液化天然气浮式储存再汽化装置海事安全监管对策

为更好地对液化天然气浮式储存再汽化装置(LNG-FSRU)进行有效的海事安全监管,确保LNG码头安全生产,提升该设备的生产作业效率,通过分析国外LNG-FSRU的安全监管特点,梳理LNG-FSRU海事监管的重点环节,并分析LNG-FSRU的储运生产事故类型,分别从靠泊期间的安全监管、装卸作业环节的安全监管、安全应急等方面提出LNG-FSRU海事安全监管对策,为我国未来LNG-FSRU的推广使用提供海事安全监管依据。

灵活的浮式液化天然气装置——浮式液化天然气（液化和再气化）技术的发展为全球天然气开启新机遇

在偏远地区设立液化天然气工厂需要修建机场、港口、公路、住所等基础设施．还需要考虑建设工人和材料的摆渡，成本高昂，而浮式液化装置可在可控环境的造船厂上修建，然后再拖拽至指定地点。壳牌的“序曲”号和高更天然气项目就是最好的对比，前者年产每吨的投资成本为2453美元，后者为5462美元，而且前者项目结束后，浮体可移动至另一个地点。液化天然气的再气化使用浮式装置．即浮式再气化终端，在相同年产量下，投资仅为传统陆上设施投资的一半。目前，阿根廷、巴西、乌拉圭、科威特、阿联酋、以色列、约旦、埃及、印尼、中国、巴基斯坦、英国、意大利和立陶宛等国家都有在役浮式再气化终端。

浮式储存和再气化装置多重加热系统

文章结合常规浮式储存和再气化装置开式和闭式加热系统的优缺点,优化船舶动力系统和废热回收系统,打造出一套具有多种模式并可自由选择切换的再气化加热系统,其包括开式、闭式、常规混合式和废热回收利用混合式,同时结合船上操作工况的不同,可灵活选择更为经济环保的加热模式。

浮式液化天然气储存装置单点系泊水动力特性分析

针对设计的计划作业于南海1 500 m水深海域的浮式液化天然气储存装置(FLNG),开展了水池模型试验和数值计算分析,模拟了南海的环境条件,采集了单点系泊下的FLNG船体六自由度运动以及系泊锚链顶端载荷时历,在频域和时域范围对FLNG水动力特性以及舱内液体晃荡对FLNG的影响进行了研究,结果表明:在频域分析中,舱内液体晃荡使得FLNG的横摇运动在波频范围表现出较固体装载更小的运动响应;在时域分析中,舱内液体晃荡在南海一年一遇海况下加剧了FLNG的横摇运动;在百年一遇海况下削弱了该型FLNG的横摇运动;舱内液体晃荡对FLNG的纵摇、垂荡、纵荡、横荡以及艏摇运动影响较小。在此基础上,提出了系泊系统优化方案并进行了数值计算研究,认为在满足一定安全裕度的条件下能够通过减少系泊锚链数目显著降低建造成本,这对现阶段FLNG的自主设计提供了一定的参考依据。

新型液化天然气浮式生产储卸装置

新型液化天然气浮式生产储卸装置(FPSO)用于边际气田开发,具有投资低、建造周期短、可重复使用等优点。结合国际上最新的设计方案,分别对该装置的液化流程、储存系统、卸货系统及总体布局进行了论述。

利用SWOT分析法对我国浮式储存再气化装置(FSRU)项目的发展解析

本文通过介绍和分析浮式储存再气化装置(FSRU)的项目的国内外发展趋势和发展经验,并基于我国目前天然气市场和LNG接收站的现状,分析了FSRU项目在我国发展现状,并给出了一定建议。主要利用SWOT分析法分析了我国FSRU项目所具有建造时间短、初始投资成本低、作业方式和商务方式灵活的优势;但是也存在税务及运营成本较高、作业要求条件较高的劣势;阐述了国际FSRU项目迅速发展带动产业关注度上升、长远看来我国天然气总体需求上升以及行业标准《液化天然气船对船输送操作规程》发布等方面的产业机遇;以及国内天然气资源丰富,价格竞争激烈、我国天然气管网不发达,FSRU接入受限、南北方天然气基础设施和市场承受力差异大、政策和税务风险以及天然气进出口形势的不确定性等方面的威胁。为我国FSRU项目的发展提供了发展参考和建议。

浮式储存再气化装置冷能利用系统设计与经济性

以大型浮式储存及再气化装置为研究对象,利用系统能量梯级理论设计出包含空气分离、制备干冰、两级朗肯循环发电、海水淡化、船舶冷库、船舶空调和制冰等利用形式的冷能综合利用系统。以系统效率为目标函数,借助Aspen HYSYS软件进行系统的模拟计算和参数优化。采用Peng-Robinson方程法建立系统冷利用率数学模型,并对系统冷利用率和经济性计算分析。计算分析表明系统冷能利用效率达到29.57%,冬季和夏季冷能利用经济效益分别达到19.40万元/天和21.17万元/天,验证了浮式LNG储存再气化装置冷能利用系统的合理性和巨大的经济性。

浮式储存再气化装置的LNG冷能利用

液化天然气(Liquefied Natural Gas,LNG)将成为人类在21世纪的主要能源之一。对浮式LNG接收终端从概念、分类、特点、系统组成等方面进行了较系统的介绍,总结了与陆地LNG接收站的不同特点及其不足之处。同时阐述了LNG冷能、LNG冷能的评价因素及利用方式,并将部分LNG冷能的利用方式与常规方式的电力消耗进行对比。在此基础上,从初投资、装置大小、商业化程度、市场潜力、环境保护等角度对低温发电、空气分离、轻烃回收、海水淡化、液态CO_2及干冰制备、低温粉碎、冷冻冷藏、天然气再液化、丁基橡胶的生产、燃气轮机进排气的冷却、海上LNG冷能利用产业园区在FSRU(Floating Storage and Regasification Unit,浮式储存再气化装置)上应用的可行性进行了分析,最终得出适用于FSRU的冷能利用方式有冷能发电、空气分离、天然气再液化、燃气轮机进排气的冷却。

海洋条件下印刷电路板式换热器多通道内超临界液化天然气瞬态分配特性分析

印刷电路板式换热器(printed circuit heat exchanger,PCHE)是海上液化天然气(liquified natural gas,LNG)浮式储存和再气化装置的核心部件。在海洋条件下,其内部微细多通道间的流量分配特性复杂多变,易急剧恶化,严重影响气化效率和运行安全。通过UDF程序分别引入晃荡导致的周期性变化的附加惯性力及LNG物性计算关联式,构建适用于PCHE内超临界LNG流动与传热的三维非稳态模型,并开展了数值研究。结果表明,相比于初始稳态条件,晃荡过程中PCHE各通道内超临界LNG的流量及温度等参数随之发生周期性的震荡,而且工质分配的均匀性明显恶化,各通道间流量、温度分布的相对标准偏差均显著高于初始稳态值,最高甚至达到初始稳态值的3倍以上;晃荡振幅及晃荡频率越大,PCHE各通道间工质的流量分配及温度分布越不均匀;相比于在垂直于通道内工质流动方向上施加晃荡作用力,当在工质流动方向上施加晃荡作用力时,晃荡作用引发的工质分配恶化现象明显较为微弱,通道内参数的震荡幅度明显降低。

浮式储存气化装置的问题分析与工艺优化

天津LNG作为中国首例浮式LNG项目,在国内没有操作经验可以借鉴,其中浮式储存气化装置(FSRU)是集LNG运输、储存、加压气化及蒸发气(BOG)处理于一体的综合型LNG运输船。针对FSRU在实际运行中的BOG压力难以控制、原料多组分差异化造成LNG分层翻滚严重、小气量外输能耗较高等重点问题进行分析,通过优化气化外输量、气化速度、进料方式、管线保冷,实行船岸联动,精确控制LNG供给量等方式对相关工艺进行优化,实现了安全生产和节能减排,为今后相关项目的顺利实施奠定了坚实的基础。

巴基斯坦某浮式液化天然气(LNG)码头控制系统的解决方案

为系统研究巴基斯坦某浮式LNG码头工程的控制系统设计方法,针对浮式LNG码头特殊的系泊、靠泊和作业要求,绘出适合浮式LNG码头的控制系统框架;详细阐述船岸连接系统、消防控制系统、靠泊及辅助控制系统等各子系统之间的相互关系以及各控制子系统的具体配置;根据巴基斯坦某浮式LNG码头平面布置条件,通过研究各国规范相关规定、并结合现行国内控制系统设计标准,总结出一套区别于常规LNG码头控制系统的设计思路和解决方案。结果表明,浮式LNG码头在常规LNG码头搭建控制系统框架的基础上,在数据传输通道、线缆合理布局以及主控对象选择等方面,有进一步优化提升的空间。

中国首个浮式液化天然气终端接收项目启动

2012年2月29日，中国海油天津浮式LNG（液化天然气）接收终端项目奠基典礼在天津港举行，我国奠基的首个浮式液化天然气项目正式启动。项目采用的浮式储存气化装置（FSRU）技术在国内属于首创，将有效地弥补国内常规LNG接收终端的不足，对国内后续浮式LNG项目具有重要的指导意义。

FSRU再气化模块再冷凝系统控制方案研究

再气化模块作为液化天然气浮式储存与再气化装置(FSRU)中的核心装备,再冷凝系统的控制对整个再气化模块的稳定运行至关重要。结合传统陆上液化天然气(LNG)接收站和FSRU船再冷凝器工艺流程和控制方案,提出了适用于再气化模块再冷凝系统的新型压力控制方案和液位控制方案,采用HYSYS模拟分析了2种控制方案在BOG(闪蒸气)变化工况下的稳定时间及再冷凝器液位、压力等参数超调量。结果表明:2种控制方案均能实现再冷凝系统的平稳运行,新型液位控制方案再冷凝器液位及顶部压力超调量小,但达到平稳控制的时间较长,适用于外输量波动较大的调峰型再气化模块;新型压力控制方案的控制超调量较大、稳定速度较快,适用于稳定外输的基荷型再气化模块。本研究为后续模块化、集约化程度较高的再气化装备研发设计提供了参考。

LNG再气化装置领域技术演进分析

液化天然气再气化装置集液化天然气接收、存储、转运、再气化外输等多种功能于一体,具有广阔的发展与应用前景.文中基于智慧芽专利数据库,对全球液化天然气再气化装置领域的专利申请国家、专利权人及专利技术分布等情况进行了全面分析.通过对比全球液化天然气再气化装置领域的专利态势揭示其发展路线,以期能为我国的液化天然气再气化装置技术发展提供有价值的专利情报.

中国需求海上浮式生产储存装置

中国是世界上使用海上浮式生产储油装置最多的国家，也是世界上自主研制海上浮式生产储油装置技术实力较强的国家。发展海上浮式生产储油装置制造业，是适应世界海上油气田扩大勘探开发的需要，是扩大出口销路，以灵活经营来满足国外客户的需求。中国海上油气勘探开发的重点是寻找大的油气田，尤其是深海油气勘探开发、南沙盆地油气勘探开发和天然气水合物勘探开发等。为此，对海上浮式生产储存装置不仅有数量增多的需求，更有种类多样化、规格多样化的需求。要适用于边际油田和小油田、适用于南海深水区生产液化石油气、液化天然气、原油与液化天然气的需要。因而要全方位自主研制，突出新的特色，在世界上树立起品牌形象。

CCS将发布LNG船兼作浮式储存装置实施指南

近日。中国船级社（CCS）制定的《液化天然气运输船兼作浮式储存装置实施指南》顺利评审，将于7月正式发布实施。届时，该指南将成为全球首部LNG运输船兼作浮式储存装置（FSU）实施指南（以下简称LNG-FSU指南）。LNG-FSU指南主要包括附加标志授予、适应性条件评估、连接系统、通讯系统、应急系统、系泊系统、兼容性评估、货物安全操作及风险评估等方面的技术要求。

中国船级社(CCS)将发布全球首部LNG运输船兼作浮式储存装置实施指南

中国船级社（CCS）制定的《液化天然气运输船兼作浮式储存装置实施指南》顺利通过了来自海事管理机构、航运企业、能源公司、设计单位、科研院所、造船厂、设备厂家等单位的30余位专家和代表的评审，于2016年7月正式发布实施。届时，该指南将成为全球首部LNG运输船兼作浮式储存装置（FSU）实施指南（以下简称LNG—FSU指南）。

常规接收站与浮式气化船控制系统的信息共享

某浮式液化天然气(LNG)项目全接收站分两个阶段建设:一阶段采用带气化设施的浮式生产装置(FSRU)模式;二阶段采用常规接收站模式。该项目一阶段采用的FSRU是相对独立的工艺单元,作为全接收站控制中枢的控制系统,既要考虑一、二阶段的有效衔接,还要能够兼容FSRU中的数据信息和管线SCADA数据。整个控制系统应具有可扩展、信息共享、数据兼容等功能,通过船岸连接系统可实现FSRU控制系统与常规接收站控制系统工艺数据互传以及安全联锁,具有一定的借鉴意义。

卡塔尔国营燃气公司研究将卡塔尔型超大型LNG船改造为浮式液化气储存与再气化船（FSRU）

卡塔尔型船为26万立方米级，是世界最大的LNG船型，当初是为了向美国配船。然而，由于页岩气的增产，往美国的配船需求减少，而这种船向美国以外配船事实上较为困难。

天津港南疆港区浮式LNG码头的设计要点

浮式LNG接收终端由供LNG运输船和浮式气化装置(FSRU)停靠作业的泊位、工作船泊位、LNG储罐和输气管线系统等组成,国外已有多个成功建设的先例,天津港南疆港区浮式LNG项目是国内首座浮式LNG接收终端。浮式LNG接收终端与常规的LNG储运设施相比技术更加成熟、安全性更有保障、灵活性更高、建设工期也更短,简要总结天津港南疆浮式LNG项目码头工程的设计要点,可供同类工程参考与借鉴。