中国石化最大流量LNG罐内泵实现国产化

正近日,天然气分公司青岛LNG接收站国产LNG罐内低压泵成功投运。该泵由青岛LNG接收站自主确定参数、国内厂家自主设计制造,运转效率、机械振动等性能指标均超过进口产品,单泵外输流量提升50%以上,能耗指标与进口产品相当,是中国石化目前已投用最大的罐内泵。     

LNG接收站BOG再冷凝工艺模拟及分析

以国内某LNG接收站气源及设备操作参数为依托,利用Aspen Hysys软件建立对LNG接收站BOG处理工艺流程模型。通过控制再冷凝器气相出口流率,改变LNG流量得到BOG完全再冷凝所需最小LNG量。同时,利用单因素分析法,模拟分析BOG流量、LNG低压泵出口压力、BOG压缩机出口压力及气源气质对BOG再冷凝工艺的影响,可以看出,再冷凝工艺系统所需LNG量与BOG流量呈正线性变化关系;在一定压力范围内,再冷凝工艺系统所需LNG量随BOG压缩机出口压力增加而减小;超出一定压力后,再冷凝工艺系统所需LNG量随BOG压缩机出口压力增加而增加;再冷凝工艺系统所需LNG量随LNG低压泵出口压力增加而增加;甲烷含量越高的LNG,其BOG中甲烷含量越少,冷凝单位质量BOG所用的LNG用量越少。     

LNG接收站外输泵匹配问题分析及解决

本文对LNG接收站及轻烃回收装置工艺流程进行了介绍。针对LNG接收站高压外输泵(P1泵)与轻烃回收装置LNG产品外输泵(P2泵)不匹配问题,通过实际测试证明不匹配为P2泵出口压力低于P1泵出口压力所致,并通过模拟数据分析指出流量的变化及原料的变化是导致P2泵相对于P1泵出口压力低的主要原因。根据接收站实际情况,通过模拟数据,建议采用P2泵增加三级叶轮的方案,以解决LNG泵不匹配问题。     

液化天然气关键装备国产化科研模式探索与实践

液化天然气(LNG)接收站相关核心技术与关键设备长期以来被国外技术垄断,项目建设投资和设备采购价格难以掌控。中国海油形成了3种LNG装备的国产化科研模式,有效推进了国内LNG装备制造业发展。以LNG气化器、LNG潜液泵和LNG储罐罐顶防爆型起重机为例,重点介绍中国海油LNG关键装备的国产化科研模式,总结国产化研究过程中的经验和注意事项,为后续LNG和其他行业的装备国产化提供参考。     

LNG接收站工程E＋P＋C模式下的设计管理研究

本文介绍了LNG接收站E＋P＋C建设模式下的设计管理。详细介绍了设计阶段划分、设计分工、设计进度、设计成本以及厂商资料等方面的管理。并结合珠海LNG接收站的一期的工程实践,分析设计管理中应注意的因素。对LNG接收站设计国产化下的管理具有积极的指导作用。     

轴流式止回阀在LNG接收站中的应用

简述了轴流式止回阀的结构、性能特点,根据LNG接收站的功能定位和各管路系统特点提出了轴流式止回阀的选择原则,以某工程案例为依据提出了LNG接收站应用于轴流式止回阀的位置组合,简述了应用于LNG接收站的轴流式止回阀的性能要求和国内外生产现状,提出了国产化的必要性。     

LNG集液池排液系统研究

LNG集液池用于收集事故工况下泄漏的LNG,是保证LNG接收站安全的重要组成部分,LNG和水接触会发生爆沸,因而需要设置排液系统将集液池内的雨水及时排除.本文以某LNG接收站项目为例,对LNG集液池排液系统进行研究,对排液泵参数、管道参数、排液泵类型、控制系统进行设计.     

国内LNG冷能综合利用的制约因素和对策探讨

概述了国内大型LNG接收站的冷能综合利用现状，分析了其发展应用的制约因素，并提出了相应对策，为LNG冷能综合利用提供新的发展思路。造成我国LNG冷能利用形式比较单一，冷火用利用率偏低的原因，主要受制于接收站匹配性、LNG介质安全性、周边及环境因素、国内冷能技术等因素。与之相对应的对策为：做大储气规模，优化运营规则，保障LNG冷能平稳输出；统筹区域建设，协同多元服务，构建LNG冷能产业链；引进成熟工艺，强化技术革新，推动LNG冷能技术国产化；坚持因地制宜，实现梯级利用，针对不同接收站制定个性化冷能利用方案。     

LNG接收站低温潜液泵应用

液化天然气(LNG)作为清洁能源,在世界应用越来越广泛。基于低温潜液泵作为LNG接收站的关键设备之一,对于整个工程建设的工期、费用和质量,以及后期的运营起到决定性作用。主要围绕低温潜液泵的结构特点、检验试验及国产化情况进行简述。     

大型LNG储罐液位控制设定优化

在中国现有的大型LNG接收站中所有的大型LNG储罐几乎全部采用16万方地上全容储罐,但由于各个项目对储罐液位控制的设定要求不尽相同,这造成储罐实际容积存在一定差异,通过分析各项目招标时对LNG储罐液位控制的要求,结合罐内泵厂家资料以及接收站生产运行状态,对LNG储罐液位控制的设定要求提出新的优化建议。     

泵并联运行流量增量的影响因素与并联运行设计的初探

通过对福建LNG接收站现有管路特性曲线和3台海水泵并联运行流量-扬程曲线的形状进行分析,分析了影响泵并联运行时流量增量的因素,以及泵并联运行时可能出现的过载问题,在此基础上提出了福建LNG接收站工艺海水泵并联运行设计时应该注意的问题,为并联运行工艺海水泵的设计和选型提供参考。     

浅谈LNG接收站储罐压力控制方式

介绍LNG接收站BOG产生原因并运用不同方法计算出各种原因下的BOG产量,以此为基础探讨LNG接收站储罐压力控制的各种方式。通过对比BOG压缩外输、BOG再冷凝外输和BOG通过火炬、安全阀放空几种控制方式的能耗,结合现阶段接收站运行的实际工况,分析出使用BOG再冷凝低压外输工艺为目前工况下的最佳控制方式。     

中石化天津液化天然气项目投产

<正>随着中石化天津液化天然气接收站第一辆槽车缓缓开出,国家重点天然气保供工程——中石化天津LNG项目日前正式投产,这也标志着国内国产化程度最高的液化天然气接收站投产成功。据介绍,中石化天津液化天然气接收站将通过配套管网向京津冀鲁地区供应天然气,与中国石化山东天然气管网、山东     

LNG接收站增压-冷凝系统优化分析

增压-冷凝系统是LNG接收站的控制核心。介绍了增压-冷凝系统工艺流程,结合某LNG接收站运行过程中高压输送泵入口过滤器阻塞的情况分析了高压输送泵入口压力与过滤器压差间的变化规律以及在此情况下泵井放空管线配管对再冷凝器平稳运行的影响,对存在的问题提出了优化方案,从而保证增压-冷凝系统稳定运行。     

BOG-LNG系统联合运行技术研究

综合分析了LNG接收站处理BOG(Boil-off gas)的工艺、运行参数、关键设备、运行模式,对每种工艺及运行方案汇总归纳,使得LNG接收站多变的运行工况充分应用不同的工艺和运行方案,为LNG接收站平稳安全运行提供可靠保障。也使LNG接收站项目的BOG处理工艺有选择,并提供一定的借鉴指导。     

基于贝叶斯算法对开车阶段LNG接收站风险的量化研究

LNG作为最有潜力的清洁能源,在我国的市场需求日益旺盛。LNG接收站项目开车阶段风险较高,因此对LNG接收站项目开车阶段存在的风险源进行系统化梳理分析与管理十分必要。本文在梳理已有风险管理理论以及项目实际经验的基础上,结合LNG接收站项目开车阶段的特点,对已识别的LNG接收站项目开车阶段风险源运用基于故障树的贝叶斯网络法对风险源进行分析与评价,并提出了风险应对与监控措施。本文提出的LNG接收站项目开车阶段风险管理方法可为其他类似工程项目的风险管理提供借鉴。     

降低LNG接收站BOG蒸发量

LNG接收站蒸发器(BOG)的主要来源有:卸船时LNG进入储罐导致罐内LNG体积变化,以及环境温度、大气压变化、罐内泵电机运转、保冷循环、槽车装车时返回气等外界环境的影响,以此分析BOG产生的主要因素,在此基础上,以国内某大型LNG接收站为例,从BOG产生的机理出发,对应分析降低接收站BOG产生的措施,在外输量较小的前提下,从BOG压缩机的能耗角度科学合理地节约投资和降低生产成本。     

封闭式地面火炬在LNG接收站的应用

通过对高架火炬与地面火炬特点的分析,针对LNG接收站火炬系统设计中应考虑的主要因素,结合封闭式地面火炬放空系统在LNG接收站的应用实例,对封闭式地面火炬放空系统在放空气条件、多级燃烧及分级控制、关键设备配置、热辐射、光污染、噪音等方面进行简要分析,探讨封闭式地面火炬在LNG接收站的应用,对实际工程和项目中具有一定的指导和借鉴意义。     

具有装船返输功能的LNG接收站的BOG量计算

近年来,为推动我国LNG储存调峰能力建设和中国海油东南沿海天然气储备系统建设,确保国家天然气供应安全,中国海油旗下新建LNG接收站均在不同程度下考虑了LNG仓储转运功能的规划,海南LNG接收站项目在考虑仓储转运中心的装船返输功能后,在设计阶段对接收站BOG产生量的进行了重新计算。通过对比原设计与考虑返输后设计的BOG产生量计算,分析了装船返输对LNG接收站BOG生产量的影响因素。结论认为,影响LNG接收站BOG产生量的因素有多种,在考虑返输装船的LNG接收站中对BOG量计算产生影响最大的两个因素为返输时的装船速率与LNG船舱的压力,因此在LNG接收站的装船返输操作中,如何控制这两个参数对控制BOG的产生,避免压力波动,使接收站稳定运行是至关重要的。     

LNG接收站高压变频节能方案的可行性研究

针对LNG接收站正常运行期间,由于外输量的变化,造成设备运行不匹配,带来单位产值能耗和生产成本增加的问题,研究主要泵设备采用高压变频技术的可行性,对国内接收站的节能减排提供指导。