大连LNG项目安全性研究

介绍了大连LNG项目的概况,从通航环境、码头工程、接收站运行、量化风险研究4个方面对大连LNG项目的安全性进行了模拟试验.论述了各项模拟试验的目的、内容以及采用的设备、船型、参数及研究结果.     

厦门石油交易中心揭牌 5年内交易将破千亿元

中国石化拟在茂名投建LNG接收站 中国石化计划在茂名建一个原油、天然气等产品的多功能码头,其中包括液化天然气（LNG）接收站,并配套建设总库容约50万立方米的LNG大型储罐。目前该项目尚处前期筹备阶段,具体开工日期还未确定。据悉,该项目如果成功立项,将成为中国石化第6个拟建、在建的LNG项目。     

计算LNG接收站周转及储备能力的数学模型

科学确定LNG接收站的周转及储备能力、明确LNG储备天数,有助于合理进行LNG接收站战略规划、科学调配LNG船运资源及LNG接收站的储存资源。为此,分析了LNG接收站储备能力的影响因素,针对LNG接收站系统的离散混合特性,将离散事件建模方法中的库存系统模型作为理论依据,结合LNG接收站的供需特点,对经典的库存系统模型进行扩展及调整,建立了LNG接收站周转能力数学模型、库存水平数学模型和储备能力数学模型。上述模型可模拟不同LNG船型、资源地、储罐数量、外输量条件下LNG接收站的储备能力,为优选LNG供需调配方案及船期策略,合理选择船型、安排船期、确定LNG储罐数量提供了参考,对LNG接收站远期规划及功能定位的调整具有指导意义。     

公司·活动

中海油获批国内首个浮式LNG项目 日前中海油天津液化天然气（LNG）项目已正式通过国家发展改革委核准,这是中国第一个浮式LNG项目。该项目是国家试点清洁能源浮式技术重点项目,项目站址位于天津港南疆港区,采用“先浮式、后常规”的建设模式：一期工程建设浮式LNG接收终端,投资33亿元,实现天然气快速供应;扩建工程建设常规LNG接收站,保证天然气稳定供应,并在满足天津市天然气需求基础上,向河北、北京、山东输送天然气。     

主力船型大型化对唐山LNG接收站的影响分析

以唐山LNG接收站为例,对主力船型大型化对码头、卸船、储存、蒸发气回收、火炬放空和消防系统的影响进行了全面分析,对LNG接收站的建设具有很好的参考价值.     

LNG接收站的火灾应急处理分析

火灾对LNG接收站危害极大,根据唐山LNG接收站的具体情况,分析LNG接收站火灾应急处理应考虑得问题。提出提高LNG接收站火灾应急处理能力措施与方案,为今后及时采取应急处理措施提供帮助。     

大连LNG接收站正式开始试运投产

<正>11月16日,第一艘LNG运输船靠泊大连LNG专用码头,并开始系统预冷,成功与大连LNG接收站码头管道连接,标志着中国石油大连LNG接收站正式开始试运投产。这是我国东北地区首次接收进口的LNG,同时这个项目的码头也是国内最大的LNG码头。大连LNG接收站位于大连的大孤山半岛,是我国目前技术最先进、功能最齐全、国产化率最高、占地面积最小、投资最少的LNG接收站,也是我国自主设计、自主采办、自主施工、自主管理的LNG接收站。大连LNG接收站不仅     

国内最大LNG码头在大连建成

<正>26.7万m3LNG码头于2010年8月29日在大连竣工。这是中国石油建成的第一个LNG码头,也是目前国内最大、中国北方第一个LNG码头,将成为中国海上油气战略通道的重要枢纽。大连LNG项目是国家"十一五"发展规划重点项目。该项目由码头、接收站和输气管道三部分组成,位     

LNG接收站双码头卸料工况的水击分析

中国LNG进口量已跃居世界第一位，LNG接收站的建设规模及周转量也逐年增加，单一码头已不能够满足LNG接收站的接卸要求，因此多个码头建设对LNG接收站工程提出了新的要求，从双码头双卸料管线的设计出发进行水击分析，提出了LNG接收站建设双码头的必要性。以解决双码头卸料水击压力及不平衡力为目的，利用管道波速方程、运动方程、连续方程为理论依据，搭建计算模型，采用PIPENET专业流体水击计算软件为计算工具，以实际操作工况为设计条件输入进行计算分析。计算结果合理可行，可为下一步管道及应力计算提供设计依据，最终满足整个卸料管线设计要求。     

LNG接收站及配套高压管道调峰方式研究

随着城市天然气管网建设的不断发展,城市生活用气量不断增大,用气量随时间变化出现大幅的波动。从LNG接收站及配套管线的角度选择有效且经济合理的调峰方式是非常必要的。以珠海LNG项目工程为例,对利用LNG接收站及高压管道解决用户调峰问题的方式选择进行了分析。通过利用SPS软件对高压管道进行动态模拟,对LNG接收站几种调峰方式在技术上、经济上的合理性进行分析,提出最佳方案。     

大型液化天然气储罐内罐寿命计算分析

大型液化天然气(LNG)全容罐是LNG接收站项目中最重要的设备之一,在LNG低液位与高液位循环操作期间(卸船周期内)、大修时空液阶段、水压试验与试验水排空等循环使用中,受低温收缩、液位变化等影响,内罐壁-底连接大角焊接接头、壁板、锚固带等危险部位会产生材料使用疲劳,若按LNG储罐50a设计寿命考虑,需对内罐易疲劳关键部位进行材料疲劳校核分析。以国内某已建LNG储罐为例,针对储罐在预冷、水压试验、低-高液位循环使用等工况,对内罐底部大角焊接接头、罐壁板、锚固带等部位材料进行了材料疲劳失效风险分析,对内罐50a设计寿命进行了校核分析。     

实现操作费用最小化的LNG接收站卸船工艺优化

液化天然气(Liquefied Natural Gas,LNG)接收站卸船工艺操作是接收站运行过程中的重要环节,但在实际运行过程中,卸船工艺总是保持运行参数不变,不利于实现LNG接收站运行成本最小化。为此,基于卸船周期内接收站各设备的运行状况,划分卸船周期运行阶段,分析创建卸船工艺操作功耗的计算公式,建立卸船工艺流程动态仿真模型,构建以最小年总功耗为目标函数的卸船工艺优化运行模型,并采用优化模型实例与未优化实例进行效益对比分析。研究结果表明:(1)卸船工艺优化运行模型能够实现LNG接收站在面对不同的卸船工况时能够及时对操作变量进行调整,以最优方案运行,降低了功耗;(2)该研究成果应用于中石油江苏如东LNG接收站,优化运行方案比原方案降低了13.0%的功耗。结论认为,在工况复杂的实际生产过程中,卸船工艺优化运行模型可以通过实时调整运行参数来减小功耗,对于接收站的降本增效具有现实意义。     

LNG接收站流程模拟计算

深入研究LNG液化、储存、接收等过程的工艺流程并进行流程模拟计算，对LNG相关装置的工艺设计具有重要意义。为此，研究了LNG接收站的操作模式、操作工况，分析了影响LNG接收站操作和设计参数的主要因素，利用通用流程模拟软件平台建立了模拟计算模型。通过对模拟计算结果的分析，确定了接收站各工艺单元的设计工况。计算和分析表明，接收站蒸发气处理系统设计工况应为卸船和最小输出工况，而LNG气化/输送系统设计工况应为天然气最大输出工况。LNG接收站流程模拟计算及结果分析为工艺设计奠定了基础。     

液化天然气冷能在炼厂中的综合利用

介绍了液化天然气（LNG）冷能的利用现状,并综述了其在炼厂中的利用领域,包括空分、轻烃分离、低温系统和循环水系统等.建议LNG接收站与炼厂项目集中规划,LNG项目为炼厂提供冷能,同时利用炼厂液氮作为LNG项目所需氮气的来源.指出炼厂应对LNG冷能按照温位匹配的原则进行梯级综合利用.     

钻井液废弃物无害化处理的新技术研发

液化天然气(LNG)是我国天然气工业中的一大支柱产业,是环境影响评价工作中的重要项目类型之一,该类型项目对环境产生影响的主要是天然气液化过程中产生的废水、废气和环境风险。在分析LNG建设项目生产工艺流程的基础上,进行了详细的工程分析,找出了生产过程中的主要产污环节,确定了各环节的排污类型,并分析了项目所采取的环保措施的可行性以及污染物排放达标情况等问题。总结了LNG建设环境影响评价工作中工程分析的要点和环境影响分析,对LNG企业的环境保护和LNG建设项目的环境影响评价有一定的借鉴作用。     

LNG接收站取样系统改造对计量结果的影响

广东大鹏液化天然气有限公司LNG接收站为EPC建成,经过几年的运营后,发现原LNG取样系统存在设计缺陷,不能取到有代表性的样品。LNG分析准确度高低的前提是能否取到有代表性的LNG样品,对于LNG贸易交接,取到有代表性的LNG样品极为关键。针对取样系统的缺点,改造目的非常明显:汽化前的LNG液体样品进行特殊真空保温,增加LNG汽化器的功率,快速汽化。改造完成后,经过改造前后的比较,效果令人满意。     

丁基橡胶装置聚合单元物料冷却工艺的改进模拟研究

基于俄罗斯3万t/a溶液法丁基橡胶(IIR)聚合工艺,以液化天然气(LNG)释放冷能冷却乙烯来替代原有的制冷负荷,采用Aspen plus 11.1软件对提供冷量的流程进行了改进模拟。结果表明,以LNG作冷剂,可满足冷却物料和去除反应热的制冷所需负荷3 436 kW;改进后的冷却方式压缩功耗为1 545.7 kW,与原流程相比节省了2 346.3 kW,效率提高60.3%。     

LNG接收站冷电联产工艺方案研究

为提高液化天然气(LNG)接收站冷能利用率,实现经济效益、社会效益和环境效益最大化,对不同冷能利用方案的工艺效率进行分析并提出可行的工艺方案。结合国内某大型LNG接收站的工程实际,选取C2H6,C2H2F2,CClF3,CHF3,C2F6,CF4和CH4作为工质进行模拟计算,最终选用C2F6作为循环工质,并选择氯化钙溶液作为载冷剂。采用有机朗肯循环低温发电技术和30%(质量分数)氯化钙溶液外输冷量相结合的方式,对满发电和部分发电工艺方案进行对比研究,发现采用满发电工艺方案的净发电量和制冷量大于部分发电工艺方案,能够产生更大的经济效益。     

LNG接收站发热量调整方案研究

为实现LNG接收站外输气与山东省天然气管网的燃气互换,提出了采用注入液氮的方式进行发热量调整。通过对比分析,将注氮口设计在高压外输泵出口管线上,该方案与加注氮气方式相比成本更低、功耗更小;然后采用PROII分别模拟计算出3种限制工况下燃气的高位发热量与沃泊指数,确定高压泵出口管道液氮注入比例范围为6.45~7.52tLN2/100tLNG;最后,以接收站年外输量100×104 t为基础,给出了整个发热量调整方案需新增的主要设备及其相关参数。可为LNG接收站发热量调整方案的设计提供借鉴与参考。     

浙江LNG接收站卸料管线BOG预冷模拟研究

由于LNG的低温特性,在其首次进入接收站工艺系统前,需要先对LNG卸料管线采用低温LNG蒸气（BOG）预冷至-120 ℃,然后再引入LNG将卸料管线冷却至-150 ℃。卸料管线预冷是确保LNG接收站顺利投产试运行的重点工作。为此,以浙江LNG接收站为例,采用自编程序建模,针对管径为1 000 mm长距离LNG卸料管线的BOG预冷过程,建立了一维流动传热模型,借助MATLAB工具模拟了BOG预冷LNG接收站卸料管线的整个过程,结果显示：卸料管线壁面温度下降速率最大不超过10 ℃/h,计算时间步长取10 s,计算得出737 m的LNG卸料管线冷却到-120 ℃左右所需时间为30.25 h。同时还分析了不同因素对卸料管线预冷过程的影响,结果显示：①冷却用BOG流量随着时间的推移逐渐增大,在冷却结束阶段,BOG流量达40.95 kg/s,累积BOG消耗量为14 330 kg;②管道内BOG流速随冷却时间增加而增大;③管道内BOG压力随冷却时间及管道长度的增加而减小。建议实际操作中,将管线冷却至-100 ℃即可进入LNG冷却阶段,可节省整个管线的冷却时间及BOG用量。