浮式儲存氣化裝置的問題分析與工藝優(yōu)化

劉 源

(中海油天津液化天然氣有限責任公司 天津300451)

浮式儲存氣化裝置(FSRU)是集 LNG 運輸、儲存、加壓氣化及蒸發(fā)氣(BOG)處理于一體的綜合型LNG運輸船，也可稱為“移動式”接收站，是典型的LNG應急、調峰的移動能源基地。FSRU上的公用系統及輔助設施主要包括水蒸汽系統、發(fā)電與配電系統、消防系統、制氮系統以及工廠/儀表空氣系統等，其中蒸汽系統是提供氣化外輸的關鍵設備。船上蒸汽鍋爐將原料水和過熱蒸汽進行混合，產生飽和水蒸氣用于LNG氣化[1]。

作為陸上天然氣氣化終端的海上“替代品”，FSRU既可作為LNG運輸船使用，又具有LNG儲存及再氣化功能。但在實際運行過程中，由于設備、運行方式、原料等限制，會出現BOG壓力難以控制、原料多組分差異化嚴重造成分層翻滾、小氣量外輸能耗較高等一系列問題。管理技術人員針對上述問題進行了相關分析研究和工藝優(yōu)化，取得了良好效果，為以后同類項目的順利開展提供相關經驗和借鑒。

1 FSRU實際運行中存在的問題

1.1 BOG壓力難以控制

FSRU有4個船艙，最大船艙艙容約41000m3，最小的船艙艙容僅有 20000m3。船艙壓力在正常時維持在 12～13kPa，當壓力達到 20kPa時就會產生高壓報警(圖1)。

圖1 FSRU氣相壓力聯鎖值Fig.1 FSRU gas phase pressure interlocking value

在接卸船時 LNG進入船艙后與船艙剩余的LNG混合，當密度、品質差別較大時會產生大量的蒸發(fā)氣。由于船艙氣相空間較小，短時間內船艙壓力會迅速上升，且氣相返回管線尺寸較小，蒸發(fā)氣難以迅速通過氣相管線輸送到岸方；此外在大氣化量外輸生產狀況下，船方低壓(LD)壓縮機已處于滿負荷運行狀態(tài)，無法自行處理更多的BOG，這樣船艙壓力就會較長時間維持在較高的水平。因此無法在常規(guī)提速時間內達到全速水平，而且在提速的過程中存在較大風險，一旦 BOG蒸發(fā)量超出壓縮機滿負荷能力，壓力持續(xù)升高超過 18kPa，火炬安全放空自動投用，通過燃燒處理多余的 BOG以維持一個壓力安全范圍，進而造成巨大的能源浪費現象[2]。

1.2 組分差異化造成分層翻滾

由于冬季保供船期緊湊，來船貨物的貨源地分布較廣，貨物組分差異性很大，據統計冬季保供期來船密度在421～468kg/m3這一較大范圍內變化，當密度較大的 LNG積聚在罐底部，密度較小的 LNG處于罐頂部，底部LNG因受頂部LNG重力作用，壓力明顯高于頂部，蒸發(fā)溫度就會相應提高，相對于該壓力所對應的蒸發(fā)溫度來說，底部 LNG成為具有一定過冷度的LNG，蒸發(fā)速度較上部慢，而外界熱量總是不斷地由外而內傳遞，底部 LNG獲得的熱量中有相當一部分促使LNG升溫。隨著溫度升高，密度將減小，當底部 LNG密度小于上部 LNG密度時，分層平衡將被破壞，形成翻滾，混合后溫度低的 LNG被底部溫度高的 LNG不斷加熱而加快蒸發(fā)，而底部溫度較高的 LNG失去了原來的壓力也將產生劇烈的蒸發(fā)，瞬間造成蒸發(fā)氣壓力急劇上升。

FSRU只有底部進料一種裝載模式，無法像陸地常規(guī)接收站儲罐那樣可以根據來船密度靈活選擇上下進液方式，而且在保證足夠的氣化外輸量的情況下，無法開展徹底的倒倉作業(yè)，這就不可避免的造成了不同組分密度的LNG由底部進入船艙而無法充分混合的現象，進而極易造成裝船后個別船艙出現嚴重分層現象，為LNG翻滾埋下隱患。

1.3 小氣量外輸能耗較高

FSRU氣化外輸主要依托三臺中間介質氣化器，經過高壓泵加壓的 LNG與乙二醇換熱而氣化，產生的高壓天然氣通過外輸匯管與碼頭CNG臂相連通輸送到供氣首站(圖2)。中間介質乙二醇的熱源則來自于鍋爐產生的高溫蒸汽，船方鍋爐主要通過低功率壓縮機向蒸汽鍋爐供應燃料氣源燃燒產生大量水蒸氣，但在實踐中發(fā)現低功率壓縮機最小功率工作供應的天然氣為 0.6t/h，超過小氣量外輸時蒸汽鍋爐所需的天然氣，為保證低功率壓縮機以及鍋爐正常運轉，不得不將多余的天然氣白白燃燒掉，造成了能源的巨大浪費[3]。

圖2 FSRU氣化外輸工藝簡圖Fig.2 Simple diagram of FSRU gasification process

2 FSRU的工藝優(yōu)化

2.1 FSRU作業(yè)期間BOG壓力的控制

針對LNG船接卸過程中BOG壓力迅速躥升難以有效控制的情況，從 BOG產生的原因入手，主要在外部熱量的影響以及卸料速度等因素上加以控制，具體思路和措施如下文所述。

由于FSRU氣化外輸采用的閉式循環(huán)模式，需要消耗 BOG作為燃料氣生產水蒸氣，為中間介質乙二醇提供源源不斷的熱源，且氣化量大小與所需燃料氣的消耗量具有正相關性(圖3)。根據FSRU這一生產特性，天津LNG充分探討并制定了在卸料初期BOG壓力較高時通過提高氣化外輸量來增加BOG消耗量的方案，維持船艙壓力穩(wěn)定。港務處與接收站密切配合，根據下游輸氣計劃，靈活利用管容，準確估算卸船時間，充分利用下游的消耗量，在保障天然氣供應持續(xù)不間斷的前提下，將外輸管道壓力維持在一個較低水平。這樣就為提速階段預留了一定的緩沖空間，在卸船初期通過最大限度提升外輸量，消耗大量BOG以維持船艙壓力穩(wěn)定，將卸料初期由于熱量引入以及不同組分貨物的混合造成短時間內的大量蒸發(fā)氣最大限度地利用起來，減小接收站高壓壓縮機的負荷，同時也為安全增添一份保障。

圖3 乙二醇水溶液換熱簡圖Fig.3 Heat transfer diagram of glycol water solution

卸料速度往往是決定BOG產生量的一個關鍵因素，況且船對船卸料難度要遠高于船對岸上儲罐卸料。由于卸料初期 BOG壓力增長趨勢迅猛，在卸貨開始階段船岸雙方緊密配合，通過船、岸兩道閥門控制進入船艙的 LNG流量，港務與接收站配合密切監(jiān)控 BOG壓力曲線趨勢，操作人員現場待命，嚴格按照刻度每次增加 10%的閥門開度，直到壓力穩(wěn)步下降后逐步提升卸料速率，全程大約需要2h。

通過對“船對船”卸料過程中各項參數的細心觀察以及經驗積累，發(fā)現隨著進料船艙個數的增加，BOG壓力也有一定的上升趨勢，根據這一規(guī)律與船方操作人員充分探討初期單艙進料的可能性。在開始階段 LNG卸載到單個船艙，壓力穩(wěn)定后再逐漸打開其他船艙的進口閥門，從而保證船艙壓力可控，避免超壓泄放造成資源的損失，在保障安全的前提下經過多次嘗試，取得了比較明顯的效果。

在考慮外部熱源的引入造成 BOG壓力上升方面，要求 LNG運輸船靠泊前管線已處于保冷狀態(tài)，這樣可有效避免 LNG船自身管道預冷帶來的 BOG壓力升高，且要求船艙壓力不超過 11kPa，在卸料初期協調船方盡可能多接收返回氣，從而緩解壓縮機的負擔，降低接收站BOG壓力。

2.2 船岸聯動消除分層

針對由于密度差帶來的分層情況，在目前的工況下，既要保障每個艙室都有足夠的 LNG用于維持穩(wěn)定的氣態(tài)外輸，又無法避免來船貨源地的差異，而這一現象是很難徹底消除的，唯有在應對分層翻滾的措施上進行改進。針對這一隱患，相關管理及技術人員加強與船方溝通，在保證氣化外輸需求量的前提下，協調FSRU在接船前盡可能把原有的LNG集中儲存在兩個可供氣化的船艙，這樣就可以在裝船的過程中避免或盡可能少的混合不同組分的LNG。

港務人員 24h在船上值守，隨時關注船艙內LNG溫度差異，配合接收站密切關注 BOG壓力趨勢，一旦發(fā)現分層嚴重或者 BOG壓力異常，有翻滾的風險時，立即采取措施，船方啟動卸貨泵，將分層嚴重的 LNG卸至儲罐中，在保證足夠氣化外輸量的同時，最大程度消除分層，避免船艙內 LNG翻滾造成大量BOG超壓泄放。

2.3 從細節(jié)著手降低能耗

在非供暖季氣化外輸量較小的時候，如果繼續(xù)以最低負荷運轉LD壓縮機，一部分BOG可以用作燃料氣使用，剩余部分則必須通過燃燒單元(GCU)燃燒處理掉，無法帶來任何經濟效益；如果停用 LD壓縮機，船方的 BOG全部通過氣相返回臂進入岸方壓縮機處理，這樣就會出現船艙壓力高于儲罐壓力的現象，對于船方在卸料期間壓力控制較為不利，但經濟效益較為突出。天津 LNG通過對兩種方案的反復核算，并在實際生產中加以實踐，觀察發(fā)現最低負荷啟用LD壓縮機對卸船的影響甚微，通過對比決定采用船方停用 LD壓縮機以及 GCU，蒸汽鍋爐以及引擎所需的 LNG通過船上的強制氣化器來提供，這樣就可以根據當前需求精確控制 LNG的供給量，而不必受限于低功率壓縮機最小負荷的因素，改用強制氣化器之后燃料氣消耗每天可節(jié)約4.4t，避免了燃料氣的浪費。

3 結 語

天津LNG浮式加常規(guī)接收站的運行模式在國內尚屬首次，自 2013年底投產至今，已安全平穩(wěn)運行5年，項目歷經FSRU實現對外供氣、儲罐投產、替代工程投產、FSU生產運行及2017年冬FSRU回租應對華北地區(qū)氣荒。天津 LNG相關管理及技術人員在無任何參考范例的背景下，積極摸索總結經驗，應對各種難題，不斷完善船舶管理體系與工藝優(yōu)化方案，總結出一套行之有效的浮式接收站運行管理經驗，為今后相關項目的順利開展奠定了堅實的基礎。