海洋蕴藏着丰富的天然气资源，约占世界天然气总储量的25%。世界各国都对开采利用海上天然气资源高度重视。我国近海海域发育了一系列沉积盆地，总面积达近百万平方公里，具有丰富的海洋石油伴生气（即天然气）资源。但是目前我国海上采油过程中的伴生气只有很少一部分得到应用（主要是用作采油平台上的能源），大部分伴生气都不得不点火炬烧掉，具统计，每年烧掉的海上石油伴生气约在20亿m3以上，既是很大的资源浪费，又污染环境。为此，迫切需要将海洋石油伴生气资源进行回收利用。但是相对于陆上天然气，海上天然气的开发不仅环境严峻、技术难度大，且投资巨大、建设周期长、风险性较大。目前得到开发的一般是较大的或近海的天然气田。随着海上大型气田数量减少，海洋天然气开发已从大规模集中型逐渐转向小规模分散型，边际气田开发日益受到重视。
作为一种新型的边际气田开发技术，浮式液化天然气生产储卸装置（LNG-FPSO），集LNG生产、储存与卸载于一身，简化了边际气田的开发过程，投资低、建造周期短、便于迁移的优点而倍受青睐。LNG-FPSO装置可看作一座浮动的LNG生产接收终端，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道、LNG工厂和码头的建设，同时减少了原料天然气输送的压头损失，可以有效回收天然气资源。LNG-FPSO装置采用生产工艺流程模块化技术，各工艺模块可根据质优、价廉的原则，在全球范围内选择厂家同时进行加工制造，然后在保护水域进行总体组装，可缩短建造安装周期，加快气田的开发速度。另外，浮式LNG装置远离人口密集区，对环境的影响较小。该装置便于迁移，可重复使用，当开采的气田枯竭后，可由拖船拖曳至新的气田投入生产，特别适合边际气田的开发利用。
海上石油伴生气的液化及储存是一个复杂的系统工程，对装置有特殊的要求，主要体现在平台随波浪晃动、安装空间狭窄、设备布局复杂、安全性要求高等特点，另外，LNG的储存和外输卸载，FPSO上动力自给等问题也需要重点关注。虽然世界上各大油气公司都在大力开展相关研发工作，但目前世界上还没有正式运行的浮式LNG液化装置。
1.总体布局
FPSO小型LNG装置可分为在驳船、油船基础上改装的LNG生产储卸装置；在海上平台上新建的LNG生产储卸装置。从广义概念上说，天然气液化装置建立在船舶类的浮动装置上是可行的，美浮公司已经有过类似的设计。液化天然气船上也有BOG再液化的设计和方案。在全冷式LPG船和半冷半压型的LPG船上，都已经设置了BOG的再液化装置。如果在海上平台，其工作条件与陆地上没有太大的差别。
鉴于海上平台和FPSO的特殊情况，海上作业的特殊工作环境，毕竟和陆地有很大的差异。对浮式LNG装置的安全性和可靠性提出了很高的要求。由于FPSO上可用于天然气液化设施布置的空间十分有限，通常只有12000～15000m2可供使用，同时还要充分考虑波浪引起的船体运动和浮动平台晃动对设备性能可能产生的不良的影响，由此带来与陆上项目的许多不同，造成对整体布局、净化和液化装置、设备布置、操作、维修、安全的影响。所以浮式LNG装置的总体布局，既要保证液化流程的紧凑、高效，又要考虑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。
首先需要根据具体气源的组分、压力和温度范围，液化装置生产能力，以及可用于设备布置的场地面积和工作环境的特殊要求，仔细考虑浮式LNG生产储卸装置总体方案。欧美各国及日本非常重视浮式LNG装置的研究和开发，已经在这一方面进行了一定的研究。比如Alvarado等重点研究了建造新一代FPSO工程管理和执行方面的问题，指出大型FPSO的尺寸和容量与甲板上模块安装、设备布局的优化关系。Ramberg等研究了LNG-FPSO的风险管理等级。Horrold分析了主要和辅助设备位置、安排、总体布局、经济性等关键问题。
日本拥有建造LNG运输船的丰富经验，在此基础上，日本国家石油公司开发了采用MOSS型储槽的浮式LNG生产装置。该装置采用单点系泊方式，可随海流或风向的变化绕系泊装置作风标式旋转，从而使作用在船体上的环境载荷降低到最小。火炬的特殊设计，可防止燃烧的液体落上甲板，并有效降低火焰辐射对船上设备的影响。船上的不同区域，按其功能及其与火炬的远近，划分为不同的防火隔离区。甲板下的封闭空间，采用强制通风方式保持正压，通风口位于安全位置，可有效地防止烟雾和可燃气体的侵入。危险作用区域均设有紧急入口通往船舷两侧的紧急逃生通道。
基于安全性和可靠性的考虑，美孚石油公司开发的具有驳船外形的浮式LNG生产装置，其总体布局如图2-69所示。该浮式LNG生产装置主体呈矩形，在混凝土主体外布置有四个互相连接的驳船，从而加强了稳定性。模型经海浪实验表明，驳船的横摇在一般海况下小于1°，风暴中小于3°，百年一遇的澳大利亚西北海域台风情况下也不会超过6°，可以确保该装置在环境恶劣的海域进行生产作业。由于其独特的外形，驳船在大多数情况下没有横摇和纵摇，这对LNG的卸货非常有利。在驳船的对角位置，设计安装了两台带有冷冻臂的卸货装置，从而使LNG卸货作业完全避免了风向的影响。另外，整个装置的设备布局较为合理，通过一个对角线，将总体布局划分为低危险区和高危险区。工作人员的生活区及维修站等设施均处于较为安全的位置。
图2-69 美孚石油公司的浮式LNG生产装置总体布局
该浮式LNG生产装置充分利用了涡轮机中的余热，整个生产过程无需采用明火加热器，达到了最大的热利用效率和最小的CO2泄漏，提高了装置的安全性；其另外一个特点是拥有零配件仓库和维修站。标准化的设备降低了对零配件和维修的要求，一旦出现故障，维修人员可立即进行维修，不再需要等待直升机运送零配件，增加了装置的可靠性。由于其独特的外型，驳船在大多数情况下没有横摇和纵摇，这对LNG的卸货非常有利。从图中可以看出，在驳船对角位置设计安装了两台带有冷冻臂的卸货装置，从而使LNG卸货作业完全避免了风向的影响。
关于LNG-FPSO最新的概念设计，是ABB提出的ABB Lummus Niche LNG。该方案同时生产LNG和LPG。LNG生产能力为1.5Mt/a。LNG和LPG的储存量分别为170000m3和35000m3，分别储存在4个和1个自支撑的SPB型舱室中。其天然气液化是基于ABB公司开发的双透平膨胀流程。它采用了氮膨胀机和甲烷膨胀机两个系统，为循环提供冷量；采用一台GE LM2500燃气轮机，同时驱动氮和甲烷压缩机。整个装置在甲板上的总体布局便于安装和卸货。浮船通过位于船尾的一个外接塔式停泊系统，固定在所要求的位置。卸货装置位于船尾，采用一前一后串联布置。包括总体布局，甲板和系统集成，操作和运行流程等都获得了ABS的认可。
在实际使用中，使用两艘普通的海上船只作为FPSO生产、储存、卸载，如图2-70所示。可以选用已经不能用于海上航行的船只，由于FPSO不需要在海上的航行能力，这样也可以节省投资。船只2主要负责预处理天然气，可选用巨型油船；船只7负责液化天然气，建议使用LNG船，这主要是根据两种船只储罐材料的不同而选定的。设备的具体布置是：船只2包括一套天然气预处理设备1、两台再循环压缩机4、一台发电机3，也可以放在船只7上。船只7包括两台增压压缩机两台膨胀机换热器6、LNG储罐8、卸载设备9。另外还包括船只2向7输送处理过的天然气的软管或刚性管5，及相应的支持钢臂。发电机可以安装在船只2或者7上，也可以两艘船上都安装有发电机，如果发电机安装在船只2上，还需要一根电缆10向船只7输电。
图2-71是BHP公司方案。天然气钻探平台1，天然气输送管道2，系泊缆9，生活区4，液化流程6，输送LNG至储罐的管道5，储罐8，卸载装置7。该专利设计中没有包括天然气预处理部分，这部分可以布置在开采平台上、单独布置或者在FPSO上。
上述总体布局方案已经被证明是安全可靠的，可以借鉴作为参考。应注意：无论怎样布置，必须满足浮动平台所能够提供的具体空间，并尽量在满足安全、操作规程的情况下对空间进行有效利用。
图2-70 海上船只FPSO生产、储存、卸载装置
1—天然气预处理设备 2、7—船只 3—发电机 4—再循环压缩机 5—天然气管道 6—增压压缩机、膨胀机、换热器 8—LNG储罐 9—卸载设备 10—电缆
图2-71 BHP石油公司的方案
1—天然气钻探平台 2—天然气输送管道 3—船体 4—生活区 6—液化流程 5—输送LNG至储罐的管道 7—卸载装置 8—储罐 9—系泊缆
2.液化工艺流程
天然气液化设备是浮式LNG装置的关键生产设备，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、满足海上的空间安装需要。
2）流程有制取制冷剂的能力，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。
Exxon Mobil公司专门设计的浮式LNG装置的液化流程，采用单一制冷剂液化流程。以板翅式换热器组成的冷箱为主换热器，结构紧凑、性能稳定。该装置可处理CO2的体积分数高达15%，H2S体积体积分数100×10-6的天然气。由于取消了丙烷预冷，消除了丙烷储存带来的危害。原料天然气首先进入吸收塔，进行酸气脱除；再进入干燥器，脱除水分和汞；随后经过一级换热器冷却后进入分馏塔，分离出重烃；经过脱水、脱酸性气体后的天然气，经过二级换热器进入冷箱，通过混合制冷剂的冷却，温度降低至164K，进入储罐。BOG气体通过压缩机增压后，作为燃气用来提供动力。
壳牌石油公司（Shell）和挪威石油公司（Statoil）对混合制冷剂（MRC）液化流程进行了分析并推荐FPSO使用。包括改进的双混合制冷剂（DMR）流和混合流体级联式流程（MFC）。MRC液化流程简单，装置的主要设备组成少、操作方便、运行费用省。与膨胀液化流程比较，没有透平膨胀机，可省去它的设备投资和它的运行维护费用。但是，其缺点也比较突出，主要体现在两方面：①尽管设计时通过经过仔细计算分析，预先确定了混合制冷剂的合理配比，但是实际运行中，由于气源组分和压力变化，会改变液化流程的工作状况，为保持设计运行工况，需要随时调节混合制冷剂的配比，以适应这些变化，所以该流程操作比较复杂，对气源变化的适应性较差；②如果混合制冷剂发生泄露，会造成混合制冷剂中各组分发生变化，需要补充组分，但当其中一种组分缺少时，会十分不方便。
如果选用MRC液化流程，在混合制冷剂配比上需要考虑弹性范围，以降低混合组份的敏感性；在运行操作过程中，必须对换热器的冷热物流的特性点和混合制冷剂的组份进行自动监控与信号返馈，并实现混合制冷剂的自动配比，来确保可靠性和稳定性。
基于安全性的考虑，BHP公司采用改进的氮膨胀液化循环作为浮式LNG装置的液化流程。氮膨胀液化循环以氮气取代了常用的烃混合物作为制冷剂，安全可靠、流程简单，设备安装的空间要求低；另外，该流程适应性强，原料气组分在一定范围内波动，基本上不会影响到系统的正常运转，而且很方便做成模块式的，特别适用于中小型气田，且设备一次性投资小。缺点是能耗较高。
Merlin公司与Costain油气公司合作，经过综合分析，认为双级氮膨胀流程是一种经济可行的浮式LNG流程，并考虑了动力供给、冷却过程、辅助设施、LNG储存、浮式LNG装置与运输船之间的相对运动，安全性等各种问题。ABB Lummus Niche LNG提出双氮膨胀液化流程专利。
通过对国际上提出的各种方案和专利归纳分析，以及可用于设备布置的场地面积和工作环境的特殊要求，对适合浮式LNG装置的液化流程，特别是氮膨胀机循环，氮-甲烷膨胀机循环，混合制冷剂循环，采用HYSYS软件对流程进行了模拟计算、比较和优化。总的结论是：液化流程可采用混合制冷剂流程和基于膨胀机的流程。混合制冷剂流程的优点是能耗较低。氮气膨胀液化流程由于碳氢化合物的储存量显著减少，安全性得到较大提高；流程简单、设备紧凑，容易实现模块化，占地面积也较小；工作可靠、运行方便、适应性强。缺点是能耗较高，增加了膨胀机，设备初投资高，但运行成本和维护费用比MRC液化流程要低。由于燃料在一个小型装置的总体成本中不是一个重要的成本项，其绝对成本只占总成本的较小份额。尤其考虑到设备布置的场地面积和海上作业的特殊工作环境，所以氮膨胀循环流程综合技术和安全指标最优越，是最适合小型LNG-FPSO的天然气液化流程。
尽管如此，但在进行氮膨胀循环流程具体设计方案时，需要仔细评估在海浪作用下，FPSO产生的摇摆和晃动对液化工艺流程带来的影响，需要针对每一个设备进行仔细地考虑，特别是膨胀机和换热器：
1）膨胀机是高速旋转的回转型设备，制造精度高。而且采用的大多是气体轴承。在晃动的状态下，对叶轮的径向负载可能影响不大；而对于轴向负载，由于叶轮自身重力的关系，轴向负载可能产生变化。这就需要了解FPSO产生的摇摆和晃动对膨胀机的影响。
2）流程主要运转设备，应尽量考虑在单相气体区运行，以提高安全性。
3）板翅式换热器是天然气液化装置中的主换热器，在海上平台工作与陆地相同，在FPSO设施上的摇晃，对板翅式换热器流体可能造成供液不均的现象，尤其是对液体凝结的部位。需要对板翅式换热器的流道结构进行研究，分析在摇晃状态下的影响，在结构上保证的流体的分布均匀性。
3.净化工艺流程
同液化工艺流程一样，首先，天然气净化工艺流程也必须考虑到FPSO狭小空间场地对装置尺寸的严格要求，因此预处理流程不能完全遵循传统的基本负荷型和调峰型LNG工厂设计原则。在这里，要充分考虑安装尺寸的特殊要求，综合考虑成本、效率、寿命和经济性。传统的预处理流程包含脱水、脱酸和脱汞三个工序，是充分考虑了天然气的大流量和经济性指标的。由于大中型LNG工厂无需考虑预处理装置的安装尺寸，因此所有的预处理方法都可以作为预选方案。但在建设小型LNG装置时，由于场地所限，必须特别注意选择紧凑的工艺流程。
其次，对于浮式LNG生产装置，净化流程和工艺也要充分考虑波浪引起的晃动对设备性能可能产生的不良影响。基本原则是：尽量采用经实践证明可以在船舶上使用的设备。通过吸收法和吸附法在脱水性能上的对比分析，针对小型LNG-FPSO装置的特点，吸附法具有较大的优势，具体表现如下
1）吸附法流程简单、设备少、体积小。
2）吸附法可以间歇地工作，比较机动、灵活，开停方便。
3）相对于吸收法，吸附法脱水可以达到较低的露点。
在天然气的脱硫和脱CO2净化工艺中，吸附法同液体胺吸收法比较，结果基本一致。两种方法的设备投资费用不相上下，但吸附法的操作费用要少得多。此外，吸附法还有如下的优点：①可将再生气返回管线，因而气体损耗少；②清洁、干燥；③操作简便，容易实现自动化。
针对布置在FPSO设施上的小型LNG装置，吸附法与吸收法相比具有以下优点：
1）不论是胺吸收流程中的吸收塔，还是吸附流程中的吸附塔，都有可能是FPSO上除了燃烧放散塔之外最高的设备。为减少它们对船体倾斜及船体重心的影响，它们通常布置在FPSO的中轴线上。由于吸收流程中含有液体工质，吸收塔的重量将远远大于吸附塔的重量，对船体稳定与安全的影响自然也就比吸附塔的影响大。
2）在吸收塔中，发生在原料气与吸收溶剂之间的质量传递过程（即吸收过程）的效果，有赖于流体的均匀分布。由于在FPSO上，船体经常会发生一定程度的倾斜，这必然导致吸收剂液体在吸收塔内的分布偏离完全垂直时的均匀分布状态，造成传质效果恶化。为了弥补这种恶化带来的影响，势必要求吸收塔有更大的几何尺度。在吸附过程中则不同，由于不存在液体工质，而气体的均匀分布不受塔体倾斜的影响，因此无需为考虑倾斜而放大装置尺寸。
综合以上对吸收法和吸附法的分析比较可以得出，对于小型LNG-FPSO装置，吸附法脱水、脱硫与吸收法相比，从设备数量和占用空间、对船体稳定与安全的影响等方面，都具有很大的优越性，因此小型LNG-FPSO装置采用吸附法是合理的选择。
在实际的工艺流程中，考虑到技术成熟度以及针对大量天然气的处理，也可以采用成熟的MEA吸收法工艺流程；但这需要仔细评估在海浪作用下，FP-SO产生的摇摆和晃动对净化工艺流程带来的影响，在进行具体设计时，需要针对每一个设备进行仔细地考虑，尤其是吸收塔，主要体现在：
1）虽然MEA技术已经非常成熟，但在FPSO上应用，要对吸收塔尺寸进行调整以应对船体晃动。由于吸收塔可能是流程中最高、最重的设备（尤其是原料气压力高时），它在FPSO上的位置应精心考虑。为减少它对船体倾斜及船体重心的影响，它们通常布置在FPSO的中轴线上。
2）在吸收塔中，发生在原料气与吸收溶剂之间的质量传递过程（即吸收过程）的效果，有赖于流体的均匀分布。由于在FPSO上，船体经常会发生一定程度的倾斜，这必然导致吸收剂液体在吸收塔内的分布偏离完全垂直时的均匀分布状态，造成传质效果恶化。因此，设计吸收塔尺寸时需要更大的余量，以弥补这种恶化带来的不利影响。
4.储存系统
（1）储存特点LNG储存设施为浮式LNG装置稳定生产提供足够的缓冲容积。其容量取决于LNG产量和LNG运输船的数量、大小、往返时间。受海上平台具体条件的限制，LNG储存方式要细致地加以考虑，首先需要关注的就是LNG储存方式和安全性问题。
由于LNG温度比较低，常压下的温度在-162℃左右。作为一种低温液体，其储存特性与普通流体不一样。低温流体储存于设备中，无论保冷结构的绝热性能如何优异，总是会以一定的速率蒸发，称为蒸发损失。如果低温流体在储存设备中以密闭的方式储存，则储存设备中的压力会以一定速率升高。另外，LNG产生的蒸发气体具有易燃、易爆的特性，属于危险品。因此，在考虑储存方式及其设备的时候，需要充分注意LNG的低温特性和蒸发气体的可燃性。
LNG既是可燃介质，又是低温流体，所以LNG的储存特别要注意：①设备的密封可靠性，防止LNG泄漏所产生气体与空气形成易燃、易爆的混合物；②储存设备的隔热保冷性，减少LNG的蒸发损失，有利于提高储存效率和安全性。
在FPSO设施上储存LNG，类似于船上储存LNG。因为FPSO实际上就是一艘泊在海上的进行油气生产的特殊船舶。LNG船起着储存和运输LNG的作用，而FPSO设施相对固定，不必考虑运输的因素。因此，在考虑FPSO设施的LNG储存设备时，可以借鉴LNG船的液舱结构型式。
虽然FPSO设施也是一种特殊的船舶，但用途毕竟和LNG船不同。LNG船是专门为液化天然气的运输而设计，以提高储存效率和降低运输成本为目的，因此，液舱储量都设计得很大，而且有向更大容量发展的趋势。而FPSO装置则是一个油气生产的海上工厂，聚集了油气生产所有的设备。除生产工艺所需要的设备以外，还有生产所需要的动力系统和船舶的动力系统，设备比LNG运输船更为复杂；另外，FPSO装置有不同的用途，不是一个固定的模式，目前FP-SO主要用于油品生产和储存、LPG的生产和储存，以及油品/LPG的生产和储存。有些公司正在开发LNG/LPG的FPSO装置。如果要考虑在FPSO装置上储存LNG，主要应根据LNG的产量和运输周期来确定储罐的容量；再根据储罐容量、工艺流程和其他需求来决定储罐的结构形式。因此，确定FPSO设施上LNG储存，储量是关键的参数。因为储存设备的结构形式主要与容量有关，对于不同容量的储存设备，结构形式上可能有完全不同的选择。而容量的确定则需要根据多方面的因素来加以考虑，包括：①天然气液化装置的生产规模；②LNG的输出周期；③FPSO设施上的可用空间。
（2）储存容量和形式 根据天然气液化装置每天的生产能力、比较合适的输出周期，以及设施上的可用空间来确定比较合适的储存设备容量。LNG输出的周期对储存容量影响较大，输出周期越长，FP-SO设施上需要储存容量就越大；反之，储存设备可以减小，但运输船舶的往返就比较频繁。外输周期涉及多方面因素，如运输设备的容量、往返航程的时间。
储存容量确定以后，可根据储存容量来选择储存设备的形式。大型LNG船的液舱的单舱容量达3万m3，主要有薄膜型GTT液舱和球形液舱。薄膜型液舱利用船体结构来承载LNG重力产生的压力，既充分利用了有效的空间，又减轻了船体的自重，有利于提高运输效率，因此得到了广泛的应用。但是对于FPSO上LNG的储存方式来说，与LNG运输船不同。FPSO上不但聚集了气体净化、液化生产的所有设备，还有生产所需要的动力系统和船舶的动力系统，设备比LNG运输船更为复杂，因此储存的空间非常狭小，需要储存的产品也不是单一品种，往往是油品、LPG、LNG等多种产品。
通过综合比较，球形液舱具有独立的球形结构，液舱不仅能承受LNG重力产生对舱壁的压力，而且能承受一定的LNG蒸汽压所产生的压力，有利于减少BOG的损耗。虽然球罐型储槽占用了大多数甲板空间，不方便布置天然气液化工艺设备；但是采用球罐型储槽可以提高整体安全性，在恶劣气候条件下，球型储槽是一种合适的选择。早在1980年，Kvams-dal公开的浮式LNG生产储卸装置，就是一种设在平台中的独立球罐型储槽。日本国家石油公司最早开发了采用Moss储槽的浮式LNG生产装置。
自支承棱柱形SPB型储舱由铝板制作，构成高强度的刚盒结构，其结构紧凑，适合FPSO狭小空间；重量轻；汽化率低，上甲板空间不受限制；压力温度控制简单；维护容易，可针对FPSO远离陆地、维修设备零件少并且应急能力差的特点。ABB Niche LNG FPSO的储罐设计，就是采用自支撑的、棱形SPB形式。最新的进展是Exxon Mobil开发设计了一种用镍的质量分数为9%的钢制作的专利储舱，可以制造出更大的液货舱。这些设计都考虑了增强承受晃荡引起的作用力，并可通过挡板减少流体的运动。
现行的LNG储存设备分为两种类型：①常压型，（适合于LNG或LNG/LPG FPSO）大型的储存设备；②压力型，（适合于LNG产量较小的FPSO）中、小型储存设备。
常压储存是指维持和控制LNG液舱内的压力处于常压，否则液舱就有损坏的危险。因为LNG在外部环境侵入的热量作用下，必然会产生一定数量的蒸发气体，工艺流程中需要有相应的蒸发气体处理系统。使产生的气体能及时排出液舱，维持液舱处于常压状态。产生的BOG可返回液化系统再液化或者用作动力系统的燃料。
压力型储存是指储存设备可以承受一定的压力，适合于储量比较小的场合。这种液舱通常采用球形或圆柱形结构。液舱本身具有一定的结构强度，可以承受一定的压力。储存时液舱可以处于封闭状态，在设计的工作压力范围内，外部环境侵入的热量使LNG的压力和温度升高，可以保存较长的时间而没有闪蒸气的排放，实现无损耗储存（即密闭储存）。值得注意的是，如果采用压力型储存方式，则运输设备也应采用相应的压力型储存方式，否则如果减压到常压运输，在外输时会产生大量的闪蒸气，会给闪蒸气的处理带来困难。
对于在FPSO设施上考虑LNG储存设备，是一个需要充分考虑各方面因素的问题。对于大型的LNG的FPSO设施，由于产量大，储罐的储存容积也必然大，在现有的方案设计或概念设计中，都是采用LNG船的液舱形式。对于多产品的FPSO设施，LNG的数量可能不是很大，则可以采用压力储罐结构。这种储罐制造工艺成熟，而且可以承受一定的压力。
（3）潜在风险和危害 在FPSO设施储存LNG，主要是考虑海洋环境条件下，对LNG及其储存设备可能产生的影响。对于海上储存LNG，最大的影响是海洋环境和台风。海洋环境空气的特点是高盐分和高湿度。LNG储存设备上的设置有各种仪表附件，尤其是安全防爆装置，处于高盐分和高湿度的环境条件下，可能对一些重要的安全装置产生腐蚀作用，引起安全保护或控制功能的失灵，如安全阀，压力表等，需要选用适用于海洋环境条件工作的产品。应具有良好的保护措施，防止腐蚀。
FPSO设施浮于海面上，在风浪的作用下会产生起伏和摇摆，如果遇到强台风，不仅摇摆程度加剧，甲板上的设备还会受到巨浪的直接冲击。因此，用于FPSO条件的LNG储存设备，在结构设计时需要充分考虑到这些因素的影响。首先是LNG储存设备的结构强度，由于设备的摇摆，LNG在储罐内的自由液面必然产生晃荡，晃荡的液体对罐壁将产生撞击；而且这种撞击可能是以一定的频率出现，将对内罐壁面产生交变的冲击力，摇晃的频率如果与储罐的固有频率相同，会加剧液体对罐壁的冲击力，罐壁将这个冲击力传递给外壳或船体结构。设备长期在交变负载下，容易使应力比较集中的部位产生疲劳破坏，影响整个储罐的安全工作。(www.xing528.com)
随着液体对储罐冲击作用，负载可以通过罐壁传递给绝热材料，特别是对于用膨胀珍珠岩做绝热材料的设备，膨胀珍珠岩在罐壁的冲击力或交变力的作用下，会产生下沉，使设备顶部的绝热性能恶化。因此，在考虑FPSO环境的储存设备时，必须充分了解储罐所处海域的气象条件和海浪等级资料。设计时不仅限于静态强度设计，有必要进行动力学模拟和应力分析，以保证储罐在恶劣气候条件下的安全。内罐设计必需要考虑有抑制液体晃荡的措施，如采用防晃板等结构，尽量减少液体晃荡对罐壁产生的冲击力。
液体晃荡还会使常规的液面测量产生较大的误差，甚至无法测量。FPSO环境使用的储存设备，常规的差压型液位测试装置无法适应这种工作条件。这种运动状态下低温液面测量装置，目前未见合适商用产品，但可借鉴LPG船液位测量的部分技术。
FPSO设施上建立LNG储存装置的风险和危害，主要来自LNG及储存装置本身潜在的危险因素；其次是由于海洋环境引发而产生的危险。正常储存情况下，LNG储存在封闭的储罐或系统内，其安全要求与其他可燃介质的储存要求具有共性的地方。根据LNG的特性及海上环境的特点，危险因素主要来自以下几个方面：
1）引发火灾或化学爆炸的危险。LNG溢出或泄漏，与空气混合形成易燃、易爆的混合气体，遇货源可引起火灾或爆炸的危险。
2）低温损害。由于LNG的温度很低，大规模溢出和泄漏，可对FPSO上的设施、设备乃至船体结构造成低温冷脆型的破坏，亦可对操作人员造成伤害或生命危险。
3）超压形成蒸汽爆炸危险。LNG储存于设备中，具有持续蒸发的特点，会以一定的速率产生蒸发气体（BOG）。如果储存设备的BOG处理装置或安全部件失灵，有设备超压，产生蒸汽物理爆炸的危险。
4）蒸汽云的潜在危险。LNG如果大量溢出到水面上，可形成蒸汽云，对附近海域的船舶造成威胁。
5）人员窒息的危险。LNG溢出，能产生大量的蒸汽，可能形成区域性缺氧，引起操作人员窒息的危险。
6）台风及海浪对LNG系统的损坏，造成LNG溢出，亦存在上述的危险。
火灾、爆炸和LNG溢出都可能对FPSO设施造成巨大的威胁，必须予以高度的重视和采取严格的防控措施。低温冷脆对设施造成的危险程度，取决于LNG溢出的数量和部位。因为FPSO设施的一般材料不能承受像LNG那样低的温度。如果LNG溢出发生在FPSO设施的关键部位，也可能对FPSO设施造成巨大的威胁。
需要根据化学工业安全评价导则，对具体的工程进行有针对性的安全评价；根据危险源的特点，采取相应的预防措施，以保证FPSO设施的安全。从某种角度来说，FPSO设施上生产和储存LNG，安全性优于陆地。FPSO设施处于海面上，空气流通，周围没有外界的干扰和影响，因此也不大可能造成对周边的影响。对于少量的LNG溢出产生的气体，虽然和空气可以形成易燃、易爆的混合气体，但海面空旷，空气流动，容易扩散。
LNG对引起火灾的危险性与防护措施与其他燃料差不多，如LPG、汽油和柴油等，这些燃料在海洋平台和FPSO设施上本身就存在。最关键的是LNG是温度很低的流体，储存的数量多，在储存设备遭到损坏时，大量的低温流体溢出。对海上平台的结构材料构成很大的威胁，尤其是一般的碳钢材料，在低温条件下容易产生低温脆化，使船体结构受损。
另一个很大的风险是LNG储罐的超压引起的爆炸。LNG储存在储罐中，正常情况下，压力也会随着时间的增加而上升。如果绝热结构损坏失效，压力上升的速度就会加剧。LNG储罐虽然安装有超压保护装置，但还是有可能出现安全防护装置失灵，无法有效泄压，导致储罐超压。还有一种情况就是在储罐周围发生火灾，LNG储罐处于火焰烧烤的状态下，储罐内压力迅速上升，安全泄压装置来不及排放，也有可能使储罐超压。
强台风和超强台风对LNG储罐的影响也不能低估，尤其是超强台风的威力很难估计，LNG系统在强台风条件下容易遭受损坏，导致LNG溢出。如何考虑LNG储存装置抵抗台风的能力，如果储罐是永久性地安装在海上平台或FPSO设施上，应该按可能出现的最大风力和海浪的载荷进行设防。如果储罐在台风来临之前可以撤离至较安全的港口，储罐的抗冲击能力只要根据港口可能出现的最大风浪载荷考虑。
总之，海上平台和FPSO设施上生产和储存LNG，主要危险是：①低温对平台结构和FPSO设施的损害；②储罐超压引起的蒸汽爆炸，继而引发的化学爆炸。
5.卸载系统
FPSO设施处于海面上，通常都远离海岸。由于LNG温度很低，因为低温的LNG容易汽化，在远距离的输送管线中难以保持液体状态；另外，即使能维持管道的LNG保持在液体状态，远距离的低温输送管道投资巨大，在实际工程中缺乏应用价值，因此，不可能采用海底管线输送的方法。在海上比较有效的运输办法是采用船舶运输。船舶运输成本低、机动灵活。因此，在FPSO设施上LNG的外输，也就是把液化后的LNG从FPSO的储存设备中转移到运输船的LNG储存设备中，是船对船的LNG输送。目前虽然没有FPSO向外输送LNG的应用范例，但液化天然气船LNG的装/卸货技术及其设备可以借鉴。
从FPSO外输LNG，类似于LNG船在码头上装卸液化天然气，可以采用卸货臂把LNG船和FPSO的输送管路连接起来，即可实现LNG的输送。目前正在探索采用类似于LPG外输时采用的柔性浮式软管输送的可能性。
需要指出的是，由于FPSO设施远离陆地，海面上风浪比港口内要大，FPSO装置和LNG运输船两者都处于运动状态。在风浪较大时，两者的相对运动比LNG船在港口相对于码头的运动幅度要大，在进行LNG外输时带来一定的难度，对输送设备也有相当高的要求。在考虑外输设备和作业时，需要充分考虑这一因素的影响。卸载系统一般包括LNG船卸货方式、系泊方式、卸货臂、快速连接装置、紧急脱离装置、LNG潜液泵、LNG外输时的BOG处理、LNG外输低温软管等。
（1）LNG卸载系泊方式FPSO设施通常采用内转塔或外转塔型的单点固定系泊方式，可以围绕转塔作360°的旋转。运输LNG的船舶如何与FPSO连接，又如何解决LNG船与FPSO的相对运动的问题，国际上一些FPSO生产商和油气设备制造商进行了多年的研究和开发，虽然没有在FPSO卸货的正式应用，但已经应用于类似的工作条件，因此，解决FPSO设施LNG装卸的问题，已经具备了较好的基础。这些技术的实际上是在LPG的FPSO的基础上发展起来的，目前现有的FPSO设施LPG的外输时的系泊方式，主要有两种模式：一种是运输船和FPSO并排系泊方式（Side By Side）；另一种是一前一后的串联系泊方式（Tamdem）。
1）并排卸货。并列系泊方式是将LNG运输船并排系泊在FPSO上，两者相对固定。当FPSO绕转塔旋转时，LNG运输船也跟随FPSO一起转动。它适合于海洋环境平静的海域。经验表明，海浪平均波高小于1.5m时，停泊作业是安全的。LNG运输船与FP-SO装置并排泊在一起，FPSO装置远离火炬的一侧用作LNG船的系泊泊位，并提供水幕等防火措施；另外，还需注意LNG运输船停泊的安全性，当风向、海流的方向与海浪不一致时，为减少停泊的危险性，LNG运输船需要通过艉推进器控制船体的方向，以便于LNG运输船的停泊；或者采用一艘辅助拖船调整船体方位，避免风浪将LNG运输船推向FPSO装置。据估计，采用艉推进器或拖船后，LNG卸货作业的极限平均波高为2.5m。并排卸货优点：输送LNG控制快速便捷，结构简单，节约投资。并排卸货缺点：FPSO装置与LNG运输船两者都处于运动状态，在风浪较大时，两者的相对运动大。普通的单根缆绳系泊缺乏稳定性，不容易定位；另外，可能发生的危险是装卸臂LNG的泄漏，这主要是由于FPSO装置与LNG运输船之间存在相互运动造成的。
在FPSO上外输LNG，外输设备的结构比外输LPG更为复杂。一种可行的方案是在FPSO设施上安装特制的LNG专用装卸臂。LNG运输船系泊好以后，装卸臂的快速连接装置与LNG船上的输入接口连接，可实现在FPSO与LNG船相对运动比较剧烈的状态下LNG的输送。装卸臂的数量与需要输送LNG数量有关。当然，装卸臂除输送液体以外，也需要有一个臂用于蒸汽返回。
海上LNG装卸臂的使用要求如下：
①在装卸臂和LNG船接口法兰之间有相对运动的情况下，连接或脱离操作应当安全可靠。
②LNG旋转接头和结构轴承，应当在连接LNG船后可以承受连续的运动。
③液压快速连接/脱离装置（QC/DC），应当能够在既密封又不损坏零件的情况下，进行与LNG船接口法兰连接/分离操作。
④用于操纵装卸臂的液压系统，应当能够适应不断运动的LNG船可能出现的快速移动和加速度。
⑤装卸臂的支撑结构，应当能够承受来自LNG船持续运动的惯性和其他情况产生的附加力。
⑥装卸臂的设计应当便于在无需外来起重设备的情况下，实现快速维护和保养。
为了解决剧烈运动条件下的安全和可靠连接/分离问题，FMC和Shell公司设计出一种快速连接/分离装置，以及LNG船接口法兰之间实现平滑地连接/分离的装置，利用这些臂的立管基座和接管之间的恒定张力导索，使连接/分离装置缓慢地向LNG船接口法兰靠近。通过示范装置的试验，相对运动4m范围内的运动状态下，证明了连接/分离的可行性。实际的装卸臂的操作范围要大得多，可以达30m，以适应LNG船的飘移和提供更安全的距离。
2）串联卸货。FPSO装置与LNG运输船采取前后停靠的串联系泊方式（Tamdem），两者之间用钢缆连接起来，运输船应始终与FPSO基本保持在一条直线，相互之间的距离由钢缆的长度决定，钢缆始终保持适当张紧的状态。利用这种方式从FPSO向外输送LNG时，输送管路比较长，一般距离在50～100m，并采用动态定位装置控制LNG运输船首部管汇与浮式LNG装置尾部的距离，在容许工作范围以内，从而避免了停泊和卸货作业中可能出现的危险。LNG的输送管则是采用柔性浮式输送管，输送管利用特殊的轻质保温材料浮力作用，使输送管道浮在海面上。连接时由FPSO上软管提升机下放到工作船，由工作船拖到运输船与运输船上接口连接。据了解，这种能适用于海上输送LNG的柔性浮力管路，目前尚处于研发之中。优点：能在较为恶劣的海况条件下进行卸货作业，极限平均波高可达4.5m。缺点：传输距离远、输送管长、投资大。
在油品FPSO与油船的连接方法中，这种前后排列的系泊方式，还有一种用悬臂式支架连接的设计。在此基础上，FMC公司研究开发了FPSO设施向外输LNG的应用。图2-72示出悬臂式支架连接。图2-73示出悬臂式支架连接工作原理。悬臂式支架连接系统能在LNG船±5m的运动幅度的环境下进行连接/分离。在如此剧烈的工作条件下，停泊用的系船缆索无法提供需要的可靠性，悬臂式支架的双重伸缩
系统可以用于双方的连接系统。该系统的优点如下：
①系泊作用的构件与LNG管路是分开的。
②允许LNG船自由运动，无需管理和调整。
③提供LNG船作业范围控制。
④使用现场应用证实了的元件。
图2-72 悬臂式支架连接
操作时工作人员首先进行机械连接，以允许LNG船的自由运动；然后连接分开的LNG管路。这个新开发的技术能够使LNG传输具有高度安全性。这种设计用于以下流量范围：
①流量10000m3/h，通过一根直径24in（609.6mm）的LNG管路，一根直径16in（406.4mm）的NG蒸气回流管路。
图2-73 悬臂式支架式连接工作原理
②流量15000m3/h，三根直径16in（406.4mm）的LNG管路，一根直径16in（406.4mm）的NG蒸气回流管路。
③对于特殊要求，可通过改变LNG管路直径，来适应LNG船的装卸速率和压力损失的不同要求。
总体上是采用并排卸货还是串联卸货，需要根据具体海域特点和环境参数（包括平均海平面、最大波高、最大波周期、温度和湿度范围、风速和风向等）而定。对于平静的海域，海浪平均波高小于1.5m时，LNG运输船与FPSO装置并排停泊作业是安全可靠的。而且输送LNG控制快速便捷，结构简单，节约投资。
对于海洋环境较为恶劣的海域，采取前后停靠的串联卸货，一般距离在50～100m。并采用动态定位装置控制LNG运输船首部管汇与浮式LNG装置尾部的距离在容许工作范围以内，从而避免了停泊和卸货作业中可能出现的危险。这种方式能在较为恶劣的海况条件下进行卸货作业，极限平均波高可达4.5m。缺点是传输距离远，输送管长，投资大。
（2）LNG装卸臂 无论是并排卸货还是串联卸货，最为简单的LNG卸载方式就是借鉴陆地液化工厂向LNG运输船的LNG装卸臂（Loading Arm）进行作业。LNG装卸臂是用于LNG船在码头卸货的专用装置，由于码头平面在涨潮或落潮时，高度会有很大的差别，另外，随着液货的注入或卸出，船体甲板与码头的相对高度也在发生变化。因此，码头上的装卸管路与船上接口的相对高度是变化的。装卸臂的设计就是为了适应这种相互位置随时都可能发生变化的工作条件，并能随高度变化进行相应的调整。装卸臂的主要形式有：①完全平衡型（Fully Balanced）；②转动配重型（Rotary Counterweighted）；③双重配重型（Double Counterweighted）。装卸臂的结构型式见图2-74。
图2-74 装卸臂分结构型式
a）完全平衡型 b）转动配重型 c）双重配重型
装卸臂主要由组合式旋转接头、输送臂、配重机构、转向机构及支承立柱组成。组合式旋转接头是与船上装卸口连接的专用装置，需要能准确、快速地连接或脱卸。组合式旋转接头由三种不同型式的旋转器组合而成，可在水平方向快速定向和进行垂直方向的移动。当接头连接好以后，即使船舶在装卸过程中产生摇晃或上下起伏，装卸臂可以随着船舶的运动，在三个方向进行相应的调整。
低温旋转器是组合式旋转接头中的重要部件，不仅要能承受LNG的低温工作环境，而且要能够轻松地转动，还要有良好的密封性。低温旋转器采用具有聚乙烯树脂作唇边的不锈钢密封结构，通过不锈钢弹簧的压紧力形成密封。产品使用了2道内密封，一道为主密封，另一道为辅助密封；另外设置有水密封，目的是为了保护旋转轴承。
（3）LNG低温软管输送 从FPSO或海上平台把LNG输送到运输船上，需要有合适的转移输送设备，输出接口至接收设备进口之间的距离不可能像陆地那样近，只需要几米的长度就可以实现两个储罐之间的LNG输送。处于海上的设施和船舶，由于波浪的作用，相互之间还有相对运动。输液管不能采用刚性硬管，而只能使用具有挠性的软管。首先低温软管技术条件必须满足LNG要求，要有良好的绝热以尽可能减少结冰。显然，这种软管会很重，柔性不会太好。其次，其长度必须大于两个设备之间的最大距离，以便于连接时使管路处于自由状态。
1）对于采用罐式集装箱作为储存和运输设备，罐式集装箱与充装台的距离可以靠得比较近，输液管的长度不需要很长，通常采用真空绝热性的输液软管。这种输液软管在液氧和液氮的装卸操作中应用广泛。如果接收储罐与供液储罐距离不远，完全可以使用现有产品。采用快速连接接口，安装方便。软管采用不锈钢波纹管制造，真空绝热保冷，可减少外输过程中的汽化损失。但这种管道的长度受到限制，目前商用产品在10m以下。
2）长距离输送方式，如果FPSO上的LNG产量比较大，使用大量的罐式集装箱到FPSO设施上充装，显然是不大合适的。如采用较大型的LNG储罐，靠近充装台位进行充装，则取决于FPSO设施的起重能力，是否能将装满LNG储罐吊装起来，并放置到运输船上；而且还取决于充装台附近的空间是否能放置较大型的储罐。否则较大型的LNG储罐只能固定在运输船上。由于LNG输送的距离比较长。至少达到几十米，甚至上百米。海面上管路无法固定，需要依靠海水的浮力，使管道漂浮在海面上。因此，管路设计必须考虑外输时的可操作性，以及海水波动对管路产生的交变应力的影响。
6.动力提供
与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：
（1）膨胀机直接驱动压缩机
1）优点。结构紧凑，这主要是由于膨胀机与压缩机同轴，减小了占用海上平台的空间，而且其提供动力过程比较简单直接，是一种以提供机械能设备来驱动需要机械能工作的设备。
2）缺点。膨胀机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。必要时仍需要电能补充工作。
（2）燃气轮机发电，以电力带动压缩机
1）优点。燃气轮机是以气体作为工质，将燃料燃烧时释放出来的热量转变为有用功的、高速回转的叶轮式动力机械。由于燃气轮机使用的原料可以是海上开采的产品，因此资源容易得到（以天然气作为燃料），并且由于发电的电能不会受到太大制约，通过加大燃气轮机所作的功，可以满足压缩机大功率的要求。与目前其他普遍应用的动力装置相比，燃气轮机的具有重量轻和体积小，此外还具有设备简单、可不用水和起动加速快的优点。
2）缺点。这种方案是一种由化学能转化为热能，再由热能转化为机械能，并由此机械能发电带动压缩机工作。和前一种方案相比，其设备增加了天然气燃烧的装置（提供高温燃气），由燃气做功装置（燃气轮机），发电装置（发电机）。因此设备较多，加大了对于海上平台空间的压力，使工作平台利用情况受到很大影响。
根据以上分析，建议采用燃气轮机发电，以电力带动压缩机。
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