LNG接收站最小外输工况下BOG的再冷凝控制

最小外输工况下BOG再冷凝工艺的平稳控制是LNG接收站安全平稳运行的关键,对LNG接收站BOG再冷凝工艺在最小外输工况下的控制难点和技巧进行分析,结果表明:最小外输工况下LNG接收站产生的BOG的量较多,通过再冷凝器底部旁路的LNG量过少,运行过程中调整压缩机负荷、槽车站装车量波动等因素都会导致再冷凝器的压力、液位波动较大,同时也无法满足高压泵入口的温度要求及维持其入口压力的稳定.最后提出减少接收站BOG产生量、降低进入再冷凝器的BOG温度、保证BOG压缩机在高负荷下运行及提高再冷凝器的操作压力等措施,这些措施能够提高BOG再冷凝工艺控制的平稳性,保证系统安全运行.     

LNG接收站BOG处理工艺优化及功耗分析

为优化LNG接收站BOG处理工艺,降低整个接收站的功耗,以外输量为200 t/h、储罐BOG蒸发量为3.04 t/h的某LNG接收站为例,对再冷凝工艺和直接压缩工艺两种典型的BOG处理工艺进行了功耗分析,得出BOG压缩机和LNG高压泵的功耗为整个工艺的主要功耗。运用ASPENHYSYS模拟软件对现有工艺流程进行了优化:在现有BOG处理工艺的基础上,通过对LNG进一步加压至高于外输压力,靠气化后膨胀高压外输天然气做功来实现BOG的压缩和对LNG的加压。优化结果表明:BOG直接压缩工艺和再冷凝工艺分别节约功耗1 616.27 k W、1 270.64 k W。     

液化天然气BOG的计算方法与处理工艺

介绍了液化天然气蒸发气(BoilOffGas,BOG)的产生原因,不同条件下BOG量的计算方法,以及直接压缩和再冷凝两种BOG处理工艺。利用伯努利方程定量地对两种处理工艺的能耗进行对比,并进行实例验算。结果表明:在相同工况下,再冷凝工艺比直接压缩工艺节能,且处理的BOG量越大、LNG储罐储存压力越低﹑外输管网压力越高,再冷凝工艺的节能效果越明显。得出结论:再冷凝工艺适用于大型LNG接收站处理BOG,直接压缩工艺适用于小型LNG卫星站处理BOG。     

山东LNG接收站再冷凝器工艺及控制系统

再冷凝器是LNG接收站再冷凝工艺的核心设备,既可以冷凝系统产生的BOG,也起到高压泵入口缓冲罐的作用,因此再冷凝器的工艺与控制对于接收站的稳定运行具有至关重要的作用。通过对山东LNG接收站再冷凝器工艺流程及主要参数的阐述,对其控制系统的4个主要控制方面进行了简要分析,并在此基础上提出了针对再冷凝器控制系统优化的两项改进方案:工艺上应该设置有高压泵最小回流至储罐的旁通管道和控制阀门,从而保证再冷凝工艺和接收站稳定运行;控制上可以增加高压泵最小回流线上流量监测和控制,以保证再冷凝器中不会发生由物料不平衡引发的压力和液位波动。     

非卸船工况下LNG接收站BOG产生量的计算

在LNG接收站运行过程中,准确计算BOG产生量是保证安全生产的重要工作之一。基于BOG产生量常用的计算方法,总结了非卸船工况下BOG产生量的关键因素,主要包括储罐吸热、保冷管道吸热、泵运行产热,同时增加了再冷凝器冷凝BOG随保冷循环LNG重新回流到储罐这一不可忽略的因素,并分析了罐压变化对BOG产生量的影响。通过对罐压不变、罐压逐渐上升、罐压逐渐下降3种工况下的BOG产生量与处理量进行计算,结果表明:在3种不同工况下,利用储罐吸热量、保冷管道吸热量、泵热量回流量、再冷凝器冷凝BOG回流储罐流量计算BOG产生量具有较高的准确性和可行性;BOG产生量与处理量计算结果的偏差均小于5%,但若忽略冷凝BOG回流储罐、罐压变化的影响,则二者偏差可分别达到50%、23%。在LNG接收站生产运行中,建议重视罐压变化对BOG产生量的影响,并对再冷凝器冷凝BOG回流储罐的流量加以控制。(图1,表15,参32)     

LNG接收站海水泵跳车应急处理及可行性

LNG接收站处于低流量外输工况下,海水泵跳车后,为了避免接收站启动零外输工况,维持接收站在运设备的正常运行,可以采用开启零外输循环流量控制阀的方法,将高压泵排量引入高压排净总管,然后进入低压排净总管,最终汇入储罐.以水力学分析为基础,通过计算该流程最大通过流量和评估其对储罐压力的影响,证明该应急操作具有一定的适用性,可为应急操作提供理论支持.     

LNG接收站BOG处理工艺优化及能耗分析

闪蒸气(Boil-off Gas,BOG)的处理关系着LNG接收站的能耗及安全平稳运行。对比了目前常用的BOG直接压缩工艺和再冷凝液化工艺在工艺流程及能耗方面的差异,并分析了外输量、外输压力对BOG处理工艺能耗的影响。由此提出了BOG处理工艺的优化措施:针对现有BOG处理工艺流程加热再冷却过程中存在冷热交换而造成能量损耗的问题,利用LNG冷能通过换热器冷却压缩后的BOG,以LNG自身冷能取代现有BOG处理流程中的耗能元件再冷凝器,同时降低压缩机出口BOG的温度,减少加热再冷却过程的能量损耗。利用HYSYS软件分别对优化前后BOG处理工艺进行能耗分析,结果表明:BOG处理工艺优化前后能耗分别为2 677.82 k W、1 990.77 k W,优化后BOG处理工艺节约能耗约25.66%。     

LNG接收站高压泵增加叶轮后的性能变化及影响

随着中国天然气需求量的爆发式增长,LNG接收站外输管道里程不断增长,出站压力随之持续增高,对压缩机、高压泵等设备性能提出了更高要求。以青岛LNG接收站为例,针对外输压力的变化,提出对其4台高压泵增加4级叶轮的改造方法,并对改造后外输高压泵的性能变化及其对LNG接收站工艺运行的影响进行研究。通过对改造后的高压泵扬程、轴功率、效率随着流量增加的变化趋势进行现场测试,结果表明:高压泵增加叶轮后,其扬程、轴功率、效率、电流均显著提高,其中3台高压泵的运行参数可满足LNG接收站现场实际需要,另外1台即使在相同的测试条件下出口压力仍明显偏低;气化器、HIPPS(High Integrity Pressure Protective System)系统、外输管道高报压力及联锁值均需随之上调,接收站高压区连接法兰出现了多处泄漏,应加大巡检频率和力度;当LNG接收站高压泵性能不同时,在运行过程中应该尽量选用性能相近的泵。研究结果可为高压泵的国产化设计、制造提供参考。     

大气压变化对蒸发气压缩机处理能力的影响

大气压变化对LNG接收站蒸发气量(BOG)计算的影响因工程项目自身特点不同而有所差异,结合不同工程项目的储罐压力控制方式,详细分析大气压变化对BOG产生量的影响,结果表明:对于采用LNG储罐表压来控制BOG压缩机运行负荷的LNG接收站,在计算BOG量时,应将大气压降低考虑在内,尤其是对于沿海地区大气压波动较频繁的工程项目;对于采用LNG储罐绝对压力来控制BOG压缩机运行负荷的LNG接收站,在计算BOG量时无需考虑大气压变化。基于国内外BOG计算方法的对比结果,推荐了较为合理的计算方法,可为LNG接收站中BOG产生量的计算,以及如何确定BOG压缩机处理能力提供借鉴。     

LNG接收站再冷凝器控制原理

再冷凝器是BOG再冷凝工艺流程的核心设备,其运行状态关系到整个接收站运行状态的稳定.为探索LNG接收站再冷凝器的控制方法,以江苏LNG接收站再冷凝器为原型,从物料平衡、热量平衡和相平衡的角度对再冷凝器的控制要求进行分析,并以其为基础,分别比较了以压力为控制变量、以液位为控制变量和以温度为控制变量3种不同的控制方案.通过分析每种控制方案的利弊,并根据江苏LNG再冷凝器的实际运行状态,提出了用再冷凝器的入口BOG温度代替出口LNG温度的前馈控制方案与采用选择控制原理进行液汽比R设定的选择控制方案相结合的改进控制方案,以维持再冷凝器的稳定运行.     

LNG接收站不同运行参数下最小外输量的计算

投产初期LNG接收站的外输量较小,需要在最小外输量下运行;接收站主要起调峰作用,天然气外输需求不稳定,随时可能在最小外输量下运行,因而影响接收站的安全运行。分析了影响最小外输量的主要因素,由BWRS方程和能量、质量守恒定律,确定再冷凝器回收BOG所需的最小LNG流量,同时采用二分法确定运行SCV时的最小外输量。据此,以Force Control V7.0为平台,设计出LNG接收站不同参数下最小外输量的计算软件,并以大连LNG接收站实际运行参数验证其可靠性,计算结果表明:大连LNG接收站正常运行ORV的最小外输量为375.65×104 m3/d,运行SCV的最小外输量为322.82×104 m3/d,与实际运行数据380×104 m3/d和320×104 m3/d非常接近。     

温降速率对LNG储罐预冷影响的数值模拟

LNG储罐在投产前需要进行调试,其中LNG储罐预冷是最重要的环节。采用MATLAB软件,建立16×104 m3地上全容式常压LNG储罐预冷模型,研究预冷过程中LNG喷淋量、BOG排放量、储罐压力、LNG气化率及温降速率的变化规律对LNG储罐预冷的影响。研究结果表明:在恒定温降速率下,LNG喷淋流量逐渐增加、BOG排放流量及储罐压力先增后减、LNG气化率仅在预冷后期逐渐降低;随着温降速率增大,LNG喷淋流量、BOG排放流量及罐内压力均增加,但LNG喷淋总量及BOG排放总量减小,LNG气化率仅在预冷后期随温降速率增大而增大;在温降速率超过3 K/h后,对LNG储罐预冷影响较小;在对LNG储罐进行预冷分析时,太阳辐射的影响不可忽略。为了保障LNG储罐投产工作的顺利开展,建议在预冷前期,将温降速度控制在1 K/h之内;在预冷后期,为提高LNG冷量利用率,应增大温降速率,将平均温降速率控制在2～3 K/h。经过实例验证,LNG储罐预冷模型模拟误差均小于10%,可以满足工程应用要求,对于LNG储罐实际预冷过程、预冷方案设计及预冷参数优化具有参考意义。(图2,表2,参20)     

不同装车方式对LNG接收站的影响

LNG槽车有两种装车方式:带压装车和不带压装车,其最大区别是装车时,槽车是否与BOG系统相连通.以江苏LNG接收站为例,分别对两种装车方式对低压输出总管、BOG系统、再冷凝器的影响进行计算和分析,给出了在装车过程中的关键点,以保证接收站的平稳运行.通过对两种装车方式的对比,得出结论:带压装车与BOG系统独立,对站内BOG系统没有影响,但是,由于罐车为密闭系统,存在安全风险.当不带压装车时,槽车站产生的BOG返回站内,使罐压升高,增加了BOG量,对压缩机及再冷凝器均有影响,尤其在最小外输量的情况下,增加了对再冷凝器及BOG系统稳定控制的难度.     

LNG接收站再冷凝器设计的对比

LNG由于特殊的储存条件,在LNG接收站运行过程中会不可避免地产生蒸发气.再冷凝器用于冷凝LNG接收站在运行过程中产生的蒸发气,是LNG接收站运行控制的核心,关系到整个接收站的平稳运行.从基本构造和控制原理两个方面,对江苏LNG接收站再冷凝器设计与KOGAS公司的设计进行对比,重点分析了两种不同设计中再冷凝器的压力和液位的控制,以及在各种干扰因素影响下两种不同设计再冷凝的运行情况.由此得出两种设计的利弊,为今后的工艺改造及二期建设提供一定的参考依据.     

LNG加气站BOG再液化工艺

为了减少LNG加气站中BOG直接放空造成的环境污染与能源浪费,以加气能力为1×104 m3/d的LNG加气站为例,计算BOG的日蒸发量,并使用HYSYS软件模拟适用于该LNG加气站的BOG再液化工艺流程,逐步优化制冷网格,计算该加气站BOG再液化所需的LNG流量。对于加气能力为1×104 m3/d的LNG加气站,增设1套BOG再液化装置(1台BOG压缩机、1个BOG缓冲罐、1台再冷凝器及1个调压阀),即可实现BOG的再液化。调节流程中各节点参数后得出:当过冷LNG的流量达到90 kg/h时,BOG完全冷凝。该BOG再液化流程利用LNG自身冷量冷凝BOG,并回注于LNG储罐中,不仅可提高BOG回收率,使其在LNG加气站中循环利用,保证罐内温度、压力在一定范围内,同时可有效地减少LNG冷能浪费。(图4,表7,参10)     

LNG接收站储罐罐容的计算方法

随着我国进口LNG量的快速增长,LNG储罐已成为接收站的重要储存设施,其容量大小不仅直接影响接收站LNG的接收和天然气的外输,而且直接影响接收站的投资和运行的经济性。由于LNG接收站的存储特点,其存储能力会受到许多因素的影响,包括LNG运输船的运输方案、天然气外输方案、接收站的作业特点等。通过分析,确定了影响LNG储罐罐容的因素和罐容的计算方法,并对不同计算方法进行了讨论。     

江苏LNG接收站储罐加装变频泵的可行性

江苏LNG接收站采用手动调节低压泵出口阀方式,控制低压输出流量匹配槽车装车.手动跟踪及阀门节流存在调节滞后、泵运转效率低、能耗高、泵阀磨损严重等问题,严重影响再冷凝器的平稳运行.基于此,提出在新建储罐中专设装车罐,并使用变频技术,采用“1台变频泵+2台定速泵并联安装”模式,当正常外输时,低压泵采用“n台定速泵+1台变频泵”运行方式优化配置.以进入再冷凝器前汇管压力保持定值为控制目标,根据外输量确定n值,定速泵出口不做节流控制,变频泵转速可调自动匹配装车流量变化,其水力分析验证结果表明控制效果良好,且可以达到节能目的.指出变频泵选型需充分考虑管路特性,提供了选型和工艺操作方面的相关建议.     

LNG接收站扩建储罐工程预冷工艺方案设计及建议

与接收站同步投产的储罐相比，扩建储罐的预冷工艺具有较大差异。针对扩建储罐预冷工艺方案研究较少的问题，为积累理论和工程经验，以某大型沿海LNG接收站扩建储罐项目为例，结合该接收站工艺流程，分析扩建与新建储罐工程之间的差异，并对4种LNG填充方法进行适用性分析，开展扩建储罐预冷工艺方案设计，形成了预冷关键流程与工艺指标，包括卸料管道预冷、卸料管道填充、氮气置换、储罐预冷、储罐充液静置、低压外输管道预冷填充及排净管道预冷填充。实例应用结果表明：设计形成的预冷方案操作工艺简单，且储罐、管道温降速率符合标准要求，预冷成效良好。该项目预冷工艺对后续扩建储罐项目普适性较好，可为后续项目预冷方案编制、现场预冷操作及关键工艺指标选取提供借鉴和参考。（图5，表1，参23）     

LNG接收站高压泵预冷方式对比

介绍了高压泵的组成以及LNG接收站配备的立式、电动、定速、潜液式离心高压泵的技术特点.高压泵初次使用或者进行维修作业再次投入使用时均需预冷.为此,将高压泵分为6部分:底部轴承以下、泵吸入室的中部、底部轴承、电动机定子的中部、上部轴承、高压泵出口法兰,由下向上进行预冷,并根据其内部结构制定了每一部分所需的预冷时间.对两种不同压力预冷方式的进行比较:当泵井压力为20 kPa时,泵井进液时液位控制较困难,但预冷入口和出口管路比较安全；当泵井压力为0.7 MPa时,泵井进液时液位上升平稳,且静置时液位变化较小,但是在预冷入口和出口管路时,可能发生高压气体窜入低压管路,导致再冷凝器液位和压力波动,甚至导致全场工艺设备停车.最后,指出了预冷作业过程中需要注意的几个问题.     

LNG接收终端气化器冬季运行模式优化

海水开架式气化器(Open Rack Vaporizer,ORV)和浸没燃烧式气化器(Submerged Combustion Vaporizer,SCV)是LNG接收站LNG气化的重要设备。ORV运行成本远低于SCV,但在冬季海水入口温度较低时,ORV操作负荷受到限制。对海水入口温度为2~6℃时ORV的运行情况进行测试,提出了ORV达到最大操作负荷的判定标准。通过Origin软件对海水入口温度、海水出口温度、LNG流量运行数据进行拟合,得到了ORV最大允许LNG流量函数式,可以较精确地计算不同海水入口温度下ORV能够处理的最大LNG流量。利用该函数式,结合某LNG接收站2015-2016年冬季外输量,得出了ORV和SCV运行模式优化方案。通过最大程度利用ORV进行气化外输,LNG接收站冬季气化成本可节约1 070×10~4元。