LNG项目工艺区预冷技术服务总结

孙 航

(中海油石化工程有限公司 设计管理部，山东 济南 250101)

1 项目总体情况

LNG扩建项目的建设规模：300万t/a，其扩建部分的构成为：

1) LNG储罐区：新建两座储罐，每个罐的有效容量为20万m3；

2) 工艺区：在一期工程预留区域，新增BOG压缩机1台，新增中间介质气化器(IFV)4台，新增高压输送泵4台；新增一台气化器(SCV，浸没燃烧式)，两台燃料气加热器；

3) 计量输出区：新增计量撬1台及附属设备；

4) 槽车装车站：新建槽车装车位4座，共设4台装卸臂。

2 预冷一般要求

2.1 预冷目的

接收站能否顺利投产试运行，预冷是一个重要环节。通过预冷，储罐和管道会由常温慢慢转变为低温工作状态，从而避免因LNG的瞬间进入储罐和管道而损坏储罐和管道；此外还可以通过预冷，检测储罐在低温时的性能、阀门在低温时的密封性、低温管托的变化以及设备和管道在预冷过程中的伸缩量等等[2]；同时，也能消除管道焊接残余应力和施工偏差等，检验低温管道施工质量，确保LNG管道安全投用。

2.2 预冷操作需具备条件

接收站已完成设备、管道施工以及管道的吹扫、试压、气密等工作；

需要预冷的管道以及与其相连的系统已完成干燥置换，且露点低于零下40℃；

需要预冷系统的有关仪表控制系统以及阀门等已具备操作条件；

试验用临时设施及工具准备就绪；

完善的预冷操作方案及应急预案；

编制完善温度检查记录表、管托位移检查表；

2.3 预冷操作技术要求

预冷介质压力不应超过系统正常操作压力；

一般针对10寸以上管道进行预冷，管道同一位置上下表面温差控制在50℃，温降速率控制在8～10℃/h，最大不应超过20℃/h；

根据实际需要进行阀门开关测试；

预冷时需要对压力和温度实时监控，并做好相关记录，以避免过快降温；

应设专人对预冷系统中所有法兰进行检查，并根据温度分阶段进行冷紧；

应对管路系统进行全面检查，并记录临时装置和盲板使用及拆除。

2.4 预冷合格标准

管道末端温度达到-100℃；

管道阀门不出现冻堵情况，法兰不出现泄漏问题；

系统内的仪表等能够在低温状态下正常运行；

管道最大位移满足设计要求。

2.5 预冷介质

预冷介质为 BOG蒸发气。

3 预冷实施方案

3.1 预冷管系划分原则

相同等级压力、靠近且连通的管道应该划分到同一区域；并在工艺PID上标识出介质注入点及排放点；将管道按照PID顺序进行分区域预冷。

3.2 预冷管系划分

见表 1。

表1 预冷管系划分

3.3 预冷主管道走向

高压泵进口低压LNG、高压回流LNG、火炬放空及低压LNG排净主管接口均在一期高压泵附近管廊中间部分，管道对接后向南延伸至管廊末端，管道长度约55 m。所有管廊均为利旧。具体走向见图1。

高压泵出口LNG、低压NG及高压排净LNG主管接口均在一期工艺区管廊末端，管道一直向西延伸，至东侧道路后向北延伸至新增SCV区域。管道长度约350 m，利旧管廊约60 m。具体走向见图2。

图1 工艺区高压泵区域管廊主管走向示意

图2 工艺区气化区域管廊主管走向示意

3.4 预冷工艺路线

低压LNG总管：管道预冷范围为一期工艺区管廊末端预留口至新增主管末端，新增主管至各高压泵进口切断阀处。利用一期现有低压LNG主管2寸排净接口引出低压LNG，通过设置临时列管式空冷器的方式将LNG进行气化。利用扩建项目主管上排净/放空接口预冷管道，并通过主管末端及各高压泵入口安全阀旁路进行放空至低压火炬放空管。实现两根管道同步预冷。预冷结束后，通过一期现有低压LNG主管2寸排净接口对新建主管进行注液增压工作。期间利用管道表面温度计进行温度监测。

高压LNG总管：管道预冷范围为一期工艺区管廊末端预留口至新增主管末端，新增主管至各高压泵出口切断阀处。利用一期现有低压LNG主管末端接口引出低压LNG，通过新增列管换热器方式将LNG进行气化。利用扩建项目主管上排净/放空接口预冷管道，并通过主管末端新增与低压NG放空管跨线及各高压泵出口安全阀旁路进行放空至低压火炬放空管，实现管道同步预冷。预冷结束后，通过一期现有高压LNG主管2寸排净接口对新建主管进行注液增压工作。

3.5 低压LNG主管预冷实施步骤

实施前检查：安装列管式汽化器及相关附属管道完毕并进行探伤，吹扫露点；预冷前根据扭力值对所有法兰进行紧固。

打开一期低压LNG主管末端2寸排净球阀，经新增列管式换热器换热后接入新增主管顶部放空及底部排净口共2个注入口，从主管上下分别进行注NG预冷。通过换热器进出口阀门控制出口管道压力为2～3 bar，温度约-100℃。

预冷结束后拆除相关接管，并利用氮气将残余NG吹扫至管廊高处放空。

增加一期主管末端2寸排净球阀与新增主管排净口跨线，打开阀门对主管进行注液。注液完毕后小开度逐步打开主管末端蝶阀进行管道升压作业。

在-50℃、-100℃及注液完三个阶段对相关管道法兰螺栓进行紧固，并每隔一个小时记录管道上下表面温差(管道起始段各一对表面温度计)以及管托位移。整个过程持续约40 h。

3.6 高压LNG主管预冷实施步骤

实施前检查：安装列管式汽化器及相关附属管道完毕并进行探伤，吹扫露点；预冷前根据扭力值对所有法兰进行紧固。

该管线路由较长，在工艺区管廊下方、IFV区域以及SCV区域各设置一台临时列管式空冷器，用于提高换热量并加快预冷速度。

工艺区管廊区域：打开一期低压LNG主管末端2寸排净球阀，经新增列管式换热器换热后接入新增主管管廊上放空、排净口及管廊低处排净口共3个注入口，从主管上下分别进行注NG预冷。

气化器区域：打开一期卸船主管末端1寸排净球阀，经设置的临时列管式空冷器换热后，接入IFV进口LNG放空口由管道沿程中间部位实现管道预冷。

SCV区域：打开一期卸船主管末端1寸排净球阀，经设置的临时列管式空冷器换热后，接入SCV进口LNG放空口由管道末端实现管道预冷。

增加一期主管末端1寸排净球阀与新增主管排净口跨线，打开阀门对主管进行注液。注液完毕后小开度逐步打开主管末端球阀进行管道升压作业。

在-50℃、-100℃及注液完三个阶段对相关管道法兰螺栓进行紧固，并每隔一个小时记录管道上下表面温差(管道沿程共计5对表面温度计)以及管托位移。整个过程持续约50 h。

4 现场预冷实施效果

4.1 管托位移表

现场根据设计提供的低温管托位移表进行逐一检查，位移值均在设计范围内，管托无滑落，管道无碰撞，达到预冷预期目的。

4.2 低压LNG总管表面温度监测数据

操作人员进NG较为谨慎，监测数据显示管道温降比较平均约2～3℃/h，进液阶段最大降温速度为12℃/h，上下表面温差控制较好，最大为48℃。管道进液增压阶段未发生热拱及管道损坏情况。

4.3 高压LNG总管表面温度监测数据

该管道路由较长，预冷期间前20 h只采用高压泵区域进冷NG且沿途经过一个π弯及跨路上翻，管道温降较慢仅有2℃，下游难以降温，因此打开IFV区域汽化器由管道中间进一步注入NG实现温度均匀下降。预冷后期12 h打开SCV区域汽化器通过放空管道给SCV区域LNG管道及高压管道末端死角进行预冷。监测数据显示管道温降比较平均约2～3℃/h，进液阶段最大降温速度为12℃/h，上下表面温差控制较好，最大为48℃。但是受制于现场空间布置原因，第四天晚上8～10点，出现管道冷却速度过快(达到20℃/h)，管道上下表面温差达到近60℃/h。管道进液增压阶段未发生热拱及管道损坏情况。

4.4 法兰螺栓力矩

结合同类LNG项目经验以及专业自身成果，设计提交法兰螺栓力矩供现场预冷期间参考使用。具体数据见表2。

表 2 螺栓预紧力参考值

使用该表指导现场对相关管道15套法兰进行紧固达到良好效果，并在现场各温度节点及时协助现场进行法兰检查。

4.5 预冷后现场检查情况

管网预冷增压完毕后，对管廊上所有管托进行了检查，并检查管道是否有结霜露冷现象。

经核查，SCV区域管廊末端存在3处管托碟簧未紧固，造成管托与管道位移不一致，引起管托与保冷层间出现错缝。要求现场对相关管托进行紧固并对管托接缝重新处理。具体见图3。

现场存在两处阀门局部保冷施工接缝未处理好，造成管道下方局部结冰问题，要求现场拆开保冷层进行处理。具体见图4。

图3 保冷错缝问题

图4 管道局部结冰问题

5 预冷设计技术服务要点

1)预冷前积极配合现场完善预冷工艺方案，并配合统计相关材料；

2)预冷前向现场进行设计交底，解释管托位移方向大小，及各有关管道走向、法兰位置等,提交管托位移监控值，并配合现场检查管托安装情况；

3)提交法兰螺栓紧固力矩，并配合梳理法兰位置数量；预冷期间-50℃、-100℃及注液完三个阶段现场提醒现场及时进行紧固；

4)时刻在现场提供技术服务，协助判断管托位移情况，管道表面温差是否满足技术要求，并协助现场确定注液方案，保证预冷工作一次完成无停顿；

5)预冷完毕后配合现场进一步核查管托位移及弹簧情况。

6 总结

工艺区气化设施顺利完成预冷作业，并取得良好的效果，大部分管托位移均在设计范围内，管托无滑落脱空，管道无碰撞；整个预冷过程中速度可控，管道上下表面仅有较小的温差；所有法兰无泄漏，同时，进一步验证了设计细节完善可靠。整个预冷作业全面检验了设计安全及施工质量，达到了预期的效果。