站線一體化運(yùn)行模式研究

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。