LNG卸料管线预冷过程数值模拟

国内对液化天然气(LNG)接收站初次预冷速度的控制经验相对缺乏。因此,为防止低温LNG预冷导致的管道的损坏,需在预冷前对设定的预冷操作程序进行预冷效果的分析校核。本文提出了基于计算流体力学(CFD)的LNG管道预冷分析方法。通过建立三维LNG卸料管道数值计算模型,根据国内某LNG接收站项目设计管道预冷操作程序,进行冷却过程的动态模拟计算,结果显示按预设冷却程序操作,LNG卸料管道降温速度可以维持在10℃/h范围内,满足预冷安全要求。另模拟计算结果与实际接收站预冷过程的现场测量数据进行了对比,CFD计算值与实测值比较相对误差可控制在7%以内,证明CFD预冷过程模拟完全可以用于接收站预冷程序合理性的判断和校核计算。     

LNG接收终端工艺流程动态仿真

LNG接收终端的主要功能是接收、储存和再汽化LNG,并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。通过建立接收终端各设备的动态模型,增加了必要的控制系统,对流程进行了动态仿真,针对接收终端季节调峰、卸船和储罐超压3种工况进行了案例分析,得到了以下结论:接收终端调峰期间,外输泵、罐内泵功耗变化规律与外输天然气流量变化规律一致;卸船工况主要对压缩机功耗、再冷凝器入口BOG及LNG流量有影响,整个卸船过程一般需要13 h左右;储罐超压过程中,由于压缩机负荷的调节,对压缩机功耗、再冷凝器压力、再冷凝器入口BOG及LNG流量有较大影响,整个超压事故持续时间为15.2 h;对接收终端工艺的设计和运行提出了建议。     

液化天然气接收终端小型实验装置流程设计

海上进口液化天然气(LNG)运输船到达后,通过接收终端卸载、储存、汽化后输送给用户。浙江大学制冷与低温研究所与中石油管道研究中心合作,设计了一套额定流量为2m³·h^-1的LNG接收终端小型实验装置,用于模拟终端运行重要功能和操作特性,包括卸载、储存及汽化过程,同时可提供一般LNG流动特性、分层流动、低温阀门检测、天然气泄漏危险的评估。本实验装置考虑LNG冷能利用实验对装置的扩建需求。通过运行该模拟装置,可以掌握LNG接收终端的操作规律,并对控制、安全等方面积累实际经验。本文给出了该实验装置流程设计和AspenPlus数值模拟结果。     

HAZOP分析方法在液化天然气接收站的应用

危险源及可操作性(HAZOP)分析是一种用于辨识工艺危险源,分析后果并提出对策的安全评价方法,在石油、化工等行业得到普遍认可和广泛应用。对国内正在建设的某液化天然气(LNG)接收站的基础设计进行HAZOP分析,以提高和保证其可靠性和安全性。文中概述了LNG接收站的工艺技术,并介绍了HAZOP分析方法的工作流程。将某LNG接收站的工艺流程划分7个节点,并以节点LNG储罐工艺系统为例,通过HAZOP分析识别了LNG储罐非正常操作条件下出现的不利后果,评估其工艺设计在安全与操作性方面的足够程度,提出了防止或减小危害后果的建议。通过对LNG接收站工艺系统进行HAZOP分析,评价了接收站设计的安全与操作性,为LNG接收站工程的顺利实施提供了保障。     

DYNAMIC SIMULATION FOR IMPROVING THE PERFORMANCE OF BOIL-OFF GAS RECONDENSATION SYSTEM AT LNG RECEIVING TERMINALS

The boil-off gas (BOG) recondensation system is one of the most important facilities at liquefied natural gas (LNG) storing and receiving terminals, whose failure may cause BOG loss and/or severe accidents. Operation of a BOG recondensation system requires sufficient care under various situations, especially when LNG load and BOG load fluctuate. This study improves the control algorithm for a BOG recondensation system at an LNG receiving terminal and employs dynamic simulations to examine its operation reliability and energy minimization. Key system parameters, such as recondenser pressure, liquid level, and high-pressure pump suction pressure are tracked during simulation. On the basis of process dynamic simulation by use of DYNSIM and analysis of tracked key system parameters, the developed control algorithm is verified as reliable and is expected to be applied to other LNG terminals.     

利用Hysys模拟计算接收站BOG蒸发量

在LNG接收站的设计建造过程中,BOG(boil-off gas)生成量计算的准确性将直接影响到项目建设的设备投资和日常操作的稳定性。为了提高BOG生成量计算的准确性,以某实际项目为例,在传统BOG计算方法的基础上引入计算机模拟软件--Aspen Hysys,选择Peng-Robinson状态方程对整个接收站的工艺流程进行模拟计算,得到BOG生成量最大工况的BOG量,通过与传统静态设计计算结果进行比较分析,发现了传统静态设计计算方法存在的不足,结果说明了使用Hysys模拟计算接收站BOG生成量更能准确反映LNG接收站的实际情况,适合于LNG接收站项目在初步设计和详细设计阶段的工艺计算,而传统静态设计计算可用于项目建设初期可行性研究阶段的粗略工艺计算。     

LNG储罐内蒸发气相空间压力动态过程分析

LNG储罐是LNG接收站的核心设备,LNG储罐的正常运行是整个LNG接收站保持正常运转的关键。LNG储存的过程中,外界的热量会不断的透过储罐的保温层,导致LNG蒸发引起液相体积减少且使LNG气液两相的组成发生变化。同时LNG的蒸发使储罐内的压力发生了变化。为了保证储罐内的压力在设计允许范围内,需要对LNG蒸发气体进行处理。LNG储罐内的压力变化规律对储罐的安全操作能起到重要的指导作用,而LNG储罐内的压力取决于蒸发气相空间的压力。蒸发气相空间压力的与环境温度、LNG液体的蒸发、蒸发气压缩机的运转等有关。本文的主要目的是对LNG储罐内的液体的蒸发进行研究,模拟储罐内蒸发气相空间的动态过程,从而对LNG储罐的操作提出指导,对储罐本身的设计提出了一些建议。     

LNG接收站BOG处理工艺的优化

LNG接收站的蒸发气(BOG)处理工艺包括直接压缩工艺和再冷凝工艺。但是目前的BOG处理工艺存在系统能耗大、外输负荷波动时工艺操作困难,再冷凝器的液位波动不稳定,控制系统稳定性较差等缺点。本文论述了目前国内外LNG接收站中的BOG处理工艺优化技术方面的发展概况,指出了国内在这方面存在的问题,为今后开展这方面的研究提供了可靠的依据。     

Boil‐Off Gas Two‐Stage Compression and Recondensation Process at a Liquefied Natural Gas Receiving Terminal

Due to ship unloading and the change of downstream gas consumption, the boil‐off gas (BOG) and liquefied natural gas outputs fluctuate constantly, causing difficulties in both the design and operation of the BOG handling process. The high energy consumption, instability, and inflexibility of the original process affect the operation cost and running safety of the terminal to a large extent. To address these problems, a two‐stage compression and recondensation process is designed and optimized, based on the original one. Compared with the original process through dynamic simulation, the design process has better stability, benefiting from lower operating pressure and smaller fluctuations of both the pressure and the liquid level in the recondenser. In addition, the power and BOG emission are remarkably reduced, which will soon bring great benefit and recovery of investment cost.     

基于GLSAFIS的氟化工过程操作单元可靠性监测

氟化工产物的剧毒特性,使得对于氟化工过程设备的运行可靠性监控异常重要。为此,提出了基于全局-局部结构分析的模糊推理系统（GLSAFIS）在线评估氟化工过程操作单元运行可靠性。依据氟化工工艺流程选取操作单元过程变量后,通过全局-局部结构分析算法（GLSA）对操作单元过程变量进行全局-局部特征提取。这些低维的全局-局部特征代替原始变量作为模糊推理系统（FIS）的输入,不仅可以克服噪声的影响,降低对专家知识的依赖,同时可以通过特征空间的降维压缩,大大加速后续模糊推理系统的逻辑设计。最后模糊推理系统的实施,使得本方法可以对化工过程操作单元可靠性进行在线评估。国内某氟化工厂二氟一氯甲烷（R-22）生产过程的实际应用以及田纳西伊斯曼模拟过程的仿真结果均证实了所提方法可以准确地反映实际化工过程操作单元的运行状况,大大提高了对实际化工过程的安全监控力度。     

LNG接收站蒸发计算状态方程选择

LNG物性参数是LNG接收站模型建立、工艺流程模拟计算及研究必不可少的基础数据。以国外实验数据为基础,采用Aspen HYSYS软件分析评价PR、SRK、LKP、BWRS状态方程对气液相组成、焓、密度等物性参数的预测结果,比选汽液相平衡和热力学参数的计算状态方程,建立了LNG接收站储罐蒸发模型,并比较了四种状态方程的准确度。结果表明：PR方程在汽液相平衡计算方面计算精度最高,相对误差为4.70%;LKP方程计算热力学参数最准确,预测误差为2.59%。综合考虑相平衡参数和热力学参数计算精度,PR方程精度最高,预测误差为3.77%。此外,PR方程对LNG储罐蒸发和储罐压力的模拟计算值与现场数据吻合度最好,因此LNG接收站蒸发计算推荐选用PR方程。研究结果对物性参数和LNG接收站蒸发计算状态方程的选择具有借鉴意义。     

LNG卸料臂紧急脱离系统SIL评估与改进

对某LNG接收站进行了危险可操作性分析(HAZOP),根据分析结果发现LNG卸料臂是最关键的危险源之一。结合IEC61508、IEC61511和相关国内标准,对LNG接收站卸料臂紧急脱离系统进行了安全完整性评估。评估确定了两个卸料臂ERS的安全联锁功能SIF、各安全联锁功能所需SIL等级和实际能达到的SIL等级,并对现有安全联锁功能的设置提出了具体改进建议。     

LNG接收站BOG多阶压缩再液化工艺优化分析

LNG接收站蒸发气体(BOG)处理量和液化天然气(LNG)外输量的波动对BOG再冷凝工艺提出低能耗、大弹性、易操作的要求。以系统总能耗最小为目标函数,对建立的BOG多阶压缩再液化工艺模型中压缩阶数和阶压比等参数进行了优化,并分析了该工艺模型在工况波动影响系统能耗时的各阶压比的抗干扰性及系统的操作弹性。结果表明:多阶压缩工艺系统阶数越多,系统的总压比、总能耗越小,BOG处理能力也越大;但随着系统阶数的增加,节能效果降低。多阶再液化工艺中二阶系统比现有一阶系统的操作弹性增大12%,且在LNG与BOG质量比≤10时,二阶系统的BOG压缩功耗可节约33%以上。针对一般气源型接收站工况,二阶系统是节能且操作弹性大的BOG处理工艺。     

A multi-level simulation approach for the crude oil loading/unloading scheduling problem

An integrated approach for refinery production scheduling and unit operation optimization problems is presented. Each problem is at a different decision making layer and has an independent objective function and model. The objective function at the operational level is an on-line maximization of the difference between the product revenue and the energy and environmental costs of the main refinery units. It is modeled as an NLP and is constrained by ranges on the unit's operating condition as well as product quality constraints. The production scheduling layer is modeled as an MILP with the objective of minimizing the logistical costs of unloading the crude oil over a day-to-week time horizon. The objective function is a linear sum of the unloading, sea waiting, inventory, and setup costs. The nonlinear simulation model for the process units is used to find optimized refining costs and revenue for a blend of two crudes. Multiple linear regression of the individual crude oil flow rates within the crude oil percentage range allowed by the facility is then used to derive linear refining cost and revenue functions. Along with logistics costs, the refining costs or revenue are considered in the MILP scheduling objective function. Results show that this integrated approach can lead to a decrease of production and logistics costs or increased profit, provide a more intelligent crude schedule, and identify production level scheduling decisions which have a tradeoff benefit with the operational mode of the refinery.     

一种新型的基于Levenshtein距离层次聚类的时序操作优化方法

现代流程工业过程中，DCS采集并存储了大量的操作时序数据，若能将其中有价值的操作经验和操作信息提取出来，则可大大提高操作系统的性能。然而，操作经验概念较为模糊，无法具体量化。因此，将具有时序特征的操作数据符号化，使操作经验以区块化形式表示，并提出一种基于Levenshtein距离的时序层次凝聚聚类算法，通过对操纵变量的历史时序操作数据进行相似性搜索，进而获得多种相似的操作模式，并将每种类型的操作模式对应的过程变量进行性能分析，从而得到并保存实际工作过程中所需的操作经验，以达到生产过程操作优化的目的。为了验证所提出方法，将其用于连续组分精馏操作过程，实验结果表明所提出的基于Levenshtein距离层次聚类的操作优化方法的有效性。     

Optimal operation of RO system with daily variation of freshwater demand and seawater temperature

The optimal operation policy of flexible RO systems is studied in this work. The design and operation of RO process is optimized and controlled considering variations in water demands and changing seawater temperature throughout the day. A storage tank is added to the system layout to provide additional operational flexibility and to ensure the availability of freshwater to customer at all times. A steady state model for the RO process is developed and linked with a dynamic model for the storage tank. The membrane modules are divided into a number of groups to add flexibility in operation to RO network. The total operating cost of the RO process is minimized in order to find the optimal layout and operating variables at discreet time intervals for three design scenarios.     

LNG接收站增压-冷凝系统优化分析

增压-冷凝系统是LNG接收站的控制核心。介绍了增压-冷凝系统工艺流程,结合某LNG接收站运行过程中高压输送泵入口过滤器阻塞的情况分析了高压输送泵入口压力与过滤器压差间的变化规律以及在此情况下泵井放空管线配管对再冷凝器平稳运行的影响,对存在的问题提出了优化方案,从而保证增压-冷凝系统稳定运行。     

利用常温压缩机处理LNG接收站BOG的工艺探讨

液化天然气（LNG）接收站运行过程中会产生一定量的蒸发气（BOG）,目前常用火炬、压缩、再冷凝三种工艺来处理BOG。由于BOG温度较低,压缩工艺中普遍采用的是低温压缩机。然而低温压缩机造价十分昂贵,极大地降低了LNG接收站的经济效益。为此,提出了一种利用常温压缩机处理BOG的工艺。该工艺利用压缩机出口的高温BOG来加热压缩机进口处的低温BOG,一方面提高了压缩机进口温度,使得常温压缩机代替低温压缩机成为可能;另一方面,降低了压缩机出口BOG的温度,减少了BOG再冷凝所需冷量。借助HYSYS软件对低温压缩和常温压缩工艺进行了模拟分析,结果表明对于小型LNG接收站,常温压缩机工艺更有优势。     

一种新的利用LNG冷能的回收油田伴生气凝液的工艺

A novel process to recovery natural gas liquids from oil field associated gas with liquefied natural gas (LNG)cryogenic energy utilization is proposed.Compared to the current electric refrigeration process,the proposed process uses the cryogenic energy of LNG and saves 62.6%of electricity.The proposed process recovers ethane, liquid petroleum gas(propane and butane)and heavier hydrocarbons,with total recovery rate of natural gas liquids up to 96.8%.In this paper,exergy analysis and the energy utilization diagram method(EUD)are used to assess the new process and identify the key operation units with large exergy loss.The results show that exergy efficiency of the new process is 44.3%.Compared to the electric refrigeration process,exergy efficiency of the new process is improved by 16%.The proposed process has been applied and implemented in a conceptual design scheme of the cryogenic energy utilization for a 300 million tons/yr LNG receiving terminal in a northern Chinese harbor.     

青岛LNG接收站通航安全条件论述

青岛LNG接收站是中石化投资建设的第一个大型LNG接收站。接收站试运行初期,受港区配套设施不全、操作经验匮乏、接收站建设及自然条件限制等情况的制约,有关部门对接收站的通航条件进行了较严格的限制,随着以上问题的逐步改善且保供任务的不断加重,再次确定接收站通航条件的研究势在必行。