浮式液化天然氣接收終端項目工藝設計及操作所遇問題及思考

傅 皓 周齊領中國成達工程有限公司 成都 610041李 賽 四川大學化工學院 成都 610065

1 項目概述

1.1 項目組成及方案選擇

我國第一個浮式LNG 接收終端項目位于天津港南疆港區，項目總投資57 億元，由浮式儲存氣化裝置(FSRU)、港El 工程、儲罐工程、輸氣管線工程四部分組成。項目采用的浮式儲存氣化裝置技術在國內屬于首創，具有建設周期短、投資低、靈活性高、簡單易行的特點，能有效彌補常規LNG 接收終端的不足。

一般常規的陸域LNG 接收終端從發改委審批到最終建成需要5年左右，建設期為3 ～3.5年。浮式LNG 終端建設一般需要1 ～1.5年，目前已建成的浮式LNG 接收終端中，最快的記錄是從決定投資到完成試運行只用了6 個月。較陸域LNG 接收終端縮短60% ～70%的時間，選擇浮式LNG 方案可以在很大程度上規避建造期風險［1］。

1.2 FSRU 介紹

LNG-FSRU (Floating Storage and Regasification Unit)是LNG 浮式貯存和再氣化裝置，可作為具有存儲功能的海上終端向岸上供應天然氣。

FSRU 上安裝必要的增壓、氣化設備和公用系統(包括電力系統)，系泊于近岸碼頭，LNG 從LNG 運輸船通過卸料臂輸送到FSRU 儲存單元，經罐內泵和高壓泵升壓后進LNG 氣化器，氣化后達到壓力和溫度要求的天然氣經計量由高壓氣體外輸臂輸送至碼頭上的輸氣管道外送。儲艙內因外界熱量漏入而產生的BOG 經BOG 壓縮機加壓，再由加熱器預熱后作為燃料進蒸汽鍋爐燃燒，鍋爐產生的蒸汽經過乙二醇水溶液/蒸汽換熱器，將熱量傳遞給乙二醇水溶液后冷卻凝結成水，返回蒸汽鍋爐水罐，而被加熱的乙二醇水溶液進LNG 主氣化器作為熱介質將LNG 氣化。

正常運行時，FSRU 儲罐內維持較低的壓力，在LNG 外輸量較大時，LNG 儲艙內可能出現負壓，須設置一條高壓氣體返回管線從氣化裝置后引出，經調壓后進入LNG 儲艙，維持儲艙的正壓。如果儲艙產生的BOG 不足以滿足鍋爐燃氣要求時，須開啟強制氣化器，將船艙內的LNG 氣化并加熱后進入鍋爐燃燒，以滿足FSRU 上的動力需求。FSRU 工藝流程見圖1。

圖1 FSRU 工藝流程框圖

1.3 LNG 裝載系統(FSRU 碼頭)和高壓氣體外輸臂

在一期時，用LNG 裝船臂連接FSRU 碼頭管道和FSRU 管道，從LNG 運輸船中船泵送出的液化天然氣可裝載到FSRU 船倉的LNG 儲罐中。

一期岸上不設置加壓氣化系統，外輸氣由FSRU 氣化提供。LNG 在FSRU 中貯存、加壓、氣化后得到的高壓NG 氣體，通過高壓氣體外輸臂輸送到岸上的外輸管線，供下游用戶使用。

本項目FSRU 容積為145000 m3，LNG 裝載流速為4000 m3/h。

LNG 經過3 臺直徑16″的LNG 裝船臂輸送到FSRU 船倉儲罐。裝船時產生的蒸發氣(BOG)一部分通過1 臺直徑16″的氣體返回臂返回到LNG 運輸船。

FSRU 中輸出的高壓NG 氣體，則通過12″的高壓氣體外輸臂輸送到岸上的外輸管線。

1.4 浮式LNG 接收終端存在的問題及局限性

由于是國內第一個浮式終端項目，相關的經驗積累很少，在與FSRU 供應商的合同談判中往往只界定了FSRU 接受LNG 及輸出高壓NG 的功能，對其中細節參數及其他配套功能(如提供保冷循環，協調處理BOG 等)均無規定，給后面的設計和操作帶來了一定的困難。另外浮式終端一個很大局限性在于尚未建立完整的標準規范［1］，若我國要推進浮式終端項目，則必須盡快制定相關的標準規范，使設計和操作有據可依。

2 工藝設計中遇到的問題及對策

2.1 卸船后的保冷循環

對于浮式終端(FSRU)項目，一般都建設有兩個碼頭:FSRU 碼頭和LNG 運輸船碼頭，卸船總管需要跨兩個碼頭，因此長度均會較一般常規站更長，約1km，而卸船總管的尺寸較大，一般為30″～40″，因此如何對其進行保冷，是浮式終端(FSRU)項目需要解決的重要問題。

由于岸上常規LNG 儲罐未建好，每次卸船完成后卸船管線中LNG 的處理方式及每次LNG 運輸船來前的卸船管線保冷，有以下四個方案供選擇。

(1)方案一:卸載后，LNG 留存在管線中，由FSRU 提供LNG，進行卸船管線保冷循環。

在首次/上次卸載LNG 結束后，卸船管線中充滿LNG，由FSRU 通過一條卸船臂提供LNG 進行整個卸船管線的保冷循環，循環后的LNG 通過另一條卸船臂返回FSRU。

下一次LNG 運輸船到來時，只需要預冷兩個碼頭的卸料臂，就可以立即開始卸船操作，無需再預冷卸船總管。

本方案與國內外LNG 接收站的常規操作模式類似，由于岸上設置有儲罐，因此在無卸船的正常操作期間，由LNG 儲罐罐內泵泵出LNG，并通過一根循環管線以小流量的LNG 經卸船總管循環至LNG 儲罐，以保持LNG 卸船總管處于冷狀態備用。卸船時停止LNG 保冷循環。該操作簡便易行，安全可靠，是首選方案。

(2)方案二:卸載后，LNG 留存在管線中自然氣化，下次來船前再由FSRU 提供LNG 或BOG預冷管線。

在首次/上次卸載LNG 結束后，LNG 繼續留存在管線中，打開FERU 碼頭卸料臂和氣相返回臂之間臨時管線上的手動閥，或卸船碼頭卸料臂和氣相返回臂之間臨時管線上的手動閥，讓管線中氣化產生的BOG 排入BOG 總管，并最終排入火炬，避免管線的壓力升高。

下一次LNG 運輸船到來時，在卸船管線溫度低于-120℃的前提下，FSRU 提供LNG 進入卸船管線進行進一步深冷，如果LNG 運輸船到來時，卸船管線溫度高于-120℃，則需通過深冷氮氣或BOG 對卸料管線等預冷至-120℃ (即氣體預冷，預冷速率及溫差要求同前)，方可允許FSRU 供LNG 進入卸船管線進行進一步深冷。按照管路溫度降低率最大不超過-10°C/h 且管道頂部和底部的溫差不超過50℃的要求，增大或減小LNG 流速。輸入LNG 所置換出的BOG 通過卸船碼頭卸料臂和氣相返回臂之間臨時管線進接收站的氣相管線，并最終排入火炬，在此過程中注意觀察管線溫度和碼頭收集罐液位，盡量避免液體進氣相管線。深冷完成并預冷了兩個碼頭的卸料臂后，就可以開始卸船操作。

此方案的缺點:LGN 長期留存在管線中，由于LNG 是易氣化介質，管線的下部是液體，上部是氣體，二者的熱容不一樣，管壁會出現溫度梯度，管道上下部形成溫差，發生熱拱現象，導致管道變形(存在管道應力破壞的潛在可能性)，進而引起閥門法蘭不均勻變形，發生泄漏。另外，管道的連接法蘭處若各部分溫差過大，也會導致法蘭不均勻變形，出現泄漏，引發安全事故。這一方案存在一定的安全風險。

(3)方案三:卸載后，LNG 留存在管線中，此時管線中蒸發產生的氣體將通過FSRU 碼頭和LNG 碼頭的氣液相跨接管線排入接收站氣相管線。當卸料管線溫度升高到接近-120℃或管底部和頂部溫差接近50℃時，則由FSRU 提供一股少量的LNG 以維持卸料管線的溫度在-120 ～150℃之間，管道頂部和底部的溫差在50℃以內，此時需首先關閉FSRU 碼頭液相跨接管線上的手動閥，管線中蒸發產生的氣體則通過LNG 碼頭氣液相跨接管線排入接收站的氣相管線，當BOG 管線溫度達到-130℃時，FSRU 停止LNG 輸送。關于接收站管線溫度，接收站和FSRU 間應保持聯系。

本方案實質與方案二相同，都是將LNG 留存在管線中自然氣化，所不同的是，本方案對管線溫度進行了控制，避免了過高的溫升和過大的管頂/底部的溫差，消除了安全風險，是可行方案。

(4)方案四:卸載后，留存在管線中的LNG用氮氣置換放空，下次來船前再由FSRU 提供BOG和LNG 預冷管線。

在首次/上次卸載LNG 結束后，采用碼頭的氮氣管線對卸船管線進行加壓，把其中的LNG 排入FSRU 中。

在下一次LNG 運輸船到來時，必需重新進行氣體預冷、液體預冷等一系列操作后方可開始卸船操作。

這種方案必然會出現管線在短時間內反復冷卻-升溫，管道反復經歷從常溫至-160℃的極端溫度變化，管路系統(包括管道、閥門、法蘭、墊片等)因經常的劇烈溫度變化，會加劇管線疲勞破壞，降低裝置安全使用壽命。另外，操作工作量非常大。此方案不是可選方案。

以上分析得到結論:①方案一是首選的方案;②方案二從技術上雖是可選方案，但有一定的風險性且欠缺實際應用的經驗;③方案三從技術上是可選方案;④方案四是不可選方案。

從項目執行情況看:①FSRU 供應商拒絕提供保冷用LNG，理由是會增加FSRU 的操作難度和人力負荷，因此方案一不可行;②FSRU 供應商也認為方案二具有一定的風險性;③FSRU 供應商同意方案三，這也是本項目最終采用的方案;④FSRU供應商不同意方案四，不同意接受這些排放的LNG，因此方案四不可行。

綜合所述，方案一雖是最優方案，但是由于在最初與FSRU 的合同談判中未考慮到該問題，因此合同未對由FSRU 提供保冷循環作出規定，在后期的協調中FSRU 出于自身操作考慮不同意提供保冷循環，導致設計方和業主對后來的設計和操作思路都做出了很多修改和讓步，最終選取了操作更為復雜的方案三。以后的項目應充分吸收本項目的經驗，將提供保冷循環寫入與FSRU 的合同中。

2.2 氣相壓力控制及保護

在常規接收站項目中，通常是用BOG 壓縮機抽取BOG 來維持LNG 儲罐壓力穩定，常常使用罐壓來自動調節BOG 壓縮機負荷。但是在浮式終端項目中，船上由于有LNG 罐，因此也有一定量的BOG 持續產生，而且船上也有BOG 壓縮機，船罐的設計壓力低于岸罐等，這些都是與常規項目所不同的實際情況，因此在浮式終端項目中怎樣進行BOG 的處理便成為需要解決的重要問題:船的氣相與岸側氣相是否保持連通，船上也有BOG 壓縮機如何協調船岸兩側兩臺壓縮機的控制，壓力保護如何實現等問題。

2.2.1 壓力控制

(1)除發生事故外，FSRU 氣相空間和接收站的氣相空間一直保持連通。

(2)在1 期時，將首先由FSRU 處理BOG(除開僅岸側LNG 儲罐進料的工況，此種工況下將由岸側的BOG 壓縮機首先進行BOG 的處理)，當FSRU 不能處理所有的BOG 時，多余的BOG 將由岸側的BOG 壓縮機進行處理。

以上結論使得FSRU 與接收站的氣相空間成為一體，并且可以充分應用船側和岸側所有BOG 壓縮機的能力，操作彈性較大，是比較好的壓力控制方案，可供后來項目參考。

2.2.2 壓力保護

從安全角度，可能引起FSRU 與儲罐壓力安全問題的主要原因應在于:FSRU 罐與岸罐的設計壓力不一致(船罐與全容罐罐型不一樣)。

設計的考慮如下:

(1)若FSRU 側低壓或岸罐側低壓的情況，將關注以下二個信號:

來自FSRU 船方提供的壓力LL 連鎖信號和來自岸罐的壓力LL 連鎖信號。

當以上兩個信號任意一個為真時，ESD 將關閉FSRU 碼頭上的氣相返回管線的ESDV 閥，同時切斷岸上的BOG 壓縮機。

(2)若FSRU 側高壓(如進料)或岸罐側高壓，將關注以下二個信號:

來自FSRU 船方提供的壓力HH 連鎖信號和來自岸罐的壓力HH 連鎖信號。

當以上兩個信號任意一個為真時，ESD 將關閉FSRU 碼頭上的氣相返回管線的ESDV 閥。

如此就可以在壓力異常時將兩者的連接切斷。對弱者起到保護作用。因此需要FSRU 提供FSRU上罐壓力HH/LL 的連鎖信號，LNG 儲罐提供岸罐壓力HH/LL 的連鎖信號給ESD 系統。

但是在與FSRU 的談判中，FSRU 拒絕提供FSRU 罐上壓力HH/LL 的連鎖信號，理由是合同之外的要求且目前的船岸通訊系統已無足夠的通道提供信號傳遞。因此再跟FSRU 交流后對方確認船側有足夠的措施對自身進行壓力保護，因此壓力保護原則修改為:FSRU 儲罐壓力聯鎖保護由FSRU 負責，接收儲罐壓力聯鎖保護由接收站方負責。當儲罐壓力出現HH/LL 異常時，將切斷FSRU 碼頭氣相管線的SDV 閥。在以后的項目中應要求FSRU 提供壓力HH/LL 連鎖信號，以便作出綜合判斷后，切斷FSRU 與岸側氣相管線的連接，對FSRU 和岸罐均多一層保護。

2.3 FSRU 的進料速率

接收站FSRU 碼頭所配備的卸船臂的總流通能力為13200m3/h，該流量也是14.5 萬方船的常規卸料流量，若按此流量接卸14.5 萬方的LNG 運輸船只需要11h。但是FSRU 在簽定合同時將進料流量限定在了4000m3/h，這就使得全速進料的時間延長到了37h，將LNG 運輸船的滯港時間延長了約1 天。若LNG 運輸合同按常規LNG 接收站的操作時間簽定，則可能面臨超時罰款的問題。

在后期與FSRU 的協商中，業主多次要求FSRU 提高允許的接卸流量，但FSRU 拒絕，理由是船上的BOG 壓縮機能力有限，如果接卸更多的LNG 流量就無法處理掉所產生的BOG。其實FSRU的第二條理由根據2.2 條中所述的壓力控制方案是完全可以解決的，FSRU 與接收站氣相連通，船側岸側壓縮機可以一起運行來維持氣相空間壓力，且岸側BOG 壓縮機能力足夠大，能夠處理13200m3/h 進料流量下所產生的BOG。但FSRU 仍不認可該解決方案，堅持按照合同流量，由于合同已簽定，業主只有同意。

因此，以后的項目業主在與FSRU 簽定合同時，不能只注意功能的界定，同時也必須注意這種細節參數問題，以避免引起其它方面的損失(如滯港罰款，卸船操作時間延長增加操作工工作量等)。

3 建議及結語

綜合以上所述，雖然浮式終端項目有建設周期短、見效快等優點，但存在的一個重要問題是FSRU 對浮式終端項目具有很大的約束性。因此業主在與FSRU 談判前，應充分借鑒已有浮式項目的經驗，策劃好功能規定和細節參數規定，爭取簽定合同對己方更有利，以減少FSRU 的制約帶來的負面影響。

1 艾紹平，張奕. 浮式LNG 接收終端技術及發展［J］. 世界海運，2012，9:32 -34.