降低LNG接收站首次啟動高壓外輸系統(tǒng)用電量工藝研究

國家管網(wǎng)集團(tuán)北海液化天然有限責(zé)任公司 張長江

1 引言

我國對天然氣量需求越來越大。進(jìn)口的液化天然氣經(jīng)LNG 接收站卸料、儲存、氣化等工藝單元加工外輸至下游。LNG 經(jīng)接收站有三種外輸方式，分別是第一種低壓LNG 槽車外輸方式；第二種低壓BOG 直供外輸方式；第三種是高壓LNG 氣化外輸方式。其中高壓LNG 氣化方式是LNG 外輸是接收站最重要的外輸方式，具有安全性高，外輸量大等優(yōu)點(diǎn)，是大部分接收站首選外輸方式。根據(jù)下游天然氣管網(wǎng)的用氣需求LNG 接收站起著下游天然氣的調(diào)峰作用。按照天然氣管網(wǎng)的用氣需求變化量決定了LNG 接收站每2d 啟停1次外輸系統(tǒng)以及每次提前1h 的特點(diǎn)。提前1h 啟動海水泵投用ORV 的海水系統(tǒng)、啟動高壓泵預(yù)冷ORV 入口LNG管道為高壓LNG 氣化外輸做準(zhǔn)備工作。此高壓外輸系統(tǒng)的工藝啟輸方法，具有安全風(fēng)險(xiǎn)高、耗電量大的缺點(diǎn)，為了降低啟動高壓外輸系統(tǒng)的耗電量將原有工藝技術(shù)進(jìn)行改為低壓零輸出循環(huán)保冷的LNG 預(yù)冷ORV 入口LNG 管道的工藝技術(shù)，新工藝的優(yōu)點(diǎn)就是耗電量小，安全風(fēng)險(xiǎn)低、生產(chǎn)準(zhǔn)備工作充足等。

2 能耗分析

LNG 接收站高壓LNG 氣化外輸系統(tǒng)是由高壓泵、海水泵、ORV 三大設(shè)備組成，功率依次2200kW、900kW，其中啟動一臺高壓泵需要配套啟動一臺低壓泵，低壓泵的功率為220kW。因此，影響高壓外輸系統(tǒng)耗電的因素如下。

一是從設(shè)備功率分析，設(shè)備的耗電量跟功率是密不可分的，功率越大耗電量就越大。耗電量最大的設(shè)備是高壓泵，運(yùn)行1h 需要2200kWh電，接收站每次啟動高壓LNG 外輸系統(tǒng)時(shí)都需要大約1h 來預(yù)冷ORV 的入口管道。因此，LNG 接收站高壓LNG 氣化外輸系統(tǒng)1h 內(nèi)產(chǎn)生的用電量=低壓泵用電+高壓泵用電+海水泵用電=220kWh+2200kWh+900kWh=3320kWh。

二是從接收站首次高壓外輸啟輸工藝的頻次分析，如果LNG 接收站低能耗運(yùn)行狀態(tài)需要在額定負(fù)荷下不間斷地氣化外輸。由于下游用氣需求LNG 接收站不滿足常年連續(xù)運(yùn)行的條件。經(jīng)統(tǒng)計(jì)20 21年全年某LNG 接收站氣化外數(shù)量為191163.2285×104m3按照此LNG 接收站ORV 滿負(fù)荷運(yùn)行600萬m2每天要求，根據(jù)全年此LNG 接收站的生產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)出高壓外輸系統(tǒng)啟輸頻次見表1。

表1 LNG 接收站首次高壓外輸系統(tǒng)啟輸頻次統(tǒng)計(jì)

從表中得出其中全年LNG 接收站連續(xù)零外輸18次，間斷高壓外輸系統(tǒng)啟輸（單日外輸量小于600萬m2）有80次，總計(jì)全年LNG 接收站高壓外輸系統(tǒng)啟輸98次。

綜合兩點(diǎn)分析得到，根據(jù)現(xiàn)有高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝即啟輸一條高壓外輸系統(tǒng)從開始ORV 預(yù)冷到結(jié)束的耗電量等于3300kWh。2021年全年高壓外輸系統(tǒng)從開始ORV 預(yù)冷到結(jié)束所耗電量為237160kWh。在沒有向下游管道輸氣時(shí)接收站的用電損耗增加多了237160kWh 電，極大地降低企業(yè)的利潤，為了給企業(yè)增加盈利點(diǎn)，需要對高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝進(jìn)行技術(shù)改進(jìn)來提高企業(yè)盈利能力。

3 高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝的改進(jìn)

在實(shí)際生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)LNG 接收站的高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝能耗較高存在很大的改進(jìn)空間，經(jīng)過對LNG 接收站的高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝能耗較高原因分析得出LNG 接收站啟動高壓泵后需要用高壓的LNG 對高壓泵至ORV 入口的LNG 管道進(jìn)行預(yù)冷，耗時(shí)約1h。為了企業(yè)的提質(zhì)增效需要在原有的高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝的基礎(chǔ)上進(jìn)行技術(shù)改進(jìn)。采用LNG 接收站的低壓零輸出循環(huán)保冷的LNG 預(yù)冷高壓泵出口至ORV 入口LNG 管道，采取這種預(yù)冷ORV 入口LNG 管道的工藝技術(shù)，將在原有接收站首次啟動高壓外輸系統(tǒng)的工藝基礎(chǔ)之上可節(jié)約2420kWh 電，具體的技術(shù)改進(jìn)如下。

原有的LNG 接收站的高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝如圖1所示。啟動海水泵SWP 投用ORV 將海水調(diào)節(jié)到符合ORV 運(yùn)行的工藝條件，導(dǎo)通ORV 至計(jì)量撬的工藝流程確認(rèn)LNG 接收站至下游管道的工藝流程是導(dǎo)通狀態(tài)，關(guān)閉零外輸循環(huán)，啟動高壓外輸泵HP預(yù)冷ORV，大約需要1h，然后正常外輸。

圖1 LNG 接收站高壓外輸系統(tǒng)

為了節(jié)約1h 所用高壓LNG 預(yù)冷高壓泵至ORV入口的LNG 管道所產(chǎn)生的用電量，在LNG 接收站的高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝的基礎(chǔ)上，改為用LNG 接收站低壓零輸出循環(huán)保冷的LNG 預(yù)冷高壓泵出口至ORV入口LNG 管道，具體的改進(jìn)的預(yù)冷工藝流程如下。

一是關(guān)閉5號閥門、6號閥門、8號閥門打開9號閥門對ORV 本體開始隔離卸壓，待ORV 壓力降至0MPa 時(shí)關(guān)閉9號閥門啟動海水泵投用ORV 并調(diào)節(jié)好海水的分布；二是微量打開6號閥門對ORV 進(jìn)行預(yù)冷，在預(yù)冷過程中會產(chǎn)生大量的BOG 氣體造成ORV 本體壓力升高影響預(yù)冷速率。若預(yù)冷速率下降ORV 本體壓力升高可以適當(dāng)打開9號閥門對ORV本體卸壓，預(yù)冷的速率由6號閥控制，預(yù)冷完成后關(guān)閉8號閥門、9號閥門；三是按照操作規(guī)程啟動高壓外輸泵開始緩慢打開6號閥門對5號閥門前后進(jìn)行均壓待5號閥門前和8號閥門后的壓力相同時(shí)依次打開8號閥門、5號閥門標(biāo)志著技術(shù)改進(jìn)后高壓外輸系統(tǒng)的建立；四是一般LNG 管道采用的是奧氏不銹鋼材料制作，其具有優(yōu)秀的低溫性能但是線性膨脹系數(shù)較大，在LNG 溫度條件下奧氏不銹鋼的收縮率是3‰，因此在預(yù)冷時(shí)做好防護(hù)措施防止出現(xiàn)冷收縮造成LNG 管道損害[1]，從而在預(yù)冷過程中過程檢查ORV 入口的LNG 管道的完整性,具體要求包括[2]：檢查低溫材料有沒有低溫開裂現(xiàn)象；檢查低溫管道焊接部位有無裂紋，特別是法蘭焊接部位；檢查管道冷縮量和管托支撐變化；檢查低溫閥門的密封性和靈活性，檢查是否凍??；檢查法蘭連接部位是否泄漏，螺栓是否因冷縮而使預(yù)緊力減小。

4 高壓外輸系統(tǒng)啟輸工藝技術(shù)改進(jìn)優(yōu)點(diǎn)

LNG 接收站自投產(chǎn)以來采用現(xiàn)有高壓外輸啟輸工藝，此種啟輸操作具有能耗高、高壓LNG 預(yù)冷ORV 入口LNG 管道泄漏風(fēng)險(xiǎn)大、高壓的LNG 對管道帶來的沖擊危害大、容易造成ORV 入口連接流量計(jì)的法蘭面泄漏等缺點(diǎn)。由于此原因，從投產(chǎn)以來多次造成ORV 入口連接流量計(jì)的法蘭面泄漏，延長啟輸時(shí)間，造成的能耗大，并且給下游管道帶來了斷供的風(fēng)險(xiǎn)。如果改為低壓零輸出循環(huán)保冷的LNG 預(yù)冷高壓泵出口至ORV 入口LNG 管道新工藝技術(shù)優(yōu)點(diǎn)。一是能有效的控制預(yù)冷速率從而降低了LNG 管道位移量的風(fēng)險(xiǎn)。避免了ORV 入口連接流量計(jì)的法蘭面由于預(yù)冷受熱不均勻造成應(yīng)力發(fā)生變化出現(xiàn)LNG 泄漏；二是有充足的時(shí)間高壓外輸線建立的準(zhǔn)備工作，極大地降低了由于準(zhǔn)備工作不充分造成的風(fēng)險(xiǎn)。有效的提高了操作人員技能。特別是對崗位不熟悉的新操作人員有更好的應(yīng)急準(zhǔn)備，避免了新操作人員心里對高壓LNG 泄漏產(chǎn)生傷害的恐懼。

5 儲罐壓力的影響

新改進(jìn)預(yù)冷工藝技術(shù)通過ORV 入口的5號閥門的DN50旁通進(jìn)入ORV 入口LNG 管道進(jìn)行預(yù)冷，通過新工藝技術(shù)預(yù)冷對儲罐壓力的影響計(jì)算得知，1h 預(yù)冷ORV 入口LNG 管道所需要的LNG 的體積流量，依據(jù)計(jì)算在實(shí)際工程中應(yīng)用，LNG 管道內(nèi)流速（V）受很多因素影響（使用壓力、管道通徑、使用流量等），所以合理的流速應(yīng)根據(jù)經(jīng)濟(jì)權(quán)衡決定。一般LNG 液體流速為0.5～3m/s，NG 氣體流速為10～30m/s。因?yàn)榈蛪篖NG 管道的壓力一般在0.75MPa，在0.75MPa 下的壓力取流速為0.5m/s，管道內(nèi)徑50mm 取6號閥所在的位置截面為參考面，介質(zhì)在1h 內(nèi)流經(jīng)管道截面的流量有：

式中:Q 為工況流量（m3）；V 為介質(zhì)流速（m/s）；R 為管道半徑（m）；得到流量計(jì)算式：

產(chǎn)生BOG 的體積為= 每h 的流量V×600=3.54×600=2122（m3）

經(jīng)過計(jì)算得到，預(yù)冷ORV 產(chǎn)生的BOG 蒸發(fā)氣約為2122m3，進(jìn)入BOG 系統(tǒng)會造成儲罐壓力上升，實(shí)際生產(chǎn)中，只考慮儲罐的氣相空間，以儲罐的氣相空間主體作為BOG 蒸發(fā)氣儲存容器，按照LNG接收站有4個(gè)內(nèi)徑80m的LNG 儲罐，每個(gè)儲罐有10m 的氣相空間，LNG 接收站儲罐壓力變化多少可以通過計(jì)算得知：

式中：V 為儲罐緩存氣體積（m3）；D 為LNG儲罐內(nèi)罐直徑（m）；h 為LNG 儲罐氣相空間高度（計(jì)算時(shí)要考慮四個(gè)LNG 儲罐）（m）；P 為LNG 儲罐氣相空間壓力（kPa）。

通過計(jì)算得到在預(yù)冷ORV 入口LNG 管道產(chǎn)生的BOG 蒸發(fā)氣會造成儲罐壓力上升1.06kPa，LNG接收站壓力在可控的范圍內(nèi)可以通過低壓LNG 預(yù)冷ORV 入口的LNG 管道，對LNG 接收站節(jié)能減排起著重要的作用，若LNG 接收站儲罐的壓力在高位運(yùn)行，則不建議采取這樣的新工藝進(jìn)行預(yù)冷[2]。

6 經(jīng)濟(jì)效益

隨著國際天然氣價(jià)格上漲，國內(nèi)天然氣進(jìn)口量下降導(dǎo)致沿海LNG 接收站經(jīng)營壓力增大，國內(nèi)各LNG 接收站提質(zhì)增效挖掘自身的潛力，LNG 接收站實(shí)施節(jié)能降耗措施通過改進(jìn)的新工藝技術(shù)可以為企業(yè)創(chuàng)造可觀利益，經(jīng)統(tǒng)計(jì)2021年全年LNG 連續(xù)零外輸共18次，間斷高壓外輸系統(tǒng)啟輸（單日外輸量小于600萬m2）共80次，總計(jì)全年高壓外輸系統(tǒng)啟輸共98次，如果采用新工藝技術(shù)建立高壓外輸系統(tǒng)每次可節(jié)約用電2420kWh，從2022年4月1日起，廣西工業(yè)用電實(shí)行峰平谷段收取電價(jià)，按照平時(shí)段0.576元計(jì)算。建立一次高壓外輸系統(tǒng)可節(jié)約生產(chǎn)成本= 電價(jià)× 耗電量×1=0.576 ×2420=1393.92（元）。按照此技術(shù)2021年可節(jié)約生產(chǎn)成本=每次高壓外輸系統(tǒng)可節(jié)約生產(chǎn)成本×98=136604.16（元），由于LNG 接收站短期內(nèi)作為調(diào)峰站使用沒有連續(xù)的高壓外輸。

7 結(jié)語

為了提高企業(yè)的利潤，減輕企業(yè)面臨經(jīng)營壓力，節(jié)能降耗成為企業(yè)節(jié)約生產(chǎn)成本主流，因此采用低壓零輸出循環(huán)保冷的LNG 預(yù)冷ORV 入口LNG 管道替代高壓LNG 預(yù)冷ORV 入口LNG 管道的技術(shù)不僅技術(shù)可行同時(shí)也為操作人員建立高壓外輸做更充分的準(zhǔn)備工作，避免準(zhǔn)備工作不充分造成意外風(fēng)險(xiǎn)，采用此技術(shù)為企業(yè)節(jié)能降耗起著重要作用，以此總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，為后續(xù)企業(yè)的技改奠定基礎(chǔ)。也為企業(yè)培養(yǎng)后備技術(shù)骨干創(chuàng)造學(xué)習(xí)條件。