卸船期间液化天然气接收站储罐压力控制研究

龙德才(中海福建天然气有限责任公司，福建 福州 350000)

卸船期间液化天然气接收站储罐压力控制研究

龙德才(中海福建天然气有限责任公司，福建 福州 350000)

随着经济的增长，中国对天然气的需求逐年增大，尤其是东部沿海地区，经济相对发达，天然气需求量大却远离生产源，对经济发展造成了一定影响[1]。液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）体积仅为气态天然气的1/625，运输和储存便利，且安全性高，已经在东部沿海得到较广泛的应用，有效的缓解了地区能源供需紧张矛盾，优化了能源消费结构[2]。福建某LNG接收站目前在用储罐4座，年接收处理能力达到600万吨，是我国自主运营的第一座接收站，累计接卸LNG船舶300余艘。来自气田的天然气经过净化处理后进行低温液化，液化后的LNG通过LNG专业船舶运输抵达接收站码头后，通过四条卸料臂将其卸入LNG储罐，在卸料过程中由于船内LNG密度和原储罐内LNG可能存在一定差异，可能造成储罐压力发生较大变化，严重时甚至造成ESD，对卸船设备造成一定损伤。由于该接收站为国内首座自主独立运行LNG接收站，对其在卸料期间储罐压力波动原因进行系统分析和总结研究，以便有针对性的采取控制措施，同时也为其他LNG接收站卸船期间储罐压力控制提供借鉴。

1 接收站工艺流程简介

LNG接收站的主要功能是接收、储存和再气化LNG，通常包括卸料系统、储存系统、蒸发气（Boiled Off Gas，简称BOG）处理系统、LNG外输系统、公用工程及辅助系统[3]。

1.1 卸料系统

接收站码头设置有3台直径400mm卸料臂和1台直径400mm的蒸发气返回臂。船方通过船舱内卸料泵将LNG通过码头三条卸料臂及LNG输送管道将LNG输送到接收站储罐中，储罐产生的BOG气体一部分通过气相臂返回到船舱中以保持船舱内的压力稳定，接收站具体流程如图1所示。

1.2 储存系统

接收站目前拥有4座在用全容式LNG储罐，每个储罐有效容积为16×104m3，设计压力为-1.5kPa～29kPa，正常操作液位为1.9m～33.85m，在储罐顶部设置有压力表和液位计，时刻监控储罐压力及液位，确保在正常控制范围。每个储罐都分别设置有上下两种进液方式，根据卸料LNG密度和目前储罐内LNG密度大小关系可以选择合适的进液方法，达到防止储罐发生分层和翻滚的目的，通常密度较大的LNG选择储罐上方进入，而密度相对较小的LNG选择储罐底部进入。每个LNG储罐都设置有液位-密度-温度（LTD）连续测量设备，可定期监控测量储罐内LNG状态，有效的防止储罐发生分层导致翻滚。一般认为当相邻两个测量点温差超过0.3℃或者密度超过0.8kg/m3时储罐存在分层的风险，我们需要人工启动罐内LNG低压泵进行LNG循环[4]。

1.3 蒸发气（BOG）处理系统

接收站LNG储罐由于自身保冷原因，在储罐内LNG在储存状况下会产生一定的BOG，福建LNG接收站储罐设计日蒸发率为0.05%，实际日蒸发率为0.016%，再加上LNG低压泵运行过程中会产生一定热量及管道保冷等因素，储罐内LNG会蒸发产生BOG，从而导致储罐压力上升[5,6]，尤其在夏季外界环境温度较高时，BOG产生速率更快，另外在LNG船卸料期间，由于容积置换效应也会在一定程度上加快储罐压力升高[7-9]。为了有效控制储罐压力，我们设置有BOG处理系统，按照处理方式不同，接收站BOG处理工艺分为直接输出式和再冷凝式，两种方式可以根据具体情况单独和组合使用[10]。

图1 接收站工艺流程简图

直接输出式是将储罐产生的BOG直接通过常温高压压缩机缩到外输压力（7～8MPa）后直接送至输气管网。直接输出式设备占地面积大、能耗高、控制压力大、生产安全系数相对较低，一般较少采用。

再冷凝式是将储罐产生的BOG通过低温BOG压缩机压缩到一定的压力（通常为0.7MPa）后，进入再冷凝器与由储罐内LNG低压泵送出的LNG在再冷凝器中混合，由于LNG加压后处于过冷状态，可以使蒸发气再冷凝，冷凝后的LNG再经高压泵加压至外输压力（通常为7～8MPa），然后送往开架式汽化器与海水进行换热汽化成天然气输送给输气管网。由于再冷凝式可以利用LNG的冷量，降低了BOG压缩功的消耗，可以在很大程度上节省能量，有利于节能环保，同时整个压缩过程中压力相对较低，安全性明显高于直接输出式，所以在日常生产过程中我们优先选择再冷凝式。接收站有两台并联的低温BOG压缩，两台低温BOG压缩机都分别有50%和100%两种工作负荷，根据储罐BOG压力来决定两台低温BOG的工作负荷，具体关系见表1.

表1 低温BOG压缩机负荷与储罐对应关系

19 第二台100% 7 停第一台BOG压缩机

除此之外，我们还设置有火炬放空系统和压力安全阀装置，如果在上述两种方式都不能保持储罐压力的稳定时，将通过火炬放空的方式对储罐进行泄压，以保持储罐压力处于设计范围值以内。

1.4 LNG外输系统

LNG外输系统由低压液态外输和高压气态外输两部分组成，具体工艺流程简图见图1。低压液态外输指储罐内的LNG经过罐内LNG低压泵加压后汇集到低压输出总管后，直接输送到LNG槽车装车撬，通过槽车撬液相臂进入到槽车，气体则通过槽车撬气相臂返回接收站BOG系统，通过上述方法进行LNG槽车充装，然后运输至LNG卫星接收站及天然气管道无法覆盖的地区。

高压气态外输采用两级泵输送，即储罐内LNG由罐内低压泵加压后汇集到低压输出总管，一路进入到再冷凝器顶部冷凝BOG气体，另一路直接通过再冷凝器的“旁路”到LNG高压泵入口，并在这里与来自在冷凝器的LNG汇合，通过高压泵再次增压至外输压力（7.5MPa～8.7MPa之间），之后进入海水开架式气化器与海水输送泵送来的海水进行热交换后气化为不低于0℃的天然气，经过输气管道输送到气体计量站中，计量后输往下游用户。

接收站还设置有“零输出”及码头循环保冷，在下游用气量很小无外输时，除启动1台低压泵用于外输管线和码头卸料管线循环保冷外，其余低压泵和高压泵都将停止运行。

1.5 公用工程及辅助系统

接收站还包括供电、压缩空气、仪表空气及氮气供应、燃料气、生活水、消防、污水处理、应急电源、ESD紧急停车系统等各种公用工程及辅助系统[3]。

2 卸料方案分析

某LNG船装载量为144749m3（62471.097t），船上LNG平均密度为432.7kg/m3，4个储罐LNG液位、密度分布情况见表2。

表2 储罐液位密度情况

根据外输热值调配要求及各个储罐目前液位情况，确定本次LNG平均卸料至1#、2#储罐，先卸料至1#罐，再卸料至2#罐，卸料完成后1#、2#储罐液位分别为25m、23m左右。通过对船上LNG密度与各个储罐LNG密度进行对比，LNG船舶装载的LNG密度大于1#罐储存LNG密度，而小于2#罐储存LNG密度，为了有效的防止储罐分层翻滚，最终卸料方式为1#采用上进液卸料方式，2#采用下进液卸料方式[11]。

3 卸船期间储罐压力分析

卸料期间需要控制储罐压力，通常情况下储罐压力达到24kPa就会开启火炬放空，在卸料期间码头气相管线压力连锁设定值为22kPa，当码头气相返回管线压力达到该压力时会直接触发码头卸料ESD，对船岸设备都造成较大的影响。为了防止以上情况发生，在卸料开始前提前将两台BOG压缩机100%负荷运行，使开始卸料时储罐保持较低压力水平，本次卸料提在LNG船舶靠岸前15小时将两台BOG压缩机100%负荷，在LNG船舶靠泊完成时1#、2#、3#、4#罐压力分别为13.7kPa、13.7kPa、13.5kPa、13.8kPa，四个罐之间压力表存在细微差异主要是压力表零点漂移的原因。整个卸料过程主要包括卸前吹扫、测试、预冷、卸料、卸后吹扫几个阶段，我们从测试合格后预冷阶段开始，每隔十分钟分别记录四个储罐压力，直至卸料完成，所得数据进行分析作图，具体见图2.

图2 卸料期间储罐压力变化情况

从图2可以看出，在预冷阶段，四个罐压力都缓慢升高了0.7kPa左右，船方启动船舱内清舱泵对连接好的卸料臂进行预冷，预冷产生的BOG通过气相管线进入BOG系统从而导致储罐压力缓慢上升。在预冷结束后，设置流程准备开始卸料时，1#罐压力存在一个明显的波动，见图2中A位置，主要原因是在预冷结束后，准备开始卸料设置流程时打开了1#罐上进液气动阀门（HV阀），38寸LNG管线中较热LNG突然进入1#储罐，发生闪蒸导致压力突然升高，但由于量较小，所以压力很快就恢复了正常，为尽量避免打开HV阀时对储罐压力造成较大波动，我们建议缓慢打开HV阀，让管道中较热的LNG缓慢进入储罐可有效的避免储罐压力突然升高降低。

1#罐卸料方式为上进液，由图2可知，在卸料刚开始时，四个储罐压力都快速升高，约20分钟后压力升高速率减小，1#罐整个进液过程中压力从14.1kPa增长到18.4kPa，压力升高速率明显大于其他三个储罐。接收站在非卸船期间，为了保持码头卸料LNG管线处于低温备用状态，卸料管线设置有保冷循环，LNG循环量为86～105m3/h，由于吸收了管道的热量的缘故，管道中循环的LNG温度会略高于储罐中LNG温度，所以在刚开始卸料时大量管道中相对较热的LNG进入1#罐，在罐内发生闪蒸产生大量的BOG，导致储罐压力快速升高，再加上上进液刚进入的LNG与储罐内原有的顶层LNG发生混合，加快了BOG的产生，在很大程度上加快了储罐压力升高，卸料LNG密度和储罐内LNG密度相差越大，混合时产生的BOG越多，储罐压力上升越明显，卸料后期主要是混合搅动产生BOG导致储罐压力升高。大量的BOG在1#罐内产生，然后通过28寸的气相管线进入BOG官网，再进一步转移至其他几个储罐，由于BOG产生速率远大于BOG压缩机处理速率，所以四个罐的压力都迅速升高，若储罐液位较高，气相空间较小，储罐压力上升速率会更大，卸船风险也会增大。因此，在整个上进液卸料过程中，我们应当重点监控上进液储罐压力，确保储罐压力在合理范围。

2#卸料方式为下进液，卸料从1#罐切换至2#罐时，四个罐的压力都突然升高，然后迅速降低，具体见图2中B位置，随后在整个卸料过程中压力都较平稳，压力升降不明显。这是因为在切换的过程是先开后关，所以在切换过程中2#突然进液，2#罐区域大约100米左右的38寸管段中温度相对较高LNG突然进入2#罐，产生较多的BOG导致2#压力突然升高，进而导致四个罐压力都突然升高，但整个过程时间较短。随后由于1#罐不再进液BOG产生量明显减少，2#罐为下进液方式对储罐内LNG搅动混合没有1#明显，所以产生的BOG明显少于1#罐，从而储罐压力相对较稳定，但仍应该通过手动运行LTD来监控储罐内LNG情况，确保不存在分层现象，有效杜绝翻滚导致储罐超压。

在卸料完成后的吹扫阶段，我们用氮气将卸料臂中的LNG吹扫排入储罐，所以在吹扫的过程中较多氮气和卸料臂中LNG一同进入储罐，导致储罐压力缓慢升高，在吹扫结束后储罐压力都缓慢降低。

终上所述，在卸料过程中，上进液时储罐压力升高较快，若再加上储罐液位较高时，气相空间相对较小，压力升高会更明显，相应的卸船风险也会增加。在下进液卸料时，储罐压力相对较平稳，不存在明显升高的迹象，所以我们在卸料过程中应根据实际情况选择进液的先后顺序，在特殊的情况下，如高液位上进液卸料时，我们可以采取两个罐同时进液，同时为了尽量降低卸船风险，我们应当通过增加运行LTD的频率来监控储罐中LNG情况，防止储罐发生分层，在来船前将两台BOG压缩机满负荷运行，降低储罐压力，若设置有高压BOG压缩机，应将其调整为备用状态，同时还应确保火炬放空处于备用状态，若发生储罐翻滚等紧急情况时，确保其能够正常使用，在最大程度上降低卸船风险，确保接收站安全平稳运行。

4 结语

（1）在设置卸料流程时，由于卸料管道中较热的LNG会在开启气动阀进入储罐并发生闪蒸导致储罐压力波动，所以建议在开启该阀门时应控制打开速度，防止压力在短时间内波动过大，对储罐及管道造成较大冲击。

（2）上进液方式卸料时储罐压力明显升高，尤其是在卸料刚开始时由于38寸LNG卸料管线中相对较热的LNG进入储罐发生闪蒸会导致储罐迅速升高，所以在上进液卸料时续重点监控储罐压力，为了降低卸料风险可在卸料开始前将两台BOG压缩机100%负荷运行，降低储罐压力。

（3）下进液方式卸料时，储罐压力相对稳定，但是应当通过LTD监控储罐内LNG状况，防止发生分层，有效杜绝翻滚，降低卸船风险。

（4）若卸料LNG和储罐储存LNG密度相差较大，储罐压力变化更明显，建议来船前提前将BOG压缩机满负荷，降低储罐压力，减小卸料期间由于储罐压力过高导致卸船ESD的风险，确保整个卸料过程安全平稳进行。

（5）来船前应检查确保火炬为正常投用状态，若设置有高压BOG压缩机应将其设置为备用状态，确保在压力过高时能够正常使用，在卸料前和卸料过程中都应该手动运行LTD来监控储罐中LNG状况，确保不存在分层现象，有效的杜绝因分层发生翻滚导致储罐超压。

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The Research on Controlling of Storage Tank Pressure During the Unloading of LNG

Long Decai（CNOOC Fujian LNG Co．，Ltd，Fuzhou，Fujian 350000，China）

LNG储罐由于其自身蒸发率及LNG管道保冷循环等原因，储罐内LNG会蒸发产生一定的BOG导致储罐压力变化，尤其是卸船期间由于卸料LNG和储存LNG组成可能存在较大差异，可能造成储罐压力发生较大波动，对接收站安全平稳运行构成一定的威胁。为此，本文对LNG接卸过程中储罐压力进行记录总结，结合不同阶段具体操作对卸料不同阶段及不同进液方式进行对比分析，找到了储罐压力在卸船过程中的变化规律及主要影响因素，并结合实际情况提出了相应的控制措施及建议，为液化天然气接收站卸船期间储罐压力控制提供了重要依据。

液化天然气；BOG；压力控制；接收站储罐;卸船

Due to its own evaporation rate and LNG pipeline’s heat preservation cycle,The LNG in storage tank will evaporate into BOG influence tank pressure especially during the unloading of LNG vessel when there is much difference in component be⁃tween LNG in tank and LNG in vessel,thus cause tank pressure to fluctuate largely,that’s a potential risk to LNG terminal.This arti⁃cle summarizes the tank pressure several change records during the LNG unloading according to the different operations of every stage,analyzes the regular pattern and main influencing factors of tank pressure changes,and presents corresponding measures to con⁃trol tank pressure according to the actual situation,which could use be good inference for the controlling of the tank pressure dur⁃ing unloading of LNG.

LNG terminal;BOG;Pressure control;Storage tank;Unloading;LNG;Craftwork process

龙德才（1989-），四川内江人，硕士研究生；主要从事天然气处理与加工相关研究工作。