某氣化站LNG船旁靠臨時碼頭開車難點及解決措施

陳功劍

中國技術進出口集團有限公司, 北京 100055

0 前言

某大型發電項目為“一帶一路”項目,電廠裝機容量為900 MW,建成后可極大改善當地的電力供應局面。配套LNG氣化站為電廠提供氣化后的天然氣,氣化站主要由碼頭區、LNG存儲增壓區、LNG氣化區和外輸單元組成。氣源由Floating Storage Unit(FSU)向碼頭提供LNG。

由于碼頭施工難度大,且受疫情影響,整體施工進度比氣化站區等其他設施慢,為保障在2020年夏季用電高峰之前向當地供電,采取分步投產方式保障如期發電供電。先用臨時碼頭向氣化站區域供氣,等永久碼頭建成后停止臨時碼頭,改由永久碼頭向氣化站區域供氣。因為氣化站碼頭接卸船型覆蓋范圍從1×104～14×104m3LNG船型,有常壓艙、帶壓艙的船型。目前暫時沒有遇到過類似項目的開車調試方案[1-4],基于這種情況,制定了帶壓保壓預冷、LNG填充的方案來滿足多種工況條件下實現快速調試開車的要求。

1 臨時碼頭供氣方案

1.1 臨時碼頭概況

利用浮體作為臨時碼頭,利用永久碼頭的1個系纜墩,同時在靠北的河域打下1個管樁作為另一個系纜墩。浮體MFP的四根纜繩分別和2個系纜墩連接。同時,從浮體MFP上放下4個錨鏈,角度分別為330°、215°、30°和150°。通過纜繩和錨鏈的方式對浮體MFP進行固定。FSU旁靠在MFP上,FSU通過6個纜繩和2個系纜墩連接防止船體移動。考慮到潮差的影響,FSU和浮體MFP的供料管線采取用軟管進行連接(其中一段 270 m 軟管為德國BRUGG保溫軟管,另外兩段約20 m軟管為不帶保溫軟管)。從浮體MFP到陸地軟管通過下放到河床底部,沿著河床和氣化站進行連接,實現快速供氣。

在正式碼頭投用前需要FSU一直和臨時碼頭浮體MFP連接。在FSU的供氣過程中,通過穿梭船定期向FSU補給LNG,保障FSU的液貨艙能夠穩定供氣,參考模型見圖1。由于FSU和浮體MFP的高度會隨著河潮差變化,且FSU和浮體MFP之間的高度差也會發生變化,因此FSU和浮體MFP的軟管長度需滿足潮位差的變化,可參考圖2。由圖2可知,基準水位是9.2 m,最高相對水位可達6.5 m即最大潮位差達6.5 m。FSU長期靠泊在臨時碼頭上,作為LNG儲罐向陸地氣化站供氣。

圖1 LNG船和浮體旁靠3D模型圖Fig.1 3D model of berthing between LNG ship and floating body

臨時方案采用軟管(分別為LNG軟管和BOG軟管)長度超400 m,存在多個U型低點,容易形成積液區。在LNG開車中需防止軟管中形成段塞流,防止段塞流對氣化站管線和低溫泵等設備造成沖擊。BOG軟管設計承受溫度為-50 ℃,向陸地輸送BOG過程必須防止BOG過冷,超出BOG管道的承受極限,因此在浮體MFP上設置了空溫氣化器,對BOG管道中的BOG進行加熱。臨時碼頭方案中,由于存在幾段漏熱區,形成了預冷的瓶頸區域。因此,臨時碼頭開車方案需要考慮漏熱區、積液區對調試的影響。

圖2 LNG船隨環境變化圖Fig.2 LNG ship change position with environment

1.2 FSU LNG船概況

LNG船有獨立液貨艙型(MOSS型、SPB型)和薄膜型兩大類,薄膜型又可分為Gaz Transport System(GTT NO.96)、GTT CSI、GTT MarkⅢ等三種型式[5-8]。以薄膜型LNG運輸船為例,該船型由4個獨立的液貨艙組成,相鄰液貨艙之間由平面艙壁構成艙室[9-10]。該船型的儲槽被安裝在船殼內,LNG和儲槽的載荷直接傳遞到船殼上。不同的船型,船艙壓力會有所不同。LNG船不同類型液貨艙的壓力及優缺點見表1。

表1 LNG船不同類型液貨艙的壓力及優缺點表

由表1可以看出,不同船型的船艙壓力不同,調試期間氣化站的BOG壓力也需要作出相應的調整。Type A是常壓艙,Type B和Type A壓力最高可到0.070 MPa,Type C可到0.200 MPa以上。本次調試期間船型是Type C,壓力可以到0.2 MPa以上。調試期間的船舶為2.8×104m3的小型LNG船,由1×104m3、1×104m3、0.8×104m33個LNG液貨艙組成,每個液貨艙設置2個長軸深井泵,泵流量為450 m3/h。另外,配置1個甲板艙罐用于調試,甲板艙罐配置1個5 m3/h的小型離心泵。艙壓控制在0.28 ～ 0.33 MPa 之間。由于陸地氣化站沒有大型儲罐,BOG無法正常均壓,只能通過壓縮機直接回收。該項目中LNG船長期靠泊在碼頭,作為一種LNG儲罐向陸域氣化站提供LNG。因此,在調試和日常生產中要考慮艙內壓力的影響,在不同階段采用不同的壓力控制和流量控制技術。

2 試車流程及方案

2.1 基本工藝流程

LNG經過FSU的艙內泵(一種離心潛液泵)加壓后,通過FSU和浮體MFP平臺相連接的軟管輸送至氣化站儲罐和LNG總管,再經過增壓泵(增壓泵分別為高壓泵和中壓泵,均為離心潛液泵)加壓后輸送至氣化器(氣化器有空溫氣化器和水浴氣化器),經過氣化器加熱氣化的LNG直接輸送至下游電廠用戶。根據電廠用氣壓力的不同,LNG增壓泵有兩種規格,一種是外輸操作壓力為2.6 MPa的變頻高壓泵,另一種是外輸壓力為0.6 MPa帶回流功能的中壓泵。從FSU到儲罐LNG液相管線的壓力和溫度,取決于FSU液貨艙的壓力和溫度,具體工藝流程見圖3。

圖3 氣化站的基本流程圖Fig.3 General process of regasification station

由圖3可知,LNG儲罐和LNG卸料主管是一種并連方式,該方式中LNG儲罐的緩沖能力可根據儲罐壓力進行調節,對中壓泵和高壓泵進行保護。

2.2 開車調試過程中難點及解決方案

按照LNG接收站開車調試的基本步驟[11-15],氣化站需完成水壓試驗、氮氣置換、開車前條件檢查等準備工作才能開始調試[16-20]。此次提供LNG氣源(冷源)是FSU,該LNG船的液貨艙為帶壓艙,壓力為0.28 ～ 0.33 MPa,安全閥啟跳壓力為0.365 MPa,壓力高于薄膜型LNG船,帶壓的LNG或BOG進入氣化站極易氣化。一是,臨時碼頭供氣方案多處采用軟管連接,LNG從FSU的艙內泵打出后到碼頭需要經過多段高熱量區域,預冷過程中溫度不容易下降,停泵過程中軟管內LNG極易氣化,溫升速度快；二是,船艙內壓力高,在BOG預冷完成后,管道的LNG填充和儲罐液位要同步進行,與此同時,還需要同步建立管道壓力,降低BOG的蒸發率。本次開車過程中,由于BOG軟管設計承受溫度為-50 ℃,因此在臨時碼頭MFP上安裝了空溫式氣化器來確保BOG管線的BOG溫度在-50 ℃以上。另外,由于BOG管線相對LNG管線調試簡單,文中不重點說明。LNG管線由于存在幾段漏熱區,形成預冷的瓶頸區域,開車不同階段需要采取不同的壓力控制和速度控制技術,其關鍵就是BOG攜帶的冷量和LNG攜帶的冷量必須大于環境溫度和軟管交換的熱量,提供的冷量大于環境溫度輸入的熱量,使漏熱區的管道能夠呈現緩慢下降趨勢。基于此,將開車不同階段的壓力和溫度技術總結如下,具體見表2。

表2 開車中不同階段壓力和溫度控制點表

表2將開車過程分為不同階段(BOG預冷、LNG預冷、LNG填充、LNG供液),采取不同措施,分別控制壓力、溫度、介質(BOG或LNG)流量來滿足不同階段的溫度降低要求,從而成功實現項目的預冷開車要求。BOG預冷和LNG預冷過程中需要嚴格控制溫降速度在5～10 ℃/h之間,防止溫降速度過快,管道位移過大,對管道造成傷害。LNG填充過程中,由于LNG船上的深井泵流量可達450 m3/h,需要注意LNG回流至船艙內產生大量BOG對船艙壓力的影響。

2.3 工程實例

在完成氮氣置換和所有開車前的檢查工作后,將FSU上LNG外輸管線和BOG管線導通,使FSU上的BOG能夠進入LNG管道系統。開啟FSU管匯平臺上的LNG出口閥,對氣化站進行BOG預冷時,首先預冷LNG儲罐,預冷過程中BOG從儲罐的頂部進液對儲罐進行預冷,溫度降低到-60 ℃時,開啟底部進液閥同時關閉儲罐BOG管線排放閥。此時FSU啟動5 m3/h甲板泵向LNG管線泵入LNG,并逐步升高LNG管線壓力,LNG管線的平衡壓力通過LNG儲罐的BOG排放閥控制。LNG總管溫度降低至-110 ℃后,啟動FSU上的深井泵向LNG管線和LNG儲罐填充LNG。氣化站內設置有4個150 m3LNG真空儲罐,作為低溫中壓泵和高壓泵的緩沖罐,儲罐液位高報警值為17 m。當LNG儲罐液位升高至10 m時,LNG填充過程結束。氣化站可以逐步建立氣化外輸。

圖4和圖5是按照表2中制定的調試策略開車成功后,氣化站LNG總管壓力和LNG高壓泵出口壓力曲線。從FSU至氣化站的中壓泵和高壓泵之間有一段DN300的LNG管道,該管道為LNG總管,總管壓力穩定在 0.4 MPa 左右;高壓泵出口壓力由于下游管網用氣的變化,存在一定幅度的波動,但總體控制平穩,實現一次性開車成功。

圖4 LNG總管壓力曲線圖Fig.4 Pressure curve of main LNG pipe

圖5 LNG高壓泵出口壓力控制曲線圖Fig.5 High-pressure pump pressure curve

成功開車后,為防止輸送LNG時產生氣泡影響泵的平穩運行,需平衡好氣化站、FSU的流量、壓力、溫度變化,其中重點注意碼頭總管壓力和溫度變化,一旦壓力和溫度跨過LNG相圖的液相區進入氣液兩相區,需快速采取措施,防止對低溫泵的氣蝕。

以上開車調試過程中難點及解決方案主要針對工藝流程方面,在執行以上調試工作時,還需要密切關注管道位移,船舶的橫移、縱移和回轉在合理控制范圍內。一旦超出設計范圍,可能會對管道產生破壞性的影響,需要停止調試工作,重新分析采取措施。

3 結論

FSU作為LNG儲罐向陸地氣化裝置提供氣源的項目，開車中一定要注意LNG船型不同,船艙壓力也不一樣,需要根據LNG船艙壓力來劃分不同的預冷開車階段。預冷前需要對整個系統的保冷情況進行評估,通過漏熱量來計算系統預冷階段能夠實施降溫所需要的最低冷量,從而確定預冷調試過程中需要的BOG量和LNG量。