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目前，LNG 已经形成了从液化、储存、运输、气化到终端应用的一套完整的工艺技术和装备产业。中国进口LNG 基本采用陆上接收模式，由于LNG 接收终端项目审批时间长、投资大、建设周期长等因素的制约，尤其近年来随着人们环保意识的增强，同时为了减轻对港口资源的依赖、减少相关审批程序，LNG-FSRU逐渐得以应用。FSRU可应用于海岛地区发电、用电资源匮乏区域、沿海土地稀少环保高的超大型城市等。 1 FSRU的发展和优势
从2005 年全球第一艘LNG-FSRU 交付以来，截止2019年底全球已约有37 艘LNG-FSRU 建成交付，LNG-FSRU总货运能力达到5.7×106m 3，以平均每年两艘的交付量迅猛发展，LNG-FSRU 越来越多地受到市场的青睐。与传统陆上LNG 终端相比，LNG-FSRU 具有如下特点：建造周期短且灵活；成本低；安全环保危害低。
2 LNG-FSRU与陆上LNG 接收终端气化形式比较
LNG-FSRU主体是LNG 船舶，与陆上LNG 接收站相比，可利用面积狭小，因此设备尺寸需要尽可能缩
小。陆上传统LNG 接收站的气化器外形尺寸较大，例如：开架式气化器（Open Rack Vaporizer，ORV）、浸没燃烧式气化器（Submerged Combustion Vaporizer，SCV）以及中间介质气化器（Intermediate Fluid Vaporizer，IFV）等。为了节省空间，LNG-FSRU上气化器采用管壳式强制气化器。此型式气化器可气化低压LNG 或高压LNG，加热介质为高温中间介质。利用FSRU船舶蒸发的BOG 燃烧加热产生水蒸汽，水蒸汽再加热中间介质，或者使用海水直接中间介质，之后利用中间介质气化LNG。本气化工艺与传统相比传热效率更高，操作更稳定，适合在船舶上使用。 3 LNG再气化工艺
LNG-FSRU再气化模块是具有配套完整的能将LNG进行加压加热到可向用户输送气体所需的各种
设备和管路的一套完整系统。LNG-FSRU再气化模块系统可以划分如下几个系统。
（1）海水净化及循环系统；海水通过海水泵增压后送入中间介质换热器，或经组合换热器通过蒸汽加热后与中间介质换热。
（2） 中间介质循环系统；中间介质被海水或者蒸汽加热至20~30℃，然后通过中间介质循环泵送入主蒸发器与LNG换热，出气化器温度大约在-10℃左右。
LNG不能直接与海水或蒸汽换热，避免因为海水与LNG 两者的巨大温差，导致LNG气化器中热交换管
破裂，造成LNG 泄漏事故，同时也需避免烃类气体从气化器内部泄露进入锅炉水系统的危险。目前较为理想的中间换热介质有两种：乙二醇水溶液（质量分数约30%~40%）和丙烷。乙二醇水溶液作为中间介质时对装置和结构要求简单，价格合适，较容易实现，但乙二醇水溶液循环量大，装置所占空间较大。丙烷作为中间介质时，丙烷循环量小，装置结构紧凑，适应性较好，但丙烷在换热时会发生相变，因此对装置材料性能和密封性要求较高。
（3）蒸汽循环系统；蒸汽锅炉产生高温高压蒸汽，经减温减压阀后可降至压力5 barg左右饱和蒸汽，然后与海水或者淡水换热冷凝，换热后的冷凝液回流至锅炉。
（4） BOG处理系统；通过加压或冷凝等方式将LNG-FSRU产生的BOG直接输出、冷凝再液化或用作燃料气。
（5）LNG气化系统；再气化装置主要包括LNG 输出泵、吸入罐/再冷凝器、增压泵、中间介质气化器等设备。工作原理主要是将温度为-162℃的液态天然气通过海水或蒸汽作为热源通过中间介质循环进行加热，最终形成天然气输入用户系统。LNG 再气化主要流程是，LNG经输出泵从储罐中抽出，将液体LNG经高压泵增压到所需压力（约10~100 barg），然后进入主强制蒸发器，高压LNG通过与中间介质换热升温气化（温度约在-20℃左右），低温的天然气再通过印刷电路板式换热器继续加热，加热后温度约在0~10℃左右，最后进入计量撬
超低碳钢
LNG-FSRU再气化工艺方案探讨
彭芳
中国石油天然气管道工程有限公司 河北 廊坊 065000
摘要：主要讲述了典型浮式液化天然气存储再气化装置（LNG-FSRU）再气化工艺技术方案，主要包括液化天然气（LNG）再气化工艺和闪蒸汽（BOG）处理方式。近年来，LNG-FSRU数量快速增长，是布局天然气产业有效途径，其核心装备是LNG再气化系统。为此本文阐述了典型LNG再气化原理及关键设备组成，通过对闭式循环和开式循环在工艺流程、海水温度需求、加热中间介质、撬块尺寸及成本等方面的对比分析，总结典型再气化装置的适用情况，可为设计初期再气化装置选型提供参考和借鉴。对于不同气化能力或海况需根据实际工况，分析对比后形成最适合项目的技术方案。
活性氟化钾关键词：LNG 气化工艺 闪蒸汽 温度
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wifi温控器然后去下游用户。
电热地膜>网吧专用机箱换热中间介质为乙二醇水溶液总体流程如图1：
图1 LNG气化工艺流程框图
LNG-FSRU在实际运营过程中，根据不同环境工况，会选择不同的热源来气化LNG。热源主要来源有海水、锅炉蒸汽、LNG-FSRU废热利用等。根据工作原理不同将气化方式分为开式、闭式和组合式。
3.1 开式循环型
海水通过海水泵压入乙二醇水溶液换热器，加热完乙二醇水溶液后排入大海。海水冷却温差大约为5~7℃，因此海水温度较低工况时（大约10℃以下）不适用使用开式系统。在高纬度地区或中纬度冬
季工况两种情况下，开式系统使用受到限制，需要其他热源来提供气化所需能量。开式系统LNG气化热量均来自海水，耗能主要是提升海水循环所需能量，对LNG-FSRU整体耗能来说有较大优势。但开式循环系统所需海水量非常大，所以存在海水泵采购成本较高，设备尺寸较大等问题。
3.2 闭式循环型
锅炉产生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。蒸汽可以有两种方式来加热乙二醇水溶液：第一种是降温降压后低温蒸汽直接加热乙二醇水溶液，一般处理方式是将低温蒸汽引致气化模块内的乙二醇/蒸汽换热器，冷凝后冷凝液回流至锅炉；另一种是低温蒸汽通过加热淡水到合适的温度，然后通过淡水与乙二醇水溶液换热，这种方式需要增加一套淡水循环系统。闭式系统用于海水不适用情况下（10℃以下），通过BOG燃料气燃烧加热锅炉提供蒸汽，因此需要消耗较大量的燃料气，LNG-FSRU总能耗较高。但低温蒸汽可将乙二醇水溶液加热到较高温度后去汽化器，能够提供一个较大温差，减小乙二醇水溶液循环量，可以减小气化模块设备的初始投资及其尺寸。
3.3 组合式循环型
使用蒸汽通过组合加热器加热海水，然后加热的海水去加热乙二醇水溶液。组合式即使用蒸汽系统又利用了海水热量，需要消耗部分蒸汽，但可以减小海水总用量，降低海水泵负荷。这种情况一般出现
在海水温度较低不能直接加热乙二醇溶液，但未低至不可使用。
4 储罐BOG处理
LNG在运输、储藏或装车过程中存在热泄露，
导致LNG气化产生BOG。 4.1 BOG来源
LNG-FSRU产生BOG主要来源：
（1）LNG从驳船卸料至LNG-FSRU储罐；LNG-FSRU储罐内的LNG与不同货源的LNG组分、温度、密度和压力等物性参数存在差别，两种不同LNG混合时，产生大量BOG。此时产生的BOG量应为最大流量工况，若BOG需全部被处理不允许放空或烧掉，BOG压缩机选型时可按此工况考虑。
（2）L N G 储罐热泄露；L N G 储罐内外温差将达到190℃，热泄露难以避免，热泄露将挥发大量B O G ，B O G 日蒸发量约在L N G 储量体积的0.05%~0.25%。
4.2 BOG处理工艺
产生的BOG主要有以下几种处理方式：
（1）经高压压缩机加压至用户所需压力后直接外输至管网，这种处理方法耗能较高一般日常不会使用，仅作为备机使用。（2） 经低压压缩机加压到5 barg左右，然后进入再冷凝器，利用LNG将BOG 再冷凝成液体后，同LNG一同进入气化模块。这种处理方法利用了LNG的冷量，能耗较低，适应能力强，使用范围较广。低压压缩的BOG也可经加热后作为燃料气作为锅炉或双燃料气主机燃料使用。（3） LNG-C在卸船时，需要返回BOG来维持驳船上储罐压力。（4）在BOG量特别大，各种处理手段已经无法满足时，可以将BOG排入火炬，或用锅炉烧掉产生蒸汽后用海水将热量带走。
攀藤网5 结束语
LNG-FSRU项目具有整体费用低，工期短，占陆地资源少，可灵活布置，且能满足急速或者瞬时增长的用气需求等优势，从而可以迅速占领市场。但是它也存在产能受限制，不可后期扩建，对本地化工作量小等缺点。本文论述了典型LNG-FSRU再气化装置的原理及方案，以及其他辅助循环系统，结合LNG-FSRU特点分析了不同气化方案的优缺点和适用的区域，约定了不同方案的主要设计参数。本文可为设计初期LNG-FSRU再气化方案选择提供参考，为设计或改造LNG-FSRU提供技术指导。
参考文献
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