浮式儲(chǔ)存氣化裝置的問(wèn)題分析與工藝優(yōu)化

劉 源

(中海油天津液化天然氣有限責(zé)任公司 天津300451)

浮式儲(chǔ)存氣化裝置(FSRU)是集 LNG 運(yùn)輸、儲(chǔ)存、加壓氣化及蒸發(fā)氣(BOG)處理于一體的綜合型LNG運(yùn)輸船，也可稱為“移動(dòng)式”接收站，是典型的LNG應(yīng)急、調(diào)峰的移動(dòng)能源基地。FSRU上的公用系統(tǒng)及輔助設(shè)施主要包括水蒸汽系統(tǒng)、發(fā)電與配電系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、制氮系統(tǒng)以及工廠/儀表空氣系統(tǒng)等，其中蒸汽系統(tǒng)是提供氣化外輸?shù)年P(guān)鍵設(shè)備。船上蒸汽鍋爐將原料水和過(guò)熱蒸汽進(jìn)行混合，產(chǎn)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”，F(xiàn)SRU既可作為L(zhǎng)NG運(yùn)輸船使用，又具有LNG儲(chǔ)存及再氣化功能。但在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，由于設(shè)備、運(yùn)行方式、原料等限制，會(huì)出現(xiàn)BOG壓力難以控制、原料多組分差異化嚴(yán)重造成分層翻滾、小氣量外輸能耗較高等一系列問(wèn)題。管理技術(shù)人員針對(duì)上述問(wèn)題進(jìn)行了相關(guān)分析研究和工藝優(yōu)化，取得了良好效果，為以后同類項(xiàng)目的順利開(kāi)展提供相關(guān)經(jīng)驗(yàn)和借鑒。

1 FSRU實(shí)際運(yùn)行中存在的問(wèn)題

1.1 BOG壓力難以控制

FSRU有4個(gè)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(shí)維持在 12～13kPa，當(dāng)壓力達(dá)到 20kPa時(shí)就會(huì)產(chǎn)生高壓報(bào)警(圖1)。

圖1 FSRU氣相壓力聯(lián)鎖值Fig.1 FSRU gas phase pressure interlocking value

在接卸船時(shí) LNG進(jìn)入船艙后與船艙剩余的LNG混合，當(dāng)密度、品質(zhì)差別較大時(shí)會(huì)產(chǎn)生大量的蒸發(fā)氣。由于船艙氣相空間較小，短時(shí)間內(nèi)船艙壓力會(huì)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(guò)氣相管線輸送到岸方；此外在大氣化量外輸生產(chǎn)狀況下，船方低壓(LD)壓縮機(jī)已處于滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，無(wú)法自行處理更多的BOG，這樣船艙壓力就會(huì)較長(zhǎng)時(shí)間維持在較高的水平。因此無(wú)法在常規(guī)提速時(shí)間內(nèi)達(dá)到全速水平，而且在提速的過(guò)程中存在較大風(fēng)險(xiǎn)，一旦 BOG蒸發(fā)量超出壓縮機(jī)滿負(fù)荷能力，壓力持續(xù)升高超過(guò) 18kPa，火炬安全放空自動(dòng)投用，通過(guò)燃燒處理多余的 BOG以維持一個(gè)壓力安全范圍，進(jìn)而造成巨大的能源浪費(fèi)現(xiàn)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(lái)船貨物的貨源地分布較廣，貨物組分差異性很大，據(jù)統(tǒng)計(jì)冬季保供期來(lái)船密度在421～468kg/m3這一較大范圍內(nèi)變化，當(dāng)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(huì)相應(yīng)提高，相對(duì)于該壓力所對(duì)應(yīng)的蒸發(fā)溫度來(lái)說(shuō)，底部 LNG成為具有一定過(guò)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(nèi)傳遞，底部 LNG獲得的熱量中有相當(dāng)一部分促使LNG升溫。隨著溫度升高，密度將減小，當(dāng)?shù)撞?LNG密度小于上部 LNG密度時(shí)，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(lái)的壓力也將產(chǎn)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(jìn)料一種裝載模式，無(wú)法像陸地常規(guī)接收站儲(chǔ)罐那樣可以根據(jù)來(lái)船密度靈活選擇上下進(jìn)液方式，而且在保證足夠的氣化外輸量的情況下，無(wú)法開(kāi)展徹底的倒倉(cāng)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(jìn)入船艙而無(wú)法充分混合的現(xiàn)象，進(jìn)而極易造成裝船后個(gè)別船艙出現(xiàn)嚴(yán)重分層現(xiàn)象，為L(zhǎng)NG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(tái)中間介質(zhì)氣化器，經(jīng)過(guò)高壓泵加壓的 LNG與乙二醇換熱而氣化，產(chǎn)生的高壓天然氣通過(guò)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(zhì)乙二醇的熱源則來(lái)自于鍋爐產(chǎn)生的高溫蒸汽，船方鍋爐主要通過(guò)低功率壓縮機(jī)向蒸汽鍋爐供應(yīng)燃料氣源燃燒產(chǎn)生大量水蒸氣，但在實(shí)踐中發(fā)現(xiàn)低功率壓縮機(jī)最小功率工作供應(yīng)的天然氣為 0.6t/h，超過(guò)小氣量外輸時(shí)蒸汽鍋爐所需的天然氣，為保證低功率壓縮機(jī)以及鍋爐正常運(yùn)轉(zhuǎn)，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(fèi)[3]。

圖2 FSRU氣化外輸工藝簡(jiǎn)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(duì)LNG船接卸過(guò)程中BOG壓力迅速躥升難以有效控制的情況，從 BOG產(chǎn)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(chǎn)水蒸氣，為中間介質(zhì)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(guān)性(圖3)。根據(jù)FSRU這一生產(chǎn)特性，天津LNG充分探討并制定了在卸料初期BOG壓力較高時(shí)通過(guò)提高氣化外輸量來(lái)增加BOG消耗量的方案，維持船艙壓力穩(wěn)定。港務(wù)處與接收站密切配合，根據(jù)下游輸氣計(jì)劃，靈活利用管容，準(zhǔn)確估算卸船時(shí)間，充分利用下游的消耗量，在保障天然氣供應(yīng)持續(xù)不間斷的前提下，將外輸管道壓力維持在一個(gè)較低水平。這樣就為提速階段預(yù)留了一定的緩沖空間，在卸船初期通過(guò)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(shí)間內(nèi)的大量蒸發(fā)氣最大限度地利用起來(lái)，減小接收站高壓壓縮機(jī)的負(fù)荷，同時(shí)也為安全增添一份保障。

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

卸料速度往往是決定BOG產(chǎn)生量的一個(gè)關(guān)鍵因素，況且船對(duì)船卸料難度要遠(yuǎn)高于船對(duì)岸上儲(chǔ)罐卸料。由于卸料初期 BOG壓力增長(zhǎng)趨勢(shì)迅猛，在卸貨開(kāi)始階段船岸雙方緊密配合，通過(guò)船、岸兩道閥門控制進(jìn)入船艙的 LNG流量，港務(wù)與接收站配合密切監(jiān)控 BOG壓力曲線趨勢(shì)，操作人員現(xiàn)場(chǎng)待命，嚴(yán)格按照刻度每次增加 10%的閥門開(kāi)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(guò)對(duì)“船對(duì)船”卸料過(guò)程中各項(xiàng)參數(shù)的細(xì)心觀察以及經(jīng)驗(yàn)積累，發(fā)現(xiàn)隨著進(jìn)料船艙個(gè)數(shù)的增加，BOG壓力也有一定的上升趨勢(shì)，根據(jù)這一規(guī)律與船方操作人員充分探討初期單艙進(jìn)料的可能性。在開(kāi)始階段 LNG卸載到單個(gè)船艙，壓力穩(wěn)定后再逐漸打開(kāi)其他船艙的進(jìn)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(jīng)過(guò)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(yùn)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(yù)冷帶來(lái)的 BOG壓力升高，且要求船艙壓力不超過(guò) 11kPa，在卸料初期協(xié)調(diào)船方盡可能多接收返回氣，從而緩解壓縮機(jī)的負(fù)擔(dān)，降低接收站BOG壓力。

2.2 船岸聯(lián)動(dòng)消除分層

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

港務(wù)人員 24h在船上值守，隨時(shí)關(guān)注船艙內(nèi)LNG溫度差異，配合接收站密切關(guān)注 BOG壓力趨勢(shì)，一旦發(fā)現(xiàn)分層嚴(yán)重或者 BOG壓力異常，有翻滾的風(fēng)險(xiǎn)時(shí)，立即采取措施，船方啟動(dòng)卸貨泵，將分層嚴(yán)重的 LNG卸至儲(chǔ)罐中，在保證足夠氣化外輸量的同時(shí)，最大程度消除分層，避免船艙內(nèi) LNG翻滾造成大量BOG超壓泄放。

2.3 從細(xì)節(jié)著手降低能耗

在非供暖季氣化外輸量較小的時(shí)候，如果繼續(xù)以最低負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)LD壓縮機(jī)，一部分BOG可以用作燃料氣使用，剩余部分則必須通過(guò)燃燒單元(GCU)燃燒處理掉，無(wú)法帶來(lái)任何經(jīng)濟(jì)效益；如果停用 LD壓縮機(jī)，船方的 BOG全部通過(guò)氣相返回臂進(jìn)入岸方壓縮機(jī)處理，這樣就會(huì)出現(xiàn)船艙壓力高于儲(chǔ)罐壓力的現(xiàn)象，對(duì)于船方在卸料期間壓力控制較為不利，但經(jīng)濟(jì)效益較為突出。天津 LNG通過(guò)對(duì)兩種方案的反復(fù)核算，并在實(shí)際生產(chǎn)中加以實(shí)踐，觀察發(fā)現(xiàn)最低負(fù)荷啟用LD壓縮機(jī)對(duì)卸船的影響甚微，通過(guò)對(duì)比決定采用船方停用 LD壓縮機(jī)以及 GCU，蒸汽鍋爐以及引擎所需的 LNG通過(guò)船上的強(qiáng)制氣化器來(lái)提供，這樣就可以根據(jù)當(dāng)前需求精確控制 LNG的供給量，而不必受限于低功率壓縮機(jī)最小負(fù)荷的因素，改用強(qiáng)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(fèi)。

3 結(jié) 語(yǔ)

天津LNG浮式加常規(guī)接收站的運(yùn)行模式在國(guó)內(nèi)尚屬首次，自 2013年底投產(chǎn)至今，已安全平穩(wěn)運(yùn)行5年，項(xiàng)目歷經(jīng)FSRU實(shí)現(xiàn)對(duì)外供氣、儲(chǔ)罐投產(chǎn)、替代工程投產(chǎn)、FSU生產(chǎn)運(yùn)行及2017年冬F(xiàn)SRU回租應(yīng)對(duì)華北地區(qū)氣荒。天津 LNG相關(guān)管理及技術(shù)人員在無(wú)任何參考范例的背景下，積極摸索總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，應(yīng)對(duì)各種難題，不斷完善船舶管理體系與工藝優(yōu)化方案，總結(jié)出一套行之有效的浮式接收站運(yùn)行管理經(jīng)驗(yàn)，為今后相關(guān)項(xiàng)目的順利開(kāi)展奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。