浮式液化天然气开车方案讨论

刘晓刚 张跃征 吴本勇

惠生（南通）重工有限公司 江苏南通 226007

1 项目简介

浮式液化天然气（LNG）项目最早于20 世纪70 年代开始探索，首个详细设计于90 年代完成，并计划于2000 年运营。但当时卡塔尔作为天然气出口主导者出现，降低了大型陆上LNG 项目的费用，从而使浮式天然气项目搁置。随着社会和环境因素影响下，陆上液化石油气项目基础设施建设费用急剧增加，浮式LNG 项目又重回人们的视野。建设海上LNG 项目所需时间大约为同等陆上项目所需时间的三分之二。因为陆上项目会面临行政审批烦冗、土地获取成本高昂、劳动力成本高企、环境监管严格等问题。主流浮式LNG 装置的结构组成包括：LNG 生产系统、LNG 储存系统、浮式LNG 装置系泊系统和LNG 卸载系统。

50 万t/ a 浮式LNG 项目采用单循环混合冷剂技术；制冷压缩机采用燃气透平驱动；燃气透平和制冷剂压缩机分别选用GE PGT25+SAC+2BCL 806；发电机为瓦锡兰油气两用发电机，为全船所有用电设备供电。进气压力为76 kg，由海底管线引至驳船上部工艺装置，分别经过胺（脱酸气）单元、脱水脱汞单元、脱重烃和液化单元生产LNG，装置还包括冷剂循环制冷单元、蒸发气（BOG）处理单元、冷剂储存单元、冷却水单元、热油单元等。

2 总体工艺流程介绍

2.1 液化工艺流程

天然气从海底管道进入液化装置，首先经过胺单元脱除酸性气，酸性气主要为二氧化碳，也有可能含有少量硫化氢，胺单元使用专利配方的MDEA 水溶液，将原料气中的二氧化碳深脱至小于50×10-6。

原料气离开胺单元进入脱水单元，脱水单元采用两床式分子筛干燥技术，一床进行干燥操作，另一床进行再生及等待切换操作。气体从胺单元带出的饱和水经过分子筛后，水含量降至小于0.1×10-6。因为水和二氧化碳在天然气液化过程的低温下会冻结，所以必须在液化单元之前脱除。

离开分子筛单元后，原料气进入冷箱液化，从冷箱底部出来的LNG 流入浮式LNG 驳船储罐。冷箱的冷量由燃气透平机驱动冷剂压缩机提供，通过使高压冷剂减压截流循环提供冷量。制冷剂储罐采用集装箱式标准化储罐，便于运输和更换。

驳船LNG 储罐采用TGE 公司生产的3 个IMO（国际海事组织）“C”型罐，设计压力为3.5kg，总容积为16500m3。高压LNG 经过减压进入LNG 储罐会产生蒸发气，保冷层的热泄漏也会产生蒸发气。为保证LNG 储罐压力稳定，蒸发气由低压蒸发气压缩机进行压缩，压缩后的蒸发气部分用作发电机燃料气，部分进入高压蒸发气压缩机进一步压缩，高压蒸发气然后被送至脱水单元作为分子筛再生的再生气，最后送至燃气透平，作为驱动燃气透平的燃料气。

2.2 全船公用工程

全船公用工程系统包括发电系统、冷却水系统、导热油系统、燃料气系统、仪表风/ 工厂风系统、氮气系统、火炬系统。

发电系统采用瓦锡兰油气两用发电机，在天然气上船之前使用柴油发电满足船上用电需求，天然气上船之后以可无缝切换至天然气发电；冷却水系统由3台冷却水泵、冷却水膨胀罐、冷却水给水总管、冷却水回水总管及相关仪表组成。

热油循环系统的作用是利用废热回收单元（WHRU）回收的热能，为全船其他热用户提供热源。

燃料气系统分为低压燃料气和高压燃料气。LNG储罐产生的蒸发气经低压BOG 压缩机压缩至8kg，用作低压燃料气，主要作为船用发电机燃料气（最大消耗量为1.5T/ h），其他作为容器保护气、火炬总管吹扫气及开车阶段热油加热器；富余的低压燃料气经高压BOG 压缩机压缩至35kg，先做为分子筛单元再生气，再用做燃气透平燃料气。因BOG 气量变化较大，如果高低压燃料气不足，可以用原料气减压作为补充，如果低压燃料气富余，则可以返回至冷箱再次液化。

氮气系统采用South- Tek PSA 变压吸附，氮气纯度为99%，耗量为80Nm3/ h，主要作为制冷剂氮气组分的补充和冷剂压缩机轴密封用的隔离气。

仪表风要求露点低于- 40℃， 消耗量为480Nm3/ h。

根据API（美国石油学会）521 规定，液化装置需要配备紧急泄压系统。在满足泄压条件下，触发紧急泄压系统会将所有操作中压力大于17.2kg 的单元在15min 内，将压力降至其设计压力的50%以下，以此降低一次危险后的次生危险的破坏度。

3 开车前的准备工作

浮式LNG 驳船在海上近岸操作，一般在气田附近，地处偏远，基础设施薄弱。如果在最终运营地试车，则需要投入大量人员，时间和设备，试车成本很高，惠生海工开发了在造船厂对浮式天然气驳船进行试车的方案，验证装置液化能力，并在船厂解决过程中遇到的问题，确保驳船在目的地能够短时间内正常生产。极大的降低试车的费用和缩短开车时间。

为确保项目顺利开车，项目组专门聘请乙烯工厂熟练操作人员为项目开车，开车团队多次前往陆上LNG 工厂进行实地考察和学习交流，将以往陆地项目开车中遇到的经验教训应用到本项目中，确保了开车的顺利进行。驳船发电系统采用瓦锡兰双燃料发电机，在天然气上船之前，使用船用柴油发电供应全船用电。所有设备、仪表、控制系统、公用工程系统已完成调试并投用。

3.1 LNG装载

该项目由惠生（南通）重工有限公司总承包，其工作为在船厂码头引入天然气至浮式LNG 驳船进行试车。LNG 装载最初方案是用LNG 运输船（LNGC）将LNG 直接注入浮式LNG 驳船，考虑到LNG 装载过程中的安全和长江航道占用问题，最后选择用LNG 运输槽车通过陆地码头来装载。

3.2 蒸发气处理

一旦驳船LNG 储罐中存在LNG，就会不可避免的产生蒸发气，设计中的低温蒸发气先和部分原料气换热，使温度由- 160℃升至- 40℃，再进入低温碳钢材质的低压蒸发气压缩机，满足碳钢材料对BOG 温度的要求。但在驳船上，气化单元开车之前没有原料气，因此项目组采用BOG 压缩机部分循环的方式，使一部分常温的BOG 压缩机出口气体减压返回常温的驳船LNG 储罐（非装载LNG 的剩下的两个储罐之一），使这部分气体与低温的BOG 混合进入低压常温BOG 压缩机，满足压缩机对温度的要求。

3.3 循环水系统

再气化单元的热量由循环水提供。开车顺序中，是先开再气化单元再开液化单元，再气化单元的作用是把LNG 气化，所需热量由循环水提供，循环水的复温由长江江水提供。当时南通的江水温度低于原设计中海水的温度，导致循环水流出气化器的温度过低，这时可以利用热油系统中的平衡换热器解决。当BOG 压缩机操作稳定后，可供燃料气给热油系统，使热油系统运行从而提供循环水热量，来补偿南通地区江水温度低于原设计中海水温度的情况。

4 开车过程

装载LNG 后，开启BOG 压缩机，将压缩机出口部分燃料气送至低压燃料气系统。WHRU 单元可以开启加热炉模式，利用低压燃料气燃烧为废热回收提供热源，使热油循环得以开车，为全船提供热量来源。

当废热回收单元以加热炉方式运行时，由低压燃料气提供热源，建立热油系统循环后，通过热油平衡换热器为循环水系统提供热源，进而解决LNG 气化模块的热源问题。热油平衡换热器设计热负荷为7.0GJ/ h, 考虑热损后约能够气化6t/ h 的LNG，这些LNG 足够调试下游燃气透平及制冷压缩机，而当制冷剂压缩机运行后，需要大量循环水对冷剂压缩机出口冷剂进行降温，从而使循环水系统有了额外的热负荷来气化更多的LNG。

启动再气化模块，产生的天然气引入脱酸单元。在船厂试车，气化的天然气并不含有酸性气，胺单元仅以水为开车介质，建立循环，用以测试胺单元所有设备是否能正常工作。

气体从胺单元流出后含该温度下的饱合水，进入分子筛单元脱水，分子筛单元初次开车至少需要经历3次以上的再生过程，才能将天然气引入下一处理单元。性能考核记录见表1。

表1 性能考核记录

由表1 可知，随着时间的推移，LNG 的质量产量呈逐渐下降趋势，但LNG 的热值和分子量呈上升趋势，这个结果与在线分析仪表显示的结果相吻合。因为装置在测试过程中，天然气经历了气化、液化、气化的循环过程，其中的燃料气主要是利用蒸发气，LNG 储罐中的蒸发气以轻组分为主，随着循环过程的进行，轻组分的C1 比例在LNG 中逐渐减小，C2、C3 等重组分的比例逐渐升高，分子量也在逐渐升高，可液化的天然气质量流量逐渐降低。但单位质量的LNG 的热值逐渐升高，所以使用闭式循环的方式测试FLNG 液化能力是可行的，但时间不宜过长，否则原料气组分变化太大，无法真实反映装置的情况。

5 结语

50 万t/ a 浮式LNG 项目的试车开车和性能考核的成功证明，浮式天然气在造船厂完整调试的具有可行性。采用这种方式可极大降低浮式天然气项目的风险，减小了不确定性，船厂拥有齐全的设备和大量熟练的技术工人及可靠的供应链，在船厂进行试车开车和性能考核可完整检验全船装置，遇到问题也可以快速解决，同时船厂一般成本较低，同时也缩短了工期，使驳船能够快速的投入最终运营。