚处于起步阶段。利用FSRU 最新技术的FLNG 接收终端凭借其造价低廉、建造周期短、选址灵活、经营方式灵活、业主风险小等诸多优点，未来必将在中国的LNG 接收终端市场占得一席之地。

我国海洋蕴藏着丰富的天然气资源，FLNG 技术将是海洋石油伴生气，边际气田和深海气田开发利用的新途径。FLNG 技术的国产化应用将是其重要的发展方向，不仅将填补国内空白，而且将在一定程度上加快国内造船业、冶金、精密机械制造等行业实现产业升级改造的步伐。

［1］王春节，魏林瑞，张 磊.浮式液化天然气液化工艺综述［J］.化学工业，2010，28（2）：27-28.Wang Chunjie，Wei Linrui，Zhang Lei.Process Technology of Floating LNG［J］.Chemical Industry，2010，28（2）：27-28.

［2］巨永林，顾 妍，李秋英.浮式LNG 生产储卸装置关键设计技术对比分析［J］.化工学报，2009，60（增刊）：30-32.Ju Yonglin，Gu Yan，Li Qiuying.Comparison Analysis on Key Technologies of LNG -FPSO ［J］.CIESC Journal，2009，60（suppl）：30-32.

［3］王 勇，张玉玺，白剑锋.LNG 制冷HYSYS 计算模型研究［J］.天然气与石油，2012，30（4）：30-31.Wang Yong，Zhang Yuxi，Bai Jianfeng.Study on HYSYS Calculation Model for LNG Refrigeration［J］.Natural Gas and Oil，2012，30（4）：30-31.

［4］Waldmann I B，Utkilen K，K Aragon AS.Latest Developments in Floating LNG Liquefaction Technologies：How We Are Combine Proven and Innovative Technologies for the Future［R］.OTC 22850，2011.

［5］Damien L，Laurent L T，F Jean R.LNG Tandem Offloading-A Qualified Technology Now Ready for FLNG Projects ［R］.OTC 22605，2011.

［6］Barcelay M.Selecting Offshore LNG Process［J］.LNG Journal，2005（10）：34.

［7］Pribe D，Huebel R R，Foglietta J H.LNG Floating Production，Storage and Offloading Scheme：US，6889552 ［P］.2005-05-10.

［8］Chikezie N.Monetizing Stranded Reserves：The Role of Floating LNG ［R］.SPE 150787，2011.

［9］Joe T.Global LNG and the Growth of Mid-Markets-A Catalyst for the Early Commercialisation of Floating Liquefaction Technologies［R］.OTC 21285，2011.

［10］Conn F.Offshore Gas Terminals-Guidance on Design and Construction［R］.OTC 21479，2011.

［11］Kim M S，Jeong H S，Kwak H W，et al.Improvement Method on Offloading Operability of Side-by-side Moored FLNG［J］.Society of Petroleum Engineering，2012，22（17）：921-926.

［12］梁光川，郑云萍，李又绿，等.液化天然气（LNG）长距离管道输送技术［J］.天然气与石油，2003，21（2）：9-10.Liang Guangchuan，Zheng Yunping，Li Youlu，et al.The Technology of LNG Long-Distance Pipeline Transportation［J］.Natural Gas and Oil，2003，21（2）：9-10.

［13］L Jung H，L Jae Y，Y S J.Development of Innovative Production，Transportation and Re-gasification System［R］.OTC 21958，2011.

［14］Kelle H，Wong Y J.Floating Re-gasification Terminals-Selection &Marinisation of Re -gasification Equipment for Offshore Use［R］.OTC 21426，2011.