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。     

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。     

LNG接收站往复式压缩机流量偏低的解决措施

往复式压缩机是LNG接收站调节储罐气相空间压力的核心设备,其流量是判断压缩机整体运行性能的重要参数.基于江苏LNG接收站往复式天然气压缩机流量偏低的问题,给出了江苏LNG接收站往复式天然气压缩机流量的计算方法,并将理论计算值和实际运行参数进行对比分析.结合江苏LNG接收站的生产实际,提出了有效的解决方案:更换压缩机的活塞铜套,尽量使压缩机在设计工况下运行,避免在压缩机出口与流量计之间连接消耗天然气的工艺管道,及时检查压缩机的进出口阀门及余隙阀门有无损坏,维持储罐压力恒定等.     

回流鼓风机在LNG接收站的应用

当LNG接收站全速卸料时,船舱内压力由于LNG体积减少而骤降,需要从岸上返回蒸发气以维持船舱压力,返气量与返气速率由卸载量和卸料速度决定.回流鼓风机作为LNG接收站返气工艺的关键设备,其运行状态直接影响卸料操作的顺利进行.通过对回流鼓风机的流量调节方式和工作点进行分析,总结出在实际运行中回流鼓风机的流量控制需要将IGV调节和出口节流调节相结合,避免在喘振区域工作.同时对回流鼓风机的喘振工况进行分析和计算,根据计算结果预先判断发生喘振工况时的参数,提前干预,严格控制运行的各个环节,保证回流鼓风机的平稳运行.     

江苏LNG接收站高压泵并联运行控制

LNG接收站高压泵并联运行时,单台泵故障停车或其他水力干扰会导致泵瞬间流量过大,电机过载,造成全站停车甚至损坏电机.针对高压泵设备特性及机组并联运行工艺现状,并结合全站工艺流程,分析了高压泵并联运行控制特点及操作难点.通过优化启停机操作程序,避免水力冲击.采用增加运行泵的数量以增宽流量调节范围的方法优化配泵方案.将高压泵出口的紧急切断阀改成调节阀,在单台泵故障停车时通过改变管路特性匹配系统流量,可有效减小运行泵的流量增幅,降低泵过载停车风险.在分析接收站天然气外输管网压力趋势的基础上,提出管道压力越高越有利于高压泵的平稳运行,根据不同工况采取有效措施保证高压泵机组安全、平稳、高效运行.     

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。     

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。     

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。     

广东大鹏LNG接收站实施轻烃分离的可行性

介绍了国际上LNG冷能的利用现状,阐述了广东大鹏LNG接收站基于LNG化学组成和LNG冷能利用增设轻烃分离装置的必要性,指出了实现轻烃分离需要解决的技术问题:同时保证天然气管道在比较稳定的高压力下运行和轻烃分离装置稳定的进料量,确定了增设轻烃分离装置的原则.通过开展联合工艺研究和轻烃分离装置模拟计算,使轻烃分离装置和接收站都处于优化运行状态,不但解决了接收站气化外输量的波动对轻烃分离装置的影响问题,而且确保了广东大鹏LNG公司连续安全地向用户供应天然气.     

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。     

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.     

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.     

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。     

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.     

超声波流量计FI-1300601计量误差修正

介绍了超声波流量计的测量原理:通过测量超声波在管输介质中顺流和逆流传播的时间差,间接测得流体的平均流速,进而计算求得管内天然气的体积流量.根据设计计算书对江苏LNG接收站再冷凝器入口超声波流量计测得的体积流量进行核算.结果表明:FI-1300601测量方法正确,但初始参数设定与实际运行工况存在一定偏差,且偏差率随天然气压力、温度呈现线性变化;拟合出了偏差率与天然气压力及天然气温度的线性方程,进一步推导修正因子,对流量计的测量值进行修正,从而获得了真实流量值.比较修正后FI-1300601测得的真实流量与压缩机设计处理能力,可知压缩机实际处理量低于设计能力约8.84％.     

江苏LNG接收站BOG预冷再冷凝工艺可行性

针对江苏LNG接收站长期处于低外输量运行工况储罐压力偏高、设备运行存在潜在安全隐患等问题,分析了LNG接收站BOG的产生原因,包括储罐吸热、管道漏热以及一些其他因素,提出了B()G预冷再冷凝工艺,即经过BOG压缩机压缩后的BOG,不直接进入再冷凝器,而先进入换热器,与高压泵出口输出的LNG间接换热,BOG经过预冷后再进入再冷凝器冷凝处理,而换热后的LNG继续进入气化器气化外输,从而达到预冷BOG的目的,实现低外输量工况下BOG处理最优化.同时,从方案的可行性出发,提出了相关注意事项.与现有工艺流程相比,新工艺在低外输量工况下能够处理更多的BOG,从而有效降低储罐压力,为避免高压泵发生气蚀提供了可靠的温度保证,并表现出一定节能降耗的效果.     

浙江LNG接收站外输计量控制要点

外输计量直接影响LNG贸易交接的顺利进行,浙江LNG接收站选用超声流量计组成的计量橇座系统,配置取样分析监控设备,能够保证计量系统的整体精度,满足能量交接需要。介绍了浙江LNG接收站计量系统的组成及流量计算过程,详细阐述了计量系统在设计及运营阶段控制要点。结果表明:通过周期性开展流量计使用中检定及声速核查,及时判定计量系统"健康"状况,既方便操作人员及时采取防御性维护,又可提高检定周期内计量仪表的精确度,减少贸易纠纷。同时,给出了超声流量计常见问题及对策,对今后投产的接收站计量站场建设及运营维护有一定指导意义。     

LNG接收站试运投产中储罐冷却的相关问题

大型常压LNG储罐是LNG接收站中非常重要的单元设备,其冷却过程是LNG接收站试运投产过程中风险最大、最难控制的一个环节.详细介绍了LNG接收站试运投产过程中LNG储罐的冷却过程,冷却前提条件及注意事项.分析讨论了LNG储罐冷却过程中储罐温度变化趋势、冷却喷淋流量、冷却速率及温度监测点最大温差等技术参数之间的相互联系.指出冷却过程容易出现管道变形受阻,管道法兰连接处泄漏,冷却流量控制不均造成储罐温降不均,以及火炬系统易产生积液等问题,给出相应的解决方法.研究成果可为其他LNG接收站试运投产过程中LNG储罐的冷却提供参考.