上海液化天然氣有限責任公司 季 新

將天然氣在常壓下冷卻至－162 ℃，低于沸點后形成液化天然氣LNG，方便長距離跨海運輸和儲存。上海LNG接收站從2018年開始進行儲罐擴建工程項目施工，以進一步提高調(diào)峰和應急保障能力，加強天然氣的安全穩(wěn)定供應。該項目包括新增儲罐 2座、中間流體氣化器 IFV(包括冷能發(fā)電 1臺) 4臺、高壓泵4臺、浸沒燃燒式氣化器SCV 1臺以及BOG蒸發(fā)氣體壓縮機1臺。設(shè)備投產(chǎn)為氣化設(shè)施部分，主要分為7個階段，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液，升壓建立高壓保冷循環(huán)。

1 LNG管線預冷工作的必要性

LNG接收站在對管道注入低溫液體前，要先進行充分的冷卻，即管道預冷。目前國內(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)計施工時，已經(jīng)考慮到補償收縮(通過在固定支架之間設(shè)置膨脹彎的形式來減緩管線受到的冷應力沖擊)，但在降溫速度過快時，管道上下表面溫差較大，可能發(fā)生熱拱效應，造成局部應力超標，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，應進行充分的降溫預冷。

2 管線預冷工藝流程

2.1 預冷前準備

管線預冷前的準備工作主要檢查下列關(guān)鍵點應達到要求：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；臨時氣化器和試車臨時管線安裝試壓完成；管線氮氣置換合格，露點低于－40 ℃，氧含量低于1%，管道處于微正壓保護狀態(tài)；一期BOG壓縮機2臺運行正常；擴建部分DCS系統(tǒng)投用正常；擴建部分消防設(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)施及材料準備

高壓 LNG管線預冷前需準備的設(shè)備、設(shè)施及材料有：臨時氣化器3臺，工作壓力為2 MPa，接口為50 mm對焊法蘭，氣化能力分別為1 000 m3/h、600 m3/h、300 m3/h；便攜式表皮溫度計顯示器2個；便攜式水露點檢測儀2臺；含氧量檢測儀2臺；袖珍型氣體報警器30個；高濃度甲烷探測儀2臺；防爆F(xiàn)扳、防爆管子鉗等維修工具2套；低溫防護服2套；便攜式可燃氣體檢測儀2臺；便攜式氧氣檢測報警儀2臺；防爆手電筒3個；防爆對講機8臺；塑料噴霧壺4個；安全帽、防凍手套、防護眼鏡若干。

2.3 預冷方式選擇

根據(jù)冷能來源不同，預冷方式分為通過 LNG船冷卻、通過原有儲罐和設(shè)施冷卻和通過外接臨時氣化器冷卻[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，在預冷過程中LNG船需長期靠泊碼頭，會對生產(chǎn)造成影響。

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

2.4 預冷工藝流程

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

圖1 上海LNG接收站高壓LNG管線預冷流程

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

(2)在中部冷能發(fā)電的預留口 ESDV24 1001、V24 1006處用600 m3/h的臨時氣化器，在高壓LNG管線的中部注入BOG作為中部補充接力預冷氣源，增加注入點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的臨時氣化器，對SCV進口約60 m的支管注入BOG，一方面對支管預冷降溫，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。

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

在預冷過程中，需嚴格控制 BOG的注入溫度和流量，控制降溫過程中應連續(xù)檢測溫度變化，控制降溫速度在5～8 K/h，管線上下2個測溫點的溫差小于50 K，并同時檢測管線管托支架位移量。

3 疑難問題及解決方案

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

3.1 預冷試車現(xiàn)場存在的問題

3.1.1 臨時氣化器出口溫度偏差

預冷初期，由于 LNG氣化量少，臨時氣化器出口BOG溫度相對較高，在0 ℃降到－50 ℃時，臨時氣化器出口溫度與高壓 LNG管線進口溫度較接近，相對控制方便，降溫幅度均勻。隨著管線溫度進一步下降，臨時氣化器出口溫度降到－80 ℃以下，需要微微開啟臨時氣化器旁路，注入微量LNG輔助降溫，此時臨時氣化器出口溫度和高壓LNG管線進口溫度會出現(xiàn)偏差，臨時氣化器出口溫度始終在－85～－90 ℃之間，即使旁路開大溫度也不降，高壓 LNG管線的測點卻顯示為－100 ℃。這也意味著臨時氣化器出口溫度計已不能顯示BOG的實際溫度，造成對高壓LNG管線溫度控制困難。

分析臨時氣化器出口溫度偏差原因及對應解決方法：

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

(2)臨時氣化器出口溫度計安裝在氣化器出口和旁路的三通旁，距離三通太近，管線沒有足夠的長度使氣液混合均勻。當氣化器旁路微開時，少量的LNG和BOG還沒混合均勻，而且BOG的流量較大，溫度計檢測到的是BOG溫度，因此無論旁路 LNG的量怎樣增加，顯示的出口溫度始終在－108℃，沒有再下降。該問題的解決方法是在管線預冷時，臨時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，還能避免過量液體進入管線而引起溫差擴大。

3.1.2 管線中部降溫困難問題

如圖2所示的高壓泵出口總管預冷曲線，2個溫度測點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。在大口徑管線預冷中，由于流速減緩、管線阻力影響，BOG會在管線內(nèi)部分層，管線管徑越大越容易分層，低溫氣體在底部流動，上部不流動，造成管線上下溫差擴大。在高壓LNG管線注入BOG降溫30 h后，曲線下降趨勢變緩，降溫速度開始減慢；在TI10 1034降到－80℃后，降溫曲線走平，降溫36 h后，該測溫點上下二個溫度測點的溫差開始變大，從22 K增大到38 K。

圖2 高壓泵出口總管預冷曲線

分析降溫困難原因及對應解決方法：

(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，但到中部時動力不足，BOG氣體流速減慢，成層流狀態(tài)，氣體出現(xiàn)上下分層。相對溫度低的BOG在管線底部流動，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，擾動氣流層，但對中后部氣流擾動不明顯。

(2)高壓LNG管線中部，冷能發(fā)電IFV預留管線處的600 m3/h氣化器在TE10 1033/34為－50 ℃時投用，雖說其投用注入 BOG時間比較早，但實際氣化量較小、流速低，對中后部的氣流擾動效果差。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

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

由于設(shè)計時沒有預留旁路管線，這2個聯(lián)通球閥開啟聯(lián)通時因口徑大、管線壓力高，控制困難，很容易造成升壓速度過快、管線應力受損的現(xiàn)象。

為了能夠平穩(wěn)控制升壓速度，確保管線安全，在現(xiàn)場預制了臨時管線連接一期和擴建高壓 LNG管線的導淋閥，用來控制升壓時的速度。導淋閥口徑為25 mm，可以通過調(diào)節(jié)其閥口的開度來控制升壓速度，相對控制壓力的精確度較高。由于高壓LNG管線壓力高，對臨時升壓管線的要求包括材質(zhì)、焊接到探傷檢測等，都按高等級壓力管線的標準加工，以確保升壓時管線安全。

國內(nèi)正在建設(shè)的接收站若將來有擴建需求，宜在末端閥門處預留旁路管線，對今后的置換、預冷、升壓等可以起到很大的作用。

3.1.4 ESDV閥和球閥的卡澀問題

在高壓 LNG管線水壓試驗結(jié)束后，先用空氣置換排水，再用氮氣干燥，露點在－40℃以下后才可進行管線預冷。盡管采取了排水和干燥措施，但還是會有殘留水分。在管線預冷過程中，溫度每降20 K，管線上所有手動閥均需開關(guān)操作一遍，可能發(fā)現(xiàn)口徑較小的如25 mm球閥有卡澀、開關(guān)困難等問題。尤其當準備預冷IFV和SCV時，可能出現(xiàn)進口ESDV閥卡澀、無法動作、閥門開關(guān)時間很長等問題，甚至時間最長的ESDV閥關(guān)了20 min才關(guān)閉，以至于嚴重影響了后續(xù)設(shè)備調(diào)試工作的進度。

在低溫下對所有IFV和SCV進口ESDV閥開關(guān)測試，都有不同程度的卡澀、動作緩慢現(xiàn)象；當排凈LNG、ESDV閥溫度回升后再進行測試，此時開關(guān)均正常。初步判斷為閥體內(nèi)部水分沒有排盡，由于閥門都采用焊接式，無法在底部排水，造成底座有積水現(xiàn)象，常溫下液態(tài)水無法排盡。該問題的解決方法是在ESDV閥體外部制作臨時暖箱，使用暖風機，將ESDV閥加熱到80℃左右，使閥體內(nèi)水分蒸發(fā)成水蒸氣，再用氮氣對ESDV閥內(nèi)部進行多次間隙式升壓排水。當檢測露點在－60℃以下，再次預冷ESDV閥，此時冷態(tài)開關(guān)正常，無卡澀現(xiàn)象。吸取這次的經(jīng)驗教訓，對接收站內(nèi)無法在低點排水的管線閥門，可采取間隙式升降壓和加熱相結(jié)合的方式排除積水，并用檢測露點的方式來判斷排水的效果。

3.2 原有設(shè)施生產(chǎn)運行的影響

預冷過程中吸收熱量的 BOG會排入一期的儲罐BOG系統(tǒng)，并通過BOG壓縮機壓縮后進再冷凝器液化。一方面回收部分BOG可降低預冷成本，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。在實際預冷過程中，吸熱的 BOG進入系統(tǒng)時，會引起儲罐壓力升高較快，尤其 BOG壓縮機加載運行后，進口過濾網(wǎng)壓差很快會上升到報警值。即使切換壓縮機運行，壓差仍然上升很快，只能停止運行BOG壓縮機。分析原因如下：

(1) 3臺臨時氣化器滿負荷的氣化量共為1 900 m3/h，當這些已吸收管線熱量的BOG進入儲罐后，由于溫差效應，儲罐內(nèi)的 LNG吸收熱量后也會蒸發(fā)出部分BOG，從而使罐內(nèi)BOG總蒸發(fā)量增加，造成儲罐壓力的上升，不利于原有設(shè)施的正常運行。目前，只能通過BOG放火炬來控制儲罐壓力。

(2)在高壓LNG管線預冷時，一期的氣化外輸生產(chǎn)保持正常運行，即外輸和預冷工作同時進行。預冷的LNG來自一期3號儲罐，由罐內(nèi)泵從儲罐底部抽出來，乙烷和丙烷的相對組分較高。這部分乙烷和丙烷氣化后一起進入儲罐 BOG系統(tǒng)，此時BOG壓縮機入口溫度在－110℃左右，乙烷和丙烷在低溫下冷凝成液體，并吸附在 BOG壓縮機過濾網(wǎng)上，形成液膜，堵塞過濾網(wǎng)，造成濾網(wǎng)壓差升高，BOG壓縮機不能正常運行，只能停機。該問題的解決方法是在有條件的情況下，提前購買甲烷含量為99.99%的LNG存入儲罐，這樣減少BOG壓縮機進口過濾器堵塞的現(xiàn)象，而且 BOG能大量再冷凝回收；也可以使用移動式天然氣液化裝置，對管線預冷中產(chǎn)生的BOG單獨進行回收及液化。

4 結(jié)語

綜合上述，對接收站高壓管線預冷，需設(shè)計適合 LNG管線初期預冷專用的氣化預冷設(shè)備，以滿足接收站的預冷需求；對于管徑大、管線長的LNG管道，應采用多點注入、集中排放法預冷。在設(shè)計時能夠根據(jù)管線長度，均勻預冷較大管徑的注入點和排放點，更好控制溫度和位移量；對于管徑大、壓力高的管線，設(shè)計時應考慮預留旁路或短接等，以保障試車升壓并網(wǎng)時運行安全；LNG管線、閥門、設(shè)備試壓吹掃時，要清理干凈鐵屑雜質(zhì)，防止損壞閥門的密封面；水壓試驗后要排盡積水，對接收站內(nèi)無法在低點排水的管線閥門，可采取間隙式升降壓和加熱相結(jié)合的方式排盡積水，用檢測露點的方式判斷排水的效果；在高壓 LNG管線預冷時，可以使用移動式天然氣液化裝置，以便在接收站管線和儲罐預冷時進行回收BOG再液化。預冷時，可以有計劃地購買甲烷含量為 99.99%的 LNG，以減少BOG壓縮機進口過濾器的堵塞。