浮式液化天然氣開車方案討論

劉曉剛 張躍征 吳本勇

惠生（南通）重工有限公司 江蘇南通 226007

1 項目簡介

浮式液化天然氣（LNG）項目最早于20 世紀70 年代開始探索，首個詳細設計于90 年代完成，并計劃于2000 年運營。但當時卡塔爾作為天然氣出口主導者出現，降低了大型陸上LNG 項目的費用，從而使浮式天然氣項目擱置。隨著社會和環境因素影響下，陸上液化石油氣項目基礎設施建設費用急劇增加，浮式LNG 項目又重回人們的視野。建設海上LNG 項目所需時間大約為同等陸上項目所需時間的三分之二。因為陸上項目會面臨行政審批煩冗、土地獲取成本高昂、勞動力成本高企、環境監管嚴格等問題。主流浮式LNG 裝置的結構組成包括：LNG 生產系統、LNG 儲存系統、浮式LNG 裝置系泊系統和LNG 卸載系統。

50 萬t/ a 浮式LNG 項目采用單循環混合冷劑技術；制冷壓縮機采用燃氣透平驅動；燃氣透平和制冷劑壓縮機分別選用GE PGT25+SAC+2BCL 806；發電機為瓦錫蘭油氣兩用發電機，為全船所有用電設備供電。進氣壓力為76 kg，由海底管線引至駁船上部工藝裝置，分別經過胺（脫酸氣）單元、脫水脫汞單元、脫重烴和液化單元生產LNG，裝置還包括冷劑循環制冷單元、蒸發氣（BOG）處理單元、冷劑儲存單元、冷卻水單元、熱油單元等。

2 總體工藝流程介紹

2.1 液化工藝流程

天然氣從海底管道進入液化裝置，首先經過胺單元脫除酸性氣，酸性氣主要為二氧化碳，也有可能含有少量硫化氫，胺單元使用專利配方的MDEA 水溶液，將原料氣中的二氧化碳深脫至小于50×10-6。

原料氣離開胺單元進入脫水單元，脫水單元采用兩床式分子篩干燥技術，一床進行干燥操作，另一床進行再生及等待切換操作。氣體從胺單元帶出的飽和水經過分子篩后，水含量降至小于0.1×10-6。因為水和二氧化碳在天然氣液化過程的低溫下會凍結，所以必須在液化單元之前脫除。

離開分子篩單元后，原料氣進入冷箱液化，從冷箱底部出來的LNG 流入浮式LNG 駁船儲罐。冷箱的冷量由燃氣透平機驅動冷劑壓縮機提供，通過使高壓冷劑減壓截流循環提供冷量。制冷劑儲罐采用集裝箱式標準化儲罐，便于運輸和更換。

駁船LNG 儲罐采用TGE 公司生產的3 個IMO（國際海事組織）“C”型罐，設計壓力為3.5kg，總容積為16500m3。高壓LNG 經過減壓進入LNG 儲罐會產生蒸發氣，保冷層的熱泄漏也會產生蒸發氣。為保證LNG 儲罐壓力穩定，蒸發氣由低壓蒸發氣壓縮機進行壓縮，壓縮后的蒸發氣部分用作發電機燃料氣，部分進入高壓蒸發氣壓縮機進一步壓縮，高壓蒸發氣然后被送至脫水單元作為分子篩再生的再生氣，最后送至燃氣透平，作為驅動燃氣透平的燃料氣。

2.2 全船公用工程

全船公用工程系統包括發電系統、冷卻水系統、導熱油系統、燃料氣系統、儀表風/ 工廠風系統、氮氣系統、火炬系統。

發電系統采用瓦錫蘭油氣兩用發電機，在天然氣上船之前使用柴油發電滿足船上用電需求，天然氣上船之后以可無縫切換至天然氣發電；冷卻水系統由3臺冷卻水泵、冷卻水膨脹罐、冷卻水給水總管、冷卻水回水總管及相關儀表組成。

熱油循環系統的作用是利用廢熱回收單元（WHRU）回收的熱能，為全船其他熱用戶提供熱源。

燃料氣系統分為低壓燃料氣和高壓燃料氣。LNG儲罐產生的蒸發氣經低壓BOG 壓縮機壓縮至8kg，用作低壓燃料氣，主要作為船用發電機燃料氣（最大消耗量為1.5T/ h），其他作為容器保護氣、火炬總管吹掃氣及開車階段熱油加熱器；富余的低壓燃料氣經高壓BOG 壓縮機壓縮至35kg，先做為分子篩單元再生氣，再用做燃氣透平燃料氣。因BOG 氣量變化較大，如果高低壓燃料氣不足，可以用原料氣減壓作為補充，如果低壓燃料氣富余，則可以返回至冷箱再次液化。

氮氣系統采用South- Tek PSA 變壓吸附，氮氣純度為99%，耗量為80Nm3/ h，主要作為制冷劑氮氣組分的補充和冷劑壓縮機軸密封用的隔離氣。

儀表風要求露點低于- 40℃， 消耗量為480Nm3/ h。

根據API（美國石油學會）521 規定，液化裝置需要配備緊急泄壓系統。在滿足泄壓條件下，觸發緊急泄壓系統會將所有操作中壓力大于17.2kg 的單元在15min 內，將壓力降至其設計壓力的50%以下，以此降低一次危險后的次生危險的破壞度。

3 開車前的準備工作

浮式LNG 駁船在海上近岸操作，一般在氣田附近，地處偏遠，基礎設施薄弱。如果在最終運營地試車，則需要投入大量人員，時間和設備，試車成本很高，惠生海工開發了在造船廠對浮式天然氣駁船進行試車的方案，驗證裝置液化能力，并在船廠解決過程中遇到的問題，確保駁船在目的地能夠短時間內正常生產。極大的降低試車的費用和縮短開車時間。

為確保項目順利開車，項目組專門聘請乙烯工廠熟練操作人員為項目開車，開車團隊多次前往陸上LNG 工廠進行實地考察和學習交流，將以往陸地項目開車中遇到的經驗教訓應用到本項目中，確保了開車的順利進行。駁船發電系統采用瓦錫蘭雙燃料發電機，在天然氣上船之前，使用船用柴油發電供應全船用電。所有設備、儀表、控制系統、公用工程系統已完成調試并投用。

3.1 LNG裝載

該項目由惠生（南通）重工有限公司總承包，其工作為在船廠碼頭引入天然氣至浮式LNG 駁船進行試車。LNG 裝載最初方案是用LNG 運輸船（LNGC）將LNG 直接注入浮式LNG 駁船，考慮到LNG 裝載過程中的安全和長江航道占用問題，最后選擇用LNG 運輸槽車通過陸地碼頭來裝載。

3.2 蒸發氣處理

一旦駁船LNG 儲罐中存在LNG，就會不可避免的產生蒸發氣，設計中的低溫蒸發氣先和部分原料氣換熱，使溫度由- 160℃升至- 40℃，再進入低溫碳鋼材質的低壓蒸發氣壓縮機，滿足碳鋼材料對BOG 溫度的要求。但在駁船上，氣化單元開車之前沒有原料氣，因此項目組采用BOG 壓縮機部分循環的方式，使一部分常溫的BOG 壓縮機出口氣體減壓返回常溫的駁船LNG 儲罐（非裝載LNG 的剩下的兩個儲罐之一），使這部分氣體與低溫的BOG 混合進入低壓常溫BOG 壓縮機，滿足壓縮機對溫度的要求。

3.3 循環水系統

再氣化單元的熱量由循環水提供。開車順序中，是先開再氣化單元再開液化單元，再氣化單元的作用是把LNG 氣化，所需熱量由循環水提供，循環水的復溫由長江江水提供。當時南通的江水溫度低于原設計中海水的溫度，導致循環水流出氣化器的溫度過低，這時可以利用熱油系統中的平衡換熱器解決。當BOG 壓縮機操作穩定后，可供燃料氣給熱油系統，使熱油系統運行從而提供循環水熱量，來補償南通地區江水溫度低于原設計中海水溫度的情況。

4 開車過程

裝載LNG 后，開啟BOG 壓縮機，將壓縮機出口部分燃料氣送至低壓燃料氣系統。WHRU 單元可以開啟加熱爐模式，利用低壓燃料氣燃燒為廢熱回收提供熱源，使熱油循環得以開車，為全船提供熱量來源。

當廢熱回收單元以加熱爐方式運行時，由低壓燃料氣提供熱源，建立熱油系統循環后，通過熱油平衡換熱器為循環水系統提供熱源，進而解決LNG 氣化模塊的熱源問題。熱油平衡換熱器設計熱負荷為7.0GJ/ h, 考慮熱損后約能夠氣化6t/ h 的LNG，這些LNG 足夠調試下游燃氣透平及制冷壓縮機，而當制冷劑壓縮機運行后，需要大量循環水對冷劑壓縮機出口冷劑進行降溫，從而使循環水系統有了額外的熱負荷來氣化更多的LNG。

啟動再氣化模塊，產生的天然氣引入脫酸單元。在船廠試車，氣化的天然氣并不含有酸性氣，胺單元僅以水為開車介質，建立循環，用以測試胺單元所有設備是否能正常工作。

氣體從胺單元流出后含該溫度下的飽合水，進入分子篩單元脫水，分子篩單元初次開車至少需要經歷3次以上的再生過程，才能將天然氣引入下一處理單元。性能考核記錄見表1。

表1 性能考核記錄

由表1 可知，隨著時間的推移，LNG 的質量產量呈逐漸下降趨勢，但LNG 的熱值和分子量呈上升趨勢，這個結果與在線分析儀表顯示的結果相吻合。因為裝置在測試過程中，天然氣經歷了氣化、液化、氣化的循環過程，其中的燃料氣主要是利用蒸發氣，LNG 儲罐中的蒸發氣以輕組分為主，隨著循環過程的進行，輕組分的C1 比例在LNG 中逐漸減小，C2、C3 等重組分的比例逐漸升高，分子量也在逐漸升高，可液化的天然氣質量流量逐漸降低。但單位質量的LNG 的熱值逐漸升高，所以使用閉式循環的方式測試FLNG 液化能力是可行的，但時間不宜過長，否則原料氣組分變化太大，無法真實反映裝置的情況。

5 結語

50 萬t/ a 浮式LNG 項目的試車開車和性能考核的成功證明，浮式天然氣在造船廠完整調試的具有可行性。采用這種方式可極大降低浮式天然氣項目的風險，減小了不確定性，船廠擁有齊全的設備和大量熟練的技術工人及可靠的供應鏈，在船廠進行試車開車和性能考核可完整檢驗全船裝置，遇到問題也可以快速解決，同時船廠一般成本較低，同時也縮短了工期，使駁船能夠快速的投入最終運營。