北海LNG日外输装车量创最高纪录

<正>2018年11月27日,中国石化广西北海LNG接收站槽车充装站顺利完成221辆槽车充装任务,创2016年4月投产至今的单日最高纪录。北海LNG接收站作为西南地区首座LNG接收站,肩负着为两广及西南区供气的重要责任。为应对冬季LNG槽车充装高峰,北海液化天然气公司按照工作部署,通过增加操作人员、重新编排倒班模式、统筹车辆充装程序、提升员工操作技能等方式,将日充装能力由年初的160车提升至350车,同时确保槽车充装过程安全规范、高效平稳。截至目前,今年北海LNG接收站共完成槽车充装4万余辆,充装86.18×104t LNG,有效保障今冬明春天然气供应。     

基于液化天然气槽车泄漏事故的应急处置研究

本文以液化天然气槽车泄漏事故为研究背景,概括分析了LNG基本特性、槽车系统及故障校正措施,同时系统归纳了LNG槽车泄漏的危险特性。基于LNG泄漏模型理论和泄漏事故流程,对泄漏热辐射伤害、冲击波伤害进行研究分析并形成拟合曲线,以期为事故应急处置提供基本遵循与快速评估。同时,本文系统性分析提出了LNG槽车泄漏事故具体处置实施方法及相关防范措施,为消防应急救援人员研究制定科学完善的处置方案,对组织实施救援和排除险情提供了一定参考建议。     

接收站泄漏LNG气化及扩散规律研究

以某LNG接收站为例建立LNG储罐仿真模型,模拟LNG泄漏后蒸发扩散行为,分析LNG相变及扩散规律和可燃气云分布范围。结果表明,储罐的阻挡作用使得来风风场变得紊乱,储罐间出现空气滞留;泄漏初期重力为主要作用力,储罐间聚集可燃气云,稳定9.5%浓度气云体积为3 429.28m3;泄漏孔高度越低,LNG泄漏出流速度越大,喷射LNG距离越远。     

35亿元LNG项目落地江苏江阴

<正>2017年10月9日获悉,日前,中国天然气集团有限公司与江苏省江阴市签订战略投资协定。公司将与江阴合作在江阴市长江港区投资建设液化天然气进江船舶接收站、储备库、LNG槽车物流基地、LNG分散式能源、LNG加气站及工业煤     

LNG投资运营方案及经济性分析

探讨了与现有沿海LNG接收站合作建设储罐,通过管输、槽车及小型LNG船舶分销的投资运营方案,并与传统的LNG经营模式进行经济性对比,并对LNG槽车运输及小型LNG船舶运输方式的经济性进行了对比分析。在选定的运输距离及建设规模条件下,提出的LNG投资运营方案均摊总成本为0. 447元/m~3,而传统LNG经营模式的均摊总成本为0. 82元/m~3;自行建设沿海LNG储罐等设施可以规避窗口期费用及部分费用,经济性有较大提高。在LNG槽车和小型LNG船舶运输距离均为550 km的情况下:当小型LNG船舶周转量为19. 57×10~4t/a时,两种运输方式经济性相同;当运输量小于19. 57×10~4t/a时,槽车运输的经济性优于船运。在沿海储罐的年周转量为200×10~4t/a,LNG槽车运输量为40×10~4t/a,内河小型LNG船运输量为50×10~4t/a的情况下,当运输距离大于252 km时,小型LNG船舶运输的经济性具有显著的优势。     

液化天然气及天然气物性计算软件设计

液化天然气(LNG)及天然气(NG)物性计算是LNG接收站生产、运行的基础。虽然国外已有很多商业软件可以计算其物性,但大多价格昂贵且应用复杂。因此,以BWRS方程为理论基础,在Forcecontrol V7.0平台上设计出一款应用简单,且能够满足LNG接收站需求的物性计算软件。通过将大连LNG接收站实际运行数据及Aspen Plus计算数据与此软件计算数据进行对比,得到一些典型物性的相对误差;同时,通过实例计算以验证其可靠性。结果表明,该软件能较为准确地计算LNG及NG物性,并且能很好地满足LNG接收站物性计算的需求。     

LNG卸车台防静电报警装置使用问题的研究

<正>1引言LNG槽车装卸区必须安装防静电报警装置,作业前通过防静电报警装置把槽车与储罐连接成等电位,消除静电危害。GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》11.2.16要求"LNG罐车卸车场地内用于防静电跨接的固定接地装置,不应设置在爆炸危险1区"。但"防静电跨接的固定接地装置"是指那一部分,"爆炸危险1区"的中心点在那里,众说不一。     

液化天然气槽车装卸站管道检验技术研究

液化天然气(LNG)作为一种清洁、高效的能源广泛应用于工业生产中。由于LNG的低温特性,其运输管道一般采用保冷结构来减少外界的传热,因此常规的压力管道定期检验方法不适用于LNG管道。利用RBI技术识别了某LNG接收站内LNG槽车装卸站管道的主要失效模式及失效机理,制定了具有针对性的检验策略,再根据检验策略采用了X射线数字成像检测技术、脉冲涡流检测技术、红外热成像技术对该LNG槽车装卸站管道进行了检验,从而提高了检验的效率,基本解决了在役不停输条件下检验LNG管道的难点问题。     

我国LNG接收站对第三方开放及影响

分析中海油2018年和2019年LNG接收站对第三方开放的实践,LNG接收站开放历程和推动因素,开放对LNG接收站体系、国内外LNG现货市场、国内外LNG物流、天然气基础设施及国家监管体系带来的影响。提出需借鉴国际天然气区域市场LNG接收站开放经验,妥善解决现有中长期购销协议的分摊消纳,遵循天然气产业发展规律,稳步有序推进LNG接收站开放。文末附有中海油LNG接收站对第三方开放情况简介的视频,可扫二维码观看。     

LNG槽车车载水喷雾装置抑制及灭火效果研究

设计并搭建了一套 LNG 车载水喷雾系统,用于模拟LNG 操作箱内介质泄漏后的水雾抑制燃烧试验和 LNG 点燃后的灭火试验。通过对比喷头高度、水平间距,喷头出口方向、口径、位置等参数,研究水喷雾装置抑制燃烧及灭火的规律。试验表明当泄漏源位于 LNG 槽车操作箱内时,水喷雾装置的最佳选型方案为：水雾喷头 Φ2.5 mm,水雾喷头距燃气喷头高度 1 100 mm,水雾喷头间距 900 mm。水喷雾系统开启后,在 600 s 时趋于稳定,平均湿度达 83.2%,能够有效降低 LNG 泄漏后的爆燃风险。 该水喷雾装置也能有效控制火情,为后续应急处置工作争取时间。     

LNG接收站卸港液化天然气组成影响因素分析

LNG贸易交接按总热量计算,需要采用卸港LNG组成数据。分析LNG组成的主要影响因素——装港LNG的组成、航行距离、运输船设施、接收站气相色谱仪及分析方法以及取样系统。     

LNG接收方式的比较与选择

本文结合国外LNG接收站的应用实践,介绍了岸上LNG接收站、海上LNG接收站、半离岸式LNG接收站的功能及特点,分析比较了不同LNG接收方式的设计理念、可靠性、操作方式、安全性、投资及建设周期,通过对比提出了LNG接收站的选择原则。     

浅析新建LNG接收站如何开展中小型LNG船舶业务

本文首先简要介绍了国内中小型LNG船舶及LNG接收站接纳中小型LNG船舶的现状;分析了LNG接收站开展中小型LNG船舶接收业务的优点;并重点从中小型LNG船舶和LNG接收站的船岸物理兼容性与合法合规运营的手续办理方面阐述国内的LNG接收站如何从零开始开展中小型LNG船舶业务;最后指出,由于小型LNG船舶行业尚处于萌芽阶段,行业规范也刚刚起步,没有标准化,容易导致行业监管力度不足或者过度的情况发生。     

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

近几年,随着大型LNG接收站的快速发展,LNG冷能利用的研究也日益迫切。利用LNG冷能回收其中高附加值的C+2轻烃则是一种有效的方式。提出了一种利用LNG冷能回收轻烃的改进流程,利用脱甲烷塔进料为脱乙烷塔塔顶冷凝器提供冷量,得到液态乙烷和C+3,方便产品的储运。以国内某LNG接收站的富气为例,模拟计算得到:该流程中C+3收率可达97.5%,乙烷回收率可达95.78%。对装置的经济性进行了分析,结果表明,使用该流程进行轻烃回收效益显著。并提出了LNG冷能用于轻烃回收工艺中冷能利用率的计算方法,得到单独采用该流程的冷能利用率为38.93%。针对LNG组分、温度等参数进行了敏感性分析,考察对C+3收率、乙烷回收率及能耗的影响,可以为接收站的优化运行提供指导。     

多气源条件下LNG接收站储存规模分析

基于某地区天然气供气及用气特性采用动态分析的方法分析LNG接收站储存规模、LNG接收站每月库存变化情况及趋势、上游LNG船次。调整船期,在保证下游季节调峰要求的前提下,降低LNG接收站的投资额。动态分析的方法可用于设计前期确定LNG接收站储存规模,确定经济合理的储罐数量,初步掌握均匀来船和船期调整后LNG接收站库存变化情况。     

世界典型LNG接收站运营状况分析

介绍世界LNG接收站和广东大鹏LNG接收站的状况,分析世界典型LNG接收站的运营状况,对广东大鹏LNG接收站与世界典型LNG接收站进行了比较。     

低温有机朗肯循环冷能发电在LNG接收站的应用

针对当前我国LNG接收站对LNG气化过程中产生的冷能未能充分利用的现状,论证接收站建设低温有机朗肯循环冷能发电装置(以下简称冷能发电装置)的工程化应用可行性。介绍冷能发电装置的组成及工作原理。以某年外输量为300×10~4t的LNG接收站为例,利用Hysys软件对冷能发电装置进行建模并计算,分析海水入口温度、LNG组成对发电量的影响。得到结论:采用低温有机朗肯循环冷能发电装置具有操作简便、灵活性高、占地小、易于维护的优点,虽发电效率较低,但投资小,接收站可操作性强,具备良好的工程化推广价值。海水入口温度对冷能发电装置影响明显,在其他条件均相同的情况下,海水入口温度为重现期2 a极端最高水温29. 9℃时,与贫气海水均温(18. 8℃)工况相比,装置发电效率提高了20%。因此,我国南方地区LNG接收站尤其适合采用低温有机朗肯循环冷能发电系统。在其他条件均相同的情况下,富气情况下的发电效率较贫气情况降低约25%。低温有机朗肯循环冷能发电装置可回收大量LNG冷能,对于年外输量为300×10~4t的LNG接收站,单台发电装置年产生电量超过2 000×10~4kW·h,接收站年耗电量逾6 000×10~4kW·h,因此冷能发电不需上网,可完全由接收站自身消纳。冷能发电装置创造的价值相当可观,项目具有较好的经济性。对于在年外输量为300×10~4t的LNG接收站中建设的低温有机朗肯循环冷能发电装置,计算得到静态投资回收期(含建设期)约为11 a,项目内部收益率为8. 32%,大于8%,具备可行性。具备良好基荷外输量的LNG接收站更适宜建设低温有机朗肯循环冷能发电装置。冷能发电项目宜与LNG接收站同步建设,附属于接收站运行。在满足经济性条件下,混合工质作为循环工质使用将是今后冷能发电项目优化的重要研究方向。     

积极促进液化天然气接收站拓展储气业务增强天然气旺季保供能力

1引言液化天然气(以下简称LNG)接收站是LNG远洋贸易登陆的基础设施。近几年来,随着我国天然气消费快速增长和进口LNG的比例逐步升高,LNG接收站的建设速度明显加快,为保障国内天然气市场供应发挥了积极作用。受国际天然气市场格局变化等因素的影响,我国LNG进口已从前几年的快速增长期进入到今后相对平稳的平台期,LNG接收站的利用率也将有所下降。     

接收站LNG储罐罐容动态模拟

提出了针对大型LNG储罐罐容的模拟方法并编制了计算程序,可动态模拟LNG接收站在运营期间储备量随时间的变化情况,给出所需的最大罐容、最大及最小应急储备能力,并验证用其方法计算的结果。     

基于AHP的LNG接收站潜在风险辨识技术

运用层次分析法（AHP）建立了LNG接收站潜在风险的AHP结构模型,通过判断矩阵求出影响LNG接收站潜在风险各个因素的权重,按照权重的大小对其进行了层次总排序,辨识出储罐风险、船舶作业风险、厂站控制系统风险、船舶安全保护风险和厂站安全保护系统风险是影响LNG接收站潜在风险的关键因素,提出4项控制措施来降低LNG接收站的潜在风险。