LNG船改造為FSRU方案幾個重要問題

姚志義，夏華波

(中海油能源發展股份有限公司 采油服務分公司，天津 300452)

FSRU是浮式儲存再氣化設施的簡稱，相比LNG陸地接收站，能夠快速投產，迅速搶占天然氣市場[1]，具備審批快、工期短、投資低的優勢[2-3]。目前市場上不少LNG船營運過剩，與新建的市場主流LNG船相比，燃料消耗高，自動化程度低，市場競爭力較差。一些沿海或島礁海域，建設LNG接收站困難，如果采用FSRU供給天然氣則能快速解決問題。將舊LNG船改造成FSRU，一方面可解決LNG船市場過剩的問題，另一方面可盤活舊資產。關于LNG船改造為FSRU，世界范圍內案例較少，國內滬東船廠有一定研究，其中主要關注的問題包括：再氣化裝置選型及布置[4]、電力改造、系泊分析[5]、貨物蒸發氣(BOG)[6]等，但LNG船改造FSRU方案尚有不少重要問題需要解決。為此，考慮以國內首批建造的14.7 萬m3LNG船為例，分析改造設計過程中的幾個重要問題。

1 方案概述

1.1 原船簡介

原船尺度為總長290 m、型寬43.35 m、型深26.25 m、設計吃水11.43 m，艙容14.7萬m3，采用蒸汽輪機單槳推進，動力系統設備主要有主鍋爐(2臺61.8bar×515℃×65 t/h)、主透平(1臺6.0 MPa×510 ℃×27 300 kW)、透平發電機(2×3 200 kW)、柴油發電機(2×1 800 kW)、應急發電機(1臺600 kW)；液貨系統主要有4個No.96薄膜型LNG 液貨艙、泵塔、主液貨泵、掃艙噴淋泵、應急液貨泵、揮發氣(BOG)回氣壓縮機(2臺0.196 MPa×15 000 m3/h)、燃氣壓縮機(2臺0.2 MPa×3 250 m3/h)等。

1.2 改造后FSRU總體方案

改造后，保留航行功能，實現3條單鏈250 mmscfd的再氣化能力。如圖1所示，改造新增主要包括：首部再氣化模塊、再氣化吊、高壓透氣桅、再冷凝器/緩沖罐、再氣化附屬設備艙(含海水系統、乙二醇系統、再氣化配電系統等)；中部高壓氣輸出管匯、氣體計量單元、BOG壓縮機撬；貨艙燃氣泵、再氣化泵；尾部原蒸汽鍋爐改造、電站/再氣化鍋爐模塊；以及快速釋放鉤等系泊設備。

圖1 改造后FSRU總布置示意

2 再氣化選型及其布置

1)再氣化選型問題。在再氣化技術發展初始階段，主要采用蒸汽或海水直接加熱LNG的方式，但由于存在凝水結冰或海水結冰的風險，后引入了以丙烷作為中間加熱介質，但丙烷本身具有揮發性，會產生可燃氣體，因此在丙烷存儲、補給、安全釋放等系統設計方面較為復雜。最新的再氣化系統引入了乙二醇水作為中間介質，可以規避和LNG加熱過程中結冰問題，不會產生揮發性可燃氣體，系統設計簡單，基本上完美解決了丙烷作為中間介質的安全問題。本方案以乙二醇水作為再氣化中間加熱介質。根據服務區域的環境條件，有2種不同的熱源選擇方式，當海水溫度滿足再氣化裝置加熱溫度要求時，選擇海水加熱中間介質水乙二醇，當海水溫度低時(約13 ℃)，選擇蒸汽加熱中間介質水乙二醇，水乙二醇將LNG加熱、氣化并輸出為0 ℃以上，4～10 MPa的CNG，原理見圖2。

圖2 再氣化原理

配置3條再氣化鏈，每條鏈處理量為250 mmscfd，輸出范圍為20%～100%，輸出壓力4～10 MPa，輸出溫度0～10 ℃。

2)蒸汽量問題。由于再氣化每條鏈需要的蒸汽加熱量較大約為80 t/h，因此需要對原船主鍋爐和蒸汽系統進行改造。需要滿足再氣化加熱要求，同時要作為應急狀態下燃燒過剩BOG的功能。原主鍋爐改造后可以產生約150 t/h的再氣化使用蒸汽，滿足不了2×250 mmscfd。如果需要滿足750 mmscfd的再氣化能力，需要再增加2臺50 t/h的雙燃料蒸汽鍋爐。2條鏈工況下，啟用1臺再氣化鍋爐和2臺原主鍋爐；3條鏈工況下，啟用2臺再氣化鍋爐和2臺原主鍋爐。

3)改造量問題。再氣化模塊一般布置在船舶艏部或者貨物機械室前方。通過對艏部側推、艏部重油艙的改造，將海水加熱系統布置在船舶艏部，可避免對原機艙的改動，海水加熱系統基本就在再氣化系統下方，管路短，施工方案簡單。若將再氣化模塊布置在貨物機械室前方，需要對原機艙進行改動，工作量大，并且需要新增海底門，結構分析和改動難度也大幅上升，因此改裝方案將再氣化裝置布置在船舶艏部，可大幅減少改裝工作量。

4)視線問題。由于本船需保留航行功能，因此必須滿足SOLAS對于航行視線的布置要求。

FSRU改裝項目采用再氣化模塊布置(見圖3)在船舶艏部的技術方案，再氣化模塊設計容量為3×250 mmscfd，將海水加熱系統布置于船舶艏部空間，增加再氣化海水泵、乙二醇循環泵、消防水泵以及乙二醇海水換熱器等，原艏部重油艙取消，對應的空間安裝乙二醇/海水換熱器，蒸汽/乙二醇換熱器等。

圖3 再氣化模塊布置

3 電站配置

根據開閉混合式再氣化系統2種狀態下的電力負荷估算(見表1)，開式系統的電力負荷需求略大于閉式系統，開式氣化工況的貨物電力負荷需求在15 MW左右，總電力最大需求為再氣化峰值且在STS卸載工況，此時電力為21 996 kW，原船的蒸汽透平發電機和柴油發電機，最大負荷約為9 MW，不能滿足750 mmscfd的需求，因此需要新增電站模塊。考慮到電站發電機組的布置空間要求，只有將電站模塊設置在船艉。這種方案對原船系統的影響最小，可減少改造的工作量和成本。其布置見圖4。其中，新增的2臺50 t/h的再氣化鍋爐布置在電站模塊中。

表1 電力負荷估算表

圖4 新增電站模塊布置

電站模塊配置為：3臺雙燃料發電機組，原動機功率為9 160 kW，發電機輸出功率為8 840 kW。

4 BOG解決方案

FSRU主要分為2個運行模式：FSRU模式和LNG運輸船模式。分析和研究兩個模式下的各種運行工況。

4.1 FSRU模式

如表2所示，FSRU模式下，BOG的去處主要為雙燃料發電機、原雙燃料鍋爐、再氣化鍋爐、BOG冷凝器、GCU。不同工況下去處不盡相同。

表2 FSRU模式下BOG處理方式

1)再氣化滿負荷運行，無裝卸貨操作。在正常設計工況下，貨艙產生的BOG約4.5 t/h，由于再氣化LNG泵一直在給再氣化模塊供給LNG，流量為1 500 m3/h，對應的貨艙頂部空間會增大，產生的BOG可以存在貨艙中，多余的BOG首先輸送到3臺雙燃料發電機和雙燃料鍋爐。由于再氣化處于運行過程中，貨艙中的LNG不斷地輸往再氣化模塊，貨艙一般不會產生過多的BOG，通過監測貨艙壓力的變化，若有多余的BOG，可以將BOG輸送至再氣化模塊內的冷凝器中進行冷凝液化回流進艙，再冷凝器一般設計能力8 t/h，覆蓋貨艙多余的BOG完全沒有問題。若再氣化裝置采用閉式循環，則貨艙產生的BOG還不夠雙燃料鍋爐燃氣需求，還需進行強制蒸發LNG為鍋爐提供燃氣。

2)再氣化滿負荷運行，有裝卸貨操作。FSRU裝貨速率按8 000 m3/h考慮，貨艙產生的BOG氣約22 t/h，回流LNG船上的BOG約13 t/h，FSRU上剩余的BOG約9 t/h，FSRU上發電機燃氣耗量在3 t/h，剩余約6 t/h的BOG可以輸送至再氣化裝置再冷凝單元，如前所述，該工況下，貨艙BOG的處理是完全沒有問題的。若再氣化裝置采用閉式循環，剩余6 t/h的BOG首先輸送至雙燃料鍋爐，對于不足的部分，還需進行強制蒸發LNG為鍋爐提供燃氣。

3)再氣化不運行，無裝卸貨操作。該工況可以參照LNG船常規的BOG處理方式，本方案BOG約4.5 t/h，雙燃料發電機氣耗約1.5 t/h，剩余3 t/h的BOG需要處理，一般FSRU貨艙的設計壓力為70 kPa,貨艙內允許一定升壓，可以將多余的BOG積蓄在貨艙里面，積蓄時間根據項目不同，有一定差異，一般可以存5 d以上，等待再氣化裝置運行后，將BOG輸送至再氣化再冷凝單元冷凝，這樣會最大限度減少BOG的浪費。若運營方不準許貨艙摒壓，首選將BOG輸送至雙燃料鍋爐焚燒，產生的蒸汽冷凝，但該方式不產生實際效益，BOG等于白白燒掉。若改造后FSRU的使用工況經常會出現并且是持續長時間不用的情況，建議配置再液化裝置，排量3 t/h左右，但FSRU的經濟性會變差，本方案不考慮此工況。

4)再氣化不運行，有裝卸貨操作。該工況是FSRU的BOG處理最具挑戰性的設計工況，也是最為復雜的設計工況，FSRU以8 000 m3/h進行裝卸貨，BOG為22 t/h，向LNG船回氣13 t/h，剩余9 t的BOG，去發電機2 t/h，剩余7 t/h的BOG需要處理，本FSRU現有的鍋爐也無法處理，可以配置一個大容量的GCU，但這在經濟性上不是好的選擇。因此最好的方式是調整FSRU的運營操作，在再氣化裝置不運行的工況，若一定要進行裝卸貨操作，可適當延長裝卸貨的操作時間，降低裝卸貨的操作速率，減少BOG的產生量，給予FSRU處理多余BOG的時間。

如果在FSRU運營過程中，這種工況非偶發性出現，可在設計之初，將FSRU的裝卸貨速率設計為一個范圍，如從6 000～12 000 m3/h不等，從設計之初就考慮到規避貨艙可能需要摒壓的問題。

4.2 LNG船模式

航行船模式下，貨艙產生的BOG可以作為燃料供給雙燃料發電機使用，電力主要用于船舶推進，同時若有多余的BOG，可以供至雙燃料鍋爐，在大部分工況下，貨艙產生的BOG和船舶運行的需求維持在平衡的狀態，無需特殊考慮BOG的處理，若在特殊工況下有多余的BOG產生，可以將BOG輸送至雙燃料鍋爐或通過安裝在船艏部的透氣桅排出。

5 系泊分析

FSRU存在單船靠碼頭，及LNG船與FSRU并靠碼頭的布局。如圖5所示，FSRU采用雙船并靠的平面布置形態，不僅可節約碼頭岸線、降低工程造價，而且由于液相管線距離的縮短而增加了安全性。本方案在原14.7萬m3LNG船的基礎上改造，原系泊布置采用艏艉各10根，共20根直徑44 mm的系泊纜。船靠船的系泊采用共14根直徑44 mm的系泊纜(以14.7萬m3級別LNG船靠泊為例)。碼頭布置護舷4個錐2 000(計算按壓縮1 m時反力2 460 kN)，靠球選用直徑×長度為4.5 m×9 m(壓縮1 m時反力約900 kN)。在靠海的右舷配置10個套雙式快速釋放鉤(全船共20鉤)，系泊鉤單鉤許用負荷1 500 kN。

圖5 FSRU與LNG船雙船并靠示意

采用Optimoor軟件進行計算分析。分別取2種浪高，2種吃水，風浪流為360°組合數據，進行10種工況計算，見表3。

表3 系泊分析工況狀態的計算表

計算結果表明:①波浪的影響遠大于風及水流的影響，而且危險的浪向集中在相對船長角度 80°～100°范圍；波浪的周期越長，影響越大，系纜力和撞擊力結果均隨波高和波周期的增大而增大；②船靠船由于纜繩位置及數量受限于系泊鉤的布置，允許作業波高更低；③建議應采取措施，遮擋或避開危險角度的波浪，尤其應削減與船長夾角80°～100° 來的波浪；計算中拉力值是取最不利浪向，如適當避開與船長夾角80°～100°波浪，則相應可承受較高的波高。

6 結論

1)再氣化選型方面，宜選用乙二醇水作為中間介質，過程無相變，不冰堵，不揮發可燃氣，可作為類似方案的理想再氣化中間介質。

2)舊船改造方案，再氣化模塊宜布置在船艏，能充分利用船艏艙室空間，可減少改造工作量，其中船艏再氣化模塊對航行視線的影響可通過撬塊設計與布置優化解決。

3)舊船的主鍋爐一般難以滿足當前主流再氣化容量的需求，需要進行原主鍋爐改造，并需適當增加再氣化鍋爐。

4)早期舊船一般為蒸汽輪機驅動，其電力難以滿足再氣化負荷需求，需要新增較大負荷的電站，宜布置在船艉，有利于較短的線纜鋪設和足夠的布置空間。

5)BOG管理方案的設計中，FSRU模式下，通過合理操作，一般可設置BOG冷凝器處理大多數BOG，其余的由發電機、鍋爐消耗；航行船模式下按照原船配置和操作即可解決BOG問題。

6)FSRU通過合理系泊配置能夠在2 m有義波高下進行安全作業，超過2 m有義波高，需要采取措施，限制作業工況。