浅析接收站LNG船舶预冷及返输操作_李文彬.pdf

第 31 卷 第 3 期2023 年 3 月Vol.31 No.3Mar.,2023船 舶 物 资 与 市 场 MARINE EQUIPMENT/MATERIALS&MARKETING0 引言目前国内 LNG 接收站对返输 LNG 船作业具体操作沿未开展深入研究，故本文结合海南 LNG 实施的“海洋石油 301”3104 m3LNG 船舶冷舱、返输实例，解决不同工况下出现的问题。由于“海洋石油 301”货舱可以承压，船舶因卸货、航行或其他特殊原因在海上等待过程中，由于船体构造原因导致大量吸热，抵达海南 LNG接收站时船舱回温，通常热舱和半冷态舱 2 种状态，其中半冷态舱居多，本文分为对“海洋石油 301”船舱 2种温度状态下的不同冷舱返输工况进行介绍。1 预冷及返输作业实践1.1 热舱的预冷操作岸方供给 LNG 对船舱进行预冷，由于预冷流量、压力需求小，因此只需通过 8 寸码头保冷循环管线至卸料臂返输管线，由卸料臂返输管线上的调节阀向船方提供压力 6 bar 以上 LNG，预冷船舱所产生的 BOG 经返气臂返回岸方，岸方根据返回的 BOG 对甲烷含量、露点、温度等进行检测，合格则 BOG 压缩机回收利用。海洋石油 301 船舱预冷速率要求小于 10 /h；预冷完成指标为船舱底壁板温度均为-140，预冷总耗时约 40 h。1.2 半冷舱的预冷作业为了避免在航行过程中，船舱热量的摄入，导致舱压过高，海洋石油 301 通常采取 4 个货舱仅有 1 个舱存有 LNG，其余 3 个舱清空。因此到港后，有 3 个货舱温浅析接收站LNG船舶预冷及返输操作李文彬（国家管网集团海南天然气有限公司，海南 儋州 571701）摘 要：国家管网集团海南天然气有限公司（简称海南 LNG）在设计阶段考虑返输 LNG 船的功能，包含 2 座 1.6105 m2的全容式 LNG 储罐；LNG 码头可靠泊 3104 2.67105 m3 LNG 船。本文对 3104 m2 LNG 船的 2 种舱温状态的冷舱返输操作进行研究与实践，为后期进行大型 LNG 船冷舱返输奠定基础。关键词：LNG 接收站；冷舱；返输；BOG 回收中图分类号：U693 文献标识码：A DOI:10.19727/ki.cbwzysc.2023.03.005引用格式 李文彬.浅析接收站 LNG 船舶预冷及返输操作 J.船舶物资与市场,2023,31(3):13-15.度接近常温，船方需从存有的 LNG 货舱中取 LNG 对其他 3 个舱进行预冷，所产生的 BOG 返回岸方。1.3 2 种冷舱方式的区别热舱预冷的冷量源于 LNG 接收站，半冷舱预冷的冷量通常为 LNG 船舶 4 个舱中的其中 1 舱 LNG，2 种方式预冷主要体现在预冷时间以及预冷的 LNG 归属问题1-4。表 1 2 种冷舱方式区别作业热舱预冷半冷舱预冷LNG 流程8 保冷循环管线-卸料臂-船舱 2 预冷总管线保持码头保冷循环流程BOG 流程前期火炬放空、后期回收 前期火炬放空、后期回收LNG流量/（m3/h）6 10 6 10 LNG 压力/bar6 8/预冷控制/（/h）1010船前计量冷舱前计量冷舱结束后计量卸料臂预冷方式岸方预冷船方预冷冷舱耗时/h40201.4 返输作业LNG 运输船由卸料臂连接于接收站，LNG 从 LNG 储罐经由罐内泵进行返输。返输通过 3 台或 2 台 20 卸料臂 PP-UA-0101 A/B/C 同步运作，经由返输/卸料总管输送到运输船罐上。LNG 返输速率由靠近各个返输臂的流量控制阀进行控制。返输体积由 2 个位于旁路的流量计及运输船罐的液位表进行测量。为了保持运输船罐的压力，所需释放的气体量通过气体管线及 20 的气相臂 PP-RGA-0101 返回到 LNG 储罐内。对大船容装船回气将经由船方的压缩机加压后送往储罐，从船方的回气压力将由控制阀控制压力。收稿日期：2022-12-30作者简介：李文彬（1989-），男，本科，工程师，研究方向为 LNG 接收站生产运行。船舶物资与市场第 31 卷 第 3 期 14 返输结束后，在分离与船方连接前，返输臂需使用该臂顶端氮气进行清空及吹扫。一侧的 LNG 将被推回船方，另一侧的 LNG 则被推往码头 LNG 排液罐 PP-V-0101。排液罐的 LNG 经氮气加压后，通过卸料管线返回储罐内。在码头待命期间（在卸料/返输作业之间），少量的 LNG 循环将维持返输/卸料管道处于冷状态。LNG 循环路线由罐内泵出口端的一部分 LNG，经由循环管线到码头端，再从卸料管线回到再凝器。因此，这些 LNG 会利用再凝器进行回收。循环流量由一个控制阀进行调整。正常的循环流量必须确保循环经卸料管线后，再回到码头时，温度上升不超过 4。温度上升的程度必须有所限制，以防止当船返输/卸料时，“加热”的 LNG 被压回储罐而产生大量闪蒸现象。1.5 返装船与卸船作业的区别LNG 接收站在正常的卸船操作中，船方压力低，储罐压力高，BOG 由储罐返回船上，LNG 在船和储罐内均在各自压力下处于饱和状态；而在返装船过程中由于LNG 船舶与储罐操作压力不同，导致船舱和罐内 LNG温度不同，在返装船时由于储罐 LNG 与船舱 LNG 焓差，LNG 经低压泵加压、管线、卸料设施等吸热后装船时将产生大量的 BOG。另外，LNG 接收站码头卸料管道在线取样卸料速度可达 9000 m3/h 以上，而目前国内 LNG 接收站配置的低压泵非专用大流量装船泵，返装船时装船速度通常在 20003000 m3/h，LNG 在卸料管道中流速较慢、且取样位置离储罐距离较远、漏热量大，管道中 LNG 部分气化，取值结果会存在误差。表 2 装船与卸船的区别作业装船卸船LNG 流程26 返输管线46 卸料管线BOG 流程船至岸岸至船BOG 温度/-90-120LNG 流量/(m3/h)1500 2500 10000 14000 卸料总管压力/bar11 3 2 问题及解决2.1 BOG 的产生与处理目前海南 LNG 接收站的 BOG 处理主要分为两路：BOG 经低压压缩机加压直输金海浆纸，每小时能够消化的 BOG 约 10.5 t（相当于 35104 /天）；BOG 经低压压缩机-再冷凝器-高压泵-气化器-外输管线后供下游 LNG 用户，再冷凝器气液冷凝比约 1:8。表 3 海南 LNG 接收站 BOG 外输现状作业装船期间/h循环期间/h卸船期间/h作业过程中产生的 BOG闪蒸量22722BOG 外输金海浆纸量10.510.510.5高压外输 NG 可增加的BOG 处理量3.53.53.5BOG 富余量8-78备注BOG 返船量未计如上述工况所示，在当前海南 LNG 外输状况下，如何处理返装船时船方所返回的 BOG，避免货物放空，造成经济损失、能源浪费及环境污染，是个严峻的课题，海南 LNG 结合返装“海洋石油 301”的实践经历，逐步探索出以下方法：1）控制舱压。在装船模式下，由于罐内泵及返输管的热量输入，LNG 的热焓值会上升。因为 LNG 在 LNG储罐的压力下处于饱和状态，此热焓值的增加会转变成运输船内闪蒸生成 BOG。如果船舱与储罐的压力相同，增加的热焓值由 LNG 闪蒸作用释放出来；如果船舱的压力高于储罐，因为运输船舱内 LNG 的饱和温度较高，LNG闪蒸的量会被压制。如果运输船舱的压力足够高，饱和温度高于返输 LNG 因热输入所增加的热焓值，LNG 闪沸将不会发生；相反地，如果船舱的压力低于LNG储罐，LNG闪蒸所带出热的释放量超过所增加的热焓值6-8。为了降低运输船舱的闪蒸出 BOG 量，保持运输船舱内 LNG的过冷条件是较优的操作方式（这意味着高于 LNG 储罐的船舱压力是较优的条件）。在实际返装船过程中发现，在装船过程中如大量接收返气，保持货舱压力始终维持在 25kPa 左右，处于较低压力下的 LNG，温度也较低，但是对于接收站的 BOG 处理能力要求较高。因此，根据 LNG 饱和蒸汽压与温度的关系，以及“海洋石油 301”的承压特点，结合经验，在装载过程中保持货舱压力始终维持在 130 kPa150 kPa，抑制船舱 BOG 产生量，同时也减轻接收站接收返气的压力。装船结束后，持续保持返气状态，将船舱压力降至 30 kPa 左右，以降低 LNG 温度。液相温/度平均压力/KPa图 1 装货期间压力与温度的变化趋势第 3 期 15 2）接收站 BOG 控制方法。该阶段接收站会接收大量 BOG 气体，受限于接收站的外输量较小，因此采取以下措施进行接收站 BOG 回收、控制：通过提高再冷凝器操作压力，可实现在相同高压外输量的前提下，回收更多的 BOG；通过停止零输出循环保冷，将热量保留在高压管道内，待高压外输时一并输出，减少热量返回 LNG 储罐。2.2 接收站的运行工况变化1）卸料总管压力的变化导致计量的改造。返输期间卸料总管压力与低压总管压力持平，约为 11 bar，而码头分析取样设备设计之初主要用于卸船，卸船期间卸料总管压力约为 3 bar，因此，装货取样时，在线取样器用于控制取样汽化量的质量流量计波动非常大，该流量计一般设置成 800 Nm3/h，卸船取样时波动一般不超过 5 Nm3/h，而装货取样时，可从 0 波动到 1000 Nm3/h，对取样的代表性有一定影响。经分析计量专业人员讨论，11 bar 的管线压力，超过了质量流量计的耐受范围，影响了对汽化量的调控。解决措施为：改造取样器气路，在质量流量计前端增加减压阀，将 11 bar 的压力减小至 2.5 3 bar 之间，维持与卸船取样一致的压力，保证汽化量稳定在 800 Nm3/h。经改造后，装货取样时，质量流量计压力稳定在 800 Nm3/h，波动不超过 5 Nm3/h，完全达到了预期效果。2）流量计精度导致计量方式改变。贸易公司、接收站和第三方计量单位冷舱、返输计量方式约定为参照接收站累计流量计的冷舱 LNG 消耗量，加上船舱CTMS装货量。装船前需将8寸码头保冷循环流量计、26寸返输流量计清零，计量需要提供以下几个节点的时间和数值：开始计量前流量计清零值；船方置换完成后，开始对船方预冷前流量计值；船方预冷完成后流量计值，开始卸料前流量计值；卸料完成，吹扫卸料臂后流量计值；拍照留底以便于计量时进行参考和比对。然而在实际操作中发现，由于冷舱每小时 LNG 流量较小（15 m3/h），而岸方孔板流量计只是用于保冷循环流量监控，无法实现贸易级计量，只能参考。因此，实际操作时，LNG 计量均以船上的 CTMS 系统为准，该系统对于此 LNG 气化后用于冷舱的 LNG 数量无法进行计量。3）单位能耗的变化。“海洋石油301”平均每月返输3船次，约 3.8104 t，大大提升了接收站的外输量；同时，返输时仅低压泵启动运行，相比 LNG 气化外输节约了海水泵、高压泵等高能耗设备，使得接收站单位产品能耗显著下降。4）LNG 接收站盘库的影响。LNG 接收站每月开展一次盘库及损耗工作，每次“海洋石油 301”船冷舱及返输作业由接收站内储罐内底重组分的液态进行返输，会对 LNG 接收站库存很产生波动，每次冷舱返输作业会产生盘库亏损，因此，在“海洋石油 301”船冷舱返输期间，需做好库存盘点及 LTD 密度监控，以尽量将盘库损耗控制在合理范围之内。3 结语3.1 海洋石油 301 作业时间结合海南 LNG 对“海洋石油 301”冷舱、返输作业的实践经验，探索出作业时间为 72 h 比较适宜，其中 20 h 作为冷舱时间（半冷船舱）；20 h 为返输时间；20 h 为返气降低船舱压力时间。3.2 船舱返回气控制控制船舱的压力高于储罐，压制 LNG 闪蒸量，饱和温度高于返输 LNG，因热输入所增加的热焓值，LNG闪沸将不会发生。3.3 系统热量渗入控制接收站需提前准备，加大卸料管线保冷量，确保管线底部平均温度-155，顶部温度-145；冷舱期间船方需加强对 1 寸预冷管线的排气，避免 LNG 流通量不足。3.4 流量计改造从设计角度出发，提前规划冷舱、返输相关 LNG流量计、BOG 流量计精度的选择，投产项目，考虑进行技术改进，确保孔板流量计的精度，实现贸易计量，以满足后续气试、冷舱等业务开展要求。参考文献：1 邢云,刘淼儿.中国液化天然气产业现状及前景分析 J.天然气工业,2009,29(1):120-123+147-148.2 顾安忠.液化天然气技术 M.北京:机械工业出版社,2003.3汤信传,黄显峰,叶芬.浅谈LNG接收站的返输装船规划J.化工管理,2014(3):191.4 孔令海,童文龙,王大江,等.LNG 接收站装船返输技术研究与应用 J.石油化工设备技术,2017,38(2):63-66+8.5 黄显峰,李凯.LNG 接收站增加返输装船功能对项目建设的影响分析 J.化工管理,2015(23):93+95.6 罗方敏.LNG 接收站 BOG 的产生与计算 J.科技创新与应用,2013(23):75.7 严艺敏,钟君儿,李昭新.LNG 接收站配合 LNG 运输船气体试验技术研究 J.上海煤气,2012(6):1-8.8 黄显峰,李凯.具有装船返输功能的 LNG 接收站的 BOG 量计算 J.化学工程与装备,2015(9):77-79.李文彬：浅析接收站 LNG 船舶预冷及返输操作