LNG接收站贸易交接在线取样技术

为在LNG接收站卸船过程中获得接卸LNG的热值,需在接卸期间进行精确的在线取样,这是准确进行贸易交接的先决条件。通过对贸易交接计量流程和在线取样工艺流程以及在线取样系统的分析,对取样过程的关键工艺技术进行了研究,提出取样系统的控制要求。经过综合研究和分析得出:在线取样应在气质均匀的过渡流状态且卸货速率和压力稳定的全速卸货过程中进行,以保证取样具有代表性;LNG样品进入汽化器前必须保持过冷状态,防止汽化分馏,而经过汽化器需在超临界状态全部充分汽化且不会凝析来保持与原样品组分比例一致,这是取样的关键控制因素,并以实例进行了过冷度计算;整个取样过程中应对关键工艺参数进行实时的密切监控。因此,取样时间段的选择很重要,对取样系统设备性能要求很高。     

移动式LNG取样技术研究及应用

LNG是重要的能源商品，在生产和贸易过程中均需要进行质量检测控制，我国LNG加气站等小型LNG产业发展迅猛，但是缺乏实用的取样技术。针对这个问题，研制了移动式LNG取样系统，并对移动式LNG取样系统进行了应用研究。结果表明：采用移动式LNG取样系统连续11次取样获得样品的组成分析结果一致性满足GB/T 13610—2020 《天然的组成分析气相色谱法》的要求，说明移动式LNG取样技术适用于LNG加气站，可采用该技术开展LNG加气站取样，进行质量检测控制。     

小型LNG站便携式取样技术研究

目的 为了解决小型液化天然气(LNG)站缺乏有效质检取样技术,现有便携式LNG取样技术缺少取样应用实践,可靠性需要进一步验证的问题,提供一种新型便携式LNG取样装置和技术,以及取样可靠性验证方法。方法 基于LNG相图控制理论基础,通过理论计算设计取样装置真空保冷探头和气化器,研制了基于真空保冷技术的便携式LNG取样装置,保障在取样过程中LNG以过冷态进入气化器并完全气化,确保LNG样品的代表性,并研制了基于LNG循环保冷技术的便携式LNG取样装置,通过对比两种取样装置所取样品的组成分析结果,进行了便携式LNG取样技术可靠性研究。结果 在LNG加气站和LNG工厂的示范应用实践结果表明,采用便携式LNG取样装置11次连续取样获得的样品几乎一致,连续取2次LNG液体样品后组成分析的结果满足GB/T 13610-2020 《天然气的组成分析气相色谱法》的再现性要求,且通过两种取样方法获得的样品的组成分析结果相吻合,表明便携式LNG取样技术可靠。结论 该便携式LNG取样装置和技术取样效果达到了预期,满足了小型LNG场站LNG质量检测取样需求。     

LNG的贸易计量与分析

随着液化天然气（LNG）国际贸易进口量的快速增长，作为LNG产业链的贸易计量和品质分析也变得越来越重要。详细阐述国内LNG接收站内贸易交接计量整个流程，并介绍了贸易交接计量系统（CTMS计量系统）、在线取样系统和色谱分析技术。在LNG进口贸易交接中，LNG接收站与不同托运商签署贸易计量交接协议，对贸易过程中可能存计量纠纷进行约束，如CTMS系统故障、采样失败，样品不具代表性，样品未留存等提出相应的实施方案。     

液化天然气取样系统应用技术综述

液化天然气(简称LNG)是在常压下将天然气冷却至-160℃以下后形成的无色、无味的低温液体。LNG取样系统用于在LNG商品贸易交接过程中取得具有代表性的样品,从而确保贸易双方对商品的品质和数量进行结算。因此,LNG取样系统的精确度直接关系到LNG商品贸易双方的经济利益。本文通过对LNG取样系统工作原理的分析,明确LNG取样系统基本要求,结合LNG取样系统在国内LNG接收站的使用情况,为LNG取样系统的选择和使用提供借鉴。     

小型LNG汽化站工艺系统

从目前国内现状看,成品LNG往往采用专用槽车运送至小型LNG汽化站,由槽车增压器自增压后压送到LNG储罐内储存,随后储罐的自增压汽化器对储罐进行增压,LNG液体在压力作用下,输送至LNG蒸发器进行汽化和加热。LNG汽化站通常还配有供水、供风、变配电、仪表控制以及消防设施,也可根据装置规模和站场做适当调整,或依托周边现有装备。随着国内大型LNG接收终端项目的建成投产,小型LNG汽化站建设已成为城市区域调峰和偏远工业用户气源供应的重要途径之一。     

便携式LNG取样器的开发和测试

针对液化天然气(LNG)在生产和贸易过程中的质量控制,就LNG试样的有效性和代表性及多点取样难题,设计了一种便携式LNG取样器,由气化系统、数字显示系统、接收装置、电源等部分组成,并进行了现场取样测试及仪表功能测试。结果表明:该便携式取样器具有性能稳定、容易配置、使用方便的特点,有效解决了LNG的多点取样难题。     

新型LNG接收储存工艺--Bishop

传统的LNG接收终端一般由LNG卸船、储存、再汽化、外输、蒸发气处理、防真空补气和火炬放空等工艺系统组成。     

船运LNG到港计量交接作业及常见问题的解决措施

船运LNG的到港计量交接一直是多方关注的重点。为此,根据大宗LNG国际贸易的特点,参考冷冻液烃取样、分析和计算的国际现行标准,结合LNG卸货工艺,介绍了船运LNG到港计量交接的程序：采用静态测量的方法对到港LNG的体积进行计量;应用标准的取样流程对卸货LNG进行气化取样,利用色谱分析法对LNG样品进行组分分析;通过LNG密度计算、单位质量热值计算和返舱BOG能量计算来确定到港LNG贸易交接的总热值,并给出了计算示例;最后对计量操作中经常遇到的样品缺失、船舱超压导致的天然气损失、船型差异、未完成计量前的准备工作便开始进行计量、买卖双方对买卖合同条款理解的分歧等问题进行了分析,并提出了相应的解决措施。     

大型LNG贮存站贮罐设计选型论证

继文献[1]后,继续运用热力学第一定律对LNG在贮存运输转注过程中的热力学特性进行分析,定量分析计算LNG节流过程的节流汽化率值,提出减少节流过程所形成的汽化率的有效途径;论证大型LNG贮存站贮罐应根据不同的LNG液源、液体品质和操作工况等条件进行设计选型;论证除合理地选择正确的LNG贮罐结构形式外,还应高度重视LNG贮罐的安全泄放设计,以确保LNG贮存站的安全性能、使用性能和技术经济性能均处于最佳状态。     

LNG成套装置换热器关键技术分析

换热器是LNG成套装置的关键部件,汽化器和主低温换热器在LNG接收站和液化装置中扮演了重要的角色。为此,从结构、材料、传热与流动3个方面分析了开架式汽化器、带有中间介质的汽化器以及缠绕管式换热器3种典型的汽化器的关键技术,并结合工艺流程分析了缠绕管式换热器、板翅式换热器作为LNG液化装置主低温换热器的特点,最后对大型LNG成套装置中汽化器和主低温换热器实现国产化提出了如下建议：①加强基础研究;②立足全国的技术能力,对汽化器和MCHE的材料进行拓展研究,对其承压特性、表面特性、加工特性进行深入研究;③全面提高汽化器和MCHE的制造工艺技术及大型化生产能力;公正、客观、科学地选择与接收站以及液化工厂相适应的换热器;④对进口换热器的实际运行进行全面跟踪,开展基于风险与寿命的LNG成套装置换热器设计与制造的研究工作。     

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。     

LNG沉浸式气化器的数值模拟

液化天然气调峰系统中常用沉浸式气化器。与普通换热器相比,LNG沉浸式气化器有很多特殊性。为实现LNG沉浸式气化器的合理设计,必须掌握其内的两相流动流场及其传热特性,而LNG沉浸式气化器内流体流动和换热方面的数值模拟尚未见报道。在分析、组合其他模型的基础上,建立了LNG气化器内流动与传热过程的物理和数值模型,用标准湍流模型描述流体的湍流流动,用混合物模型处理多相流动,用离散相模型描述射流气体与水浴的相间耦合计算,用UDF函数添加源项方法描述液体气化过程,对LNG沉浸式气化器进行了三维数值模拟。获得了管程LNG气化过程中气、液相分布和流动情况,讨论了换热管倾斜角、射流气体雷诺数、射流喷嘴与换热管相对位置对气化过程的影响。结果表明,换热管向上倾斜2°以上可避免产生气阻现象;喷嘴射流气雷诺数在50 000左右、喷嘴与换热管同位布置换热效率最高。     

Һ����Ȼ��������Ӧ���о�

对液化天然气公交车供气系统中的燃料储罐等关键部件进行了研究，并对所选用的燃料储罐、供气管路等部件在Cummins CG—250发动机试验台架上进行了试验研究。台架试验结果表明：发动机采用所选择的供气系统基本达到了原机的功率和扭矩水平；同时发动机具有明显的低速大转矩特征，而且随发动机转速的变化，转矩曲线比较平坦。在台架试验的基础上，与上海申沃客车有限公司合作开发了SWB6115LQ—3型液化天然气公交车，样车试制完成后，委托上海机动车检测中心对样车进行了车辆参数和有关性能的测试；测试结果表明，所开发的液化天然气公交车具有较好的动力性和排放指标，能够满足公交车的使用要求。     

液化天然气接收站应用技术（Ⅰ）

2006年6月中海油在广东省深圳大鹏建成投运了国内第一个液化天然气接收站，标志着我国已开始拥有多元化的天然气资源来源。为此，从技术应用的角度，对接收站的码头卸载、储存及闪蒸气处理、LNG输送及气化、气体外输及液体外运的主要工艺过程和控制原理进行了简要分析；介绍了主要设备卸料臂、低温潜液泵、闪蒸气压缩机、开架式海水气化器、浸没燃烧式气化器、海水泵的性能参数和结构特点；概述了接收站的电气配置和仪控的集散控制系统、安全仪表系统、火气监控系统等。     

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     

LNG液化站产品参数讨论

在液化天然气（LNG）的生产过程中,为了满足运输和安全的需要,通常都会对液化天然气（LNG）产品进行过冷处理,进行过冷处理需要消耗不少的能量,增加产品的单位能耗,降低产品的经济性。为了降低在液化天然气（IJNG）生产中的能耗,从整体角度出发,对LNG的生产、运输和使用时的状态变化进行了分析,讨论总结出了比较合理的LNC产品参数方案。一般来说,对于没有特殊要求的液化天然气（LNG）只需要做简单的过冷处理,以达到降低能耗的目的。所以,在液化天然气（LNG）的生产过程中,应根据实际需求合理控制产品的参数。     

超级开架式气化器传热管换热过程的数值模拟分析

超级开架式气化器（SuperORV）是一种以海水为热源的新型气化器,它采用双层结构的传热管,可有效改善传统开架式气化器管束外结冰的状况并提高换热效率,而目前国内对该装置传热性能的研究还较少。为此,对SuperORV关键传热单元--传热管的换热过程进行了模拟研究,建立了SuperORV传热管整体换热过程的传热计算模型。该模型利用两组离散化方程组分别描述了SuperORV传热管气化段和加热段的传热过程,在给定的尺寸和边界条件下对传热管的整体换热性能进行了数值模拟,得到了传热管各个局部的表面换热系数和温度分布曲线,进而推导出了传热管总换热系数和热流密度的分布曲线。海水和外翅片管上的温度分布曲线可用于预测传热管外表面易结冰的位置,传热管总换热系数和热流密度的分布曲线则可为传热管的整体换热性能描述提供帮助。该模型及相关模拟分析可望为该类气化器的设计、选型和运行管理提供参考。     

激活区域LNG产业链的经济贡献及产业政策建议——以川渝地区为例

截至2016年底,全国共有建成、在建LNG加工厂160座,但全年平均开工率仅为37%。川渝地区是全国天然气市场最为成熟的区域,其天然气产业的发展具有代表性。近年来,该区域投资兴建了多座LNG加工厂,但开工率不足30%,严重偏低,区域内的LNG产业链发展较为迟缓。为此,首先剖析了该区LNG加工厂开工率不足的原因:(1)缺乏强有力的产业政策引导;(2)LNG下游市场规模有限,导致LNG市场需求量严重不足。然后分析了激活区域内LNG产业链对地方GPD、税收、就业岗位和环境效益的贡献,测算结果表明:若川渝地区LNG日需求量达1 500×10~4 m~3,则每年可贡献GDP 512.03亿元、就业岗位15 795个、税收41.17亿元、减排各类污染物369.9×10~4 t。进而提出了激活区域LNG产业链的建议:(1)移植新能源汽车优惠政策,全面扶持LNG汽车发展;(2)相关部门出台专项政策支持LNG加注站建设,促进LNG终端网络形成;(3)利用LNG作为城市燃气调峰和应急储备;(4)建立合理的LNG终端零售价格机制。