LNG接收站气化用海水加氯操作方式优选——以广东大鹏LNG接收站为例

液化天然气（LNG）接收站通常利用海水来气化LNG,但在实际运行中,却存在着海洋生物大量附着在海水管线系统及设备内的风险。为消除上述风险,接收站一般采用电解海水的方式生产次氯酸钠溶液,并以一定浓度注入海水系统。为了优选合理的海水加氯浓度设定值及装置操作模式,保证海水管线系统通畅和气化设施稳定运转,以广东大鹏LNG接收站为实例,通过收集、分析大量的运行及测试数据、海水管线内检测及取样情况,结合设备运行特性,分析探索了满足生产需求及环保要求的海水加氯浓度及加氯装置操作模式。结论认为：①夏、秋季装置日常持续加氯浓度设定值宜为0.5～0.8 mg/L（赤潮期间需要提高至0.95 mg/L左右,以保证必要的海水有效氯浓度）,春、冬季宜为0.45 mg/L及其以下;②装置运行建议采用单台设备运行、定期切换维护的操作模式;同时,考虑脱氢罐有效容积,在进行冲击加氯操作时,建议暂停持续加氯操作,以保证必要的脱氢时间。     

青岛LNG接收站气化单元优化运行模拟研究

针对青岛LNG接收站气化单元进行运行优化的模拟研究,在满足气化器安全运行的前提下对设备可操作参数进行优化以达到降低能耗目标。青岛LNG接收站目前有ORV和SCV两种气化器,LNG在ORV中与海水换热气化,工艺简单,运行成本较低,但受海水温度限制;SCV利用燃料气燃烧提供的热量气化LNG,不受季节影响但运行成本较高。本文以Aspen HYSYS软件模拟为研究手段对青岛LNG接收站气化单元进行研究,建立符合实际流程的LNG接收站气化单元稳态模型,对非冬季工况和冬季工况下不同海水温度的ORV海水用量进行优化研究,得出不同工况下海水泵最佳开启台数;针对冬季海水温度极低工况,设计符合实际的冬季ORV、SCV联合运行方案,指导现场实际生产,降低气化单元气化运行成本。     

海水流量优化在ORV运行中的实践

LNG接收站需用大量海水作为气化热源,将过冷的LNG转化为NG,合理使用海水量不仅可使设备平稳运行,延长设备使用寿命,还可节约电耗,减少海水排放,具有良好的经济效益和社会效益。     

提高膜制氮系统运行效能的对策

膜制氮系统是LNG接收站氮气供应的主设备,其安全稳定运行直接影响到接收站的稳定运行。对福建LNG接收站膜制氮系统运行中的入口空气质量、压力、温度及产能与质量的关系等进行了分析,提出了提高产能及保证产品质量的措施。     

LNG接收站高压泵加级研究

为了满足不同时期LNG接收站的外输压力需求,LNG高压泵通常采用拆级设计,远期应用时通过增加叶轮的方式达到更高的外输压力,高压泵加级直接影响整个接收站的运行安全。介绍了美国EBARA生产的高压泵的结构及设备组成,详细说明了高压泵加级各阶段的施工过程;总结了高压泵加级过程中的关键技术,包括:高压泵提泵前的吹扫控制,提泵,泵盖拆解,泵运输,在高压泵车间内的拆解、检查及叶轮装配,高压泵回装及氦气检漏;强调了高压泵加级各个阶段的注意事项。研究成果对LNG接收站高压泵加级工作具有一定的指导意义。     

LNG接收站BOG处理工艺优化——以青岛LNG接收站为例

蒸发气(Boil Off Gas,缩写为BOG)的处理是LNG接收站必须考虑的关键问题之一,关系着LNG接收站的能耗及安全、平稳运行。为此,介绍了LNG接收站BOG处理的4种工艺:①BOG直接压缩工艺;②BOG再冷凝液化工艺;③BOG间接热交换再液化工艺;④蓄冷式BOG再液化工艺。运用HYSYS软件建立了采用不同BOG处理工艺的LNG接收站模型,对比了目前主要采用的BOG直接压缩工艺和再冷凝液化工艺在工艺流程及能耗方面的差异,并分析了外输量、外输压力及再冷凝器压力对BOG处理工艺节能效果的影响,在此基础上提出了BOG再冷凝液化工艺的改进措施——BOG进入再冷凝器前进行预冷,可比原工艺节约18.2%的能耗。同时还针对青岛LNG接收站提出了BOG再冷凝液化及直接压缩工艺混合使用的优化运行方案,可使进入再冷凝器的LNG流量保持恒定,没被冷凝的BOG经过高压压缩机提压到外输压力,与完成气化的LNG混合后外输,可避免BOG进入火炬系统而造成的能源浪费,同时减小再冷凝器入口流量的波动,使装置运行更稳定、更经济。     

LNG接收站最大/最小外输量的确定方法——以浙江LNG接收站为例

〗LNG接收站的最大/最小外输量是其最重要的生产运行参数,最大外输量的确定应保证白天满足天然气管网最高峰时的用气需求,而最小外输量的确定则仅保证满足LNG接收站最低运行条件即可。为此,分析了罐内低压泵、再冷凝器、高压泵及气化器这4类设备的运行能力对确定LNG接收站最大/最小外输量的影响,明确了LNG接收站最小外输量的确定分允许火炬燃烧及不允许火炬燃烧2种计算工况：①在允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为高压泵的最小流量;②在不允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为冷凝BOG需要的LNG量。据此,得出浙江LNG接收站最大外输量为950 000 m³/h;在允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为75 331 m³/h;在不允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为302 601 m³/h。     

LNG接收站海水泵及高压泵变频节能探究

国内LNG接收站通常采用一台海水泵额定流量运转为一台开架式气化器(ORV)提供海水的模式气化LNG,非冬季运行,由于海水温度较高、外输天然气流量较小,ORV所需海水流量小于海水泵额定流量。所以,此运行模式普遍存在能耗过剩。同时,由于外输天然气压力调节范围较大,而高压泵只能提供其额定出口压力。因此,当外输天然气压力较小时,高压泵出口压力过剩,导致能耗过剩。为了解决海水泵、高压泵能耗过剩问题,开展了对其变频节能的探究。首先,分析了海水泵、高压泵变频的必要性;然后,以海水泵为例,以其特性曲线为基础,计算了海水泵工频出口压力及电机功率,再运用二分法及泵相似理论计算了海水泵变频电机功率;之后对海水泵及高压泵工频计算进行了误差分析,最大相对误差为3.5%;最后,通过能耗对比发现:海水泵采用变频,每年可节省电能39.41%;高压泵采用变频,每年可节省电能47.39%;采用海水泵、高压泵变频,接收站每年可节省经济成本约426万元。     

LNG接收站在海水低温条件下的ORV节能运行技术

为了保证海水温度不影响LNG接收站开架式气化器(ORV)气化的LNG额定流量,ORV设计文件要求当海水温度低于5.5℃时,不得运行ORV,需改用浸没燃烧式气化器(SCV);但由于SCV运行成本远远高于ORV,因此,如何在海水温度低于5.5℃时仍然能运行ORV便成了研究的重点。在海水低温条件下运行ORV的关键是确定ORV最小海水流量和最大LNG流量。因此,首先以ORV性能曲线为基础,确定其机械限定LNG流量和特定条件下ORV入口海水温度在2.5~5.5℃范围内的固有性能曲线,然后通过实验获得特定条件下入口海水温度在1.0~2.5℃范围内的试验性能曲线,进而分段建立特定条件下入口海水温度、LNG入口压力、最大LNG流量与最小海水流量间的计算模型,并由1st Opt软件采用多元非线性拟合确定模型系数,最后由能量守恒定律求解实际运行中的ORV最小海水流量和最大LNG流量,同时设计出了计算软件。实际运行结果表明该软件计算的最大相对误差仅为0.94%。在中国石油大连液化天然气有限公司LNG接收站的实际应用效果表明:在2012—2013年间,海水低温下ORV节能运行技术为该LNG接收站节约气化成本5 982万元。     

海水开架式气化器的运行与维护

随着清洁能源被广泛运用,我国建立了大量沿海接收站。目前,国内液化天然气(LNG)接收站大多数选用了海水开架式气化器(ORV)进行LNG的气化。ORV与海水换热气化,节约能源且环保。介绍了ORV的结构、工作原理、运行控制系统、ORV的加压预冷及启停操作、运行操作经验和ORV的日常巡检与定期检查维护,总结了运行操作经验,对日常巡检与维护进行了分析,总结出如何使ORV运行更加平稳。     

蓬莱19-3油田FPSO防海生物污染装置比选——电解铜铝与次氯酸钠技术分析

针对蓬莱19-3油田FPSO较大的海水处理量,结合电解铜铝技术和次氯酸钠技术的特 点,对这2项防污染技术在该油田FPSO的应用进行比选分析。     

LNG冷能发电制氢及液化的综合能源系统研究

目的 为实现LNG冷能的回收利用、氢气的绿色制取和液态储运的多重目标,提出LNG冷能发电作为电解水制氢的电力来源,同时提供氢液化用能,并辅助氢预冷的一套综合能源系统.方法 使用HYSYS软件对LNG冷能发电循环及氢液化进行模拟测算,建立系统中各单元物料与电能匹配关系的数学模型,通过模型求解获得了直接膨胀、朗肯循环、联合...     

次氯酸钠发生装置应用中的若干问题

用次氯酸钠溶液杀灭海水中的微生物、贝类和藻类,是海洋固定式平台、航行船舶、浮式生产储油装置上净化海水的常规作法。如何在次氯酸钠发生装置的设计中,科学分析各个要素,使产品设计完善合理,十分重要。文中从工程实践和使用角度出发,运用物理、化学、电工学、流体力学等基础分析方法,探讨了应用中的若干问题。     

利用LNG冷能开展低温储粮

为提高粮食储藏的品质,降低低温储粮的能耗,提出了利用LNG冷能进行粮食低温储藏的思路。在对现有低温储粮工艺的技术经济分析基础上,介绍了直接利用LNG冷能和利用LNG冷能空分厂副产品污氮这两种低温储粮的工艺方案,并对这两种方案进行了比较,指出在邻近LNG接收站或者卫星气化站的粮库开展利用LNG冷能实现低温储粮,不仅可以降低低温储粮的能耗成本,而且也为LNG冷能利用提供了一种新的方法。     

空气热源式气化技术在大型LNG接收终端的应用

近年来,空气热源式气化设备和技术（Ambient air based heating vaporization,AHV）因其具有环境友好、节约能源、可持续利用等优势而在其他国家的新建LNG项目中不断得到实践验证和推行。为此,介绍了AHV的技术特点、分类及其在世界各地的最新应用情况,并与常规气化技术进行了对比,进而提出了该类技术的应用条件,分析了该技术方案的优缺点。结果认为：①LNG接收终端所处位置具体环境的气象条件（年最低环境温度、湿度、风向和风速、持续时间等）是选择合适的AHV技术的关键因素;②设计空气热源气化系统需要确定它的最低环境温度以及备用热源系统需要热机备用的工况条件;③相对于浸没燃烧式气化器,AHV系统的优势明显,且燃气（电）价格比率越高,其优势越显著;④在不适合采用海水开架式气化技术的条件下,AHV可作为优选方案;⑤在免费海水使用受限、天然气燃烧制热成本高昂的情况下,以空气热源作为气化系统基荷热源是最为便利和直接的选择。为中国规划和设计新建LNG接收终端提供了更为经济和环保的气化技术选项     

浮式LNG接收站与陆上LNG接收站的技术经济分析

作为LNG接收和再气化的新型解决方案,目前国外已有多个浮式LNG接收站成功投产,而中国尚处在起步阶段,已建或在建的浮式LNG接收站以浮式接收存储气化装置（FSRU）为主要形式。为降低FSRU的获取风险,需要明确浮式LNG接收站与常规陆上LNG接收站的特点与适用性。为此：①对新建、改建、租用或购买FSRU这4种获取方式进行了对比,结果表明：租赁较新的FSRU,可避免改建带来的不足,相比新建具有时间优势,相比一次性购买投资风险较小,因此市场起步阶段推荐以租赁方式获取FSRU;②在相同处理能力下（260×104 t/a）,对浮式接收站与常规陆上接收站进行技术经济对比分析的结果表明：前者较后者具有建设周期短、建设投资少、季节调峰能力强、灵活性好等优势,但也存在经济性差、供气不稳定、操作成本高等劣势。因此,建议采用浮式LNG接收站供气时应选择气价承受力强、需尽早供气的市场或陆域面积缺乏、人口稠密的地区。此外,可充分利用FSRU调度灵活的特点,选择多个错峰市场提供临时供气服务,以提高供气安全保障。     

LNG接收站新型三级冷能发电循环优化方案

多级冷能发电循环构型的优化是提高LNG冷能发电系统?效率的重要途径。从减少有机朗肯循环工质蒸发器?损失的角度,对现有三级发电循环方案进行了HYSYS模拟分析和改进,提出了新型三级冷能发电循环优化方案,并进行了技术经济评价。结果表明:新型三级冷能发电循环优化方案净输出功较现有方案增加了438.00 kW,?效率提高了10.35%;项目财务内部收益率和净现值分别提升了5.30%和28.23%,平准化度电成本降低了3.16%,新型三级冷能发电循环优化方案具有更好的盈利能力和降本增效效果。以上研究可为LNG接收站冷能发电工艺的优化设计和经济评价提供参考。