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        LNG接收站高壓管線預冷難點解析

        2020-11-25 02:30:28上海液化天然氣有限責任公司
        上海煤氣 2020年5期
        關(guān)鍵詞:接收站預冷氣化

        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。

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