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Һ����Ȼ��(LNG)�۳�����ѹ����ʽ����������Ƽ��� 总被引:1,自引:1,他引:0
由于地理、用户使用条件和峰段要求的限制,LNG槽车在输送天然气方面有着巨大的市场需求,是管道输配的重要补充手段。LNG槽车往往需要在没有机械动力的情况下,依靠配套的增压汽化器提供压力源,采用顶部气相空间加压方式卸载液体。槽车常配用的汽化器有空温式汽化器和水浴式汽化器两种形式,空温式汽化器使用空气作为热源,节约能源,操作费用低廉。对于长江三角洲地区,常年气候温和湿润,最低气温在零度以下的天数屈指可数,使用空湿式气化器完全满足生产要求。文章介绍LNG槽车自增压空温式汽化器的设计计算,其中包括天然气气相和液相物性的计算方法,以及空温式汽化器的热力计算。然后给出空温式汽化器的换热面积和结构尺寸等设计参数。 相似文献
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空温式气化器在运行过程中的传热恶化问题有可能会带来灾难性的后果,是液化天然气再气化过程中必须要重视和解决的难题。为此,在全面回顾和总结空温式气化器传热问题研究成果及现状的基础上,重点阐述了管内流动沸腾传热特点及其传热系数关联式的发展,分析了管外结霜过程及其对空温式气化器换热性能的影响,对当前气化器研究所面临的问题进行了梳理和总结,并对进一步解决传热恶化问题的研究方向进行了展望。研究结果表明:①以甲烷为主的多组分烷烃混合有机物的管内流动沸腾是未来的研究难点;②对于LNG竖直管内的流动沸腾试验还需要开展更加深入的研究,除了热流密度、干度、质量流量以外,还应包括入口压力、管径、管长以及内壁面粗糙度的影响;③管外结霜是造成气化器传热恶化的主要原因;④完善低温表面抑霜技术是改善气化器传热恶化的重点,对于空温式气化器设计、制造以及运行均具有普遍的理论指导意义;⑤疏水材料的抑霜除霜剂比亲水材料的抑霜除霜剂更加适用于空温式气化器。结论认为,该研究成果有助于破解空温式气化器传热恶化难题。 相似文献
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LNG空温式气化器换热机理及结霜工况下的换热计算 总被引:2,自引:0,他引:2
ILNG空温式气化器在运行时时常伴有结霜现象,霜层恶化了传热,影响了气化器的性能。探寻霜层在翅片管表面随时间变化的规律及对气化器换热产生的影响,对LNG空温式气化器的设计和安全稳定运行具有重要意义。为此,建立了霜层内部能量和质量守恒方程,并引入霜层物性参数经验公式,得到了封闭的方程组,进而计算出了冷表面结霜后的霜层热阻随时间的变化规律。然后再考虑霜层热阻的影响,计算LNG空温式气化器内外传热传质的相互耦合规律随时间变化的动态过程,模拟结霜工况下LNG空温式气化器的运行情况,获得了不同时刻翅片管内外物性参数沿管长的分布规律。结果表明:①霜层在翅片管表面的覆盖面积可以达到80%,霜层对LNG空温式气化器换热的影响不可忽略;②除了局部由于霜层的肋片作用使换热增强,绝大多数情况下霜层会使翅片管的换热效率大幅降低,最大可降低85%,结霜后的总传热系数为80~220 W/(m~2·K);③结霜后,如果环境适宜,气化器会在很短的时间内达到另一个稳态稳定运行。 相似文献
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《天然气与石油》2020,(4)
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。 相似文献
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LNG供气站的安全、规范操作是稳定、可靠供气的前提和保障。供气站正式投运前须用液氮对工艺系统进行干燥、预冷、置换。控制预冷速度、进液速度、储罐压力、预冷时间,可防止产生较大的冷收缩和温差应力而损坏设备与工艺管道。利用自力式增压调节阀为储罐自动增压可保证LNG储罐的平稳操作和安全供气。储罐正常工作压力由增压阀的开启压力与关闭压力所控制,储罐的允许最高工作压力由自力式减压阀的开启压力所控制,为保证增压阀和减压阀工作时互不干扰,增压阀的关闭压力与减压阀的开启压力区间应大于等于0.05 MPa。储罐上安装自力式减压阀、压力报警手动放空、安全阀起跳三级安全保护装置是防止储罐超压运行的有效措施。测满口和差压式液位计对保证储罐的安全充装至关重要。液位计接头须采用同种材料以防止冷收缩量不同导致螺纹连接副松动引起LNG泄漏。密度不同会导致静置的LNG产生翻滚引发超压事故,定期倒罐可防止LNG翻滚事故。 相似文献
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16×104 m3LNG储罐是国际上LNG接收站存储系统的常用储罐,其制作一般采用气顶升工艺。该工艺施工速度快,成本相对较低,但影响因素多、施工难度高、安全风险大,国内项目以前均是由国外工程公司总承包,气顶升方案也均由外方制订,没有给出详细的计算分析过程与步骤,目前,国内施工单位对该工艺的施工一般也是参照国外通俗做法,鲜有详细的计算分析。为此,对大连LNG项目16×104 m3LNG储罐罐顶气顶升工艺方案的供气装置和密封装置进行了计算分析,确定了16×104 m3LNG储罐的施工方案,并以计算分析结果为依据指导实际施工,收效良好,对类似大型LNG储罐罐顶气顶升工艺的设计具有一定参考价值。 相似文献
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浙江LNG接收站项目气化器选型及系统优化 总被引:2,自引:2,他引:0
气化器作为接收站的重要设备决定并影响着整个LNG接收站及输气管道的正常运行。针对浙江地区环境条件和浙江LNG接收站项目自身操作参数,从热源、材料、类型、经济性等方面分别进行讨论,选出以海水为热源的中间介质气化器(IFV)及空气为热源的空温式换热器(Smart V)作为基荷气化器,并辅以开机速度块,投入少的浸没燃烧式气化器(SCV)作为备用气化器。然后根据一次性投入和25年运行成本的计算及比较,得出4台IFV+2台SCV比4台Smart V+2台SCV的气化系统节约固定投资及运行成本约50%,且前者在技术性及可操作性上也具备一定的优势。 相似文献
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LNG接收站最大/最小外输量的确定方法——以浙江LNG接收站为例 总被引:1,自引:0,他引:1
〗LNG接收站的最大/最小外输量是其最重要的生产运行参数,最大外输量的确定应保证白天满足天然气管网最高峰时的用气需求,而最小外输量的确定则仅保证满足LNG接收站最低运行条件即可。为此,分析了罐内低压泵、再冷凝器、高压泵及气化器这4类设备的运行能力对确定LNG接收站最大/最小外输量的影响,明确了LNG接收站最小外输量的确定分允许火炬燃烧及不允许火炬燃烧2种计算工况:①在允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为高压泵的最小流量;②在不允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为冷凝BOG需要的LNG量。据此,得出浙江LNG接收站最大外输量为950 000 m3/h;在允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为75 331 m3/h;在不允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为302 601 m3/h。 相似文献
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LNG接收站的大型储罐在投用前需要逐步冷却至-162℃,冷却前储罐内充满氮气,冷却过程中将产生大量高含氮气的蒸发气体(BOG),LNG接收站工艺系统无法对其回收利用,只能直接排放至火炬;同时LNG储罐冷却中后期产生BOG的流量极大,超出了接收站BOG的回收处理能力,大量BOG被排放至火炬,造成大量浪费。为此,珠海LNG接收站通过调研国内已投用LNG储罐的冷却方式,并对其预冷过程进行研究,创新性地提出了储罐冷却前下排式氮气置换法和"BOG+LNG"储罐冷却工艺,降低了LNG储罐冷却过程中BOG的氮气含量,提高了LNG接收站冷能利用效率,同时也降低了BOG的产生量,使之能更好地匹配于LNG接收站BOG的回收处理能力。现场实验结果表明:(1)下排式氮气置换法能够在LNG储罐冷却前将罐内氮气置换至合格要求;(2)"BOG+LNG"储罐冷却工艺能够有效降低LNG储罐冷却过程中BOG的产生量,使之不超过LNG接收站的回收处理能力,实现了LNG储罐冷却过程中BOG的零排放。该方法可作为LNG储罐投产试车的借鉴和参考。 相似文献
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中型单容LNG储罐在珠海天然气液化装置的应用 总被引:1,自引:1,他引:0
单容LNG储罐在中小型天然气液化装置中应用广泛,且造价低廉,但其安全性较低。静态日蒸发率的高低及压力控制系统是否能够控制储罐压力在正常范围内是衡量单容罐性能优良与否的重要表征。珠海天然气液化装置拥有两座相同的中型单容LNG储罐,从该装置的实际运行情况出发,测算了储罐的静态日蒸发率随充满率的变化情况,并分析说明造成储罐压力快速变化的原因以及压力控制系统的控制效果。 相似文献
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为解决越来越大的城市燃气峰谷差,通过对各类调峰方式进行对比分析,提出了可采用建设LNG调峰储备站对城市燃气进行季节调峰和应急储备的对策。投资测算表明,大型城市燃气公司可建设LNG调峰储备站,中小城市燃气公司可建设LNG卫星站来储备LNG用于调峰和事故应急。因购买LNG与天然气形成的价差,近期可利用CNG价调基金,中远期可以调峰气价的方式解决。并以川渝地区为例分析了建设LNG调峰储备站对区域经济的影响,结果表明:建设LNG调峰储备站是可行的,冬春季时用LNG进行调峰可使原来要减停用气的行业正常运行,不仅保障了实体经济平稳运行,也完善了LNG产业链,使《城镇燃气管理条例》的相关规定落到实处。最后,建议政府在建设LNG调峰储备站方面要发挥主导作用:①合理规划、布局LNG产业链;②强制要求较大的城市燃气公司建立LNG调峰储备站;③制定建设LNG调峰储备站的优惠和鼓励政策;④制定各级城市燃气公司的标准储备量;⑤研究择机推行调峰气价和居民阶梯气价。 相似文献
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大型储罐内LNG翻滚机理和预防措施 总被引:4,自引:2,他引:2
对于连续生产运营的LNG接收站,LNG储罐一般不会完全倒空储存LNG。由于不同产地、不同批次的LNG密度不同,在充装密度、温度都不同的新LNG一段时间后,LNG在储罐内将产生分层,时间较长时容易产生翻滚,从而对LNG储罐的安全造成极大的威胁,也会增加处理翻滚产生的蒸发气的费用。分析了储罐内LNG液体翻滚的机理及其危害,研究了消除LNG分层、预防翻滚的对策。结论指出:利用储罐设计时提供的顶部卸料管和底部卸料管,在储罐投入运营后,当接卸的LNG密度与储罐内的LNG密度不同时,采用合理的卸料方式,不同密度的LNG将自动混合,不会产生明显的分层,进而极大地降低了翻滚发生的概率。 相似文献
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液化天然气(LNG)储罐投产前要进行干燥,干燥不合格可能造成储罐冷量外漏,甚至管道、阀门堵塞。介绍了LNG储罐干燥的2种置换介质和2种吹扫方式及其单独、配合使用的优点和特点。针对合肥燃气10 000 m3双壁LNG储罐实施的分区吹扫干燥,即干空气+氮气为置换介质、持续式吹扫+升压式吹扫相结合的吹扫操作,分析了储罐底部干燥不达标、露点下降不明显的原因,提出并实施了加热氮气和提高氮气流量2条整改措施。监测数据分析表明,整改取得了较为满意的效果,对其他LNG储罐工程的吹扫、预冷有一定的借鉴意义。 相似文献
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LNG大型储罐加强圈设计 总被引:2,自引:2,他引:0
LNG大型储罐是液化天然气储运过程中的重要设备,加强圈是大型储罐的重要组成部分,它们能提高和保证大型储罐的安全性与抗失稳能力。而与LNG大型储罐加强圈相关的设计在国内的工程实例较少。本文借鉴常用的国际标准,讨论LNG大型储罐不同部位加强圈的设计方法,为以后在大型储罐加强圈设计方面提供参考依据。运用所讨论的设计方法并结合国内某LNG接收终端项目的基础数据,对LNG储罐加强圈进行设计计算,得出的结果与参考项目吻合较好。 相似文献