葉芬(中海石油海南天然氣有限公司海南?？?70105)

前言

LNG船氣體試驗(yàn)是指每一艘新造LNG運(yùn)輸船正式投用前，在完成海試后通過(guò)與LNG接收站聯(lián)接，LNG船艙部分裝載一定量的LNG，在設(shè)計(jì)溫度或接近設(shè)計(jì)溫度條件下對(duì)LNG船上設(shè)施進(jìn)行一系列試驗(yàn)，簡(jiǎn)稱“氣試”。氣試目的是為確認(rèn)LNG船的整套貨物系統(tǒng)包括圍護(hù)、絕緣、貨物裝卸設(shè)備以及閥門和處理蒸發(fā)氣(BOG：BOILOFFGAS)設(shè)備的功能、能力和完整性。整個(gè)氣試工作的實(shí)施離不開LNG接收站配合，通常一座常規(guī)LNG接收站在設(shè)計(jì)中一般不考慮向船上返輸裝載LNG的工況，因此要配合實(shí)施氣試工作，在LNG接收站的兼容性、工藝、控制方面都需要進(jìn)行不同程度的改造，同時(shí)對(duì)接收站本身安全運(yùn)行帶來(lái)一定的影響。本文主要介紹海南LNG接收站在研究LNG船反輸功能的基礎(chǔ)上，如何優(yōu)化了工藝流程將LNG船舶“氣試”工作變?yōu)榻邮照镜某Ｒ?guī)操作，進(jìn)一步提高在LNG接收站正常運(yùn)行條件下氣試的安全可靠性和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。

一、LNG船氣試總體要求和控制難點(diǎn)[1]

對(duì)于一艘新建的LNG船而言，靠泊氣試前，LNG船的液貨艙已完成惰化干燥，氣試程序一般包括與接收站通訊及卸料臂連接并進(jìn)行ESD測(cè)試、液貨艙氣體置換、液貨艙冷卻至-130℃、部分裝載一般不超過(guò)裝載艙艙容的10%、與接收站斷開連接、完成船舶本身設(shè)備和性能測(cè)試、如有必要再將液貨艙內(nèi)剩余的LNG卸回接收站LNG儲(chǔ)罐。

基于上述程序要求，接收站要配合完成LNG船氣試工作，必須考慮以下控制難點(diǎn)：

1.如何能將LNG從接收站反輸?shù)絃NG船舶，并能滿足船方流量要求；

2.如何能是接收站在不影響正常生產(chǎn)的前提下接收處理LNG船上的惰性氣體、混合氣體及BOG；

3.如何控制反輸管線操作壓力，以滿足船方氣試要求。

二、常規(guī)接收站配合氣試工藝改動(dòng)和操作風(fēng)險(xiǎn)

基于常規(guī)接收站各自的工藝流程設(shè)計(jì)和設(shè)施配置特點(diǎn)，為了滿足上述氣試要求，解決控制難點(diǎn)，接收站對(duì)原有設(shè)施和系統(tǒng)均需進(jìn)行硬件設(shè)備改造和操作工藝改動(dòng)：

1.接收站碼頭上每條液相卸料臂連接管線上設(shè)置的單向止回閥阻止了LNG返輸至船上，需拆除保溫、吊出/切割止回閥反向安裝，氣試完成后再回復(fù)原狀。風(fēng)險(xiǎn)：在碼頭有限的空間，進(jìn)行熱工動(dòng)火、吊裝、冷作和保溫等作業(yè)，在每次改造前后置換并檢測(cè)合格后才能進(jìn)行或恢復(fù)相關(guān)作業(yè)，作業(yè)難度和危險(xiǎn)性都非常高、且作業(yè)時(shí)間較長(zhǎng)，對(duì)于接收站本身的卸船安排造成一定影響。

2.氣試前，置換后的液貨艙內(nèi)惰性氣體組份一般為N2和CO2，一旦這些惰性氣體進(jìn)入LNG接收站BOG或LNG管路和設(shè)備系統(tǒng)，常壓下CO2若遇低溫(LNG及BOG溫度為-150℃以下)很容易凝固為干冰，極易造成站內(nèi)相關(guān)管線和閥門堵塞，影響接收站正常運(yùn)行和安全生產(chǎn)。為了防止出現(xiàn)干冰堵塞，就要保證船上液貨艙的置換氣體能全部排至接收站火炬，因常規(guī)接收站碼頭氣相回氣管與BOG主管間并未設(shè)計(jì)切斷閥，因此站內(nèi)整個(gè)BOG處理系統(tǒng)需停止運(yùn)行，而LNG儲(chǔ)罐在超壓情況下必須人工開啟位于每座LNG儲(chǔ)罐頂部的大氣排放閥進(jìn)行直接放散降壓。這樣的做法雖可避免干冰形成，但違背了LNG儲(chǔ)罐正常運(yùn)行的安全模式要求，使LNG儲(chǔ)罐運(yùn)行安全受到威脅，并必須在氣試全過(guò)程中安排專人監(jiān)測(cè)LNG儲(chǔ)罐壓力狀況，以免發(fā)生超壓；而且除了在安全上的隱患，冷卻液貨艙時(shí)產(chǎn)生的BOG也只能全部排放至火炬燃燒，無(wú)法實(shí)現(xiàn)回收處理，造成的經(jīng)濟(jì)損失也很大。

3.返輸LNG的壓力和流量控制工藝，根據(jù)設(shè)計(jì)，接收站低壓LNG系統(tǒng)操作壓力可達(dá)10b a r g，而船方希望LNG船管道和卸料臂連接處的操作壓力保持在3至5b a r g，以降低氣試中的泄漏可能性。常規(guī)接收站需要通過(guò)管線緩沖和改變BOG再冷凝器操作壓力泄壓設(shè)定點(diǎn)等方式，以滿足氣試中船方的要求，此改變會(huì)增加操作的難度和風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)接收站的正常生產(chǎn)帶來(lái)一定的影響

然而，有些調(diào)研，根本不利于工作。據(jù)中央電視臺(tái)《焦點(diǎn)訪談》報(bào)道，在江西某市轄區(qū)，2017年7月的22個(gè)工作日中，先后有12名市廳級(jí)干部到區(qū)里調(diào)研。幾點(diǎn)幾分到哪里，參觀什么、聽誰(shuí)介紹、停留多長(zhǎng)時(shí)間，幾點(diǎn)幾分離開，前往下一個(gè)地方，都有完備“腳本”。而有些地方更是像打造旅游路線一樣打造“經(jīng)典調(diào)研線路”，無(wú)論什么調(diào)研主題，領(lǐng)導(dǎo)干部們走的都是同一條線，訪的是同一批對(duì)象，聽的是同一套說(shuō)辭。

三、海南LNG接收站設(shè)計(jì)特點(diǎn)

海南LNG接收站除具備LNG卸料、LNG儲(chǔ)存和LNG氣化輸出常規(guī)功能外，同時(shí)具備反輸裝船功能和LNG船氣試功能：

1.碼頭LNG反輸流程：與每條卸料臂連接管線上的單向閥并聯(lián)設(shè)置20”反輸控制旁通管線，在不需要流程改造的前提下解決了LNG反輸流向控制問(wèn)題；

2.儲(chǔ)罐至碼頭反輸管線：儲(chǔ)存在LNG儲(chǔ)罐的LNG透過(guò)罐內(nèi)泵泵出,泵出的LNG經(jīng)過(guò)26”的低壓總管及26”的返輸管線輸送至46”的卸船總管，流量最大可達(dá)到7500m3/h(但在一期受限于罐內(nèi)泵的外輸能力，流量正常能達(dá)到1650m3/h),足以滿足氣試中的LNG返輸流量要求。從低壓主管運(yùn)行至碼頭的8”循環(huán)管也被利用作為裝船管線，流量最大可達(dá)到123m3/h，在氣體置換和冷卻過(guò)程中可使用8”循環(huán)管，由FV0701控制流量，部分裝載時(shí)可使用26”的返輸旁通管線，流量可通過(guò)碼頭上20”反輸控制旁通管線上的調(diào)節(jié)閥01HV0101控制，操作員應(yīng)可同時(shí)監(jiān)看低壓總管壓力及再冷器的液位;一條液相卸料臂通過(guò)能力為4700m3/h，因此LNG船氣試時(shí)只需接一條卸料臂即可。

3.氣試放空管線：氣相返回管碼頭部分與BOG總管部分增加閥門進(jìn)行隔離，并在碼頭28”氣體返回管線上專門設(shè)置24”LNG船氣試放空管線與BOG總管壓力卸放閥06PV0101下游放空管連接，以實(shí)現(xiàn)接收站運(yùn)行下的BOG系統(tǒng)和碼頭氣試工況下的氣體管線分割成兩個(gè)獨(dú)立的系統(tǒng)分別通向火炬放空管?？纱_保氣試中置換和冷卻前期時(shí)的惰性氣體和混合氣體送至接收站火炬燃燒排放，從源頭上消除了CO2進(jìn)入站內(nèi)BOG處理系統(tǒng)而影響B(tài)OG系統(tǒng)處理及正常輸出；冷卻后期和部分裝載時(shí)，組分和溫度穩(wěn)定后可納入站內(nèi)BOG系統(tǒng)統(tǒng)一處理回收。

圖1：海南LNG接收站裝船和氣試流程

4.BOG處理：在裝船模式下,由于罐內(nèi)泵及返輸管的熱輸入,LNG的熱含值會(huì)上升。因?yàn)長(zhǎng)NG在LNG儲(chǔ)罐的儲(chǔ)罐壓力下處于飽和狀態(tài),此熱含值的增加會(huì)轉(zhuǎn)變成運(yùn)輸船內(nèi)BOG生成的因子(閃沸)。如果運(yùn)輸船艙的壓力足夠高(意思是飽和溫度高于返輸LNG因熱輸入所增加的熱值),LNG閃沸將不會(huì)發(fā)生(卸下的LNG在船艙內(nèi)是過(guò)冷條件)。相反地，如果運(yùn)輸船艙的壓力低于LNG儲(chǔ)罐,LNG閃沸所帶出熱的釋放量是超過(guò)所增加的熱值。通過(guò)船操作壓力不同計(jì)算出BOG產(chǎn)生量，海南LNG接收站BOG壓縮機(jī)和再冷凝器設(shè)計(jì)能力已考慮裝船工況。

圖2：小船的操作壓力達(dá)到35kpa時(shí)，產(chǎn)生的BOG量計(jì)算

圖3：大船的操作壓力達(dá)到15kpa時(shí)，產(chǎn)生的BOG量計(jì)算

5.返輸LNG的壓力和流量控制工藝，根據(jù)設(shè)計(jì)，海南LNG接收站反輸泵操作壓力可達(dá)到11.63~14.35barg，反輸管線和循環(huán)保冷管線操作壓力為3.47~14.35barg，為滿足船方提出的LNG船管道和卸料臂連接處的操作壓力保持在3至5barg的要求，反輸管線壓力可通過(guò)碼頭反輸管線上調(diào)節(jié)閥01HV0101進(jìn)行控制，不需對(duì)再冷凝器壓力進(jìn)行重新設(shè)置，從而保證接收站正常生產(chǎn)。

6.海南LNG接收站火炬能力150t/h，在設(shè)計(jì)時(shí)已考慮9個(gè)儲(chǔ)罐規(guī)模，并且卸26.7萬(wàn)方的大船同時(shí)規(guī)劃的小碼頭裝8萬(wàn)方的小船同時(shí)作業(yè)的工況，能力滿足氣試階段混合氣放空的要求。

結(jié)論

氣試是LNG接收站配合船方進(jìn)行的一項(xiàng)重要工作，對(duì)于LNG接收站而言，確保安全運(yùn)行和正常供氣是實(shí)施氣試工作的前提，一座“標(biāo)準(zhǔn)”LNG接收站要滿足氣試要求，一般可通過(guò)接收站加裝設(shè)備、改造設(shè)施或改動(dòng)工藝等措施解決。海南LNG接收站考慮到“標(biāo)準(zhǔn)”LNG接收站的局限性，在設(shè)計(jì)階段考慮了以下優(yōu)化:

1.在與卸料臂連接管線的單向閥處并聯(lián)設(shè)置反輸旁通管線，避免了氣試階段單向閥反向安裝的操作風(fēng)險(xiǎn)并大大節(jié)約了氣試時(shí)間。

2.在氣相返回管碼頭部分與BOG總管部分增加閥門進(jìn)行隔離，并專門設(shè)置LNG船氣試放空管線進(jìn)行放空，從源頭上消除了CO2進(jìn)入站內(nèi)BOG處理系統(tǒng)的冷凝風(fēng)險(xiǎn)。

3.在碼頭反輸管線上設(shè)置調(diào)節(jié)閥進(jìn)行壓力控制，保證了整個(gè)系統(tǒng)管網(wǎng)的壓力穩(wěn)定，簡(jiǎn)化了操作。

通過(guò)上述相關(guān)設(shè)施和流程的優(yōu)化，使得操作更為簡(jiǎn)單方便，避免了實(shí)施氣試時(shí)對(duì)接收站正常運(yùn)行和安全生產(chǎn)造成風(fēng)險(xiǎn)和影響，并在縮短氣試周期、減少BOG排放方面凸顯出技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。

[1]嚴(yán)藝敏、鐘君兒、李昭新，LNG接收站配合LNG運(yùn)輸船氣體試驗(yàn)技術(shù)研究，[J]液化天然氣，2012(11):74-81.