大型LNG地上全容儲罐的冷卻技術研究

王良軍 劉楊 羅仔源 柳山 趙春宇

1.大慶石油學院 2.廣東大鵬液化天然氣有限公司 3.中海石油深圳天然氣有限公司

大型LNG地上全容儲罐的冷卻技術研究

王良軍1劉楊1羅仔源2柳山2趙春宇3

1.大慶石油學院 2.廣東大鵬液化天然氣有限公司 3.中海石油深圳天然氣有限公司

大型常壓LNG儲罐是LNG接收站中極其重要的單元設備,占有很高的投資比例,其正式啟用時對調試工作的技術要求較高,而LNG儲罐調試工作最關鍵和最危險的環節就是冷卻。為此,詳細介紹了國內LNG接收站常用16×104m3常壓LNG儲罐的冷卻過程,分析了LNG儲罐冷卻前應具備的條件及注意事項,討論了LNG儲罐冷卻過程中的壓力控制、冷卻介質(LNG)供應及流量控制、冷卻過程的監控及冷卻速率控制等調試技術,指出了冷卻過程容易出現管線位移過大、法蘭泄漏等問題,并給出了相應解決方法。研究成果對國內其他LNG項目具有借鑒意義。

LNG 全容儲罐 調試 冷卻 壓力控制 流量控制 冷卻速率控制

2006年廣東大鵬LNG(液化天然氣)項目第一期工程正式投產,標志著中國規?；M口LNG時代的到來[1]。目前我國已經建成投產的LNG接收站項目有廣東大鵬LNG(2006)、福建LNG(2008)和上海LNG(2009)。大型常壓LNG儲罐是LNG接收站中極其重要的單元設備,占有很高的投資比例,而且對設計、施工及調試的技術要求較高[2]。

1 LNG儲罐及調試概述

國內LNG接收站常見16×104m3地上全容式LNG儲罐的建設周期一般為3 a左右(包含設計階段)[3]。在裝置機械安裝完工、電氣和儀表系統調試完成后,進行LNG儲罐的水壓試驗、除明水、氣密試驗、儲罐干燥和氮氣置換等預調試工作,之后才開始真正意義上的LNG儲罐調試工作,其中最關鍵和最危險的環節就是冷卻。完成冷卻工作并建立一定的液位之后,再進行低壓泵性能測試、液位儀表調試、控制系統測試和儲罐蒸發率測試等調試工作,所有工作結束才意味LNG儲罐可以真正投入運行[4]。

為此,對國內LNG接收站常見的16×104m3地上全容儲罐的冷卻過程進行詳細介紹。罐體結構及有關工藝管線如圖1所示。

圖1 LNG儲罐結構及工藝流程示意圖

LNG儲罐的冷卻范圍除了儲罐本體還有4條相關液相管線:卸料總管(U nloading Line)、低壓泵輸出總管(LP Send out Header)、高壓保冷循環管線(HP D rain)和低壓保冷循環管線(LP D rain)。它們的冷卻順序為:卸料總管的冷卻、儲罐的冷卻、低壓泵輸出總管的冷卻、最后是高﹑低壓保冷循環進罐管線的冷卻。

LNG儲罐的冷卻是LNG儲罐調試工作中的最重要環節,也是一項高風險的作業,由于新罐冷卻期間可能會有天然氣或LNG泄漏,處理不當就會發生安全事故[5];另外,冷卻過程中內罐罐體要收縮,如果冷卻過程控制不好,極有可能破壞LNG儲罐,幾年的心血毀于一旦。

對于一個接收站來說,LNG儲罐冷卻有兩種方式:

1)接收第一船LNG時,對接收站內首批建成的儲罐進行冷卻,使LNG儲罐達到使用條件,之后完成其他調試工作。這種冷卻只能利用船上的LNG進行。

2)接收站已經投產,后續新建成的LNG儲罐冷卻所用的LNG則可以來自其他儲罐,而且不影響接收站的正常外輸和卸船作業。

筆者探討的是第二種情況,且針對廣東大鵬LNG項目新增的第三座160 000 m3地上全容儲罐的冷卻和調試,所用的冷卻介質LNG來自已經投產的1號或2號儲罐。

2 冷卻過程的前提條件及注意事項

2.1 LNG儲罐冷卻前應具備的條件

1)LNG儲罐已經經過干燥,內罐﹑穹頂﹑內外罐夾層﹑罐底等空間已經進行氮氣吹掃和置換,并保持正壓的氮氣環境。

2)BOG(蒸發氣)處理系統已經投入運行。

3)其他在用LNG儲罐低壓泵外輸運行正常。

4)儲罐頂部的卸料總管與地面卸料總管已經同時被冷卻。

5)即將冷卻的3號LNG儲罐與相鄰的工藝系統之間安裝隔離。

6)按照PI&D圖的要求檢查所有工藝閥門、氮氣系統閥門、放空閥門、安全閥上、下游手閥、儀表的隔離閥狀態。

7)LNG接收站處于最小輸出或零輸出的循環模式。

8)火炬系統運行正常,長明燈已經點燃。

9)第一次冷卻使用的臨時設施(圖1中臨時設施)已經安裝到罐頂。

2.2 注意事項

1)由于低溫管道冷卻時會收縮,從冷卻開始到結束應密切監視其位置的移動,要特別注意那些非正常的移動及影響管道正常收縮的障礙。

2)如果管道或其中的管段發生非正常移動,必須馬上停止該管段的冷卻,直到問題解決,才能繼續冷卻。

3)在管道的冷卻過程中,法蘭連接處可能有泄漏,所以要定期檢查閥門和法蘭處有無泄漏,一旦泄漏要及時處理。

4)儲罐在引入LNG冷卻前必須保持微正壓的氮封。

5)LNG儲罐必須在嚴格并且持續的監視下進行冷卻,特別要嚴密監視儲罐壓力、冷卻用LNG流量、內罐壁板和底板的溫度。

6)在LNG儲罐冷卻初期,如果調試投產放空管線不能滿足放空要求,可以打開就地放空閥門放空,以保證LNG儲罐壓力始終保持在設計范圍內。

2.3 冷卻用臨時設施

冷卻用臨時設施的主要作用是把LNG引入儲罐的噴淋環管,控制LNG流量進而控制冷卻速度(此設施要在儲罐調試完成后拆除),其主要是一段DN80的短管,包含一個單向閥、一臺流量計、一個安全閥、一個手動流量控制閥、一個壓力表,如圖2所示。

圖2 儲罐冷卻臨時設施示意圖

3 LNG儲罐冷卻及相關調試

3.1 LNG儲罐冷卻過程壓力控制

冷卻時LNG儲罐內的氮氣通過罐頂DN 150的放空管線進行排放,儲罐壓力控制在15 kPa,過一段時間排放出來的將是天然氣。當氮氣濃度降低到可回收的標準(體積分數為15%以下)時,儲罐壓力將由BOG系統來控制。如果罐內壓力繼續上升而超過設定值,還可以通過罐頂的就地放空(打開MV 433),直接排放到大氣中。

3.2 冷卻介質(LNG)的供應及流量控制

在DN 80的冷卻管線上安裝一個臨時設施,就可把DN950卸料總管內的LNG引入噴淋環管對儲罐進行冷卻。此流程參見圖1。

LNG的流量將通過安裝在罐頂的臨時設施來控制,冷卻過程要密切監控溫降速率和罐內壓力。

LNG流量將周期性地增加以維持穩定的冷卻速率。LNG在冷卻過程的實際供應情況如下(與理論計算有一定偏差):

1)冷卻開始時的LNG流量為4～7.5 m3/h(富LNG,密度約為465.0 kg/m3)。

2)冷卻結束時為27.0～33.0 m3/h(富LNG),儲罐內壓力控制在23 kPa以內,溫度降低速率為3℃/h。

3)LNG儲罐冷卻到-152℃大約需要600 m3的富LNG,放空量約為94 m3,儲罐冷卻共需77 h,之后LNG將通過底部卸料管供應。

3.3 冷卻過程的監控及冷卻速率控制

冷卻速率為3℃/h,冷卻用LNG最大流量不能引起溫降速率超過5℃/h,即使在最后的冷卻階段。(最后的冷卻階段是指所有底部溫度傳感器達到-120℃。)

為了監控冷卻過程中儲罐的溫度梯度,在儲罐多處位置安裝了溫度傳感器。內罐底部或罐壁任意兩個相鄰檢測點的溫度梯度不得超過30℃。內罐底部和罐壁表面的溫度梯度不得超過50℃。如果溫度梯度超過上述數值,應停止注入LNG到儲罐,直到溫差在允許值內。

此過程中可能會出現由于溫度傳感器損壞而溫度讀數不準確的現象,這時需根據實際情況進行判斷并參考其他讀數調整溫度讀數。

應調節冷卻氣體和LNG的流量以避免由于儲罐內氣體冷卻太快引起壓力驟降而產生局部真空。

冷卻過程對接收站外輸沒有影響,但是LNG卸船期間儲罐冷卻要暫停,卸船結束后恢復冷卻。

廣東大鵬液化天然氣有限公司第3座LNG儲罐實際冷卻曲線見圖3。

圖3 LNG儲罐冷卻曲線圖

由圖3可以看出:儲罐冷卻用時77 h(A點到D點),其中由于卸船冷卻過程停止了19 h(B點到C點)。

3.4 其他調試工作

儲罐冷卻完成后,應進行一系列試驗,主要包括低壓泵調試﹑液位計調試、儲罐輸出測試、BOG蒸發率測試、高液位連鎖測試和儲罐可靠性測試等。

4 冷卻過程出現的問題及解決方法

1)冷卻過程中管線位移過大、法蘭泄漏。如高壓排液管位移量達25 mm,卸料管線也出現了同樣的問題,并且法蘭發生泄漏。對于管線的位移,可以通過加固固定支撐解決,或者切割鋼結構,以使管道有足夠位移空間。對于泄漏的法蘭用力矩扳手重新緊固一遍。

2)在設計高、低壓保冷循環進罐管線(HP DRA IN和LPDRA IN)的冷卻流程時,沒有與現場實際流程進行對照,原設計冷卻流程不可行。在現場對原流程進行了修改,才把這兩條管線冷卻下來。

3)罐頂DN 150放空管線不能滿足放空要求,冷卻過程罐壓持續上升,最高達到23 kPa,通過暫停冷卻和控制 LNG流量,并且打開就地放空閥門(MV 111433)來降低罐壓。就地放空時間大約25 h,直到氮氣體積分數低于15%,把BOG系統投用才關閉就地放空閥門。

5 結論

1)冷卻過程中應著重監測儲罐壓力、儲罐LNG流量、罐壁和底板的溫度等參數,嚴格控制冷卻速度在允許的范圍內。

2)大口徑LNG管線的冷卻最好開始時用BOG進行冷卻,會使大口徑管線均勻冷卻,從而減小管道的位移量。

3)編寫、審核調試規程,除了對介質特性﹑P&ID圖紙熟練掌握之外,一定要與設備﹑管線的現場實際位置進行充分的對照。

4)LNG接收站的正常外輸對LNG儲罐的冷卻沒有影響,但是卸船對儲罐冷卻有影響,冷卻操作必須暫停。

[1]邢云.構建中國液化天然氣產業法規標準體系[R]∥第二屆中國LNG論壇.上海:[出版者不詳],2009.

[2]章川泉,楊曉東.液化天然氣儲罐氮氣吹掃干燥方案探討[R]∥第二屆中國LNG論壇.上海:[出版者不詳],2009.

[3]中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局,中國國家標準化管理委員會.GB/T 20368-2006液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝運[S].北京:中國標準出版社,2006.

[4]王冰,陳學東,王國平.大型低溫液化天然氣儲罐設計與建造技術進展[R]∥第二屆中國LNG論壇.上海:[出版者不詳],2009.

[5]孫標,郭開華.液化天然氣重氣擴散安全距離及影響因素[R]∥第二屆中國LNG論壇.上海:[出版者不詳],2009.

Cooling techn iques for ground large-scale full-capacity LNG storage tanks

Wang Liangjun1,Liu Yang1,Luo Zaiyuan2,Liu Shan2,Zhao Chunyu3
(1.Daqing Petroleum Institute,Daqing,Heilongjiang 163318,China;2.Guangdong Dapeng LNG Com pany L td.,Shenzhen 518048,China;3.CNOOC Shenzhen N atural Gas Co.,L td.,Shenzhen 518040,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.93-95,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The large-scale atmospheric LNG sto rage tank isan impo rtant facility at LNG receiving stationsand it involves high investments.It requires high commissioning techniques w hen it comeson stream.Themost crucial and dangerous step in the commissioning of LNG storage tank is cooling.This paper hereby introduces the cooling p rocessof the common 160,000 m3-in-capacity atmospheric LNG sto rage tank in China,the p reconditionsand matters to w hich attention is paid upon the cooling of tank.It also discusses some commissioning techniques needed in the cooling p rocess,including p ressure control,coolingmedium(LNG)supp ly and its flow control,p rocessmonito ring and cooling rate control,etc.The paper pointsout that the displacement of pipelines is easily to be overlarge and flange leakage takes p lace frequently in the cooling p rocess and it gives co rresponding solutions.So it p rovides good references fo r other LNG p rojects.

LNG,full-capacity tank,commissioning,cooling,p ressure control,flow control,cooling rate control

王良軍,1971年生,高級工程師,本科;主要從事油氣儲運的技術研究與生產運營管理工作,現任廣東大鵬液化天然氣有限公司運營部管線運營總監。地址:(518048)廣東省深圳市深南大道4001#時代金融中心10樓 。電話:13352905171。E-mail:wang.liangjun@gdlng.com

王良軍等.大型LNG地上全容儲罐的冷卻技術研究.天然氣工業,2010,30(1):93-95.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.027

(修改回稿日期 2009-11-16 編輯 何 明)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.027

Wang L iangjun,senior engineer,was born in 1971.He holds a B.Sc.degree,being engaged in the research into the oil&gas storage and transpo rtation engineering and managementof p roduction and operation.He is superintendentof the Trunk Line at the Operation Department of Guangdong Dapeng LNG Company L td.

Add:10th Floo r,Times Financial Center,No.4001,Shennan Rd.,Shenzhen 518048,P.R.China

Mobile:+86-13352905171E-mail:wang.liangjun@gdlng.com