LNG儲罐與管道的冷卻方法研究

牛 斌 童文龍 陶 克

1. 中海石油氣電集團有限責任公司山東銷售分公司, 山東 濟南 250000;2. 廣東珠海金灣液化天然氣有限公司, 廣東 珠海 519000;3. 中海浙江寧波液化天然氣有限公司, 浙江 寧波 315800

0 前言

LNG由于其在遠洋運輸、存儲及供氣調(diào)峰方面的優(yōu)越性,近年來得到廣泛運用,同時LNG接收站也得到了穩(wěn)步發(fā)展[1-3]。國內(nèi)大型LNG接收站在完成裝置機械安裝、水壓試驗、氣密試驗、干燥、氮氣置換、電氣和儀表系統(tǒng)調(diào)試等預(yù)調(diào)試工作后,開始對接收站進行冷卻調(diào)試,將儲罐等其他設(shè)備從常溫狀態(tài)冷卻至-160℃。當儲罐初次暴露在-160℃的工況時,儲罐內(nèi)壁和罐底都將發(fā)生冷縮,冷卻不均勻或過快都會造成罐壁及罐底溫度梯度變化,使儲罐內(nèi)壁產(chǎn)生異常收縮和過大的應(yīng)力,可能會導(dǎo)致儲罐產(chǎn)生不可修復(fù)性損壞或破裂[4-9]。管道可以通過液氮或低溫BOG冷卻,一般情況下通過低溫氣體對管道冷卻至目標溫度后開始用LNG進行緩慢填充,不同冷源對管道的預(yù)冷時間及效果有不同影響。因此,LNG儲罐與管道冷卻是LNG接收站投入運營前最重要的一個環(huán)節(jié)[10],有必要研究其冷卻過程和溫降規(guī)律,提出可行、可靠、節(jié)能的冷卻方法。

1 LNG儲罐冷卻方法研究

1.1 LNG儲罐冷卻過程分析

儲罐預(yù)冷主要是通過低溫介質(zhì)(液氮或LNG,本文以LNG為例)氣化后對儲罐氣體介質(zhì)進行冷卻,再通過被冷卻的氣體介質(zhì)按3～5℃/h的溫降速率對儲罐內(nèi)壁及罐底進行冷卻,直至罐底溫度檢測器檢測溫度冷卻至-145℃以下且能檢測到一定液位后,儲罐開始緩慢進液到初始冷卻要求高度[11-12]。

1.2 LNG儲罐冷卻控制模型的設(shè)計邏輯

LNG儲罐冷卻控制模型是根據(jù)儲罐冷卻溫降要求設(shè)定目標,對現(xiàn)場儲罐冷卻溫降數(shù)據(jù)進行監(jiān)控,采集各檢測點溫度變化數(shù)據(jù)對單點溫降變化趨勢、平均溫降積累趨勢、溫降速率變化趨勢進行分析,根據(jù)分析結(jié)果指導(dǎo)儲罐冷卻操作。儲罐冷卻控制模型建立主要分為收集基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、根據(jù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進行計算和分析、根據(jù)結(jié)果指導(dǎo)現(xiàn)場操作三部分,見圖1。

圖1 LNG儲罐冷卻控制模型設(shè)計邏輯圖Fig.1 The cooling model design logic diagram of LNG tanks

1.3 LNG儲罐冷卻控制模型的建立

通過采集儲罐內(nèi)壁及罐底各檢測點溫度變化情況,按照正常工藝條件下每30 min(或60 min)采集一次數(shù)據(jù),改變正常條件時(冷量增加時)可以每15 min采集一次數(shù)據(jù),在各時間點同時采集冷量入口壓力、儲罐壓力等參數(shù),將收集到的數(shù)據(jù)運用Excel軟件建立儲罐冷卻控制模型,自動生成控制模塊曲線圖,對儲罐冷卻現(xiàn)狀及冷卻趨勢進行評估和判斷,通過調(diào)整進入儲罐的冷量來控制儲罐預(yù)冷速率,以確保儲罐溫降速率在儲罐設(shè)計允許范圍內(nèi)。模型主要包括單點溫降趨勢圖、平均溫降累計趨勢圖、溫降速率變化圖三部分。常見的16×104m3LNG儲罐底部和罐壁的溫度檢測點分布見圖2(各大型儲罐溫度檢測點可能有所不同[13-16],但功能都是一樣,在冷卻過程中對冷卻速率進行監(jiān)控)。

a)罐壁溫度檢測點a)Temperature detection points of tank wall

b)罐底溫度檢測點b)Temperature detection points of tank bottom

1.4 模型對冷卻速率的控制

通過建立儲罐冷卻控制模型,即可清楚判斷儲罐冷卻情況,當現(xiàn)場操作中平均溫降速率低于3℃/h或高于5℃/h時調(diào)整進入儲罐的冷量,控制平均溫降速率在約1℃/15 min范圍內(nèi);另外當罐底或管壁任意兩個相鄰溫度監(jiān)控點之間溫差超過30℃時可以適當減少流量,盡量使各點溫降均勻[11]。

1.5 實例探討

在儲罐冷卻過程中溫降速率主要是通過罐底各檢測點小時平均溫差變化情況來進行LNG流量調(diào)整,以各檢測點溫度變化情況作為參考確保任何臨近兩點間的溫差不超過范圍?，F(xiàn)以中國海油浙江LNG接收站儲罐A冷卻過程中某一時間段通過冷卻模型指導(dǎo)和監(jiān)控現(xiàn)場操作的情況為例說明。

對于流量調(diào)整的控制可以通過監(jiān)控儲罐底部各檢測點每15 min平均溫降速率和單位時間累計溫降情況判斷增加的流量是否符合要求,以下通過9月25日儲罐A冷卻時兩次流量調(diào)整情況進行舉例說明。

在0:45～2:15時間段內(nèi),儲罐底部溫度變化與溫降速率見表1～2。在0:45～1:00時段內(nèi)罐底各點溫度平均溫降為0.15℃,低于1℃/15 min的理論平均速率,需要調(diào)整冷卻流量。在0:57將冷卻流量從13.1 m3/h調(diào)整至22.5 m3/h,1:00～1:15時間段內(nèi)罐底各點溫降平均速率為1.18℃/15 min,1:15～1:30時間段內(nèi)罐底各點平均溫降速率為1.54℃/15 min,溫降速率呈上升趨勢,若按此冷卻速率進行,儲罐溫降速率將會超過設(shè)計方4℃/h的溫降速率要求,在1:30要求現(xiàn)場降低冷卻流量,由圖3溫降速率和累計溫降曲線趨勢可知,重新調(diào)整流量后各點溫降情況都得到了很好的控制,滿足冷卻要求。

表1 部分流量調(diào)整前儲罐底部溫度變化情況表

Tab.1 Temperature change of tank bottom before partial flow rate adjustment

時間流量/(m3·h-1)溫度檢測點溫度/℃TI-02054TI-02055TI-02056TI-02057……TI-02064TI-02065TI-020660:4513.1011.8111.6111.0911.39……11.0011.2910.931:0022.2211.5211.410.8811.25……10.7911.1710.791:1523.1710.369.909.589.91……9.3510.049.641:3018.108.998.377.648.12……7.418.217.861:4517.998.017.447.127.60……6.727.427.032:0018.057.446.706.296.89……6.237.036.442:1518.166.896.345.925.95……5.476.365.8710:0024.94-15.09-15.61-16.12-16.44……-18.19-16.92-17.6610:1527.15-16.00-16.60-16.82-16.91……-19.00-17.07-17.7010:3027.42-17.28-17.93-17.99-17.98……-19.79-18.13-18.7910:4527.47-18.00-18.73-18.87-19.01……-20.57-19.35-19.9611:0027.38-18.50-19.14-19.61-19.90……-21.5-20.34-20.9811:1527.42-19.10-19.48-20.11-20.62……-22.4-21.29-21.94

表2 部分流量調(diào)整前儲罐底部溫降速率情況表

Tab.2 Temperature drop rate of tank bottom before partial flow rate adjustment

時間流量/(m3·h-1)溫度檢測點溫降速率/(℃·15-1 min-1)TI-02054TI-02055TI-02056TI-02057……TI-02064TI-02065TI-02066平均溫降速率/(℃·15-1 min-1)0:4513.100.430.280.250.41……0.160.370.410.341:0022.220.290.210.210.14……0.210.120.140.151:1523.171.161.501.301.34……1.441.131.151.181:3018.101.371.531.941.79……1.941.831.781.541:4517.990.980.930.520.52……0.690.790.830.752:0018.050.570.740.830.71……0.490.390.590.642:1518.160.550.360.370.94……0.760.670.570.6910:0024.940.210.240.430.66……0.820.780.810.6810:1527.150.910.990.700.47……0.810.150.040.5110:3027.421.281.331.171.07……0.791.061.091.0010:4527.470.720.800.881.03……0.781.221.170.9211:0027.380.500.410.740.89……0.930.991.020.8011:1527.420.600.340.500.72……0.900.950.960.71

圖3 0:45～2:15時段儲罐溫降速率與累計溫降曲線圖Fig.3 Temperature drop rate and cumulative temperature drop of tank in 0:45～2:15 period

在10:00～11:15時間段內(nèi),儲罐平均溫度變化與累計變化見圖4。在10:15調(diào)整冷卻流量后,10:15～10:30時間段內(nèi)各點平均溫降速率增大,隨后逐漸趨于平緩,平均溫降累計曲線斜率也呈現(xiàn)先增大后平緩的趨勢,這表明在10:15時的流量調(diào)整方案剛好滿足儲罐冷卻需要。

圖4 10:00～11:15時段儲罐溫降速率與累計溫降曲線圖Fig.4 Temperature drop rate and cumulative temperature drop of tank in 10:00～11:15 period

由圖3～4可知,通過分析儲罐溫降速率與累計溫降曲線斜率趨勢,可對儲罐冷卻流量的調(diào)整情況進行監(jiān)控。當溫降速率過大,超過4℃/h時,說明調(diào)整的流量可能過大,需重新調(diào)整流量;當平均溫降速率減小,小于4℃/h時,說明調(diào)整的流量符合要求,儲罐冷卻繼續(xù)進行。

1.6 儲罐冷卻技術(shù)控制要點

儲罐在冷卻過程中主要是對進入儲罐的冷量進行控制,不同項目由于選擇的噴淋設(shè)備不同,導(dǎo)致進入儲罐的LNG氣化效果不同,從而影響LNG氣化后對儲罐中氣體介質(zhì)的冷卻效率。為保證進入儲罐的LNG氣化效果，應(yīng)注意儲罐冷卻噴淋頭吹掃干燥置換質(zhì)量，防止雜質(zhì)或水滴形成的冰屑堵塞噴頭，影響冷卻操作。在操作過程中盡量避免頻繁開關(guān)流量控制閥門,防止大滴LNG由于重力作用未氣化完全而直接滴在儲罐底部，造成罐底局部低溫。

在冷卻控制中應(yīng)調(diào)整冷卻氣體和LNG的流量,以避免由于儲罐內(nèi)氣體冷卻太快引起壓力驟降而產(chǎn)生局部真空。儲罐冷卻至-148℃左右時,儲罐底部重組分已形成少量液位,溫降速率會減慢至1～2℃/h,需要進一步調(diào)整冷卻氣體和LNG流量。一般通過入口旁路引入少量LNG,由于微量LNG進入罐底接觸到重組分會發(fā)生氣化,檢測點探測到的溫度將頻繁波動,溫降加劇。儲罐在冷卻過程中將排出大量低溫氣體,出現(xiàn)氣帶液現(xiàn)象,在蒸發(fā)氣體處理過程[17-18]中需要充分考慮,做好處理,避免發(fā)生事故。

2 LNG管道冷卻方法研究

2.1 LNG外輸管道

外輸管道通常采用LNG進行冷卻,在管道沿線布置溫度檢測點,每一個檢測點包括管道上、下兩個溫度傳感器,通過分析這些檢測點的溫度數(shù)據(jù),研究管道冷卻過程中的溫度變化規(guī)律。

圖5 低壓外輸管道冷卻曲線圖Fig.5 Cooling curve of low pressure export pipeline

圖5給出了24″(1″=25.4 mm)LNG外輸管道冷卻過程中某時段的溫度變化曲線,可以看出,部分單點溫降速率非常大,最大單點溫降速率為118.8℃/h,另外,管道同一位置的上下兩點最大溫差達到140℃,從而造成管道冷卻不均勻的現(xiàn)象。為解決這一問題,考慮通過間歇方式對管道進行冷卻,控制小流量,調(diào)節(jié)稍大壓差,使LNG能盡量氣化,采用氣帶液的方式對管道進行冷卻,同時在冷卻過程中應(yīng)密切監(jiān)控管道位移和變形情況,尤其是阻礙管道位移的障礙物,防止管道發(fā)生碰撞損壞設(shè)備。

2.2 LNG卸料管道

LNG卸料管道主要包括碼頭平臺部分、海上棧橋部分、地面管道和儲罐豎管等,管道冷卻速率控制一般是通過調(diào)整冷卻介質(zhì)的溫度或流量來實現(xiàn)。目前,LNG卸料管道主要采用“BOG預(yù)冷+LNG冷卻”的方式[19-20],這種方式所需的BOG排放量較高,且耗時較長。為此,提出采用液氮代替BOG對卸料管道進行預(yù)冷的方法并開展現(xiàn)場試驗。

2.2.1 液氮預(yù)冷概述

廣東珠海金灣液化天然氣有限公司(簡稱珠海LNG)在首船接卸前對450 m的42″卸料管線進行液氮預(yù)冷試驗。利用液氮槽車運輸液氮到達設(shè)備后分成兩路,一路通過空氣式氣化器氣化進入分液罐,另一路直接進入分液罐,兩路混合均勻的冷氣從分液罐頂部出來經(jīng)卸料管線末端14″預(yù)留口,注入42″卸料匯管42″-LM-0103(往碼頭方向進行反向預(yù)冷),氣體到達三條液相臂的24″管道,通過卸料臂C臂下方導(dǎo)淋進行排放,控制管道的冷卻速度不超過10℃/h。預(yù)冷流程及卸料管線溫度、壓力及管道位移監(jiān)控點示意圖分別見圖6、7。冷卻過程中通過控制注入氮氣的流量和溫度保證管道冷卻效果。

圖6 珠海LNG液氮預(yù)冷流程示意圖Fig.6 Schematic diagram of liquid nitrogen precooling process for LNG pipeline in Zhuhai LNG terminal

圖7 卸料管線溫度、壓力及管道位移監(jiān)測點示意圖Fig.7 Schematic diagram of temperature,pressure and displacement monitoring points of unloading pipeline

2.2.2 液氮預(yù)冷具體操作

1)首先按照BOG常規(guī)冷卻流程開展液氮冷卻工作。從卸料管道充入低溫氮氣(氮氣溫度控制在-30～-40℃)經(jīng)卸料臂C底部導(dǎo)淋進行排氣,逐步增加氮氣流量至 4 300 m3/h,此時入口氮氣溫度降至-90℃,離注入點最近的溫度檢測處(約20 m)最低溫度降至5℃,平均溫降為1.2℃/h,管線降溫速度較慢,若繼續(xù)按照此方案操作,將花費更多時間并消耗更多氮氣,因此改變冷卻方式,對冷卻管線進行分段,實現(xiàn)逐步冷卻。

2)采取“分段式預(yù)冷法”提高冷卻速率。在管道沿途增加氮氣排放點,根據(jù)現(xiàn)場溫降情況,調(diào)整SDV 0201A和SDV 0201C旁路排放口的打開和關(guān)閉,當預(yù)冷18 h后,繼續(xù)控制氮氣溫度在-90℃左右,此時溫降速率為3～6℃/h,冷卻效果明顯,但注氮點附近管道上下溫差擴大,現(xiàn)場位移監(jiān)測點出現(xiàn)100 mm的位移量;當預(yù)冷24 h后,管道上下溫差最大達到45℃,繼續(xù)預(yù)冷將導(dǎo)致管道上下溫差超過設(shè)計值50℃。分析原因主要為氮氣的流動性較差,在管道內(nèi)產(chǎn)生分層流動,導(dǎo)致管道上下溫差加劇,使管道預(yù)冷效果不佳,此時需要再次調(diào)整現(xiàn)場操作模式,通過瞬時快速流動使分層的氣體在管道中產(chǎn)生擾動,達到均勻混合的目的。

3)改變預(yù)冷方法,從“分段預(yù)冷”改為“間歇預(yù)冷”,先關(guān)閉SDV 0108,當SDV 0108上游壓力到160 Kpa,下游壓力降到30 Kpa,再打開SDV 0108進行泄壓,增加管道內(nèi)氣體流速,重復(fù)以上動作進行預(yù)冷,此時溫降速率為3～6℃/h,上下溫差不超過45℃;同時對末段管線進行了冷卻。預(yù)冷進行72 h后,卸料總管離注氮點最近溫度點T-0123 B底部溫度降至約-124℃,卸料總管碼頭最前端溫度點T-0117 B底部溫度約-88℃,預(yù)冷結(jié)束。

試驗結(jié)果表明,采用“間歇預(yù)冷”方法可以改變管道內(nèi)部氣體的流通速度,達到均勻混合的目的,且冷卻過程中管道位移、變形等均在設(shè)計范圍內(nèi),低溫狀態(tài)下各項閥門、設(shè)備等測試均符合要求。與BOG冷卻相比,液氮冷卻卸料管道可大量節(jié)約冷卻時間,減少BOG排放,節(jié)省調(diào)試費用,同時分解了調(diào)試工作，減少了BOG冷卻的風險?；诖朔椒?天津浮式LNG接收站對830 m 42″的卸料管道開展了兩次液氮冷卻工作,均取得成功,整個過程共節(jié)省冷卻時間45 h,減少BOG的排放量約8.5×105m3,節(jié)省費用約425萬元。

3 結(jié)論

1)通過建立儲罐冷卻控制模型分析儲罐各單點溫度變化以及單位時間的平均溫降速率和溫降累計變化情況,對冷卻操作進行監(jiān)控、提醒,現(xiàn)場實際應(yīng)用表明,該模型可以使LNG儲罐冷卻速率控制在合理范圍內(nèi)。

2)儲罐冷卻過程中,應(yīng)保證噴頭的霧化效果,避免閥門頻繁操作造成的罐底局部低溫以及儲罐冷卻太快造成的局部真空,在蒸發(fā)氣體處理過程中需要充分考慮低溫氣體所產(chǎn)生的氣帶液現(xiàn)象。

3)在用LNG對管道預(yù)冷時,應(yīng)著重監(jiān)控流量調(diào)節(jié)管道上下點間的溫差,建議采用“間歇預(yù)冷”方式對管道進行冷卻,盡量減少管道上下溫差。

4)液氮冷卻方法可大大減少BOG的排放,同時節(jié)省大量調(diào)試時間和費用,更加安全環(huán)保,值得推廣應(yīng)用。