LNG接收站最小外输量测试方案

2014-08-15彭超

化工管理 2014年33期

彭超

中石油京唐液化天然气有限公司北京通州 101100

一、概述

由于唐山LNG项目采取的是BOG再冷凝工艺，为了满足储罐罐压在设计允许的范围内稳定不上涨，应将接收站保冷循环和储罐自蒸发的BOG冷凝后外输。2014年3月10日9:00至14日03:30，中石油京唐液化天然气有限公司针对接收站最小外输工况进行了测试。

二、测试原则

本次最小外输量的测试以储罐压力在一天之类不上涨、同时再冷凝器和高压泵的各运行参数处于安全范围同时运行平稳为原则。

三、测试方案

接收站的最小外输能力判别原则：无BOG放空，且高压泵能稳定运行时（无气蚀风险）接收站的最小外输量。测试方法如下：测试前将外输量调至130t/h，稳定运行后，观测高压泵入口温度。若温度低于-133℃时，减少外输量；若温度高于-133℃时，增大外输量；每次调节幅度为1t/h，调节后稳定运行一段时间，温度无变化后，再进行调节。

当外输量减小到正好高压泵入口温度达到-133℃时，停止调节，稳定运行1h。测试期间，记录相关数据。测试完成后，根据外输情况恢复外输量。

本次测试分共3种工况进行。第一次保持压缩机在100%负荷下运行，将外输量分阶段从130t/h、115t/h降到105t/h。

第二次测试将压缩机负荷增加到125%，保持75%+50%运行，将外输量依次从125t/h、120t/h、110t/h降到105t/h，最后升至118t/h。

第二次测试将压缩机负荷增加到150%，保持75%+75%运行，将外输量依次从120t/h、110t/h降到105t/h。

1.一台压缩机负荷100%，外输量逐渐减小

（1）3月10日9:00至15:00，保持外输量130t/h，压缩机负荷100%；

9:00至15:00，高压泵入口温度较低，罐压上升0.19KPa，可向下减少外输量，继续调节。

（2）3月10日16:00至21:00，保持外输量115t/h，压缩机负荷100%。

从16:00至21:00，罐压上升0.18KPa。高压泵入口温度进一步升高，泵井温度已超过高报值。

（3）3月11日12:00至15:00，保持外输量105t/h，压缩机负荷100%。

从12:00至17:00，罐压上升0.52kPa。高压泵入口温度上升至最高-135.5℃，泵井温度已超过高报值。此种工况下，高压泵入口温度原则上能保证高压泵没有气蚀风险，但储罐压力以0.2KPa/h的速率缓慢上涨。可考虑增加压缩机负荷维持储罐罐压。

2.两台压缩机负荷75%+50%，外输量逐渐减小

（1）3月13日10:30至12:30，保持外输量125t/h，两台压缩机负荷75%加上50%，为了增加高压泵的泵罐液位，同时增加高压泵入口LNG的饱和蒸汽压差，将高压泵入口压力的设定值PIC-1300602从0.78MPa升高到0.80MPa。

测试得出，储罐压力缓慢下降，高压泵上升至-134.7℃以上，且高压泵泵罐液位和顶部温度不太稳定，波动性增加，气蚀风险增加。

（2）3月13日14:00至23:00，保持外输量120t/h，两台压缩机负荷75%加上75%，为了增加高压泵的泵罐液位，同时增加高压泵入口LNG的饱和蒸汽压差，14:00至17:00，将高压泵入口压力的设定值PIC-1300602从0.80MPa升高到0.84MPa，但由于压力升高之后，再冷凝器压力也随之升高，压缩机背压增大，BOG处理量减小，故在17:00至23:00，将高压泵入口压力的设定值PIC-1300602从0.84MPa降低到0.80MPa。

储罐压力以0.0333KPa/h的速率非常缓慢上升，高压泵上升至-133.7℃，且高压泵泵罐液位和顶部温度不太稳定，气蚀风险增大。

3.两台压缩机负荷75%+50%，外输量逐渐减小

（1）3月14日9:00至15:00，保持外输量120t/h，压缩机负荷150%；

9:00至15:00，高压泵入口温度较低，罐压上升0.05kPa/h，可向下减少外输量，继续调节。

（2）3月14日16:00至21:00，保持外输量110t/h，压缩机负荷150%。

从16:00至21:00，罐压上升0.18KPa。高压泵入口温度进一步升高，泵井温度已超过高报值。

（3）3月14日16:00至21:00，保持外输量110t/h，压缩机负荷150%。

从22:00至02:00，罐压稳定。高压泵入口温度稳定在-135度左右。