陳 杰

（中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京100028）

引 言

浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置 （LNG－FPSO，簡(jiǎn)稱FLNG）是集海上天然氣的液化、儲(chǔ)存、裝卸和外運(yùn)為一體的新型FPSO裝置。FLNG具有移動(dòng)性好，規(guī)避深水海底管道鋪設(shè)，氣田適應(yīng)性強(qiáng)，其LNG產(chǎn)品可遠(yuǎn)距離運(yùn)銷等特點(diǎn)［1］，因此，對(duì)于海況條件適宜和氣田L(fēng)NG產(chǎn)品市場(chǎng)適宜海運(yùn)，或遠(yuǎn)海、深海的天然氣開發(fā)利用項(xiàng)目，F(xiàn)LNG技術(shù)方案具有顯著的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)［2］。全球海上潛在應(yīng)用FLNG開發(fā)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(qū)。FLNG已成為中國開發(fā)南海深水天然氣的重要技術(shù)手段。

FLNG技術(shù)研究已有40年歷史，近十年來隨著深海油氣開發(fā)的推進(jìn)，國內(nèi)外掀起了FLNG研究和設(shè)計(jì)高潮，F(xiàn)LNG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(gè)FLNG項(xiàng)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(chǎn)350萬噸天然氣的 “Prelude”號(hào)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(gè)120萬～150萬噸／年的FLNG建造合同。中國惠生（Wison）／美國BV公司聯(lián)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(shù)十個(gè)海上天然氣項(xiàng)目計(jì)劃采用FLNG進(jìn)行開采，多個(gè)FLNG項(xiàng)目已經(jīng)進(jìn)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(dāng)前南海已開發(fā)氣田規(guī)模與氣質(zhì)情況Table 2 Gas field those have been developed in south China Sea

國內(nèi)在FLNG領(lǐng)域的研究起步較晚，在國家相關(guān)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(xué)等相關(guān)單位，經(jīng)過 “十一五”、“十二五”的持續(xù)研究和聯(lián)合攻關(guān)。目前，國內(nèi)陸上中、小型LNG工廠技術(shù)已成功應(yīng)用，并積累了開車調(diào)試經(jīng)驗(yàn)，在此基礎(chǔ)上已開發(fā)了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的大中型FLNG的液化工藝關(guān)鍵技術(shù)，完成了實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，初步完成了200萬～300萬噸／年等級(jí)的適合中國南海的FLNG基本設(shè)計(jì)。大型FLNG繞管式換熱器等FLNG關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化工作也在緊鑼密鼓的推進(jìn)中?？傮w而言，國內(nèi)FLNG已完成液化工藝的開發(fā)和實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證研究，正處于關(guān)鍵設(shè)備樣機(jī)研制和試驗(yàn)階段，但FLNG工程設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)欠缺，有待積累和完善，尚無FLNG建設(shè)、開車調(diào)試經(jīng)驗(yàn)。本文總結(jié)了前期承擔(dān)的國家工信部、科技部863項(xiàng)目關(guān)于南海天然氣氣田開發(fā)FLNG液化工藝技術(shù)和關(guān)鍵設(shè)備方案的研究成果。

1 基礎(chǔ)條件研究

1.1 裝置規(guī)模

FLNG裝置的設(shè)計(jì)規(guī)模與原料氣條件的確定直接影響其經(jīng)濟(jì)性和適應(yīng)性。我國FLNG裝置規(guī)模與氣田適應(yīng)性基礎(chǔ)條件的確定原則必須針對(duì)中國未來南海天然氣氣田的開發(fā)，同時(shí)兼顧全球天然氣氣田開發(fā)需要，以提高FLNG的可行性。表2為當(dāng)前南海已開發(fā)氣田規(guī)模與氣質(zhì)情況，氣田情況差異大。其中，荔灣3－1氣田構(gòu)造位置水深1500m，標(biāo)志著我國海上油氣勘探作業(yè)領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)了由淺水向深水的跨越。估計(jì)未來8～10年南海新增天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量將為4000億～6000億立方米，據(jù)此儲(chǔ)量可以建成200億～300億立方米天然氣年產(chǎn)規(guī)模［16］。另外，考慮到南海海況條件，我國南海適宜建造年產(chǎn)百萬噸級(jí)LNG的大、中型FLNG。

國際Infield對(duì)全球天然氣氣田規(guī)模分布進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，推薦FLNG開發(fā)的主要?dú)馓飪?chǔ)量集中在0.1～5TCF （約合28億～1400億立方米），見圖1。為此，認(rèn)為200萬噸／年等級(jí)FLNG考慮了目標(biāo)南海氣田的未來開發(fā)，同時(shí)其在世界范圍內(nèi)亦具有較好適用性。200萬噸／年等級(jí)FLNG主要適用可采儲(chǔ)量為0.5～4TCF的氣田，對(duì)不同規(guī)模的氣田的具體開發(fā)方案如表3。

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

表3 不同規(guī)模氣田具體開發(fā)方案Table 3 Development plans of gas fields with different sizes

1.2 生存與作業(yè)海況

FLNG的作業(yè)海域?yàn)槟虾＃畲笏?500m。生存海況以百年一遇臺(tái)風(fēng)條件計(jì)，作業(yè)海況以一年一遇季風(fēng)條件計(jì)。

1.3 原料氣條件

原料氣條件基于荔灣3－1氣田基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，并為提高FLNG的適應(yīng)性，對(duì)CO2等氣質(zhì)組分進(jìn)行了合理擴(kuò)展，見表4。氣源溫度：16.5～24.5℃，壓力：7.5MPaG。LNG與C3，C4產(chǎn)品達(dá)到商業(yè)產(chǎn)品規(guī)格要求。

表4 不同氣質(zhì)組分?jǐn)U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(nèi)轉(zhuǎn)塔式單點(diǎn)系泊系統(tǒng)。其上部設(shè)施具有接收、分離、脫酸、脫水、分餾、液化和產(chǎn)品儲(chǔ)存、裝卸的完整功能［5］。該系統(tǒng)設(shè)置旁靠、尾部串靠卸料；設(shè)置LNG和C3、C4和C5＋儲(chǔ)艙，貨艙圍護(hù)系統(tǒng)型式采用薄膜NO96雙排艙。

CO2脫除設(shè)計(jì)能力為10%，并預(yù)留模塊位置，以應(yīng)對(duì)實(shí)際可能存在的更高酸氣濃度；預(yù)留天然氣增壓、CO2膜分離、CO2回注和硫回收模塊，以應(yīng)對(duì)未來可能存在的氣井壓力衰減和條件變化；設(shè)置分餾單元，實(shí)現(xiàn)裝置效益最大化，同時(shí)自給液化單元所需的所有制冷劑供應(yīng)。

2.2 上部設(shè)施的技術(shù)要求

FLNG主要技術(shù)要求：工藝與設(shè)備具備抗晃蕩能力的技術(shù)特點(diǎn)；考慮到場(chǎng)地所限，要求工藝流程簡(jiǎn)潔、設(shè)備尺寸小，并且模塊化；考慮到海況工作環(huán)境惡劣，要求裝置運(yùn)行可靠、起停方便、低負(fù)荷運(yùn)行、操作便捷、獨(dú)立性好，安全要求高；要適應(yīng)多個(gè)氣源，對(duì)不同氣田的不同氣質(zhì)條件適應(yīng)范圍寬；操作彈性好；要求所選用設(shè)備現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)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(jù)上部設(shè)施工藝流程和功能進(jìn)行模塊劃分如表5所示。模塊布置應(yīng)綜合考慮流程走向、安全因素。模塊布置一種是將生活樓、發(fā)電模塊置于內(nèi)轉(zhuǎn)塔系泊系統(tǒng)前的船艏，然后向船尾方向依次布置預(yù)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?qū)⒐に囄ｋU(xiǎn)區(qū)與生活區(qū)劃分開來，流程較為順暢，但由于火炬在船尾，會(huì)影響凝析油等產(chǎn)品的串靠外輸?shù)陌踩?，而且生活區(qū)位于船頭，容易上浪。另一種系泊系統(tǒng)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(jìn)氣及預(yù)處理單元模塊、動(dòng)力及公用設(shè)施單元模塊、卸貨區(qū)、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(qū)的下風(fēng)向，容易受工藝區(qū)影響。兩種布置各有特點(diǎn)，需要結(jié)合海況條件對(duì)兩種布置進(jìn)行QRA等安全評(píng)估后最終確定，本項(xiàng)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(fā)

3.1 預(yù)處理

對(duì)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(shù)已經(jīng)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(duì)于FPSO有兩個(gè)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(dòng)對(duì)系統(tǒng)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(jī)組燃?xì)馔钙降挠酂?，免除額外熱源的增加［4］。額外熱源的增加不但耗能大，也對(duì)FLNG上的安全性造成不利影響。研究對(duì)比了常規(guī)單塔吸收工藝和本項(xiàng)目新開發(fā)的FLNG胺液雙塔雙循環(huán)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(yōu)點(diǎn)，其分子中NH3的3個(gè)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(jié)構(gòu)中的氮原子上沒有氫質(zhì)子，無法與CO2進(jìn)行直接反應(yīng)生成氨基甲酸鹽，只能生成亞穩(wěn)態(tài)的碳酸鹽，反應(yīng)分兩步進(jìn)行，分別為MDEA與CO2生成中間產(chǎn)物的反應(yīng)、中間產(chǎn)物催化CO2水解的反應(yīng)，總反應(yīng)式為［9］

在MDEA中加入不同種類的活化劑，可改變其與CO2化學(xué)反應(yīng)歷程，在保留MDEA優(yōu)勢(shì)的基礎(chǔ)上，改善其反應(yīng)速率較慢的缺點(diǎn)，因此吸收劑采用活化的MDEA溶液［10］。

采用經(jīng)典的化工HYSYS軟件 （物流包采用Amine Pkg）對(duì)常規(guī)單塔脫酸工藝和雙塔雙循環(huán)脫酸工藝進(jìn)行模擬對(duì)比研究，結(jié)果如表6所示。

表6 兩種脫酸工藝模擬結(jié)果對(duì)比表Table 6 Comparison of simulation results of two kinds of deacidification process

如果采用常規(guī)單塔脫酸工藝再生熱負(fù)荷為77780kW，現(xiàn)有冷劑壓縮機(jī)組燃?xì)馔钙降挠酂釣?4000kW無法滿足，采用雙塔雙胺液循環(huán)脫酸新工藝后再生熱負(fù)荷降47220kW，而且吸收塔和再生塔塔高降低為常規(guī)的60%。

分子篩脫水采用優(yōu)化的四塔干燥流程：兩塔運(yùn)行，一塔再生，一塔冷卻。

圖2 常規(guī)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(shè)施的核心技術(shù)單元。在陸上成功應(yīng)用的液化工藝類別中，還要綜合考慮抗晃動(dòng)、安全性、效率、裝置簡(jiǎn)潔性、單線規(guī)模等因素［12］。本研究對(duì)現(xiàn)存各種經(jīng)典液化工藝進(jìn)行了流程分析和模擬研究，結(jié)果對(duì)比如表7所示。

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

綜合流程設(shè)備簡(jiǎn)潔性和液化效率指標(biāo)，SMR、DMR相對(duì)較優(yōu)。另外，抗晃蕩性和安全性也是重要優(yōu)選指標(biāo)。表8是對(duì)現(xiàn)有經(jīng)典液化工藝類別的綜合評(píng)判［13］。液化工藝安全性指標(biāo)主要考察不同工藝，以丙烷為主的可燃冷劑介質(zhì)充裝量和泄漏風(fēng)險(xiǎn)，因?yàn)楸橹评鋭┮讚]發(fā)，且泄漏后易在甲班死角處集聚，為最大風(fēng)險(xiǎn)源，特別是處于壓縮循環(huán)的氣相丙烷冷劑系統(tǒng)，是主要的泄漏環(huán)節(jié)，因此，階式和C3／MR液化工藝的丙烷壓縮制冷循環(huán)，存在丙烷泄漏風(fēng)險(xiǎn)。海況晃蕩主要對(duì)大型分離設(shè)施液面波動(dòng)的影響，對(duì)于液化裝置抗晃蕩性指標(biāo)主要考察液化工藝中直接參與換熱的冷劑分離罐的數(shù)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(dòng)能力較差，且其裝置簡(jiǎn)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(duì)高，抗晃動(dòng)相對(duì)好［14］，但效率低，旋轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備多，且由于是顯熱換熱，換熱器和管道等設(shè)施尺寸大，單線產(chǎn)能80萬～100萬噸／年以下，在100萬～120萬噸／年規(guī)模以上需要兩條或多條生產(chǎn)線并行生產(chǎn)，進(jìn)一步增加系統(tǒng)復(fù)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(duì)新生事物較看重安全，具有選擇N2膨脹液化工藝的傾向。對(duì)于液化單元模塊，SMR和DMR在安全指標(biāo)和抗晃蕩指標(biāo)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(jīng)典液化工藝流程分析及模擬結(jié)果對(duì)比表Table 7 Comparison of simulation results of classic liquefaction process

表8 現(xiàn)有經(jīng)典液化工藝類別評(píng)價(jià)表Table 8 Evaluation of existing mature liquefaction processes

作者認(rèn)為實(shí)際上在一個(gè)高度緊湊的FLNG上部設(shè)施空間，預(yù)處理、分餾等環(huán)節(jié)無法避免烴類可燃介質(zhì)的流動(dòng)存在，N2膨脹液化工藝只是冷劑循環(huán)局部裝置系統(tǒng)充斥氮?dú)舛栊詺怏w，與混合冷劑液化工藝 （MR）相比，N2膨脹液化工藝本質(zhì)性安全更多是停留在概念上，但因?yàn)檠h(huán)冷劑中沒有丙烷流動(dòng)，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(dòng)能力較強(qiáng)，但晃蕩最為敏感的預(yù)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(zhì)的提高。作者認(rèn)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(shù)在FLNG應(yīng)用研究的進(jìn)步和成熟，除了安全可靠外，業(yè)主會(huì)更看重提高FLNG的經(jīng)濟(jì)性，F(xiàn)LNG上應(yīng)用混合冷劑液化工藝 （MR）將是發(fā)展趨勢(shì)。

本項(xiàng)目研究中針對(duì)MR液化工藝中受晃蕩影響最為敏感的LNG繞管換熱器殼側(cè)換熱進(jìn)行了艏搖、橫搖和垂蕩等不同晃蕩工況下的動(dòng)態(tài)模擬研究，數(shù)學(xué)模型如下

研究表明：不同的晃蕩形式和幅度對(duì)LNG繞管換熱器殼側(cè)換熱性能有不同程度的影響。通過動(dòng)態(tài)模擬認(rèn)為晃蕩程度較小時(shí)只是引起液膜的變形，液膜變形會(huì)對(duì)換熱有一定影響，主要體現(xiàn)為換熱系數(shù)的波動(dòng)，當(dāng)晃蕩加劇到一定的加速度時(shí)，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(shù)在一個(gè)周期內(nèi)略有波動(dòng)，平均值基本與靜止時(shí)相同，晃蕩頻率高時(shí)，傳熱系數(shù)略有下降 （詳見圖4）。

圖4 傳熱系數(shù)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(xiàng)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(cè)換熱性能基本沒有影響，液化裝置可以正常運(yùn)行。所以，對(duì)于200萬噸／年規(guī)模的本FLNG項(xiàng)目，優(yōu)選DMR液化工藝類別作為FLNG液化工藝開發(fā)類別。在此基礎(chǔ)上開發(fā)的自主液化工藝見圖5。

3.2.2 分餾工藝 在目前陸上運(yùn)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(jié)合的低溫精餾工藝。兩者對(duì)比研究結(jié)果如表9所示，最終項(xiàng)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(shí)產(chǎn)生的閃蒸氣。BOG經(jīng)壓縮后進(jìn)入燃料氣系統(tǒng)，作為燃?xì)馔钙降牟糠秩剂蠚狻?/p>

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(duì)比表Table 9 Comparison Table on two kinds of cryogenic distillation process

4 關(guān)鍵設(shè)備方案優(yōu)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(jié)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(guān)鍵設(shè)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(gè)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(zhì)量，單個(gè)板翅換熱器尺寸有限 （8m×1.3m×1.3m），所以換熱面積有限，設(shè)計(jì)壓力通常不超過8MPa，對(duì)于百萬噸級(jí)／年的液化裝置通常需要數(shù)十臺(tái)換熱器串并聯(lián)起來，從而帶來可靠性、流動(dòng)均布問題，占地也大，而且板翅換熱器承受溫變應(yīng)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(nèi)，所以板翅換熱器主要應(yīng)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(dòng)均布和可靠性問題，單線能力可達(dá)300～500萬噸／年。但階式液化工藝由于丙烷的安全風(fēng)險(xiǎn)和抗晃蕩問題不適宜FLNG。目前，國內(nèi)LNG板翅換熱器設(shè)計(jì)、制造相對(duì)成熟，水平基本看齊國際水平，也有較多的工程應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)。

繞管式換熱器 （coil－wound heat exchanger）是一種特殊的管殼式換熱器，其結(jié)構(gòu)是在中心筒上以螺旋狀交替纏繞數(shù)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(nèi)，通常每個(gè)管束均包含數(shù)百根甚至數(shù)千根換熱管，管束依靠支撐系統(tǒng)或懸掛于殼體頂部的方式保持在殼體內(nèi)，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(yùn)輸條件。經(jīng)過40多年的發(fā)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?fù)Q熱器。據(jù)統(tǒng)計(jì)，90%的百萬噸級(jí)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(yīng)用相當(dāng)成熟，已成功應(yīng)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(jīng)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(qiáng)，不易堵塞 （即使個(gè)別換熱管漏損，也可現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)），可承受的溫變應(yīng)力的能力強(qiáng)，裝置穩(wěn)定生產(chǎn)負(fù)荷范圍寬 （0%～100%）和占地很小的優(yōu)點(diǎn)，這些都是FLNG需要的技術(shù)特點(diǎn)。但LNG繞管換熱器較高，抵抗抗晃蕩的能力稍弱，應(yīng)用于FLNG需要設(shè)計(jì)相應(yīng)的均流器。Linde公司和本項(xiàng)目對(duì)LNG繞管換熱器抗晃蕩性能進(jìn)行了理論與實(shí)驗(yàn)研究，認(rèn)為改進(jìn)后的LNG繞管換熱器在橫搖5°～10°內(nèi)可為FLNG接受。

所以，對(duì)于200萬噸／年規(guī)模的本FLNG項(xiàng)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(shè)立了國產(chǎn)大型LNG繞管換熱器樣機(jī)研制課題，該課題由中海油氣電集團(tuán)牽頭，已攻關(guān)流動(dòng)傳熱關(guān)鍵技術(shù)，首套國產(chǎn)樣機(jī)有望在2015年完成并進(jìn)行工程中試。本項(xiàng)目采用自主研制的國產(chǎn)鋁制LNG繞管換熱器。

對(duì)于本項(xiàng)目200萬噸級(jí)／年FLNG鋁制繞管換熱器設(shè)備熱力設(shè)計(jì)初步結(jié)果：預(yù)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(jī)，驅(qū)動(dòng)和發(fā)電設(shè)備

百萬噸級(jí)／年以上的大型LNG工廠冷劑循環(huán)量很大，采用大型離心壓縮機(jī)。離心壓縮機(jī)的驅(qū)動(dòng)方式通常有蒸汽輪機(jī)、工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)、電機(jī)和航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)［17］。世界上極大多數(shù)LNG工廠采用大型工業(yè)用燃?xì)廨啓C(jī)驅(qū)動(dòng)壓縮機(jī)和發(fā)電。最近幾年，航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)和變頻電機(jī)驅(qū)動(dòng)在Darwin液化項(xiàng)目和Snhvit液化項(xiàng)目開始嘗試使用。各種驅(qū)動(dòng)方式對(duì)于FLNG適用性分析如下：

（1）蒸汽輪機(jī)：蒸氣輪機(jī)裝置復(fù)雜，體積龐大，可靠性好，效率低，需要依賴淡水資源，但單臺(tái)設(shè)備功率大，可量身定制，可實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化，作為LNG工廠第一代的壓縮機(jī)驅(qū)動(dòng)設(shè)備，目前已很少應(yīng)用于新建大型LNG工廠。蒸汽輪機(jī)作為FLNG離心壓縮機(jī)驅(qū)動(dòng)和發(fā)電設(shè)備，技術(shù)可行但不經(jīng)濟(jì)，可作為備選；

（2）工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)：過去20年里L(fēng)NG工廠應(yīng)用最多的驅(qū)動(dòng)方式，世界上主要的作為驅(qū)動(dòng)用工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)生產(chǎn)廠家有GE、和Siemens，ISO功率范圍在30～170MW，機(jī)型系列化，但可供選用的設(shè)備功率不連續(xù)［18］。ISO熱效率一般在33%左右。工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)需要定期維修和維護(hù)，通常裝置年正常維修天數(shù)14d。工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)可用于FLNG離心壓縮機(jī)驅(qū)動(dòng)和發(fā)電設(shè)備，除安全性稍遜于蒸汽輪機(jī)外，總體技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)于蒸汽輪機(jī)。

（3）電機(jī)：電機(jī)直接驅(qū)動(dòng)的整體熱效率要低于采用燃?xì)廨啓C(jī)直接驅(qū)動(dòng)壓縮機(jī)方式，由于電站和輸配電系統(tǒng)投資和占地通常高于傳統(tǒng)方式。通常對(duì)于具有多條生產(chǎn)線的陸上大型LNG工廠，集中發(fā)電規(guī)模足夠大時(shí)，可考慮采用集中發(fā)電，同時(shí)采用航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電來提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。對(duì)于只具有單條或兩條生產(chǎn)線FLNG采用電驅(qū)方式除了經(jīng)濟(jì)性較差，而且由于用電負(fù)荷過度集中，一旦某臺(tái)冷劑壓縮機(jī)停車或啟動(dòng)會(huì)引起孤立電網(wǎng)波動(dòng)問題。所以，除了近岸FLNG存有外部供電源的特殊情況下，電機(jī)驅(qū)動(dòng)冷劑壓縮機(jī)顯然不適用于FLNG。

（4）航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)：具有占地面積小、重量輕、維護(hù)周期短和高效等特點(diǎn)，主要的生產(chǎn)廠家有GE和Rolls－Royce。航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)不足在于其功率相對(duì)工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)要小，目前為GE公司的LMS100是功率最大的航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)，ISO功率為100MW。航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)的優(yōu)點(diǎn)：熱效率達(dá)41%to 43%比工業(yè)燃?xì)廨啓C(jī)高30%，減少了CO2的排放。航空衍生燃?xì)廨啓C(jī)已成為大型LNG工廠冷劑壓縮機(jī)驅(qū)動(dòng)，和發(fā)電設(shè)備選擇的一個(gè)技術(shù)方向，是LNG－FPSO的最佳選擇。

本項(xiàng)目研究對(duì)比了航改燃機(jī)主方案與蒸汽輪機(jī)備選方案，從設(shè)備重量、燃?xì)庀恼羝枨笈c海水消耗上具有顯著優(yōu)勢(shì)，具體對(duì)比結(jié)果如表10所示。

本項(xiàng)目經(jīng)比選研究后，采用的航改燃機(jī)驅(qū)動(dòng)、發(fā)電和熱介質(zhì)系統(tǒng)方案具體如下：預(yù)冷壓縮機(jī)功率25.75MW，可由一臺(tái)PGT25＋G4燃機(jī)驅(qū)動(dòng)，深冷壓縮機(jī)功率約42.43MW，可由一臺(tái)Trent 60燃機(jī)驅(qū)動(dòng)，其余熱用于加熱蒸汽，保證熱介質(zhì)系統(tǒng)熱量供應(yīng)。

發(fā)電單元考慮采用燃機(jī)和蒸汽輪機(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電供熱，預(yù)冷、深冷壓縮機(jī)燃機(jī)的余熱回收供發(fā)電和供熱。發(fā)電單元功率約40MW，可采用PGT25＋SAC燃機(jī) （2用1備）滿足，余熱鍋爐配背壓式蒸汽輪機(jī)的發(fā)電方案，滿足系統(tǒng)熱量供應(yīng)。

表10 兩種方案對(duì)比表Table 10 Comparison table of two programs

5 結(jié)論與建議

5.1 結(jié)論

針對(duì)南海天然氣開發(fā)和利用，兼顧全球FLNG的需要，對(duì)原料氣氣質(zhì)等條件進(jìn)行了合理擴(kuò)展，提出了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的200萬噸／年FLNG液化技術(shù)與關(guān)鍵設(shè)備方案。主要特征如下：a.開發(fā)雙塔雙胺液循環(huán)新工藝，有效降低塔高和再生熱負(fù)荷40%；b.前置天然氣膨脹低溫精餾工藝進(jìn)行分餾，具有對(duì)氣質(zhì)適應(yīng)性強(qiáng)、精餾徹底，易開車調(diào)試的優(yōu)點(diǎn)；c.開發(fā)預(yù)冷和深冷均為繞管換熱器的改進(jìn)FLNG的DMR液化工藝，具有可靠、安全和高效特點(diǎn)；d.預(yù)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(hù)、操作彈性大，氣源適應(yīng)性強(qiáng)的優(yōu)點(diǎn)，適合FLNG；e.采用定型的航改燃機(jī)作為冷劑壓縮機(jī)組驅(qū)動(dòng)和發(fā)電主設(shè)備，具有體積小、重量輕、效率高，易維護(hù)等優(yōu)點(diǎn)，是FLNG的首選驅(qū)動(dòng)設(shè)備。

5.2 建議

中國FLNG液化技術(shù)已完成了核心液化工藝的開發(fā)，但離追趕國際同行，實(shí)現(xiàn)自行建設(shè)南海FLNG的目標(biāo)要求還存有顯著差距，為推進(jìn)當(dāng)前FLNG國產(chǎn)化工作，對(duì)于上部設(shè)施應(yīng)該加強(qiáng)：（1）加快對(duì)FLNG用大型LNG繞管換熱器等關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化研制和試驗(yàn)工作； （2）掌握并提高FLNG工程化技術(shù)，包括上部設(shè)施模塊化技術(shù)與工程設(shè)計(jì)，安裝建造技術(shù)，開車調(diào)試技術(shù)。

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