LNG接收站2套壓力系統(tǒng)技術(shù)探討

王曉剛

(中國海油天津液化天然氣有限責(zé)任公司 天津 300452)

0 引 言

天津LNG項(xiàng)目一期通過租用浮式存儲(chǔ)氣化單元(FSRU)實(shí)現(xiàn)向天津市提供天然氣的目標(biāo)，同時(shí)接收站內(nèi)建設(shè)2座3×104m3的LNG全容儲(chǔ)罐，實(shí)現(xiàn)LNG的液態(tài)分銷。

天津LNG項(xiàng)目FSRU的租期到期后，實(shí)施替代工程對LNG接收站運(yùn)營方式的逐步優(yōu)化與調(diào)整。替代工程采用常規(guī)陸上接收站的模式實(shí)現(xiàn)氣態(tài)和液態(tài)外輸功能，由工藝系統(tǒng)、公用系統(tǒng)及輔助設(shè)施組成，其最大氣化外輸能力為680 m3/h。

二期項(xiàng)目由工藝系統(tǒng)、公用系統(tǒng)及輔助設(shè)施組成，采用常規(guī)陸上接收站的模式實(shí)現(xiàn)氣態(tài)和液態(tài)外輸功能，其最大氣化外輸能力為3 400 m3/h。

二期項(xiàng)目涉及到的系統(tǒng)主要有LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)、低壓外輸系統(tǒng)、BOG處理系統(tǒng)、高壓氣化外輸、燃料氣系統(tǒng)和公用工程系統(tǒng)。LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)增建3座2.2×105m3全容儲(chǔ)罐；低壓外輸系統(tǒng)需要新增罐內(nèi)低壓泵；BOG處理系統(tǒng)在原有BOG壓縮機(jī)的基礎(chǔ)上，新增BOG低壓壓縮機(jī)；高壓氣化外輸系統(tǒng)新增高壓泵、浸沒燃燒式氣化(SCV)和開架式海水汽化器(ORV)；燃料氣系統(tǒng)需要為新增SCV設(shè)置燃料氣電加熱器；公用工程系統(tǒng)需要增加配套的氮?dú)?、儀表空氣、工廠空氣和海水設(shè)施。

1 接收站內(nèi)2套壓力系統(tǒng)應(yīng)用分析

1.1 一期接收站工藝系統(tǒng)

一期接收站工藝系統(tǒng)(替代工程系統(tǒng))，設(shè)備按照 2035 年市場情況來進(jìn)行配置，同時(shí)兼顧目前運(yùn)營情況。一期項(xiàng)目 LNG 接收站的主要功能是接收、儲(chǔ)存和氣化，并通過外輸管道向下游用戶供氣。替代工程工藝單元主要包括：LNG 卸料系統(tǒng)、 LNG 儲(chǔ)存系統(tǒng)、 低壓外輸系統(tǒng)、 BOG 處理系統(tǒng)、 氣化系統(tǒng)、 槽車裝車系統(tǒng)、氣態(tài)外輸系統(tǒng)、 火炬系統(tǒng)、燃料氣系統(tǒng)及公用工程系統(tǒng)[1]，如圖1所示。其中氣化系統(tǒng)是新增工藝系統(tǒng)； LNG 卸料系統(tǒng)、 LNG 儲(chǔ)存系統(tǒng)、低壓外輸系統(tǒng)、 BOG 處理系統(tǒng)和燃料氣系統(tǒng)是改建系統(tǒng)。一期接收站界面設(shè)計(jì)壓力11.6 MPa，氣態(tài)外輸管線設(shè)計(jì)壓力7.5 MPa。

圖1 一期接收站工藝系統(tǒng)方框圖

鑒于一期接收站下游市場最高接氣壓力為3.8 MPa，考慮降低工程投資和運(yùn)行成本，減小升壓-減壓能耗，確定高壓泵運(yùn)行壓力為5.5 MPa，在此壓力下運(yùn)行不需要配置加熱爐。原接收站配置4臺(tái)高壓泵，2臺(tái)大泵(340 m3/h)，2臺(tái)小泵(170 m3/h),考慮未來市場需求，2臺(tái)大泵采用拆級(jí)方案，拆級(jí)后運(yùn)行壓力是5.5 MPa，加級(jí)后的運(yùn)行壓力可達(dá)到7.1 MPa。

原接收站區(qū)高壓LNG系統(tǒng)設(shè)計(jì)壓力為11.6 MPa，高壓泵拆級(jí)前后的操作壓力是5.5 MPa和7.1 MPa，外輸管道設(shè)計(jì)壓力7.5 MPa，對應(yīng)高壓泵拆級(jí)前后的操作壓力是4.9 MPa和6.5 MPa。

1.2 二期項(xiàng)目工藝系統(tǒng)

二期需新建6座2.2×105m3儲(chǔ)罐。FSRU離港后，一期陸上2座3×104m3儲(chǔ)罐、替代工程一座16×105m3儲(chǔ)罐、擴(kuò)建工程新建6座2.2×105m3儲(chǔ)罐共同承擔(dān)全部LNG儲(chǔ)存功能。

二期項(xiàng)目涉及到的系統(tǒng)主要有LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)、低壓外輸系統(tǒng)、BOG處理系統(tǒng)、高壓氣化外輸、燃料氣系統(tǒng)和公用工程系統(tǒng)，如圖2所示。LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)增建6座2.2×105m3LNG全容儲(chǔ)罐；低壓外輸系統(tǒng)需要新增罐內(nèi)低壓泵，同時(shí)考慮到接收站返輸需求在新增每座儲(chǔ)罐內(nèi)需配置裝船泵；BOG處理系統(tǒng)在原有BOG壓縮機(jī)的基礎(chǔ)上，新增BOG低壓壓縮機(jī)和再冷凝器；高壓氣化外輸系統(tǒng)新增高壓泵、浸沒燃燒式氣化器(SCV)和開架式海水氣化器(ORV)；燃料氣系統(tǒng)需要為新增SCV設(shè)置燃料氣電加熱器；公用工程系統(tǒng)需要增加配套的氮?dú)?、儀表空氣和海水設(shè)施。

二期項(xiàng)目工藝流程是：來自LNG運(yùn)輸船的LNG首先通過卸船臂輸送至LNG卸料總管中，然后輸送至陸上LNG儲(chǔ)罐。陸上儲(chǔ)罐的LNG通過罐內(nèi)低壓泵輸出，一部分輸送至槽車裝車系統(tǒng)用于液態(tài)外輸，另一部分輸送至再冷凝器，過冷的LNG與加壓后的BOG接觸并將BOG再冷凝后，LNG進(jìn)入高壓泵升壓，升壓后經(jīng)由氣化器氣化后輸送至首站，進(jìn)入天然氣外輸管網(wǎng)。

二期項(xiàng)目接收站區(qū)高壓LNG系統(tǒng)設(shè)計(jì)壓力為15.8 MPa，高壓泵的運(yùn)行壓力約為10 MPa。擴(kuò)建項(xiàng)目新建外輸管道設(shè)計(jì)壓力10 MPa，操作壓力9.5 MPa。

圖2 二期項(xiàng)目工藝系統(tǒng)方框圖

1.3 工藝系統(tǒng)外輸動(dòng)設(shè)備配置和外輸管道并網(wǎng)運(yùn)行

1.3．1 工藝系統(tǒng)外輸動(dòng)設(shè)備配置

原接收站工程按照天津天然氣市場需求配置高壓泵和汽化器，設(shè)置高壓泵4臺(tái)、氣化器3臺(tái)(340 m3/h)，設(shè)計(jì)壓力11.6 MPa，LNG氣化外輸天然氣能力1×107N·m3/h，在租用FSRU的情況下，原接收站天然氣外輸能力可達(dá)2.4×107N·m3/h。

新建擴(kuò)建項(xiàng)目依托國家互聯(lián)互通政策，結(jié)合天津、北京、河北省天然氣市場需求，2030年最大日外輸量為4.304×107N·m3/d，增加高壓泵11臺(tái)，LNG高壓泵是氣化外輸系統(tǒng)中的關(guān)鍵設(shè)備，設(shè)置備用泵的原則是N+1，11臺(tái)泵進(jìn)行拆級(jí)處理，可滿足遠(yuǎn)期外輸復(fù)線9.5 MPa的操作壓力要求。將替代工程2臺(tái)170 m3/h流量高壓泵替換為340 m3/h的高壓泵。增加SCV氣化器12臺(tái)，新增ORV氣化器4臺(tái)，設(shè)計(jì)壓力15.8 MPa。在不考慮租用FSRU的情況下，擴(kuò)建項(xiàng)目完成后，天然氣外輸能力6.5×107N·m3/h。

依據(jù)市場確定的設(shè)計(jì)壓力和運(yùn)行壓力都不相同的2套工藝系統(tǒng)在接收站界區(qū)內(nèi)獨(dú)立運(yùn)行。

1.3.2 外輸管道并網(wǎng)運(yùn)行

新建擴(kuò)建項(xiàng)目投產(chǎn)運(yùn)行后，具有2條外輸管道，其中原外輸管道接收站界區(qū)處操作壓力6.5 MPa，操作溫度1 ℃，接收站側(cè)設(shè)計(jì)壓力11.6 MPa，該條管道主要供氣天津市場；另一條擴(kuò)建項(xiàng)目新建外輸管道接收站界區(qū)處操作壓力9.5 MPa，操作溫度1 ℃，接收站側(cè)設(shè)計(jì)壓力15.8 MPa，該條管道通過蒙西管道供氣天津、河北、北京等地。考慮新建外輸管道為原外輸管道供氣，擴(kuò)建項(xiàng)目新增調(diào)壓撬，實(shí)現(xiàn)2條管道并網(wǎng)運(yùn)行?？紤]運(yùn)行安全，2個(gè)系統(tǒng)應(yīng)完全隔離，為保證靈活性，擴(kuò)建項(xiàng)目在兩個(gè)系統(tǒng)間設(shè)置3套切斷點(diǎn)，可根據(jù)外輸量需要在其一切斷點(diǎn)進(jìn)行切斷，并增加盲板進(jìn)行隔離，保證運(yùn)行安全。擴(kuò)建工程在一期和替代工程的預(yù)留接口處增加相應(yīng)管道，并預(yù)留遠(yuǎn)期接口。

1.3.3 接收站2套壓力系統(tǒng)優(yōu)缺點(diǎn)分析

在滿足天然氣市場需求的前提下，接收站建設(shè)2套不同設(shè)計(jì)壓力、操作壓力的工藝系統(tǒng)，低壓系統(tǒng)供氣低壓市場用戶，高壓系統(tǒng)與下游高壓管網(wǎng)連接串氣，實(shí)現(xiàn)互聯(lián)互通。低壓系統(tǒng)避免在LNG工藝中出現(xiàn)低壓-高壓-低壓不必要的能耗，同時(shí)在滿足下游接氣溫度的前提前下不需配置加熱爐，可進(jìn)一步降低工程投資成本和運(yùn)行成本[2]。對于操作壓力的控制，可采用LNG高壓泵拆級(jí)方式進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)工藝系統(tǒng)操作壓力的調(diào)整。如果考慮外輸高壓系統(tǒng)與低壓系統(tǒng)的備用或供氣，外輸管線中增加調(diào)壓裝置，實(shí)現(xiàn)高壓外輸為低壓外輸?shù)膫溆没蚬?。接收?套設(shè)計(jì)壓力不同的工藝系統(tǒng)，高壓泵及高壓泵后的工藝系統(tǒng)為2套獨(dú)立工藝系統(tǒng)，對于后續(xù)生產(chǎn)操作和技術(shù)維護(hù)要求更高。

2 結(jié) 論

結(jié)合天然氣目前及未來市場需求建設(shè)LNG接收站，為了降低LNG接收站生產(chǎn)運(yùn)行能耗及工程建設(shè)投資，依托原有接收站工程設(shè)計(jì)壓力，新建接收站擴(kuò)建項(xiàng)目建設(shè)高于原接收站設(shè)計(jì)壓力的工藝系統(tǒng)，通過蒙西管道給高壓網(wǎng)管供氣，2條管線并網(wǎng)運(yùn)行，滿足未來市場天然氣需求和國家互聯(lián)互通政策的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)降本增效。