浮式LNG生产储卸装置关键设计技术对比分析.docx
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浮式LNG生产储卸装置关键设计技术对比分析
浮式LNG生产储卸装置关键设计技术对比分析
海洋蕴藏着丰富的天然气资源,已探明的储量大约是60×1012m3,约占世界天然气储量1/3。
在能源需求紧张、环境污染加剧的双重压力下,世界各国都对开采和利用海上天然气资源高度重视。
由于海底铺设天然气输送管道的技术难度、生态环境及高额费用等问题,多年来,研究人员一直致力于实现在浮动生产储卸装置（FPSO）上使海洋天然气直接液化并储存,然后通过LNG船运输到世界各地。
但是,相对于陆上天然气,海上天然气的开发不仅环境严峻、技术难度大,且投资巨大、建设周期长、风险性较大。
另外,自20世纪90年代以来,海洋天然气开发已从大规模集中型逐渐转向小规模分散型,油田伴生气和边际气田开发日益受到重视。
油田伴生气,即海上石油生产的“副产品”气体,这类气体通常不能以经济可行的方法进行处理并送到岸上。
除了很少一部分得到应用（主要是用作采油平台上的能源）,通常被燃烧后放散。
这种方式已越来越不被接受,替代的方式似乎只能是将其重新回注到地下。
从近期来说,这种方法在提高石油产量方面可能是有益的,但是当气油比不可避免地增加时,最终也将是有害的。
油田伴生气的典型状况是,气体储量小于280亿立方米并富含天然气液体（NGL）/凝析液,其中的一些成分可被在生产石油的FPSO上经处理后脱除。
边际气田,即通常从远离陆地或其他任何气田设施的分散气田开采出的气体,这类气田经经济论证往往不宜建设管线将气体输送到岸上进行处理和使用。
边际气体经常在深水（深度超过1000m）或与其他任何设施相距遥远（超过250km）的区域被发现。
边际气田一般是不开采的,因为在没有技术和经济可行的手段外输气体时钻井采气是没有意义的。
目前认为,伴生气田和边际气田的开采需要一种直接在海上进行处理的解决方案。
作为一种新型边际气田开发技术,浮式LNG生产储卸装置FPSO（LNG-FPSO）,集LNG生产、储存与卸载于一身,简化了边际气田的开发过程。
该装置因为投资低、建造周期短、便于迁移的优点而备受青睐。
LNG-FPSO可看作一座浮动的LNG生产接收终端,直接系泊于气田上方进行液化并储存,不需要先期进行海底输气管道、LNG工厂和码头的建设,降低了开发成本。
LNG-FPSO装置可采用生产工艺流程模块化技术,各工艺模块可在全球范围内选择厂家同时进行加工制造,然后在保护水域进行总体组装,缩短建造安装周期,加快气田的开发速度。
另外,浮式LNG装置远离人口密集区,对环境的影响较小。
该装置便于迁移,可重复使用,当开采的气田枯竭后,可由拖船拖曳至新的气田投入生产,特别适合边际气田的开发利用。
近年来世界主要油气公司对开采利用油田伴生气日益重视,投入力量进行研究开发,针对不同环境和气源组分情况,提出了回收海洋油田伴生气的流程和装置,包括浮式油气综合开采FPSO和浮式液化天然气（FLNG）方案。
浮式LNG装置可分为在驳船、油船基础上改装的LNG生产储卸装置和海上平台上新建的LNG生产储卸装置,并在气体净化和液化工艺流程、储存系统、卸载方式及总体布局等各环节进行了一系列的开发工作,积累了一定的经验。
但是,海上石油伴生气的液化及储存是一个复杂的系统工程,对装置有特殊的要求,主要体现在:
（1）在狭小场地上LNG流程选择及设备管路布置;
（2）海浪和船体的晃动对设备运行带来的不利影响因素;（3）海上LNG储槽中液体晃动构成特殊的安全问题;（4）LNG从FPSO向运输船的卸载外输;（5）FPSO上动力自给问题。
虽然已经提出了一些专利和概念设计,但由于上述关键技术问题没有得到有效解决,目前世界上还没有浮式LNG装置。
基于上述研究背景,根据我国近海海域情况,特别是南海海域的自然条件及油田伴生气源组分特点,针对浮式LNG生产储卸装置的关键技术开展了一系列的研究,包括FPSO总体方案、净化流程工艺、液化流程工艺、LNG储存、LNG卸载运输、FPSO动力、安全与平面布局等。
图1为浮式LNG生产储卸装置系统流程示意图。
本文将对上述问题做扼要阐述。
图1 浮式LNG生产储卸装置系统流程示意图
1.1FPSO总体方案
作为一项复杂的系统工程,首先需要考虑浮式LNG-FPSO的总体方案。
装置的总体设计还取决于地理位置、供气量、船运距离、用户对气体的品质要求等。
在此考察LNG生产能力在1~1.5Mt·a-1范围（这是目前多数概念设计选取的范围）的中型液化装置相关的问题。
通过对所需相关技术进行对比分析,以此确定一个按照目前的技术在条件合适时可以实现的合理方案。
原料气来自位于南海的一座石油FPSO,因富含液化石油气（LPG）组分,该组分需要分离并外输。
要把气体转化为LNG和其他产品需要克服许多技术挑战。
国外各大油气公司在这方面开展了大量卓有成效的工作,可以参考借鉴。
1992～2000年,以BouyguesOffshore为首的几家欧洲公司,在欧盟Thermie计划资助和几家支持过GURF研究的石油天然气公司的支持下,完成了Azure项目。
该项目主要针对中小型规模的FPSO,设计规模为3Mt·a-1（百万吨每年）。
主要完成了以下方面的研究:
证实了薄膜储存系统在部分充满模式下的完整性,在此条件下,液体充装物的晃动是薄膜结构承受的主要外力;验证了LNG输送系统控制特性;开发了创新性的混凝土船体设计;开发了LNG-FPSO刚制船体设计;开发了干舷布置方式来满足安全和操作性要求,并提出了海上接收终端（浮式储存气化单元FSRU）的概念。
1999年,Chevron公司与其他几家石油天然气公司共同完成了一项重要的联合工业项目（JIP）研究。
该项目受到了燃气利用研究论坛（GURF）的鼓励,研究结果显示采用几种液化技术之一可以开发出一个紧凑型工厂。
船体内LNG储存可采用基于IHI设计的薄膜系统或棱柱形系统。
2001年,Shell进行了几项针对特定可能项目的概念设计。
其中最先进的是Sunrise项目,该设计方案同时生产原油和LNG。
LNG设计产量达5Mt·a-1。
工艺设备布置在一艘大型驳船上（400m×70m）,LNG和NGL（凝析液）的储存量分别为240000、85000m3。
天然气液化采用氮膨胀流程。
为保证安全性,各撬块之间保证合适的间距,采用电力驱动。
LNG卸载采用并排布置方式的加料臂。
角塔布置有9根系泊缆绳,16个上升构件和11个旋转接头。
该方案最初是为西非地区设计的。
由于多方面的原因,油田投资方和潜在客户选择了建设陆上设施,现在由Conocophillips在实施。
Shell将同样的概念设计也用于对纳米比亚海岸的Kudu气田进行了评估,但由于海岸保护的原因,项目未能进行下去。
基于安全性和可靠性的考虑,Mobil曾提出了一个浮式LNG生产概念,该装置主体呈矩形,位于一个带月池的大型正方形混凝土结构之上,在混凝土主体外布置有4个互相联结的驳船。
该设计通常被称为“甜甜圈”,它具有内在的稳定性,可以确保该装置在环境恶劣的海域进行生产作业。
由于其独特的外形,驳船在大多数情况下没有横摇和纵摇,这对LNG的卸货非常有利。
另外,人们还提出了一种基于混凝土重力基础机构（GBS）的离岸LNG-FPSO流程设计方案,严格来说这不是一个FPSO。
其中研究的较为深入的是BHP,为在帝汶海（TimorSea）Bayu-Undan海域某一可能位置生产LNG而提出的,规模为1.5Mt·a-1,拟建170000m3常规圆柱形LNG储罐,液化流程采用经改进的氮膨胀循环。
对FLNG概念更进一步的工作是Shell和Statoil为几内亚海湾项目展开的。
那里有几处浅海气田和大量伴生气。
Statoil联合Linde和AkerKvaerner公司提出了基于混合流体级联式（MFC）流程的概念设计,作为Snhvit项目的流程。
该项目设计思路是:
LNG设施建在一艘位于西班牙的驳船上,目的是向北挪威Melkya输送LNG。
尽管该项目还不能算一个海上项目,但采用了大量“海洋化”的思路。
关于LNG-FPSO最新的概念设计是ABB提出的ABBLummusNicheLNG[13]。
该方案同时生产LNG和LPG。
LNG生产能力为1.5Mt·a-1。
LNG和LPG的储存量分别为170000m3和35000m3,分别储存在4个和1个自支撑的SPB型舱室中。
整个装置在甲板上的总体布局也便于安装和卸货。
浮船通过位于船尾的一个外接塔式停泊系统固定在所要求的位置,卸货装置位于船尾,采用一前一后串联布置。
包括总体布局,甲板和系统集成,操作和运行流程等都获得了ABS的认可。
1.2气体接收与净化
原料气体通过以某种形式连接到一海床模板上的上升/旋转构件进入FPSO。
即使是伴生气的情况,气体也很可能会被再压缩后送到这样一个模板准备再注入,FPSO的原料气即可取自这一模板。
这样的配置可使石油FPSO和LNG-FPSO有效分隔,保证两者可独立运行。
把原料气体转化为LNG前,首先需要对原料气进行预处理,即脱除一系列杂质,包括:
二氧化碳（CO2）和硫化物如H2S、重烃C+5、水及其他从井中带出的固体杂质和流体。
脱水脱酸的主要方法是吸收法和吸附法。
目前,大多数陆地天然气液化装置中都采用吸收法进行气体预处理,与吸附法相比有更高的技术成熟度。
但是海上环境的特殊性可能会对部分预处理工艺和设备造成影响,并不能达到预期的效果。
对于浮式LNG生产装置,净化流程和工艺要充分考虑波浪引起的晃动对设备性能可能产生的不良影响。
对于FPSO来说,首先,吸收塔和再生塔应设计为能在运动状态工作,这必然使其比陆上同样规模的装置尺寸更大。
其次,吸收塔很可能是FPSO上最高和最重的容器,并按原料气压力设计。
因而这个容器布置的位置十分关键,最好选择接近FPSO中线的位置。
一般来说,由于填料塔工作性能稳定,比塔盘塔有利于传质,且减小了塔径和整体高度。
最小化塔尺寸和质量对于减小FPSO上弯曲挠度和因船体晃动引起的剪切力非常必要。
因此酸气脱除模块中的吸收塔和再生塔应优先选择填料塔,分配器的类型和塔径也要合理选择,以保证工质在填料中的合理分配。
尽管如此,考虑到海上的浮式天然气预处理装置与陆地项目比较处理气量小很多,受到场地的限制要求预处理工艺设备少、体积小。
加之吸收法的吸收剂为液体工质,在船体晃动影响下易分布不均,吸收效率下降。
因此,通过对天然气净化工艺的综合分析,结合LNG-FPSO的自身特点以及对所采用的净化工艺的要求,本项目提出吸附法更适合海上小型浮式天然气预处理,吸附法的设备数量较少且占用空间小,并且处理过程无液态工质,船体运动引起填料塔塔身的摇摆对吸附效果影响不大。
目前,正在对吸附法所采用的吸附剂进行针对性的测试,希望确定变压吸附过程适合脱水脱酸的吸附剂,在油田伴生气不同杂质含量条件下,合理设计复合吸附床以达到对杂质的最佳吸附效果,并在相同工况条件下与技术上较为成熟的吸收法方法进行比较。
1.3液化流程和工艺
天然气液化设备是浮式LNG装置的关键生产设备,直接影响到整个装置的合理性和适用性。
已有多种液化流程被建议用于FPSO上。
Mobil的设计是采用单一混合制冷剂液化流程（MRC）[9],以板翅式换热器作为冷箱主换热器,结构紧凑,性能稳定。
Shell和APCI为Sunrise项目建议采用双级混合制冷剂（DMR）流程[15]。
Azure项目的风险分析提出,采用DMR流程引起的风险对于FPSO的整体风险来讲是很小的并推荐这一技术。
Statoil也对混合制冷剂液化流程进行了分析并认为其可成功地用于海上LNG装置。
基于安全性的考虑,BHP公司建议采用改进的氮膨胀液化循环作为浮式LNG装置的液化流程。
氮膨胀液化循环以氮气取代了常用的烃混合物作为制冷剂,安全可靠,流程简单,设备安装的空间要求低。
同时该流程适应性强,原料气组分在一定范围内波动,基本上不会影响到系统的正常运转,且方便模块化制作,特别适用于中小型气井且设备一次性投资小,缺点是能耗较高。
Merlin公司与Costain公司合作,经过分析,认为双级氮膨胀流程是一种经济可行的方案,并考虑了动力供给、冷却过程、辅助设施、LNG储存、FPSO与运输船之间的相对运动,安全性等各种问题。
前面提到的ABB的LummusNicheLNG方案的天然气液化流程是基于ABB公司开发的双透平膨胀流程,它采用了氮透平膨胀机和甲烷透平膨胀机两个系统为循环提供冷量,采用一台GELM2500燃气轮机同时驱动氮和甲烷压缩机,冷箱中采用一台板翅式换热器。
尽管海上浮式液化流程既可采用MRC流程和基于膨胀机的流程,然而更广泛的意见是基于氮气膨胀的循环更适宜于小型浮式装置。
MRC流程最大的优点是高效、能耗较低。
缺点主要有:
（1）缺乏紧凑性,由于制冷剂是可燃物,这给流程和管道布置带来限制,为了安全起见,采用该流程要求设备间距大;
（2）制冷剂的配比、储存和管理较困难;（3）制冷剂工作在两相区,对换热器和管道布局有特殊要求;（4）启动慢,因为要先将制冷剂混合,对于频繁启停的情况需要考虑。
而氮膨胀液化流程简单,设备少,安全性较高,循环过程始终是气态,因此其性能对于船体晃动不敏感,可以快速安全地停机,启动时间短,容易实现模块化,占地面积也较小。
缺点是效率较低、能耗较高。
一些改进可以显著提高循环效率,如双膨胀机（相同或不同工质）、预冷等。
实际证明双膨胀机循环比单膨胀机循环效率有明显提高。
近几年,设计组对适合浮式LNG装置的各种液化流程进行了一系列的模拟计算、比较和优化。
图2是各种液化流程单位功耗比较。
结论是,针对海上液化工艺流程,效率高低不是首要问题。
氮膨胀循环（氮-甲烷膨胀循环）虽然效率较低,但由于其高度紧凑性、操作简便性、安全性高、适应性好等特点,是最适合浮式LNG装置的液化流程。
这一结论也是BHP的cLNG流程、Azure项目的1Mt·a-1方案以及ABB相似规模的流程中共同得出的。
氮气循环流程效率不及MRC流程,能耗大。
但燃料在一个小型装置的总体成本中不是一个重要的成本项,其绝对成本只占总成本的较小份额。
这一方面正在开展进一步优化和设计。
图2 各种液化流程单位功耗比较图
1.4LNG储存
LNG储存设施为LNG-FPSO装置稳定生产提供足够的缓冲容积。
其容量取决于LNG产量和LNG运输船的数量、大小、往返时间。
受FPSO具体条件的限制,LNG储存方式要细致地加以考虑。
LNG储存方式主要有3种:
球罐型（Moss）,薄膜型（GTT）和SPB型,其中薄膜型和SPB型受到广泛重视。
假设LNG净储存量为13.5万立方米,加上装置5～6天的生产量,FPSO的LNG储存量大致可按18万立方米考虑。
目前最大的球罐约为4万立方米,这意味着需要5个球罐,会占据绝大部分船体空间,使甲板上无法布置其他工艺设备。
一种解决方案是再布置一座平行系泊的专用于储存的FPSO,但这会显著增加投资。
因此,除非采用很小的运输船——而这又意味着要用很多条运输船,这也是非常昂贵的——所以一般认为球罐型运输船不太会是合理的选择方案。
虽然球罐型储槽占用了大多数甲板空间,导致不方便布置天然气液化工艺设备,但是Wadahl等指出采用球罐型储槽可以提高整体安全性,并解释了在恶劣气候条件下为什么球型储槽是一种合适的选择。
日本国家石油公司就开发了采用Moss储槽的浮式LNG生产装置。
构成当今LNG运输船主流的薄膜型GTT液舱系统是可行的方案。
值得关注的问题是构成膜系统的大型矩形储舱能否承受晃荡引起的压力荷载。
有研究主要针对拟在墨西哥湾实施的EEB项目,论证了采用薄膜型系统的可行性。
但其可行性分析在别的地区需要根据不同的条件重新进行评估。
第3种LNG运输船液货储存系统是自支承棱柱形SPB型储舱。
在这种系统中,储舱由铝板制作,构成高强度的刚盒结构。
但这种系统的单个液货舱的容积小于膜系统液货舱所能达到的容积,因此需要更多卸载泵。
最新的进展是Mobil开发设计了一种用9%镍钢制作的专利储舱,可以制造出更大的液货舱。
这些设计都考虑了增强可以承受晃荡引起的作用力,并通过挡板减少流体运动。
储存系统的选择应该根据具体项目方便地进行确定。
1.5LNG卸载运输
LNG卸载输送是LNG-FPSO装置的重点和难点之一,也是项目开发中需要慎重决策的部分。
经过净化液化处理后的LNG需要从FPSO输送到LNG船上,不同于陆地液化厂,FPSO和LNG船两者都处于运动状态,在风浪较大时两者的相对运动远大于陆地工厂,难度较大。
加之传输介质为低温液体,LNG外输系统中每个部分都要满足晃动和低温的严苛要求。
因而要实现LNG在海洋环境下安全、高效传输非常复杂。
目前主要输送方式有以下几种。
（1）并排输送。
直接借用陆地液化工厂向LNG运输船的低温输送臂。
这种情况下FPSO和LNG运输船要比较接近,需采取并排停靠的方式。
适合于海洋环境平静的海域,经验表明,海浪平均波高小于1.5m时,停泊作业是安全的。
LNG运输船与FPSO装置并排泊在一起,FPSO装置远离火炬的一侧用作LNG船的系泊泊位,并提供水幕等防火措施。
需要特别注意LNG运输船停泊的安全性,当风向、海流的方向与海浪不一致时,为减少停泊的危险性,LNG运输船需要通过艉推进器控制船体的方向,以便于LNG运输船的停泊。
或者采用一艘辅助拖船调整船体方位,避免风浪将LNG运输船推向FPSO装置。
该方式优点是输送LNG控制快速便捷,结构简单,节约投资。
缺点是FPSO装置与LNG运输船两者都处于运动状态,在风浪较大时两者的相对运动大。
普通的单根缆绳系泊缺乏稳定性,不容易定位。
另外,可能发生的危险是卸货臂LNG的泄漏,这主要是由于FPSO装置与LNG运输船之间存在相互运动造成的。
（2）串联输送。
即FPSO和LNG运输船采用首尾相接的串联系泊方式。
这是一种长输方式,适合于海洋环境较为恶劣的海域,一般距离在50～100m,因而需要配置能跨越50～100m距离的管线和结构,并采用动态定位装置控制LNG运输船首部管汇与浮式LNG装置尾部的距离在容许工作范围以内,从而避免了停泊和卸货作业中可能出现的危险。
对此已提出了几种方法,在Azure项目论证期间,联邦海事委员会（FMC）开发了一个中试模型进行操控性能测试。
优点是能在较为恶劣的海况条件下进行LNG卸货作业,极限平均波高可达4.5m。
但并非所有人都认可了其坚固性,还有必要进行更实质性的工作。
缺点是传输距离远,输送管长,投资大。
（3）低温软管。
软管技术必须满足LNG要求,要有良好的绝热以尽可能减少结冰。
通常这种软管是钢制的,辅以足够的绝热措施以尽可能减少冰的生成。
很显然,这种软管的柔性不会太好,质量较大,需要强大的装备才能使其安装到位。
总体上,采用并排卸货还是串联卸货,需要根据具体海域特点和环境参数（包括平均海平面、最大波高、最大波周期、温度和湿度范围、风速和风向等）而定。
低温输送臂结构则取决于输送距离、输送量、速度、时间等。
目前海上LNG外输相关研究集中在外输形式与装置、低温外输管道的材料与强度、储罐内液体晃荡几个方面,针对LNG动态外输过程的系统性研究非常缺乏。
LNG是-162℃的低温液体,在晃动的海洋环境中压力、温度等参数的波动都有可能引起低温液体汽化而影响传输效果。
如果外输装置设计仅从装置的机械稳定性、环境适应性、操作简便性等方面出发,而不结合晃动环境下低温工质的传输过程进行考虑将带来潜在的问题。
具体外输系统由储罐、管路、外输装置三大部分组成,任何一个组成都对系统的运行产生影响,各部分互相影响和制约。
系统的实验和模拟研究晃动条件下LNG动态传输过程,外部激励等因素的影响是非常必要的。
图3LNG外输模拟系统结构示意图
图4LNG外输模拟系统实物照片图
本项目设计建造了一套较为完整的LNG动态外输模拟系统。
图3是其结构示意图,图4是实物照片图。
该系统包括了外输装置、储罐、平台装置,并设计一套机械装置用于激励平台及上部的储罐和传输装置以模拟简化的海洋环境。
利用机械装置的调节灵活性,改变LNG动态外输模拟系统的激励条件,针对受周期性外部激励的低温液体外输过程进行模型实验。
同时运用数值模拟软件进行外输过程模拟,提供数据进行比较、分析,研究平台晃动频率、幅角、外输压力等因素对LNG动态外输的影响规律。
1.6FPSO动力
与陆地工厂的另一个显著不同是,FPSO上的动力必须自给。
目前对主要动力消耗装置（如压缩机）的动力提供有两种方式:
膨胀透平直接驱动压缩机和燃气轮机发电,以电力带动压缩机。
膨胀透平直接驱动压缩机的优点是结构紧凑。
这主要是由于膨胀机与压缩机同轴,减小了占用海上平台的空间,而且其提供动力过程比较简单直接,是一种以提供机械能设备来驱动需要机械能工作的设备。
缺点是膨胀机所能提供的功量有限,当需要对压缩机的功率有更大的要求的时候,可能无法满足需求,必要时仍需要电能补充工作。
电力带动压缩机有两种方案。
方案一是燃气轮机发电:
天然气（原料气或LNG汽化气）与压缩空气在燃烧室内混合燃烧,气体在膨胀机内膨胀做功驱动发电机发电。
其优点是燃气轮机使用的原料可以是海上开采的产品,因此资源容易得到（以天然气作为燃料）,并且发电的电能不会受到太大制约,通过加大燃气轮机所作的功可以满足压缩机大功率的要求。
与目前其他普遍应用的动力装置相比,燃气轮机体积小、质量轻,此外还具有设备简单、可不用水和起动加速快等。
缺点是该方案是一种由化学能转化为热能,再由热能转化为机械能,并由此机械能发电带动压缩机工作。
和膨胀透平直接驱动压缩机方案相比,其设备增加了天然气燃烧的装置（提供高温燃气）,由燃气做功装置（燃气轮机）或发电装置（发电机）组成,因此设备较多,加大了海上平台空间的压力,使工作平台利用情况受到很大影响。
方案二是LNG冷能发电。
LNG的冷量有多种利用方式。
最基本的就是LNG吸热直接膨胀发电,有3种方式。
①LNG经低温泵加压后在汽化器受热汽化为高压天然气,然后驱动透平膨胀机带动发电机发电。
该方式原理简单,投资少,但是LNG冷能利用率很低,只有24%左右。
②在LNG膨胀发电的基础上,增加丙烷为工质的朗肯蒸汽动力循环,更大的利用LNG的冷量。
实际工业利用中还采用再热循环或抽气回热技术,冷能回收率较高,一般可保持在50%左右。
③LNG膨胀发电与氮气为工质的布雷顿气体动力循环相结合,利用LNG冷量发电的循环效率一般在50%以上。
以基本的LNG冷能发电方式为基础,为了提高冷能的利用效率,研究人员又从方法联合、多级循环、CO2减少排放等各方面提出了改进。
如联合燃气轮机、朗肯循环和LNG膨胀的发电方式,利用燃气轮机的燃烧余热作为朗肯循环的热源,提高加热温度;LNG直接膨胀后的低压天然气可作为燃气轮机的燃料;还可将LNG的部分冷量用于燃气轮机的进口空气冷却,这对于燃气轮机的工作效率有明显影响。
联合发电方式充分利用了LNG的冷能及燃气轮机的余热。
LNG冷能发电系统温度范围跨度大,一般难以找到理想的介质满足设计条件,Zhang等提出采用梯级复合循环的方式,形成逐级的循环工作温度。
他们构建了超临界CO2朗肯循环和Brayton循环,利用再热技术,系统的热效率和火用效率高达68%和54%,且不消耗额外能量达到了高效回收系统排放CO2目的。
综上所述,膨胀机直接驱动压缩机的方式不能满足海上的动力变化和需要。
电驱动方式具有更明显的安全性、更高的余量和可维护性。
选择燃气轮机发电与LNG冷能发电联合的方式具有优越性,可避免燃烧余热的浪费,充分利用LNG的冷能,减少CO2的排放。
1.7安全与平面布置
由于场地狭小及晃动问题,安全与平面布置是LNG-FPSO最关键的问题之一。
对于LNG存储量大于10万立方米的生产规模,FPSO预期的总长度为300m、宽60m、深度30m,这样,可用的甲板面积约为1.5万平方米。
所有上述设备以及工作人员生活设施都必须布置这一相对狭小的空间内。
可以比较一下,典型的陆上装置的占地面积达到50万平方米。
因此,在FPSO上,按不同流程单元分别布置的常规平面布置是显然不可
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