LNG接收站BOG管網(wǎng)進液危害分析及應對措施①

王同吉

中國石化青島液化天然氣有限責任公司

近年來隨著我國進口液化天然氣(Liquefied natural gas，以下簡稱“LNG”)在能源消費中的比重逐漸增大，LNG接收站作為LNG接卸、儲存、氣化外輸?shù)臉屑~，進入了新建、擴建的高潮期[1-3]。LNG接收站在投產(chǎn)、運行過程中，受環(huán)境傳熱、設備運轉(zhuǎn)產(chǎn)熱等影響，低溫LNG持續(xù)氣化、揮發(fā)產(chǎn)生蒸發(fā)氣(Boil off gas，以下簡稱“BOG”)。目前，LNG接收站主要有兩種BOG處理工藝，一種是進入再冷凝系統(tǒng)重新液化，另一種是直接增壓后進入外輸系統(tǒng)[4-7]。LNG接收站通過BOG管網(wǎng)來收集全站正常及事故狀態(tài)下產(chǎn)生的BOG，并送入BOG處理系統(tǒng)，這種設計做到了密閉放空，保證安全，又可最大限度回收放空的BOG，避免能源浪費。但這種方式也使得整個BOG管網(wǎng)體積龐大、錯綜復雜，其干支線延伸至站內(nèi)各個系統(tǒng)，一旦發(fā)生異常進液，操作人員難以及時發(fā)現(xiàn)，且因現(xiàn)場潛在進液點數(shù)量多、分布廣，排查難度很大。BOG管網(wǎng)進液嚴重威脅LNG接收站的安全運行，本文對如何快速排查進液點并做出有效處置進行分析，并從設計、操作管理等方面提出優(yōu)化措施，以期為LNG接收站預防和處理此類事故提供參考。

1 LNG接收站工藝流程

以某LNG接收站為例(見圖1)，LNG船靠泊后，通過船上卸貨泵將LNG輸送至儲罐儲存，經(jīng)罐內(nèi)泵、高壓泵兩級增壓至外輸壓力后進入氣化器(ORV或SCV)氣化外輸，罐內(nèi)泵增壓后的LNG還可通過裝車撬以液態(tài)形式直接外輸。LNG船卸料過程中，因置換及閃蒸效應，致使LNG儲罐短時間內(nèi)會產(chǎn)生大量BOG，這部分BOG主要通過BOG總管、氣相返回臂輸送回船艙，維持船艙壓力穩(wěn)定。正常運行過程中，系統(tǒng)產(chǎn)生的BOG通過BOG管網(wǎng)匯集至BOG總管，進入BOG壓縮機入口分液罐，通過捕霧器分離出BOG氣體中攜帶的小液滴，繼續(xù)進入BOG壓縮機增壓，分離出的液相在重力作用下進入BOG排凝罐，通過注氮增壓返回LNG儲罐。BOG壓縮機出口氣體經(jīng)冷換器降溫后進入再冷凝器，與罐內(nèi)泵出口引出的過冷LNG在再冷凝器中混合換熱液化后進入高壓外輸流程。從本質(zhì)上講，BOG處理是收集LNG系統(tǒng)在儲存、保冷過程中環(huán)境輸入的熱量，并通過高壓泵輸往下游氣化外輸系統(tǒng)，從而維持系統(tǒng)穩(wěn)定冷態(tài)的過程。若系統(tǒng)中的BOG產(chǎn)生量大于處理量，BOG總管壓力將持續(xù)上升，為保護LNG儲罐，在系統(tǒng)壓力達到設定值后，多余的BOG通過火炬燃燒排放。

2 BOG管網(wǎng)潛在進液點

在正常生產(chǎn)中，BOG管網(wǎng)內(nèi)充滿以甲烷為主的低溫微正壓氣體，因BOG管網(wǎng)與LNG系統(tǒng)間有較多連通線，如放空閥組、放空管線等，存在LNG串入BOG管網(wǎng)的可能性，另外重烴組分進入BOG管網(wǎng)后，在低溫狀態(tài)下也可能凝結(jié)為液相。

2.1 放空閥組

放空閥組一般設置在可能發(fā)生隔離憋壓的LNG管線上，主要包括以下兩種形式：一是熱膨脹安全閥組(見圖2)，可以實現(xiàn)超壓自動泄放或旁路手動泄壓至BOG管網(wǎng)，起保護管線作用；二是工藝放空閥組(見圖3)，一般設置在切斷閥兩側(cè)，可以實現(xiàn)兩側(cè)管段手動放空至BOG管網(wǎng)、旁路均壓、注氮置換等功能。放空閥組在LNG接收站分布廣泛，是導致BOG管網(wǎng)進液的主要風險源，主要包括以下幾種情況：

(1) 安全閥起跳。在LNG管線超壓達到安全閥設定壓力時，安全閥自動起跳，LNG或天然氣進入BOG管網(wǎng)進行泄壓，若安全閥持續(xù)開啟會導致LNG持續(xù)進入BOG總管。

(2) 安全閥故障。在系統(tǒng)壓力正常時，可能因安全閥故障誤起跳且不能回座，導致BOG管網(wǎng)持續(xù)進液。這種情況因短時間內(nèi)DCS系統(tǒng)工藝參數(shù)顯示無異常，往往不能及時發(fā)現(xiàn)，且排查難度較大。

(3) 閥位設置錯誤。在安全閥拆檢回裝、LNG管線預冷等工況下需操作放空閥組手閥，特別是在LNG接收站開車預冷階段，為保證溫降速度，往往同時打通多處LNG管線放空至BOG管網(wǎng)流程，此時若錯開閥門或流程恢復不及時、不到位，極易造成BOG管網(wǎng)持續(xù)進液。某LNG接收站在開車階段預冷填充低壓總管時，曾出現(xiàn)槽車充裝區(qū)某處工藝放空閥組手閥未及時關(guān)閉的情況，大量LNG在10余個小時內(nèi)填滿BOG總管，甚至進入了火炬分液罐，造成極大的安全隱患。

(4) 閥門內(nèi)漏。一般情況下，LNG管線至BOG管網(wǎng)至少有兩道手閥隔離，所有閥門均內(nèi)漏的可能性較小，但不排除閥門選型不當、安裝前內(nèi)漏檢測不到位或安裝方向錯誤等情況。這種方式一般導致進液量較小，且較為隱蔽，難以發(fā)現(xiàn)。

2.2 重烴凝結(jié)

LNG組成中除甲烷外，往往含有乙烷、丙烷等重烴組分，以某LNG接收站為例，其接卸的長期協(xié)議貧液、長期協(xié)議富液、現(xiàn)貨典型組分見表1，其中富液重烴摩爾分數(shù)達到近13%。BOG總管運行壓力較低(15～20 kPa)，該壓力下乙烷、丙烷的飽和露點均高于BOG總管的運行溫度(-145～-130 ℃)，其進入BOG總管后極易冷凝為液態(tài)。某LNG接收站二期儲罐LNG噴淋預冷初期[8]，因儲罐溫度遠高于LNG露點，導致大量含重烴混合氣體進入BOG總管，露點較高的重烴在與低溫BOG混合換熱過程中逐步液化，造成BOG壓縮機入口分液罐出現(xiàn)大量凝液。

在正常運行中，還有以下情況，可能導致重烴進入BOG總管：

(1) LNG接收站接船前卸料臂預冷過程中，隨著LNG管線預冷過程LNG氣化為天然氣，重烴隨著天然氣進入BOG管網(wǎng)。

(2) 卸料過程中，在儲罐液位較高且因來料密度較大采用上進液時，LNG通過頂部進料分布器從頂部空間噴入儲罐中，LNG中部分重烴閃蒸出來進入BOG總管[9]。

(3) LNG接收站設置高壓補氣，在LNG儲罐壓力過低時將高壓外輸系統(tǒng)天然氣引入BOG總管，外輸氣中的重烴隨之引入。

表1 某LNG接收站各資源組成摩爾分數(shù)/%組分貧液富液現(xiàn)貨甲烷99.8587.2092.41乙烷0.038.204.84丙烷0.003.001.73異丁烷0.000.560.33正丁烷0.000.650.45異戊烷0.000.090.07正戊烷0.000.040.02氮氣0.110.240.15其他0.010.020.00

2.3 放空管線

LNG接收站內(nèi)液相容器在頂部設置安全閥的同時，往往設計可控制的放空管線，將容器中的氣相放空至BOG總管。主要包括以下幾種情況：一是分液容器，包括再冷凝器、高壓泵放空氣體分液罐等，其放空管線上設置壓力調(diào)節(jié)閥，在容器超壓時閥門自動開啟泄壓至BOG管網(wǎng)(見圖4)；二是凝液收集罐，包括碼頭凝液罐、裝車區(qū)凝液罐等，其放空管線上設置手閥，可手動操作閥門泄壓(見圖5)；三是排凝立管，其由凝液收集罐簡化而來，可以減少投資及占地面積，簡化操作，主要在碼頭卸料臂排凝、裝車液相臂排凝時使用(見圖6)，注氮排凝時氣液兩相進入排凝立管，立管頂部液位控制閥根據(jù)設定液位自動調(diào)節(jié)開度，將氣相排至BOG總管，液相從立管底部排至排凝管線。

為防止液位過高導致LNG串入BOG管網(wǎng)，一般液相容器設置液位高報警，甚至液位高高聯(lián)鎖，實際操作過程中通過容器放空管線導致BOG管網(wǎng)進液的情況較少，但以下兩種情況需注意：

(1) 排凝過程中，若凝液收集罐液位計故障或液位高報警后，操作人員未及時發(fā)現(xiàn)，可能導致BOG管網(wǎng)進液。

(2) 若排凝立管液位計故障，可能導致頂部液位控制閥持續(xù)開啟，排凝時大量LNG進入BOG管網(wǎng)。某LNG接收站槽車區(qū)排凝立管排液至零輸出線，投產(chǎn)過程中發(fā)現(xiàn)立管底部手閥、單向閥均為單向密封且安裝方向錯誤，排凝立管持續(xù)保持滿液位狀態(tài)，此時，若液位計故障或液位控制閥內(nèi)漏，將導致LNG持續(xù)進入BOG管網(wǎng)。

2.4 其他情況

某LNG接收站在投產(chǎn)初期罐內(nèi)泵啟動過程中，經(jīng)常出現(xiàn)BOG管網(wǎng)進液，其罐內(nèi)泵流程簡圖見圖7。經(jīng)排查，在罐內(nèi)泵啟停邏輯設定中，放空至BOG管網(wǎng)切斷閥在停泵時開啟，將泵筒中氣化的BOG排放至BOG管網(wǎng)；啟泵后切斷閥延遲180 s關(guān)閉。實際運行中，往往啟泵后180 s內(nèi)泵筒就能充滿液位，儲罐液位較高時用時更短，導致泵出口LNG通過放空管線進入BOG管網(wǎng)。為解決進液問題，該接收站對罐內(nèi)泵啟動邏輯進行了優(yōu)化，在起泵前關(guān)閉泵筒放空線閥門，通過開啟回流線排出泵筒中的氣相。

3 BOG總管進液危害

3.1 影響B(tài)OG壓縮機運行及使用壽命

(1) 造成BOG壓縮機入口壓力波動。廣東大鵬LNG接收站曾頻繁發(fā)生接船期間BOG壓縮機入口壓力異常波動現(xiàn)象，甚至導致壓縮機因入口壓力低低聯(lián)鎖停車[7]。經(jīng)分析原因為BOG總管某U型彎處積聚重烴凝液，在船艙返氣期間氣流量增大導致BOG總管內(nèi)出現(xiàn)段塞流。

(2) 造成BOG壓縮機入口過濾器堵塞。BOG總管中因重烴積液或直接進液后，LNG中重烴組分不可避免隨氣流進入BOG壓縮機入口，在通過過濾器時重烴在極細的金屬濾網(wǎng)表面形成液相膜，造成過濾器壓差增大，需頻繁停機吹掃，影響壓縮機正常運行。

(3) 若BOG總管進液量較多，液相進入BOG壓縮機入口分液罐中，造成分液罐液位快速上升，若觸發(fā)液位高高報警，將聯(lián)鎖BOG壓縮機停車。

3.2 LNG儲罐超壓損壞

若BOG管網(wǎng)大量進液且未及時發(fā)現(xiàn)，可能造成BOG總管中充滿液相。以某LNG接收站1 MPa的LNG管線上DN25安全閥起跳為例，其通過流量可達到20 m3/h，僅需約14 h即可灌滿全場BOG總管。此時，不僅BOG再冷凝系統(tǒng)已聯(lián)鎖停車，LNG儲罐中氣相放空至火炬的路徑也被LNG堵塞，LNG儲罐壓力將快速上升；特別是在卸船期間，儲罐內(nèi)短時間會產(chǎn)生大量BOG，而通過BOG總管向船艙返氣的路徑同樣被液體堵塞，將導致LNG儲罐壓力急劇上升，若不能及時切斷進液點并排出凝液，可能造成儲罐安全閥起跳等嚴重后果。

3.3 火炬火雨

當高架火炬排放的可燃氣體中夾帶可燃液體時，可能因為不完全燃燒產(chǎn)生火雨。國內(nèi)煉化企業(yè)曾多次發(fā)生氣體夾液排放火炬造成火雨的案例，如2007年10月某石化公司由于生產(chǎn)裝置對高、低壓管網(wǎng)突然大量排液，造成氣體含液量增多，液體沖入火炬塔，造成大面積火雨；2016年某石化公司乙烯廠聯(lián)合車間因設備故障導致停工緊急排放火炬，火雨點燃了火炬西側(cè)150 m外的可燃物料堆放點。

為降低火雨風險，一般LNG接收站放空BOG進火炬前設置分液罐，利用重力分離大液滴，減少氣相中的液滴夾帶；另外分液罐中設置電加熱器，將分離出的液相氣化。在實際操作中火炬分液罐電加熱器處于長期備用狀態(tài)，且無法定期測試，關(guān)鍵時刻可能出現(xiàn)故障，特別是在接收站投產(chǎn)階段，系統(tǒng)預冷產(chǎn)生的BOG均通過火炬排放，而該階段因流程設置頻繁、生產(chǎn)管理制度不健全、操作人員經(jīng)驗不足等因素，往往容易發(fā)生BOG管網(wǎng)大量進液，若電加熱器故障或其功率不足以將進罐液相氣化，可能導致分液罐液位持續(xù)上升，甚至液相被帶至火炬頭燃燒，產(chǎn)生火雨，造成嚴重的安全事故。

4 應對措施

4.1 建立BOG管網(wǎng)溫度監(jiān)控系統(tǒng)

在LNG接收站運行監(jiān)控過程中，一般通過BOG壓縮機入口緩沖罐或BOG排凝罐出現(xiàn)液位來判斷BOG總管進液，但這種方式往往較滯后且難以判斷具體的進液點。鑒于LNG溫度普遍低于BOG溫度，建立BOG管網(wǎng)溫度監(jiān)控系統(tǒng)是一種低成本、高效率的解決方案。國內(nèi)某LNG接收站根據(jù)管線走向和設備位置，將全場BOG管網(wǎng)劃分為若干個獨立區(qū)域，在界區(qū)處BOG管線上下表面各設置一支熱電阻溫度變送器，引入DCS系統(tǒng)實時監(jiān)控并設置溫度低報警(-150 ℃)，如圖8所示。BOG管網(wǎng)一旦進液，DCS系統(tǒng)發(fā)出報警，操作人員根據(jù)報警位置、溫度趨勢圖可迅速判斷大致的進液區(qū)域，從而大幅減少現(xiàn)場排查時間，便于快速處置。該LNG接收站建立BOG管網(wǎng)溫度監(jiān)控系統(tǒng)后，在2017年3月碼頭安全閥異常起跳、2017年4月槽車區(qū)氣液隔離閥門內(nèi)漏等導致BOG管網(wǎng)進液事故中，均做到了及時發(fā)現(xiàn)和有效處置。

4.2 現(xiàn)場排查

通過DCS系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)BOG管網(wǎng)進液后，需立即組織開展現(xiàn)場排查，確定并隔離進液點?，F(xiàn)場排查應重點圍繞BOG管網(wǎng)溫度監(jiān)控系統(tǒng)異常區(qū)域或DCS系統(tǒng)壓力、溫度等異常波動涉及區(qū)域，若無法判斷進液區(qū)域，則應發(fā)動全員，按區(qū)域分工進行排查?，F(xiàn)場排查時，閥位和安全閥起跳是檢查的重點。

4.2.1閥位檢查

(1) 熱膨脹安全閥組、放空閥組閥位設置是否正確。

(2) 再冷凝器、凝液罐等液體容器、排凝立管放空線閥位設置是否正確。

(3) 其他液相管線和氣相管線的連接線閥位設置是否正確。

4.2.2安全閥起跳檢查

檢查所有液相管線、液體容器泄壓的熱膨脹安全閥、壓力安全閥是否起跳、內(nèi)漏，主要判斷依據(jù)如下：

(1) 安全閥鉛封是否斷開，如斷開則該安全閥起跳。

(2) 安全閥法蘭、閥體是否結(jié)霜，如有結(jié)霜則該安全閥起跳或內(nèi)漏。

(3) 安全閥處是否有液體流動的聲音。

(4) 安全閥所在管道設備壓力是否曾達到起跳壓力，并有明顯的瞬間壓力降低。

4.2.3閥門內(nèi)漏檢查

通過看結(jié)霜、聽聲音等方式判斷閥門是否內(nèi)漏，長期內(nèi)漏的閥門表面會有結(jié)霜現(xiàn)象，閥桿根部與保冷連接處可能掛霜或結(jié)冰，可能存在氣流或氣液混合流通過的聲音。對于微量內(nèi)漏的閥門可通過以下方式判斷：

(1) 密封良好的閥門，其與液相間會密閉一段氣相，若微開閥門后立即聽到明顯的液體或氣液混合流動聲音，可判斷該閥門存在微量內(nèi)漏。

(2) 雙閥隔離且閥間有壓力表時，可通過壓力表示數(shù)判斷閥門內(nèi)漏情況：若雙閥均關(guān)閉，壓力表有壓力顯示且無法泄掉時，可判斷上游閥門內(nèi)漏；若微開上游閥門為閥間管段充壓后關(guān)閉上游閥門，壓力表壓力值逐漸下降，可判斷下游閥門內(nèi)漏。

4.3 BOG管網(wǎng)液相排出

BOG管網(wǎng)進液點隔離后，快速排出液相對于保障或恢復BOG處理系統(tǒng)的穩(wěn)定運行非常重要，在開車階段則有利于保障火炬的安全運行。液相排出主要有排入凝液罐和升溫氣化兩種方式，其中通過重力自流至BOG壓縮機入口緩沖罐，并匯至BOG排凝罐是最主要的排液方式，排凝罐中的液相通過注氮增壓返回LNG儲罐，在BOG管網(wǎng)進液較多時，往往需多輪操作。升溫氣化主要適用于BOG管網(wǎng)存在低點且無法排凝的區(qū)域，可利用就近的注氮點或注入常溫天然氣使其升溫氣化，但這種方式可能造成BOG管網(wǎng)壓力升高、BOG中含氮量增加、重烴凝結(jié)無法排出等問題，不利于接收站長期平穩(wěn)運行。

5 優(yōu)化建議

5.1 設計施工優(yōu)化

(1) 設計時避免BOG總管出現(xiàn)U型低點區(qū)域，以免重烴積聚，或進入總管中的液相無法排出。BOG總管整體坡向BOG壓縮機入口分液罐，且自底部引出至分液罐，確保進液后可重力自流至分液罐。若BOG管網(wǎng)不可避免存在其他低點區(qū)，需在最低點設置排凝線引入排凝罐，若排凝罐非BOG排凝專用，排凝線考慮設置雙閥，防止高壓氣、液通過排凝線串入BOG管網(wǎng)。

(2) 排火炬線自BOG總管最高點管頂部引出，確保BOG管網(wǎng)進液后短時間內(nèi)液相不至于直接排至火炬，減少火雨風險。

(3) 設計階段統(tǒng)籌考慮建立BOG管網(wǎng)溫度監(jiān)控系統(tǒng)，優(yōu)化溫變設置位置、數(shù)量。

(4) 各區(qū)域放空閥組在頂部平臺集中布置，既便于操作，也便于BOG管網(wǎng)進液后的事故排查。

(5) 火炬分液罐、BOG排凝罐尺寸設計時充分考慮現(xiàn)有及后續(xù)擴建裝置的放空、排凝需求，避免選型過小[10]。

(6) BOG壓縮機入口過濾器設置氮氣或天然氣反吹掃流程并設置排凝口，在BOG管網(wǎng)中存在重烴時，便于隔離排凝及過濾器的吹掃。

(7) 罐內(nèi)泵放空線排至LNG儲罐或BOG管線進儲罐一側(cè)，保證罐內(nèi)泵放空線帶液時，液體可直接排至LNG儲罐而不至于進入罐區(qū)BOG總管。

(8) 安全閥安裝前嚴格進行內(nèi)漏檢測，統(tǒng)籌考慮備用安全閥及密封墊片等維修備件，管線吹掃及壓力測試時做好安全閥隔離。

(9) 接收站氣液隔離低溫閥門數(shù)量多，內(nèi)漏潛在風險大，一是氣密階段對重要隔離閥進行內(nèi)漏檢查，及時處理、更換存在問題的閥門[11]；二是閥門進場檢驗，抽取一定比例進行氣密試驗及低溫試驗；三是按照設計泄壓方向正確安裝閥門，避免安裝方向錯誤，避免低溫球閥垂直安裝[12]。

5.2 操作管理優(yōu)化

(1) LNG接收站投料試車階段，根據(jù)試車方案編制閥位狀態(tài)設置表，針對操作人員進行技術(shù)、管理規(guī)定的專項交底，閥位實行分級簽字確認制，閥門操作需在閥位設置表中明確操作人員及時間。

(2) 新建LNG儲罐LNG噴淋預冷時，為減少重烴進入BOG管網(wǎng)積聚，優(yōu)先選擇貧液噴淋預冷。

(3) 加強BOG排凝罐、火炬分液罐等的液位監(jiān)控，定期對火炬分液罐電加熱器進行檢查保養(yǎng)、信號測試，確保完好備用。

(4) 放空閥組平臺設置外操巡檢點，重點關(guān)注異常聲音及掛霜結(jié)冰等現(xiàn)象，確保BOG管網(wǎng)進液得到先期處置。

6 結(jié)論

(1) 在LNG接收站預冷開車、運行階段，放空閥組是最常見的BOG管網(wǎng)進液點，往往進液量和潛在危害較大；投產(chǎn)初期因LNG儲罐噴淋預冷，BOG管網(wǎng)中重烴凝結(jié)發(fā)生頻次較高，需重點關(guān)注其對BOG再冷凝系統(tǒng)運行的影響。

(2) BOG管網(wǎng)進液后，最直接的影響是可能造成BOG壓縮機停車，進而導致BOG管網(wǎng)壓力上升；若控制不當，可能導致LNG儲罐憋壓、火炬火雨等嚴重后果。

(3) 在設計施工階段應統(tǒng)籌考慮如何減少BOG管網(wǎng)進液、如何快速排出管網(wǎng)積液、如何降低進液后可能造成的后果；投產(chǎn)、運行階段的關(guān)鍵在于操作人員的日常監(jiān)控、巡檢及管網(wǎng)進液后的應急處置。

(4) 建立BOG管網(wǎng)溫度監(jiān)控系統(tǒng)可以第一時間發(fā)現(xiàn)BOG管網(wǎng)進液，并減少進液點排查工作量，是一項低成本、高效率的技術(shù)手段。