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天津天然气资讯:浮式天然气储存再气化装置介绍

文章出处:www.omarpallets.com 作者:天津天然气 人气: 发表时间:2019-02-05 13:43
 

浮式天然气储存再气化装置(FSRU)是近年来国际市场上出现的一种新型海洋平台,主要用于液化天然气(LNG)的海上接收储存以及向陆上的配送。由于FSRU无需占据陆地面积,且可以远离人口稠密的地区灵活布置,因此在沿海地区具有潜在的应用需求。2014年2月,全球首座新建的FSRU在韩国现代重工建成交付,标志着该类海洋平台已正式进入市场。同时,国内、外多家企业也已将其作为重点发展对象,正在酝酿自己的型号产品。鉴于国际油价持续走低,以及海工装备市场竞争已趋于白热化,有必要对这一新型平台进行市场需求分析,为确定合理的进入策略提供参考。

1
FSRU技术特征简介
 

FSRU通常采用单体船型、单点系泊或多点靠泊方式,作业水区通常位于近海或临岸水域。FSRU的功能系统主要是借鉴或沿用LNG船和浮式液化天然气生产系统(FLNG)的系统设备,以及陆上天然气终端的再气化系统原理。以典型的FSRU为例,全平台主要包括以下系统[1-2]。

1)主船体系统。为承载各功能系统的平台,由船体结构、人员生活保障系统、防火消防设备、压载水系统、船舶装置、导航通信及控制系统,以及船舶管系和其他相关设备组成,可以新建,也可以由LNG船改装。

2)能源系统。主要为FSRU提供运行所需的能源,包括电力和动力供应。该系统由双燃料电站、分配电系统、(再气化)蒸汽锅炉及应急电站等组成。

天然气

3)系泊定位及卸料系统。用于稳定并保持FSRU的作业姿态及位置,并利用配套设备对外输出LNG。根据系泊定位方式的不同,可选用单点系泊系统(内转塔或外转塔式)、多点靠泊系统、锚泊系统和动力定位系统等。卸料及相关设施与陆上接收终端基本类似。对于海上LNG接收终端,比较成熟的卸载技术有FMC,HiLoad和柔性软管技术等。

4)LNG储存系统。用于安全储存LNG,主要为储存罐。LNG 在储存的过程中始终处于-162 ℃左右的低温条件,储存罐内会产生一定的蒸气压。为避免上述情况出现,储存罐的材料以及绝缘性至关重要。LNG 的储存罐一般可分为独立球型(MOSS 型)、独立式棱柱型(SPB 型)及薄膜型(GTT 型)3 种类型,在现有的FSRU设计中,3种类型均有采用。

分分时时彩 5)LNG再气化系统。LNG的再气化大都采用循环中间介质气化器,用水和乙二醇的混合液作换热介质。气化后的天然气须加热至适合外输的温度。储存罐内的蒸发气(Boil Off Gas,BOG,主要指LNG罐内蒸发产生的甲烷气体)可送到再冷凝器,或者通过BOG压缩机后再送回到LNG运输船上,或者用作燃料。在外输前,还需计量(或加臭、或调热值)设施。在FSRU上,还应设有紧急火炬设施。

6)陆上接收管路系统。用于接收LNG并分配至陆上用户,主要包括FSRU靠泊/系泊接收设施(如栈桥)、管路、管架、配气控制终端及陆上消防设施等。

挪威Hoegh公司170 000 m3FSRU产品效果图

 

综上所述,要实现FSRU的设计建造,需掌握以下关键技术[3-4]:

1)总体设计及建造技术,包括FSRU对使用环境的总体性能预报技术、储存LNG条件下的内、外温差结构设计技术和总体设计均衡性技术。由于LNG储存及再气化单元在安装施工工艺上要求较高,因此掌握LNG相关的建造技术也是FSRU总体技术中的关键要素。

2)系泊定位技术。需要掌握FSRU在运用海区的稳定系泊定位性能,选用或设计适用的系泊定位系统,以保证全年最多天数的安全定位系泊及运行。

3)LNG再气化技术,包括在海上对低温LNG实现稳定再气化并保证外送流量满足用户要求。其中,LNG气化器是该项技术的核心装备,目前全球仅有挪威的Hoegh、英国的Golar及美国的Excelerat这3家公司掌握着该设备的制造技术。典型的LNG再气化工艺流程如图2所示。


图2 典型的LNG再气化工艺流程

 

2
FSRU适用环境条件分析
 

FSRU属高危品海上储存装置,在确定其适用的环境条件时,需考虑以下原则:

1)在保证正常接收和输送LNG的前提下,保证FSRU的布置位置对航道及陆上人口稠密区的安全性威胁最小。

2)海区水文条件符合FSRU系泊定位系统的作业功能条件。

3)环境(风、浪、流、潮汐)变化特性与FSRU全年最大有效作业天数相适应。

鉴于此,在确定FSRU的适用环境条件时,应考虑以下选取因素[5]:

1)底床地质条件要较好,水流平缓,风浪小,有足够的水深,疏浚工程量小,并且符合其他相关技术规范的要求;需避开主航道和通航密集区;停泊区尽可能设置在港区下游,并与相邻的码头、水工建筑物及设施保持相应的安全距离;布置位置应考虑海底管线的登陆点,并应考虑到海底管线铺设和登陆的方便。

2)对于水深,要考虑FSRU的设计吃水、潮差、船体的升沉、纵摇、横摇运动和纵倾,以及海底综合效应和浅水效应。以最保守的情况来估计,对于一艘设计吃水为11 m的FSRU,其最小工作水深=设计吃水+潮差+船体升沉及横摇/纵摇运动+纵倾+海底综合效应和浅水效应+最小空隙≈22 m。

3)作业海区的形状和大小应根据单点系泊所处的具体情况而定。在主要环境条件(风、浪、流和潮汐)对系泊操作有利、船舶能安全靠离系泊设施的地方,可适当减少作业海区的范围;在拖船仅是用来协助系泊的地方,作业海区也可以适当减小;如果系泊工作是在极端不利的环境条件下进行,则需要增大作业海区的半径。石油公司国际海事论坛(OCIMF)推荐的单点作业半径R≥2 400 m,包含正常作业半径和无障碍半径。

3
FSRU全球市场需求分析
 

天然气具有储量丰富(天然气具有储量丰富(Abundant)、价格适中(Affordable)、符合环保要求(Acceptable)等“3A”特征,因此能够成为“竞争性燃料”。在国际原油价格不断走低的情况下,LNG的采购和使用成本得以进一步降低,因而增大了该类能源的竞争力。根据国际能源署《世界能源展望(2010)》的预测,天然气需求量的年均增长量将为1.4%,其将从2008 年的31 490×109 m3增加到2035 年的45 350×109 m3。其中,全球天然气增长量的45%将来自燃气发电,电力部门在世界天然气市场的份额将从39%提升到41%。就地区而言,传统市场的天然气需求趋于平稳或下降,天然气需求的增长将主要出现在亚洲和中东地区等的发展中国家。我国对天然气的需求将保持6%的增长速度,而中东生产国的需求将快速增长,并将会影响出口、降低收入,对全球天然气市场供需带来影响。预计至2030年,天然气在世界能源结构中所占的比例将上升至28%,超过石油而成为世界第一大能源。天然气的储量充足,常规天然气的储采比超过了60年,非常规天然气的储采比则超过200年。只要有足够和及时的投资,天然气资源可以变为储量、产量和供应,并推向市场以满足需求。

海上天然气接收是沿海国家进口天然气的主要形式,至2010年底,全球已建成LNG接收终端60多个。由于陆上接收终端投资大,环境影响明显,且存在着潜在的安全性等问题,使得LNG需求与在建终端间的缺口不断加大,也使越来越多的国家更多地考虑海上FSRU的建设模式。

分分时时彩 在过去的两年里,全球对FSRU的需求与日俱增。根据Golar LNG资料,目前全球有超过15个FSRU项目在建或已建造完成,还有超过30个以上的FSRU项目被列入建设计划,其中的7~10个项目已处于具体实施阶段。随着对FSRU项目需求的上升,对已有LNG船的改造以及FSRU的新造订单也呈增加趋势。图3所示为2012年全球FSRU计划、在建以及投入使用的分布图。

3 2012年全球FSRU计划、在建以及投入使用分布图

 

目前,全球有9艘FSRU订单,包括:Golar公司订购的1艘16×104 m3和1艘17×104 m3的FSRU,已分别于2013年和2014年竣工;Hoegh LNG公司订购的3艘17×104 m3FSRU,其中1艘已于2014年交付。Douglas Westwood公司近日发表报告称,对于浮式LNG生产储油船(LNG-FPSO)和包括FSRU在内的FLNG,未来5年的投资规模将达到474亿美元,其中亚洲地区的投资约占1/3,澳大利亚、新西兰及附近南太平洋诸岛等地区约占22%,拉丁美洲占17%。Douglas Westwood公司预计,在这些FLNG的投资中,LNG-FPSO的投资规模或超过280亿美元,FSRU的投资规模或超过190亿美元。

4
FSRU国内市场需求分析
 

分分时时彩 我国对天然气的需求量远大于实际供给量。2014年天然气的进口量仍居高不下,约为1 700×109 m3,由2013年占消费总量的28%上升至32%。我国曾计划于2010年前分别在深圳、福建、宁波、上海、青岛和大连等地建设10座大型液化天然气接收站[6],年进口量达3×107 t以上(约67×106m3),目前,深圳和大连的陆上终端已投入使用,莆田的已开工建设,其他地区的也正在论证LNG接收终端的建设规划。同时,出于对陆上接收终端诸多限制的考虑,中海油已于2013年12月引进并投入使用了国内首座FSRU,该单元的主体装置是由法国GDF Suez公司的一艘14.5×104 m3的LNG船(Cape Ann号)改装而成,日均可供给3.5×104 m3天然气。

就国内市场而言,LNG接收终端的建设还处于起步阶段,难以满足沿海各地对天然气的需求,而陆上接收终端的诸多限制条件以及安全隐患就使得FSRU型终端的需求日益显著。同时,随着我国远海岛礁开发工作排上日程,对海岛的LNG供应也是FSRU的潜在市场需求。目前,新的LNG运输船的船容量均为14×104~17×104 m3[7],按照我国规划的天然气接收终端年均67×105 m3的规模,基本上可以满足对大型城市按7个工作日供气的需求。而市场上约80%可供改造的LNG旧船的船容量为12。5×104 m3。如果仅一艘FSRU,还需考虑新的运输船与改建FSRU储存能力卸料的匹配关系问题,一般可采用大容量运输船二次卸料的方式来满足要求,再气化能力一般为1。9×104~3。5×104 m3/天,再气化一般为16×104~ l7×104 m3的LNG需要5~8个工作日的时间。若为增加远期经济性而不采用二次卸料,则必须加大1倍左右的天然气储量,因此,近期国外新订造的FSRU多为20×104 m3以上,例如,美国的2个FSRU项目,其储存能力分别为27×104m3和35×104 m3。

另外,对于岛屿型用户,由于人口和工业规模较小,故天然气用量也会较小。在此情况下,应选用小型FSRU,并能与小型LNG船实现装卸货对接。

根据上述分析,表1给出了初步整理的国内FSRU潜在需求地区与规模。

 

国内FSRU潜在地区与规模统计表

地区名称

需求规模/ m3

山东省烟台市

12。5×104~25×104

江苏省南通市

12.5×104~25×104

浙江省宁波市

12.5×104~25×104

浙江省舟山市

12。5×104~25×104

海南省三沙市

2×104~5×104

 

 

5
小结及建议
 

综上所述,FSRU作为一种以LNG终端为主要用途的海上平台,在全球及国内市场均具有广泛的市场潜力。鉴于国内已经具备LNG船的建造经验和海洋工程设计能力,进行总体设计及总装建造是可行的,一些刚刚进入海工市场的企业可以此为突破口打开业绩局面。但是,我国在FSRU的关键技术方面还存在着诸多不足,例如,再气化装置在国内尚属空白,LNG储存输出设备还完全依赖进口等。可见,仅依靠国内在短期内实现FSRU的完全自主研制是较困难的,由此,提出以下建议:

1)宜尽早展开需求论证和调研工作,以确定适合国内市场的FSRU建设规模、数量和主要应用地区。

2)联合国外有实力的企业单位共同开发,明确分工。可先由国内完成总体设计和系统集成,国外企业提供核心装置,后续可通过技术转让的形式逐渐消化关键技术并最终实现国产化。

3)对于岛礁型用户市场,需进行深入研究,明确潜在市场的个性化需求,并考虑东南亚、澳洲、东欧等市场的潜在需求。

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