牛亞恒

(廣匯能源綜合物流發(fā)展有限責(zé)任公司,江蘇 南通 226200)

天然氣是由甲烷組成的可燃性氣體,是從氣田中自然開采出來。隨著經(jīng)濟(jì)的發(fā)展,環(huán)境受到了很大的污染,亟需清潔無污染的能源[1]。而液化天然氣(LNG)是在常壓的環(huán)境下把開采出的天然氣冷卻到約-162 ℃,氣體就變成無色、無味、無毒且無腐蝕性的液體,并且通過這個(gè)冷卻過程,體積為原來的1/600,從而也有利于天然氣的遠(yuǎn)距離運(yùn)輸[2]。我國是一個(gè)能源消費(fèi)大國,然而天然氣的消費(fèi)量相對較少,在能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中所占比例還很低。眾所周知,我國的天然氣資源非常有限,其開采量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于需求量。為了緩解我國經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展對環(huán)保和能源的需求,我國在沿海地區(qū)已經(jīng)先后建成22座LNG接收站,其中,中石油、中石化、中海油三大公司接收站18座,其余接收站為地方國企和民營企業(yè)建設(shè),LNG接收站在我國正值蓬勃的發(fā)展階段[3]。

1 LNG接收站概述

1.1 LNG接收站總體工藝

常見的LNG接收站主要包括LNG卸料及儲存、氣化外輸、BOG(閃蒸天然氣)處理、裝/卸車、裝/卸船、火炬、計(jì)量系統(tǒng)等,以江蘇某接收站為例,其主要工藝為LNG船舶經(jīng)卸料臂接卸至LNG儲罐,再由LNG儲罐輸送至氣化外輸裝置,與BOG、丙烷等介質(zhì)換熱后完成BOG再冷凝及氣化外輸;LNG液態(tài)輸出可依托槽車和槽船實(shí)現(xiàn)液態(tài)外輸?shù)哪康腫4]。

1.2 接收站BOG的處理工藝

由于LNG為低溫液體,在儲罐儲存及管線輸送過程中會產(chǎn)生一定量的BOG。以江蘇某接收站為例,該廠區(qū)BOG處理工藝主要分為兩部分:①在卸船工況下,通過壓縮機(jī)將儲罐內(nèi)的BOG輸送至LNG船,以填充LNG船在卸液后船艙的氣相空間;②在非卸船工況下,通過BOG壓縮機(jī)將BOG輸送至LNG氣化裝置,通過BOG、LNG、丙烷等換熱,完成BOG再冷凝和氣化外輸工作,同時(shí),BOG也可通過BOG壓縮機(jī)加壓后,通過空溫式氣化器復(fù)溫直接外輸至城市中壓管網(wǎng),完成BOG的外輸處理(見圖1)。

圖1 接收站BOG處理工藝示意

2 接收站BOG管網(wǎng)壓力不均的分析

2.1 BOG管網(wǎng)壓力不均的原因

由于LNG儲罐儲存規(guī)模不同,所建設(shè)的儲罐也并非為統(tǒng)一規(guī)格的儲罐,進(jìn)而產(chǎn)生各儲罐操作壓力不同,造成BOG管網(wǎng)壓力不均的情況,在日常工藝操作中,壓力低的LNG儲罐極易存在安全隱患,但如果將操作壓力高的儲罐壓力降至壓力低的儲罐壓力下操作,又會產(chǎn)生大量的BOG閃蒸氣,產(chǎn)生一定的經(jīng)濟(jì)損失。

2.2 BOG系統(tǒng)的工藝流程

以江蘇某接收站為例,該接收站儲罐配置為2座5×104m3雙金屬單包容儲罐(1#、2#儲罐),儲罐設(shè)計(jì)壓力為-0.5/15 kPa,操作壓力5～12 kPa; 2座16×104m3混凝土全包容儲罐(3#、4#儲罐),設(shè)計(jì)壓力為-1/29 kPa,操作壓力為7～25 kPa,遠(yuǎn)期規(guī)劃繼續(xù)建設(shè)3座20×104m3混凝土全包容儲罐(5#、6#、7#儲罐)。該接收站配備2臺處理能力4 171 Nm3/h低溫BOG壓縮機(jī)(1#、2#BOG壓縮機(jī)),設(shè)計(jì)排氣壓力為0.4 MPa;1臺處理能力為9 900 Nm3/h常溫BOG壓縮機(jī)(3#BOG壓縮機(jī)),設(shè)計(jì)排氣壓力0.4/0.8 MPa;2臺處理能力為10 500 Nm3/h低溫BOG壓縮機(jī)(4#、5#BOG壓縮機(jī)),設(shè)計(jì)排氣壓力0.8 MPa。目前,5臺BOG壓縮機(jī)入口壓力均為10 kPa(見圖2)。

圖2 江蘇某接收站BOG流程示意圖

2.3 BOG壓力不均存在的影響

(1)假設(shè)在該操作工況下,如4#儲罐BOG管線閥門故障全開(查閱該閥門數(shù)據(jù)表,該閥門直徑為DN600,設(shè)計(jì)BOG通過量為31 t/h),在較短的時(shí)間內(nèi)4#儲罐的BOG會通過該閥門進(jìn)入接收站BOG系統(tǒng),造成接收站BOG管網(wǎng)整體壓力升高,極易對1#、2#儲罐造成安全隱患。

(2)根據(jù)了解該接收站在卸船工況下1#、2#儲罐的BOG無法滿足返船氣量的要求,所以在卸船工況下需要將3#或4#儲罐的一部分BOG送至BOG 系統(tǒng)以供應(yīng)返船氣,在此工況下就造成1#、2#的儲罐的低壓力(10 kPa)BOG系統(tǒng)和3#、4#儲罐的高壓力(20 kPa)BOG系統(tǒng)不能實(shí)現(xiàn)完全的分割。

(3)目前,該接收站4座儲罐均處于運(yùn)行狀態(tài),各儲罐壓力均控制在操作壓力之內(nèi),假如將3#、4#儲罐的操作壓力由20 kPa降為10 kPa操作,以達(dá)到接收站BOG系統(tǒng)壓力的均衡,則3#、4#儲罐會產(chǎn)生大量的BOG閃蒸氣體,以單臺儲罐最小庫存4 363 t計(jì)算,由操作壓力22 kPa降為11 kPa將產(chǎn)生BOG質(zhì)量為49 t(見表1),如接收站無法處理儲罐壓力下降后產(chǎn)生的BOG閃蒸氣體,將會造成相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)損失;另3#、4#儲罐操作壓力降低各保護(hù)裝置及儲罐設(shè)施將無法發(fā)揮保護(hù)效果,如更換或調(diào)整將會產(chǎn)生一定的安全風(fēng)險(xiǎn)和經(jīng)濟(jì)投入。

表1 儲罐壓力下降后產(chǎn)生的BOG核算

3 BOG壓力不均的優(yōu)化措施

(1)根據(jù)江蘇某接收BOG運(yùn)行情況,現(xiàn)對BOG管網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化分割,將該接收站分割為10 kPa BOG管網(wǎng)和20 kPa BOG管網(wǎng),其中10 kPa BOG管網(wǎng)供應(yīng)廠區(qū)中壓外輸和返船氣,20 kPa BOG管網(wǎng)供應(yīng)LNG氣化裝置高壓外輸,同時(shí)在10 kPa BOG管網(wǎng)和20 kPa BOG管網(wǎng)交匯處設(shè)置緊急切斷閥和壓力聯(lián)鎖,以保證在3#、4#儲罐或遠(yuǎn)期儲罐的BOG控制閥門故障打開時(shí),能夠及時(shí)切斷并保護(hù)10 kPa BOG 管網(wǎng)相連的設(shè)備設(shè)施。

(2)因該接收站受卸船返氣工況影響,所以將1#、2#、3#儲罐同時(shí)分割為10 kPa BOG管網(wǎng)系統(tǒng)中,4#儲罐及遠(yuǎn)期規(guī)劃儲罐分割為20 kPa BOG管網(wǎng)系統(tǒng)中,并在3#儲罐BOG管網(wǎng)末端增加自調(diào)閥組,正常卸船工況下由1#、2#和3#儲罐同時(shí)供應(yīng)返船氣和中壓外輸,在極端情況下10 kPa BOG管網(wǎng)氣量不足時(shí),開啟3#儲罐末端自調(diào)閥組自20 kPa BOG管網(wǎng)補(bǔ)氣至10 kPa BOG管網(wǎng),以保證卸船工況的正常運(yùn)行(見圖3)。

圖3 接收站BOG管網(wǎng)分割示意

4 結(jié)語

由于國內(nèi)大多數(shù)LNG接收站都采用分步實(shí)施的發(fā)展理念,特別是LNG行業(yè)的迅猛發(fā)展使得部分企業(yè)在前期接收站的規(guī)模上進(jìn)行擴(kuò)建,在擴(kuò)建后就會存在儲罐規(guī)模大小不一、設(shè)計(jì)壓力不同,導(dǎo)致BOG管網(wǎng)壓力不均,如果不及時(shí)優(yōu)化,極易存在安全隱患,同時(shí)也會造成相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)損失。以上內(nèi)容重點(diǎn)介紹了江蘇某LNG接收系統(tǒng)的工藝流程及壓力不均存在的影響,通過分析確定了優(yōu)化措施,避免了接收站因BOG壓力不均而產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)損失和安全隱患。