上海液化天然氣有限責(zé)任公司 季 新

將天然氣在常壓下冷卻至－162 ℃，低于沸點(diǎn)后形成液化天然氣LNG，方便長(zhǎng)距離跨海運(yùn)輸和儲(chǔ)存。上海LNG接收站從2018年開(kāi)始進(jìn)行儲(chǔ)罐擴(kuò)建工程項(xiàng)目施工，以進(jìn)一步提高調(diào)峰和應(yīng)急保障能力，加強(qiáng)天然氣的安全穩(wěn)定供應(yīng)。該項(xiàng)目包括新增儲(chǔ)罐 2座、中間流體氣化器 IFV(包括冷能發(fā)電 1臺(tái)) 4臺(tái)、高壓泵4臺(tái)、浸沒(méi)燃燒式氣化器SCV 1臺(tái)以及BOG蒸發(fā)氣體壓縮機(jī)1臺(tái)。設(shè)備投產(chǎn)為氣化設(shè)施部分，主要分為7個(gè)階段，其中第3階段的工作內(nèi)容為高壓(高壓泵出口至 IFV和 SCV入口段)LNG總管和高壓排放總管的降溫進(jìn)液，升壓建立高壓保冷循環(huán)。

1 LNG管線預(yù)冷工作的必要性

LNG接收站在對(duì)管道注入低溫液體前，要先進(jìn)行充分的冷卻，即管道預(yù)冷。目前國(guó)內(nèi)接收站所使用的 LNG管材為奧氏體不銹鋼，具有優(yōu)異的低溫性能。在 LNG工作環(huán)境下，不銹鋼管材收縮率約為千分之三(100 m管線約收縮300 mm)[1]。盡管在設(shè)計(jì)施工時(shí)，已經(jīng)考慮到補(bǔ)償收縮(通過(guò)在固定支架之間設(shè)置膨脹彎的形式來(lái)減緩管線受到的冷應(yīng)力沖擊)，但在降溫速度過(guò)快時(shí)，管道上下表面溫差較大，可能發(fā)生熱拱效應(yīng)，造成局部應(yīng)力超標(biāo)，引起管線法蘭、焊縫等連接部位損壞破裂，造成泄漏事故。因而在低溫管線和設(shè)備引入 LNG前，應(yīng)進(jìn)行充分的降溫預(yù)冷。

2 管線預(yù)冷工藝流程

2.1 預(yù)冷前準(zhǔn)備

管線預(yù)冷前的準(zhǔn)備工作主要檢查下列關(guān)鍵點(diǎn)應(yīng)達(dá)到要求：高壓LNG管線的閥門儀表正常投用；工藝系統(tǒng)處于隔離狀態(tài)；儀表空氣與火炬系統(tǒng)正常投用；臨時(shí)氣化器和試車臨時(shí)管線安裝試壓完成；管線氮?dú)庵脫Q合格，露點(diǎn)低于－40 ℃，氧含量低于1%，管道處于微正壓保護(hù)狀態(tài)；一期BOG壓縮機(jī)2臺(tái)運(yùn)行正常；擴(kuò)建部分DCS系統(tǒng)投用正常；擴(kuò)建部分消防設(shè)施投用正常；外輸系統(tǒng)的 ESD和FGS系統(tǒng)投用正常；高壓LNG管線閥門設(shè)定正常。

2.2 設(shè)備、設(shè)施及材料準(zhǔn)備

高壓 LNG管線預(yù)冷前需準(zhǔn)備的設(shè)備、設(shè)施及材料有：臨時(shí)氣化器3臺(tái)，工作壓力為2 MPa，接口為50 mm對(duì)焊法蘭，氣化能力分別為1 000 m3/h、600 m3/h、300 m3/h；便攜式表皮溫度計(jì)顯示器2個(gè)；便攜式水露點(diǎn)檢測(cè)儀2臺(tái)；含氧量檢測(cè)儀2臺(tái)；袖珍型氣體報(bào)警器30個(gè)；高濃度甲烷探測(cè)儀2臺(tái)；防爆F(xiàn)扳、防爆管子鉗等維修工具2套；低溫防護(hù)服2套；便攜式可燃?xì)怏w檢測(cè)儀2臺(tái)；便攜式氧氣檢測(cè)報(bào)警儀2臺(tái)；防爆手電筒3個(gè)；防爆對(duì)講機(jī)8臺(tái)；塑料噴霧壺4個(gè)；安全帽、防凍手套、防護(hù)眼鏡若干。

2.3 預(yù)冷方式選擇

根據(jù)冷能來(lái)源不同，預(yù)冷方式分為通過(guò) LNG船冷卻、通過(guò)原有儲(chǔ)罐和設(shè)施冷卻和通過(guò)外接臨時(shí)氣化器冷卻[1]。其中LNG船作為冷能提供的載體，通常適用于接收站最初投產(chǎn)試車階段，在預(yù)冷過(guò)程中LNG船需長(zhǎng)期靠泊碼頭，會(huì)對(duì)生產(chǎn)造成影響。

上海LNG接收站已有3座16萬(wàn)m3儲(chǔ)罐正式投產(chǎn)使用，冷能來(lái)源充足；該接收站一期設(shè)計(jì)建造時(shí)，在高壓LNG管線接口處預(yù)留25 mm導(dǎo)淋閥。該導(dǎo)淋閥管徑小，因而注入 BOG時(shí)需要更高氣體壓力，以保證注入足量預(yù)冷量。在此前提下，使用臨時(shí)氣化器可以產(chǎn)生更高BOG壓力以滿足小管徑、大流量的使用要求。綜合考慮上述兩個(gè)因素，上海LNG接收站選擇通過(guò)外接臨時(shí)氣化器的方式進(jìn)行冷卻。

2.4 預(yù)冷工藝流程

上海LNG接收站本次預(yù)冷的高壓LNG管線為擴(kuò)建新增高壓泵出口總管，起始點(diǎn)是一期高壓泵出口總管預(yù)留處的聯(lián)通閥，終點(diǎn)為擴(kuò)建 SCV外側(cè)的界外管廊。該段管線長(zhǎng)340 m，管徑500 mm，管線容積約70 m3。預(yù)冷流程見(jiàn)圖1。

圖1 上海LNG接收站高壓LNG管線預(yù)冷流程

(1)此次 LNG接收站高壓LNG管線預(yù)冷過(guò)程中，運(yùn)行與試車并行，通過(guò)引入一期低壓LNG，用1 000 m3/h臨時(shí)氣化器氣化成BOG，在高壓LNG管線的源頭V-10 2046/2048處注入，作為主力預(yù)冷氣源。

(2)在中部冷能發(fā)電的預(yù)留口 ESDV24 1001、V24 1006處用600 m3/h的臨時(shí)氣化器，在高壓LNG管線的中部注入BOG作為中部補(bǔ)充接力預(yù)冷氣源，增加注入點(diǎn)起到中間接力的作用。

(3)在高壓 LNG管線末端的 SCV支管處，用300 m3/h的臨時(shí)氣化器，對(duì)SCV進(jìn)口約60 m的支管注入BOG，一方面對(duì)支管預(yù)冷降溫，防止形成盲區(qū)，另一方面幫助末端管線內(nèi)的BOG形成湍流。

(4)在界外管廊20 m3/h高壓LNG管線末端V10 2061/2000處，安裝500 mm×200 mm異徑短管，聯(lián)通BOG總管，將換熱升溫后的BOG排放進(jìn)BOG系統(tǒng)，起到增加BOG排放量的作用，有利于提高管線的降溫速度。

在預(yù)冷流程中共有3個(gè)BOG注入點(diǎn)和1個(gè)大的排放點(diǎn)。該方法稱為多點(diǎn)注入、集中排放法，旨在提高 BOG的流速，使氣體在管線內(nèi)加強(qiáng)流動(dòng)以形成湍流，減少管線上下部的溫差以均勻降溫。

在預(yù)冷過(guò)程中，需嚴(yán)格控制 BOG的注入溫度和流量，控制降溫過(guò)程中應(yīng)連續(xù)檢測(cè)溫度變化，控制降溫速度在5～8 K/h，管線上下2個(gè)測(cè)溫點(diǎn)的溫差小于50 K，并同時(shí)檢測(cè)管線管托支架位移量。

3 疑難問(wèn)題及解決方案

此次上海 LNG接收站儲(chǔ)罐擴(kuò)建工程氣化設(shè)施投產(chǎn)試車期間，原一期工藝裝置仍需保持穩(wěn)定運(yùn)行，因而在投產(chǎn)試車階段，不光要解決擴(kuò)建工程氣化設(shè)施投產(chǎn)試車過(guò)程中遇到的問(wèn)題，還需避免投產(chǎn)試車對(duì)原有裝置穩(wěn)定運(yùn)行造成沖擊。

3.1 預(yù)冷試車現(xiàn)場(chǎng)存在的問(wèn)題

3.1.1 臨時(shí)氣化器出口溫度偏差

預(yù)冷初期，由于 LNG氣化量少，臨時(shí)氣化器出口BOG溫度相對(duì)較高，在0 ℃降到－50 ℃時(shí)，臨時(shí)氣化器出口溫度與高壓 LNG管線進(jìn)口溫度較接近，相對(duì)控制方便，降溫幅度均勻。隨著管線溫度進(jìn)一步下降，臨時(shí)氣化器出口溫度降到－80 ℃以下，需要微微開(kāi)啟臨時(shí)氣化器旁路，注入微量LNG輔助降溫，此時(shí)臨時(shí)氣化器出口溫度和高壓LNG管線進(jìn)口溫度會(huì)出現(xiàn)偏差，臨時(shí)氣化器出口溫度始終在－85～－90 ℃之間，即使旁路開(kāi)大溫度也不降，高壓 LNG管線的測(cè)點(diǎn)卻顯示為－100 ℃。這也意味著臨時(shí)氣化器出口溫度計(jì)已不能顯示BOG的實(shí)際溫度，造成對(duì)高壓LNG管線溫度控制困難。

分析臨時(shí)氣化器出口溫度偏差原因及對(duì)應(yīng)解決方法：

(1)預(yù)冷用的氣化器和金屬軟管都是臨時(shí)管線，在現(xiàn)場(chǎng)安裝后，氣化器出口的溫度計(jì)處管線沒(méi)有做保溫，裸露的管線跟環(huán)境溫度存在熱交換現(xiàn)象。該問(wèn)題的解決方法是在溫度計(jì)處管線包裹臨時(shí)保溫，避免出現(xiàn)二次熱交換現(xiàn)象，臨時(shí)氣化器出口溫度出現(xiàn)下降，穩(wěn)定在－105℃左右，偏差減小。

(2)臨時(shí)氣化器出口溫度計(jì)安裝在氣化器出口和旁路的三通旁，距離三通太近，管線沒(méi)有足夠的長(zhǎng)度使氣液混合均勻。當(dāng)氣化器旁路微開(kāi)時(shí)，少量的LNG和BOG還沒(méi)混合均勻，而且BOG的流量較大，溫度計(jì)檢測(cè)到的是BOG溫度，因此無(wú)論旁路 LNG的量怎樣增加，顯示的出口溫度始終在－108℃，沒(méi)有再下降。該問(wèn)題的解決方法是在管線預(yù)冷時(shí)，臨時(shí)氣化器出口安裝氣液混合器，使氣液混合均勻。這樣溫度控制靈敏，還能避免過(guò)量液體進(jìn)入管線而引起溫差擴(kuò)大。

3.1.2 管線中部降溫困難問(wèn)題

如圖2所示的高壓泵出口總管預(yù)冷曲線，2個(gè)溫度測(cè)點(diǎn)均位于整根管線的中間位置，其中TE10-1033在管線的頂部，TE10-1034在管線的底部。在大口徑管線預(yù)冷中，由于流速減緩、管線阻力影響，BOG會(huì)在管線內(nèi)部分層，管線管徑越大越容易分層，低溫氣體在底部流動(dòng)，上部不流動(dòng)，造成管線上下溫差擴(kuò)大。在高壓LNG管線注入BOG降溫30 h后，曲線下降趨勢(shì)變緩，降溫速度開(kāi)始減慢；在TI10 1034降到－80℃后，降溫曲線走平，降溫36 h后，該測(cè)溫點(diǎn)上下二個(gè)溫度測(cè)點(diǎn)的溫差開(kāi)始變大，從22 K增大到38 K。

圖2 高壓泵出口總管預(yù)冷曲線

分析降溫困難原因及對(duì)應(yīng)解決方法：

(1)高壓LNG管線源頭的1 000 m3/h氣化器出口壓力保持0.15 MPa，氣化量穩(wěn)定，BOG能帶走管線前部的熱量，但到中部時(shí)動(dòng)力不足，BOG氣體流速減慢，成層流狀態(tài)，氣體出現(xiàn)上下分層。相對(duì)溫度低的BOG在管線底部流動(dòng)，溫度高的BOG在管線頂部積聚，受熱膨脹后，流速更慢。解決方法是適當(dāng)提高源頭氣化器出口壓力至0.18～0.2 MPa，以增加 BOG流速，擾動(dòng)氣流層，但對(duì)中后部氣流擾動(dòng)不明顯。

(2)高壓LNG管線中部，冷能發(fā)電IFV預(yù)留管線處的600 m3/h氣化器在TE10 1033/34為－50 ℃時(shí)投用，雖說(shuō)其投用注入 BOG時(shí)間比較早，但實(shí)際氣化量較小、流速低，對(duì)中后部的氣流擾動(dòng)效果差。解決方法是增加其氣化量，并提高氣化器出口壓力到0.15 MPa左右，增加中部BOG流速，使BOG在管線中部形成湍流，加強(qiáng)換熱效果，減小管線溫差，提高降溫速度。

3.1.3 高壓LNG管線升壓

擴(kuò)建的高壓 LNG管線與一期的原有管線之間有2個(gè)500 mm聯(lián)通球閥在管線預(yù)冷時(shí)起關(guān)閉隔斷作用。在擴(kuò)建的高壓 LNG管線預(yù)冷結(jié)束并升壓至12 MPa后，再開(kāi)啟球閥起到聯(lián)通作用。

由于設(shè)計(jì)時(shí)沒(méi)有預(yù)留旁路管線，這2個(gè)聯(lián)通球閥開(kāi)啟聯(lián)通時(shí)因口徑大、管線壓力高，控制困難，很容易造成升壓速度過(guò)快、管線應(yīng)力受損的現(xiàn)象。

為了能夠平穩(wěn)控制升壓速度，確保管線安全，在現(xiàn)場(chǎng)預(yù)制了臨時(shí)管線連接一期和擴(kuò)建高壓 LNG管線的導(dǎo)淋閥，用來(lái)控制升壓時(shí)的速度。導(dǎo)淋閥口徑為25 mm，可以通過(guò)調(diào)節(jié)其閥口的開(kāi)度來(lái)控制升壓速度，相對(duì)控制壓力的精確度較高。由于高壓LNG管線壓力高，對(duì)臨時(shí)升壓管線的要求包括材質(zhì)、焊接到探傷檢測(cè)等，都按高等級(jí)壓力管線的標(biāo)準(zhǔn)加工，以確保升壓時(shí)管線安全。

國(guó)內(nèi)正在建設(shè)的接收站若將來(lái)有擴(kuò)建需求，宜在末端閥門處預(yù)留旁路管線，對(duì)今后的置換、預(yù)冷、升壓等可以起到很大的作用。

3.1.4 ESDV閥和球閥的卡澀問(wèn)題

在高壓 LNG管線水壓試驗(yàn)結(jié)束后，先用空氣置換排水，再用氮?dú)飧稍?，露點(diǎn)在－40℃以下后才可進(jìn)行管線預(yù)冷。盡管采取了排水和干燥措施，但還是會(huì)有殘留水分。在管線預(yù)冷過(guò)程中，溫度每降20 K，管線上所有手動(dòng)閥均需開(kāi)關(guān)操作一遍，可能發(fā)現(xiàn)口徑較小的如25 mm球閥有卡澀、開(kāi)關(guān)困難等問(wèn)題。尤其當(dāng)準(zhǔn)備預(yù)冷IFV和SCV時(shí)，可能出現(xiàn)進(jìn)口ESDV閥卡澀、無(wú)法動(dòng)作、閥門開(kāi)關(guān)時(shí)間很長(zhǎng)等問(wèn)題，甚至?xí)r間最長(zhǎng)的ESDV閥關(guān)了20 min才關(guān)閉，以至于嚴(yán)重影響了后續(xù)設(shè)備調(diào)試工作的進(jìn)度。

在低溫下對(duì)所有IFV和SCV進(jìn)口ESDV閥開(kāi)關(guān)測(cè)試，都有不同程度的卡澀、動(dòng)作緩慢現(xiàn)象；當(dāng)排凈LNG、ESDV閥溫度回升后再進(jìn)行測(cè)試，此時(shí)開(kāi)關(guān)均正常。初步判斷為閥體內(nèi)部水分沒(méi)有排盡，由于閥門都采用焊接式，無(wú)法在底部排水，造成底座有積水現(xiàn)象，常溫下液態(tài)水無(wú)法排盡。該問(wèn)題的解決方法是在ESDV閥體外部制作臨時(shí)暖箱，使用暖風(fēng)機(jī)，將ESDV閥加熱到80℃左右，使閥體內(nèi)水分蒸發(fā)成水蒸氣，再用氮?dú)鈱?duì)ESDV閥內(nèi)部進(jìn)行多次間隙式升壓排水。當(dāng)檢測(cè)露點(diǎn)在－60℃以下，再次預(yù)冷ESDV閥，此時(shí)冷態(tài)開(kāi)關(guān)正常，無(wú)卡澀現(xiàn)象。吸取這次的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，對(duì)接收站內(nèi)無(wú)法在低點(diǎn)排水的管線閥門，可采取間隙式升降壓和加熱相結(jié)合的方式排除積水，并用檢測(cè)露點(diǎn)的方式來(lái)判斷排水的效果。

3.2 原有設(shè)施生產(chǎn)運(yùn)行的影響

預(yù)冷過(guò)程中吸收熱量的 BOG會(huì)排入一期的儲(chǔ)罐BOG系統(tǒng)，并通過(guò)BOG壓縮機(jī)壓縮后進(jìn)再冷凝器液化。一方面回收部分BOG可降低預(yù)冷成本，另一方面減少火炬燃燒量，減少大氣環(huán)境污染和CO2排放量。在實(shí)際預(yù)冷過(guò)程中，吸熱的 BOG進(jìn)入系統(tǒng)時(shí)，會(huì)引起儲(chǔ)罐壓力升高較快，尤其 BOG壓縮機(jī)加載運(yùn)行后，進(jìn)口過(guò)濾網(wǎng)壓差很快會(huì)上升到報(bào)警值。即使切換壓縮機(jī)運(yùn)行，壓差仍然上升很快，只能停止運(yùn)行BOG壓縮機(jī)。分析原因如下：

(1) 3臺(tái)臨時(shí)氣化器滿負(fù)荷的氣化量共為1 900 m3/h，當(dāng)這些已吸收管線熱量的BOG進(jìn)入儲(chǔ)罐后，由于溫差效應(yīng)，儲(chǔ)罐內(nèi)的 LNG吸收熱量后也會(huì)蒸發(fā)出部分BOG，從而使罐內(nèi)BOG總蒸發(fā)量增加，造成儲(chǔ)罐壓力的上升，不利于原有設(shè)施的正常運(yùn)行。目前，只能通過(guò)BOG放火炬來(lái)控制儲(chǔ)罐壓力。

(2)在高壓LNG管線預(yù)冷時(shí)，一期的氣化外輸生產(chǎn)保持正常運(yùn)行，即外輸和預(yù)冷工作同時(shí)進(jìn)行。預(yù)冷的LNG來(lái)自一期3號(hào)儲(chǔ)罐，由罐內(nèi)泵從儲(chǔ)罐底部抽出來(lái)，乙烷和丙烷的相對(duì)組分較高。這部分乙烷和丙烷氣化后一起進(jìn)入儲(chǔ)罐 BOG系統(tǒng)，此時(shí)BOG壓縮機(jī)入口溫度在－110℃左右，乙烷和丙烷在低溫下冷凝成液體，并吸附在 BOG壓縮機(jī)過(guò)濾網(wǎng)上，形成液膜，堵塞過(guò)濾網(wǎng)，造成濾網(wǎng)壓差升高，BOG壓縮機(jī)不能正常運(yùn)行，只能停機(jī)。該問(wèn)題的解決方法是在有條件的情況下，提前購(gòu)買甲烷含量為99.99%的LNG存入儲(chǔ)罐，這樣減少BOG壓縮機(jī)進(jìn)口過(guò)濾器堵塞的現(xiàn)象，而且 BOG能大量再冷凝回收；也可以使用移動(dòng)式天然氣液化裝置，對(duì)管線預(yù)冷中產(chǎn)生的BOG單獨(dú)進(jìn)行回收及液化。

4 結(jié)語(yǔ)

綜合上述，對(duì)接收站高壓管線預(yù)冷，需設(shè)計(jì)適合 LNG管線初期預(yù)冷專用的氣化預(yù)冷設(shè)備，以滿足接收站的預(yù)冷需求；對(duì)于管徑大、管線長(zhǎng)的LNG管道，應(yīng)采用多點(diǎn)注入、集中排放法預(yù)冷。在設(shè)計(jì)時(shí)能夠根據(jù)管線長(zhǎng)度，均勻預(yù)冷較大管徑的注入點(diǎn)和排放點(diǎn)，更好控制溫度和位移量；對(duì)于管徑大、壓力高的管線，設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)考慮預(yù)留旁路或短接等，以保障試車升壓并網(wǎng)時(shí)運(yùn)行安全；LNG管線、閥門、設(shè)備試壓吹掃時(shí)，要清理干凈鐵屑雜質(zhì)，防止損壞閥門的密封面；水壓試驗(yàn)后要排盡積水，對(duì)接收站內(nèi)無(wú)法在低點(diǎn)排水的管線閥門，可采取間隙式升降壓和加熱相結(jié)合的方式排盡積水，用檢測(cè)露點(diǎn)的方式判斷排水的效果；在高壓 LNG管線預(yù)冷時(shí)，可以使用移動(dòng)式天然氣液化裝置，以便在接收站管線和儲(chǔ)罐預(yù)冷時(shí)進(jìn)行回收BOG再液化。預(yù)冷時(shí)，可以有計(jì)劃地購(gòu)買甲烷含量為 99.99%的 LNG，以減少BOG壓縮機(jī)進(jìn)口過(guò)濾器的堵塞。