前言
   
    LNG-FPSO（海上天然气浮式生产、储卸平台）是集天然气净化、液化、储存、卸货于一体的新型海上装置。具有水深适应范围广、可移动、可重复使用等优点，适于深海和近海海域的天然气的开采，未来有可能取代海洋固定式平台。

    按照海上天然气利用方式主要可以分为以下五种：① 直接管输。铺设管道费用高昂，且在深海铺设长距离管道压力大，尺寸也有限制；② 通过压缩或液化以减小气体体积—CNG和LNG。CNG对平台设备和技术的要求较LNG简单，但目前尚无CNG船，而且C压缩后体积相比LNG还是很大；③转化为其他产品，如甲醇、合成原油等。甲醇具有危害性，而且设备复杂；④转化为其他能源，如电能；⑤天然气水合物，又称可燃冰，这是一种令人瞩目的新天然气资源形，它的贮藏、运输比LNG更简单。然而就目前而言，天然气水合物生产作为一项最新技术，缺乏成熟性及对相关问题的研究，要达到实际应用还有一定的距离。因此综合考虑经济、安全等因素，浮式LNG生产、储卸平台（LNG-FPSO）是目前海上天然气综合开发利用的最佳选择之一。
 
    一、总体布局

    FPSO上可用于天然气液化设施布置的空间十分有限，出于安全性考虑设备间又要求有足够的空间，因此FPSO的合理布局非常重要。

    日本国家石油公司开发的MOSS储槽的浮式LNG生产装置[1]、美孚石油公司开发的方形浮式LNG生产装置[2]、澳大利亚BHP石油公司的专利方案[3]以及2005年美国船舶管理局(ABS)批准采用ABB Lummus Global开发的Niche LNG FPSO装置（如图1）[4]等都是对LNG-FPSO这种新形式的海上能源开发技术的探索。

    LNG-FPSO的总体布局既要保证液化流程的紧凑、高效，又要考虑设备的安全距离、火炬辐射对设备的影响、LNG储槽的安全性以及系泊系统、卸货系统的可靠性等诸多问题。建议装置尽量对称布置或队列布置，可维持船体稳定以及保证受到船体运动的影响最小；保证烃类泄露源远离火源布置；保证设备之间的安全距离，可以将设备空间风险降低到最小；装置模块化加工，使得加工尺寸精确、结构紧凑可靠。

    二、浮式天然气液化工艺与设备的选择

    平台面积限制及浮式平台的运动等因素都将对平台上的天然气液化装置产生影响。因此在选择液化工艺和设备时必须综合考虑以上影响因素，才能更可靠、更有效的实现天然气资源的回收和利用。

    2.1 天然气净化工艺和设备

    目前，原料气中脱水、脱酸的技术已经相当成熟，但是海上环境的特殊性可能会对某些净化工艺和设备造成影响，并不能达到预期的效果。脱水脱酸的主要方法是吸收法和吸附法。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，它与吸附法相比有更高的技术成熟度。但吸收法的脱水剂为液体工质，在船体晃动影响下易分布不均，导致吸收效率下降；另外海上的浮式天然气预处理装置比陆地项目处理气量小很多，且受到场地的限制要求预处理工艺设备少、体积小。因此海上小型的浮式天然气预处理可能选择吸附法更为合适，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，船体运动引起塔身摇摆对吸附效果的影响不大。

 图1 ABB开发的LNG-FPSO

    净化工艺中最主要的设备是吸收塔或吸附塔，应优先选择填料塔设备。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。最小化塔尺寸和重量对于减小FPSO弯曲挠度和船体晃动引起的剪切力是非常必要的。填料塔是天然气液化流程中最高、最重的设备（尤其是原料气压力高时），应布置在FPSO的中轴线上。

    2.2天然气液化工艺[5]

    天然气的液化工艺是浮式LNG装置中的关键部分，直接影响到整个装置运行的合理性和适用性。海上作业的特殊环境对液化流程提出了如下要求：

    1) 流程简单，设备紧凑，占地少，满足海上的安装需要；
    2) 液化流程对不同产地的天然气适应性强，热效率较高；
    3) 安全可靠，船体的运动不会显著地影响其性能；
    4)开停机迅速、方便。此外还包括易于维护、能效高、成本低等标准。

    目前主要的液化流程有级联式、MRC（混合制冷剂循环）、氮膨胀循环。

    级联式循环：各级制冷剂回路分开控制，各级回路均有自己的压缩机和制冷剂储罐，设备多，重量大；管道及控制复杂。不适宜海上平台采用。

    MRC循环（混合制冷剂循环）：该种方式最大的优点是高效。缺点主要有①缺乏紧凑性；②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MRC循环要求设备间距大；③制冷剂的储存和管理困难；④制冷剂两相流动，对换热器和管道布局有特殊要求；⑤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。

    Shell和APCI提出的概念Dual-MR(双级混合制冷剂)流程据称可以在海上液化中采用，AZURE项目的风险分析提出采用Dual-MR流程引起的风险对于FPSO的整体风险来讲是很小的。

    氮膨胀循环：氮是安全的制冷剂，无危害且不可燃。循环过程始终是气态，因此其性能对于船体晃动不敏感；可以快速安全的停机，启动时间比MRC短；操作简便，设备少。

    氮膨胀循环最大的缺点就是与混合制冷剂循环相比效率较低。通过一些改进可显著提高循环效率，如双膨胀机循环（相同或不同工质）、预冷气体等。实际证明双膨胀机循环比单膨胀机循环效率有明显提高。增加了丙烷预冷的双级膨胀循环效率更高，但是预冷过程会增加流程及装置的复杂程度，降低整体可靠性，而且还需要考虑制冷剂的储存，失去了氮膨胀循环原有的优点。

    选择海上液化工艺流程，效率高低不是首要问题。因此氮膨胀循环（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、安全性而成为海上液化工艺的首选。

    2.3 液化流程的主要设备

    制冷压缩机——首选离心式压缩机。它的主要优点是：制冷能力大，而且大型离心式压缩机的性能接近现代大型立式活塞压缩机，并且结构紧凑，质量轻，占地面积小；同时没有磨损部件，因而工作可靠，维护费用低；运行平稳，振动小。为了得到高的压比，需多级压缩。当吸气压力足够低或者气体循环率足够高的时候也可以采用轴流式压缩机。

    膨胀机——首选透平膨胀机。它与活塞式膨胀机和螺杆式膨胀机相比，具有尺寸小、重量轻、气体处理量大、运行效率高、运转周期长、工作稳定的特点。另外，涡旋式膨胀机适合气量较小的流程。为了提高透平膨胀机的安全性，应尽量在单相气体区运行，采用氮膨胀循环可以获得保证。

    换热器——绕管式换热器是天然气液化流程中应用很广的一种，承压性好、温降大、传热温差小、传热面积大、回流流速高、气液分配均匀。板翅式换热器结构紧凑、性能稳定。可以根据液化流程的需要选择。

    分离器——分离器的直径和高度都远小于吸收塔，可以考虑塔板式分馏塔。要注意的是，波浪引起的船体运动会对分馏塔产生不良影响，所以分离器也应离运动中心线越近越好，此外压载系统必须保证FPSO装置的平稳。

    三、动力提供

    LNG-FPSO与LNG陆地工厂的另一个显著不同是：FPSO上的动力必须自给。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，电力带动压缩机。

    第一种方式简单直接，但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。第二种方式是电力作为压缩机动力，该方式实现可通过燃气轮机发电或LNG冷能发电来实现。而LNG冷能发电联合燃气轮机发电的方法可避免燃烧余热的浪费、并充分利用LNG的冷能，是一种高效、节能的方式。在此基础上研究人员还提出多级和梯级循环来提高效率，并在减少CO2排放方面提出了不少改进措施。

    四、结语

    LNG-FPSO的整体布局、液化工艺和设备选择以及动力的提供等问题都还在探索中。除了理论分析之外，还应当依据当地海洋环境对液化方案、布局及动力做定量的经济性分析和计算，并运用实验和计算机软件等手段模拟海洋环境中LNG-FPSO的液化装置、设备的运行情况，才能确保实际装置的经济性、安全性和可靠性。 海洋蕴藏着丰富的天然气资源，LNG-FPSO装置将是海洋石油伴生气和边际气田开发利用的新途径，我国要开发和利用海上天然气资源也必须尽快投入力量到这方面的研究开发与实验中去

参 考 文 献
1、Miyake H. Small scales LNG FPSO for marginal gas fields. LNG-12, Perth, Australia, 1998.
2、Naklie M. Mobil’s floating LNG plant. LNG-12, Perth, Australia, 1998.
3、Dubar C, Leh Ming Tu O. Liquefaction apparatus. USA, US patent: 6250244, June 26, 2001.
4、Anon. Niche LNG FPSO concept announced. Naval Architect, 2005. 20-27.
5、Barclay M. Selecting offshore LNG process. LNG journal, 2005. October: 34-3