LNG接收站储罐配置

LNG接收站储罐的配置方案是LNG接收站设计的重要内容,储罐的容量和数量不仅决定了LNG接收站的规模,还直接影响LNG接收站投资和运行的经济性.概述了LNG接收站储罐容量的定义、计算方法及影响因素,举例分析了LNG船舶运输方案、不均匀用气及储备时间对LNG接收站储罐配置方案的影响.     

配电网无功补偿方案比较及注意事项

1.概述由于无功补偿对电网安全、优质、经济运行具有重要作用,因此无功补偿是电力部门和用户共同关注的问题。合理选择无功补偿方案和补偿容量,能有效提高系统的电压稳定性,保证电网的电压质量,提高发输电设备的利用率,降低有功网损和减少发电费用。我国配电网的规模巨大,因此配电网无功补偿对降损节能,改善电压质量意义重大。本文就当前人们关注的电网无功补偿问题,重点分析、比较了配电网常用无功补偿方案特点,并通过对无功补偿应用技术的分析,提出了配电网无功补偿工程应注意问题和相关建议。     

LNG接收站调峰能力分析

针对如何平衡LNG储罐容量与调峰能力的问题,阐述了大型LNG接收站储罐容量与调峰方式的关系.以某LNG接收站为例,对增加罐容和购买现货两种方式对罐容差异和调峰能力的影响进行分析,采用动态设计模型求解现货方式,将连续用气量低于月平均用气量月差值之和作为罐容增加量.提出利用南北地区用气不均匀性时间差,加强南北地区LNG接收站资源的相互调度,可以提高调峰能力和灵活性,充分发挥LNG接收站调峰能力的新思路.(表1,图1,参6)     

LNG接收站储气调峰能力的影响因素

随着天然气在我国能源消费结构中的快速增长,为了实现安全平稳供气,保证一定的备用气供应能力和一定水平的储备,建设LNG接收站是一种有效的措施.以江苏LNG接收站为例,分析了LNG接收站的储气调峰能力,并从设备设施、LNG运输方案、外输方案、连续不可作业天数、船期及运行调度等方面,对其影响因素进行阐述.结合接收站的生产情况,优化设备运行,科学制定运行计划,合理分配LNG资源,显著提高了LNG接收站的储气调峰能力.     

纯梁采油厂配电网无功优化与谐波治理研究

针对纯梁采油厂配电网现状,从无功优化与谐波治理两方面进行了研究。采用遗传算法对配电线路进行无功优化,确定了无功的补偿位置和补偿容量,从而达到了降低网损、提高电压的目的。采用网络固有结构法确定了滤波器安装位置,并计算了滤波器的设计参数,从而进一步提高油田配电网电能质量。     

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。     

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SCV热效率计算

SCV是LNG接收站冬季运行的重要设备,SCV热效率,直接影响SCV的运行成本,应尽量提高SCV运行热效率.分析了LNG在SCV管束内被加热的3个阶段,利用HYSYS软件,计算了江苏LNG接收站SCV实际运行时的热效率.定性分析了冬季和夏季SCV运行热效率的差异,状态方程选择PR方程,SCV进口高压LNG和出口高压NG焓值选择Lee -Kesier方程进行修正,计算结果表明:江苏LNG接收站SCV实际热效率98.02％,基本达到设计要求.建议对江苏LNG接收站SCV燃料气流量计进行标定,减少计量误差,提高热效率计算精度;SCV运行时尽可能降低SCV出口天然气设定温度,节约运行成本.     

试论电阻电容器故障的分析及处理方法

电容器在电力系统中对于提高电能质量有着举足轻重的作用,是保障电力系统经济安全运行的重要手段,它的安全运行和故障处理非常重要。电阻电容器是电力系统的一种重要的电气设备,是一种无功补偿装置。电阻电容器是一种静止的无功补偿设备,它的主要作用是向电力系统提供无功功率,提高功率因数。采用就地无功补偿,可以减少输电线路输送电流,起到减少线路能量损耗和压降、改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。     

浅析提高农村配电网功率因数的措施

农村配电网功率因数的高低,关系到整个系统内的电气设备容量能否得到充分利用和输配电线路中的电能损耗的多少。本文总结了影响功率因数的主要因素,分析了提高功率因数的方法以及无功补偿方式,提出在实际运行中,通过提高功率因数,可以减少供电线路中的电能损耗,达到节约电能和提高供电质量的目的。     

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接收站试运投产关键环节的质量控制

LNG接收站安全、按期试运投产是保证其平稳、高效运营的重要环节,一旦管道及设备的施工、吹扫、气密、干燥置换、预冷、单机试车等环节质量控制不到位,可能造成投产期间事故频发,甚至延迟试车。以中国某大型LNG接收站为研究对象,总结LNG接收站试运投产关键环节的质量控制要点,对影响LNG储罐与工艺管道干燥、预冷效果的主要因素以及重要设备单机试车前检查的重点部位进行深入分析,并提出施工控制措施。研究结果对其他新建LNG接收站的投产具有借鉴意义,也可供相关设计、施工单位参考。(图2,表1,参20)     

Q-MAX型LNG船舶系泊方案

为保证LNG船舶停泊江苏LNG接收站期间的有效系泊,确保LNG船舶和接收站码头的安全和LNG卸货作业的顺利进行,运用OPTIMOOR计算机程序对舱容为26.6×104 m3的LNG船舶(Q-MAX型)右舷靠泊江苏LNG接收站码头,采用4-4-2和3-5-2两种系泊方案进行计算分析,得出了在不同环境条件下系泊缆绳所受的最大负荷、船舶的最大偏移量和码头护弦的最大变形量等计算结果.通过研究发现,这两种系泊方案均满足有效系泊的技术标准要求,是可以接受的.但在同样的外部环境条件下,3-5-2系泊方案略优于4-4-2系泊方案.     

无功功率补偿对10kV配电系统的影响及作用

无功功率分级补偿就地平衡,提高负荷的功率因数,可减少电网中无功功率的传输,从而降低电网的电压损耗和电能损耗。10kV配电网的无功补偿以降损节能作为主要目的,并兼顾改善电压水平。从配电系统无功补偿方案和无功对线损和电压的影响及补偿意义三方面介绍,以供参考。     

唐山LNG接收站浸没燃烧式气化器运行优化

LNG的气化外输主要依赖于浸没燃烧式气化器,其稳定运行决定着整个LNG接收站的外输能力和经济效益。以唐山LNG接收站浸没燃烧式气化器运行情况为例,分析了气化器运行中的主要风险,并提出了优化措施;通过分析浸没燃烧式气化器的运行状态和燃料气消耗情况,将试验研究与计算方法相结合,对其参数设定进行优化,提高了设备稳定性,降低了燃料气成本,提升了设备运行的经济性。该优化方法科学可行,可为LNG接收站的运营、浸没燃烧式气化器的国产化提供参考。     

输油泵站节能的理论分析与实践

分析了输油泵站减少主变压器电能损耗以及投入电力电容器进行电力无功补偿的理论依据.以岚山输油泵站为例,针对站内耗能设备的运行状况,提出了输油泵站节能措施,指出根据用电负荷采用一台或两台主变压器运行,合理开泵,正确切换站内阀组,以减少油流在站内的压降和节流所造成的电能损耗.     

无功补偿方案的确定及其问题的解决

针对电子系统不同的电压等级网络、不同类型的用户负荷进行无功补偿方案的论证,并对其中的问题进行分析,提出比较适用的改进措施,同时对传统无功补偿设备进行剖析,引入当前性能较优越的设备进行对比,为电力部门设备的选型作出有益的参考.     

LNG全运输系统运行可靠度计算方法

为了降低LNG储运过程中的风险,保障LNG供应链安全高效运行,可靠性分析是一种有效的技术手段。将LNG接收站与LNG船运合并为LNG全运输系统,明确了LNG全运输系统可靠性内涵;针对LNG航运失效数据不足的问题,建立了基于全运输系统运行机理的可靠性仿真模型;建立LNG接收站系统故障树模型,并划分最小割集,对LNG全运输系统的可靠性开展定性和定量分析,识别出系统薄弱环节。通过实例应用,验证了LNG全运输系统运行可靠度计算方法的可行性,可为LNG接收站储存及其船运过程中的安全管理、设备维护等提供参考。     

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。     

唐山LNG接收站国产化开架式海水气化器投用成功

2014年10月17日,由中石油京唐液化天然气有限公司组织研发的国内首台国产化开架式海水气化器(ORV)在唐山LNG接收站顺利通过工业性试验并投料运行成功。ORV分别在40 t/h、80 t/h、120 t/h、160 t/h、180 t/h等进料负荷状态下试运行,各项性能指标均达到研发设计要求,一次投用成功,标志着国产首台ORV成功实现国产化。ORV是LNG接收站海水气化系统的核心设备,此前国内各LNG接收站均采用进口设备。京唐液化天然气有限公司按照国家