浮式LNG接收站3×104 m3全容储罐冷却技术研究

张宝和海洋石油工程股份有限公司

浮式LNG接收站3×104m3全容储罐冷却技术研究

张宝和
海洋石油工程股份有限公司

储罐冷却是LNG储罐调试工作中最关键和最危险的环节之一。针对国内首个浮式LNG接收站3×104m3LNG储罐冷却过程，进行了冷却方案比选，提出了预冷用LNG量的计算方法，介绍了冷却条件及冷却过程。针对冷却过程中出现的常规问题及非常规问题进行了分析并给出相应的解决方案。研究成果对其他浮式或常规LNG接收站中LNG储罐的冷却具有参考意义。

浮式LNG接收站 LNG储罐 计算方法 冷却

随着我国经济的飞速发展，渤海湾建成国内首个浮式LNG项目，以减轻京津冀雾霾影响，缓解地区环境污染，同时缩短供气周期，实现清洁能源快速供应。对于已经投产运营的渤海湾某浮式LNG接收站，新建成的国内首个两座3×104m3LNG储罐，在受压力波动影响冷却难以控制的条件下，如何准确预算储罐预冷LNG用量，对储罐铺底气量的贸易预算及实际预冷都有重要意义。

1 3×104 m3 LNG全容式储罐预冷方案比选

1.1 冷却方式比选

常规LNG接收站储罐的冷却方式有两种，一种是利用接卸首船LNG对储罐冷却,另一种是LNG接收站正式运营后，利用LNG接收站储存的LNG对新建储罐冷却，同时不影响接收站的正常运营[1]。国内渤海湾某浮式LNG接收站，既可以使用接卸LNG船上的LNG进行冷却，也可以选择FSRU(浮式储存接卸装置)中储存的LNG进行冷却。前者操作流程简单，但会受船期、现场作业进度等的影响；后者需将LNG接卸到FSRU上，再通过FSRU的喷淋泵和卸料泵进行储罐冷却，这虽增加了操作流程，但是不受来船、工期等的影响，且FSRU长期靠泊，安全性高。经综合考虑以后者进行冷却为宜。为保证储罐冷却平稳，操作控制方便，安全可控，选择两座储罐先后间隔为24 h进行冷却。

1.2 冷却介质比选

国内16×104m3大型LNG储罐多采用LNG介质预冷，近年也少有项目采用液氮先进行预冷，再用LNG预冷。针对本工程，一种方式是直接使用FSRU上的LNG产生的BOG对卸料管线进行冷却[2]；另一种是使用液氮气化形成的低温氮气采用爆破方式对卸料管线冷却到-110 ℃，产生的冷气初步预冷储罐，然后再使用LNG进行冷却和灌注卸料管线，待充液完成后对储罐进行冷却。这种方式可以节省冷却时间，节约成本，风险小，因此，选择后者方式进行冷却。

2 冷却用LNG量计算

3×104m3储罐国内无先例，需计算预冷用LNG量，以做好充分的LNG原料准备。储罐预冷试车时，LNG的用量主要与储罐用钢量有关。为便于计算，暂不考虑液氮对储罐预冷的影响。计算过程如下：

(1) 內罐预冷LNG消耗量。依据内罐9Ni钢用钢总量约500 t，9Ni钢比热容为 480 J/(kg·℃)，内罐冷却到-160 ℃，设平均环境温度为20 ℃，LNG汽化热为510 kJ/kg，由能量守恒定律得出：

Q=C·M·△T

=500×480×[20-(-160)]

=43 200 000 (kJ)

则LNG消耗量为 43 200 000÷510=84.71 (t)

(2) 储罐内氮气需消耗LNG量。依据3×104m3储罐全容积3.263×104m3，氮气密度1.25 kg/m3，氮气比热容1.038 kJ/(kg·℃)，由能量守恒定律得出：

Q=C·M·△T

=32 630×1.25×1.038×[20-(-160)]

=7 620 736 (kJ)

则LNG消耗量为7 620 736÷510=14.94 (t)

(3) 储罐漏热消耗LNG量。储罐预冷估算时间2.5天，每日BOR取0.05%，LNG密度取450 kg/m3，因此，LNG消耗量为：

32 630×0.05%×2.5×450=18.35 (t)

综上，LNG理论用量 ①+②+③=118 (t)

根据大型储罐的预冷经验，实际LNG用量是理论计算值的约1.8倍，两个储罐用量为：

118×2×1.8=424.8(t)

实际预冷后，船方显示用量大约为417 t，因此，理论值基本符合实际。

3 冷却过程

3.1 卸料管线冷却

储罐建造过程中，储罐与卸料总管相接的部位应该预先安装好盲板法兰，储罐准备冷却前，先使用低温氮气采用爆破预冷方式[3]将卸料总管中气体初步置换，然后拆除盲板法兰。低温氮气从卸料总管预留接口进入管线，分别经过LNG码头和FSRU码头卸料臂与BOG管线的跨接线，将低温氮气放空至火炬。冷却与储罐连接的卸料管线时，打开储罐底部卸料管线关断阀(SDV-1001)和储罐罐顶进料阀(HV-1001)，通过储罐放空阀对产生的气体进行放空。 储罐工艺流程图见图1。

卸料管线冷却完毕后，启动FSRU上的喷淋泵对FSRU码头卸料臂进行冷却，并对卸料总管充液。充液时打开SDV-1001和HV-1001，填充管线产生的BOG气体用于置换两座储罐内的氮气。当卸料总管上表面温度计示数达到-150 ℃时，卸料总管充填完毕。当与储罐连接的进料立管底部的表面温度计示数达到-150 ℃，储罐卸料管线充填完毕，为了避免LNG带入储罐，关闭罐顶进料阀门HV-1001，对储罐进料竖管进行充液，这时应完全打开喷淋管线阀门，将产生的BOG气体排入储罐内，储罐罐顶进料立管上的表面温度计示数达到-130 ℃时，储罐进料立管基本充液完成，关闭SDV-1001。

3.2 储罐冷却

在卸料管线充填结束后，通过喷淋管线预冷储罐，LNG受到喷嘴的喷洒和雾化作用而发生向各个方向的迸射，使内罐内的各点都能与LNG气化后的气体接触而均匀冷却，如图2所示。储罐冷却的目标是使罐底所有表面温度计显示均在-150 ℃以下。为避免冷却时储罐内壁受冷收缩过大造成变形，通过调节调节阀的开度，将储罐冷却速率控制在3～5 ℃/h，同时，冷却时罐底或罐壁上任意相邻的两个表面温度计的温度差不应超过20 ℃，任意两个不相邻的表面温度计间的温度差不应超过50 ℃[4]。若超过限定值，应降低储罐冷却速率，以均衡罐内温度。

当罐底温度接近-150 ℃时，LNG开始在内罐底板上形成液膜，继续冷却至内罐底板表面温度计全部达到-150 ℃时，打开进料管线的旁路阀门为储罐充液，直至储罐液位为300 mm后开始快速充液。

3.3 冷却数据

储罐冷却过程需要监控的数据主要包括内罐壁板和底板温度、相邻/任意温度计间温差、温降速率、喷淋流量、储罐压力等参数[1]。储罐压力可通过喷淋管线调节阀调节，也可通过火炬系统调节阀进行PID控制调节。

储罐冷却过程中，利用分布在内罐底板和壁板的表面温度计可以监控储罐各点的温度值和温降速率等参数。以储罐A为例，冷却共耗时50 h，平均温降速率2.84 ℃/h。储罐冷却前10 h冷却速率较慢，后面冷却速率较快，基本符合冷却要求。

3.4 问题分析

图3中，罐底温度在17～20 h时有回升的趋势，原因是FSRU码头排气，导致储罐喷淋管线的压力下降，进入储罐内的LNG流量不足，罐底温度略有上升。罐壁温度曲线较为完美，见图4。

在储罐冷却过程中，常见问题主要有：①管托位移过大；②法兰泄露；③压力过高；④温降速率过大等[5]。现场调试人员应该在冷却前做好应对预案及措施，现场保运人员24 h待命，出现问题及时按照预案进行处理。

储罐冷却需要在一段时间内提供足够的冷量使储罐降到要求的温度，如果LNG供应量不足，可能造成后期冷却时温降速率过慢，严重时会出现短暂回温现象，影响储罐的冷却进程和效果。出现此问题的原因是多方面的，主要有：①前期设计时对喷淋管线各设备压力分配不当，尤其是对于调节阀和喷淋头的压降分配不当，导致流量不能达到最大化；②卸料管线压力偏低；③喷淋环管和喷淋管线的焊接是在储罐内部完成的，焊接完成后无法进行吹扫，可能存在焊渣，在储罐冷却过程中如果将喷嘴堵塞，造成冷量不足。

针对此问题，在设计阶段应该适当分配调节阀和喷淋头的压降，使得调节阀在正常的压降下至少有20 m3/h的流量，同时尽量选择相同流量下压降小的喷淋头。在现场施工阶段，应该按照标准要求来开展焊接工艺评定和编制焊接工艺规程，选用有资质的焊工进行焊接作业。

4 结 论

(1) 储罐冷却是LNG接收站投产最重要的一项调试工作，需要在设计阶段、施工阶段做好技术准备，冷却过程中做好过程监控与冷却速率控制。

(2) 合理预估储罐预冷后的投产时间，避免因预留时间长需增加保冷循环而导致成本增加。

(3) LNG预冷用量计算方法可为其他LNG储罐预冷计算提供参考。

[1] 王良军, 刘杨, 罗仔源, 等. 大型LNG地上全容储罐的冷却技术研究[J]. 天然气工业, 2010, 30(1): 93-95.

[2] 陈帅, 田士章, 胡文江, 等. LNG储罐冷却过程中BOG回收量探讨[J]. 石油与天然气化工, 2013, 42(4): 373-377.

[3] 孟勇. 浅析全容式LNG储罐干燥置换技术[J]. 石油化工设备技术, 2014, 35(3): 14-16.

[4] CEN/TC 265技术委员会. 用于储存操作温度介于0～-165℃的低温液化气体的现场建造立式圆筒型平底钢制储罐的设计和建造: EN 14620-2: 2006[S]. 2006.

[5] 成永强, 田士章, 魏念鹰, 等. LNG接收站试运投产中储罐冷却的相关问题[J]. 油气储运, 2013, 32(5): 517-520.

Research of cooling technology for 30 000 m3LNG tank of floating LNG terminal

Zhang Baohe
OffshoreOilEngineeringCo.,Ltd.,Tianjin,China

The cooling down is one of the most important and dangerous work in LNG tank commissioning. In view of the cooling down process of the first 30 000 m3LNG storage tank of floating LNG terminal in China, the cooling schemes are compared and the calculation method of LNG for pre-cooling is put forward. Conditions and process of the cooling down are introduced respectively in this paper. Focusing on the conventional and non-conventional problems in cooling down, the corresponding solutions are given. The results of this research have reference value for the cooling down of LNG storage tanks in other floating or conventional LNG terminals.

floating LNG terminal, LNG storage tank, calculation method, cooling down

张宝和(1981-)，高级工程师。毕业于西南石油大学化工过程机械专业，获硕士学位。现就职于海洋石油工程股份有限公司，主要从事液化天然气工程施工调试技术管理与研究工作。E-mail:zhangbh@mail.cooec.com.cn

TE97

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.009

2016-08-05；编辑：康 莉