我国南海深水气田FLNG装置丙烷预冷双氮膨胀液化工艺试验模拟分析

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浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)的系统可靠性评估

浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）的系统可靠性评估随着全球对清洁能源的需求不断增长，液化天然气（LNG）已成为一种受欢迎的选择。

为了开发和利用海洋上的天然气资源，浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）被广泛应用于近海和远海地区。

然而，由于恶劣的环境条件和复杂的工作流程，FLNG系统的可靠性评估至关重要。

FLNG系统包括天然气采集、液化、储存和卸载等环节，其设计和运营需满足高度安全和可靠性的要求。

可靠性评估在系统设计阶段和运营阶段都起着重要的作用，能够帮助工程师和操作人员确定系统的可靠性水平并采取措施提高其可靠性。

在FLNG系统设计阶段，可靠性评估需要考虑多个方面。

首先，对于每个子系统，需要评估其可靠性水平以及存在的潜在故障模式。

这可以通过系统的可靠性块图和失效模式与影响分析（FMEA）来完成。

其次，还需要考虑不同工作条件下的系统可靠性，在设计中充分考虑到恶劣环境下的振动、温度、腐蚀等因素。

此外，还需要对系统的备件和维修策略进行评估，确保在系统故障时能够及时修复。

一旦FLNG系统设计完成并投入运营，可靠性评估的工作并没有结束。

在系统运营阶段，需要持续监测系统的可靠性并采取相应的措施。

这可以通过故障记录和故障树分析来实现。

故障记录可以帮助确定系统中存在的潜在问题，并采取预防性维护措施。

故障树分析可以帮助确定故障发生的可能性和影响，并帮助系统的改进。

为了提高FLNG系统的可靠性，可以采取多种措施。

首先，选择可靠性高的设备和材料，使用高质量的制造和安装工艺。

其次，采取论证和验证的方法来评估系统设计的可靠性。

第三，实施预防性维护和定期检查，确保系统在运营期间的正常运行。

第四，培训和教育操作人员，提高其对系统操作方法和安全事故预防的认识。

随着可靠性评估技术的不断发展，FLNG系统的可靠性评估将变得更加准确和有效。

例如，可以利用大数据分析和人工智能技术来实时监测和预测系统的可靠性。

此外，还可以采用可靠性建模和仿真技术，对系统进行仿真分析，预测系统的可靠性水平。

南海深水气田回接管线清管模拟分析

水深／ｍ
４００
５００６００７００８００
最低海水温度／ ℃
８．２
７．５６．９６．１５．４
７５
１００
结果表明：随着井流物输量的增大，清管后天然气重新达到稳定的时间就越短，清管周期就越短；随着井流物输量的降低，进入分离器中天然气和凝析液的 “ 断流时间”越长，清管后天然气重新达到稳定的时间越
长。在生产后期，采用反输干燥天然气和适当降低到达浅水平台的压力，有效降低管线的积液量和水下管汇压力，减少对浅水平台上天然气和乙二醇的补给量。无论采取何种措施，在清管期间，进入浅水平台分离器的液体流量都大于分离器的处理能力３６５ｉｎ３／ｈ，需要考虑让超过分离器允许处理量的那部分液体进入
５４卷
增刊２
喻西崇，等：南海深水气田回接管线清管模拟分析
４６７
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１ＯＬＧＡ软件模拟基础
（１）流体组分
深水水下管汇终端ＰＬＥＭ接收的东西部管汇混合后的天然气其凝析油气比ＣＧＲ为２５标准磅每百

3.0MTPA浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)概念设计研究

1 FLNG发展现状（1）FLNG工作原理天然气是一次性能源和高价值的化工原料，其主要成分是甲烷，具有燃烧热值高、污染少等特点。

近年来，随着各国环境保护意识的增强，世界能源结构在逐渐发生变化，天然气正成为最受欢迎的能源之一。

深海、超深海域拥有极为丰富的油气资源，全球44%油气储量在深水，再加上勘探程度比较低，油气发现潜力巨大。

随着陆地和近海油气产量的下降，深海已成为全球油气勘探开发新的热点区域。

特别是我国经济的高速发展，能源需求急剧增加，南海深远海油气开采已经迫在眉睫，急需解决深远海油气开采的技术难题。

浮式液化天然气生产储卸装置（以下简称FLNG）作为一种新型的海上气田开发技术，集液化天然气的生产、储存与卸载于一身，直接系泊于气田上方进行作业，不需要先期进行海底输气管线、LNG工厂和码头建设，简化了大型气田、深水气田、边际气田的开发过程，其投资相对较低、产能建设周期短，并且该装置便于迁移，可重复使用，当开采的气田枯竭后，可拖曳至新的气田投入生产。

FLNG远离人口密集区，对环境影响较小。

FLNG可采用驳船、油轮型式，直接系泊于海上气田进行生产。

其工业链：首先通过海上液化天然气生产储卸装置对海底天然气进行预处理、液化成LNG后卸载到L N G船上运输至靠近岸边的浮式储存再气化装置（FSRU）或岸基接收站，再通过该装置或岸基接收站将LNG气化为天然气后外输（见图1）。

3.0MTPA浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）概念设计研究周春锋刘姣续珍立万智琦【摘要】：本文通过对FLNG的基本工作原理、关键技术的分析，详细论证了针对南海某目标油气田的FLNG的主尺度、LNG/LPG存储系统、天然气液化技术、LNG/LPG卸载技术、系泊技术等关键技术，完成了年产量为300万吨的FLNG概念设计方案。

【关键词】：FLNG；薄膜舱；卸载；单点系泊图1（2） FLNG发展现状FLNG作为一种概念，已经历长达40多年的讨论，而近几年来FLNG市场出现了快速发展，目前主要有5艘FLNG在建，其中已交付1艘，即将交付1艘（见表1）。

FLNG

ＦＬＮＧ开发中国南海边际气田的机遇
俞华陈观豪汪建平（中海油能源发展股份有限公司
摘要：本文分析了ＦＬＮＧ配套产业、ＦＬＮＧ发展现
徐业俊北京１０００１０）
还要考虑海上运动环境（如风、浪、流等１对分离过程的影响，故工
状及关键技术．并以陵水２２－１气田作为目标气田．根据目
标气田的气藏规模和储量、地理位高效性。目前，可用于ＦＬＮＧ天然气
液化工艺，主要有３种液化工艺：级联式液化工艺、混合制冷剂液化工艺、膨胀制冷液化工艺。经ｌ生能对比，级联式液化工艺和丙烷资估算等方面综合考虑，进行了气田开发工程方案的最终预冷混合冷剂液化工艺对晃荡的敏感程度较高，抗晃动性能较选择，并描述了ＦＬＮＧ方案。在此基础上．对ＦＬＮＧ装置差，一般不推荐用于ＦＬＮＧ中。氮膨胀液化工艺、单混合冷剂液化开发南海边际气田给出了总结和建议。工艺和双混合冷剂液化工艺抗晃动性能较好，并已被在建的关键词：ＦＬＮＧ；天然气；中国南海；边际气田ＦＬＮＧ项目工程化应用。３．２．２ＬＮＧ存储系统ＬＮＧ在储存过程中始终处在零下１６２ ℃左右的低温条件下，１引言储罐的材料以及绝缘性至关重要。便于布置上部模块，ＦＬＮＧ需要适用于ＦＬＮＧ的储罐为独立式棱柱型（ＳＰＢ型）及随着陆地可动用天然气资源越来越少，勘探和开发海上天然考虑甲板面积，ＧＴｒ型１。在比选ＬＮＧ存储系统时，需要考虑上部模块数气田是必然趋势。但海上天然气资源具有分散特点，南海气田有薄膜型（相当一部分为边际小气田。对于这些边际小气田，在周边无设施量及重量、舱容利用率、经济性、建造方便性等。目前，在建的依托下，若采用传统的“ 一个气田，一套管线” 开发方式，很多小气ＦＬＮＧ均采用ＧＴｒ专利技术的薄膜型存储舱。．２．３ＬＮＧ卸料系统田因远离管网和天然气市场因素将使投资成本偏高而无法投入３ＦＬＮＧ装卸技术是关键技术中的难点，卸料方式有旁靠和串开采。利用浮式液化天然气（ＦＬＮＧ）装置作为一种新型的海上气田开发技术，以其投资相对较低，产能建设周期短，便于迁移二次靠。旁靠外输是ＬＮＧ船与ＦＬＮＧ装置旁靠系泊，两船并排系泊在起，对海况的要求也特别高，通常其有义波高要求小于等于使用和ＬＮＧ市场灵活等优点而倍受关注。．５ｍ。同时也存在较大的安全隐患，因为两艘船舶平行系固在一中国对ＦＬＮＧ装置还处于科研阶段，国家工信部课题、国家２ “ ８６３ ” 计划、国家重大专项课题都涉及对ＦＬＮＧ装置的研究，《国起，一旦某艘船舶发生事故，另一艘船舶很难在短时间内分离开，这种外输方式系船作业也相对繁琐，家能源科技“ 十二五 ” 规￣（２Ｏｌ１－２ｏ１５）））明确提出“ 开展深海天然将会造成较大的损失。此外，可在有气浮式装备（ＦＬＮＧ）设计、建造、集成等方面的关键技术研究以及劳动强度较大。串靠外输方式对海洋环境条件要求不高，ｍ３的海洋环境条件下进行ＬＮＧ的卸载作业。采用相关关键设备和系统的研制，要求开发一型适应我国南海大型气义波高小于５ＮＧ时，ＦＬＮＧ船与ＬＮＧ运输船的距离较远（可达田开发要求、舱容约３０×１０４ｍ、液化天然气（ＬＮＧ）年产量为串靠方式卸载Ｌ２００×１０４ｔ一３００×１０４ｔ的浮式液化天然气生产储卸装置ＦＬＮＧ ” 。７０ｍ１１５ｍ左右），因此该方式相对比较安全，但无实践工程。目前，在建的ＦＬＮＣ－因服役海域环境温和，均采用ＭＦＣ公司的旁靠２ＦＬＮＧ装置开发边际气田的配套产业分析刚性臂外输系统。天然气产业最大的特点是上中下游形成了链条关系，上游包４南海边际气田工程开发模式括天然气勘探和开发，中游主要指液化、运输环节，下游则包括终．１工程模式端接收、分销等环节，目前，上中下游产业发展已基本健全，为４根据目前中国海域的油气田开发特点，海上边际气田开发模ＦＬＮＧ装置开发边际气田奠定了基础。我国南海天然气勘探也已成熟，经过多年气田勘探，探明多个式有两种模式：．１．１无依托周边油气田设施开发边际气田且存储丰富。下游用户需求强劲，预计年均增速将达４１０．８％，为满足需求，从北起辽宁、河北，南至海南、广西的中国沿海（１）独立开发模式是指通过新建ＦＬＮＧ、水下生产系统等海上地区开展ＬＮＧ接收站的研究和建设工作。目前“ 三桶油” 公司投产设施，依靠自身的动力和油气水处理设施进行气田开采、处理气或在建或规划在沿海建设２４个ＬＮＧ接收站，ＬＮＧ接收已经形成田产物，该模式节省海底管线投资费用的优点更为突出，在技术了一定的规模。对于中游的ＬＮＧ运输，其在产业链中扮演非常重要上避免了长距离管输带来的流动安全保障等一系列问题。的角色，起着连接上游资源与下游用户间桥梁与纽带的作用。（２）半海半陆式开发的模式通常是指新建井口平台／钻采平台或中心平台，根据平台功能进行油气处理，通过上岸管线外输３ＦＬＮＧ发展现状及关键技术到陆地终端进行进一步处理、储存和外输。该模式多适用于靠近城市的气田开发，且需要下游用户得力支持。３．１发展现状．１．２依托周边油气田设施开发ＦＬＮＧ具有处理、液化、储存和装卸天然气的功能，通过系泊４指将气田处理合格的天然气或未经处理合格的生产物流管系统定位于海上进行天然气开采，并定期通过ＬＮＧ运输船将液储存和化天然气运输到商业目的地。随着ＦＬＮＧ关键技术发展成熟，已输到其他周边油气田已建的工程设施进行进一步的处理、当油对ＦＬＮＧ进行商业化运作，目前已有５艘ＦＬＮＧ处于在建或合同计量外输。该模式需要铺设油气田间的油气输送海底管道，气田距离周边可依托的油气田设施较近，需要铺设的海管距离较招标中。短时，采用该模式相对比较经济。３．２关键技术．２气田开发工程方案比选天然气与原油性质的差异造成了ＦＬＮＧ与ＦＰＳＯ在技术及性４陵水２２ — １气田位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地内，能方面的很大区别，液态ＬＮＧ具有超低温、易晃荡、易蒸发等特距西北侧已生产的崖１３ — １气田１６０ｋｍ，水深１３３６ｍ，与浅水区点，必然要求ＦＬＮＧ技术更安全、更可靠。（３００ｍ水深）的距离约７０ｋｍ，探明储量约１５０×１０ｍ３。３．２．１液化工艺系统根据工程建设技术成熟程度、气田开发建设工期、气田建设天然气液化工艺设计，不仅考虑ＦＬＮＧ船体甲板有限面积，

FLNG技术在深海开发中的应用

FLNG技术在深海开发中的应用随着世界能源需求的不断增长，深海油气开发成为了满足能源需求的重要途径之一。

然而，传统的深海油气开发面临着诸多挑战，包括生产平台建设困难、环境影响和高成本等问题。

在这种背景下，浮式液化天然气（FLNG）技术的出现为深海油气开发提供了新的解决方案。

本文将探讨FLNG技术在深海开发中的应用，并分析其优势和潜在问题。

FLNG技术是将液化天然气（LNG）生产工厂装置搬至海上浮动平台上，将天然气从海底提取、净化、液化和储存的一种创新技术。

FLNG设施通常由液化天然气生产装置、储存装置、冷却装置和贮存设备等组成。

相比传统的陆地LNG生产设施，FLNG技术具有以下几个显著优势。

首先，FLNG技术可以直接将天然气从深海油气田生产，并在现场进行气体的液化和储存。

这消除了传统陆地LNG工厂需要建设转运管道和输送设施的需要，降低了生产成本和工程风险。

此外，FLNG设施可以灵活地移动到不同的深海油气田，减少了投资回收周期和地理限制。

其次，FLNG技术使得深海油气开发没有了对固定生产平台的依赖。

深海气田开发面临着生产平台建设困难的挑战，包括水深和海床地质条件复杂等问题。

而FLNG设施可以根据实际需要选择合适的海上位置，大大简化了平台建设的难度。

此外，FLNG技术还可以减少生产平台的环境影响，保护海洋生态环境。

第三，FLNG技术提供了一种高效的气田开发解决方案。

现有的深海油气开发技术往往需要通过将天然气压缩和注入到水下管道中，才能将其输送到陆地LNG 工厂进行处理。

这样的过程可能会损失大量的天然气，并增加投资和运营成本。

而FLNG技术可以在海上将天然气直接液化，避免了输送的损失，提高了资源利用率和经济效益。

然而，FLNG技术在深海开发中也面临一些挑战和问题。

首先，FLNG设施的建设和运营成本相对较高。

由于FLNG技术需要将液化天然气工厂装置搬运到海上浮动平台上，涉及到大型设备和复杂的工程工艺，因此需要巨额投资。

FLNG液化系统动态特性分析

摘要：对浮式液化天然气（ＦＬＮＧ）液化系统中丙烷预冷氮膨胀制冷循环的主要设备建立动态模型，以模拟的液化流程参数为初始参数，对丙烷预冷氮膨胀制冷循环在不同扰动形式下进行动态模拟。结果表明：ＦＬＮＧ制冷系统具有很强的惯性特性，并且对海洋晃动的反应非常明显；对同样信号形式，丙烷预冷剂扰动对ＬＮＧ出口温度响应强度较
小、跟踪误差大，同时响应时间比氮气扰动时响应时间短。
关键词：浮式液化天然气；开环响应系统；动态分析；特性
中图分类号：ＴＥ９５１：ＴＥ６２６．７文献标志码：Ａ
ＤｙｎａｍｉｃｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎａｌｙｓｉｓｏｆＦＬＮＧｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｓ
２．ＳＩＮＯＰＥＣＴｉａｎｊｉｎＬｉｑｕｅｉｆｅｄＮａｔｕｒａｌＧａｓＬｉｍｉｔｅｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｔｉａｎｊｉｎ３００４５７，ｈｉＣｎａ；
文章编号：１６７３－５００５（２０１３）０４－０１５５－０６
ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３．５００５．２０１３．４．００２６
ＦＬＮＧ液化系统动态特性分析
ＬＩＮＲｉ．ｙｉ，ＬＩＸｉａｏ — ｍｉｎｇ，ＬＩＪｉａｎ，ＹＵＸｉ — ｃｈｏｎｇ，ＬＩＹｕ — ｘｉｎｇ，ＳＵＮＸｉｎｇ．ｋｅ

FLNG丙烷预冷双氮膨胀液化工艺中试装置试验分析

FLNG丙烷预冷双氮膨胀液化工艺中试装置试验分析李恩道;尹全森;刘淼儿;陈杰;张树勋【摘要】为验证中国海油自主研发的丙烷预冷双氮膨胀新型FLNG液化工艺的技术可行性及适应性,建设了一套2万m3/d规模的液化中试装置.通过试验验证了冷却温度、天然气压力对液化工艺的影响,并进行了液化单元快速开停车方案试验.试验结果表明:随着混合冷剂级间冷却温度降低,FLNG液化中试装置液化能耗降低,试验过程中冷却温度降低12℃条件下天然气处理能力增加4.26％,液化单位能耗减少约5％;FLNG液化中试装置快速开车时间主要受板翅式换热器的降温速度要求限制,先开启过冷氮气循环,再开启液化段氮气循环是达产最快的开车程序,开车5h内可以达到设计生产负荷;FLNG液化中试装置具有快速停车性能,可以在5 min内关停,停车后5d内冷箱恢复常温;随着天然气压力降低,FLNG液化中试装置液化能力下降,试验过程中天然气压力从3 547 kPa降低到2 000 kPa时天然气处理能力降低11.2％.本文试验分析结果为大型FLNG液化装置工程化提供有效技术保障.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)004【总页数】6页(P149-154)【关键词】FLNG;丙烷预冷双氮膨胀;液化工艺;中试装置;试验分析【作者】李恩道;尹全森;刘淼儿;陈杰;张树勋【作者单位】中海石油气电集团有限责任公司北京100028;中海石油气电集团有限责任公司北京100028;中海石油气电集团有限责任公司北京100028;中海石油气电集团有限责任公司北京100028;中海石油气电集团有限责任公司北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE646浮式液化天然气(FLNG)装置以其投资相对较低、产能建设周期短、便于迁移和LNG市场灵活等优点越来越受到重视和关注[1-2]。

我国FLNG装置研究起步较晚，“十一五”期间开始FLNG关键技术的研究，经过近10年的发展已经初步具备了深入研发FLNG装置的条件[3]。

南海浮式液化天然气生产装置运动性能预报分析

气生产装置的运动性能进行研究，并与模型试验结果进行验证分析。研究结果表明，南海浮式液化天然气生产装置运动性能的数值预报和试验结果具有较好一致性。不同载液率装载工况对浮式液
化天然气生产装置横摇运动性能的影响较大，而系泊缆索张力几乎不受舱内液体晃荡影响。该研究结果可为浮式液化天然气生产装置的设计提供理论依据。关键词：深水；浮式液化天然气生产装置；运动性能；分析中图分类号：ＴＥ９５２文献标识码：Ａｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１ — ３４８２．２０１７．０３．００３
ｄｅｒｓｅａｓｔａｔｅｓｏｆｔｈｅｈｕｎｄｒｅｄｙｅａｒｓｉｎｔｈｅＳｏｕｔｈＣｈｉｎａＳｅａ．Ｔｈｅｎｔｈｅｎｕｍｅｒｉｃａ１ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｒｅｓｕｉｔｓ
ｓｙｓｔｅｍ．ＴｈｅｓｌｏｓｈｉｎｇｅｆｆｅｃｔｈａｓａｌｍｏｓｔｎｏｅｆｆｅｃｔｏｎｔｈｅｔｅｎｓｉｏｎｏｆｔｈｅｍｏｏｒｉｎｇｌｉｎｅＴｈｅｒｅｓｕＩｔｓｏｆ
（ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒ，ＣｈｉｎａＮａｔｉｏｎａｌＯｆｆｓｈｏｒｅＯｉｌＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００２８，Ｃｈｉｎａ）

氮膨胀制冷闪蒸气再液化工艺模拟与优化

液化天然气（LNG）运输船是科技含量高、安全可靠、功能性强的特种船舶，集中了许多先进的造船技术[1]，同时也是容易产生闪蒸气（BOG）的节点之一。

其中主要有三个因素导致BOG的产生：LNG储罐受阳光照射或与空气换热导致罐内漏热；设备在工作中温度上升对LNG产生影响；由于储罐的内外压差导致天然气气体的逸出。

在传统BOG再液化工艺中，利用氮气或混合制冷剂作为液化工质，以及利用LNG作为冷源是拓展系统的主要基础[2,3]。

Yin等[4]在氮膨胀制冷的基础上，针对小型LNG运输船设计了平行氮膨胀和连续氮膨胀两种液化BOG的工艺。

选择单位能耗（SEC）为目标函数，总火用损、性能系数（COP）和品质因数（FOM）为评价指标，并对换热器冷热组分匹配情况加以对比，发现在热力学效率上平行氮膨胀循环更具优势，更适合小型LNG船。

Tan等[5]以双重混合制冷剂氮膨胀制冷闪蒸气再液化工艺模拟与优化闫明月1，韦丽娃2*，商丽艳3，周莉4（1.辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁抚顺113001；2.辽宁石油化工大学机械工程学院，辽宁抚顺113001；3.辽宁石油化工大学环境与安全工程学院，辽宁抚顺113001；4.辽宁石油化工大学石油化工学院，辽宁抚顺113001）摘要：采用氮气膨胀制冷闪蒸汽（BOG）再液化工艺，利用Aspen Plus建立流程模拟，以单位能耗（SPC）为目标函数，通过参数灵敏度分析确定了决策变量，并利用MATLAB建模优化了变量取值。

对优化后液化流程的分析表明，SPC为0.8021kW·h/kg、性能系数为0.20、火用效率为36.56%、产品花费为249.61元/h，相较初始值均有所提高。

通过火用分析和换热器分析，对系统主要设备的能效进行了探究，发现优化后设备运行同样具备优势，新工艺实现最佳节能效果。

关键词：LNG；膨胀制冷；闪蒸气；模拟；火用分析；优化中图分类号：TE8；TE646文献标志码：A文章编号：1001鄄9219（2020）06鄄68鄄07Simulation and optimization of boil off gas re鄄liquefaction process using nitrogen expansion refrigerationYAN Ming鄄yue1,WEI Li鄄wa2,SHANG Li鄄yan3,ZHOU Li4(1.College of Petroleum Engineering,Liaoning Shihua University,Fushun113001,China;2.College of Mechanical Engineering, Liaoning Shihua University,Fushun113001,China;3.College of Environmental and Safety Engineering,Liaoning Shihua University, Fushun113001,China;4.College of Petroleum and Chemical,Liaoning Shihua University,Fushun113001,China)Abstract:The method of nitrogen expansion refrigeration for boil off gas(BOG)re鄄liquefaction process was used,and Aspen Plus was used to establish the process simulation.Taking specific power consumption(SPC)as the objective function,the decision variables were determined by parameter sensitivity analysis,and the values of the variables were optimized by using MATLAB modeling.The analysis of the optimized liquefaction process shows that the SPC is0.8021kW·h/kg,the coefficient of the perform鄄ance is0.20,the exergy efficiency is36.56%,and the product cost is249.61yuan/h,which are all improved compared with the initial values.The energy efficiency of the main equipment of the system was explored through the analysis of exergy analysis and heat exchanger.It is found that the optimized equipment also has advantages in operation,and the new process achieves the best energy鄄saving effect.Keywords:LNG;expansion refrigeration;boil off gas(BOG);simulation;exergy analysis;optimization收稿日期：2020鄄06鄄22；基金项目：辽宁省博士科研启动基金(2019鄄BS鄄159)；作者简介：闫明月（1996鄄），女，硕士研究生，研究方向为LNG冷能利用，电话：183****4917，Email：*****************；*通讯作者：韦丽娃（1962鄄），女，本科，高级实验师，研究方向为天然气仿真与实验分析，电话：189****4950，Email：*****************。

南海深水气田回接管线清管模拟分析

南海深水气田回接管线清管模拟分析南海深水气田是我国重要的能源资源之一，深水气田开发具有技术难度大和安全风险高的特点。

回接管线是深水气田生产的重要组成部分，对其清管工作进行模拟分析是保障管道安全运营的重要措施之一、本文将对南海深水气田回接管线清管模拟分析进行详细介绍。

一、清管模拟分析的背景和意义1.清管模拟分析的背景深水气田的开发涉及到诸多复杂的工程，其中包括回接管线的清管工作。

由于深水气田的地质条件复杂，回接管线长期运行后易受到污垢和腐蚀的影响，影响管道正常运行。

因此，对回接管线进行定期清管工作是确保管道安全运营的重要手段。

2.清管模拟分析的意义清管模拟分析是利用计算机技术对回接管线的清管工作进行模拟和分析，通过模拟清管过程中的各种情况，为工程人员提供清管工作的方案和指导。

清管模拟分析有助于提高清管效率，降低清管成本，并提高清管工作的安全性和可靠性。

二、清管模拟分析的内容和方法1.清管模拟分析的内容清管模拟分析主要包括以下内容：（1）管道内壁的清洗过程模拟；（2）管道内壁的腐蚀和腐蚀产物的模拟；（3）管道内壁的结垢和结垢物的模拟；（4）清管工具的选型及清管过程模拟；（5）清管工艺参数的优化和模拟。

2.清管模拟分析的方法清管模拟分析的方法主要包括基于数值计算的流体力学仿真和基于实验数据的统计分析。

（1）基于数值计算的流体力学仿真：利用计算流体力学（CFD）软件对管道内部流体的流动状态进行模拟和分析，根据流体的流动情况和受力情况，预测管道内壁的结垢、结膜和腐蚀情况，进而确定清管工艺方案。

（2）基于实验数据的统计分析：通过实验室实验或现场试验获得相关数据，对管道内壁的结垢、结膜和腐蚀情况进行统计分析，为清管工作提供数据支持。

三、清管模拟分析的步骤和流程清管模拟分析的步骤主要包括以下几个部分：1.确定清管目标和工艺要求：明确清管的目标和要求，包括清洗程度、清管周期、清管工艺等。

2.收集管道数据和污染物信息：收集回接管线的地质信息、管道参数、运行状态等数据，根据管道内壁的污染情况，确定清管目标。

氟利昂预冷双氮膨胀液化工艺动态仿真与验证

氟利昂预冷双氮膨胀液化工艺动态仿真与验证朱建鲁;徐明海;李玉星;王武昌;刘永浩;谢彬;喻西崇【摘要】为了研究带预冷的双氮膨胀液化工艺的动态特性,在小型撬装液化实验装置基础上建立相应的工艺动态模型,对电磁阀的流量系数进行微调,以适应蒸发器热负荷的变化;对压缩机控制与启动、预冷机组能量调节、LNG节流控制等实验工况进行仿真,并与实验结果进行对比.结果表明:氮气压缩机的控制与启动与实验测试结果一致,验证了压缩机控制动态模型的准确性;预冷机组能量调节受电磁阀流量系数的影响.LNG节流阀串级控制有效克服了温度响应的滞后,提高了控制质量.动态仿真可优化天然气液化工艺设计,指导设备的操作和运行,提高装置的安全性.【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(040)004【总页数】8页(P146-153)【关键词】天然气液化工艺;动态仿真;控制;节流阀;能量调节【作者】朱建鲁;徐明海;李玉星;王武昌;刘永浩;谢彬;喻西崇【作者单位】中国石油大学储运与建筑工程学院,山东青岛266580;中国石油大学储运与建筑工程学院,山东青岛266580;中国石油大学储运与建筑工程学院,山东青岛266580;中国石油大学储运与建筑工程学院,山东青岛266580;中海石油气电集团有限责任公司,北京100028;中海石油研究总院,北京100028;中海石油研究总院,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE646在稳态模拟的基础上推荐带预冷的氮膨胀液化流程作为海上天然气液化工艺[1],为了进一步优化设计方案和操作运行,对该工艺进行了动态仿真。

动态仿真的优势在于对装置启动、停车、事故、外部扰动等动态工况的模拟。

此外动态仿真还可以进行工艺的预运行,验证控制系统的可靠性,在设计阶段发现并解决问题,提高装置的安全性[2]。

Melaaen等[3]提出了针对LNG液化循环动态模拟的理论, Zaim[4]针对阿尔及利亚Arzew项目的C3-MRC流程进行了动态模拟, Hammer[5]针对Linde 公司开发的级联式液化流程(MFCP)进行了动态模拟, Norrazak等[6]介绍了动态模拟在LNG厂的设计和试运行中的应用经验。

南海FLNG关键技术分析

南海FLNG关键技术分析徐业峻【摘要】针对浮式液化天然气生产储存外输装置在南海气田开发中的适应性问题,考虑南海深水及恶劣海况,从工艺系统、LNG存储、外输方式等方面,提出适合南海气田FLNG开发的技术方案,并探讨台风期间FLNG不解脱BOG处理问题.%The adaptability of the floating liquefied natural gas(FLNG)in developing gas field in the China south sea was analyzed.Considering the conditions of deep water and severe sea, the suitable technical scheme of gas field development in South China Sea was put forward from aspects of process system, LNG storage and transportation mode.The BOG problem of FLNG during the typhoon period was also discussed.【期刊名称】《船海工程》【年(卷),期】2017(046)005【总页数】5页(P148-152)【关键词】FLNG;工艺系统;LNG存储;外输;BOG【作者】徐业峻【作者单位】中海油能源发展股份有限公司采油服务公司,天津300457【正文语种】中文【中图分类】P751浮式液化天然气生产储卸装置(floating liquid natural gas FLNG)由船体、上部工艺模块、液货舱、系泊系统和外输系统组成[1-2]，国外的FLNG均是针对温和海域设计的(马拉西亚、西非等海域)。

我国南海存在丰富的深海天然气资源[3-4]，但海况恶劣。

若将FLNG设施应用在南海气田，就需要进行深入研究，考虑以南海气田LS22-1作为目标气田，分析工艺系统、LNG存储、外输、台风期间是否解脱等关键技术。

丙烷预冷双氮膨胀浮式天然气液化中试装置的规模分析研究

丙烷预冷双氮膨胀浮式天然气液化中试装置的规模分析研究刘淼儿;李恩道;尹全森;邰晓亮【摘要】以应用于海上的浮式丙烷预冷双氮膨胀液化装置为原型,拟建设一套液化中试装置。

为了确定液化中试装置的规模,提出中试装置与原型装置之间宜遵循流程一致性、关键控制方式一致性、运动相似性和流态相似性等四项原则。

上述原则中,分析表明,对于除关键控制方式一致性外,流程一致性、运动相似性和流态相似性对中试装置的规模没有直接的影响。

为了与原型装置的关键控制方式保持一致,中试装置的设备选型就显得非常重要,其中对于确定规模影响较大的关键设备为制冷剂压缩机,而冷箱、压缩机驱动器、透平膨胀机及丙烷换热器对规模影响不大。

因此,建议中试装置中压缩机的型式与浮式天然气液化装置保持一致,冷箱中换热芯体可以考虑采用两台并联的设计方案。

【期刊名称】《海洋工程装备与技术》【年(卷),期】2015(000)003【总页数】5页(P152-156)【关键词】浮式天然气液化装置;中试装置;规模;液化工艺;丙烷预冷;双氮膨胀【作者】刘淼儿;李恩道;尹全森;邰晓亮【作者单位】中海石油气电集团技术研发中心【正文语种】中文【中图分类】TE96浮式天然气液化装置(FLNG)是一种集海上天然气的液化、储存、装卸于一体的新型浮式生产储卸装置(FPSO)，具有海上气田开采投资成本低、开发风险小以及便于迁移、安全性高等特点[1-2]。

目前，得到开发的海上气田一般是较大或近海的天然气田，而远岸的深水气田、中小型气田以及边际气田由于储量不大或者远离天然气供应市场,需要修建很长的海底管线以及相应的岸上处理设施，导致费用昂贵，难以保证盈利。

因此，FLNG作为开发海上深水油田、中小型气田以及边际油田的有效工具，将成为海上油气勘探领域的一大亮点[3]。

从20世纪70年代早期起，国外就开始对海上液化天然气(LNG)生产进行研究，特别是近十几年来掀起了FLNG技术研究热潮，几个主要能源供应商都加快了对FLNG的研究[4-5]。

海上天然气液化流程模拟和优化分析

海上天然气液化流程模拟和优化分析杜宏鹏;崔杰诗;李红艳;季忠敏;尹全森;贾林祥【期刊名称】《节能技术》【年(卷),期】2011(029)003【摘要】本文针对海上伴生气源参数,分别利用双级氮膨胀、氮-甲烷膨胀和单级混合制冷剂液化循环进行模拟,分析和优化了液化流程参数对其功耗的影响,最后选定了利用混合制冷剂循环作为天然气液化的制冷循环.并根据海上天然气装置对混合制冷剂的来源、贮存的要求对混合制冷剂的配比进行了改进.模拟结果表明,通过调整混合制冷剂组成可以方便的在海上平台利用效率更高的混合制冷剂冷却循环对天然气进行液化.【总页数】4页(P195-198)【作者】杜宏鹏;崔杰诗;李红艳;季忠敏;尹全森;贾林祥【作者单位】哈尔滨工业大学化工学院,黑龙江,哈尔滨,150001;哈尔滨工业大学低温与超导技术研究所,黑龙江,哈尔滨,150080;哈尔滨工业大学低温与超导技术研究所,黑龙江,哈尔滨,150080;哈尔滨工业大学低温与超导技术研究所,黑龙江,哈尔滨,150080;哈尔滨工业大学低温与超导技术研究所,黑龙江,哈尔滨,150080;哈尔滨工业大学低温与超导技术研究所,黑龙江,哈尔滨,150080【正文语种】中文【中图分类】TE646【相关文献】1.N2-CH4膨胀天然气液化流程模拟及分析 [J], 郜彦铭;王晓2.小型天然气液化装置工艺流程数值模拟和优化 [J], 谭建宇;李红艳;王莉;彭世垚;李素燕;贾林祥3.天然气液化流程模拟与优化分析 [J], 韩晋平4.双循环混合制冷剂天然气液化流程的优化模拟 [J], 肖荣鸽;高旭;靳文博;姚培芬;陈雨辞5.双循环天然气液化流程混合制冷剂配比优化模拟研究 [J], 高琳;文博因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)与陆地液化天然气工厂的比较

浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）与陆地液化天然气工厂的比较随着全球能源需求的增加和对环境保护的关注逐渐提高，液化天然气（LNG）生产成为了当前全球能源行业的重要发展方向之一。

而在LNG生产领域中，浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）和陆地液化天然气工厂是两种主要的生产方式。

本文将对FLNG和陆地LNG工厂进行比较，从多个方面分析其各自的优势和适用场景。

首先，就生产方式而言，FLNG是在海上进行的，而陆地LNG工厂则建在陆地上。

FLNG利用海上天然气资源，可以直接在采气阶段进行液化处理，减少了海上天然气开采与LNG生产之间的中间环节。

相比之下，陆地LNG工厂需要从海上输送原料天然气至陆地，增加了运输和处理的复杂性。

因此，在海上天然气资源充足的地区，FLNG具有明显的优势。

其次，就工程投资而言，FLNG的建设成本相对较高。

由于FLNG需要具备耐受海上恶劣环境的能力，装置的设计和建设要求更加严苛。

与此相比，陆地LNG工厂在施工和设备购置方面相对容易一些，建设成本较低。

对于资本投资有限的项目，陆地LNG工厂可能是更为适合的选择。

再者，从环境影响方面考虑，FLNG相较于陆地LNG工厂具备更好的环境可持续性。

FLNG将天然气资源的开采与LNG生产两个主要环节结合在一起，减少了天然气开采阶段的温室气体排放。

另外，由于FLNG是移动的设备，可以根据需要灵活部署，避免对某一特定地区造成过大的环境影响。

而陆地LNG工厂则需要占地较大，且对周围环境有一定的影响。

此外，安全性也是比较FLNG和陆地LNG工厂的重要因素之一。

FLNG由于处于海上环境，相较于陆地LNG工厂，具备更好的安全性。

FLNG可以避免地震、火灾等自然灾害的直接影响，并且能够更好地应对海上突发事件。

而陆地LNG工厂则可能受到地震、火灾等地质和气象因素的影响，安全隐患相对较大。

因此，从安全角度来看，FLNG更为可靠。

最后，从运营角度考虑，FLNG和陆地LNG工厂的运营模式也存在一定的差异。

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58卷增刊 1 2017年 11月
中
国
造
船
Vol.58 Special 1 Nov.2017
SHIPBUILDING OF CHINA
文章编号：1000-4882 (2017) Sl-0297-10
我国南海深水气田 FLNG 装置丙烷预冷双氮膨胀液化工艺试验模拟分析
喻西崇 \ 谢彬、李玉星2，刘淼儿3, 王春升 \ 王清、李焱 1
水冷器氮气压缩机水冷器
膨胀机膨胀机增压器氮气缓冲罐
凝析油储罐
L P G 储罐
L N G 储罐
图1
丙烷预冷双氮膨胀液化工艺流程图
57卷增刊 1
喻西崇，等：我国南海深水气田ELNG装置丙烷预冷双»胀液化工艺试验模拟分析
299
以自主研发的浮式丙烷预冷双氮膨胀液化工艺为基础，自主设计并进行了液化处理能力分别为 2000N m 3/d 的小型室内试验和20000N m 3/d 的液化中试试验，从稳态和动态两方面，分别针对不同处理量、原料气组分压力波动、紧急开停车、海况波动及设备故障等工况条件，通过试验验证该浮式液化工艺流程的合理性、控制方式的合理性和海上适应性，并积累了宝贵的工艺操作经验。
关键词：海上浮式液化天然气船FLNG;液化工艺；丙烷预冷；双氮膨胀；小型试验装置；中试装置；
海上适应性分析
中图分类号：U661.43
文献标识码：A
〇引言
我国海域面积3 0 0 万平方公里，南海油气资源总量占全国油气总资源量的1/3以上。其中， 7 0 % 的油气资源蕴藏在深水，南海深水油气总地质资源量约为350亿吨油当量，可燃冰资源量约为6 4 0 亿吨油当量，有“ 第二个波斯湾” 之称。其中天然气资源占整个南海油气资源的8 3 % , 有 7 0 % 的天然气资源来自深水。如何经济、有效地开发南海天然气资源是关注的焦点之一。海上气田主要是通过海底管道输送上岸的方式进行开采。但对于离岸远、周边无依托设施的深远海气田来说，如果采用管线输送的常规模式，势必会造成管线投资和安装费用大，而且还存在流动安全、下游对天然气的需求等技术和经济的因素。使得常规管道输送天然气方式的采用举步维艰；迫切需要开发一种新型的工程开发模式。浮式液化天然
( 1 . 中海油研究总院，北京 100028; 2 . 中国石油大学（华东），青岛 266580; 3 . 中海石油气电集团有限责任艺是海上浮式液化天然气船FLNG的关键技术之一，目前处在少数几个公司的专利保护之中。由于海上特殊的作业环境，海上 FLNG液化工艺的选择与陆上有所不同，研究适合于我国南海海洋环境和油气物性的 FLNG液化工艺以及通过试验手段验证FLNG液化工艺在海上的适应性尤为必要。论文分别通过 2000m3/d 的小型装置和20000m3/d 的中试装置试验，实现了具有自主知识产权的丙烷预冷双氮膨胀FLNG 液化工艺的静态和动态性能的验证。通过将液化关键设备置于晃荡平台上的动态试验以及丙烷分离罐与冷箱之间液位差变化等动态模拟手段，验证了该液化工艺具有较好的海上适应性。2000 m3/d 小型试验装置的静态试验模拟表明，在设计规模下，天然气的液化率可达99.1%，能耗可达 0.42kw_h/m3。将冷箱置于晃荡平台上的动态试验表明，船体横摇 3.6°时换热性能不受影响。20000 m3/ d 中试装置的试验表明，该液化工艺具有液化率较高和能耗较低，开停车快速的优点以及较好的海上适应性。通过小型和中试装置的静态和动态试验, 表明该液化工艺具有液化率较高、能耗较低以及较好的海上适应性等特点，验证了具有自主知识产权的丙烷预冷双氮膨胀 FLNG液化工艺，能较好地适用于我国南海特殊的环境条件和油气物性，可作为我国南海深远海气田开发 FLNG工程模式的液化工艺方案之一。
基金项目：二五” 国家重大专项“ 大型 FLNG/FLPG、FDPSO 关键技术” 课题（ 2011ZX05026-006)
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中
国
造
船
学术论文
气生产储卸装置（ floating liquid natural gas，简称 F L N G ) 是近年来海洋工程界提出的，集海上天然气/ 石油气的液化、储存和装卸为一体的新型 F P S O 装置，具有建设周期短、开采灵活、可独立开发、可回收和可重复利用等特点，适用于小型、中型和大型气田开发，适合于浅水和深水气田开发[ 1 _ 2 ] 。液化工艺是海上 F L N G 装置的关键技术之一，也是 F L N G 区别 F P S O 的主要标志之一[ 3 ] ;目前我国在液化工艺技术方面还在起步阶段，且液化工艺处在国外的专利保护之中。陆上液化工厂大都采用国外专利公司提供的液化工艺包。海上 F L N G 液化流程应满足如下要求[ 4 _ 6]:流程简单，设备紧凑、数量少，占地少、甲板空间总体需求低[ 7 _ 8]; 生产自动化程度高、运行安全可靠、船体晃动不会显著地影响其性能、易于启动和停车、海上环境下运行可操作性和可维护性强、较适应进气组分和进气流量的变化等[ 9 _ 1 ( 5 ] ，需要从技术、经济和安全性等方面进行综合分析。本文以南海某深水气田为研宄目标，提出了适合于我国南海气田开发、具有自主知识产权的丙烷预冷双氮膨胀液化工艺[ 1 1 _ 12]，并通过 2000m 3 /d 的小型装置和20000m 3/d 的中试装置的试验，实现了具有自主知识产权的丙烷预冷双氮膨胀 F L N G 液化工艺的静态和动态性能的验证。通过将液化关键设备置于晃荡平台上的动态试验以及丙烷分离罐与冷箱之间液位差变化等动态模拟手段，验证该液化工艺的海上适应性。
1 具有自主知识产权的丙烷预冷双氮膨胀FLNG 液化工艺
在充分考虑我国南海特殊海上环境的基础上，国内首次提出了适用于海上概环境条件的丙烷预冷双氮膨胀 F L N G 液化新工艺（授权发明专利 Z L 201010140435.8)。该液化工艺主要由三部分组成，分别是丙烷预冷循环、氮气膨胀制冷循环（主循环)、天然气脱重烃及液化管路，液化工艺流程如图1 所示。