LNG浮式終端總體方案關鍵技術

(中海油能源發展股份有限公司 采油服務分公司，天津 300452)

1 案例分析

1.1 案例一(深海方案)

目標區域在東南亞，陸地資源如陸地建站比較困難，需要利用FSRU向城市供氣，FSRU設計壽命25年，年氣化量300萬t，高峰需求480 t/h，船體艙容需求14萬～17萬m3。見圖1，作業地是一個遮蔽港灣，環境條件相對比較溫和，一年約1～2次臺風。由于本方案氣化規模較大，船體尺度較大，考慮船長及安全因素，見圖2，近岸水深坡度非常陡，不適合建設Jetty。故采用全海式方案，且采用海上系泊系統定位。

圖2 國外某港口水深與離岸距離關系

多點系泊，投資少，沒有壟斷技術限制，但船體周邊錨鏈的布置導致解決不了同等規模的LNG船旁靠傳輸的問題，且臺風來臨時無法快速解脫。目前串靠傳輸LNG還不具備成熟的工程案例。單點系泊具有360°風標效應，使得FSRU總是迎著風浪繞單點旋轉，受載荷面積小，系泊力較小，且同等規模LNG運輸補給船可以與FSRU旁靠固定隨單點一起旋轉，便于采用軟管進行旁靠外輸。因此，本案例采用FSRU+單點系泊(可解脫)+海底管道的方式。考慮船長、操作空間、安全緩沖等因素，確定單點中心距岸約2.2 km，水深約為90～100 m。本案例艙容大，根據使用情況及經濟性，采用薄膜型圍護系統，考慮到有臺風和離岸近，則FSRU需帶自航功能。由于環境友好，水深相對較淺，單點滑環通道數量很少，則外轉塔單點系泊更合理，既能滿足使用要求，又比內轉塔單點更經濟，故最終方案見圖3。

圖3 全海式FSRU總體方案

本案例，如果水深不陡，如近海約20～40 m水深，則可以采用如圖4、5所示的方案，其中，FSRU+棧橋的方式，投資比單點系泊更省，且管理更方便更安全。FSU+棧橋+再氣化模塊中，LNG船卸貨至FSU，FSU傳輸液貨至棧橋上的氣化模塊。

圖4 FSRU+棧橋方案示意

圖5 FSU+棧橋+再氣化模塊方案示意

目前市場主流FSRU基本超過10萬m3。以1艘15萬m3的FSRU和FSU作為研究對象，兩種方案比較，結果見表1、2。

表1 FSRU與FSU終端成本比較 百萬美元

表2 FSRU和FSU工期比較

由于FSU的功能基本與LNG船比較相似，因此，市場上的常規做法都是購買LNG船進行FSU改造，工作量小，工期較短。新建FSRU投資最高、工期最長。改建FSRU和改建FSU，投資和工期相差不大，且FSU方案，其浮式設施和再氣化模塊是分開的，更加靈活，適應工程能力更強，改建FSU略有優勢。故同等情況下，FSU成本更低，商業模式更靈活，工期更短，即LNG浮式終端采用FSU方案更有優勢。

1.2 案例二(淺海方案)

東南亞某港口城市擬采用天然氣發電，一期發電能力約為300 MW，該港口水深很淺，大部分只有5～7 m，深線離岸在20 km以外，碼頭+陸上儲罐的接收站方案，需要采用航道疏浚或長棧橋方案，均投資過大，不可行。根據300 MW發電量需求，方案LNG浮式終端應為中小型，預計艙容20 000～30 000 m3，裝貨港約為2 000 km，對應的LNG供給船約為30 000 m3，市面上該種規模的LNG浮式終端或LNG船，一般吃水約6～9 m，考慮到后期擴容等因素，前期階段FSRU的作業地點水深定為14 m，見圖6，距岸約36 km。

圖6 作業位置示意

由發電量峰值、航線、裝載率、平均航速、天然氣消耗、夜間進港及臺風影響的估算，所需LNG浮式終端的艙容約為28 000 m3，由于在海上作業，且為小型設施，考慮晃蕩與強度，其液貨艙選擇雙排C型罐，如圖7所示，貨艙區有4個罐，單罐7 000 m3，雙排罐有利于縮短船長，減小吃水，提高穩性，降低船體用鋼量。

圖7 貨艙型式

在作業地點建設有1座LNG停靠碼頭，見圖8。

圖8 淺海FSU總體方案示意

根據案例一的分析，從經濟上和工期上，FSU更有優勢，本案例采用FSU+棧橋+氣化平臺+海底管道的方案，其中，FSU永久靠泊在碼頭一側，同等規模的LNG運輸船靠在另一側定期補給，LNG船和FSU通過碼頭上的硬管連接，考慮到軟管能應用于更苛刻的條件且FSU為永久系泊，故兩船與碼頭之間均采用軟管進行LNG傳輸。氣化平臺處理后的天然氣，經碼頭硬管和海底鋼管輸往岸基。

1.3 案例三(內河方案)

用戶為300 MW電廠，地處東南亞某內河邊，河邊附近沒有可用土地，內河水深約8 m，貨源地約3 100 km。統計分析市面上類似LNG船，認為該LNG浮式終端所需艙容約為38 000 m3，貨艙容積在5萬m3以下，根據工程統計經驗，這種規模的船型，薄膜艙不具備經濟性。因此，本案例考慮采用獨立型液貨艙。獨立B型艙目前主要為SPB和Moss型，均有專利技術[1]，且貨艙要在國外造，建造周期長，成本高，暫不考慮采用。獨立A型和C型艙技術特性見表3。

表3 A型艙與C型艙比較

同等情況A型艙更輕，造價更低，且內河環境非常好，考慮到吃水8 m的限制，選擇A型艙更合理，見圖9。

圖9 內河LNG浮式終端布置

吃水8 m，屬中大型船，進不了江，需采用2艘30 000 m3及以下的LNG船作為補給船，30 000 m3LNG船設計吃水約為7.4 m，裝載25 000 m3貨量時，吃水約為6.8 m，可以在目標河內航行，不會出現船舶擱淺現象。根據市場LNG船的資源利用率，租用1艘30 000 m3和1艘14 000 m3的LNG船作為運輸補給，綜合分析，宜采用FSU方案。

2 裝置類型選擇

LNG浮式終端，一般包含浮式儲存再氣化船SRV、浮式儲存再氣化裝置FSRU、浮式儲存裝置FSU、浮式氣化裝置FRU。已有工程案例中，主要是SRV、FSRU和FSU。SRV帶自航功能，一般用于5年以下的短租約，當找不到氣化市場時可以用作LNG船，多功能，配置豪華。FSRU一般為非自航，應用于10年以上的長租約比較合適。所以，一般推薦使用老舊LNG船改造為FSU方案，如果工期不穩定或要求自航則使用SRV。

3 新建與改造

LNG浮式終端，可以新建，也可以舊LNG運輸船改建。新建方案可以根據用戶需求定制化設計，功能更完善，性能更優，投資更高。相對于新建浮式LNG終端，舊船改造具有工期快，造價省的優點。舊船改建FSRU將以最少改型為設計思想，盡可能地利用現存設備，并使系統最簡單，滿足可行性、可用性和安全性。使用20～40年的LNG運輸船作為改建的對象比較合適。根據一定的用戶市場規模及海域條件，如能找到合適的舊船，其成本上有很大的競爭力。

如表4所示，改造，重點需要考慮原LNG船的環境適應性：20～25年一遇的北大西洋條件和百年一遇的目標海域環境條件。

表4 船舶與海上浮式設施比較

舊船改造的LNG浮式終端整個工期預計需要18～24個月，新建FSRU一般為27～36個月。

4 定位與外輸技術

LNG浮式終端，常用的定位方式有一字型碼頭布置、兩側碼頭靠泊布置、單側多船旁靠及海上單點系泊[2-3]。如果不允許LNG船與浮式終端進行船對船過駁，就需要采用一字型碼頭或兩側靠泊碼頭；若沒有限制則單側船對船靠泊簡單易行，是較好的靠泊方式。其中，單側靠泊碼頭既能沿岸基平行建設，也能垂直岸基建設，而兩側靠泊碼頭一般是垂直岸基建設，相比而言，單側靠泊碼頭更靈活。對于海岸線緊張或港口太淺的區域，可以采用全海式方式，其定位方式有單點或多點系泊，單點適應更惡劣的海況，多點用于溫和環境且不適合需要解脫的海域。

LNG浮式終端外輸方式可分為4種：岸基式旁靠卸料臂，全海式旁靠卸料臂，全海式旁靠跨接軟管，全海式串靠漂浮軟管等。

一般岸基式LNG浮式終端，往往采用旁靠卸料臂，系統安全穩定，使用壽命長，技術成熟。目前世界范圍內全海式LNG外輸方式有旁靠卸料臂和旁靠軟管[4]，均有實際工程案例，從海況適應能力和操作便利性方面，軟管更加合適，需要注意的是，軟管疲勞壽命約為3～5年，應定期檢測與更換。現階段，只有特瑞堡對低溫漂浮軟管進行了工程試應用，整個串靠漂浮軟管外輸系統正在研制和工程試驗階段。與串靠方式相比，旁靠低溫軟管系統簡單，軟管長度較短，無需軟管滾筒，且整體投資低，不需要對現有的LNGC進行改裝。一般，旁靠和串靠外輸的限制條件分別約為有義波高Hs≤2.5 m和Hs≤4.0 m，串靠漂浮如軟管能夠適應惡劣海況。

5 液貨圍護系統及其晃蕩影響

現役LNG浮式終端液貨圍護系統使用的案例包括C型、MOSS型、SPB型、薄膜型。同樣艙容下，4種方案的比較見表5。

表5 4種圍護系統的比較

由于液艙內LNG的流動性遠高于原油的流動性，且浮式LNG設施的裝載量是不斷變化的，隨著船體運動將會引發艙內LNG的晃蕩。晃蕩所產生的共振將對液艙形成猛烈砰擊并加重船體疲勞損傷，其次晃蕩降低生產裝置效率。常規薄膜型艙在有義波高2 m以下不考慮晃蕩影響，當有義波高超過2 m，其晃蕩影響區間為10%～70%的液位[5]。薄膜型單排、雙排艙晃蕩影響區間見圖10、11。

圖10 薄膜型單排艙晃蕩影響區間

圖11 薄膜型雙排艙晃蕩影響區間

雙排艙能減小液艙晃蕩[6]，現役浮式LNG設施中，只有NO.96型艙和SPB艙具有雙排艙設計。此處以No.96型雙排艙減晃效果說明：針對南海惡劣海況，以某主流大型FSRU為目標，有義波高從2～10 m，譜峰周期從4.5～14.5 s，浪向角從迎浪至橫浪(間隔15°)，液艙裝載考慮10%H(H為艙深)、15%H、20%H、30%H、40%H、50%H、60%H、70%H、80%H、90%H、95%H，分析FSRU在不同風浪流組合、不同裝載條件的LNG晃蕩情況，得出：

1)有義波高不超過7 m時，貨艙的裝載量不受限制，晃蕩沖擊影響可接受。即表明LNG的晃蕩不會影響FLNG正常生產操作。

2)有義波高大于7 m時，即臺風來臨時需要進行LNG倒艙作業，確保貨艙裝載液位在可接受范圍內，即裝載量低于10%H或高于40%H，從而避免晃蕩載荷對液貨艙帶來破壞。

6 結論

通過上述分析，確定了FSU裝置投資少、工期短、靈活性強，更適合作為浮式LNG終端；改造比新建在投資和工期上更有優勢；臺風區域，裝置需要考慮帶自航功能；C型艙適用于小型終端，薄膜型雙排艙適合中大型終端，且能有效降低晃蕩影響，在環境友好或內河區，采用A型艙更經濟適用；岸基式碼頭單側多船靠泊更加經濟有效；岸基式外輸采用旁靠卸料臂更加安全可靠；全海式外輸采用旁靠跨接軟管是當前建議的主流方式。