頭臺(tái)油田1號(hào)加溫加壓站LNG備用氣源研究

趙 亮

（大慶油田天宇工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

頭臺(tái)油田1號(hào)加溫加壓站始建于1994年，是原油外輸管道中間的加溫加壓站，該管線負(fù)責(zé)著頭臺(tái)油田全部原油外輸任務(wù)。2020年前，該站采用原油作為加熱爐燃料。為降低成本，并減少污染，2020年將該站加熱爐改造為天然氣燃燒器。氣源采用附近采油七廠站場(chǎng)來(lái)氣管道，該管道為單管輸氣。改造后該站無(wú)備用氣源，由于該管線較為重要，應(yīng)考慮備用氣源的設(shè)置。

1 加溫加壓站運(yùn)行參數(shù)分析

目前站內(nèi)在運(yùn)加熱爐2臺(tái)1.4MW水套爐，每臺(tái)加熱爐有2臺(tái)0.7MW天然氣燃燒器。

主內(nèi)主要運(yùn)行工況分析：

（1）2臺(tái)加熱爐為一運(yùn)一備；

（2）加熱爐全年運(yùn)行，不可停運(yùn)。在運(yùn)管道為頭臺(tái)油田唯一外輸管道，油田生產(chǎn)為連續(xù)運(yùn)行；

（3）管道最大允許停運(yùn)時(shí)間為48h。事故狀態(tài)利用站內(nèi)建設(shè)的事故罐，可暫時(shí)儲(chǔ)存原油，但長(zhǎng)時(shí)間停運(yùn)管道內(nèi)原油會(huì)出現(xiàn)凝固，造成脹管無(wú)法重啟運(yùn)行；

（4）采油七廠供氣管道每年停運(yùn)檢修一次，時(shí)間為24h；

（5）供氣管道經(jīng)安全運(yùn)行分析，事故狀態(tài)最長(zhǎng)停氣時(shí)間為7d。

2 備用氣源氣量分析

該站全年運(yùn)行，在不同季節(jié)其輸量不同，環(huán)境溫度不同。站內(nèi)原油輸量也處于季節(jié)性波動(dòng)，站內(nèi)燃料消耗量按季節(jié)波動(dòng)。

備用氣源一般按照最不利情況進(jìn)行設(shè)置，確保該站任何情況下均能夠正常運(yùn)行。經(jīng)測(cè)算加溫加壓站冬季峰值用氣量為161Nm3/h，日用氣量為3100Nm3/d。確定LNG備用氣源的供氣能力為200Nm3/h ，4000Nm3/d。

3 工藝流程及設(shè)備配置

3.1 氣源及設(shè)備構(gòu)型

綜合分析各種事故狀態(tài)持續(xù)時(shí)間，會(huì)造成的后果嚴(yán)重程度分析[1]。LNG備用氣源可不建設(shè)永久設(shè)施，節(jié)省投資。采用移動(dòng)式LNG撬裝供氣設(shè)備，保證供氣能力。

該站周邊，在紅崗區(qū)建有LNG液化廠可以提供LNG。液化廠到1號(hào)加溫加壓站106km，運(yùn)輸時(shí)間預(yù)計(jì)為2h。

3.2 工藝流程

移動(dòng)LNG供氣裝置基本工藝流程：首先LNG氣源從LNG杜瓦瓶組中進(jìn)入LNG供氣撬，然后 LNG在供氣撬中經(jīng)過(guò)氣化器氣化、調(diào)壓器調(diào)壓至擬供氣壓力，最后完成計(jì)量加臭后進(jìn)行供氣。該套供氣裝置還包括閃蒸汽BOG（Boil Off Gas）的回收系統(tǒng)、安全放散氣EAG（Escape Air Gas）的集中加熱放散系統(tǒng)以及可添加的自控系統(tǒng)。

3.2 設(shè)備配置

3.2.1 LNG杜瓦瓶組

大型LNG運(yùn)輸罐車規(guī)格單一，現(xiàn)場(chǎng)用氣量又不大，選擇運(yùn)輸便捷、具備自增壓功能的LNG杜瓦瓶比較合理。

杜瓦瓶的管路系統(tǒng)主要包括增壓回路(含增壓調(diào)節(jié)閥和氣化增壓器)、進(jìn)液閥、出液閥和排放閥。LNG杜瓦瓶能根據(jù)后方的使用情況提供氣相或液相介質(zhì)。實(shí)際應(yīng)用時(shí)可以根據(jù)后方用氣量的大小配置不同容量不同數(shù)量的杜瓦瓶并聯(lián)組成杜瓦瓶組進(jìn)行供應(yīng)。

3.2.2 氣液相自調(diào)節(jié)系統(tǒng)

本裝置在杜瓦瓶組與 LNG 供氣撬之間設(shè)置一套氣液相自調(diào)節(jié)系統(tǒng)。在氣相和液相兩路分別加裝低溫調(diào)節(jié)閥，使用前將液相路調(diào)節(jié)閥設(shè)定為氣化器路進(jìn)口壓力 p＜p1時(shí)開(kāi)啟，氣相路調(diào)節(jié)閥設(shè)定為氣化器進(jìn)口壓力 p＞p1 時(shí)開(kāi)啟。以保證系統(tǒng)在后端用氣量較大時(shí)使用液相供應(yīng)，后端用氣量較小時(shí)使用氣相供應(yīng)，以提高系統(tǒng)能源利用率、降低EAG的數(shù)量。通過(guò)這套氣液相調(diào)節(jié)系統(tǒng)不僅能有效利用BOG節(jié)約能源，同時(shí)還能降低后端用氣量較小時(shí)系統(tǒng)管道壓力提高的安全水平。

3.2.3 氣化器

對(duì)于整個(gè)撬裝 LNG 系統(tǒng)，氣化器的選擇直接影響整套系統(tǒng)的供氣能力和供氣穩(wěn)定性。由于系統(tǒng)對(duì)移動(dòng)性的要求，氣化器大多選用空溫式氣化器，當(dāng)有供電條件時(shí)也可選擇水浴式氣化器等其它類型的氣化器。

空溫式氣化器適用性強(qiáng)、結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、安全系數(shù)高，結(jié)合本次使用場(chǎng)景，比較適合。

3.2.4 調(diào)壓計(jì)量設(shè)備

調(diào)壓計(jì)量設(shè)備的選擇首先應(yīng)與氣化器的氣化量相匹配，然后再根據(jù)后端應(yīng)用場(chǎng)景的出口壓力需求進(jìn)行選配。要注意由于LNG氣化后壓力一般較高且不穩(wěn)定，應(yīng)設(shè)置兩級(jí)調(diào)壓裝置。

3.2.5 安全系統(tǒng)

移動(dòng)LNG供氣裝置中的安全系統(tǒng)包括 EAG 換熱升溫后的放散系統(tǒng)，能保證EAG放散前充分換熱使放散氣密度小于空氣，避免產(chǎn)生白煙，消除燃爆隱患；在有供電條件的使用地點(diǎn)加裝遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)，通過(guò)遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)了解系統(tǒng)的各部位氣相壓力和溫度，確保系統(tǒng)壓力在正常范圍內(nèi)，以降低現(xiàn)場(chǎng)人力的投入。

4 總平面布置

根據(jù)加溫加壓站實(shí)際情況，在站區(qū)西側(cè)設(shè)置一處平整場(chǎng)地，用以臨時(shí)停放LNG撬裝設(shè)備。在以臨時(shí)管道連接原有站內(nèi)天然氣管道。各設(shè)備與周圍建構(gòu)筑物、設(shè)備間距符合GB 50016-2014《建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范》（2018年版）的相關(guān)要求。

5 預(yù)期效果

如果采用此技術(shù)路線，可以有效解決頭臺(tái)油田1號(hào)加溫加壓站無(wú)備用氣源問(wèn)題，能夠確保站內(nèi)安全平穩(wěn)生產(chǎn)。滿足頭臺(tái)油田安全生產(chǎn)的要求。