海南LNG接收站配合LNG運輸船氣體試驗方案優化研究

葉芬(中海石油海南天然氣有限公司海南海口570105)

前言

LNG船氣體試驗是指每一艘新造LNG運輸船正式投用前，在完成海試后通過與LNG接收站聯接，LNG船艙部分裝載一定量的LNG，在設計溫度或接近設計溫度條件下對LNG船上設施進行一系列試驗，簡稱“氣試”。氣試目的是為確認LNG船的整套貨物系統包括圍護、絕緣、貨物裝卸設備以及閥門和處理蒸發氣(BOG：BOILOFFGAS)設備的功能、能力和完整性。整個氣試工作的實施離不開LNG接收站配合，通常一座常規LNG接收站在設計中一般不考慮向船上返輸裝載LNG的工況，因此要配合實施氣試工作，在LNG接收站的兼容性、工藝、控制方面都需要進行不同程度的改造，同時對接收站本身安全運行帶來一定的影響。本文主要介紹海南LNG接收站在研究LNG船反輸功能的基礎上，如何優化了工藝流程將LNG船舶“氣試”工作變為接收站的常規操作，進一步提高在LNG接收站正常運行條件下氣試的安全可靠性和技術經濟性。

一、LNG船氣試總體要求和控制難點[1]

對于一艘新建的LNG船而言，靠泊氣試前，LNG船的液貨艙已完成惰化干燥，氣試程序一般包括與接收站通訊及卸料臂連接并進行ESD測試、液貨艙氣體置換、液貨艙冷卻至-130℃、部分裝載一般不超過裝載艙艙容的10%、與接收站斷開連接、完成船舶本身設備和性能測試、如有必要再將液貨艙內剩余的LNG卸回接收站LNG儲罐。

基于上述程序要求，接收站要配合完成LNG船氣試工作，必須考慮以下控制難點：

1.如何能將LNG從接收站反輸到LNG船舶，并能滿足船方流量要求；

2.如何能是接收站在不影響正常生產的前提下接收處理LNG船上的惰性氣體、混合氣體及BOG；

3.如何控制反輸管線操作壓力，以滿足船方氣試要求。

二、常規接收站配合氣試工藝改動和操作風險

基于常規接收站各自的工藝流程設計和設施配置特點，為了滿足上述氣試要求，解決控制難點，接收站對原有設施和系統均需進行硬件設備改造和操作工藝改動：

1.接收站碼頭上每條液相卸料臂連接管線上設置的單向止回閥阻止了LNG返輸至船上，需拆除保溫、吊出/切割止回閥反向安裝，氣試完成后再回復原狀。風險：在碼頭有限的空間，進行熱工動火、吊裝、冷作和保溫等作業，在每次改造前后置換并檢測合格后才能進行或恢復相關作業，作業難度和危險性都非常高、且作業時間較長，對于接收站本身的卸船安排造成一定影響。

2.氣試前，置換后的液貨艙內惰性氣體組份一般為N2和CO2，一旦這些惰性氣體進入LNG接收站BOG或LNG管路和設備系統，常壓下CO2若遇低溫(LNG及BOG溫度為-150℃以下)很容易凝固為干冰，極易造成站內相關管線和閥門堵塞，影響接收站正常運行和安全生產。為了防止出現干冰堵塞，就要保證船上液貨艙的置換氣體能全部排至接收站火炬，因常規接收站碼頭氣相回氣管與BOG主管間并未設計切斷閥，因此站內整個BOG處理系統需停止運行，而LNG儲罐在超壓情況下必須人工開啟位于每座LNG儲罐頂部的大氣排放閥進行直接放散降壓。這樣的做法雖可避免干冰形成，但違背了LNG儲罐正常運行的安全模式要求，使LNG儲罐運行安全受到威脅，并必須在氣試全過程中安排專人監測LNG儲罐壓力狀況，以免發生超壓；而且除了在安全上的隱患，冷卻液貨艙時產生的BOG也只能全部排放至火炬燃燒，無法實現回收處理，造成的經濟損失也很大。

3.返輸LNG的壓力和流量控制工藝，根據設計，接收站低壓LNG系統操作壓力可達10b a r g，而船方希望LNG船管道和卸料臂連接處的操作壓力保持在3至5b a r g，以降低氣試中的泄漏可能性。常規接收站需要通過管線緩沖和改變BOG再冷凝器操作壓力泄壓設定點等方式，以滿足氣試中船方的要求，此改變會增加操作的難度和風險，對接收站的正常生產帶來一定的影響

然而，有些調研，根本不利于工作。據中央電視臺《焦點訪談》報道，在江西某市轄區，2017年7月的22個工作日中，先后有12名市廳級干部到區里調研。幾點幾分到哪里，參觀什么、聽誰介紹、停留多長時間，幾點幾分離開，前往下一個地方，都有完備“腳本”。而有些地方更是像打造旅游路線一樣打造“經典調研線路”，無論什么調研主題，領導干部們走的都是同一條線，訪的是同一批對象，聽的是同一套說辭。

三、海南LNG接收站設計特點

海南LNG接收站除具備LNG卸料、LNG儲存和LNG氣化輸出常規功能外，同時具備反輸裝船功能和LNG船氣試功能：

1.碼頭LNG反輸流程：與每條卸料臂連接管線上的單向閥并聯設置20”反輸控制旁通管線，在不需要流程改造的前提下解決了LNG反輸流向控制問題；

2.儲罐至碼頭反輸管線：儲存在LNG儲罐的LNG透過罐內泵泵出,泵出的LNG經過26”的低壓總管及26”的返輸管線輸送至46”的卸船總管，流量最大可達到7500m3/h(但在一期受限于罐內泵的外輸能力，流量正常能達到1650m3/h),足以滿足氣試中的LNG返輸流量要求。從低壓主管運行至碼頭的8”循環管也被利用作為裝船管線，流量最大可達到123m3/h，在氣體置換和冷卻過程中可使用8”循環管，由FV0701控制流量，部分裝載時可使用26”的返輸旁通管線，流量可通過碼頭上20”反輸控制旁通管線上的調節閥01HV0101控制，操作員應可同時監看低壓總管壓力及再冷器的液位;一條液相卸料臂通過能力為4700m3/h，因此LNG船氣試時只需接一條卸料臂即可。

3.氣試放空管線：氣相返回管碼頭部分與BOG總管部分增加閥門進行隔離，并在碼頭28”氣體返回管線上專門設置24”LNG船氣試放空管線與BOG總管壓力卸放閥06PV0101下游放空管連接，以實現接收站運行下的BOG系統和碼頭氣試工況下的氣體管線分割成兩個獨立的系統分別通向火炬放空管。可確保氣試中置換和冷卻前期時的惰性氣體和混合氣體送至接收站火炬燃燒排放，從源頭上消除了CO2進入站內BOG處理系統而影響BOG系統處理及正常輸出；冷卻后期和部分裝載時，組分和溫度穩定后可納入站內BOG系統統一處理回收。

圖1：海南LNG接收站裝船和氣試流程

4.BOG處理：在裝船模式下,由于罐內泵及返輸管的熱輸入,LNG的熱含值會上升。因為LNG在LNG儲罐的儲罐壓力下處于飽和狀態,此熱含值的增加會轉變成運輸船內BOG生成的因子(閃沸)。如果運輸船艙的壓力足夠高(意思是飽和溫度高于返輸LNG因熱輸入所增加的熱值),LNG閃沸將不會發生(卸下的LNG在船艙內是過冷條件)。相反地，如果運輸船艙的壓力低于LNG儲罐,LNG閃沸所帶出熱的釋放量是超過所增加的熱值。通過船操作壓力不同計算出BOG產生量，海南LNG接收站BOG壓縮機和再冷凝器設計能力已考慮裝船工況。

圖2：小船的操作壓力達到35kpa時，產生的BOG量計算

圖3：大船的操作壓力達到15kpa時，產生的BOG量計算

5.返輸LNG的壓力和流量控制工藝，根據設計，海南LNG接收站反輸泵操作壓力可達到11.63~14.35barg，反輸管線和循環保冷管線操作壓力為3.47~14.35barg，為滿足船方提出的LNG船管道和卸料臂連接處的操作壓力保持在3至5barg的要求，反輸管線壓力可通過碼頭反輸管線上調節閥01HV0101進行控制，不需對再冷凝器壓力進行重新設置，從而保證接收站正常生產。

6.海南LNG接收站火炬能力150t/h，在設計時已考慮9個儲罐規模，并且卸26.7萬方的大船同時規劃的小碼頭裝8萬方的小船同時作業的工況，能力滿足氣試階段混合氣放空的要求。

結論

氣試是LNG接收站配合船方進行的一項重要工作，對于LNG接收站而言，確保安全運行和正常供氣是實施氣試工作的前提，一座“標準”LNG接收站要滿足氣試要求，一般可通過接收站加裝設備、改造設施或改動工藝等措施解決。海南LNG接收站考慮到“標準”LNG接收站的局限性，在設計階段考慮了以下優化:

1.在與卸料臂連接管線的單向閥處并聯設置反輸旁通管線，避免了氣試階段單向閥反向安裝的操作風險并大大節約了氣試時間。

2.在氣相返回管碼頭部分與BOG總管部分增加閥門進行隔離，并專門設置LNG船氣試放空管線進行放空，從源頭上消除了CO2進入站內BOG處理系統的冷凝風險。

3.在碼頭反輸管線上設置調節閥進行壓力控制，保證了整個系統管網的壓力穩定，簡化了操作。

通過上述相關設施和流程的優化，使得操作更為簡單方便，避免了實施氣試時對接收站正常運行和安全生產造成風險和影響，并在縮短氣試周期、減少BOG排放方面凸顯出技術經濟性。

[1]嚴藝敏、鐘君兒、李昭新，LNG接收站配合LNG運輸船氣體試驗技術研究，[J]液化天然氣，2012(11):74-81.