液化石油气码头卸船工艺设计要点论文

　　摘要:对冷冻液化石油气卸船至水封洞库时的卸船工艺设计要点进行总结，主要阐述了装卸设备选型、管道选型、管道预冷和管道增压等。

　　关键词:液化石油气;装卸工艺;水封洞库;泵

　　引言

　　地下水封洞库储存液化石油气相较于传统地上储罐具有建设经营成本低、储存能力大、安全可靠、应急能力强、使用寿命高等优点，是目前国际上LPG的主要储存方式之一。由于地下水封洞库采用常温压力储存，而冷冻液化石油气船采用低温常压储存，地下水封洞库在接卸过程中，排出的气相LPG的操作压力远超过船舱的设计压力，因而不能采用传统的设置气相平衡管线的方式进行卸船冷冻液化石油气码头装卸工艺［1］。液化石油气码头主要进口丙烷、丁烷。此码头原设计为离岸式油品码头，水工结构已经建成。本工程在已建的10万吨级码头水工结构的基础上，增设装卸工艺设施，设计最大停靠5万吨级液化石油气船，进行丙烷、丁烷的卸船作业。库区地下水封洞库已经建成。本工程设计范围为码头前沿至水陆分界处，包含管道长度约2.5km。

　　1装卸工艺设计方案

　　1.1主要设计参数

　　丙烷和丁烷的主要物性参数见表1。冷冻液化石油气船设计压力25kPa，设计温度－50℃，常压运输－46℃丙烷和－5℃丁烷。地下水封洞库设计压力800kPa，设计温度20℃。

　　1.2卸船工艺设计

　　由于地下水封洞库与液化石油气船之间存在巨大的压差，因而不能在船和洞库之间设置气相平衡管线，只能设置1根液相管线来完成卸船。主要卸船工艺流程:船舶→船舶卸料泵→码头装卸臂质量流量计→预冷泵→增压泵→码头物料管→公用管廊物料管(设计分界线)罐区物料管换热器喷射器地下水封洞库。因每种物料只有一根液相管道，所以码头选用单管装卸臂即可满足要求。主要装卸臂选用规格见表2。所有装卸臂均设有紧急拉断阀、超限报警装置及绝缘法兰，以保证物料装卸的安全。丙烷、丁烷入库前需经换热器升温至2℃以上，因而库区设有换热器，以将低温丙烷、丁烷升温至2℃以上。升温后的丙烷、丁烷注入洞库时流经丙烷、丁烷喷射器，以便抽吸丙烷、丁烷洞库内的气相，并将其冷凝后回注入洞库，避免洞库在接收丙烷、丁烷过程中造成洞库内压力升高。换热流程和喷射器回收气相流程作为地下水封洞库不可分割的一部分，随水封洞库一并建设。

　　1.3管道预冷和物料增压

　　丙烷温度较低，输送时需要对管道预冷，设计管道预冷流程为丙烷卸船时，先以极小的流量对管道及泵激性预冷，此时流量较小，仅船泵即可满足卸船要求。当泵预冷完毕后，启动丙烷预冷泵，对管系进行预冷，此时管道流量约为400～500m3/h。管系预冷完成后，启动增压泵实现输送。在正常卸船的时段，管道流量稳定在2000m3/h。在卸船末端，卸船流量减小，关闭一台增压泵，或重开预冷泵。管道最小流量可以达到200m3/h，满足末段卸船要求。为克服丙烷、丁烷的饱和蒸汽压及摩擦阻力损失，须设置增压泵。目前主流的低温丙烷、丁烷船每舱配备2台泵，额定流量均为1200m3/h，选用的丙烷、丁烷增压泵额定流量为1200m3/h，与船泵相匹配。增压泵类型为流量可以在30%～120%范围内调节的离心泵，双机械密封，Plan53冲洗方案。增压泵及船泵关闭点压力小于管道设计压力，管道不会超压。泵出口设有调节阀，并与泵入口压力连锁，当泵入口压力较低时，调节阀会自动关小开度，使泵入口压力回升。经过调节阀的调节，泵的进出口压力将达到一个平衡值，泵将平稳连续运行。泵的入口压力与泵连锁，一旦出现泵的入口压力过低，会连锁停泵，以防止发生气蚀，保证泵与管道的安全。根据库区设计单位提供的资料数据，在设计分界处，丙烷管道接受压力为1.12MPa，丁烷管道接受压力为0.68MPa，丙烷管道预冷时接受压力为0.74MPa。丙烷船泵输出压力为0.5MPa，沿程摩阻和高差总损失为0.39MPa，所以增压泵须增压1.01MPa，增压泵扬程选择为180m。丁烷船泵输出压力为0.5MPa，沿程摩阻和高差总损失为0.41MPa，所以增压泵须增压0.59MPa，增压泵扬程选择为120m。丙烷管道在预冷时，船泵输出压力0.5MPa，沿程摩阻和高差总损失为0.24MPa，所以预冷泵须增压0.48MPa，预冷泵扬程选择为100m。各台泵的规格参数见表3。本工程预冷泵和增压泵设置在码头前沿地带，距离码头前沿线距离15m。

　　1.4管道设计

　　工艺管道设计压力及设计温度见表4。丁烷的操作温度为－4℃，普通碳钢使用温度的下限为－29℃，因此可用普通碳钢钢管作为输送管道。丙烷的操作温度为－42℃，因此作为丙烷输送管道的金属材料既要具备足够的低温延展性，又要具备一定的强度。奥氏体不锈钢和低温碳钢都是很好的低温材料，可用作输送丙烷的管材。奥氏体不锈钢由于价格昂贵而较少适用。目前，普遍使用进口的低温碳钢作为输送丙烷的管材。本工程丙烷输送管道采用低温碳钢螺旋缝焊接钢管(GB/T9711－2011)，丁烷输送管道采用20号钢螺旋缝焊接钢管(GB/T9711－2011)，其余产品管材采用20号钢无缝钢管(GB/T8163－2008)。

　　1.5管道保冷设计

　　丙烷、丁烷在地下水封洞库内为常温压力储存，在进入洞库前会进行换热，因此不对管道进行全线保冷，只进行局部防冻，对跨路管道和涵洞内管道进行保冷。保冷材料选用阻燃性聚氨酯。

　　2安全保障措施

　　液化石油气为甲A类物料，易燃易爆，因此工艺设计时必须同时做好安全保障措施的设计。(1)装卸臂和管道内液体流速，设计控制在规范规定的安全流速范围以内。(2)输油设施、设备、管线设置防雷、防静电接地保护设施。(3)管线在距离水陆分界线引堤50m处装设紧急切断阀，以备事故情况下切断码头与罐区的联系。紧急切断阀门采用电液联动、手动两种操作方式，既可以远程开关，也可以现场人工开关。(4)装卸臂工作范围设置限位控制，终端设置紧急脱离装置，同时安装绝缘法兰。(5)为消除管道产生的弹性变形，管道采用自然补偿和Π补偿器补偿。(6)为防止管道及设备超压，在丙烷、丁烷工艺干管上安装安全阀。其中丙烷管道安全阀入口连接丙烷工艺干管，安全阀出口连接放空管;丁烷管道安全阀入口连接丁烷工艺干管，安全阀出口连接放空管。(7)工艺管道、工艺设备及金属构件进行电气连接并设置防静电、防雷接地装置。工艺管道的始末端、分支处及直线段每隔80m左右设防静电、防雷接地装置。设置为船舶跨接的防静电接地装置，并与码头接地网连接。(8)在易燃、易爆介质的机泵、管道连接端及阀门周围等易泄漏处的附近，设置固定式可燃气体检测报警器，并在站控制室指示报警。(9)作业区域属于爆炸危险环境2区。码头区域的电气设备采用隔爆型，防爆等级为ExdⅡBT4，防护等级不低于IP54。

　　3结语

　　本工程已于2015年建成投产，工艺系统各个部分运行平稳，实际使用效果良好。