夏 丹 鄭云萍 李劍峰 肖 杰

西南石油大學，四川 成都 610500

0 前言

隨著能源需求的不斷上升，需要進一步開發(fā)小型邊際氣田、伴生氣田及深海氣田，但是海上天然氣的開發(fā)具有環(huán)境條件惡劣、投資大、技術難度大、建設周期長、資金回收期長、風險大等特點，不宜采用海上固定式平臺開采。而FLNG 生產(chǎn)裝置可靈活適應這些氣田的開發(fā)，與相同規(guī)模的岸上液化天然氣工廠相比其投資將減少20%以上，建設工期將縮短25%［1］。

FLNG 技術是集海上天然氣處理、液化、儲存、裝卸及再氣化外輸為一體的新型海上氣田開發(fā)技術，適用于深海邊際氣田和小氣田的天然氣開采。其工業(yè)鏈：首先通過海上液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置（FPSO）對海底天然氣進行預處理、液化成LNG 后卸載到LNG船上運輸至靠近岸邊的浮式儲存再氣化裝置（FSRU），再通過該裝置將LNG 氣化為天然氣后外輸。

1 LNG 生產(chǎn)儲卸裝置（FPSO）

1.1 FPSO 的優(yōu)點

LNG 生產(chǎn)儲卸裝置（Floating Production Storage and Off-loading）

在開發(fā)海上天然氣、油田伴生氣方面提供了經(jīng)濟和環(huán)保的解決方案。該裝置投資低、投產(chǎn)快、效益高，通過將LNG 的生產(chǎn)、儲存和卸載集中在一條船上，簡化了邊際氣田的開發(fā)過程。整個裝置可看作一座浮動的LNG 生產(chǎn)接收終端，直接泊于氣田上方進行作業(yè)。另外FLNG 裝置遠離人口密集區(qū)，對環(huán)境的影響較小，便于遷移，當開采的氣田衰竭后，可由拖船拖曳至新的氣田重復使用［2］。

1.2 陸上液化技術

天然氣液化的實質(zhì)是通過換熱器不斷從天然氣中取走熱量最后達到液化的過程，主要的制冷方式有：節(jié)流制冷，膨脹機制冷，階式制冷，混合冷劑制冷等［3］。

1.2.1 節(jié)流制冷

節(jié)流制冷循環(huán)是工業(yè)上最早采用的氣體液化循環(huán)，由于其節(jié)流循環(huán)效率很低，僅用在天然氣液化量較小、原料氣體壓力較高、有壓力能可以利用的場合。

1.2.2 膨脹機制冷

膨脹機制冷循環(huán)將高壓天然氣通過膨脹機膨脹，對外輸出軸功，使氣體自身冷卻液化。BHP 石油公司在Bayu-Undan 氣田就采用雙氮膨脹液化流程［4］。其流程簡單，設備少，安全性較高，循環(huán)過程始終是氣態(tài)，因此其性能對于船體晃動不敏感，可以快速、安全地停機，啟動時間短，且當氣源條件在一定范圍內(nèi)變化時，流程具有較大的適應性。

1.2.3 階式制冷

階式制冷循環(huán)由若干個不同低溫條件下操作的蒸汽壓縮制冷循環(huán)復迭而成。這種制冷系統(tǒng)可滿足-70 ℃至-140 ℃范圍內(nèi)的制冷溫度。階式制冷系統(tǒng)常用丙烷、乙烯（或乙烷）及甲烷作為3 個溫度等級的冷劑。其能耗最小，操作穩(wěn)定，適應性強，技術成熟，但是機組多，流程復雜，管線及控制系統(tǒng)復雜，管理維修不便。

1.2.4 混合冷劑制冷

混合冷劑制冷循環(huán)采用氮與烴類的多組分混合物作為制冷劑，利用混合物各組分沸點不同、部分冷凝的特點來達到天然氣液化所需的不同溫度水平。其流程簡單、機組少、投資費用低、對制冷劑的純度要求不高。普遍認為混合制冷劑循環(huán)可成功地用于海上LNG 裝置。

1.3 適用于海上的液化技術

天然氣液化設備是FLNG 裝置的關鍵部分，占總安裝成本的30%～50%［5］，直接影響整個裝置運行的安全性和經(jīng)濟性。海上作業(yè)的特殊環(huán)境對液化流程提出了以下特殊要求：流程簡單，設備緊湊，占用甲板面積少，滿足海上的安裝需要；液化流程有制取制冷劑的能力，對不同產(chǎn)地的天然氣適應性強，熱效率較高；需具有較高的安全可靠性，船體的運動不影響其他操作［6］。

目前，海上浮式液化流程推薦采用氮氣膨脹的循環(huán)制冷工藝，但氮膨脹制冷工藝的制冷劑循環(huán)量大、制冷效率低，限制了其在大型LNG 裝置中的使用［7］。中型和大型液化裝置通常采用雙混合制冷劑制冷工藝和階式制冷工藝［8］。

2 LNG 卸載技術

FLNG 技術的一個關鍵點是將LNG 從FPSO 的儲罐中卸載到LNG 運輸船上，由于卸載時兩船停泊很靠近，將引起它們之間的獨立運動和共同運動。對此操作，應考慮以下幾個因素：為避免發(fā)生碰撞，兩船之間的距離應有一個最低限度；采用卸料臂或低溫軟管完成LNG 的輸送；保證整個系統(tǒng)的停泊和輸送的可靠性，將停機影響最小化；運輸船需要的調(diào)整程度［9］。

2.1 輸送方式

2.1.1 并排輸送

FPSO 和LNG 運輸船采取并排?？康姆绞剑瑑纱g的距離通常為5 m［10］。LNG 通過FPSO 上的卸料臂卸載到LNG 運輸船上，卸料臂的前端與LNG 運輸船上的匯管相連接。該方式的優(yōu)點是輸送LNG 控制快速便捷，結(jié)構(gòu)簡單，節(jié)約投資。缺點是FPSO 裝置與LNG 運輸船兩者都處于運動狀態(tài)，在風浪較大時兩者的相對運動大。

目前有兩種減少兩船相對運動的裝置：用于相對運動第一階段的運動吸收器和用于相對運動第二階段的波吸收器。

運動吸收器是在行程為0.15 m（實際裝置中為9 m）的氣缸中用彈簧作阻尼器的裝置，被安裝在浮式LNG 和LNG 運輸船的船頭和船尾，以減少它們之間的相對運動。波浪是造成船體搖擺漂移的主要原因，為了減少兩船之間的波浪，設計了波吸收器。該裝置可減少第二階段的漂移力，被安裝在浮式LNG 的翼板之間［11］。

2.1.2 串聯(lián)輸送

FPSO 和LNG 運輸船采用首尾相接的串聯(lián)系泊方式，適合于海洋環(huán)境較為惡劣的海域，可以在海浪高度為5.5 m 的環(huán)境中操作。這是一種長輸方式，一般距離為50～100 m，因而需要配置能跨越50～100 m 距離的管線和結(jié)構(gòu)，故有傳輸距離遠，輸送管長，投資大等缺點［12］。

2.1.3 低溫軟管

軟管技術必須滿足LNG 的輸送要求，要有良好的絕熱性能以盡可能減少結(jié)冰。通常這種軟管是鋼制的，輔以足夠的絕熱措施以減少冰的生成，其柔性不太好，質(zhì)量較大，需要強大的裝備才能使其安裝到位。

因此，采用并排卸貨還是串聯(lián)卸貨，需要根據(jù)海域特點和環(huán)境參數(shù)而定，并排輸送適合于海洋環(huán)境平靜的海域，海浪平均波高小于1.5 m 時，停泊作業(yè)是安全的。而串聯(lián)輸送適合于惡劣的海上環(huán)境，可以在海浪高度為5.5 m 環(huán)境中操作。

3 浮式儲存再氣化裝置（FSRU）

沿海市場供給天然氣的手段之一是進口液化天然氣，供應商將其氣化后注入供氣管網(wǎng)。這種將液化天然氣氣化為氣體的形式稱為再氣化。而對于浮式儲存再氣化裝置（Floating Storage and Re-gasification Unit）技術，通過LNG 運輸船運輸來的LNG 就需要在FSRU 上進行氣化外輸。岸上再氣化終端通常需要較大的土地空間，當空間有限時，采用浮式再氣化終端是最經(jīng)濟有效的，它將LNG 的儲存和再氣化設備集中在一個單一系泊的浮船上。這種FLNG 接收終端通常被稱為浮式儲存再氣化裝置（FSRU）。

3.1 FSRU 的優(yōu)點

FSRU 以LNG 運輸船為基礎，將現(xiàn)有碼頭設施加以改造，投資成本低、占地少、安全水平高，初期省去了大型低溫儲罐建設等長線作業(yè)，可實現(xiàn)1a 完工投產(chǎn)的工期要求。

3.2 陸上再氣化技術

再氣化技術包括燃燒加熱技術和環(huán)境（海水和空氣）加熱技術。

3.2.1 燃燒加熱技術

3.2.1.1 浸沒燃燒式氣化器

浸沒燃燒式氣化器（SCV）由水箱、加熱盤管、氣體燃燒器及其他附件組成。燃料氣在燃燒室中燃燒，將熱氣噴至水箱將水加熱，LNG 在流經(jīng)盤管時再被水加熱從而完成氣化。

SCV 再氣化過程的熱效率高達98%，然而SCV有以下幾個缺點：

a）燃料氣通常來自進口的LNG。再氣化過程將燃燒約1.3%的LNG 產(chǎn)品［13］，尤其是用在基本負荷型終端時操作成本高；

b）晃動問題，SCV 的性能取決于穿過水浴氣泡的分散情況，而FSRU 的運動造成了液體的晃動，將導致氣泡分布差，降低其再氣化能力；

c）環(huán)境污染，與所有燃燒過程一樣，燃燒會產(chǎn)生一定量的溫室氣體污染環(huán)境。

SCV 的優(yōu)點：它是一個閉環(huán)系統(tǒng)，這使得SCV 適用于非海水氣化的地方。

3.2.1.2 間接燃燒加熱器

間接燃燒加熱器在燃燒室中燃燒燃料氣，熱的氣體穿過水浴中的熱交換器管道加熱水，水再加熱同一個水浴中的LNG 管道。

間接燃燒爐在使用燃料氣方面的特征與SCV 相似，但是由于間接燃燒爐需要更多的燃料氣，所以它的熱效率為86%比SCV 低，同時也會有溫室氣體排放到環(huán)境中造成環(huán)境污染。由于該裝置的性能并不取決于穿過水浴的熱空氣泡，而是取決于穿過水浴中的熱交換器管和LNG 管道之間的熱交換情況，因此，它受船舶晃動的影響較?。?4］。

3.2.1.3 蒸汽系統(tǒng)

蒸汽系統(tǒng)使用一種中間介質(zhì)來氣化LNG。用在鍋爐中燃燒燃料氣產(chǎn)生的蒸汽加熱中間介質(zhì)（乙二醇），中間循環(huán)介質(zhì)再通過另一個熱交換器加熱氣化LNG。

3.2.2 環(huán)境加熱——海水

3.2.2.1 開架式氣化器

開架式氣化器（ORV）用海水作為熱源來氣化LNG，溫暖的海水和LNG 通過垂直的熱交換架直接傳熱，一個開架式氣化器有兩個匯管，匯管上連接若干立管。LNG 被泵入?yún)R管下部，沿著立管上升，海水被泵入垂直機架的上部，經(jīng)分布器分配成薄膜狀后沿立管下降，使管內(nèi)LNG 受熱氣化，氣化后的天然氣由頂部匯管收集。

由于開架式氣化器要用海水氣化LNG，所以需要不斷地將大量海水泵入再氣化系統(tǒng)。這將造成兩個環(huán)境問題：

a）從開架式氣化器出口出來的冷海水被直接排放到海洋中，這使得海水取水口和出水口之間有一個溫差，可能對當?shù)氐暮Ｑ笊锖蜐O業(yè)造成影響；

b）海水取水口可能會夾帶大量的海洋生物。

從技術方面看，將冷海水直接排放到海洋中也存在問題，因為海水取水口可能重新將冷海水吸入，降低系統(tǒng)的再氣化效率。此外，海水中不能含有懸浮顆?；蛑亟饘匐x子。

3.2.2.2 中間介質(zhì)氣化器

中間介質(zhì)氣化器（IFV）用海水加熱一個封閉的中間循環(huán)介質(zhì)，然后中間介質(zhì)將它的熱量傳遞給LNG，以此來氣化LNG。二級循環(huán)回路通常使用丙烷或乙二醇溶液［14］。

3.2.2.3 殼管式蒸發(fā)器（STV）

殼管式蒸發(fā)器使用一個典型的管殼式熱交換裝置，海水走殼程，LNG 走管程，海水和LNG 可以直接換熱，過程簡單。殼管式蒸發(fā)器已經(jīng)被用于LNG 運輸船上進行小規(guī)模的LNG 再氣化，氣化后作為船用燃料氣。殼管式蒸發(fā)器用于基本負荷型接收終端時將面臨許多挑戰(zhàn)：需要大的殼程和管程來滿足交換面積的要求，管程和殼程尺寸較小時就需要很多個殼管式蒸發(fā)器，殼程中海水有可能結(jié)凍，導致殼管式蒸發(fā)器的性能下降。

3.2.3 環(huán)境加熱——空氣

3.2.3.1 空浴式氣化器

空浴式氣化器（AAV）利用環(huán)境中的空氣作為熱源，通過空氣的自然或強制對流作用與翅片管內(nèi)的LNG 換熱，不需額外的動力和能源消耗。但是在空浴式氣化器的運行中，由于空氣側(cè)的溫度降低，換熱管壁上容易結(jié)霜，因此空浴式氣化器一般設置兩組可切換使用。當氣化器運行一段時間結(jié)霜現(xiàn)象嚴重時，便通過自動或手動的方式切換至另一組氣化器，本組則可進行排霧和自然化霜。

空浴式氣化器的缺點：空浴式氣化器的空間利用率小于其他系統(tǒng)。而且使用空浴式氣化器會在裝置周圍產(chǎn)生大量的霧，降低裝置的傳熱效率，而且當它安裝在甲板空間有限的FSRU 上時會降低周圍的可見性并增加操作的危險性。

3.2.3.2 有中間介質(zhì)的空浴式氣化器

其操作原理是將空浴式氣化器與中間介質(zhì)氣化器組合，空浴式氣化器將取代其他熱源裝置，如燃氣熱水器或余熱回收裝置。

3.3 適用于FSRU 的再氣化技術

以下技術適用于FSRU［14］：

a）浸沒燃燒式氣化器；

b）浸沒燃燒式氣化器+選擇性催化還原裝置：減少氮氧化物廢氣的排放；

c）間接燃燒氣化器+選擇性催化還原裝置：在間接燃燒爐船用化的基礎上使用選擇性催化還原裝置以達到減少氮氧化物排放量的目的；

d）燃燒爐+余熱回收裝置：利用中間介質(zhì)（乙二醇）穿過加熱爐和余熱回收裝置時進行加熱，這個技術與蒸汽系統(tǒng)類似，不同之處在于中間介質(zhì)由蒸汽替換為乙二醇；

e）蒸汽系統(tǒng)+余熱回收裝置：蒸汽系統(tǒng)技術的船用化，余熱回收裝置為蒸汽的產(chǎn)生提供熱量；

f）中間介質(zhì)氣化器：中間介質(zhì)氣化器的船用化，中間介質(zhì)為丙烷或乙二醇水溶液；

g）空浴式氣化器+中間介質(zhì)+余熱回收裝置：空浴式氣化器的船用化，中間介質(zhì)的引入利用了余熱回收裝置的余熱。

從資金成本的角度來看，以浸沒燃燒式氣化器的成本為基準將其與其他技術進行分析比較：由于所有的燃燒加熱技術都用到了選擇性催化還原裝置或余熱回收裝置，所以成本都比浸沒燃燒式氣化器高。中間介質(zhì)氣化器的成本要比浸沒燃燒式氣化器便宜約20%，因為它的操作簡單、設備布局簡單?？赵∈綒饣?中間介質(zhì)+余熱回收裝置的資金成本與浸沒燃燒式氣化器相差不大。

從燃料成本的角度來看，燃燒加熱技術與環(huán)境加熱技術之間差距很大，燃燒加熱技術的成本要高得多，因為它要消耗1.3%的LNG。

從廢氣排放量的角度來看，環(huán)境加熱技術的二氧化碳和氮氧化物廢氣排放量最少，因為它的廢氣排放主要來自發(fā)電系統(tǒng)（氣體渦輪發(fā)電機）。對于浸沒燃燒式氣化器和間接燃燒技術，由于燃料氣在燃燒過程中混入了空氣，因此產(chǎn)生的氮氧化物比較多，而對于加熱爐和蒸汽系統(tǒng)技術，燃料氣卻在沒有混入空氣的情況下直接燃燒，因此，燃燒爐和蒸汽系統(tǒng)的氮氧化物排放量與環(huán)境加熱技術的排放量大致相同。

環(huán)境加熱技術燃料成本低，排放的二氧化碳和氮氧化物的廢氣量最低，在FSRU 的發(fā)展中，如果使用海水氣化LNG 對海水質(zhì)量和環(huán)境的影響不再是一個問題，那么首選中間介質(zhì)氣化器，如果該技術適用性較低，從資金成本和環(huán)境的角度來看，蒸汽系統(tǒng)+余熱回收裝置將是首選。

4 FLNG 技術應用展望

FLNG 技術在國外已發(fā)展為一個較為成熟的技術，在國內(nèi)尚處于起步階段。利用FSRU 最新技術的FLNG 接收終端憑借其造價低廉、建造周期短、選址靈活、經(jīng)營方式靈活、業(yè)主風險小等諸多優(yōu)點，未來必將在中國的LNG 接收終端市場占得一席之地。

我國海洋蘊藏著豐富的天然氣資源，F(xiàn)LNG 技術將是海洋石油伴生氣，邊際氣田和深海氣田開發(fā)利用的新途徑。FLNG 技術的國產(chǎn)化應用將是其重要的發(fā)展方向，不僅將填補國內(nèi)空白，而且將在一定程度上加快國內(nèi)造船業(yè)、冶金、精密機械制造等行業(yè)實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)升級改造的步伐。

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