趙 亮

（大慶油田天宇工程設(shè)計有限責任公司，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

頭臺油田1號加溫加壓站始建于1994年，是原油外輸管道中間的加溫加壓站，該管線負責著頭臺油田全部原油外輸任務(wù)。2020年前，該站采用原油作為加熱爐燃料。為降低成本，并減少污染，2020年將該站加熱爐改造為天然氣燃燒器。氣源采用附近采油七廠站場來氣管道，該管道為單管輸氣。改造后該站無備用氣源，由于該管線較為重要，應考慮備用氣源的設(shè)置。

1 加溫加壓站運行參數(shù)分析

目前站內(nèi)在運加熱爐2臺1.4MW水套爐，每臺加熱爐有2臺0.7MW天然氣燃燒器。

主內(nèi)主要運行工況分析：

（1）2臺加熱爐為一運一備；

（2）加熱爐全年運行，不可停運。在運管道為頭臺油田唯一外輸管道，油田生產(chǎn)為連續(xù)運行；

（3）管道最大允許停運時間為48h。事故狀態(tài)利用站內(nèi)建設(shè)的事故罐，可暫時儲存原油，但長時間停運管道內(nèi)原油會出現(xiàn)凝固，造成脹管無法重啟運行；

（4）采油七廠供氣管道每年停運檢修一次，時間為24h；

（5）供氣管道經(jīng)安全運行分析，事故狀態(tài)最長停氣時間為7d。

2 備用氣源氣量分析

該站全年運行，在不同季節(jié)其輸量不同，環(huán)境溫度不同。站內(nèi)原油輸量也處于季節(jié)性波動，站內(nèi)燃料消耗量按季節(jié)波動。

備用氣源一般按照最不利情況進行設(shè)置，確保該站任何情況下均能夠正常運行。經(jīng)測算加溫加壓站冬季峰值用氣量為161Nm3/h，日用氣量為3100Nm3/d。確定LNG備用氣源的供氣能力為200Nm3/h ，4000Nm3/d。

3 工藝流程及設(shè)備配置

3.1 氣源及設(shè)備構(gòu)型

綜合分析各種事故狀態(tài)持續(xù)時間，會造成的后果嚴重程度分析[1]。LNG備用氣源可不建設(shè)永久設(shè)施，節(jié)省投資。采用移動式LNG撬裝供氣設(shè)備，保證供氣能力。

該站周邊，在紅崗區(qū)建有LNG液化廠可以提供LNG。液化廠到1號加溫加壓站106km，運輸時間預計為2h。

3.2 工藝流程

移動LNG供氣裝置基本工藝流程：首先LNG氣源從LNG杜瓦瓶組中進入LNG供氣撬，然后 LNG在供氣撬中經(jīng)過氣化器氣化、調(diào)壓器調(diào)壓至擬供氣壓力，最后完成計量加臭后進行供氣。該套供氣裝置還包括閃蒸汽BOG（Boil Off Gas）的回收系統(tǒng)、安全放散氣EAG（Escape Air Gas）的集中加熱放散系統(tǒng)以及可添加的自控系統(tǒng)。

3.2 設(shè)備配置

3.2.1 LNG杜瓦瓶組

大型LNG運輸罐車規(guī)格單一，現(xiàn)場用氣量又不大，選擇運輸便捷、具備自增壓功能的LNG杜瓦瓶比較合理。

杜瓦瓶的管路系統(tǒng)主要包括增壓回路(含增壓調(diào)節(jié)閥和氣化增壓器)、進液閥、出液閥和排放閥。LNG杜瓦瓶能根據(jù)后方的使用情況提供氣相或液相介質(zhì)。實際應用時可以根據(jù)后方用氣量的大小配置不同容量不同數(shù)量的杜瓦瓶并聯(lián)組成杜瓦瓶組進行供應。

3.2.2 氣液相自調(diào)節(jié)系統(tǒng)

本裝置在杜瓦瓶組與 LNG 供氣撬之間設(shè)置一套氣液相自調(diào)節(jié)系統(tǒng)。在氣相和液相兩路分別加裝低溫調(diào)節(jié)閥，使用前將液相路調(diào)節(jié)閥設(shè)定為氣化器路進口壓力 p＜p1時開啟，氣相路調(diào)節(jié)閥設(shè)定為氣化器進口壓力 p＞p1 時開啟。以保證系統(tǒng)在后端用氣量較大時使用液相供應，后端用氣量較小時使用氣相供應，以提高系統(tǒng)能源利用率、降低EAG的數(shù)量。通過這套氣液相調(diào)節(jié)系統(tǒng)不僅能有效利用BOG節(jié)約能源，同時還能降低后端用氣量較小時系統(tǒng)管道壓力提高的安全水平。

3.2.3 氣化器

對于整個撬裝 LNG 系統(tǒng)，氣化器的選擇直接影響整套系統(tǒng)的供氣能力和供氣穩(wěn)定性。由于系統(tǒng)對移動性的要求，氣化器大多選用空溫式氣化器，當有供電條件時也可選擇水浴式氣化器等其它類型的氣化器。

空溫式氣化器適用性強、結(jié)構(gòu)簡單、安全系數(shù)高，結(jié)合本次使用場景，比較適合。

3.2.4 調(diào)壓計量設(shè)備

調(diào)壓計量設(shè)備的選擇首先應與氣化器的氣化量相匹配，然后再根據(jù)后端應用場景的出口壓力需求進行選配。要注意由于LNG氣化后壓力一般較高且不穩(wěn)定，應設(shè)置兩級調(diào)壓裝置。

3.2.5 安全系統(tǒng)

移動LNG供氣裝置中的安全系統(tǒng)包括 EAG 換熱升溫后的放散系統(tǒng)，能保證EAG放散前充分換熱使放散氣密度小于空氣，避免產(chǎn)生白煙，消除燃爆隱患；在有供電條件的使用地點加裝遠程監(jiān)控系統(tǒng)，通過遠程監(jiān)控系統(tǒng)了解系統(tǒng)的各部位氣相壓力和溫度，確保系統(tǒng)壓力在正常范圍內(nèi)，以降低現(xiàn)場人力的投入。

4 總平面布置

根據(jù)加溫加壓站實際情況，在站區(qū)西側(cè)設(shè)置一處平整場地，用以臨時停放LNG撬裝設(shè)備。在以臨時管道連接原有站內(nèi)天然氣管道。各設(shè)備與周圍建構(gòu)筑物、設(shè)備間距符合GB 50016-2014《建筑設(shè)計防火規(guī)范》（2018年版）的相關(guān)要求。

5 預期效果

如果采用此技術(shù)路線，可以有效解決頭臺油田1號加溫加壓站無備用氣源問題，能夠確保站內(nèi)安全平穩(wěn)生產(chǎn)。滿足頭臺油田安全生產(chǎn)的要求。