LNG接收站再冷凝器工艺参数及控制系统分析

再冷凝器控制系统的优劣不仅影响LNG接收站工艺运行的稳定与否,更决定了工艺操作的难易程度。详细分析了再冷凝器的主要工艺参数,包括冷凝蒸发气(BOG)时所需液化天然气(LNG)与BOG的质量比、再冷凝器液位和高压泵吸入口饱和蒸汽压差等。对国内LNG接收站几种典型再冷凝器控制方案进行了对比,综合各控制方案优点,对控制方案进行了适当改进,确定了一种通用控制系统。该系统可通过差压控制稳定高压泵启停时的再冷凝器液位,能够延时控制减缓顶部压力恢复,较好地保证了再冷凝器的稳定运行。     

LNG接收站BOG处理系统工艺及控制研究

分析了液化天然气(LNG)接收站蒸发气(BOG)的来源，对BOG需处理量进行了计算，得出：在卸船工况及非卸船工况下的BOG需处理量分别为15.837 t/h和2.863 t/h。研究了BOG处理系统的组成和再冷凝工艺，通过提高再冷凝换热效率、将低压BOG直接外输、控制储罐压力等方式，对再冷凝工艺及BOG处理系统进行了优化。分析了进入再冷凝器的BOG所需的LNG量、再冷凝器液位、再冷凝器顶部及底部压力等参数。利用调节器调整进入再冷凝器的LNG流量；通过调节阀门PV02A/B的开度控制再冷凝器底部压力；通过调节BOG压缩机负荷调整再冷凝器液位，实现液位控制的优化。     

LNG接收站再冷凝器工艺控制研究

国内已建液化天然气(LNG)接收站采用蒸发气(BOG)再冷凝工艺回收BOG,但是再冷凝器作为BOG回收系统的核心设备,存在操作难度大、稳定性低等问题。通过对LNG接收站项目BOG回收系统的介绍,分析了再冷凝器流量、液位、压力控制系统方案,针对接收站操作过程中对再冷凝器造成的干扰问题,提出了解决办法。     

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接收站再冷凝器自动控制设计

目前国内已建设很多大规模的液化天然气接收站,且绝大部分都采用蒸发气再冷凝工艺以节省运行成本。在液化天然气接收、存储、外输的工艺流程中,再冷凝器是核心设备,但如何利用计算程序实现对其进行自动控制还是个难题。因此,通过对唐山LNG接收站BOG处理具体工况的分析和计算,提出了一个有效计算冷凝LNG流量的液气比计算公式,实现了再冷凝器的自动平衡控制。并通过对比得出,自动控制方案更加精确、稳定,可有效避免手动操作带来的风险。     

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。     

福建LNG接收站BOG再冷凝工艺优化研究

为解决福建液化天然气(Liquified Natural Gas,LNG)接收站蒸发气(Boiling Off Gas,BOG)处理再冷凝系统能耗较高,外输量低时BOG无法全部冷凝等问题,分析再冷凝工艺中的关键操作参数,以降低系统能耗,减小接收站最小外输量,充分利用LNG冷能为出发点,提出利用部分高压泵出口低温LNG对进入再冷凝器前BOG降温的预冷式BOG再冷凝工艺。对BOG再冷凝工艺和预冷式BOG再冷凝工艺进行基于最小外输量的比较,结果:预冷式BOG再冷凝工艺在减小再冷凝系统能耗和降低接收站允许最小外输量方面有显著效果。     

浮式液化天然气技术综述

随着能源需求的不断攀升,小型边际气田、伴生气田及深海气田开发日益受到重视。浮式液化天然气(FLNG)生产装置具有投资低、建设周期短、可重复使用等优点,可灵活应用于环境条件恶劣的深海边际气田和小气田的天然气开采,是未来接收站发展的趋势和方向。结合国内外在这一技术上的研究现状论述了FLNG的两大装置:海上液化天然气生产储卸装置(FPSO)和浮式储存再气化装置(FSRU),详细分析了该装置的液化系统、卸货系统和再气化外输系统,提出了适用于FLNG的液化技术、卸载技术及再气化技术。     

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     

LNG 接收站再冷凝器非设计工况运行动态模拟分析

再冷凝器的控制操作繁多且相互关联,容易造成操作不当,同时由于设备性能下降等原因,再冷凝器运行经常进入非设计工况,影响接收站正常生产。利用动态模拟方法可有效还原事故经过,探寻预防措施。在已有LNG接收站再冷凝系统动态仿真模型的基础上,完善了再冷凝器的冷凝量计算模块,更加全面地模拟再冷凝器在各种工况下的运行情况,仿真结果得到了现场数据的验证。进一步动态模拟探究了再冷凝器长时间高液位运行时,采用高压补气降低液位措施的风险,以及提出在截断高压NG管线恢复正常运行过程中,需结合实际情况考虑重设气液配比系数的操作改进建议。     

LNG接收站蒸发气回收技术

LNG接收站BOG回收处理工艺主要分两种形式,一种通过再冷凝器冷凝成LNG后加压、气化并外输;另一种是直接压缩进行外输.从再冷凝器相关工艺流程可以看出,再冷凝器实质上是一个物料发生相变的反应容器,因此如何更好得使再冷凝器运行稳定,最重要的是控制好进入再冷凝器气液比,以及出口与入口的物料平衡.通过讨论LNG接收站的两种BOG回收处理工艺,指出不同的接收站适用不同的BOG回收处理工艺,随着产业集群化发展,直接加压至用户的工艺更适用未来冷能利用及配套电厂的发展.     

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。     

LNG接收站BOG再冷凝器系统不稳定问题探究

大鹏LNG（液化天然气）接收站是我国第-个LNG项目,BOG（蒸发气）再冷凝器运行中存在不稳定现象.分析了试运时的各种状况,根据目前实际情况,得出BOG系统设计时瞬态性能考虑不足造成运行不稳的结论.针对此情况,在实践中摸索出-些弥补措施,通过手动操作阀门人工进行提前调整,可以改善其动态性能.针对大鹏LNG目前不能停产,原有系统难以改造的现状,提出了新的改进再冷凝器的解决思路和建议,增设-台结构紧凑、LNG与BOG不直接混合的板壳式换热器,以减少外界生产条件的瞬态变化对再冷凝器的液位、压力调节影响.     

LNG接收站再冷凝系统稳定性动态模拟研究

在中山大学-BP液化天然气系统仿真平台上,基于气液两相容积节点原理,针对某LNG接收站再冷凝系统建立了动态仿真模型。通过深入分析,发现在需启(停)外输泵组以满足外输负荷变动时,按原有运行控制方式,经常出现系统运行不稳定的情况。利用动态模拟方法,在不改变控制系统及参数配置的前提下,通过优化各设备之间的操作间隔及次序,改善了再冷凝系统的运行稳定性。     

LNG接收站入口BOG温度对再冷凝器控制的影响

青岛LNG接收站再冷凝器入口LNG流量调节阀灵敏度不高,且不适合频繁动作,导致再冷凝器液位波动较大,难以实现自动控制。通过对现有操作工艺和控制方案的深入分析,提出增加入口BOG温度调节作为辅助控制手段的新思路。为此,进行了入口BOG温度梯度变化下再冷凝器系统的响应实验,定量衡量了入口BOG温度对再冷凝器液位的控制能力。理论和实验数据说明,通过调节入口BOG温度可以改善再冷凝器液位控制的稳定性和精度,减少入口LNG流量调节阀的动作次数。文中提出的方案可以在手动控制下保护入口LNG流量调节阀,减轻操作员的工作强度,同时也有助于再冷凝器液位的自动控制回路设计。     

LNG接收站BOG再冷凝系统操作参数优化

目前国内大多数LNG接收站的BOG蒸发气采用BOG再冷凝工艺。针对BOG再冷凝系统的操作参数对其物料比和能耗产生影响的问题,运用HYSYS对江苏LNG接收站内设计工况下的运行参数进行工艺模拟。在此基础上,单一改变压缩机和低压泵出口压力,用模拟的实际结果绘制变化趋势图,分析相关操作参数对再冷凝系统工艺和各增压设备功耗的影响以及参数变化趋势的主要原因。在满足工艺要求和最小外输量的前提下,通过合理降低BOG再冷凝器的操作压力,定量地确定了基于江苏LNG接收站再冷凝器操作压力的理论最小值为590 k Pa.a,使站内增压设备功耗最大节省了4.68%,效益可观。同时,明确了大量论文中关于再冷凝器操作压力为0.6~0.9 MPa.a的模糊论述,为其他LNG接收站再冷凝器操作压力的合理选定提供参考依据。     

FSRU中印刷电路板式换热器换热性能的试验研究

海上LNG浮式储存与再气化装置(FSRU)兼具成本和灵活性上的优势,是全球通用型LNG进口一站式解决方案,而基于印刷电路板式换热器(PCHE)的FSRU气化技术研究则是突破该装置模块核心技术的焦点。为了给后续开展的基于天然气侧/丙烷侧、超临界低温介质侧/乙二醇侧再气化流程PCHE相关试验研究提供理论与试验基础,系统介绍了国外两种适用于FSRU中液化天然气再气化的流程及典型参数,选择了以丙烷为中间流体的再气化流程,建立了超临界压力低温介质——丙烷试验台,研究了氮侧和丙烷侧在PCHE中的,首次获得了两者在PCHE中的试验数据,基于面积权重提出了多相态换热器表观总传热系数的评价指标,并将以丙烷为中间流体的PCHE的表观传热系数和试验传热系数进行了对比。研究结果表明:(1)开展PCHE的热力性能研究是实现FSRU关键换热设备国产化的基本途径;(2) PCHE中超临界低温流体流量对总传热系数的影响规律为随着超临界低温流体流量的增加,总传热系数值不断升高;(3)以丙烷为中间流体的PCHE的表观传热系数和试验传热系数的偏差在6%以内,由此验证了PCHE设计方法的正确性。     

基于大数据的LNG接收站再冷凝器喷淋量计算方法研究

再冷凝器平稳安全喷淋是LNG接收站日常主要任务之一,但目前国内接收站再冷凝器喷淋回路自控效果不理想,操作人员只能采用手动模式调节LNG喷淋量。本文基于再冷凝器喷淋控制回路的设计原理,对比现场实际手动喷淋量、工程设计喷淋回路计算量、工艺模拟喷淋量及DCS显示喷淋量,找出喷淋回路无法投自动的主要原因;通过采集现场15个月的实际大数据建立相关性分析矩阵,确定与喷淋量较为相关的测点集,分别建立了一元和四元线性回归模型并进行精度验证,模型精度分别达到0.682和0.761,这一结果为提高再冷凝器操作精度,减少人员操作频次带来了可能性。本文研究结果为大数据技术在液化天然气行业的应用提供了指导。     

利用分输站的压差液化天然气研究

基于天然气长输管线分输站蕴含着巨大的可利用的压力能,提出利用分输站压差液化天然气的工艺。液化工艺中,管输天然气净化采用MDEA(35%)+DEA(5%)的混合胺液脱碳脱硫,4A分子筛脱水;液化采用透平膨胀机制冷。同时,研究了分输站压差、分输量对天然气液化率的影响。该工艺适用于长输管线压降大、分输规模较大的分输站。     

LNG接收站BOG再冷凝器系统不稳定问题探讨

大鹏LNG(液化天然气)接收站是我国第一个LNG项目,BOG(蒸发气)再冷凝器运行中存在不稳定现象。分析了试运时的各种状况,根据目前实际情况,得出BOG系统设计时瞬态性能考虑不足造成运行不稳的结论。针对此情况,在实践中摸索出一些弥补措施,通过手动操作阀门人工进行提前调整,可以改善其动态性能。针对大鹏LNG目前不能停产,原有系统难以改造的现状,提出了新的改进再冷凝器的解决思路和建议,增设一台结构紧凑、LNG与BOG不直接混合的板壳式换热器,以减少外界生产条件的瞬态变化对再冷凝器的液位、压力调节影响。