某气化站LNG船旁靠临时码头开车难点及解决措施

陈功剑

中国技术进出口集团有限公司, 北京 100055

0 前言

某大型发电项目为“一带一路”项目,电厂装机容量为900 MW,建成后可极大改善当地的电力供应局面。配套LNG气化站为电厂提供气化后的天然气,气化站主要由码头区、LNG存储增压区、LNG气化区和外输单元组成。气源由Floating Storage Unit(FSU)向码头提供LNG。

由于码头施工难度大,且受疫情影响,整体施工进度比气化站区等其他设施慢,为保障在2020年夏季用电高峰之前向当地供电,采取分步投产方式保障如期发电供电。先用临时码头向气化站区域供气,等永久码头建成后停止临时码头,改由永久码头向气化站区域供气。因为气化站码头接卸船型覆盖范围从1×104～14×104m3LNG船型,有常压舱、带压舱的船型。目前暂时没有遇到过类似项目的开车调试方案[1-4],基于这种情况,制定了带压保压预冷、LNG填充的方案来满足多种工况条件下实现快速调试开车的要求。

1 临时码头供气方案

1.1 临时码头概况

利用浮体作为临时码头,利用永久码头的1个系缆墩,同时在靠北的河域打下1个管桩作为另一个系缆墩。浮体MFP的四根缆绳分别和2个系缆墩连接。同时,从浮体MFP上放下4个锚链,角度分别为330°、215°、30°和150°。通过缆绳和锚链的方式对浮体MFP进行固定。FSU旁靠在MFP上,FSU通过6个缆绳和2个系缆墩连接防止船体移动。考虑到潮差的影响,FSU和浮体MFP的供料管线采取用软管进行连接(其中一段 270 m 软管为德国BRUGG保温软管,另外两段约20 m软管为不带保温软管)。从浮体MFP到陆地软管通过下放到河床底部,沿着河床和气化站进行连接,实现快速供气。

在正式码头投用前需要FSU一直和临时码头浮体MFP连接。在FSU的供气过程中,通过穿梭船定期向FSU补给LNG,保障FSU的液货舱能够稳定供气,参考模型见图1。由于FSU和浮体MFP的高度会随着河潮差变化,且FSU和浮体MFP之间的高度差也会发生变化,因此FSU和浮体MFP的软管长度需满足潮位差的变化,可参考图2。由图2可知,基准水位是9.2 m,最高相对水位可达6.5 m即最大潮位差达6.5 m。FSU长期靠泊在临时码头上,作为LNG储罐向陆地气化站供气。

图1 LNG船和浮体旁靠3D模型图Fig.1 3D model of berthing between LNG ship and floating body

临时方案采用软管(分别为LNG软管和BOG软管)长度超400 m,存在多个U型低点,容易形成积液区。在LNG开车中需防止软管中形成段塞流,防止段塞流对气化站管线和低温泵等设备造成冲击。BOG软管设计承受温度为-50 ℃,向陆地输送BOG过程必须防止BOG过冷,超出BOG管道的承受极限,因此在浮体MFP上设置了空温气化器,对BOG管道中的BOG进行加热。临时码头方案中,由于存在几段漏热区,形成了预冷的瓶颈区域。因此,临时码头开车方案需要考虑漏热区、积液区对调试的影响。

图2 LNG船随环境变化图Fig.2 LNG ship change position with environment

1.2 FSU LNG船概况

LNG船有独立液货舱型(MOSS型、SPB型)和薄膜型两大类,薄膜型又可分为Gaz Transport System(GTT NO.96)、GTT CSI、GTT MarkⅢ等三种型式[5-8]。以薄膜型LNG运输船为例,该船型由4个独立的液货舱组成,相邻液货舱之间由平面舱壁构成舱室[9-10]。该船型的储槽被安装在船壳内,LNG和储槽的载荷直接传递到船壳上。不同的船型,船舱压力会有所不同。LNG船不同类型液货舱的压力及优缺点见表1。

表1 LNG船不同类型液货舱的压力及优缺点表

由表1可以看出,不同船型的船舱压力不同,调试期间气化站的BOG压力也需要作出相应的调整。Type A是常压舱,Type B和Type A压力最高可到0.070 MPa,Type C可到0.200 MPa以上。本次调试期间船型是Type C,压力可以到0.2 MPa以上。调试期间的船舶为2.8×104m3的小型LNG船,由1×104m3、1×104m3、0.8×104m33个LNG液货舱组成,每个液货舱设置2个长轴深井泵,泵流量为450 m3/h。另外,配置1个甲板舱罐用于调试,甲板舱罐配置1个5 m3/h的小型离心泵。舱压控制在0.28 ～ 0.33 MPa 之间。由于陆地气化站没有大型储罐,BOG无法正常均压,只能通过压缩机直接回收。该项目中LNG船长期靠泊在码头,作为一种LNG储罐向陆域气化站提供LNG。因此,在调试和日常生产中要考虑舱内压力的影响,在不同阶段采用不同的压力控制和流量控制技术。

2 试车流程及方案

2.1 基本工艺流程

LNG经过FSU的舱内泵(一种离心潜液泵)加压后,通过FSU和浮体MFP平台相连接的软管输送至气化站储罐和LNG总管,再经过增压泵(增压泵分别为高压泵和中压泵,均为离心潜液泵)加压后输送至气化器(气化器有空温气化器和水浴气化器),经过气化器加热气化的LNG直接输送至下游电厂用户。根据电厂用气压力的不同,LNG增压泵有两种规格,一种是外输操作压力为2.6 MPa的变频高压泵,另一种是外输压力为0.6 MPa带回流功能的中压泵。从FSU到储罐LNG液相管线的压力和温度,取决于FSU液货舱的压力和温度,具体工艺流程见图3。

图3 气化站的基本流程图Fig.3 General process of regasification station

由图3可知,LNG储罐和LNG卸料主管是一种并连方式,该方式中LNG储罐的缓冲能力可根据储罐压力进行调节,对中压泵和高压泵进行保护。

2.2 开车调试过程中难点及解决方案

按照LNG接收站开车调试的基本步骤[11-15],气化站需完成水压试验、氮气置换、开车前条件检查等准备工作才能开始调试[16-20]。此次提供LNG气源(冷源)是FSU,该LNG船的液货舱为带压舱,压力为0.28 ～ 0.33 MPa,安全阀启跳压力为0.365 MPa,压力高于薄膜型LNG船,带压的LNG或BOG进入气化站极易气化。一是,临时码头供气方案多处采用软管连接,LNG从FSU的舱内泵打出后到码头需要经过多段高热量区域,预冷过程中温度不容易下降,停泵过程中软管内LNG极易气化,温升速度快；二是,船舱内压力高,在BOG预冷完成后,管道的LNG填充和储罐液位要同步进行,与此同时,还需要同步建立管道压力,降低BOG的蒸发率。本次开车过程中,由于BOG软管设计承受温度为-50 ℃,因此在临时码头MFP上安装了空温式气化器来确保BOG管线的BOG温度在-50 ℃以上。另外,由于BOG管线相对LNG管线调试简单,文中不重点说明。LNG管线由于存在几段漏热区,形成预冷的瓶颈区域,开车不同阶段需要采取不同的压力控制和速度控制技术,其关键就是BOG携带的冷量和LNG携带的冷量必须大于环境温度和软管交换的热量,提供的冷量大于环境温度输入的热量,使漏热区的管道能够呈现缓慢下降趋势。基于此,将开车不同阶段的压力和温度技术总结如下,具体见表2。

表2 开车中不同阶段压力和温度控制点表

表2将开车过程分为不同阶段(BOG预冷、LNG预冷、LNG填充、LNG供液),采取不同措施,分别控制压力、温度、介质(BOG或LNG)流量来满足不同阶段的温度降低要求,从而成功实现项目的预冷开车要求。BOG预冷和LNG预冷过程中需要严格控制温降速度在5～10 ℃/h之间,防止温降速度过快,管道位移过大,对管道造成伤害。LNG填充过程中,由于LNG船上的深井泵流量可达450 m3/h,需要注意LNG回流至船舱内产生大量BOG对船舱压力的影响。

2.3 工程实例

在完成氮气置换和所有开车前的检查工作后,将FSU上LNG外输管线和BOG管线导通,使FSU上的BOG能够进入LNG管道系统。开启FSU管汇平台上的LNG出口阀,对气化站进行BOG预冷时,首先预冷LNG储罐,预冷过程中BOG从储罐的顶部进液对储罐进行预冷,温度降低到-60 ℃时,开启底部进液阀同时关闭储罐BOG管线排放阀。此时FSU启动5 m3/h甲板泵向LNG管线泵入LNG,并逐步升高LNG管线压力,LNG管线的平衡压力通过LNG储罐的BOG排放阀控制。LNG总管温度降低至-110 ℃后,启动FSU上的深井泵向LNG管线和LNG储罐填充LNG。气化站内设置有4个150 m3LNG真空储罐,作为低温中压泵和高压泵的缓冲罐,储罐液位高报警值为17 m。当LNG储罐液位升高至10 m时,LNG填充过程结束。气化站可以逐步建立气化外输。

图4和图5是按照表2中制定的调试策略开车成功后,气化站LNG总管压力和LNG高压泵出口压力曲线。从FSU至气化站的中压泵和高压泵之间有一段DN300的LNG管道,该管道为LNG总管,总管压力稳定在 0.4 MPa 左右;高压泵出口压力由于下游管网用气的变化,存在一定幅度的波动,但总体控制平稳,实现一次性开车成功。

图4 LNG总管压力曲线图Fig.4 Pressure curve of main LNG pipe

图5 LNG高压泵出口压力控制曲线图Fig.5 High-pressure pump pressure curve

成功开车后,为防止输送LNG时产生气泡影响泵的平稳运行,需平衡好气化站、FSU的流量、压力、温度变化,其中重点注意码头总管压力和温度变化,一旦压力和温度跨过LNG相图的液相区进入气液两相区,需快速采取措施,防止对低温泵的气蚀。

以上开车调试过程中难点及解决方案主要针对工艺流程方面,在执行以上调试工作时,还需要密切关注管道位移,船舶的横移、纵移和回转在合理控制范围内。一旦超出设计范围,可能会对管道产生破坏性的影响,需要停止调试工作,重新分析采取措施。

3 结论

FSU作为LNG储罐向陆地气化装置提供气源的项目，开车中一定要注意LNG船型不同,船舱压力也不一样,需要根据LNG船舱压力来划分不同的预冷开车阶段。预冷前需要对整个系统的保冷情况进行评估,通过漏热量来计算系统预冷阶段能够实施降温所需要的最低冷量,从而确定预冷调试过程中需要的BOG量和LNG量。