中海石油海南天然气有限公司 海南儋州 578101
摘要：介绍海南LNG接收站的天然气高压外输运行方式，主要是再冷凝工艺方式和直接外输工艺两种方式。通过实际安全生产案例的比对，提出LNG接收站安全外输方式的适用分析。
关键词：安全运行；LNG接收站；成本管理；天然气外输；节能
中海石油海南天然气有限公司（下称“海南LNG”）位于海南省洋浦经济开发区神尖角海岸段，主要从事LNG（液化天然气）的装卸、储存、气化、槽车充装等业务，向全岛居民、工业和商业提供安全、可靠、可持续的优质能源保障。海南LNG接收站三种外输产品，液化天然气（LNG）、液化天然气蒸发气（BOG）和高压天然气（NG）。在海南LNG接收站，天然气高压外输对生产安全运行有着很大的影响，同时BOG+NG外输是接收站将LNG气化送至下游的重要途径。
由于天然气外输在LNG接收站运营安全的重要性高，本文对其外输方式进行了比较论证，提供予天然气外输管控方面的工作借鉴。
LNG接收站高压外输工艺流程有再冷凝工艺方式和直接外输方式两种安全工艺，两种外输工艺流程的重要区别在于储罐BOG处理方式不同。再冷凝工艺方式是指将储罐BOG经BOG压缩机加压后在再冷凝器中冷凝液化，并与低压LNG混合后通过高压泵加压气化外输。直接外输工艺方式是利用BOG压缩机将BOG加压至低压用户所需压力外输，而LNG经低压泵直接送至高压泵加压气化后外输。
1高压外输模式工艺流程的比较
将投用BOG再冷凝器冷凝BOG后启动高压外输方式简称为BR-B模式，停用BOG再冷凝器启动高压外输模式简称为0-B模式。
a.再冷凝工艺方式高压外输
LNG储罐中的BOG气体一部分直接送至周边低压周边用户金海浆纸厂浆纸厂，一部分BOG经LNG冷凝后在BOG再冷凝器中安全储存，而储罐中的LNG经管线与BOG再冷凝器中冷凝的LNG一起汇合后进入高压泵加压经气化后外输。
b.直接外输方式
储罐中的BOG经BOG压缩机直接送至低压用户金海浆纸厂浆纸厂，储罐中的LNG经低压管线直接送至高压泵加压经气化后外输。
c.工艺流程比较
在海南LNG接收站的初步设计中，BOG低压外输管道建设的目的是为投产后第一时间完成火炬“零放空”的目标，同时也是除BOG再冷凝外，处理BOG的另一种安全方式。对比工艺可知，0-B模式比BR-B模式缺少的是再冷凝处理过程，设备上相当于少了BOG再冷凝器这个设备，且储罐BOG处理方式主要是直接送至下游用户。同时，在高压泵启动前后，0-B模式的低压总管压力较BR-B模式高出0.1-0.2Mpa，且温度低10-20℃。
2差异参数分析
在两种高压外输启动模式的运行过程中个，经过仔细观察和数据对比，发现两种模式下，低压管网压力、高压泵入口压力及温度、泵筒液位、储罐压力变化、外输NG热值等参数都存在一定的差异变化。
2.1低压管网压力的差异
接收站低压管网压力在高压泵启动前BR-B模式维持在1.1-1.2Mpa，0-B模式维持在1.2-1.3Mpa。在0-B模式的压力下会存在高压泵法兰连接处因未拧紧产生泄漏的可能性，在运行过程中适时调节压力并加强监控，确保高压外输的安全运行。
2.2高压泵工艺系统参数的差异
2.2.1高压泵入口压力的差异
在BR-B模式下，高压泵启泵前后入口压力均为0.8Mpa；而0-B模式启泵前入口压力为1.1Mpa，启动后入口压力为0.9Mpa。0-B模式与BR-B模式相比，存在较明显地压力的波动过程，差距0.1Mpa左右。为了设备运行的安全，即需要操作人员适当的进行相应地调整，所以0-B模式在控制上较为复杂、有一定的难度。
2.2.2高压泵入口温度的差异
对于高压泵入口的温度，BR-B模式在-130℃至-140℃之间，0-B模式在-150℃至-160℃之间。两者温度上差异较为明显、较好理解，因两种方式外输介质途经的管线长度和设备有变化，且0-B模式下的低温条件可一定程度上减小高压泵的汽蚀产生的可能性。
2.2.3高压泵泵筒液位的差异
通过收集数据和计算，BR-B模式启泵液位维持在79%左右，0-B模式启泵液位维持在86%左右。0-B模式下泵筒液位较高，有利于高压泵的平稳运行。
高压泵输送介质的原理类同于离心泵。当离心泵在出现汽蚀状况下操作时，即使没有发生壁面材料的浸蚀，也会发现此时离心泵的噪声增大，振动加剧，效率下降，以及扬程降低。因此，操作安全其一应关注离心泵产生汽蚀现象。
根据离心泵汽蚀的理论分析，由于离心泵发生汽蚀的临界点是NPSHa=NPSHr，而要使离心泵不发生汽蚀，就必须提高有效汽蚀余量NPSHa或降低必需汽蚀余量NPSHr。离心泵的有效汽蚀余量计算公式：NPSHa=－－Hg－hAS从公式可以分析和得知，在不改变离心泵结构和安装的前提下，根据有效汽蚀余量的公式，可以从提高离心泵入口压力和降低介质温度来实现。
在0-B模式流程中，提高高压泵入口压力，同时操作中降低LNG温度，从而降低高压泵运行产生汽蚀的可能性，更好的保护高压泵，增加寿命，减少维护。
2.3储罐压力变化趋势的差异
在高压外输进行过程中，每半小时记录LNG储罐的压力值，通过列表计算和分析，可知BR-B模式每半小时储罐压力下降平均值为0.53kpa，0-B模式每半小时储罐压力下降平均值为0.23kpa，BR-B模式比0-B模式每半小时多下降大约0.3kpa。按照高压外输运行时间为6小时来算，BR-B模式储罐压力比0-B模式多下降3.6kpa。所以，储罐压力在BR-B模式下下降速率比0-B模式更快。
2.4 外输NG热值的差异
通过在线色谱分析可知，高压外输NG高热值在BR-B模式下为38MJ/m3，0-B模式为37MJ/m3，高压外输NG低热值在BR-B模式下为34MJ/m3，0-B模式为33MJ/m3。
近年来，海南LNG外输用户洋浦发电厂用气模式是LNG气化的NG与海气混合后使用。根据某日混合气记录：海气热值30MJ/m3、使用量33万m3，NG热值38MJ/m3、使用量45万m3，当日混合气热值为34.6MJ/m3，当日热量为2700×104MJ。
在每日热量为2700×104MJ，海气热值30MJ/m3、使用量33万m3的前提下，高压外输较长启动时间内0-B模式热值以36MJ/m3计，则NG用气量经计算为47.5万m3。以0-B模式比BR-B模式每日多外输2.5万m3计，一年365天则会导致多外输约900万m3。所以，0-B模式不是节能运行的方式，操作中应提高重视和分析。
3总结和建议
在生产运营管理中，通过对高压外输的再冷凝工艺方式和直接外输工艺方式的差异分析，可得出以下结论：
1、0-B模式高压泵入口温度低，入口压力高，泵筒液位高，相比BR-B模式可以更加有效的防止高压泵产生汽蚀现象。
2、BR-B模式相比0-B模式而言，能更快的降低储罐压力值。在卸船期间或储罐压力处于高位的情况下BR-B模式更加适合。
3、0-B模式适合于储罐压力较低而下游金海浆纸厂用量较大，BOG供不应求情况下节能运行。
4、BR-B模式操作上较为简单，压力对管网的影响小；0-B模式对管道的连接处要求较高。
5、在实际管道运输和居民用户的使用中，NG热值并非越高越好。所以可以适当降低NG热值进行高压外输，从而起到加大外输量的作用。
因此，接收站每日BOG产生量与储罐LNG储存量、储罐压力、保冷循环量和操作模式等多方面因素有关。在储罐压力较低且难于持续给下游低压用户大量提供BOG的情况下，若按照再冷凝的高压外输模式，可能会导致储罐压力趋于低报压力。此时，可以临时使用直接外输方式建立高压外输，减缓储罐BOG降低的速率，保证储罐压力维持在安全操作范围内。同时，BOG再冷凝器可以在下游低压用户降量的情况下再次发挥再冷凝的作用，也可以在突发情况下作为高压泵的缓冲压力容器。同时，运行中可把NG外输节能标准化方案加以研究落实，可进一步减少日常生产用电量，实现企业节能降耗的目标。