再气化装置选型研究

夏华波，徐岸南，郑 坤，周 毅，宋忠兵，刘 恒

(1.中海油能源发展采油服务公司 天津300452；2.沪东中华造船(集团)有限公司 上海200129)

0 引 言

世界经济的快速发展，引发了世界能源需求的快速增长。在新一轮的能源需求大发展中，天然气以其清洁、方便、高热值的特性成为替代煤炭、石油的新型能源，它在全球能源消费结构中所占的比重越来越大，也将成为我国 21世纪能源战略转变的主要方向。

近年来，液化天然气(LNG)市场迅猛发展，LNG接收终端受到了广泛关注。随着全球环保意识的增强，人们对传统陆地 LNG接收终端的态度非常复杂，既有所需要又视其为“危险装置”，要求提供新的、更加安全的 LNG接收终端，特别是对环境敏感地区或人口稠密地区。同时，为克服传统陆地接收终端获批难度大、建设周期长、投资费用高等缺点，在充分考虑技术可行性、安全性、经济性的基础上，配备了再气化装置的浮式LNG接收终端以其建造成本低、建设周期短、灵活性高等优点近年来得到了较快发展，目前世界范围内已建成约30座FSRU型浮式接收终端。

浮式LNG接收终端作为LNG气化和接收的新型解决方案，将为我国 LNG产业的发展提供新的思路。再气化装置是浮式 LNG接收终端最重要的设备，国内外学者梅鹏程[1]、季鹏[2]、Sohn[3]、Rong-Tai等[4]已开展了相关研究，它能够快捷、灵活解决我国沿海地区对清洁能源的需求，同时也符合国家能源战略的实施需要，既能有力支持经济持续发展，又能节约土地资源，利于环境保护。因此，选择合适的再气化装置对拓展 LNG产业链的覆盖范围、提升市场竞争力是非常重要的。

1 再气化装置原理

1.1 概述

浮式LNG接收终端通常靠泊于码头或近海系泊于作业地点，如图1所示，其包括船体、再气化装置、系泊设施以及天然气管网，从常规 LNG运输船上接收LNG，通过自身的再气化装置将LNG转化为天然气并通过安装在浮式LNG接收终端的输气汇管外输到陆上天然气管网，是移动式LNG加气站。其中，再气化装置是浮式LNG接收终端天然气输出的核心模块，其主要功能是将 LNG气化，以高压常温的状态输送至城市管网或燃气用户。

图1 浮式LNG终端示意图Fig.1 Schematic diagram of floating LNG terminal

1.2 再气化装置原理分析

再气化装置主要设备包括增压泵、印刷电路板式换热器、管壳式换热器、缓冲罐、海水乙二醇换热器等，利用高压泵将 LNG增压，一般输出压力在 40～100kg之间，具体根据服务区域用户管网压力决定；管壳式换热器作为主蒸发器，将高压的 LNG升温气化，然后低温的天然气通过印刷电路板式换热器再次加热，升温至 0～10℃的输出温度。根据工作原理的不同，再气化装置主要包括闭式循环和开式循环2大类。

1.2.1 闭式循环型

闭式循环型再气化装置(图2)主要包括LNG供给泵、吸入罐/再冷凝器、增压泵、蒸汽/乙二醇水气化器等设备。

闭式循环型再气化装置采用乙二醇水溶液作为中间热介质。锅炉产生的水蒸汽加热乙二醇水溶液，而被加热的乙二醇水溶液作为热介质将 LNG气化。这种气化方式可以避免LNG气化器内部泄露而导致烃类气体进入锅炉水系统的危险。一般用于海水水质较差或海水温度较低的场合。

闭式循环型再气化装置工艺流程见图 3。闭式循环型再气化装置将浮式LNG接收终端的液化天然气通过货舱内的供给泵输送至再气化装置，然后经过气化撬内增压泵增升压后进入 LNG气化器，接着锅炉产生的蒸汽经过蒸汽/乙二醇水换热器将热量传递给乙二醇水溶液，被加热的乙二醇水溶液进入 LNG主气化器作为热介质将 LNG气化，最后通过高压保护系统和天然气计量单元，将高压气体由外输臂输送至码头上的输气管道。

图2 闭式循环型再气化装置外形图Fig.2 Outline diagram of closed loop regasification equipment

图3 闭式循环型再气化装置工艺流程图Fig.3 Process flow diagram of closed loop regasification equipment

1.2.2 开式循环型

开式循环型再气化装置(图4)主要包括LNG供给泵、吸入罐/再冷凝器、增压泵、海水/丙烷气化器等设备。

开式循环型再气化装置采用丙烷溶液作为中间热介质，充分利用了丙烷的良好热力性能，同时也避免海水直接接触LNG，避免由于海水与LNG的巨大温差而导致热交换器中加热管破裂，造成 LNG泄漏事故。开式循环型再气化装置一般用于海水水质较好或海水温度较高的场合。

开式循环型再气化装置工艺流程见图 5。该装置将浮式LNG接收终端的液化天然气通过货舱内的供给泵输送至再气化装置，然后经气化撬内增压泵增升压后进入 LNG气化器，接着海水泵将海水输送至海水/丙烷换热器，将热量传递给丙烷溶液，而被加热的丙烷溶液进入 LNG主气化器作为热介质将 LNG气化。最后通过高压保护系统和天然气计量单元，将高压气体由外输臂输送至码头上的输气管道。

图4 开式循环型再气化装置外形图Fig.4 Outline diagram of open loop regasification equipment

图5 开式循环型式再气化装置工艺流程图Fig.5 Process flow diagram of open loop regasification equipment

2 不同方案适用性比较

闭式循环再气化装置与开式循环再气化装置2种工艺方案的气化工艺、设备配置、能耗等有所不同，两者的对比见表1。

表1 闭式循环再气化装置与开式循环再气化装置对比Tab.1 Comparison of closed loop regasification equipment and open loop regasification equipment

两者差别主要体现在：闭式循环方案采用蒸汽为加热源，与外界不直接接触，对海洋环境没有影响，设备尺寸相对较小，采购成本较低，但运行成本较高；开式循环方案采用海水为加热源，直接从大海中取水，对海洋环境有一定的影响，设备尺寸相对较大，采购成本较高，但运行成本较低。

2种方案的适用条件有所不同，各有特点：闭式循环气化方式适合于海域水温较低、海水温差要求较高的区域，装置整体尺寸较小、占用空间小、投资成本较低而营运成本较高；开式循环气化方式适合海域水温较高、海水温差要求较低的区域，装置整体尺寸较大、占用空间大、投资成本较高而营运成本较低。

最终方案是各种因素综合权衡的结果，2种方案的适用条件有所不同，实际操作时应具体问题具体分析，根据当地条件选择性价比最好的方案。如中海油天津 LNG接收站的“安海角”号 FSRU，就采用闭式循环气化方式，适合北方海域气温较低的特点，而东南亚的FSRU往往采用开式循环，因为其海水温度较高，后期运营成本低。

3 结 论

浮式LNG接收终端既能缓解沿海地区能源紧缺状况，又节约了土地资源，有利于环境保护和 LNG产业链的新型技术拓展。本文论述了浮式 LNG接收终端2种再气化装置的原理及方案，即闭式循环方案与开式循环方案，结合浮式 LNG接收终端的特点分析了2种方案的优缺点和适用的区域，阐明了不同方案的主要设计要点。本文可为设计初期浮式 LNG接收终端方案选择合适的再气化装置提供参考，为设计建造浮式LNG接收终端提供技术指导。■