中國五環(huán)工程有限公司 趙保林 王 海 龍 輝 王海波 董 文

近年來頻繁出現(xiàn)“氣荒”，特別是每遇迎峰度冬，政府都要提前準(zhǔn)備，甚至采取限制企業(yè)用氣等非常措施。城市儲(chǔ)氣設(shè)施建設(shè)相對(duì)滯后，調(diào)峰能力不足是造成冬季供氣緊張局面的重要原因。為補(bǔ)足儲(chǔ)氣調(diào)峰短板，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于加快儲(chǔ)氣設(shè)施建設(shè)和完善儲(chǔ)氣調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制的意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2018〕637號(hào))，明確了儲(chǔ)氣能力指標(biāo)：供氣企業(yè)應(yīng)當(dāng)建立天然氣儲(chǔ)備，到2020年擁有不低于其年合同銷售量10%的儲(chǔ)氣能力，滿足所供應(yīng)市場(chǎng)的季節(jié)(月)調(diào)峰以及發(fā)生天然氣供應(yīng)中斷等應(yīng)急狀況時(shí)的用氣要求。要求縣級(jí)以上地方人民政府指定的部門會(huì)同相關(guān)部門建立健全燃?xì)鈶?yīng)急儲(chǔ)備制度，到2020年至少形成不低于保障本行政區(qū)域日均3 d需求量的儲(chǔ)氣能力。在此政策要求背景下，各地掀起了建設(shè)LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站的高潮。LNG資源來源和供氣需求不同，LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站工藝技術(shù)方案也有所不同。本文結(jié)合已運(yùn)行多年的LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站實(shí)例，就工藝方案中主要存在問題及優(yōu)化進(jìn)行簡(jiǎn)要闡述。

1 LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站特點(diǎn)

根據(jù)LNG資源不同，LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站可以分為以下3種類型：

(1) 液化型。依托天然氣管網(wǎng)配套建設(shè)天然氣液化裝置，在管網(wǎng)氣充足條件下，啟動(dòng)天然氣液化裝置將管網(wǎng)天然氣液化后送至LNG儲(chǔ)罐內(nèi)儲(chǔ)存，在需要應(yīng)急調(diào)峰時(shí)，再將罐內(nèi)儲(chǔ)存的LNG增壓氣化后返輸補(bǔ)充至天然氣管網(wǎng)，如上海五號(hào)溝LNG事故備用站一期項(xiàng)目。該類型儲(chǔ)備調(diào)峰站的優(yōu)點(diǎn)是在滿足調(diào)峰儲(chǔ)備罐容要求下，也可以外售部分生產(chǎn)的LNG產(chǎn)品，可降低項(xiàng)目運(yùn)行成本；缺點(diǎn)是一次建設(shè)投資高、需要有天然氣資源，同時(shí)流程長、裝置運(yùn)行難度高。

(2) 船運(yùn)接收型。依托海外或沿海LNG資源經(jīng)LNG船轉(zhuǎn)運(yùn)至儲(chǔ)備調(diào)峰站的LNG儲(chǔ)罐內(nèi)儲(chǔ)存并保持應(yīng)急調(diào)峰庫容需求，在需要應(yīng)急調(diào)峰時(shí)，啟動(dòng)氣化裝置將LNG氣化后外送至天然氣管網(wǎng)，如深圳市天然氣儲(chǔ)備與調(diào)峰庫項(xiàng)目。該類型儲(chǔ)備站特點(diǎn)是罐容大，在應(yīng)急保供的同時(shí)還能外售部分LNG資源，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性好；缺點(diǎn)是需要配套有優(yōu)良的港口條件、報(bào)批建設(shè)周期長、項(xiàng)目建設(shè)投資高。

(3) 車運(yùn)接收型。利用LNG槽車卸車至應(yīng)急調(diào)峰站內(nèi)儲(chǔ)存，在管網(wǎng)需要補(bǔ)氣時(shí)再氣化LNG輸入至天然氣管網(wǎng)，如武漢安山LNG儲(chǔ)存基地等城市應(yīng)急調(diào)峰項(xiàng)目。該類型儲(chǔ)備站特點(diǎn)是車運(yùn)外購LNG資源、流程簡(jiǎn)捷、項(xiàng)目建設(shè)投資省；缺點(diǎn)是當(dāng)前條件下，天然氣供氣定價(jià)實(shí)行統(tǒng)一門站價(jià)，而買入LNG是市場(chǎng)定價(jià)，買入LNG資源價(jià)格通常要高于天然氣外售價(jià)格，因此項(xiàng)目不具備自負(fù)盈虧能力。

當(dāng)項(xiàng)目建設(shè)地受地理?xiàng)l件和管網(wǎng)天然氣資源的限制，更多采用車運(yùn)接收型應(yīng)急調(diào)峰儲(chǔ)備站。本文主要就目前建設(shè)較多的車運(yùn)接收型LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站的工藝方案進(jìn)行闡述。

2 車運(yùn)接收型LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站典型工藝方案

車運(yùn)接收型LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站主要工藝系統(tǒng)包括LNG卸車、LNG儲(chǔ)存、蒸發(fā)氣(BOG)處理及LNG氣化外輸?shù)葐卧?。其工藝流程如圖1所示。

圖1 典型車運(yùn)接收型LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站工藝流程

2.1 LNG卸車單元

LNG卸車多選擇自增壓卸車，利用卸車增壓氣化器裝置實(shí)現(xiàn)LNG槽車自流式增壓。自LNG槽車經(jīng)軟管引入少量LNG至卸車增壓氣化器(E0101)氣化，然后經(jīng)LNG卸車橇(Z0101)氣相臂返回至LNG槽車內(nèi)增壓，將槽車內(nèi)LNG經(jīng)卸車橇(Z0101)液相臂壓出至LNG儲(chǔ)罐(T0201)內(nèi)儲(chǔ)存。

2.2 LNG儲(chǔ)存單元

考慮到儲(chǔ)備調(diào)峰量大的特點(diǎn)，城市型應(yīng)急調(diào)峰站大多以10萬m3、20萬m3、30萬m3罐容居多，且采用低溫低壓儲(chǔ)存方式。為提高儲(chǔ)罐安全可靠性、節(jié)約項(xiàng)目用地和投資，多選擇雙金屬壁全容罐。根據(jù)槽車運(yùn)入的LNG密度和儲(chǔ)罐內(nèi)LNG密度的差異，可選擇上進(jìn)料或下進(jìn)料的方式送入LNG儲(chǔ)罐（T0201）達(dá)到自然混合、避免分層的目的。根據(jù)氣化外輸?shù)膲毫σ螅O(shè)置LNG罐內(nèi)泵(P0201)一級(jí)增壓后外輸至氣化單元。

2.3 蒸發(fā)氣BOG處理單元

低溫低壓儲(chǔ)罐正常運(yùn)行壓力一般維持在15～25 kPa，操作溫度約為－160℃。LNG應(yīng)急調(diào)峰站BOG產(chǎn)生主要由儲(chǔ)罐冷損和卸車體積置換等因素引起。隨著儲(chǔ)罐內(nèi)BOG增多，如果不能及時(shí)移出罐外，將導(dǎo)致儲(chǔ)罐內(nèi)氣相壓力升高。為保持LNG儲(chǔ)罐安全穩(wěn)定運(yùn)行，一般選擇壓縮外輸至天然氣管網(wǎng)。BOG壓縮有低溫壓縮和常溫壓縮兩種方案。針對(duì)進(jìn)氣溫度低(－140℃左右)，低溫BOG壓縮機(jī)需要解決低溫下的應(yīng)力及強(qiáng)度、變形過大及潤滑等技術(shù)難題。目前國內(nèi)低溫BOG壓縮機(jī)技術(shù)尚不成熟，而采用進(jìn)口低溫BOG壓縮機(jī)則投資成本高。一般應(yīng)急調(diào)峰型儲(chǔ)備站BOG處理量小，綜合其投資和運(yùn)行成本，普遍選擇常溫壓縮方案。首先采用空溫式復(fù)熱器(E0301)將BOG復(fù)熱至－20℃以上，同時(shí)根據(jù)項(xiàng)目所在地冬季環(huán)境溫度情況，為避免冬季BOG復(fù)熱溫度過低，可考慮需否增設(shè)BOG加熱器(E0302)輔助加熱，滿足冬季極端環(huán)境溫度條件下BOG壓縮機(jī)入口溫度控制要求。復(fù)熱之后BOG經(jīng)BOG壓縮機(jī)入口緩沖罐(T0301)、常溫BOG壓縮機(jī)(K0301)和BOG壓縮機(jī)出口緩沖罐(T0302)后經(jīng)計(jì)量加臭外輸至天然氣管網(wǎng)，以達(dá)到回收BOG目的。

2.4 LNG氣化單元

車運(yùn)接收型LNG調(diào)峰儲(chǔ)備站主要有空溫式氣化器、熱水浴式氣化器以及浸沒燃燒式氣化器(SCV)等類型。一般根據(jù)外輸規(guī)模、項(xiàng)目用地、運(yùn)行模式等擇優(yōu)選擇。目前較多選擇空溫式氣化器和熱水浴氣化器，考慮到節(jié)省占地、運(yùn)行時(shí)間短以及冬季極端環(huán)境溫度等因素，以選擇熱水浴式氣化器居多。

3 傳統(tǒng)工藝方案存在的問題

3.1 LNG卸車

LNG調(diào)峰儲(chǔ)備站一般采用空溫式氣化器自增壓卸車方案。在LNG槽車卸車過程中，空溫式氣化器不斷結(jié)霜，造成卸車速度逐漸降低。如有效容積約47 m3LNG槽車，卸車時(shí)間一般為3～4 h，卸車一段時(shí)間后還需解凍除霜。因此自增壓卸車僅能滿足小型LNG氣化站低頻次的卸車要求，不能滿足LNG儲(chǔ)備調(diào)整站連續(xù)、大規(guī)模LNG卸車的需求。

為提高卸車速率，保障連續(xù)卸車要求，部分LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站也有選擇帶低溫泵的LNG卸車橇工藝，雖然能將卸車時(shí)間縮短至1.5 h以內(nèi)，大大提高了卸車速率，但帶低溫泵卸車系統(tǒng)具有投資高，同時(shí)為避免LNG卸車泵氣蝕，存在不能將槽車LNG完全卸出等缺點(diǎn)；另外，考慮到卸車補(bǔ)給的間斷性，每次卸車前需要預(yù)冷卸車泵，操作過程復(fù)雜。

3.2 LNG外輸管線預(yù)冷

應(yīng)急調(diào)峰要求氣化供氣響應(yīng)快。由于LNG儲(chǔ)罐和氣化單元安全距離要求，LNG罐內(nèi)泵至氣化器液態(tài)外輸管線距離遠(yuǎn)，每次啟用前都需要預(yù)冷。但考慮到接收站全年應(yīng)急調(diào)峰運(yùn)行時(shí)間短，若選擇LNG罐內(nèi)泵常年連續(xù)運(yùn)行保持液態(tài)外輸管線處于冷態(tài)備用，運(yùn)行能耗太高，因此調(diào)峰站一般選擇不進(jìn)行保冷循環(huán)操作，僅在應(yīng)急調(diào)峰前啟動(dòng)LNG罐內(nèi)泵進(jìn)行管線預(yù)冷，預(yù)冷溫降不宜控制，預(yù)冷時(shí)間長，不能達(dá)到及時(shí)供氣的要求。

4 工藝設(shè)計(jì)方案優(yōu)化

4.1 項(xiàng)目概況

某項(xiàng)目主體功能是城市應(yīng)急調(diào)峰，外購LNG經(jīng)槽車運(yùn)到站內(nèi)，卸車后送入儲(chǔ)罐內(nèi)儲(chǔ)存。在冬季管網(wǎng)天然氣供應(yīng)緊張時(shí)，儲(chǔ)存的LNG經(jīng)罐內(nèi)泵加壓后送往熱水浴式氣化器升溫氣化，然后經(jīng)計(jì)量、加臭后送往天然氣外輸管網(wǎng)供用戶使用。日常運(yùn)行中由于LNG儲(chǔ)罐吸收外界熱量，導(dǎo)致儲(chǔ)存LNG部分氣化，為維持儲(chǔ)罐低壓狀態(tài)，氣化BOG經(jīng)復(fù)熱后送BOG壓縮機(jī)增壓計(jì)量后外送至天然氣管網(wǎng)。該項(xiàng)目建設(shè)1臺(tái)2萬m3雙金屬壁全容罐，設(shè)置2臺(tái)72 m3/h的罐內(nèi)泵，2臺(tái)35 000 m3/h的熱水浴式氣化器，3臺(tái)700 m3/h的常溫壓縮機(jī)，LNG裝卸站配套設(shè)置2臺(tái)卸車橇。該項(xiàng)目對(duì)傳統(tǒng)的LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站工藝方案進(jìn)行了優(yōu)化，主要解決了卸車難、氣化響應(yīng)時(shí)間長等問題。優(yōu)化的工藝流程如圖2所示。

圖2 車運(yùn)接收型LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站工藝流程優(yōu)化

4.2 LNG卸車優(yōu)化

LNG儲(chǔ)備調(diào)峰站一般將BOG直接增壓送至天然氣管網(wǎng)，增壓壓力由天然氣管網(wǎng)最高運(yùn)行壓力決定。該項(xiàng)目中BOG壓縮機(jī)增壓至3.5～5.6 MPa才能滿足外輸至天然氣管網(wǎng)要求。本優(yōu)化方案增設(shè)有BOG換熱器(E0303)和BOG卸車緩沖罐(T0101)。卸車時(shí)抽取部分已增壓的BOG，經(jīng)E0303和儲(chǔ)罐低溫BOG換熱回收BOG冷量后，再經(jīng)節(jié)流減壓至0.6～0.7 MPa送至T0101內(nèi)。T0101內(nèi)低溫BOG經(jīng)LNG卸車橇氣相臂返回至LNG槽車氣相空間內(nèi)，將LNG壓入至LNG儲(chǔ)罐實(shí)現(xiàn)卸車的目的。

本BOG增壓卸車方案較好地克服了空溫式自增壓卸車、泵增壓卸車的缺點(diǎn)。卸車時(shí)間能控制在1.5 h以內(nèi)，提高了卸車速率。同時(shí)為避免常溫BOG卸車增加LNG蒸發(fā)氣化，通過BOG換熱器和節(jié)流降壓能將BOG降低至較低溫度，具有投資省、卸車時(shí)間短、適合連續(xù)大規(guī)模卸車等優(yōu)點(diǎn)，同時(shí)又有效避免了BOG增壓卸車導(dǎo)致過多熱量輸入引起的LNG蒸發(fā)氣化。

4.3 LNG外輸管線運(yùn)行保冷

傳統(tǒng)工藝流程中，儲(chǔ)罐的低溫BOG直接進(jìn)入BOG空溫復(fù)熱器中復(fù)熱，因此BOG冷量沒有得到有效利用。在該項(xiàng)目優(yōu)化設(shè)計(jì)中，BOG管線和罐內(nèi)泵出口管線間、氣化器入口與BOG空溫器入口間均增設(shè)了BOG連通管線。運(yùn)行時(shí)首先將儲(chǔ)罐蒸發(fā)低溫BOG引入至LNG罐內(nèi)泵出口液相輸出管線，經(jīng)液相輸出管線流至氣化單元?dú)饣魅肟?，然后再將BOG經(jīng)聯(lián)通管線引回至空溫器入口，進(jìn)一步復(fù)熱。這樣就能利用低溫BOG流經(jīng)LNG液相輸出管線，使其始終處于冷態(tài)。同時(shí)，利用該連通管線，可在應(yīng)急調(diào)峰前將BOG切出，迅速啟動(dòng)LNG氣化系統(tǒng)，有效縮短儲(chǔ)備調(diào)峰站氣化啟動(dòng)時(shí)間。

4.4 方案優(yōu)化前后比較

該項(xiàng)目與傳統(tǒng)的工藝方案相比，具有比較適合連續(xù)大規(guī)模卸車、LNG氣化啟動(dòng)迅速等特點(diǎn)。該方案優(yōu)化特點(diǎn)比較如表1所示。

表1 方案優(yōu)化特點(diǎn)比較

5 結(jié)語

BOG增壓卸車工藝流程簡(jiǎn)捷，較好地解決了常規(guī)空溫器自增壓卸車工藝、LNG泵卸車工藝等問題，適合LNG調(diào)峰儲(chǔ)備站連續(xù)、大規(guī)模卸車。同時(shí)，利用回收BOG冷量和自身節(jié)流降溫，有效避免了過多熱量輸入引起的槽車LNG大量蒸發(fā)氣化。利用儲(chǔ)罐蒸發(fā)低溫BOG在非應(yīng)急調(diào)峰期間為LNG液態(tài)外輸管線進(jìn)行保冷，有效縮短了氣化前的LNG管線預(yù)冷時(shí)間，解決了應(yīng)急調(diào)峰氣化外輸響應(yīng)時(shí)間長的問題。