(中海油能源發(fā)展股份有限公司 采油服務(wù)分公司，天津 300452)

1 案例分析

1.1 案例一(深海方案)

目標(biāo)區(qū)域在東南亞，陸地資源如陸地建站比較困難，需要利用FSRU向城市供氣，F(xiàn)SRU設(shè)計(jì)壽命25年，年氣化量300萬t，高峰需求480 t/h，船體艙容需求14萬～17萬m3。見圖1，作業(yè)地是一個(gè)遮蔽港灣，環(huán)境條件相對(duì)比較溫和，一年約1～2次臺(tái)風(fēng)。由于本方案氣化規(guī)模較大，船體尺度較大，考慮船長及安全因素，見圖2，近岸水深坡度非常陡，不適合建設(shè)Jetty。故采用全海式方案，且采用海上系泊系統(tǒng)定位。

圖2 國外某港口水深與離岸距離關(guān)系

多點(diǎn)系泊，投資少，沒有壟斷技術(shù)限制，但船體周邊錨鏈的布置導(dǎo)致解決不了同等規(guī)模的LNG船旁靠傳輸?shù)膯栴}，且臺(tái)風(fēng)來臨時(shí)無法快速解脫。目前串靠傳輸LNG還不具備成熟的工程案例。單點(diǎn)系泊具有360°風(fēng)標(biāo)效應(yīng)，使得FSRU總是迎著風(fēng)浪繞單點(diǎn)旋轉(zhuǎn)，受載荷面積小，系泊力較小，且同等規(guī)模LNG運(yùn)輸補(bǔ)給船可以與FSRU旁靠固定隨單點(diǎn)一起旋轉(zhuǎn)，便于采用軟管進(jìn)行旁靠外輸。因此，本案例采用FSRU+單點(diǎn)系泊(可解脫)+海底管道的方式?？紤]船長、操作空間、安全緩沖等因素，確定單點(diǎn)中心距岸約2.2 km，水深約為90～100 m。本案例艙容大，根據(jù)使用情況及經(jīng)濟(jì)性，采用薄膜型圍護(hù)系統(tǒng)，考慮到有臺(tái)風(fēng)和離岸近，則FSRU需帶自航功能。由于環(huán)境友好，水深相對(duì)較淺，單點(diǎn)滑環(huán)通道數(shù)量很少，則外轉(zhuǎn)塔單點(diǎn)系泊更合理，既能滿足使用要求，又比內(nèi)轉(zhuǎn)塔單點(diǎn)更經(jīng)濟(jì)，故最終方案見圖3。

圖3 全海式FSRU總體方案

本案例，如果水深不陡，如近海約20～40 m水深，則可以采用如圖4、5所示的方案，其中，F(xiàn)SRU+棧橋的方式，投資比單點(diǎn)系泊更省，且管理更方便更安全。FSU+棧橋+再氣化模塊中，LNG船卸貨至FSU，F(xiàn)SU傳輸液貨至棧橋上的氣化模塊。

圖4 FSRU+棧橋方案示意

圖5 FSU+棧橋+再氣化模塊方案示意

目前市場(chǎng)主流FSRU基本超過10萬m3。以1艘15萬m3的FSRU和FSU作為研究對(duì)象，兩種方案比較，結(jié)果見表1、2。

表1 FSRU與FSU終端成本比較 百萬美元

表2 FSRU和FSU工期比較

由于FSU的功能基本與LNG船比較相似，因此，市場(chǎng)上的常規(guī)做法都是購買LNG船進(jìn)行FSU改造，工作量小，工期較短。新建FSRU投資最高、工期最長。改建FSRU和改建FSU，投資和工期相差不大，且FSU方案，其浮式設(shè)施和再氣化模塊是分開的，更加靈活，適應(yīng)工程能力更強(qiáng)，改建FSU略有優(yōu)勢(shì)。故同等情況下，F(xiàn)SU成本更低，商業(yè)模式更靈活，工期更短，即LNG浮式終端采用FSU方案更有優(yōu)勢(shì)。

1.2 案例二(淺海方案)

東南亞某港口城市擬采用天然氣發(fā)電，一期發(fā)電能力約為300 MW，該港口水深很淺，大部分只有5～7 m，深線離岸在20 km以外，碼頭+陸上儲(chǔ)罐的接收站方案，需要采用航道疏?；蜷L棧橋方案，均投資過大，不可行。根據(jù)300 MW發(fā)電量需求，方案LNG浮式終端應(yīng)為中小型，預(yù)計(jì)艙容20 000～30 000 m3，裝貨港約為2 000 km，對(duì)應(yīng)的LNG供給船約為30 000 m3，市面上該種規(guī)模的LNG浮式終端或LNG船，一般吃水約6～9 m，考慮到后期擴(kuò)容等因素，前期階段FSRU的作業(yè)地點(diǎn)水深定為14 m，見圖6，距岸約36 km。

圖6 作業(yè)位置示意

由發(fā)電量峰值、航線、裝載率、平均航速、天然氣消耗、夜間進(jìn)港及臺(tái)風(fēng)影響的估算，所需LNG浮式終端的艙容約為28 000 m3，由于在海上作業(yè)，且為小型設(shè)施，考慮晃蕩與強(qiáng)度，其液貨艙選擇雙排C型罐，如圖7所示，貨艙區(qū)有4個(gè)罐，單罐7 000 m3，雙排罐有利于縮短船長，減小吃水，提高穩(wěn)性，降低船體用鋼量。

圖7 貨艙型式

在作業(yè)地點(diǎn)建設(shè)有1座LNG?？看a頭，見圖8。

圖8 淺海FSU總體方案示意

根據(jù)案例一的分析，從經(jīng)濟(jì)上和工期上，F(xiàn)SU更有優(yōu)勢(shì)，本案例采用FSU+棧橋+氣化平臺(tái)+海底管道的方案，其中，F(xiàn)SU永久靠泊在碼頭一側(cè)，同等規(guī)模的LNG運(yùn)輸船靠在另一側(cè)定期補(bǔ)給，LNG船和FSU通過碼頭上的硬管連接，考慮到軟管能應(yīng)用于更苛刻的條件且FSU為永久系泊，故兩船與碼頭之間均采用軟管進(jìn)行LNG傳輸。氣化平臺(tái)處理后的天然氣，經(jīng)碼頭硬管和海底鋼管輸往岸基。

1.3 案例三(內(nèi)河方案)

用戶為300 MW電廠，地處東南亞某內(nèi)河邊，河邊附近沒有可用土地，內(nèi)河水深約8 m，貨源地約3 100 km。統(tǒng)計(jì)分析市面上類似LNG船，認(rèn)為該LNG浮式終端所需艙容約為38 000 m3，貨艙容積在5萬m3以下，根據(jù)工程統(tǒng)計(jì)經(jīng)驗(yàn)，這種規(guī)模的船型，薄膜艙不具備經(jīng)濟(jì)性。因此，本案例考慮采用獨(dú)立型液貨艙。獨(dú)立B型艙目前主要為SPB和Moss型，均有專利技術(shù)[1]，且貨艙要在國外造，建造周期長，成本高，暫不考慮采用。獨(dú)立A型和C型艙技術(shù)特性見表3。

表3 A型艙與C型艙比較

同等情況A型艙更輕，造價(jià)更低，且內(nèi)河環(huán)境非常好，考慮到吃水8 m的限制，選擇A型艙更合理，見圖9。

圖9 內(nèi)河LNG浮式終端布置

吃水8 m，屬中大型船，進(jìn)不了江，需采用2艘30 000 m3及以下的LNG船作為補(bǔ)給船，30 000 m3LNG船設(shè)計(jì)吃水約為7.4 m，裝載25 000 m3貨量時(shí)，吃水約為6.8 m，可以在目標(biāo)河內(nèi)航行，不會(huì)出現(xiàn)船舶擱淺現(xiàn)象。根據(jù)市場(chǎng)LNG船的資源利用率，租用1艘30 000 m3和1艘14 000 m3的LNG船作為運(yùn)輸補(bǔ)給，綜合分析，宜采用FSU方案。

2 裝置類型選擇

LNG浮式終端，一般包含浮式儲(chǔ)存再氣化船SRV、浮式儲(chǔ)存再氣化裝置FSRU、浮式儲(chǔ)存裝置FSU、浮式氣化裝置FRU。已有工程案例中，主要是SRV、FSRU和FSU。SRV帶自航功能，一般用于5年以下的短租約，當(dāng)找不到氣化市場(chǎng)時(shí)可以用作LNG船，多功能，配置豪華。FSRU一般為非自航，應(yīng)用于10年以上的長租約比較合適。所以，一般推薦使用老舊LNG船改造為FSU方案，如果工期不穩(wěn)定或要求自航則使用SRV。

3 新建與改造

LNG浮式終端，可以新建，也可以舊LNG運(yùn)輸船改建。新建方案可以根據(jù)用戶需求定制化設(shè)計(jì)，功能更完善，性能更優(yōu)，投資更高。相對(duì)于新建浮式LNG終端，舊船改造具有工期快，造價(jià)省的優(yōu)點(diǎn)。舊船改建FSRU將以最少改型為設(shè)計(jì)思想，盡可能地利用現(xiàn)存設(shè)備，并使系統(tǒng)最簡單，滿足可行性、可用性和安全性。使用20～40年的LNG運(yùn)輸船作為改建的對(duì)象比較合適。根據(jù)一定的用戶市場(chǎng)規(guī)模及海域條件，如能找到合適的舊船，其成本上有很大的競(jìng)爭力。

如表4所示，改造，重點(diǎn)需要考慮原LNG船的環(huán)境適應(yīng)性：20～25年一遇的北大西洋條件和百年一遇的目標(biāo)海域環(huán)境條件。

表4 船舶與海上浮式設(shè)施比較

舊船改造的LNG浮式終端整個(gè)工期預(yù)計(jì)需要18～24個(gè)月，新建FSRU一般為27～36個(gè)月。

4 定位與外輸技術(shù)

LNG浮式終端，常用的定位方式有一字型碼頭布置、兩側(cè)碼頭靠泊布置、單側(cè)多船旁靠及海上單點(diǎn)系泊[2-3]。如果不允許LNG船與浮式終端進(jìn)行船對(duì)船過駁，就需要采用一字型碼頭或兩側(cè)靠泊碼頭；若沒有限制則單側(cè)船對(duì)船靠泊簡單易行，是較好的靠泊方式。其中，單側(cè)靠泊碼頭既能沿岸基平行建設(shè)，也能垂直岸基建設(shè)，而兩側(cè)靠泊碼頭一般是垂直岸基建設(shè)，相比而言，單側(cè)靠泊碼頭更靈活。對(duì)于海岸線緊張或港口太淺的區(qū)域，可以采用全海式方式，其定位方式有單點(diǎn)或多點(diǎn)系泊，單點(diǎn)適應(yīng)更惡劣的海況，多點(diǎn)用于溫和環(huán)境且不適合需要解脫的海域。

LNG浮式終端外輸方式可分為4種：岸基式旁靠卸料臂，全海式旁靠卸料臂，全海式旁靠跨接軟管，全海式串靠漂浮軟管等。

一般岸基式LNG浮式終端，往往采用旁靠卸料臂，系統(tǒng)安全穩(wěn)定，使用壽命長，技術(shù)成熟。目前世界范圍內(nèi)全海式LNG外輸方式有旁靠卸料臂和旁靠軟管[4]，均有實(shí)際工程案例，從海況適應(yīng)能力和操作便利性方面，軟管更加合適，需要注意的是，軟管疲勞壽命約為3～5年，應(yīng)定期檢測(cè)與更換?，F(xiàn)階段，只有特瑞堡對(duì)低溫漂浮軟管進(jìn)行了工程試應(yīng)用，整個(gè)串靠漂浮軟管外輸系統(tǒng)正在研制和工程試驗(yàn)階段。與串靠方式相比，旁靠低溫軟管系統(tǒng)簡單，軟管長度較短，無需軟管滾筒，且整體投資低，不需要對(duì)現(xiàn)有的LNGC進(jìn)行改裝。一般，旁靠和串靠外輸?shù)南拗茥l件分別約為有義波高Hs≤2.5 m和Hs≤4.0 m，串靠漂浮如軟管能夠適應(yīng)惡劣海況。

5 液貨圍護(hù)系統(tǒng)及其晃蕩影響

現(xiàn)役LNG浮式終端液貨圍護(hù)系統(tǒng)使用的案例包括C型、MOSS型、SPB型、薄膜型。同樣艙容下，4種方案的比較見表5。

表5 4種圍護(hù)系統(tǒng)的比較

由于液艙內(nèi)LNG的流動(dòng)性遠(yuǎn)高于原油的流動(dòng)性，且浮式LNG設(shè)施的裝載量是不斷變化的，隨著船體運(yùn)動(dòng)將會(huì)引發(fā)艙內(nèi)LNG的晃蕩?；问幩a(chǎn)生的共振將對(duì)液艙形成猛烈砰擊并加重船體疲勞損傷，其次晃蕩降低生產(chǎn)裝置效率。常規(guī)薄膜型艙在有義波高2 m以下不考慮晃蕩影響，當(dāng)有義波高超過2 m，其晃蕩影響區(qū)間為10%～70%的液位[5]。薄膜型單排、雙排艙晃蕩影響區(qū)間見圖10、11。

圖10 薄膜型單排艙晃蕩影響區(qū)間

圖11 薄膜型雙排艙晃蕩影響區(qū)間

雙排艙能減小液艙晃蕩[6]，現(xiàn)役浮式LNG設(shè)施中，只有NO.96型艙和SPB艙具有雙排艙設(shè)計(jì)。此處以No.96型雙排艙減晃效果說明：針對(duì)南海惡劣海況，以某主流大型FSRU為目標(biāo)，有義波高從2～10 m，譜峰周期從4.5～14.5 s，浪向角從迎浪至橫浪(間隔15°)，液艙裝載考慮10%H(H為艙深)、15%H、20%H、30%H、40%H、50%H、60%H、70%H、80%H、90%H、95%H，分析FSRU在不同風(fēng)浪流組合、不同裝載條件的LNG晃蕩情況，得出：

1)有義波高不超過7 m時(shí)，貨艙的裝載量不受限制，晃蕩沖擊影響可接受。即表明LNG的晃蕩不會(huì)影響FLNG正常生產(chǎn)操作。

2)有義波高大于7 m時(shí)，即臺(tái)風(fēng)來臨時(shí)需要進(jìn)行LNG倒艙作業(yè)，確保貨艙裝載液位在可接受范圍內(nèi)，即裝載量低于10%H或高于40%H，從而避免晃蕩載荷對(duì)液貨艙帶來破壞。

6 結(jié)論

通過上述分析，確定了FSU裝置投資少、工期短、靈活性強(qiáng)，更適合作為浮式LNG終端；改造比新建在投資和工期上更有優(yōu)勢(shì)；臺(tái)風(fēng)區(qū)域，裝置需要考慮帶自航功能；C型艙適用于小型終端，薄膜型雙排艙適合中大型終端，且能有效降低晃蕩影響，在環(huán)境友好或內(nèi)河區(qū)，采用A型艙更經(jīng)濟(jì)適用；岸基式碼頭單側(cè)多船靠泊更加經(jīng)濟(jì)有效；岸基式外輸采用旁靠卸料臂更加安全可靠；全海式外輸采用旁靠跨接軟管是當(dāng)前建議的主流方式。