大型LNG储罐预冷和低压泵调试运行方案分析

王江涛 中海油石化工程有限公司 济南 250101

在经济增速换档、资源环境约束趋紧的新常态下，能源绿色转型势在必行，能源结构调整进入新能源、天然气、可再生能源等新型清洁能源阶段。天然气需求量逐渐增大，2017年中国已经超过韩国成为世界第二大天然气进口国，特别是在东部沿海地区LNG接收站已形成一个环形带。

而LNG接收站中最为关键的核心设备就是大型LNG储罐，也是我国在LNG接收站领域最难攻克的关键核心技术。接收站LNG储罐是高安全性能的全容式混凝土顶储罐(FCCR)，设计温度一般为-165℃左右，内罐为顶部敞开结构，材料为X7Ni9钢[1]。目前LNG运输船的船容规模已经增加至21万m3、26万m3，这也导致LNG接收站的储罐逐渐大型化，新建储罐大部分朝向20万m3以上发展，大型储罐具有降低整体投资成本和占地面积的优势[2]。考虑到LNG储罐占用项目投资成本比例高，且运行十分稳定，使用寿命基本维持在25年以上，隔离检修成本高，所以在接收站设计中没有考虑LNG储罐备用或者是隔离检修，而是一次性投入生产之后长期运行。因此，LNG储罐预冷的效果事关整个项目的成败，如果预冷效果不好而引起低温LNG灼伤储罐内罐钢板，LNG储罐将无法投用，从而整个接收站将无法如期投产，严重影响接收站的运营和下游用户的用气。

1 LNG储罐预冷流程[3]

目前大部分LNG接收站储罐的预冷主要是通过卸料系统来完成，特别对于接卸首船的LNG储罐预冷需要业主和LNG船方共同合作完成，利用船泵以及气化器完成卸料系统的预冷，随后进行LNG储罐喷淋预冷和填充。主要流程见图1。

图1 LNG接收站卸料系统LNG储罐常规预冷流程(1#储罐)

管道预冷需要低温气体和LNG依次预冷以实现温度逐级降低，首先通过低温气体(氮气或者BOG，利用船方或者接收站方外置气化器获得)进行初次预冷，在预冷管道末端温度达到-120～-110℃时开始准备进行LNG预冷，待卸料管线填充LNG完成时(温度-150～-140℃)准备进行LNG储罐喷淋预冷。通过调节进入LNG储罐喷淋管线的流量，控制整个储罐的预冷速度，储罐冷却期间需要中控室密切监测储罐底部和罐壁的温度变化趋势，计算温降速度，并关注相邻温度传感器之间的温差以及任意两个温度传感器的最大温差。冷却时，平均温降速度不超过5℃/h，相邻温度计之间的最大温差不超过20℃，且任意两个温度计之间的最大温差不超过50℃。如果不在上述要求的温度范围内，需降低储罐冷却速率，均衡罐内温度。

待储罐的罐壁和罐底温度达到-150～-140℃时可进行LNG填充，此时通过LNG船上LNG泵并通过调节出口阀门使储罐液位达到500～1000 mm；随后启动大流量填装泵，建立储罐液位至3 m以上。待液位满足低压泵启动要求时，准备进行罐内低压泵调试。

2 LNG储罐预冷方案分析

目前LNG储罐的预冷每个接收站大同小异，但是在预冷过程中经常会遇到一些问题，下面针对这些问题进行重点分析并提出解决措施，进而优化LNG储罐的预冷方案。

2.1 LNG直接喷淋预冷储罐

在预冷之前LNG储罐充满了氮气，目前国内外大部分接收站采用船上外置气化器或者接收站外置气化器的方式，气化LNG得到BOG作为低温气体进行管道预冷，同时实现LNG储罐的BOG置换，然后再进行LNG喷淋。从实际运行、冷却效果与速率以及经济性角度分析，采用液氮气化作为低温气体比BOG更具优势，但是采用液氮需要增加一个额外步骤——储罐BOG置换，待储罐BOG达到一定浓度后才可进行LNG喷淋预冷。

该方法虽然较成熟，大部分接收站都是在储罐BOG置换后才进行LNG喷淋预冷。但是是否有必要进行BOG置换？LNG储罐的设计温度是-165℃，通过计算在15kPa(G)下(按照预冷的正常压力作为参考)氮气的凝点是-194.6℃，纯甲烷的凝点是-159.9℃，预冷期间LNG的温度最低是-155℃，在同一个压力下并不会将氮气液化。因此只要控制好储罐压力不出现急剧波动，不会出现惰性气体液化的现象，目前已有部分接收站采用直接喷淋预冷的方式。

采用液氮预冷管道和LNG直接喷淋的方式优点：大幅缩短了储罐预冷时间，使接收站首次接船预冷可以减少1～2天，同时减少国外LNG运输船停靠时间，LNG船在接收站码头停靠成本每天需要额外增加100万元左右，增加运输成本。而且针对卸料管线的预冷从成本和预冷效率分析，氮气预冷更具优势[4]。

2.2 工艺方案的选择

目前国内外工程公司设计的接收站存在预冷过程储罐顶部HV阀门泄漏的风险，针对该问题可进行以下设计优化：

(1)优化喷淋管线的位置。目前接收站大部分喷淋管线是从卸料管线立管距离储罐顶部弯头2 m处接出，处于卸料管线ESDV阀门和罐顶手动调节阀门(HV)之间(见图1)。通过以上的方式增加温度计可以从操作上避免泄漏问题，但是依然有LNG进入储罐造成不可逆伤害的风险，且HV阀下游是低压储罐(接近于无背压)，无法进行氮气保压防泄漏。

鉴于以上原因，打破国外工程公司传统设计理念，修改预冷喷淋管线的位置，从卸料管线ESDV阀上游接出，这样下游实现双阀隔离(ESDV和HV)，不会导致LNG进入储罐。

(2)采用低压外输管线代替卸料管线预冷。这是一种备选方案建议，利用低压外输管线跨接至喷淋管线实现预冷，不采用常规的卸料管线，该方案特别适用于接收站的储罐扩建项目(预留短管接头阀门和法兰)。该方案的缺点是：在LNG填充的时候无法实现大流量填充，仍然要通过卸料管线，这样需要在储罐预冷结束后再预冷卸料管线，增加了船停靠时间。

2.3 工程设计的优化

目前大部分工程项目的设计人员对试车和预冷程序不够熟悉，导致在设计过程中考虑不完善，对LNG储罐的预冷造成麻烦。目前即使是成熟国外工程公司依然存在该问题，每个接收站整体工艺流程类似，但是每个接收站又有自己的特殊情况。

2.3.1 表面温度计的设置

表面温度计的安装位置改进见图2。

图2 表面温度计的安装位置改进

在规范中要求100 m至少有1对表面温度计[5]，但是在实际的表面温度计设置中要根据预冷和操作情况设置数量和安装位置。在LNG储罐预冷主要是通过喷淋管线(从卸料总管接出)进行LNG喷淋雾化低温预冷，由于管道外面包覆PIR保冷层和铝板，只能通过表面温度计观测管道内部液位情况。

在LNG填充卸料管线立管的时候，罐顶部HV阀门的旁路是有一定开度进行排气，因而在LNG填充的过程中必须确保LNG不能进入到罐顶部水平管，由于有的接收站缺少表面温度计,在预冷的过程中只能通过压力和经验判断，增加了预冷风险。如果在喷淋管线的接口处上下游设置表面温度计将避免该现象的发生(图2 位置1和位置2)，只要控制好LNG流量缓慢填充则可以确保LNG不进入罐顶水平管道(位置3温度计监测)。

2.3.2 压力表的设置

LNG储罐喷淋预冷决定了整个储罐的预冷效果，目前新建接收站储罐顶部喷嘴改成储罐环绕的喷嘴型式，以提高预冷效果。但是阻力降也增大，对预冷LNG的压力要求更高，一般至少在2bar(G)以上，如果压力不足喷嘴将无法形成喷雾状态，而形成LNG液滴滴入底板造成灼伤，因此压力表位置的设计非常关键。

压力表的安装位置改进见图3。

图3 压力表的安装位置改进

图3中，在储罐底部设置一个压力表(位置3)，通过该压力可以判断出是否满足喷嘴对压力的要求，如果喷嘴要求压力至少200 kPa(G)，LNG密度取450 kg/m3，LNG立管高度按照40 m计算，则通过计算储罐底部的压力表至少显示377 kPa(G)，如出现低于该压力则立即关闭LNG储罐预冷阀门；还有在LNG喷淋管线调节阀或者手动调节阀的下游设置一个压力表(位置2)，由于该压力表可以直接体现出进入喷嘴入口的压力(管道阻力不到10kPa)，喷淋管线调节阀操作只允许开大或者关闭，不能关小，所以该压力的示数非常关键。

3 LNG低压泵调试运行

3.1 准备工作

当储罐的LNG填充液位满足低压泵调试运行时，可以进行低压泵调试。由于在预冷之前储罐液位检测和低压泵出口流量检测等检测和联锁信号屏蔽，仪表专业检查联锁是否正常，同时电气专业检查相序等是否有问题。启动泵之前确保低压泵kickback管线的调节阀开度保持100%(现场开度显示和中控核对过后)，出口主管路开关阀门关闭，现场工艺、电气和仪表等专业确认具备泵启动条件时通知中控室准备启动。

3.2 调试过程

3.2.1 手动模式

泵的第一次启动通常采用就地模式，进行现场低压泵启动，中控室随时观察低压泵出口的压力和流量变化，调节kickback管线调节阀开度，观察低压泵出口流量和压力变化情况。启动完成后，在额定流量范围内稳定运行一段时间停泵，然后关闭kickback管线调节阀,见图4。

图4 低压泵启动正常流量、压力和振动曲线图

根据液位情况，在启动泵之前可以尝试缩短低压泵筒vent管线上的开关阀的关闭时间，调节到2min左右(泵调试结束后还原至设计值)。

某次低压泵启动失败的电流曲线变化见图5。

图5 低压泵启动失败电流曲线变化

可以发现在启动2 min后关闭，总共耗时3 min，通过现场专家和工程师分析，是由于低压泵出口低低流量报警联锁没有进行复原，造成误报警。

3.2.2 自动模式

通过中控室进行低压泵启动，启动成功后开始准备调试低压泵的特性曲线，通过调整回流管线调节阀开度(100%逐渐关小至50%左右，再逐渐开大至额定流量下开度)，最终将泵稳定在额定流量下运行1 hr以上。低压泵额定流量调试过程见图6。

图6 LNG低压泵额定流量调试过程

4 预冷过程中的问题及解决方案

目前已经投产的LNG接收站项目在试车调试时，预冷过程会出现很多问题，例如管道存在两相、管道位移超标、管道扭曲等，会给整个预冷带来很大的麻烦甚至预冷失败。

4.1 卸料管线弹簧支架变形问题

由于在预冷过程中，管道的安装的调节阀和ESDV阀门尚未进行完全保冷处理，因此在低温气体预冷结束后LNG预冷之前的时间空隙内管道局部会出现复温现象。特别是储罐区域的卸料管线(一般管径在24″以上)，由于LNG储罐处于卸料管线预冷末端，在LNG从船缓慢流向储罐的过程中，该部分管线开始出现复温(存在一个大尺寸阀门，未保温)，在接触LNG时后会出现很大的应力收缩，而导致管道和弹簧支架变形。现象最为明显的是1#、2#储罐分开预冷，在预冷2#储罐结束后开始准备预冷1#储罐时，由于1#储罐卸料管线上的ESDV-01阀门在预冷2#储罐时关闭，此时1#储罐ESDV-01下游管道(充满预冷的低温气体)出现复温，特别是南方地区，管道会复温至0℃以上导致在LNG预冷的时候上下表面温差接近100℃，此时卸料管道将会出现严重的应力收缩，由于固定点设置问题会引起管道上翘导致碰触弹簧支架，此时弹簧支架将失去作用，如果LNG继续填充竖直管，此时立管会产生轴向应力，导致弹簧支架彻底失去作用，增加风险。

针对该问题，在2#储罐LNG喷淋预冷至-110～-100℃时，可将2#储罐排放火炬的低温BOG通过1#储罐BOG管道跨线连通至1#储罐卸料管线，不断预冷卸料管线并同时可以对2#储罐进行BOG置换，这样可以避免在LNG预冷1#储罐时温差过大导致很强的应力问题。

4.2 LNG出现泄漏至储罐现象

如上所述，在LNG喷淋预冷过程中由于操作不当导致LNG滴入到储罐的底板上将会造成不可逆的伤害，对整个项目的损失非常大。但是在实际操作过程中，只要控制好流速就不会有LNG大量进入，当然仍有LNG进入储罐的风险。

预冷过程中储罐罐壁温度一般比罐底温度高4～5℃，如果出现储罐底部的温度比罐壁低有可能出现LNG进入储罐的工况，此时应立即降低LNG填充流量(注意压力)。一般LNG填充流量控制在30～40 m3/h，如果出现泄漏在30 s的时间内大约0.33 m3的LNG可能进入储罐，由于刚开始储罐温度接近于常温，在LNG落入罐底的时候基本上全部气化，这个时候监控底板的温度分布情况，温差不超过30℃即可。因此在预冷调试尚未稳定之前一定要保持工作人员在岗，紧盯储罐温度变化。

4.3 卸料管线HV法兰处泄漏问题

由于管线复温的现象，在对LNG储罐填充时，当低温LNG通过HV阀门时该处法兰会出现泄漏，此时只能停止LNG填充进行阀门检修。通过分析，在LNG填充之前HV阀门处水平管道上下表面温度为4/-60℃左右(BOG密度分层)，此时低流量-150℃的LNG尚未立即填满管道，上下大温差势必会引起强烈应力，进而导致HV阀法兰泄漏。因此建议在设计过程中将HV阀门采用焊接连接，旁路的1″阀门采用法兰连接，目前大尺寸阀门采用顶装式或者侧装式安装均可，检修时无需拆卸阀门。

5 结语

(1)LNG储罐的预冷方案关系到项目是否成功以及整个接卸船周期，本文在传统LNG储罐预冷流程的基础上，从LNG喷淋预冷方案、预冷工艺方案化、预冷设计等多个方面进行分析优化，解决目前预冷存在的问题。

(2)介绍了罐内LNG低压泵的调试基本过程，包括就地和远传控制启停低压泵程序以及低压泵特性曲线调试过程；同时对储罐预冷过程中弹簧支架变形、LNG泄漏以及管道复温等现象给出解决方案，为今后LNG接收站或者其它LNG工业储罐预冷提供极具可操作性的实施方案。