頭臺油田1號加溫加壓站LNG備用氣源研究

趙 亮

（大慶油田天宇工程設計有限責任公司，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

頭臺油田1號加溫加壓站始建于1994年，是原油外輸管道中間的加溫加壓站，該管線負責著頭臺油田全部原油外輸任務。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來氣管道，該管道為單管輸氣。改造后該站無備用氣源，由于該管線較為重要，應考慮備用氣源的設置。

1 加溫加壓站運行參數分析

目前站內在運加熱爐2臺1.4MW水套爐，每臺加熱爐有2臺0.7MW天然氣燃燒器。

主內主要運行工況分析：

（1）2臺加熱爐為一運一備；

（2）加熱爐全年運行，不可停運。在運管道為頭臺油田唯一外輸管道，油田生產為連續運行；

（3）管道最大允許停運時間為48h。事故狀態利用站內建設的事故罐，可暫時儲存原油，但長時間停運管道內原油會出現凝固，造成脹管無法重啟運行；

（4）采油七廠供氣管道每年停運檢修一次，時間為24h；

（5）供氣管道經安全運行分析，事故狀態最長停氣時間為7d。

2 備用氣源氣量分析

該站全年運行，在不同季節其輸量不同，環境溫度不同。站內原油輸量也處于季節性波動，站內燃料消耗量按季節波動。

備用氣源一般按照最不利情況進行設置，確保該站任何情況下均能夠正常運行。經測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 工藝流程及設備配置

3.1 氣源及設備構型

綜合分析各種事故狀態持續時間，會造成的后果嚴重程度分析[1]。LNG備用氣源可不建設永久設施，節省投資。采用移動式LNG撬裝供氣設備，保證供氣能力。

該站周邊，在紅崗區建有LNG液化廠可以提供LNG。液化廠到1號加溫加壓站106km，運輸時間預計為2h。

3.2 工藝流程

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

3.2 設備配置

3.2.1 LNG杜瓦瓶組

大型LNG運輸罐車規格單一，現場用氣量又不大，選擇運輸便捷、具備自增壓功能的LNG杜瓦瓶比較合理。

杜瓦瓶的管路系統主要包括增壓回路(含增壓調節閥和氣化增壓器)、進液閥、出液閥和排放閥。LNG杜瓦瓶能根據后方的使用情況提供氣相或液相介質。實際應用時可以根據后方用氣量的大小配置不同容量不同數量的杜瓦瓶并聯組成杜瓦瓶組進行供應。

3.2.2 氣液相自調節系統

本裝置在杜瓦瓶組與 LNG 供氣撬之間設置一套氣液相自調節系統。在氣相和液相兩路分別加裝低溫調節閥，使用前將液相路調節閥設定為氣化器路進口壓力 p＜p1時開啟，氣相路調節閥設定為氣化器進口壓力 p＞p1 時開啟。以保證系統在后端用氣量較大時使用液相供應，后端用氣量較小時使用氣相供應，以提高系統能源利用率、降低EAG的數量。通過這套氣液相調節系統不僅能有效利用BOG節約能源，同時還能降低后端用氣量較小時系統管道壓力提高的安全水平。

3.2.3 氣化器

對于整個撬裝 LNG 系統，氣化器的選擇直接影響整套系統的供氣能力和供氣穩定性。由于系統對移動性的要求，氣化器大多選用空溫式氣化器，當有供電條件時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、結構簡單、安全系數高，結合本次使用場景，比較適合。

3.2.4 調壓計量設備

調壓計量設備的選擇首先應與氣化器的氣化量相匹配，然后再根據后端應用場景的出口壓力需求進行選配。要注意由于LNG氣化后壓力一般較高且不穩定，應設置兩級調壓裝置。

3.2.5 安全系統

移動LNG供氣裝置中的安全系統包括 EAG 換熱升溫后的放散系統，能保證EAG放散前充分換熱使放散氣密度小于空氣，避免產生白煙，消除燃爆隱患；在有供電條件的使用地點加裝遠程監控系統，通過遠程監控系統了解系統的各部位氣相壓力和溫度，確保系統壓力在正常范圍內，以降低現場人力的投入。

4 總平面布置

根據加溫加壓站實際情況，在站區西側設置一處平整場地，用以臨時停放LNG撬裝設備。在以臨時管道連接原有站內天然氣管道。各設備與周圍建構筑物、設備間距符合GB 50016-2014《建筑設計防火規范》（2018年版）的相關要求。

5 預期效果

如果采用此技術路線，可以有效解決頭臺油田1號加溫加壓站無備用氣源問題，能夠確保站內安全平穩生產。滿足頭臺油田安全生產的要求。