液化天然气接收站零气态外输的新型蒸发气回收方案

针对液化天然气（LNG）接收站投产初期尚未建立气态外输系统时的蒸发气（BOG）处理问题,基于LNG接收站典型流程提出了新型BOG回收方案。以某大型LNG接收站为例,采用HYSYS软件对新型BOG回收流程进行了模拟计算,明确了新型BOG回收流程应用条件。从技术及经济性两方面验证了新型BOG回收流程是LNG接收站零气态外输工况下BOG处理的有效方式,为LNG接收站的BOG处理提供了新的思路。     

LNG储罐液位及泄放设计

LNG储罐液位及泄放设计是LNG储罐工艺设计的关键,目前国家相关规范仅规定了计算的原则,本文整合设计经验,提出一套用于LNG储罐液位及泄放计算的设计思路,明确了计算方法及工况组合方案,可以用于在工程项目中实施应用。     

LNG接收站管道预冷温度—应力模型

LNG接收站管道预冷是保证接收站能够顺利运行的关键之一,但是预冷有可能导致管道应力损伤,具有较大的风险隐患。为了有效地指导LNG接收站管道预冷工作,针对大型LNG接收站管道预冷作业,基于CFD建立预冷温度模型,从网格优化、动力松弛因子、相变模型选择等方面进行计算控制,实现了多组分、多相、大尺度、长时间预冷多相流的快速、稳定计算;结合温度差值算法建立LNG接收站管道预冷应力模型,实现了温度模型和应力模型的耦合,据此分析预冷温度变化造成的热应力作用,基于子模型技术实现对峰值应力区域的应力、疲劳寿命的精细评估,并对某油田公司LNG接收站的预冷作业进行分析。研究结果表明:①依据案例管道结构的不同,管道内气液状态具有较大差异;②管道位移较大点位于在拐角位置,应力较大值集中在三通、四通的连接位置;③案例预冷工作条件下,疲劳损伤弱点在某三通接头倒角处。结论认为,所建模型计算结果的精度高,可为LNG接收站管道预冷设计和作业提供技术支持,具有较好的推广应用价值。     

俄乌冲突下西方对俄罗斯石油行业最新制裁的结果及影响分析

俄乌冲突爆发后,西方对俄罗斯石油行业实施了极为严厉的制裁。但是,欧盟长期对俄石油的高依赖、疫情后西方糟糕的经济状况、内部对制裁态度的不一致,这些西方自身的问题将对制裁形成很大的掣肘。俄罗斯作为五常大国,拥有丰富的手段进行反制,如通过贸易转移将重心转向“南方”国家市场、采取可规避禁令的贸易手段、创新支付和结算方式、针对特定对象的断供及减产保价。西方的单边制裁行为也得不到广大发展中国家的支持和认可,无法形成有效的封锁。基于上述因素,制裁的政策目标将难以实现。制裁也不会对国际石油的长期供给和长期价格带来显著影响,但会给国际石油市场结构、贸易格局等方面带来一些重要改变。我国应利用这一历史性机遇,提升与俄合作水平,将俄罗斯打造成我国一个重要的可靠的能源腹地;确立我国的石油进口价格基准,消除“亚洲溢价”问题,降低进口成本;帮助俄打造第二石油交易市场,并确立人民币在市场中的结算货币地位。     

低温有机朗肯循环冷能发电在LNG接收站的应用

针对当前我国LNG接收站对LNG气化过程中产生的冷能未能充分利用的现状,论证接收站建设低温有机朗肯循环冷能发电装置(以下简称冷能发电装置)的工程化应用可行性。介绍冷能发电装置的组成及工作原理。以某年外输量为300×10~4t的LNG接收站为例,利用Hysys软件对冷能发电装置进行建模并计算,分析海水入口温度、LNG组成对发电量的影响。得到结论:采用低温有机朗肯循环冷能发电装置具有操作简便、灵活性高、占地小、易于维护的优点,虽发电效率较低,但投资小,接收站可操作性强,具备良好的工程化推广价值。海水入口温度对冷能发电装置影响明显,在其他条件均相同的情况下,海水入口温度为重现期2 a极端最高水温29. 9℃时,与贫气海水均温(18. 8℃)工况相比,装置发电效率提高了20%。因此,我国南方地区LNG接收站尤其适合采用低温有机朗肯循环冷能发电系统。在其他条件均相同的情况下,富气情况下的发电效率较贫气情况降低约25%。低温有机朗肯循环冷能发电装置可回收大量LNG冷能,对于年外输量为300×10~4t的LNG接收站,单台发电装置年产生电量超过2 000×10~4kW·h,接收站年耗电量逾6 000×10~4kW·h,因此冷能发电不需上网,可完全由接收站自身消纳。冷能发电装置创造的价值相当可观,项目具有较好的经济性。对于在年外输量为300×10~4t的LNG接收站中建设的低温有机朗肯循环冷能发电装置,计算得到静态投资回收期(含建设期)约为11 a,项目内部收益率为8. 32%,大于8%,具备可行性。具备良好基荷外输量的LNG接收站更适宜建设低温有机朗肯循环冷能发电装置。冷能发电项目宜与LNG接收站同步建设,附属于接收站运行。在满足经济性条件下,混合工质作为循环工质使用将是今后冷能发电项目优化的重要研究方向。