LNG接收站及配套高压管道调峰方式研究

随着城市天然气管网建设的不断发展,城市生活用气量不断增大,用气量随时间变化出现大幅的波动。从LNG接收站及配套管线的角度选择有效且经济合理的调峰方式是非常必要的。以珠海LNG项目工程为例,对利用LNG接收站及高压管道解决用户调峰问题的方式选择进行了分析。通过利用SPS软件对高压管道进行动态模拟,对LNG接收站几种调峰方式在技术上、经济上的合理性进行分析,提出最佳方案。     

LNG接收站海水泵及高压泵变频节能探究

国内LNG接收站通常采用一台海水泵额定流量运转为一台开架式气化器(ORV)提供海水的模式气化LNG,非冬季运行,由于海水温度较高、外输天然气流量较小,ORV所需海水流量小于海水泵额定流量。所以,此运行模式普遍存在能耗过剩。同时,由于外输天然气压力调节范围较大,而高压泵只能提供其额定出口压力。因此,当外输天然气压力较小时,高压泵出口压力过剩,导致能耗过剩。为了解决海水泵、高压泵能耗过剩问题,开展了对其变频节能的探究。首先,分析了海水泵、高压泵变频的必要性;然后,以海水泵为例,以其特性曲线为基础,计算了海水泵工频出口压力及电机功率,再运用二分法及泵相似理论计算了海水泵变频电机功率;之后对海水泵及高压泵工频计算进行了误差分析,最大相对误差为3.5%;最后,通过能耗对比发现:海水泵采用变频,每年可节省电能39.41%;高压泵采用变频,每年可节省电能47.39%;采用海水泵、高压泵变频,接收站每年可节省经济成本约426万元。     

LNG接收站气化器管道设计浅析

液化天然气(LNG)气化器是LNG接收站的主要设备,其运行是否正常一定程度上决定了站场的外输能力.介绍了LNG气化器的类型,阐述了国内标准中关于气化器平面布置、管道设计应遵循的原则.LNG低温管道选用304/304L双牌号奥氏体不锈钢,保冷材料选用聚氨酯泡沫、泡沫玻璃及丁腈橡胶和二烯烃泡沫,其次着重介绍了ORV管道的布...     

LNG接收站大管径管道冷却方式探索

LNG接收站管道冷却是接收站调试的一个重组成部分,大管径管道由于冷却过程中可能会发生巨大应力变化,对设施造成严重损坏。为此,对大管径管道冷却的吹扫、置换、BOG预冷、LNG冷却填充等主步骤、合格标准及其注意事项进行了分析,认为12 in以上大管径管道必须采用先BOG预冷、再LNG冷却填充的方式进行冷却。     

LNG接收站工艺管道安装质量控制技术分析

液化天然气（LNG）接收站工艺管道连接着储罐、泵、压缩机、汽化器等设备，其安装质量不仅关系到整个系统的运输效率，对LNG项目的安全平稳运行也具有十分重要的作用。基于超低温（-162℃）存储、运输的LNG接收站工艺管道安装工程，详细阐述了工艺管道焊接、阀门安装过程中的质量控制要点，表明了管道保冷技术特点以及施工方式，对工艺管道安装施工时可能产生的质量风险进行分析并提出应对措施，为后续LNG接收站工艺管道的安装施工提供一定的参考和借鉴。     

LNG接收站卸料管道专用隧道设计探讨

作为常规地面管架或栈桥管廊方案的替代,LNG接收站卸料管道专用隧道是一种全新的技术解决方案,具有许多独特之处,为此,介绍了目前世界上仅有的两条卸料管道专用隧道--美国Dominion Cove Point LNG接收站和日本东京瓦斯Ohgishima LNG接收站卸料管道专用隧道的情况,并以广东省某地处于前期可行性研究阶段的LNG项目为例,分析了国内第一条LNG卸料管道专用隧道工程的内部系统相关设计和研究情况,提出了该类型隧道内系统设计应着重考虑的设计特点：横断面的基本形状;高等级安全性的保障;合适的操作和维护设施;连续监控系统的设置。该研究成果对更为广泛的低温管道专用隧道内部系统的设计和研究具有借鉴和参考意义。     

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。     

青岛LNG接收站BOG处理优化模拟研究

针对青岛LNG接收站BOG处理过程中LNG提供冷量不足引起管道振动、阀门异常现象进行优化模拟研究。基于青岛LNG接收站BOG处理单元实际运行工艺,以Aspen HYSYS流程模拟软件为研究手段对各问题现象点进行分析研究,建立符合实际流程的LNG接收站稳态模型,寻找关键工艺节点,以各设备安全运行的同时降低能耗为目标,对卸船与非卸船两种工况下的各节点进行可操作参数优化研究,得出不同BOG产生量下各节点对应的最小LNG冷凝需求量。同时对不同设备所需的LNG冷凝量变化进行对比分析,得出相应的敏感性大小。所得结果可为现场实际生产运行提供理论参考。     

LNG接收站间断外输储罐压力控制选择

为对LNG接收站生成的BOG进行外输处理以降低储罐压力确保其安全运行,介绍了LNG接收站BOG产生的原因并计算出各种情况下BOG的产生量,以此为基础探讨了LNG接收站间断外输期间进行BOG外输处理控制储罐压力的不同方式。通过对比BOG高低压外输、再冷凝高低压外输和BOG通过火炬及安全阀放空几种控制方式的能耗,结合现阶段接收站间断外输的实际工况,分析得出使用BOG再冷凝低压外输工艺为目前工况下的最佳控制处理方式。     

LNG接收站高压外输泵异响故障分析

某LNG接收站运行不到2 a,1台高压外输泵运行过程中出现异响、振动烈度增大,严重影响到生产安全。为解决该问题,建立了故障树,分析故障可能来自泵本体结构、泵体紧固件、汽蚀、部件磨损、工艺匹配性以及泵筒是否憋压这6个方面。通过逐一排查,认为异响是由泵零部件磨损造成的可能性最大。进一步对泵振动信号进行了频谱分析以验证所作的判断,发现故障发生时3倍频、2倍频、基频及以下能量明显增大,符合泵零部件磨损故障特征。解体发现泵口环、扩散器、泵轴等磨损严重,其根本原因是由于泵入口过滤器选型不当导致。     

青岛LNG接收站气化单元优化运行模拟研究

针对青岛LNG接收站气化单元进行运行优化的模拟研究,在满足气化器安全运行的前提下对设备可操作参数进行优化以达到降低能耗目标。青岛LNG接收站目前有ORV和SCV两种气化器,LNG在ORV中与海水换热气化,工艺简单,运行成本较低,但受海水温度限制;SCV利用燃料气燃烧提供的热量气化LNG,不受季节影响但运行成本较高。本文以Aspen HYSYS软件模拟为研究手段对青岛LNG接收站气化单元进行研究,建立符合实际流程的LNG接收站气化单元稳态模型,对非冬季工况和冬季工况下不同海水温度的ORV海水用量进行优化研究,得出不同工况下海水泵最佳开启台数;针对冬季海水温度极低工况,设计符合实际的冬季ORV、SCV联合运行方案,指导现场实际生产,降低气化单元气化运行成本。     

LNG接收站BOG再冷凝工艺的模拟及优化

BOG再冷凝处理工艺是LNG接收站的主要流程之一,利用ASPEN HYSYS流程模拟软件对BOG再冷凝工艺流程进行了模拟,并对影响再冷凝工艺的因素进行了分析,继而提出利用过冷的LNG对BOG气体进行预冷,通过减小物料比,最终达到降低BOG压缩机功耗的目的。利用HYSYS对优化后的流程进行模拟,发现优化后的再冷凝工艺BOG压缩机功耗降低了49.6 k W,节约功耗20.3%。     

LNG接收站经济性运行策略优化

节能降耗一直是企业发展的重要措施。针对液化天然气(LNG)接收站的外输负荷周期性变化特点及峰谷电价政策,建立了LNG接收站的经济运行优化模型,理论上获得经济运行策略优化准则。由于接收站的运行条件复杂多变,各设备的运行工况彼此相互耦合,很难对模型进行解析求解,因此,建立了一个可以准确反映LNG接收站动态特性的运行操作仿真平台,并结合所导出的优化准则,选择国内某运营的LNG接收站3种夏季典型外输日负荷工况进行了运行策略优化,接收站每月可以节省约4.38%的电费。实例研究结果表明了此优化准则的有效性、动态仿真平台在寻优过程中的可靠性与优越性。     

LNG接收站卸料管道保冷层厚度优化模拟

国内LNG接收站卸料管道保冷层多为组合式保冷,保冷层普遍存在着材料浪费的问题。为此,应用Ansys Workbench(AWE)工作平台分别建立了LNG接收站典型的外径为40 in、10 in(1 in=25.4 mm)卸料管道保冷层传热及优化模型。在满足使用要求及设计标准的前提下,对保冷层组合厚度进行优化模拟,并分析了保冷材料热导率受温度变化影响时,其对管道保冷性能的影响。结果表明:优化后,40 in管道每1 000 m可节省投资156万元,10 in管道每1 000 m可节省投资25.62万元;在设计时,如不考虑保冷层热导率随温度变化而采用平均热导率计算,保冷层厚度设计偏保守。对组合保冷材料交接点处温度及各类输入参数敏感性进行分析后得出结论:优化后管道各类指标性能均满足使用要求;内层保冷材料厚度对总投资及热流密度影响最大,大气温度对交接点处温度影响最大。该优化模拟结果及基于AWE工作平台流程化设计优化方法可为LNG管道保冷设计提供参考。     

LNG接收站管线球阀国产化关键技术研究

高压大口径管线球阀是LNG接收站气化外输的关键设备，长期以来一直依赖进口，成为制约LNG接收站建设的技术瓶颈之一。为解决以上问题，依托某接收站工程，根据相关标准，从设计、制造、试验方面进行了管线球阀的关键技术研究，并从厂家资质、生产能力、质量控制能力及技术保障方面进行球阀国产化探讨，最终完成国产化应用，为国内其他LNG接收站高压大口径管线球阀国产化提供借鉴。     

LNG接收站低温管道保冷安全及效果评价

LNG接收站保冷效果的好坏,直接关系到生产的安全平稳运行。为了对低温管道保冷现状进行评价,从2个方面进行了研究:1)采用表面温度与热流计法,对管道冷损失量进行测量计算;2)以大跨距直管为例,采用有限元分析方法,对其进行强度校核与极限载荷分析。通过现场测量与计算,发现135个检测点中,冷损失量超出允许范围的比率高达71.9%,而且所有管道表面温度均低于露点温度。此种状况意味着应采取措施降低冷量损失。此外,经过数值模拟计算,认为管道载荷在容许范围内,并经现场验证,未发现明显的管道变形情况。     

成品油管道中间分输站压力等级的优化

成品油管道的优化包含多方面内容,如线路管径、材质、壁厚,泵站数量、泵匹配等。本文仅从中间油品分输站压力等级选取论述其优化方法。方案优化过程中,比较了不同工况下采用几种压力等级配置时,设备设置和投资变化等,得出优化方法的结果:当进站压力较低时,可适当提高下载部分压力等级,投资变化不大的情况下既保证设备安全又简化了操作流程;当进站压力较高时,可通过设置分输下载部分减压及泄压措施来降低整个下载部分的设计压力等级,从而减少投资。中间站分输部分压力等级的选择也可归结为一个投资、安全性、操作灵活性的分析比选问题,当高压力等级设备与低压力等级设备的同类产品价格趋于接近,则偏向采用提高压力等级的本安型设计方案;当高压力等级设备与低压力等级设备的同类产品价格差异较大,则宜优先考虑通过减压、泄压降低整个系统压力等级的方案。     

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.     

唐山LNG接收站海水泵运行优化方案研究

海水泵是LNG接收站夏季运行的重要设备,海水泵耗电量直接影响接收站的运行成本,应在保证工况的情况下尽量降低其能耗。通过介绍变频原理及计算方法,并根据实测经验对海水变频泵与工频泵的运行工况运行,对前后两种参数进行分析,对比能耗高低。提出针对对此类工况的海水泵运行的相关工艺操作优化建议,最后对测试结果的影响因素进行探讨,可为以后该类海水泵优化测试提供参考。     

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。