付海泉 屈 晟 殷先平

（1.中海油粵東液化天然氣有限責任公司，廣東 揭陽 515200；2.中海福建天然氣有限責任公司，福建 莆田 351100）

0 引言

液化天然氣（LNG）是天然氣行業(yè)的重要組成部分，因其清潔、高效和經(jīng)濟的特性，被認為是地球上最干凈的石化能源，逐漸被廣泛應(yīng)用于工業(yè)和居民燃氣等多個領(lǐng)域，對于提升我國經(jīng)濟發(fā)展水平和環(huán)境質(zhì)量具有日趨重要的作用。我國LNG工業(yè)起步較晚但發(fā)展較為迅猛，2003年12月廣東大鵬LNG的開工標志著中國規(guī)?；ㄔO(shè)大型LNG接收站時代的到來，目前已建、在建和規(guī)劃中的大型LNG接收站項目達13個［1］。大型LNG接收站的首船接卸標志著該項目進入試生產(chǎn)階段，因此對整個項目具有里程碑意義。首船的成功接卸涉及生產(chǎn)準備，卸料管線和儲罐BOG置換、預(yù)冷，卸料管線LNG填充，儲罐預(yù)冷和卸料5個步驟。

1 生產(chǎn)準備

國內(nèi)LNG接收站通常在項目核準后成立生產(chǎn)準備部，開始項目投產(chǎn)的生產(chǎn)準備工作，也有部分接收站在公司成立之初就成立了生產(chǎn)準備部介入項目的設(shè)計、施工管理工作，后者的管理模式可使項目建成后大大減少操作不便的癥結(jié)。生產(chǎn)準備包含人員、物資、管理體系、承包商、政府許可、試生產(chǎn)方案和船舶確認7部分。因生產(chǎn)準備涉及內(nèi)容較多，且各接收站存在差異，筆者僅簡要介紹人員取證、政府許可和船舶確認3部分。

1.1 人員取證

根據(jù)國內(nèi)法律法規(guī)要求，相關(guān)行業(yè)的從業(yè)人員只有經(jīng)過培訓(xùn)，并取得國家主管部門頒發(fā)的從業(yè)資格證才允許從事相關(guān)崗位。國內(nèi)LNG接收站在首船抵港前人員需辦理的證件見表1。

1.2 辦理政府許可

大型LNG接收站項目的“政府許可”辦理是指在裝置試車投產(chǎn)前，裝置的安全、環(huán)保、消防及計量的設(shè)施、設(shè)備需滿足國家和地方的要求，以獲得政府相關(guān)部門的證書和作業(yè)許可。政府許可的辦理是確保LNG接收站首船接卸的關(guān)鍵步驟之一。國內(nèi)LNG接收站在首船抵港前需辦理的證件見表2。

1.3 船舶確認

大型LNG接收站首船抵港前，一般需完成《LNG接收站港口信息和接收站手冊》的編制、碼頭盡職調(diào)查和船岸兼容研究工作?！禠NG接收站港口信息和接收站規(guī)則手冊》一般需包括概述、港口信息、港口設(shè)備、貨物操作和HSE 5部分內(nèi)容，主要目的是為了使到港船舶了解接收站對船舶作業(yè)的規(guī)定、要求和作業(yè)程序，確保船舶在港期間的安全作業(yè)和溝通順暢。

表1 人員取證列表

表2 政府許可列表

表2 政府許可列表（續(xù)）

2 首船調(diào)試

2.1 作業(yè)流程概述

一般情況下，LNG船舶根據(jù)接收站的要求提前抵達錨地，根據(jù)國家法律規(guī)定，外輪靠泊應(yīng)由引航站引航靠泊，在LNG船舶進港過程中，需根據(jù)船舶模擬操縱試驗的要求提供相應(yīng)數(shù)量和馬力的拖輪協(xié)助LNG船舶進港、靠泊作業(yè)，以確保LNG船舶靠泊法向速度應(yīng)小于10 cm／s，靠泊角度應(yīng)小于5°［2］。根據(jù)《SIGTTO LNG Operations in Port Areas》的規(guī)定，LNG船舶在進港、靠泊操縱過程中需確保LNG船舶前2 778 m、后926 m沒有其他船舶的“移動安全區(qū)”，國內(nèi)一般由屬地海事局派遣相應(yīng)數(shù)量的海事巡邏艇進行協(xié)助。LNG船靠泊后，需經(jīng)放置登船梯、安全檢查、卸料臂的連接及氣密性檢查，卸前計量、卸料系統(tǒng)和儲罐的BOG置換、預(yù)冷、卸料管線LNG填充、儲罐預(yù)冷等一序列操作，具體流程見圖1。

圖1 LNG接收站首船接卸流程示意圖

2.2 卸料管線和儲罐BOG置換、預(yù)冷

船舶抵港前卸料管線和儲罐均應(yīng)處于氮封狀態(tài)，其中卸料管線露點＜-40℃，內(nèi)罐露點＜-20℃且O2%＜9%。GB／T-26978.5-2011《現(xiàn)場組裝立式圓筒平底鋼質(zhì)液化天然氣儲罐的設(shè)計與建造第5部分：試驗、干燥、吹掃及冷卻》規(guī)定：由于使用氮氣等惰性氣體，可能會導(dǎo)致冷卻過程中鋼材出現(xiàn)低于設(shè)計溫度的過冷現(xiàn)象，例如LNG儲罐達到-180℃，因此強烈推薦在冷卻前采用儲存介質(zhì)熱蒸氣置換氮氣，防止可能出現(xiàn)的過冷現(xiàn)象。同時由于國內(nèi)大型LNG接收站卸料管線尺寸基本都大于965.2 mm，若直接引進LNG將導(dǎo)致管線底部溫度過低，造成管道彎曲變形進而損壞管道。為保證卸料管線預(yù)冷的均勻進行和儲罐預(yù)冷的安全進行，首先利用BOG對其進行置換和預(yù)冷，由于耗量較大，船艙自然蒸發(fā)的BOG無法滿足作業(yè)要求，因此一般要求船方啟動一臺掃艙泵將LNG輸送至LNG汽化器進行強制氣化。由于船方的正常流程為汽化器出口與BOG管連接，通過氣相返回臂進入接收站，無法對卸料管線進行置換和預(yù)冷，因此需對流程進行改造。

為實現(xiàn)利用BOG對卸料管線和儲罐進行置換和預(yù)冷而進行的流程改造，一般有以下兩種方法。①由接收站進行流程改造，通過跨接管將碼頭氣相管線與液相管進行連接，船方供應(yīng)的BOG通過氣相臂經(jīng)跨接管進入卸料管線和儲罐。②由船方進行流程改造，在LNG船的LNG汽化器出口管線和LNG卸料管線之間連接一根跨接管，將LNG汽化后通過其中一個液相臂（以UA-0101C為例）進入卸料管線和儲罐。雖然兩種方法均可實現(xiàn)，但由于國內(nèi)LNG接收站基本均未設(shè)置吊裝設(shè)備，若進行該項作業(yè)需租賃大型吊車，且LNG接收站作業(yè)人員屬于首次作業(yè)，經(jīng)驗較為欠缺。因此若由接收站進行流程改造存在施工難度大，作業(yè)時間長且費用高的問題，不利于后續(xù)作業(yè)的開展。而船方已設(shè)有吊裝設(shè)備，且作業(yè)人員經(jīng)驗豐富，可縮短作業(yè)時間，因此一般由船方進行流程改造。

在BOG置換和預(yù)冷期間，根據(jù)要求調(diào)節(jié)LNG汽化器進口閥和旁路閥以控制BOG流量和溫度。卸料管線預(yù)冷溫降速率控制要求一般為-10℃／h，管道頂部和底部溫差低于50℃，卸料管線溫度達到-120℃時BOG預(yù)冷結(jié)束。國內(nèi)某接收站卸料管線為1 016 mm，長度為450 m，BOG將卸料管線冷卻至-120℃（棧橋管線溫度已達到-140℃）耗時30.2 h，LNG耗量734 m3，平均預(yù)冷速率為5℃／h，最大預(yù)冷速率為8.2℃／h，船方供應(yīng)BOG量為12 000～13 000 kg／h，溫度為-20～-149℃。

2.3 卸料管線LNG填充

當卸料管線BOG預(yù)冷結(jié)束后，停止供應(yīng)BOG，可進行卸料管線LNG填充。針對BOG置換、預(yù)冷期間LNG汽化器出口與LNG管道相連的情況，目前有兩種較為普遍的做法：① 由船方拆除LNG汽化器出口與液相管間的跨接管，然后利用LNG掃艙泵對卸料管線進行LNG填充。這是目前大部分LNG接收站首船接卸所采取的做法。② 將LNG汽化器通過閥門隔離后直接進行LNG填充，而不需拆除LNG汽化器出口與液相管線的跨接管。目前僅國外部分接收站開始嘗試這種方法。

據(jù)目前投產(chǎn)接收站的經(jīng)驗，拆除LNG汽化器出口與液相管間的跨接管一般需持續(xù)4～6 h。在這過程中由于管線漏熱的影響導(dǎo)致卸料臂和卸料管線溫度上升，因此在開始LNG填充時需首先利用小流量LNG對卸料臂和卸料管線進行重新冷卻。但由于小流量LNG進入卸料管線后，管線底部溫度急劇下降，而頂部溫度基本不變，容易導(dǎo)致管線溫差超過50℃，影響作業(yè)安全。由于船方利用閥門隔離LNG汽化器的時間較短，卸料臂和卸料管線的溫度基本維持不變，此時對卸料管線進行LNG填充，易于控制管線頂部和底部溫差，有利于管線的安全運行，同時可縮短作業(yè)時間。但由于BP、殼牌等船舶管理公司的管理理念和標準不一樣，部分船舶不允許利用閥門對LNG汽化器進行隔離，因此在船舶確認階段需與船方充分溝通以確認是否拆除跨接管。

2.4 儲罐預(yù)冷及填充

卸料管線LNG填充完成后，通過儲罐預(yù)冷管線調(diào)節(jié)閥控制儲罐預(yù)冷速率，GB／T-26978.5-2011規(guī)定儲罐預(yù)冷速率應(yīng)控制在3～5℃／h范圍內(nèi)，罐壁或罐底上任意兩個相鄰熱電偶之間的最大溫差為30℃，儲罐底部所有溫度點達到-145℃時儲罐預(yù)冷結(jié)束。儲罐預(yù)冷時一般要求預(yù)冷管線壓力維持在0.2～0.4 MPa范圍內(nèi)，以確保LNG經(jīng)過噴嘴后以霧化形狀進入儲罐，同時可避免LNG液滴直接滴落造成儲罐底部局部溫度過低的現(xiàn)象。儲罐預(yù)冷結(jié)束后，繼續(xù)利用預(yù)冷管線對儲罐進行填充，直至液位達到50 mm，然后利用小流量的卸料至2.5 m，以對儲罐進一步深冷。當儲罐液位達到2.5 m后可逐步增大卸料速率。

國內(nèi)某接收站儲罐平均預(yù)冷速率為3.46℃／h，耗時50.3 h，LNG耗量2 130 m3。儲罐預(yù)冷完成后繼續(xù)利用預(yù)冷管線對儲罐進行LNG填充至50 mm，然后通過儲罐進料管線以400 m3／h的速率卸料至0.5 m，并以1 200 m3／h的速率卸料至2.5 m。

3 注意事項

3.1 管道位移

根據(jù)熱脹冷縮的原理，管道在遇冷狀態(tài)下會發(fā)生收縮，如果溫降速率過快會加速管道的收縮變形，進而發(fā)生位移。在LNG溫度條件下，不銹鋼的收縮率約為千分之三［3］。國內(nèi)某接收站卸料管線為965.2 mm，首船預(yù)冷期間LNG流向方向最大位移為175 mm，橫向最大位移為133 mm；而某接收站卸料管線為1 016 mm，首船預(yù)冷期間LNG流向方向最大位移為228 mm，橫向最大位移為200 mm。如果管道位移過大容易損壞管道，進而影響作業(yè)安全。為了減小預(yù)冷過快對管道帶來的沖擊，主要通過減小卸料流量以降低溫降速率來減緩管道的碰撞，即嚴格要求管道溫降低于-10℃／h，且頂部和底部溫差低于50℃；針對管道預(yù)冷收縮的情況，通常可采用金屬波紋管（即膨脹節(jié)）、管環(huán)式補償，以及膨脹率小的管道材料等方法解決，目前國內(nèi)LNG項目多數(shù)采用膨脹節(jié)的方式進行管道補償，并在彎管處設(shè)置固定、移動或單向管墩的方法來減小或避免管道朝單側(cè)大幅度移動的危險。同時為了實時監(jiān)測預(yù)冷期間管道位移情況，LNG接收站需提前做好管道位移標志。

3.2 儲罐噴嘴

LNG儲罐雖然是LNG儲存系統(tǒng)的一臺單元設(shè)備，但建造費用卻占LNG接收站工程費用的40%，因此盡管儲罐是個靜設(shè)備，但在LNG接收站中屬于核心設(shè)備。儲罐預(yù)冷是LNG接收站首船接卸的重點，也是難點。預(yù)冷一般通過儲罐頂部的噴嘴來實現(xiàn)，因此其設(shè)計、選型直接決定了儲罐的預(yù)冷效果。該接收站的預(yù)冷效果非常好，主要得益于該接收站儲罐預(yù)冷噴嘴設(shè)計和選型較為合理。該接收站選用Axial Flow Full Cone Nozzles型噴嘴，并將噴嘴連接到儲罐頂部的環(huán)形管道上，安裝了24個噴頭且噴頭與管道呈45°分布，預(yù)冷期間只需將LNG壓力控制在噴嘴的工作壓力范圍內(nèi)，LNG即可通過噴嘴以霧狀形式噴射到罐內(nèi)，同時根據(jù)儲罐溫降速率調(diào)節(jié)LNG流量以確保預(yù)冷均勻進行［4］。

3.3 船岸通訊系統(tǒng)模式切換

目前國內(nèi)LNG接收站的船岸通訊系統(tǒng)主要包括光纖和電纜兩種模式，部分接收站還設(shè)有氣動模式。船岸通訊主要是在出現(xiàn)緊急情況時用于船岸ESD信號的傳輸，也可用于船岸通訊。國外接收站認為光纖傳輸不穩(wěn)定，且由于光纖頭為銅芯遇海水易形成銅銹，因此一般以電纜作為主要通訊模式。國內(nèi)接收站則認為電纜存在危險，且操作不便，因此一般以光纖為主要通訊模式。無論采取何種模式，首船抵港作業(yè)時均要求對另外一種模式進行測試，因此涉及到船岸通訊的切換，如果操作不當易引起ESD導(dǎo)致船岸作業(yè)停止。因此在進行“光纖”和“電纜”模式切換時，一定要在控制面板上將“Inhibit”按鈕投用，并結(jié)合不同接收站的設(shè)計，檢查是否需在DCS系統(tǒng)上屏蔽部分信號，以免引起ESD。同時在進行模式切換時需加強船岸溝通，以免由于單方面的切換導(dǎo)致對方觸發(fā)ESD。

4 結(jié)束語

根據(jù)國家和行業(yè)規(guī)范并結(jié)合實例，對典型大型LNG接收站首船接卸過程中的生產(chǎn)準備，卸料管線BOG置換、預(yù)冷，卸料管線LNG填充，儲罐預(yù)冷和填充等4部分進行了論述，同時討論了實際操作過程中存在的問題，并提出了相應(yīng)的解決措施，為國內(nèi)LNG接收站首船接卸提供了參考。由于各個接收站采用的設(shè)計標準和所處區(qū)域不同，因此在實際操作過程中存在差異，各接收站在準備過程中應(yīng)認真按照標準和規(guī)范要求，同時準備好相應(yīng)的應(yīng)急預(yù)案，以確保首船作業(yè)的安全。

［1］徐博.2020年前中國多氣源供應(yīng)格局展望［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：1.

［2］刑云，劉淼兒.中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀及前景分析［J］. 天然氣工業(yè)，2009，29（1）：120.

［3］顧安忠.液化天然氣技術(shù)［M］.北京：機械工業(yè)出版社，2003.

［4］黃群，夏芳.LNG儲罐國產(chǎn)化的可行性［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（7）：80.