中國南海FLNG液化技術與關鍵設備方案研究

陳 杰

（中海石油氣電集團技術研發中心，北京100028）

引 言

浮式液化天然氣生產儲卸裝置 （LNG－FPSO，簡稱FLNG）是集海上天然氣的液化、儲存、裝卸和外運為一體的新型FPSO裝置。FLNG具有移動性好，規避深水海底管道鋪設，氣田適應性強，其LNG產品可遠距離運銷等特點［1］，因此，對于海況條件適宜和氣田LNG產品市場適宜海運，或遠海、深海的天然氣開發利用項目，FLNG技術方案具有顯著的技術經濟優勢［2］。全球海上潛在應用FLNG開發的氣田主要集中在非洲沿海、澳大利亞北部、中國南海及南美北部和阿拉斯加沿海地區。FLNG已成為中國開發南海深水天然氣的重要技術手段。

FLNG技術研究已有40年歷史，近十年來隨著深海油氣開發的推進，國內外掀起了FLNG研究和設計高潮，FLNG概念的工程化已被眾多能源公司所接受。目前，全球已有4個FLNG項目簽訂建造合同 （表1）。2011年5月，荷蘭皇家殼牌公司同法國Technip和三星重工簽署了全球第一艘年產350萬噸天然氣的 “Prelude”號FLNG建造合同。馬來西亞國家石油公司（Petronas）分別于2012年和2014年與Tecnnip＆大宇造船和三星重工＆JGC簽訂了2個120萬～150萬噸／年的FLNG建造合同。中國惠生（Wison）／美國BV公司聯合在2012年獲得了Exmar公司的50萬噸／年近岸FLNG建造的訂單。此外，還有數十個海上天然氣項目計劃采用FLNG進行開采，多個FLNG項目已經進入PRE FEED或FEED階段。

表1 全球FLNG匯總表Table 1 Summary of FLNG in the world

表2 當前南海已開發氣田規模與氣質情況Table 2 Gas field those have been developed in south China Sea

國內在FLNG領域的研究起步較晚，在國家相關部委的支持下，中海油、滬東中華、708所、上海交大、哈工大和中國石油大學等相關單位，經過 “十一五”、“十二五”的持續研究和聯合攻關。目前，國內陸上中、小型LNG工廠技術已成功應用，并積累了開車調試經驗，在此基礎上已開發了具有自主知識產權的大中型FLNG的液化工藝關鍵技術，完成了實驗驗證，初步完成了200萬～300萬噸／年等級的適合中國南海的FLNG基本設計。大型FLNG繞管式換熱器等FLNG關鍵設備國產化工作也在緊鑼密鼓的推進中?？傮w而言，國內FLNG已完成液化工藝的開發和實驗驗證研究，正處于關鍵設備樣機研制和試驗階段，但FLNG工程設計經驗欠缺，有待積累和完善，尚無FLNG建設、開車調試經驗。本文總結了前期承擔的國家工信部、科技部863項目關于南海天然氣氣田開發FLNG液化工藝技術和關鍵設備方案的研究成果。

1 基礎條件研究

1.1 裝置規模

FLNG裝置的設計規模與原料氣條件的確定直接影響其經濟性和適應性。我國FLNG裝置規模與氣田適應性基礎條件的確定原則必須針對中國未來南海天然氣氣田的開發，同時兼顧全球天然氣氣田開發需要，以提高FLNG的可行性。表2為當前南海已開發氣田規模與氣質情況，氣田情況差異大。其中，荔灣3－1氣田構造位置水深1500m，標志著我國海上油氣勘探作業領域實現了由淺水向深水的跨越。估計未來8～10年南海新增天然氣探明地質儲量將為4000億～6000億立方米，據此儲量可以建成200億～300億立方米天然氣年產規模［16］。另外，考慮到南海海況條件，我國南海適宜建造年產百萬噸級LNG的大、中型FLNG。

國際Infield對全球天然氣氣田規模分布進行了統計，推薦FLNG開發的主要氣田儲量集中在0.1～5TCF （約合28億～1400億立方米），見圖1。為此，認為200萬噸／年等級FLNG考慮了目標南海氣田的未來開發，同時其在世界范圍內亦具有較好適用性。200萬噸／年等級FLNG主要適用可采儲量為0.5～4TCF的氣田，對不同規模的氣田的具體開發方案如表3。

圖1 全球天然氣氣田規模分布圖Fig.1 global gas field size distribution

表3 不同規模氣田具體開發方案Table 3 Development plans of gas fields with different sizes

1.2 生存與作業海況

FLNG的作業海域為南海，最大水深1500m。生存海況以百年一遇臺風條件計，作業海況以一年一遇季風條件計。

1.3 原料氣條件

原料氣條件基于荔灣3－1氣田基礎數據，并為提高FLNG的適應性，對CO2等氣質組分進行了合理擴展，見表4。氣源溫度：16.5～24.5℃，壓力：7.5MPaG。LNG與C3，C4產品達到商業產品規格要求。

表4 不同氣質組分擴展表Table 4 Extension table of different temperament components

2 總體方案

2.1 功能與配置

FLNG可基本適用于中國南海海域，采用可解脫內轉塔式單點系泊系統。其上部設施具有接收、分離、脫酸、脫水、分餾、液化和產品儲存、裝卸的完整功能［5］。該系統設置旁靠、尾部串靠卸料；設置LNG和C3、C4和C5＋儲艙，貨艙圍護系統型式采用薄膜NO96雙排艙。

CO2脫除設計能力為10%，并預留模塊位置，以應對實際可能存在的更高酸氣濃度；預留天然氣增壓、CO2膜分離、CO2回注和硫回收模塊，以應對未來可能存在的氣井壓力衰減和條件變化；設置分餾單元，實現裝置效益最大化，同時自給液化單元所需的所有制冷劑供應。

2.2 上部設施的技術要求

FLNG主要技術要求：工藝與設備具備抗晃蕩能力的技術特點；考慮到場地所限，要求工藝流程簡潔、設備尺寸小，并且模塊化；考慮到海況工作環境惡劣，要求裝置運行可靠、起停方便、低負荷運行、操作便捷、獨立性好，安全要求高；要適應多個氣源，對不同氣田的不同氣質條件適應范圍寬；操作彈性好；要求所選用設備現場維護方便［3］。

2.3 模塊化與布置

表5 模塊劃分表Table 5 Module partition table

根據上部設施工藝流程和功能進行模塊劃分如表5所示。模塊布置應綜合考慮流程走向、安全因素。模塊布置一種是將生活樓、發電模塊置于內轉塔系泊系統前的船艏，然后向船尾方向依次布置預處理、凈化、分餾、液化和公用工程模塊，船尾布置火炬。此布置能夠將工藝危險區與生活區劃分開來，流程較為順暢，但由于火炬在船尾，會影響凝析油等產品的串靠外輸的安全性，而且生活區位于船頭，容易上浪。另一種系泊系統位于船艏，上面為火炬臂，從船艏到船尾依次布置分餾處理單元模塊、天然氣液化單元模塊、天然氣進氣及預處理單元模塊、動力及公用設施單元模塊、卸貨區、生活樓模塊，此方案解決串靠卸料安全性問題，但生活樓位于工藝區的下風向，容易受工藝區影響。兩種布置各有特點，需要結合海況條件對兩種布置進行QRA等安全評估后最終確定，本項目采用第一種，低溫LNG、LPG采用旁靠外輸，常溫凝析油采用尾部串靠外輸。

3 FLNG工藝開發

3.1 預處理

對于陸上的大型天然氣液化裝置，天然氣脫酸、脫水和脫汞技術已經比較成熟，通常采用醇胺法脫除酸性氣體，分子篩吸附脫水工藝和活性炭脫汞。對于FPSO有兩個新要求：吸收塔是FPSO上最高的容器之一，降低塔器高度，減小晃動對系統的影響；盡可能降低酸氣脫除工藝等熱量需求，通過充分利用冷劑壓縮機組燃氣透平的余熱，免除額外熱源的增加［4］。額外熱源的增加不但耗能大，也對FLNG上的安全性造成不利影響。研究對比了常規單塔吸收工藝和本項目新開發的FLNG胺液雙塔雙循環的脫酸工藝［6－7］。

吸收劑采用活化的MDEA （N－甲基二乙醇胺）水溶液。MDEA屬叔胺，具有再生能耗小、腐蝕性低、不易降解等優點，其分子中NH3的3個氫原子全部被置換，分子式表示為R1R2R3N，其中R1＝—CH3、R2＝R3＝—CH2CH2OH［8］。MDEA分子結構中的氮原子上沒有氫質子，無法與CO2進行直接反應生成氨基甲酸鹽，只能生成亞穩態的碳酸鹽，反應分兩步進行，分別為MDEA與CO2生成中間產物的反應、中間產物催化CO2水解的反應，總反應式為［9］

在MDEA中加入不同種類的活化劑，可改變其與CO2化學反應歷程，在保留MDEA優勢的基礎上，改善其反應速率較慢的缺點，因此吸收劑采用活化的MDEA溶液［10］。

采用經典的化工HYSYS軟件 （物流包采用Amine Pkg）對常規單塔脫酸工藝和雙塔雙循環脫酸工藝進行模擬對比研究，結果如表6所示。

表6 兩種脫酸工藝模擬結果對比表Table 6 Comparison of simulation results of two kinds of deacidification process

如果采用常規單塔脫酸工藝再生熱負荷為77780kW，現有冷劑壓縮機組燃氣透平的余熱為64000kW無法滿足，采用雙塔雙胺液循環脫酸新工藝后再生熱負荷降47220kW，而且吸收塔和再生塔塔高降低為常規的60%。

分子篩脫水采用優化的四塔干燥流程：兩塔運行，一塔再生，一塔冷卻。

圖2 常規單塔吸收工藝Fig.2 Conventional absorption process with single tower

3.2 分餾與液化工藝

3.2.1 液化工藝［11］液化單元是FLNG上部設施的核心技術單元。在陸上成功應用的液化工藝類別中，還要綜合考慮抗晃動、安全性、效率、裝置簡潔性、單線規模等因素［12］。本研究對現存各種經典液化工藝進行了流程分析和模擬研究，結果對比如表7所示。

圖3 FLNG胺液雙塔雙循環脫酸工藝Fig.3 FLNG amine deacidification process that with two towers and two cycles

綜合流程設備簡潔性和液化效率指標，SMR、DMR相對較優。另外，抗晃蕩性和安全性也是重要優選指標。表8是對現有經典液化工藝類別的綜合評判［13］。液化工藝安全性指標主要考察不同工藝，以丙烷為主的可燃冷劑介質充裝量和泄漏風險，因為丙烷制冷劑易揮發，且泄漏后易在甲班死角處集聚，為最大風險源，特別是處于壓縮循環的氣相丙烷冷劑系統，是主要的泄漏環節，因此，階式和C3／MR液化工藝的丙烷壓縮制冷循環，存在丙烷泄漏風險。海況晃蕩主要對大型分離設施液面波動的影響，對于液化裝置抗晃蕩性指標主要考察液化工藝中直接參與換熱的冷劑分離罐的數量和分離液面大小，階式和和C3／MR液化工藝存在很大冷劑分離液面，工藝抗晃動能力較差，且其裝置簡潔性方面存有不足，不適宜FLNG液化工藝。N2膨脹液化工藝安全性相對高，抗晃動相對好［14］，但效率低，旋轉動設備多，且由于是顯熱換熱，換熱器和管道等設施尺寸大，單線產能80萬～100萬噸／年以下，在100萬～120萬噸／年規模以上需要兩條或多條生產線并行生產，進一步增加系統復雜性。N2膨脹液化工藝主要適用中小型FLNG，特別是在FLNG工程化初期，部分投資方對新生事物較看重安全，具有選擇N2膨脹液化工藝的傾向。對于液化單元模塊，SMR和DMR在安全指標和抗晃蕩指標上稍遜于N2膨脹液化工藝，但綜合考慮起來，混合冷劑液化工藝MR更適用于FLNG。

表7 經典液化工藝流程分析及模擬結果對比表Table 7 Comparison of simulation results of classic liquefaction process

表8 現有經典液化工藝類別評價表Table 8 Evaluation of existing mature liquefaction processes

作者認為實際上在一個高度緊湊的FLNG上部設施空間，預處理、分餾等環節無法避免烴類可燃介質的流動存在，N2膨脹液化工藝只是冷劑循環局部裝置系統充斥氮氣惰性氣體，與混合冷劑液化工藝 （MR）相比，N2膨脹液化工藝本質性安全更多是停留在概念上，但因為循環冷劑中沒有丙烷流動，安全性有所提高；另外，盡管采用N2膨脹液化工藝，液化單元抗晃動能力較強，但晃蕩最為敏感的預處理和分餾塔器依然是FLNG受晃蕩影響的瓶頸，所以從FLNG整體來看，其抗晃蕩能力未必有質的提高。作者認為：類似于陸上液化工藝選用一樣，隨著混合冷劑液化工藝 （MR）技術在FLNG應用研究的進步和成熟，除了安全可靠外，業主會更看重提高FLNG的經濟性，FLNG上應用混合冷劑液化工藝 （MR）將是發展趨勢。

本項目研究中針對MR液化工藝中受晃蕩影響最為敏感的LNG繞管換熱器殼側換熱進行了艏搖、橫搖和垂蕩等不同晃蕩工況下的動態模擬研究，數學模型如下

研究表明：不同的晃蕩形式和幅度對LNG繞管換熱器殼側換熱性能有不同程度的影響。通過動態模擬認為晃蕩程度較小時只是引起液膜的變形，液膜變形會對換熱有一定影響，主要體現為換熱系數的波動，當晃蕩加劇到一定的加速度時，引起換熱惡化，甚至失效。以干度0.05，橫搖角度6°為例，不同的晃蕩頻率0.0833 （周期12s）、0.111 （周期9s）、0.1667周期下 （周期6s）下傳熱系數在一個周期內略有波動，平均值基本與靜止時相同，晃蕩頻率高時，傳熱系數略有下降 （詳見圖4）。

圖4 傳熱系數受橫搖工況影響 （干度0.05，橫搖角6°）Fig.4 Heat transfer coefficient under rolling conditions（dryness 0.05，roll angle 6°）

在本項目低頻 （周期10～15s）和低幅 （5°）艏搖和橫搖晃蕩工況下，換熱器殼側換熱性能基本沒有影響，液化裝置可以正常運行。所以，對于200萬噸／年規模的本FLNG項目，優選DMR液化工藝類別作為FLNG液化工藝開發類別。在此基礎上開發的自主液化工藝見圖5。

3.2.2 分餾工藝 在目前陸上運行的大型液化裝置中，都是采用低溫精餾分離方案，主要有以下兩種：前置天然氣膨脹的低溫精餾工藝和天然氣液化工藝結合的低溫精餾工藝。兩者對比研究結果如表9所示，最終項目選擇方案1：前置天然氣膨脹低溫精餾工藝。

3.2.3 BOG處理 BOG主要來源于LNG冷箱出口降壓后的閃蒸氣、LNG船艙受熱閃蒸氣、LNGFPSO裝置卸船時產生的閃蒸氣。BOG經壓縮后進入燃料氣系統，作為燃氣透平的部分燃料氣。

圖5 液化工藝原理圖Fig.5 Liquefaction process schematics

表9 兩種低溫精餾工藝對比表Table 9 Comparison Table on two kinds of cryogenic distillation process

4 關鍵設備方案優選

4.1 LNG換熱器［15］

圖6 前置天然氣膨脹低溫精餾工藝Fig.6 Prepositive natural gas expander combined with cryogenic distillation process

圖7 天然氣液化結合低溫精餾工藝Fig.7 Natural gas liquefaction combined with cryogenic distillation process

LNG換熱器是液化裝置的關鍵設備。陸上液化裝置選用的LNG主換熱器主要有鋁制板翅換熱器和LNG繞管換熱器［8］。由于兩者加工工藝不同單個換熱器性能與尺寸大小相差懸殊。板翅換熱器是整體釬焊而成，為確保釬焊質量，單個板翅換熱器尺寸有限 （8m×1.3m×1.3m），所以換熱面積有限，設計壓力通常不超過8MPa，對于百萬噸級／年的液化裝置通常需要數十臺換熱器串并聯起來，從而帶來可靠性、流動均布問題，占地也大，而且板翅換熱器承受溫變應力的能力較弱，通常要求溫變速度控制在0.5℃·min－1，相鄰兩股流體溫差一般控制在30℃以內，所以板翅換熱器主要應用于30萬～50萬噸／年以下的液化工廠，唯一例外的是基于板翅換熱器的階式液化工藝，由于板翅換熱器浸沒在純制冷劑中，緩解了流動均布和可靠性問題，單線能力可達300～500萬噸／年。但階式液化工藝由于丙烷的安全風險和抗晃蕩問題不適宜FLNG。目前，國內LNG板翅換熱器設計、制造相對成熟，水平基本看齊國際水平，也有較多的工程應用經驗。

繞管式換熱器 （coil－wound heat exchanger）是一種特殊的管殼式換熱器，其結構是在中心筒上以螺旋狀交替纏繞數層小直徑鋁管或不銹鋼管并形成管束，再將管束放入殼體內，通常每個管束均包含數百根甚至數千根換熱管，管束依靠支撐系統或懸掛于殼體頂部的方式保持在殼體內，換熱管材料有不銹鋼與鋁合金兩種，其單體尺寸通常僅受限于運輸條件。經過40多年的發展，繞管式換熱器是大型陸上天然氣液化工廠的首選主低溫換熱器。據統計，90%的百萬噸級以上的大中小陸上天然氣液化工廠采用了繞管式換熱器。在大型天然氣液化工廠中，繞管式換熱器的應用相當成熟，已成功應用于混合制冷液化工藝流程。單體繞管式換熱器的液化能力已經由最初的100萬噸／年增長到780萬噸／年。

與板翅換熱器相比，LNG繞管換熱器具有可靠性強，不易堵塞 （即使個別換熱管漏損，也可現場維護），可承受的溫變應力的能力強，裝置穩定生產負荷范圍寬 （0%～100%）和占地很小的優點，這些都是FLNG需要的技術特點。但LNG繞管換熱器較高，抵抗抗晃蕩的能力稍弱，應用于FLNG需要設計相應的均流器。Linde公司和本項目對LNG繞管換熱器抗晃蕩性能進行了理論與實驗研究，認為改進后的LNG繞管換熱器在橫搖5°～10°內可為FLNG接受。

所以，對于200萬噸／年規模的本FLNG項目鋁制LNG繞管換熱器是首選換熱器。目前，大型LNG繞管換熱器主要由APCI和Linde壟斷，2014年，工信部設立了國產大型LNG繞管換熱器樣機研制課題，該課題由中海油氣電集團牽頭，已攻關流動傳熱關鍵技術，首套國產樣機有望在2015年完成并進行工程中試。本項目采用自主研制的國產鋁制LNG繞管換熱器。

對于本項目200萬噸級／年FLNG鋁制繞管換熱器設備熱力設計初步結果：預冷換熱器：重178.6t，尺寸φ4.4×25.5m；深冷換熱器：重159.7t，尺寸φ3.9 （液化3.9m，過冷2.7m）×25.5m。

4.2 冷劑壓縮機，驅動和發電設備

百萬噸級／年以上的大型LNG工廠冷劑循環量很大，采用大型離心壓縮機。離心壓縮機的驅動方式通常有蒸汽輪機、工業燃氣輪機、電機和航空衍生燃氣輪機［17］。世界上極大多數LNG工廠采用大型工業用燃氣輪機驅動壓縮機和發電。最近幾年，航空衍生燃氣輪機和變頻電機驅動在Darwin液化項目和Snhvit液化項目開始嘗試使用。各種驅動方式對于FLNG適用性分析如下：

（1）蒸汽輪機：蒸氣輪機裝置復雜，體積龐大，可靠性好，效率低，需要依賴淡水資源，但單臺設備功率大，可量身定制，可實現國產化，作為LNG工廠第一代的壓縮機驅動設備，目前已很少應用于新建大型LNG工廠。蒸汽輪機作為FLNG離心壓縮機驅動和發電設備，技術可行但不經濟，可作為備選；

（2）工業燃氣輪機：過去20年里LNG工廠應用最多的驅動方式，世界上主要的作為驅動用工業燃氣輪機生產廠家有GE、和Siemens，ISO功率范圍在30～170MW，機型系列化，但可供選用的設備功率不連續［18］。ISO熱效率一般在33%左右。工業燃氣輪機需要定期維修和維護，通常裝置年正常維修天數14d。工業燃氣輪機可用于FLNG離心壓縮機驅動和發電設備，除安全性稍遜于蒸汽輪機外，總體技術經濟指標優于蒸汽輪機。

（3）電機：電機直接驅動的整體熱效率要低于采用燃氣輪機直接驅動壓縮機方式，由于電站和輸配電系統投資和占地通常高于傳統方式。通常對于具有多條生產線的陸上大型LNG工廠，集中發電規模足夠大時，可考慮采用集中發電，同時采用航空衍生燃氣輪機發電來提高項目的經濟性。對于只具有單條或兩條生產線FLNG采用電驅方式除了經濟性較差，而且由于用電負荷過度集中，一旦某臺冷劑壓縮機停車或啟動會引起孤立電網波動問題。所以，除了近岸FLNG存有外部供電源的特殊情況下，電機驅動冷劑壓縮機顯然不適用于FLNG。

（4）航空衍生燃氣輪機：具有占地面積小、重量輕、維護周期短和高效等特點，主要的生產廠家有GE和Rolls－Royce。航空衍生燃氣輪機不足在于其功率相對工業燃氣輪機要小，目前為GE公司的LMS100是功率最大的航空衍生燃氣輪機，ISO功率為100MW。航空衍生燃氣輪機的優點：熱效率達41%to 43%比工業燃氣輪機高30%，減少了CO2的排放。航空衍生燃氣輪機已成為大型LNG工廠冷劑壓縮機驅動，和發電設備選擇的一個技術方向，是LNG－FPSO的最佳選擇。

本項目研究對比了航改燃機主方案與蒸汽輪機備選方案，從設備重量、燃氣消耗蒸汽需求與海水消耗上具有顯著優勢，具體對比結果如表10所示。

本項目經比選研究后，采用的航改燃機驅動、發電和熱介質系統方案具體如下：預冷壓縮機功率25.75MW，可由一臺PGT25＋G4燃機驅動，深冷壓縮機功率約42.43MW，可由一臺Trent 60燃機驅動，其余熱用于加熱蒸汽，保證熱介質系統熱量供應。

發電單元考慮采用燃機和蒸汽輪機聯合循環發電供熱，預冷、深冷壓縮機燃機的余熱回收供發電和供熱。發電單元功率約40MW，可采用PGT25＋SAC燃機 （2用1備）滿足，余熱鍋爐配背壓式蒸汽輪機的發電方案，滿足系統熱量供應。

表10 兩種方案對比表Table 10 Comparison table of two programs

5 結論與建議

5.1 結論

針對南海天然氣開發和利用，兼顧全球FLNG的需要，對原料氣氣質等條件進行了合理擴展，提出了具有自主知識產權的200萬噸／年FLNG液化技術與關鍵設備方案。主要特征如下：a.開發雙塔雙胺液循環新工藝，有效降低塔高和再生熱負荷40%；b.前置天然氣膨脹低溫精餾工藝進行分餾，具有對氣質適應性強、精餾徹底，易開車調試的優點；c.開發預冷和深冷均為繞管換熱器的改進FLNG的DMR液化工藝，具有可靠、安全和高效特點；d.預冷、深冷主換熱器均采用LNG繞管換熱器，具有單體換熱面積大，安全可靠、占地小、易維護、操作彈性大，氣源適應性強的優點，適合FLNG；e.采用定型的航改燃機作為冷劑壓縮機組驅動和發電主設備，具有體積小、重量輕、效率高，易維護等優點，是FLNG的首選驅動設備。

5.2 建議

中國FLNG液化技術已完成了核心液化工藝的開發，但離追趕國際同行，實現自行建設南海FLNG的目標要求還存有顯著差距，為推進當前FLNG國產化工作，對于上部設施應該加強：（1）加快對FLNG用大型LNG繞管換熱器等關鍵設備國產化研制和試驗工作； （2）掌握并提高FLNG工程化技術，包括上部設施模塊化技術與工程設計，安裝建造技術，開車調試技術。

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