LNG加气站BOG放散原因分析及降低措施

针对未连接城市燃气管网的LNG加气站,调研BOG放散量与储罐充装间隔期的关系,发现对于未做特殊保冷的普通LNG加气站,当储罐充装间隔期在4 d及以内时,基本不发生BOG放散。当储罐充装间隔期超过4 d时,BOG放散量随着充装间隔期的增加而增大。结合实际运行中的LNG储罐压力的变化,分析BOG放散量与LNG充装间隔期的关系。针对日销气量少、充装间隔期长的LNG加气站,提出对LNG加气站进行分卸以控制充装间隔期在4 d及以内,建立判断分卸是否经济的数学模型。     

液化天然气气化站设计的改进

目前国内液化天然气气化站的设计主要参照国外和国内LPG站的标准,还没有形成LNG气化站的设计规范。根据多个LNG气化站设计、建设和运行的经验,针对设计及运行中存在的问题,对LNG气化站的低温管道、出站管道、BOG储罐、储罐增压器、围堰、消防水系统及办公用房的设计进行改进,使工艺更趋合理,有利于安全运行和减少造价。     

LNG瓶组气化站区域供气方案

从设计、运行方面分析了LNG瓶组气化站区域供气的可行性。LNG瓶组气化站适宜作为区域临时供气的过渡气源,在城市燃气管网的大力发展下,不宜大规模建设。     

关于L-CNG、LNG加气站储罐BOG自动排放系统应用的研究

LNG储罐BOG自动排放系统应用非常普及,它选用自力式压力释放阀来实现储罐BOG自动排放。但在加气站的LNG储罐一般没有设计BOG自动排放系统,主要原因是采用这种自力式压力释放阀来实现BOG自动排放有一定的缺点,不便于准确、频繁地调整压力参数。本文研究利用PLC站控系统控制气动阀,对储罐BOG进行自动排放,以获得最佳的工艺参数,取得良好的效果,并在新建加气站中推广应用。     

LNG接收站火炬负荷的计算

LNG接收站运行会产生BOG,当遇到特殊情况时会额外产生大量BOG,从安全角度考虑需要设计火炬系统.以某LNG接收站为例,结合国外成熟的计算模型,探讨火炬负荷计算方法.在卸船期间(返回气无法正常返回LNG船而需要火炬处理BOG),台风过境引起大气压力急剧变化(引起储罐气相空间气体膨胀和液相空间过热液体气化产生BOG)、压缩机无法正常工作(停电或故障,储罐、管道及各设备产生BOG),在此工况下需要火炬处理的BOG量最大.     

信息与其他

深圳市大工业区天然气供应站工程内容:由液化天然气(LNG)槽车或集装箱罐车将液化天然气运至LNG供应站,在卸气台通过自带的增压器或站区增压器对槽车储罐增压,利用压差将LNG送至低温LNG储罐储存,储罐储存期间压力保持在0 .3MPa ,储存温度为- 14 5℃。使用时,打开储罐的自增压系统,通过储罐增压器增压至0 .5MPa ,然后通过储罐自身的压力进入空温式气化器气化,气化后的气态天然气通过调压、计量、加臭后送入管网供工业用户。目前该工程为工业用气。在2 0 0 7年续建时改成调峰站,储罐内的液态天然气通过增压器增压至0 .5MPa后再通过LNG…     

城市门站中BOG回收系统设计

LNG设施作为储气、调峰设施在城市门站中得到广泛应用。针对BOG回收问题,对门站中LNG气化站及LNG加气站的工艺流程进行改造,利用已有的水浴式BOG加热器,增设缓冲罐、BOG压缩机。提出BOG回收系统的总体方案、工艺流程、设备选型,分析改造工程的静态投资回收期。     

新密市天然气利用工程正在施工中

新密市天然气利用工程由新密中燃燃气发展有限公司投资建设，一期工程建设LNG-CNG气化站1座、中压管网15km。站内设LNG-CNG撬装气化装置1套，20m^3LNG储罐1台，其最大处理气量为1500m^3／h，同时设置相应的消防、控制、电气、计量阀组、加臭等配套设施，可满足1．2万户居民用气，并为二期工     

LNG加气站冷凝降压和补气卸车处理BOG

通过采用冷凝降压、补气卸车的工艺操作方法,可以达到合理处理和回收BOG的目标.以设有2台LNG储罐(储罐A和储罐B)的加气站为例,卸车前LNG槽车压力为0.07 MPa,储罐A和储罐B压力分别为0.65、0.7 MPa.先将储罐A内的BOG经槽车的下进液管通入槽车,BOG大部分冷凝,储罐A压力下降;再将储罐B内的BOG通入槽车气相空间以增大压力,从而将槽车内的LNG卸入储罐A.经过LNG加气站的实际运行试验,该方法效果良好.     

LNG和L-CNG加气站节能减排措施综述

梳理LNG加气站和L-CNG加气站的节能减排的措施,包括LNG冷能利用、蒸发气(BOG)回收和加气流程改进。针对L-CNG加气站具有冷量小、不连续、压力高等特点以及目前的4种冷能回收方式(单级循环冰蓄冷系统、两级循环冰蓄冷系统、带有机朗肯循环的冷能回收系统、冷能用于油气回收的系统),根据实际情况筛选出单级循环冰蓄冷系统更加适合L-CNG加气站冷能利用。针对LNG和L-CNG加气站BOG回收的5种方案(BOG回注城市燃气管网、BOG回收到CNG储气设备、BOG回收用于站内自用、液氮液化罐内BOG、罐外BOG再液化),根据实际情况筛选出液氮回收BOG和站内自用BOG方案较为经济可行。不调高饱和压力的LNG加气站加气流程更加节能高效,是发展的方向。     

LNG与CNG汽车加气合建站中BOG的回收

分析液化天然气(LNG)与压缩天然气(CNG)汽车加气合建站中,回收利用BOG的设计方案,计算其经济效益,分析其必要性。     

LNG气化站安全保护系统

论述了LNG气化站的工艺流程,LNG的危险性,以及紧急切断系统、低温储罐液位控制系统、空温式气化器出口气体温度连锁系统、水浴式加热器后气体温度控制系统等安全保护系统的实现方法。     

LNG应急气源站BOG回收系统计算分析

对LNG应急气源站蒸发气BOG量进行理论计算,通过与BOG实际量进行比较分析,对原设计BOG回收系统进行了改进,合理选择加热器和压缩机。     

增加电厂用户后次高压管网的调度方案

结合工程实际,为实现对新增电厂用户的供气,对LNG气化站供气和现有天然气次高压管网供气的方案进行分析,选取现有天然气次高压管网供气方案。分析比较了增加电厂用户后次高压管网的调度方案,确定采用通过流量遥调系统合理分配门站流量、利用管道储气进行小时调峰的调度方案。     

城镇中小型LNG气化站罐区消防设计

分析了LNG及LNG储罐的特点,根据国家现行的相关设计防火规范,提出了LNG气化站消防设计方案。     

LNG气化站控制系统

LNG气化站控制系统是气化站安全运行的必要保证,介绍了LNG气化站的工艺流程、运行控制系统、火气控制系统以及与紧急停车系统的有机结合,确保LNG气化站安全最大化。     

减少LNG加气站BOG放散量的措施

从设备(LNG储罐、低温泵池)、工艺流程、总平面布置、运行管理等方面分析减少BOG放散量的措施,提出了一种BOG再液化工艺流程。     

LNG气化站冷能利用方式的探讨

随着LNG用量的持续增长,气化产生的冷量也相继增多,回收利用这部分冷能具有可观的经济和社会效益。通过分析LNG冷能利用的概况及LNG气化站的特点,确定了比较适合气化站冷能利用的3种方式:低温集中式空调系统冷源、冷库冷源与小型冷热电三联产系统相结合。     

BOG压缩机入口阻力增高的原因分析及改进措施

文章通过对上海液化天然气接收站BOG压缩机入口阻力增高的原因进行分析,指出液化天然气蒸发气总管中蒸发气的组成发生改变(重组分增加),露点升高,容易凝析出液体,是导致压缩机入口过滤器差压增高的主要原因,并提出了相应的改进措施。