LNG接收站调峰能力分析

LNG接收站不但是一个稳定的天然气气源,而且具有强大的系统调峰能力.文章以江苏LNG接收站为例,论述了LNG接收站的调峰优势和能力,确定了接收站的调峰原则,建立了调峰能力计算的数学模型,并分析了接收站的罐容、船型、船期等因素对调峰能力的影响.利用LNG接收站进行系统管网调峰,具有操作灵活、安全可靠、运行成本低等优势.     

采用动态物流模型计算LNG接收站的有效罐容

科学合理地确定LNG储罐罐容及数量配置是LNG接收站前期研究阶段最重要的任务之一,目前国外概念设计与前端工程设计一般用静态经验公式估算法来确定新建LNG接收站项目的LNG储罐罐容,再采用外部第三方或其内部开发的动态数学模型进行核算,基本未考虑用气市场的波动性和调峰需求,估算结果明显低于LNG接收站达到设计负荷工况下的实际需求。为此,引入成熟的物流概念和技术,把握LNG产业链的物流本质,针对LNG接收站储罐的库存物流和LNG运输船到港、卸货的排队物流特性,建立了用于计算LNG接收站储罐罐容及其数量配置的动态数学模型。通过广东某LNG接收站项目实例计算比较可知,该模型具有以下优点:既可确定经济合理的LNG运输船船容及配置、LNG接收站罐容及配置,又可计算出非均匀船期条件下的LNG储罐罐容及所需配置数量,还可动态地掌握LNG储罐库存曲线的变化情况,为现货采办等经营手段提供可靠的决策依据。     

基于LNG气源的沿海某省天然气调峰方案

根据沿海某省天然气管网供需情况,分析供需月、日和时的用气不均匀性。根据天然气用户的特点,建议省管网承担用户的月调峰需求和电厂用户的时调峰需求,其余用户的日和时调峰需求由下游城市自行承担。据此原则计算该省天然气的月、日和时调峰需求,分别提出各自的调峰方案。重点分析省管网的月调峰,分别对新建浮式LNG汽化和接收终端方案、调整船期方案、新增储罐方案、调整船期与新增储罐结合方案进行论证分析。分析结果表明：浮式LNG汽化和接受终端方案技术尚未成熟;新增储罐方案基础投资过大;调整船期方案随意性强,实际操作难度大;调整船期与新增储罐结合方案兼顾了单纯增加储罐和调整船期方案的优点,是较为合理可行的调峰方案。同时对应急状态下的储气调峰也进行了简要分析,验证了调整船期与新增储罐结合方案在气源事故等应急工况下的适应性。最后对该省关于实施LNG气源调峰提出了相关建议。     

气体钻井最小气体体积流量计算新方法

目前气体钻井时主要采用Angel模型计算注气量,但与实际注气量相比,Angel模型的计算结果往往偏小。为此,结合最小速度理论,首先计算得到携带岩屑所需的最小流速,然后采用最小动能方法求解气体钻井所需的最小气体体积流量。考虑气体流量、环空截面积等因素对气体钻井所需最小气体体积流量的影响,引入颗粒群系数与阻力系数对计算结果进行了修正,使求解得的气体钻井最小注气量更加准确。计算结果表明,修正模型的计算结果比Angel模型更符合现场实际情况,机械钻速、井眼直径对气体钻井最小气体体积流量的计算结果也有很大影响。      

全容式LNG储罐混凝土外罐的预应力方案计算

为确保全容式LNG储罐混凝土外罐的造价经济、受力合理,有必要对混凝土外罐施加预应力。从工程设计的角度出发,以全容式LNG储罐混凝土外罐的受力特性为基础,对混凝土外罐预应力方案的计算要点进行了较全面的分析和总结,提出了简单易行的计算解决方案,并以16万m3LNG储罐为例,给出了详细的计算过程,实践证明提出的计算方案是正确的。     

基于套变数据的盐岩地层非均匀地应力反演

非均匀地应力是直接造成套管承受非均匀载荷和间接造成套管挤毁损坏的主要原因之一,而套管变形数据与地应力变化密切相关。基于套管变形数据,利用最小二乘法建立非均匀地应力优化反演模型。将套管内壁观测点实际变形量与计算变形量差值的平方作为目标优化函数,非均匀地应力作为设计变量,采用零阶函数最小二乘逼进优化方法,对满足套管内径变形量条件下的非均匀地应力进行有限元数值优化反演分析。并基于全井段测井资料的岩石力学参数解释,对川东北某气田HY1井不同套损段的非均匀地应力进行反演计算。计算结果为该区块后续钻井设计、套管强度设计及修井作业等提供依据,该方法为盐岩地层非均匀地应力的获取提供了新途径。     

条件约束下的成品油配送优化问题

为力求以最小的物流费用实现效益最大化,介绍了在成品油销售、油罐车荷载和单品号罐容为最优匹配时的最优配送,重点研究了非理想状态下的配送优化问题,对罐容不足和配送不匹配的情况,给出了配送方案。     

15万m~3浮顶油罐设计技术探讨

介绍了国内外大型油罐的发展趋势,我国近10年来大型油罐建设情况。结合国内已建成投产的大型油罐现状、单罐罐容的确定方法和15万m3浮顶油罐的设计计算,对目前已建15万m3浮顶油罐的罐容及结合现行标准规范,进行综合分析,提出15万m3浮顶油罐合理的规格尺寸。进一步论述了15万m3浮顶油罐在选材、设计计算、罐壁与罐底连接处的大角焊缝的受力分析和焊缝结构的优化,以及制造中的主要技术问题。并建议对大型油罐的关键部位及部件进行安全评定。     

LNG接收站罐容计算方法及考虑的因素

LNG接收站总罐容的确定,既要保证接收站能够满足其在LNG产业链中功能的需要,同时也要保证整个接收站的经济性。项目可研阶段罐容的确定主要考虑3个因素,包括LNG船容,LNG的安全储备天数以及卸船时LNG外输而增加的储存量。在项目初步设计阶段,需要对可研阶段所计算的罐容进一步校核,校核后的罐容即作为项目实施的基础,直接决定着项目总投资与收益。在最终单罐罐容及罐数的选择上要进行一些校核工作,即在最大日外输量的情况下,接收站实际具有的安全储备天数应该一定程度地大于码头最大不可作业天数,以使接收站具有更好的操作性。     

成品油管道输入站罐容优化计算

成品油管道设计与原油管道有很大的区别,主要体现在管道的顺序输送和批次、罐容的优化、混油的处理等方面,其关键是顺序输送批次和罐容的优化。在一条成品油顺序输送管道中,需要在管道的起、终点以及沿线的分油点和进油点建造较大容量的储罐区来平衡生产、消费和输送之间的不平衡,油罐区的建造和经营费用就要增加。采用一般方法计算为管道输送一个批次需要的罐容量,此罐容量往往非常巨大,为减少罐容的投资,提出在成品油管道设计中采用输差计算罐容的优化方法,并以抚顺—郑州成品油管道锦州站为例进行了具体介绍。     

LNG海运航线配船优化模型

航线配船是LNG海运制订船舶生产计划的中心环节,是一项复杂的优化决策工作,主要用于解决航运企业多型船舶在多条航线上的合理配置问题。为此,针对LNG海运稳定性要求高、计划性强、类似班轮运输的特点,结合大宗工业物资运输和班轮运输航线配船现代优化技术,以LNG船队年营运成本最小为目标,以货运量、时间、发船频率、船舶数量等指标为约束,构建了一个适应LNG海运的航线配船混合整数规划优化模型。为了进一步说明该优化模型在LNG航线配船中的实用性,针对某LNG运输公司的运力配置问题,利用LINGO 14.0优化软件进行了仿真算例分析。结果证明:其运力合理地投入到了所有航线上,整个船队的年营运成本控制在最小。结论认为,该优化模型简单可行,提出的配船方案能够满足LNG运输组织的实际需要,可为LNG航运企业的航线配船决策提供理论依据。     

港口水域LNG罐箱运输定量风险评价

船载LNG罐箱在航道拥挤的港口水域内运输为一动态危险源,一旦发生事故涉及面广,危害严重。基于定量风险评价的基本原理及公路危险化学品罐车运输定量风险评价,结合港口水域船舶运输特点,提出了港口水域船载LNG罐箱运输定量风险评价的一般方法,并构建了个人风险和社会风险计算模型。以某两个港口水域LNG罐箱船舶运输为例：由个人风险等值线可知LNG罐箱在两港口水域内运输的个人风险等级均在10^-9~10^-7之间,相当于自然灾害的风险;由社会风险曲线可知,死亡人数大于或等于N的累积频率在10^-8~10^-5之间,即在可接受风险标准线和不可接受风险标准线之间的区域;通过两个港口个人风险和社会风险对比分析,不仅可为LNG罐箱水路运输路线优化选择提供定量依据,而且对于港口水域LNG罐箱运输风险分析、安全管理及应急预案的制定等都具有实际意义。     

LNG接收站储罐冷却过程中蒸发气体的零排放技术

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。     

LNG卫星站自增压时间影响因素研究

LNG卫星站主要采用自增压的液体增压方式,其自增压能力大小主要取决于增压时间。以LNG卫星站储罐作为研究对象,对比4种低温液体无损储存热力学模型,选择三区模型进行计算,采用一阶向前差分实现方程离散化,并基于遗传算法进行程序设计,进而计算得到了不同储罐起始压力、储罐充满率以及增压气体温度下的储罐增压时间变化。结果表明,随着储罐所需压力上升,3种因素对储罐增压时间的影响效果有着不同程度的提升,其中储罐充满率对增压时间影响较为明显,最高可缩短78.4%的增压时间。     

计算LNG接收站周转及储备能力的数学模型

科学确定LNG接收站的周转及储备能力、明确LNG储备天数,有助于合理进行LNG接收站战略规划、科学调配LNG船运资源及LNG接收站的储存资源。为此,分析了LNG接收站储备能力的影响因素,针对LNG接收站系统的离散混合特性,将离散事件建模方法中的库存系统模型作为理论依据,结合LNG接收站的供需特点,对经典的库存系统模型进行扩展及调整,建立了LNG接收站周转能力数学模型、库存水平数学模型和储备能力数学模型。上述模型可模拟不同LNG船型、资源地、储罐数量、外输量条件下LNG接收站的储备能力,为优选LNG供需调配方案及船期策略,合理选择船型、安排船期、确定LNG储罐数量提供了参考,对LNG接收站远期规划及功能定位的调整具有指导意义。     

全容式LNG储罐罐体温度场计算及分析

全容式LNG储罐是目前国内LNG接收站普遍采用的罐型,LNG储罐储存低温液体,内外温差大,罐体结构复杂,温度场分布对储罐的结构设计影响大。以国内某LNG接收站的全容式储罐为例,通过对储罐底部、罐壁和顶部结构及传热过程的分析,建立了罐体各部位温度场计算模型,利用ANSYS软件计算得到了LNG储罐罐顶、罐壁、罐底的温度场分布,并分析了计算结果。储罐结构设计时应考虑储罐绝热层与内罐体接触部位热应力影响;同时应优化储罐底部的结构,有效降低罐底漏热量。     

船输液化天然气计量应用实践

介绍了由船舶运输的液化天然气特点,以及在贸易计量时与一般商品的区别和能量计算的必要性。依据标准,分析和介绍了在船运液化天然气检测过程中有关舱容计算、液态密度计算、卸载能量质量计算、单位热值等一系列检测过程的方法和步骤,为检测人员对液化天然气的检测提供了实用性参考资料。     

大型储罐内LNG翻滚机理和预防措施

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。     

LNG槽车装车系统的技术特点

随着近年来国内LNG接收站和液化厂项目的大规模建设,LNG产量和销量不断增大。目前LNG从接收站和液化厂到达中小型用户的过程中,LNG槽车运输是唯一的方式。在缺少国家相关标准的情况下,为使工程设计人员能够熟悉LNG装车系统的特点,实现安全、快速装车,通过对装车系统工艺结构、设计数据、系统配置及操作方法的叙述,对目前国内LNG槽车装车系统现场使用情况进行分析和总结,提出LNG装车系统设计思路和系统配置结构,为LNG槽车装车系统设计和使用提供参考。