作者：陳工 15913185442 第一作者單位：廣州紅旺燃氣設備安裝有限公司 1 概述 根據國家能源局發布的《能源發展“十三五”規劃》，到2020年天然氣在能源消費結構中所占比例將提高到10%以上，到2030年天然氣消費量占比需提高到15%，天然氣消費量可能達到5 000×108 m3，產業發展空間大。隨著天然氣“十三五”規劃的落地，天然氣市場發展迅速。對燃氣廠站及管網無法覆蓋的偏遠區域的小型用戶，投資規模小、占地面積小、建設期短的區域LNG瓶組氣化站將成為城市輸配系統的有益補充［1］。 LNG瓶組氣化站一般用于在供氣管網尚未到達的情況下對小型用戶的臨時或過渡供氣，尤其是小區用戶，用氣量有限。LNG瓶組氣化站若采用有人值守的運行管理模式，將會極大增加運行成本，甚至導致虧損。因此，對給小型用戶供氣的LNG瓶組氣化站，采用無人值守的運行模式是一種有效控制成本的措施。 2 工藝流程 深圳市某社區安置房位于大鵬半島，設計戶數約1 000戶，另增加周邊餐飲等商業用戶，經計算，高峰小時用氣量約為450 m3/h。出站壓力0.11~0.16 MPa。該社區距離最近的城市中壓管道約13 km，且多為山路，修建中壓管道的成本極大。因此，鑒于該社區的實際用氣量，對該社區采用LNG瓶組氣化站的供氣模式是經濟可行的方案。 根據GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》第9.3.1條的要求，液化天然氣瓶組氣化站采用氣瓶組作為儲存及供氣設施，應符合以下要求： ①氣瓶組總容積不應大于4 m3。 ②單個氣瓶容積宜采用175 L鋼瓶，最大容積不應大于410 L，灌裝量不應大于其容積的90%。 ③氣瓶組儲氣容積宜按1.5倍計算月最大日供氣量確定。 此外，GB 50028—2006《城鎮燃氣設計規范》第9.3.4條要求，氣化裝置的總供氣能力應根據高峰小時用氣量確定，氣化裝置的配置臺數不應少于2臺，且應有1臺備用。 鑒于此，該LNG瓶組氣化站設計規模為選用22個175 L的低溫鋼瓶，總容積為3.85 m3，高峰小時供氣量為450 m3/h。選用2臺600 m3/h的空溫氣化器和1臺50 m3/h的BOG加熱器。為保證LNG瓶組氣化站在供氣過程中不出現間斷，將22個175 L的低溫鋼瓶分為A和B兩組布置，每組各11個鋼瓶。該LNG瓶組氣化站工藝流程見圖1。 圖片 圖1 LNG瓶組氣化站工藝流程 由圖1可知，A瓶組間和B瓶組間各有11個鋼瓶，鋼瓶通過金屬軟管分別與液相管道和氣相管道連接。鋼瓶內的LNG流入液相管道后經過自動切斷閥、截止閥后進入空溫式氣化器，氣化后進入調壓區，降至指定壓力經計量后進入市政中壓管網。瓶組間的氣相管道內天然氣壓力超過自力式閥前壓力調節閥設定值后，會自動排放至下游，經BOG加熱器復熱，并調壓、計量后進入市政中壓管網。此外，A瓶組間和B瓶組間的氣、液相管末端，空溫式氣化器出口和出站管道上均安裝了安全閥，保證整個系統的安全穩定運行。在正常供氣情況下，A瓶組間和B瓶組間處于一用一備狀態，假定A瓶組間處于使用狀態，B瓶組間處于備用狀態。當A瓶組間的液相用盡后，自動切斷閥會自動切換，保證下游用戶連續用氣需求。 3 LNG瓶組氣化站無人值守技術的實現 3.1 壓力參數的設置 為滿足瓶組氣化站的安全穩定運行，在氣、液相管道均設計了安全閥，在瓶組間的氣相管上均安裝了自力式閥前壓力調節閥，在空溫式氣化器和BOG加熱器后均設置了調壓器。通過對上述設備的壓力值進行設定，從而實現LNG瓶組氣化站的自動、安全、穩定供氣，設備的壓力設定值見表1。鋼瓶本體上的雙組安全閥的設定值分別為1.60 MPa和1.80 MPa。 表1 設備的壓力設定值 圖片 安全閥超壓控制主要包含調壓前和調壓后，調壓前超壓主要是因為鋼瓶產生的BOG量大于下游用戶用氣量，調壓后超壓主要是因為調壓器內漏、失效或參數設定不合理。調壓前超壓控制點有鋼瓶本體安全閥、瓶組間氣相安全閥、瓶組間液相安全閥和空溫式氣化器出口安全閥。 3.2 鋼瓶存量檢測和自動切換技術 LNG鋼瓶存量檢測和液相管自動切斷閥自動切換是瓶組氣化站實現無人值守的關鍵技術。A瓶組間和B瓶組間的液相管道上均設置了自動切斷閥，當在用瓶組間內的鋼瓶液相用盡后，自動切斷閥會自動切換，備用瓶組間會切換到運行狀態，以保證供氣不中斷。如何準確檢測鋼瓶內LNG的存量，確保液相用盡時及時切換，主要方法有以下3種。 ①壓力檢測法 兩個瓶組間的氣相管道上均安裝了自力式閥前壓力調節閥和壓力變送器，在空溫氣化器前的液相總管上也安裝了壓力變送器。根據運行經驗，在正常使用時，壓力比較穩定，在下游用戶用氣時會稍有下降。當鋼瓶內液相快用盡時，在用瓶組間的氣相管道上的壓力會明顯下降，直至降至0.20 MPa，自動切斷閥切換。根據這一特性，對瓶組間的氣相管壓力設定報警值，設定值為0.30 MPa，當報警發生時表明液相即將用完，提醒運行人員要及時與灌裝站聯系充瓶，并及時更換。 ②電子地磅稱重法 由于每個鋼瓶保冷效果的差異，在使用過程中，每個鋼瓶內的液位會稍有差異。因此，最有效的檢測方法是在每個鋼瓶下方安裝電子地磅，從而準確地檢測鋼瓶內的LNG存量，發出可靠的報警和動作信號，運行人員也可提前做好換瓶準備。 ③氣量檢測法 理論上，鋼瓶內的LNG都能夠經氣化、計量后進入下游管網。鋼瓶接入系統并投入使用后，通過計算理論可產生的氣量，對比流量計實際流過的氣量，從而判斷鋼瓶內的存量。將理論產生的量錄入系統，當從流量計經過的量達到某一設定值時，系統會自動報警。由于鋼瓶在使用過程中，存在超壓放散的情況，因此該方法在使用過程中誤差較大。只有當下游用氣量較大時，該方法的準確性較高。因此，在使用中要尋找規律，在比較準確掌握鋼瓶內LNG實際有效利用率后，方可作為檢測依據。 上述3種方法中，壓力檢測法最易實現，且準確性較高；電子地磅稱重法最直接，但成本較高；氣量檢測法在下游用氣量小時，會存在較大誤差。綜合以上因素，采用壓力檢測法最合適，并且配合使用氣量檢測法。在保證安全供氣的前提下，經濟性也達到最優。 3.3 自力式閥前壓力調節閥穩壓保供技術 LNG瓶組氣化站的穩定供氣是供氣方對用戶的最基本保證，如何實現在無人值守的情況下，保證下游用戶壓力平穩且不斷供尤其重要。目前，國內在運行的LNG瓶組氣化站，在氣相管道上壓力控制設備的安裝方式有以下兩種： ①只在BOG加熱器后的氣相總管上安裝調壓器。 ②在BOG加熱器后的氣相總管上安裝自力式閥前壓力調節閥+調壓器。 上述兩種氣相管道壓力控制設備安裝方式見圖2。 圖片 圖2 氣相管道壓力控制設備安裝方式 采用上述安裝方式①和安裝方式②，均無法保證瓶組氣化站的平穩供氣。根據前文所述，自力式閥前壓力調節閥的設定壓力為0.80 MPa，BOG調壓器的設定壓力為0.16 MPa。在正常供氣情況下，A瓶組間和B瓶組間處于一用一備狀態，假定A瓶組間處于使用狀態，B瓶組間處于備用狀態。安裝方式①只在氣相總管上安裝了BOG調壓器，這種安裝方式存在一大弊端。由于BOG調壓器的設定值比主供氣路調壓器的設定值高，BOG調壓器會優先工作，瓶組間氣相管道內的氣體會優先使用，氣相管內的壓力始終處于較低狀態，導致沒有足夠的壓力將液相壓入液相管并流入空溫氣化器。安裝方式②雖然在BOG調壓器前增加了自力式閥前壓力調節閥，會保證瓶組間氣相管道維持在0.8 MPa以上，但是隨著下游用戶對天然氣的不斷消耗，A瓶組間鋼瓶內的LNG不斷減少，當鋼瓶內的液相用盡時，氣相管與液相管連通。隨著天然氣的繼續使用，氣相管與液相管內天然氣的壓力會逐漸降低至0.20 MPa。此時，將由A瓶組間切換至B瓶組間供氣，由于氣相空間的壓力已經降至0.20 MPa，與調壓出口的壓力相接近，B瓶組間的LNG液相沒有足夠的壓差流入空溫氣化器，這就有可能造成下游用戶的用氣得不到保證，存在斷供的風險。 針對以上兩種安裝方式存在的斷供風險，通過分析，氣相管上的壓力控制設備采用了安裝方式③，在A瓶組間和B瓶組間氣相管上分別安裝自力式閥前壓力調節閥，并在BOG加熱器后的氣相總管上安裝調壓器，優化后的氣相管道壓力控制設備安裝方式見圖1。這種安裝方式首先解決了安裝方式①的弊端，BOG調壓器的設定值比主供氣路調壓器的設定值高，但是BOG調壓器前安裝的自力式閥前壓力調節閥，只有在瓶組間氣相管道的壓力大于0.8 MPa時，BOG才會供氣。這種安裝方式也解決了安裝方式②存在的不足，即瓶組間液相用完后，只有該瓶組間氣相管道的壓力會下降，而備用路的氣相管內壓力維持不變，確保液相能夠順利進入空溫氣化器，保證下游的穩定供氣。 3.4 BOG優先供氣技術 BOG優先供氣也是LNG瓶組氣化站關鍵的無人值守技術。若采用鋼瓶出液的方式進行供氣，當下游用氣量較小時，LNG進入氣化器氣化后，下游用戶無法消納氣化后的氣量，最終導致管道壓力上升。當采用BOG優先供氣后，可充分利用站內及站與社區用戶終端之間的管網，保證管網處于較高的壓力，增大管儲，減少超壓放散的天然氣量。 鋼瓶內的LNG在正常使用過程中會不斷產生BOG，居民用戶和餐飲商業用戶使用天然氣具有典型特征，在早、中、晚集中用氣，在低峰時間段內用氣量極少，正因為如此，不斷產生的BOG會使氣相管道的壓力逐漸上升，這是引起LNG鋼瓶壓力升高甚至超壓放散的主要原因。在低峰時間段內，因產生的BOG不斷增加，LNG瓶組氣化站氣相管內的壓力較高，BOG管道優先供氣。 BOG優先供氣功能是通過以下原理實現的。在A瓶組間和B瓶組間的氣相管上安裝的自力式閥前壓力調節閥，可自動保持氣相管壓力始終穩定在較高的壓力值，從而保證LNG鋼瓶有足夠的氣相壓力維持正常運行。當處于用氣低峰時間段，氣相壓力會緩慢上升至超過自力式閥前壓力調節閥的設定值，自力式閥前壓力調節閥、BOG調壓器自動打開，BOG進入管網。因為BOG調壓器設定壓力值高于LNG氣化回路的調壓器的設定值，所以BOG能優先LNG氣化氣進入管網。即使在管網壓力較高、主回路調壓器關閉的情況下，BOG仍能夠進入管網，以保證LNG鋼瓶組不超壓。 4 LNG瓶組氣化站的運行管理 LNG瓶組氣化站無人值守管理以SCADA系統監控為基礎，實行調度中心集中調度、運行班組SCADA界面查看的模式，共同對現場的各種運行數據，如氣相和液相的壓力、調壓前壓力、出站壓力、氣化器后溫度和自動切斷閥閥位狀態等信號進行監控。此外，運行班組還需定期開展巡查巡檢、設備維護保養和靜密封點管理等工作，確保瓶組氣化站的安全穩定運行。