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    站線一體化運(yùn)行模式研究

    2022-11-15 08:45:22胡云躍中海福建天然氣有限責(zé)任公司福建莆田351100
    化工管理 2022年27期
    關(guān)鍵詞:高壓泵輸氣外輸

    胡云躍(中海福建天然氣有限責(zé)任公司,福建 莆田 351100)

    0 引言

    LNG接收站是LNG產(chǎn)業(yè)鏈的終端和源頭,而輸氣干線作為連接LNG接收站和下游用戶的橋梁,兩者關(guān)系緊密。節(jié)能減排是LNG接收站運(yùn)行的重要因素,結(jié)合LNG接收站現(xiàn)有的工藝流程,總結(jié)經(jīng)驗(yàn),建立和完善站線一體化運(yùn)行模式,實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排的同時(shí)提高設(shè)備使用壽命。

    1 工藝流程概述

    接收站主要工藝流程為:船方通過(guò)卸料泵將LNG通過(guò)碼頭三條卸料臂及LNG輸送管道輸送到接收站內(nèi)的儲(chǔ)罐,儲(chǔ)罐產(chǎn)生的BOG氣體一部分通過(guò)氣相臂返回到船艙保持船艙內(nèi)的壓力穩(wěn)定,另一部分通過(guò)BOG壓縮機(jī)壓縮至再冷凝器冷凝后外輸或通過(guò)高壓壓縮機(jī)直接壓縮后輸送到下游管網(wǎng)。如果上述兩種方式仍不能保持儲(chǔ)罐壓力的穩(wěn)定,將通過(guò)火炬放空以保持儲(chǔ)罐壓力處于設(shè)計(jì)范圍值以內(nèi)[1]。

    2 站線一體化運(yùn)行模式

    2.1 接收站高壓外輸與干線外輸總量的平衡分析

    當(dāng)接收站外輸量大于全線用氣總量時(shí),干線壓力將逐漸上升。當(dāng)接收站外輸總量小于全線提氣總量時(shí),干線壓力將逐漸下降。以干線壓力每上升或下降0.1 MPa為衡量標(biāo)準(zhǔn),分析計(jì)算接收站外輸出總量與全線用氣總量的具體差值關(guān)系,進(jìn)行理論與實(shí)際分析。

    2.1.1 理論分析

    根據(jù)SY/T 5922—2012《天然氣管道運(yùn)行規(guī)范》中B.4管道儲(chǔ)氣量計(jì)算公式(1):

    式中:Q儲(chǔ)為管道的儲(chǔ)氣量(標(biāo)準(zhǔn)狀況下(Nm3));V為管道容積(m3);P1m為管道計(jì)算段內(nèi)氣體的最高平均壓力(絕壓)(MPa);P2m為管道計(jì)算段內(nèi)氣體的最低平均壓力(絕壓)(MPa);P0為標(biāo)準(zhǔn)狀況下壓力0.101 325 MPa;T0為標(biāo)準(zhǔn)狀況下溫度293.15 K;Z1為對(duì)應(yīng)P1m的氣體壓縮系數(shù);Z2為對(duì)應(yīng)P2m的氣體壓縮系數(shù)。

    根據(jù)現(xiàn)有條件已知長(zhǎng)輸管線管道容積約為99 824 m3,即V=99 824 m3。正常運(yùn)行時(shí),干線壓力保持在5.0~7.0 MPa之間,溫度約20 ℃。

    對(duì)理想氣體,在任何溫度壓力下Z恒等于1。當(dāng)Z<1時(shí),說(shuō)明真實(shí)氣體的Vm比同樣條件下理想氣體的Vm小,此時(shí)真實(shí)氣體比理想氣體易于壓縮。Z偏離1越遠(yuǎn),氣體性質(zhì)偏離理想氣體性質(zhì)越遠(yuǎn)。由于氣體溫度基本不變化,由上表1天然氣壓縮因子速查表可知,在溫度一定的情況下,壓力越高,壓縮系數(shù)越小(即偏離1越遠(yuǎn))。在20 ℃,P為5.0 MPa時(shí),Z=0.900;P為7.0 MPa時(shí),Z=0.862。由于干線壓力在5.0至7.0 MPa 之間波動(dòng),因此取Z的中間值為計(jì)算值,即Z=(0.9+0.862)/2=0.881。在假定壓力上升0.1 MPa的情況下,即P1m減去P2m等于0.1 MPa。由于壓力變化不大,此時(shí)Z1也可以近似等于Z2,Z1=Z2=0.881。將數(shù)據(jù)帶入公式(1),計(jì)算出Q儲(chǔ)為111 825.91 Nm3。

    表1 天然氣壓縮因子速查表

    即干線壓力5.0~7.0 MPa之間時(shí),每升高0.1 MPa壓力,接收站高壓泵輸出量需比全線用氣消耗量高出約111 825.91 Nm3=111.83 kNm3,天然氣的密度 0.7 kg/Nm3后,約為78.3 t。

    理論分析結(jié)論:正常運(yùn)行時(shí),干線壓力每升高/降低0.1 MPa,接收站高壓泵輸出量需比干線提氣消耗量高/低78.3 t。

    2.1.2 實(shí)際數(shù)據(jù)分析

    上文已經(jīng)通過(guò)理論分析,得出干線壓力變化0.1 MPa情況下,高壓泵輸出量需與干線用氣消耗量的平衡差值。下面通過(guò)實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行分析比對(duì)。

    (1)2021年12月8日—10日數(shù)據(jù)分析

    因1:00至5:00時(shí)段電廠已停機(jī),而城市燃?xì)庥脷饬肯鄬?duì)平穩(wěn),因此選取這三日時(shí)段數(shù)據(jù)更容易判斷干線輸入輸出差值量與平均壓力變化的規(guī)律。數(shù)據(jù)內(nèi)包含當(dāng)日外輸及用氣量穩(wěn)定期每小時(shí)節(jié)點(diǎn)高壓泵外輸量,全線提氣總量及首站、北線分輸站1、南線分輸站1、南線電廠1、南線電廠2、南線分輸站2的進(jìn)站壓力參數(shù)值,具體數(shù)據(jù)如表2所示。高壓泵的額定流量455.6 m3/h,一般設(shè)置流量為單臺(tái)高壓泵380~500 m3/h之間。LNG的密度為430 kg/m3。天然氣NG的密度約為0.7 kg/Nm3,將高壓泵的輸出量與下游用量均換算成質(zhì)量單位噸,將上表數(shù)據(jù)計(jì)算轉(zhuǎn)換。計(jì)算每個(gè)小時(shí)區(qū)間用量差與壓力差的變化,如表3所示。主干線壓力也在隨著輸入輸出量的變化而變化。通過(guò)上述數(shù)據(jù),每小時(shí)高壓泵輸出量與下游總用氣量的差值除以每小時(shí)干線壓力上升或下降的平均值,可計(jì)算每小時(shí)干線壓力上升或下降0.1 MPa時(shí)的差值,如表4所示。

    表2 2021年12月8日—10日數(shù)據(jù)記錄表

    表3 2021年12月8日—10日數(shù)據(jù)表轉(zhuǎn)換表

    表4 實(shí)際0.1 MPa壓力變化下輸差記錄表

    (2)實(shí)際數(shù)據(jù)分析結(jié)論:

    通過(guò)兩次實(shí)際數(shù)據(jù)的對(duì)比分析可知,干線壓力每升高/降低0.1 MPa,接收站高壓泵輸出量需比干線提氣消耗量高/低約83.86 t。而理論分析結(jié)果為78.3 t,與實(shí)際值較接近。

    該廠的二段濃縮機(jī)底流中固液產(chǎn)率γD=4.41%,即底流中固體和液體的質(zhì)量占入料的4.41%。底流固體回收率εD=98.03%,即有98.03%固體物沉淀下來(lái),隨底流排出,底流液體錯(cuò)配率即底流中攜帶的水量只占入料的3%,濃縮效率ηn=95.03%,可見(jiàn)濃縮效果較好。

    通過(guò)理論分析,再以實(shí)際數(shù)據(jù)驗(yàn)證,可得到初步結(jié)論:在不考慮放空量的情況下,正常運(yùn)行時(shí),高壓泵輸出量比輸氣干線提氣消耗量高/低約78.3 t/h,干線壓力升高/降低約0.1 MPa。

    2.2 站線運(yùn)行壓力選擇

    管道運(yùn)行壓力的選擇應(yīng)遵循以下原則:第一,出現(xiàn)故障時(shí),能夠做到上下游統(tǒng)籌兼顧,將對(duì)上下游的影響降低到最?。坏诙?,建立管道允許運(yùn)行的壓力區(qū)間,綜合各項(xiàng)安全因素和對(duì)下游用戶保供的目的,設(shè)定管道允許運(yùn)行的壓力最大值和最小值;第三,根據(jù)下游用戶與公司簽訂的合同供氣壓力的最大值,選定管道正常運(yùn)行的壓力區(qū)間;第四,確定不同崗位允許控制的壓力區(qū)間,保證各司其職,有序控制、管理[2]。

    LNG接收站輸氣干線管道設(shè)計(jì)壓力為7.5 MPa,最低運(yùn)行壓力根據(jù)下游用戶的需求進(jìn)行調(diào)整。目前輸氣干線用戶包括3家調(diào)峰燃?xì)怆姀S、1家冷軋鋼廠及15家城市燃?xì)忾T站。上游接收站最大供氣量為7臺(tái)外輸高壓泵同時(shí)運(yùn)行,單臺(tái)高壓泵外輸能力為510 m3/h LNG,即約天然氣31.0×104m3/h;單臺(tái)泵最小外輸能力為400 m3/h LNG,即約天然氣24.3×104m/h。因此高壓泵總外輸能力達(dá)到124.0×104m3/h。

    LNG接收站現(xiàn)有用戶情況,莆田電廠、晉江電廠共4臺(tái)機(jī)組,廈門電廠2臺(tái)機(jī)組。日常供氣壓力最大值:莆田電廠、晉江電廠、廈門電廠和城市燃?xì)庥脩艟鶠?.5 MPa,最大用氣量:莆田電廠和晉江電廠26×104m3/h、廈門電廠13×104m3/h、城市燃?xì)庥脩?0×104m3/h.

    考慮輸氣站場(chǎng)內(nèi)流程壓降和設(shè)備正常壓降,管道允許的最低運(yùn)行壓力應(yīng)是用戶最大供氣壓力與流程和設(shè)備正常壓降之和,結(jié)合實(shí)際情況,一般輸氣干線最低點(diǎn)壓力為南電1進(jìn)站壓力,即南電1供氣壓力與流程和設(shè)備正常壓降之和5.0 MPa。另外,為保證設(shè)備安全,減少超壓放空,管道正常的最高運(yùn)行壓力為6.75 MPa,即管道設(shè)計(jì)最高運(yùn)行壓力的90%。

    因接收站氣態(tài)外輸系統(tǒng)負(fù)荷提高需要響應(yīng)時(shí)間使干線壓力最低點(diǎn)升高,考慮下游電廠實(shí)際運(yùn)行組數(shù),為保證干線最低點(diǎn)壓力高于5.0 MPa,根據(jù)經(jīng)驗(yàn),南電1和南電2總和每增加1臺(tái)機(jī)組,接收站氣態(tài)高壓外輸系統(tǒng)增加高壓泵運(yùn)行負(fù)荷時(shí)最低點(diǎn)壓力增加0.05 MPa,即對(duì)應(yīng)的下游1臺(tái)機(jī)組5.05 MPa,2臺(tái)機(jī)組5.10 MPa,3臺(tái)機(jī)組5.15 MPa,4臺(tái)機(jī)組5.20 MPa,5臺(tái)機(jī)組 5.25 MPa,6臺(tái)機(jī)組5.30 MPa。

    考慮下游用戶中斷用氣的情況:因下游用戶同時(shí)中斷用氣的概率極低,且接收站氣態(tài)高壓外輸系統(tǒng)可進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整,降低負(fù)荷,此種情況對(duì)干線壓力影響不作參考,壓力控制參照5.30~6.75 MPa范圍進(jìn)行控制。

    2.3 接收站無(wú)外輸儲(chǔ)罐壓力控制

    按照液化天然氣儲(chǔ)罐蒸發(fā)氣(BOG)的處理方式不同,可分為BOG再冷凝工藝和BOG直接壓縮工藝兩種,直接壓縮工藝設(shè)備占地面積大、能耗高、控制壓力大、生產(chǎn)安全系數(shù)較低,一般較少采用。再冷凝工藝可以利用LNG的冷量,減少蒸發(fā)氣(BOG)壓縮功的消耗,節(jié)省了能量[3]。但由于液態(tài)外輸存在不連續(xù)性,為了充分利用BOG氣體,上述兩種BOG處理方式都有使用,但主要以再冷凝式為主。在無(wú)外輸?shù)那闆r下,待儲(chǔ)罐壓力達(dá)到22 kPa時(shí)啟動(dòng)。為了減少BOG的產(chǎn)生,可采取下列措施:

    2.3.1 理論計(jì)算

    由于在溫度為-160 ℃,壓力小于20 kPa時(shí)BOG氣體的壓縮因子接近1,故可按照克拉珀龍方程式(2)進(jìn)行計(jì)算。

    式中:P為氣體壓強(qiáng)(Pa);V為氣體容積(m3);R為普適氣體常數(shù)8.314 J/(mol·K);T為氣體溫度(K);M為氣體分子的平均摩爾質(zhì)量;m為氣體的質(zhì)量(kg)。

    LNG接收站現(xiàn)有6座16萬(wàn)立方米的大型全容式儲(chǔ)罐,6個(gè)儲(chǔ)罐都設(shè)有低液位1.9 m報(bào)警,高液位33.85 m報(bào)警,高低液位之間的容積約160 000 m3,6個(gè)儲(chǔ)罐的氣相空間是相互連通的。

    當(dāng)6個(gè)儲(chǔ)罐的液位都達(dá)到最低1.9 m和最大33.85 m時(shí),忽略BOG管道的體積,則BOG總體積分別為1 122 726.4 m3和159 625.6 m3。由于少量的LNG蒸發(fā)對(duì)液態(tài)空間的影響不大可忽略,故BOG總體積不變,氣相平均溫度為-157 ℃,由公式(2)可推算出儲(chǔ)罐壓力每上升1 kPa所需的BOG氣體總量分別為1 884 935 kg和2 679.94 kg。

    通過(guò)以上理論計(jì)算可以得出在儲(chǔ)罐氣相空間最大時(shí),每上升1 kPa儲(chǔ)罐壓力需要蒸發(fā)約18.85 t LNG,在儲(chǔ)罐氣相空間最小時(shí),每上升1 kPa儲(chǔ)罐壓力需要蒸發(fā)約2.68 t LNG。

    2.3.2 實(shí)際測(cè)量數(shù)據(jù)

    2021年12月22日接收站1臺(tái)高壓泵400 m3/h運(yùn)行,壓縮機(jī)C-0301A/B全負(fù)荷運(yùn)行,16:15停止高壓外輸,只保留了兩臺(tái)低壓泵用于槽車充裝及管道的保冷循環(huán),為了減少蒸發(fā)量,關(guān)閉了碼頭循環(huán),21:55啟動(dòng)高壓外輸,儲(chǔ)罐壓力及液位變量如表5所示。

    表5 2021年12月22日停止外輸后儲(chǔ)罐壓力及液位數(shù)據(jù)表

    通過(guò)表5數(shù)據(jù)可以計(jì)算出,18 kPa時(shí)氣相質(zhì)量為1 444.44 t,19.85 kPa時(shí)氣相質(zhì)量為1 466.59 t,氣相壓力每變化1 kPa需要BOG質(zhì)量11.97 t,在采取了一系列減少BOG產(chǎn)生的措施后,儲(chǔ)罐每小時(shí)產(chǎn)生的BOG逐漸減少,儲(chǔ)罐壓力上升趨勢(shì)逐漸平緩,壓力達(dá)到19.8 kPa以后,每小時(shí)只上升0.2 kPa,這就說(shuō)明在不啟動(dòng)常溫BOG壓縮機(jī)的情況下,儲(chǔ)罐壓力從18 kPa上升21 kPa至少需要10 h以上,可以為干線壓力控制及接收站各項(xiàng)檢修作業(yè)提供充足的時(shí)間。

    3 結(jié)語(yǔ)

    LNG接收站對(duì)站線一體化運(yùn)行模式進(jìn)行研究,根據(jù)下游用氣計(jì)劃,采用調(diào)整外輸量和精準(zhǔn)控制輸氣干線壓力,降低設(shè)備啟動(dòng)頻次、減少電能消耗,從而達(dá)到接收站零放排,延長(zhǎng)設(shè)備使用壽命的目的。

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