大型LNG中间介质气化器换热面积计算方法

随着LNG产业在国内外的飞速发展,对LNG产业链中关键设备的研究越来越重要,LNG气化器是LNG接受终端的关键设备之一。提出了一种新型大型LNG中间介质气化器(Interme-diate Fluid Vaporizer,IFV)换热面积的计算方法,利用一维数值模拟,对以海水为热源,丙烷为中间介质的中间介质气化器的三个关键部分:蒸发器、凝结器和调温器,分别建立了一维数值模拟模型,对中间介质气化器的换热面积进行了计算。利用该模型,可根据给定的运行工况分别求得IFV三个换热器的换热面积。同时可得到工质在IFV内的状态参数及换热器各部分的传热系数的分布。利用该计算方法得到的气化器换热面积,足以满足工程设计的精度要求。     

LNG浮式气化装置(FSRU)组块设计

随着大型LNG项目进入发展的黄金期,FLNG项目成为液化天然气产业的新热点。浮式储存及再气化装置(FSRU)是FLNG工程技术一个新的发展方向。FSRU是集LNG接收、存储、转运、再气化外输等多种功能于一体的特种装备,配备推进系统并兼具LNG运输船功能。与传统陆上LNG接收终端相比,其具有投资小、建设周期短、地理条件限制少等优点。结合孟加拉国某FSRU项目案例,对FSRU上的LNG储存单元、BOG处理单元、再气化单元进行对比优选分析,探讨了FSRU的优化设计。     

我国首个浮式LNG供气已超1亿方

<正>我国第一个浮式LNG(液化天然气)—中海油天津浮式LNG对外输气已超1亿立方米,有效缓解了天津市冬季天然气紧缺及京津冀的大气污染压力。在天津港南疆港区的中海油天津LNG浮式码头,"安海角"号FSRU轮用自带的气化装置将LNG气化,再通过码头上的输气臂将气化后的天然气输入管网,经过17.5公里的管线输送到位于临港的分输站,再接入天津     

乙二醇载冷的液化天然气冷能回收换热器传热特性数值模拟

为高效回收液化天然气(LNG)气化过程的冷能,以乙二醇作为载冷剂,建立换热器壳管侧传导换热模型,利用Comsol Multiphysics模拟分析了进口LNG流速、乙二醇质量分数和温度及直径等关键参数对换热器传热特性的影响。结果表明:当LNG流速从0.5 m/s增长到1.5 m/s时,传热系数、热效率、壳侧压降分别增加了7.28%、75.15%、144.83%;进口乙二醇质量分数的增加,使传热系数和热效率下降、压降升高;乙二醇进口温度的增加,使传热系数、热效率以及压降均下降;乙二醇进口直径的增加,使传热系数、热效率、压降均升高。     

LNG-FSRU再气化工艺方案探讨

主要讲述了典型浮式液化天然气存储再气化装置(LNG-FSRU)再气化工艺技术方案,主要包括液化天然气(LNG)再气化工艺和闪蒸汽(BOG)处理方式。近年来,LNG-FSRU数量快速增长,是布局天然气产业有效途径,其核心装备是LNG再气化系统。为此本文阐述了典型LNG再气化原理及关键设备组成,通过对闭式循环和开式循环在工艺流程、海水温度需求、加热中间介质、撬块尺寸及成本等方面的对比分析,总结典型再气化装置的适用情况,可为设计初期再气化装置选型提供参考和借鉴。对于不同气化能力或海况需根据实际工况,分析对比后形成最适合项目的技术方案。     

FSRU再气化模块再冷凝系统控制方案研究

再气化模块作为液化天然气浮式储存与再气化装置(FSRU)中的核心装备,再冷凝系统的控制对整个再气化模块的稳定运行至关重要。结合传统陆上液化天然气(LNG)接收站和FSRU船再冷凝器工艺流程和控制方案,提出了适用于再气化模块再冷凝系统的新型压力控制方案和液位控制方案,采用HYSYS模拟分析了2种控制方案在BOG(闪蒸气)变化工况下的稳定时间及再冷凝器液位、压力等参数超调量。结果表明：2种控制方案均能实现再冷凝系统的平稳运行,新型液位控制方案再冷凝器液位及顶部压力超调量小,但达到平稳控制的时间较长,适用于外输量波动较大的调峰型再气化模块;新型压力控制方案的控制超调量较大、稳定速度较快,适用于稳定外输的基荷型再气化模块。本研究为后续模块化、集约化程度较高的再气化装备研发设计提供了参考。     

液化天然气的存储和气化工艺及其冷能利用

在液化天然气(LNG)接收终端站的建设中,必须对火焰、气体扩散、爆炸三个影响因素进行分析,以确定各种设施之间的最小安全距离。介绍了浸没燃烧式气化器、开架式气化器、管翘式换热器等LNG气化设备的特点及气化方法以及LNG气化流程的技术指标,论述了在发电厂中合理利用LNG气化过程中产生的冷能的问题.     

液化天然气的储存和气化工艺及其冷能利用

在液化天然气(LNG)接收终端站的建设中,必须对火焰、气体扩散、爆炸三个影响因素进行分析,以确定各种设施之间的最小安全距离.介绍了浸没燃烧式气化器、开架式气化器、管翘式换热器等LNG气化设备的特点及气化方法以及LNG 气化流程的技术指标,论述了在发电厂中合理利用LNG气化过程中产生的冷能的问题.     

首台国产IFV试车成功

正2015年12月31日,首台国产IFV(中间介质气化器)在浙江LNG投料试车,并成功通过105%满负荷测试,这标志着首台国产IFV气化器已具备与进口机同等的气化性能,也为下一阶段设备进入全面测试创造了条件。IFV是以海水为热源,丙烷为中间换热介质,将高压LNG进行气化的装置,适用于高含砂量海水条件,是LNG接收站的关键设备。此前,全球IFV气化器为日本神户制钢独家制造,采办成本高、制造交货周期长,关键设备长期     

LNG气化器的材料选择与应用研究

LNG气化器是LNG接收站高压气化外输区的核心设备,长期被国外技术垄断,气化器的选材研究是开展国产化攻关的重要环节.中间介质式气化器(IFV)、开架式气化器(ORV)和浸没燃烧式气化器(SCV)是国内LNG接收站最常见的三种气化器,通过对LNG气化器关键部件材料进行化学成分、机械性能和试验检验的研究,综合比选不同牌号的...     

LNG浸没燃烧式气化器的传热特性及运行优化

目前国内LNG接收站的大部分浸没燃烧式气化器(SCV)都依赖于进口,其核心技术尚未完全自主掌握,并且SCV传热机理复杂、受操作环境影响大,难以通过现场经验实现深层次的运行优化。为了满足近年来各LNG接收站扩容增产对气化系统设备运行降本增效所提出的需求,对国内某大型LNG接收站气化系统中SCV的传热特性及优化运行进行了研究,采用ANSYS软件建立了贴合实际的SCV模型,研究了不同LNG入口压力、LNG入口速度及水浴温度对SCV传热特性的影响,通过现场试验反馈提出了可行性较高的指导建议。研究结果表明:(1) LNG及超临界NG的热物性变化对气化传热具有重要的影响;(2) LNG入口压力越接近临界压力,SCV传热能力越强,建议SCV入口压力控制在7.2～8.0 MPa;(3) LNG入口速度增大会削弱流体的传热边界层,从而强化传热,建议根据实时外输量要求限制开启最少的SCV台数,增加单台SCV的LNG入口流量,同时限定单台SCV处理流量介于50～180t/h;(4)水浴温度过高,对SCV的整体传热是不利的,建议限定单台SCV水浴温度控制在15～25℃。     

LNG超级开架式海水气化器传热特性模拟优化

针对国内某大型LNG接收站气化单元中的超级开架式海水气化器(SuperORV),采用ANASY软件建立了贴合实际的SuperORV模型,对不同LNG入口压力及入口流速下的设备传热特性进行了模拟分析,并通过对比现场试验给出了设备操作的优化建议。研究表明:LNG及超临界NG的热物性变化对气化传热具有重要影响,SuperORV传热管内十字扰流杆可以增加流体湍动性从而强化传热;实际运行中,控制LNG入口压力接近临界压力,适当提高LNG入口流速增强流体扰动,可以提升设备换热效果。     

中间介质气化器换热管破裂工况泄放量的计算方法

中间介质气化器(IFV)是一种组合型的管壳式换热器,广泛应用于LNG接收站项目中。针对管壳式换热器管侧和壳侧操作压力相差较大的特点,工程设计过程中需考虑IFV高压侧换热管潜在破裂的可能性。在调研已投产的IFV基础上,分析其换热管破裂工况的危害,并从安全性、经济性和可实施性方面考虑解决换热管破裂的方法和途径。分析结果表明,在IFV低压侧设置流通能力满足换热管破裂工况泄放量的安全阀是经济有效的措施。结合相关规范和手册,给出换热管破裂工况下超压泄放量的计算方法,并分析高压侧操作压力、破裂孔直径、天然气组成等因素对泄放量的影响,以指导换热器低压侧安全阀的选取,保障工艺系统的安全性。     

液化天然气接收站项目液化天然气气化器选型

随着国内液化天然气(LNG)产业十余年的发展,LNG接收站项目的工艺系统、海水系统已得到改进与优化。介绍了常用的开架式气化器、中间介质式气化器和浸没燃烧式气化器的特点。以江苏某新建LNG接收站项目为例,考虑海水水质等因素的影响,对LNG气化器的选型进行分析。从技术与全生命周期经济性两方面考虑,确定采用开架式气化器作为主气化器,浸没燃烧式气化器作为备用气化器,使现场实际运行更加简单、可靠,可为后续新建项目的 LNG气化器选型提供参考。     

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。     

带低温泵LNG卸车橇的设计及研究

为了满足"气化陕西,铁腕治霾"的需要、满足杨凌液化天然气(LNG)应急储备调峰站调峰能力、提高储备站卸车效率的需求,在确保LNG卸车过程安全的前提下,基于LNG成橇工程应用经验,进行了LNG卸车橇的开发设计及卸车技术研究。实践表明,LNG卸车橇实现了低温离心泵的精确控制和LNG槽车的自动卸车功能,提高了卸车作业的安全性及内地LNG储备站的卸车能力和气化能力。该设备满足防爆安全性能的相关要求,有助于推动操作流程的安全设计,避免因卸车能力不足而无法满足供应的风险,确保罐装现场的安全运行,防止天然气短缺。     

浅析LNG调峰气化设施的安全性

由于LNG调峰气化设施的生产负荷以及LNG物性随季节或每日时段变化大,导致极端工况下浸没式燃烧气化器不能完全气化LNG,严重影响气化设施安全运行。以某调峰气化设施工厂为例,利用传热学理论,分别计算出某年冬季该厂浸没式燃烧气化器在设计工况和极端工况下的总传热系数。计算结果表明,极端工况下浸没式燃烧气化器不能为换热管内的LNG提供足够热量,少量LNG不能气化,引起管道低温脆裂,导致爆炸事故。为解决极端工况下浸没式燃烧气化器不能完全气化LNG的问题,在不过度增加浸没式燃烧气化器换热面积前提下,在调峰气化设施界区设置压力调节阀,分别计算出浸没式燃烧气化器在设计工况和实际工况下的总传热系数,保证浸没式燃烧气化器能够提供完全气化LNG的热量,确保操作压力低限值,提高调峰气化设施的安全性。调峰气化设施界区设置压力调节阀的方法可为类似气化设施设计提供借鉴。     

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。     

基于LNG气化分段模型的低温动力循环火用分析

构建LNG低温朗肯循环发电系统是冷能利用的主要方式之一。为了提高LNG冷能回收效率,根据LNG气化特性,笔者提出了冷能的分段利用模型,并采用火用分析的方法对低温朗肯循环各环节的火用损失进行了分析,得出如下结论：①LNG气化曲线存在较为明显的分段规律,为建立高效的冷能发电循环提供了基础;②LNG低温朗肯循环发电系统的火用损失主要集中在换热设备当中,因而系统的优化重点应放在对于换热设备尤其是冷凝器的优化上,减少平均换热温差能有效降低换热器的传热不可逆损失;③对LNG按不同温度段进行回收利用,构建梯级循环发电系统,能有效减小循环冷火用损失,提高LNG冷能回收效率。根据LNG气化特性构建的梯级循环流程较单极循环流程而言,总的冷火用损失显著减少,冷火用利用效率提高了16.2%。     

常规接收站与浮式气化船控制系统的信息共享

某浮式液化天然气(LNG)项目全接收站分两个阶段建设:一阶段采用带气化设施的浮式生产装置(FSRU)模式;二阶段采用常规接收站模式。该项目一阶段采用的FSRU是相对独立的工艺单元,作为全接收站控制中枢的控制系统,既要考虑一、二阶段的有效衔接,还要能够兼容FSRU中的数据信息和管线SCADA数据。整个控制系统应具有可扩展、信息共享、数据兼容等功能,通过船岸连接系统可实现FSRU控制系统与常规接收站控制系统工艺数据互传以及安全联锁,具有一定的借鉴意义。