赵 亮

（大庆油田天宇工程设计有限责任公司，黑龙江 大庆 163000）

0 引言

头台油田1号加温加压站始建于1994年，是原油外输管道中间的加温加压站，该管线负责着头台油田全部原油外输任务。2020年前，该站采用原油作为加热炉燃料。为降低成本，并减少污染，2020年将该站加热炉改造为天然气燃烧器。气源采用附近采油七厂站场来气管道，该管道为单管输气。改造后该站无备用气源，由于该管线较为重要，应考虑备用气源的设置。

1 加温加压站运行参数分析

目前站内在运加热炉2台1.4MW水套炉，每台加热炉有2台0.7MW天然气燃烧器。

主内主要运行工况分析：

（1）2台加热炉为一运一备；

（2）加热炉全年运行，不可停运。在运管道为头台油田唯一外输管道，油田生产为连续运行；

（3）管道最大允许停运时间为48h。事故状态利用站内建设的事故罐，可暂时储存原油，但长时间停运管道内原油会出现凝固，造成胀管无法重启运行；

（4）采油七厂供气管道每年停运检修一次，时间为24h；

（5）供气管道经安全运行分析，事故状态最长停气时间为7d。

2 备用气源气量分析

该站全年运行，在不同季节其输量不同，环境温度不同。站内原油输量也处于季节性波动，站内燃料消耗量按季节波动。

备用气源一般按照最不利情况进行设置，确保该站任何情况下均能够正常运行。经测算加温加压站冬季峰值用气量为161Nm3/h，日用气量为3100Nm3/d。确定LNG备用气源的供气能力为200Nm3/h ，4000Nm3/d。

3 工艺流程及设备配置

3.1 气源及设备构型

综合分析各种事故状态持续时间，会造成的后果严重程度分析[1]。LNG备用气源可不建设永久设施，节省投资。采用移动式LNG撬装供气设备，保证供气能力。

该站周边，在红岗区建有LNG液化厂可以提供LNG。液化厂到1号加温加压站106km，运输时间预计为2h。

3.2 工艺流程

移动LNG供气装置基本工艺流程：首先LNG气源从LNG杜瓦瓶组中进入LNG供气撬，然后 LNG在供气撬中经过气化器气化、调压器调压至拟供气压力，最后完成计量加臭后进行供气。该套供气装置还包括闪蒸汽BOG（Boil Off Gas）的回收系统、安全放散气EAG（Escape Air Gas）的集中加热放散系统以及可添加的自控系统。

3.2 设备配置

3.2.1 LNG杜瓦瓶组

大型LNG运输罐车规格单一，现场用气量又不大，选择运输便捷、具备自增压功能的LNG杜瓦瓶比较合理。

杜瓦瓶的管路系统主要包括增压回路(含增压调节阀和气化增压器)、进液阀、出液阀和排放阀。LNG杜瓦瓶能根据后方的使用情况提供气相或液相介质。实际应用时可以根据后方用气量的大小配置不同容量不同数量的杜瓦瓶并联组成杜瓦瓶组进行供应。

3.2.2 气液相自调节系统

本装置在杜瓦瓶组与 LNG 供气撬之间设置一套气液相自调节系统。在气相和液相两路分别加装低温调节阀，使用前将液相路调节阀设定为气化器路进口压力 p＜p1时开启，气相路调节阀设定为气化器进口压力 p＞p1 时开启。以保证系统在后端用气量较大时使用液相供应，后端用气量较小时使用气相供应，以提高系统能源利用率、降低EAG的数量。通过这套气液相调节系统不仅能有效利用BOG节约能源，同时还能降低后端用气量较小时系统管道压力提高的安全水平。

3.2.3 气化器

对于整个撬装 LNG 系统，气化器的选择直接影响整套系统的供气能力和供气稳定性。由于系统对移动性的要求，气化器大多选用空温式气化器，当有供电条件时也可选择水浴式气化器等其它类型的气化器。

空温式气化器适用性强、结构简单、安全系数高，结合本次使用场景，比较适合。

3.2.4 调压计量设备

调压计量设备的选择首先应与气化器的气化量相匹配，然后再根据后端应用场景的出口压力需求进行选配。要注意由于LNG气化后压力一般较高且不稳定，应设置两级调压装置。

3.2.5 安全系统

移动LNG供气装置中的安全系统包括 EAG 换热升温后的放散系统，能保证EAG放散前充分换热使放散气密度小于空气，避免产生白烟，消除燃爆隐患；在有供电条件的使用地点加装远程监控系统，通过远程监控系统了解系统的各部位气相压力和温度，确保系统压力在正常范围内，以降低现场人力的投入。

4 总平面布置

根据加温加压站实际情况，在站区西侧设置一处平整场地，用以临时停放LNG撬装设备。在以临时管道连接原有站内天然气管道。各设备与周围建构筑物、设备间距符合GB 50016-2014《建筑设计防火规范》（2018年版）的相关要求。

5 预期效果

如果采用此技术路线，可以有效解决头台油田1号加温加压站无备用气源问题，能够确保站内安全平稳生产。满足头台油田安全生产的要求。