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卸料过程中的控制要点

卸料是LNG接收站生产运行的重点和风险点,其中控制的重点是卸料时间和卸料臂的预冷速度,同时也会使接收站内的罐压发生变化、再冷凝器液位波动.从操作人员的角度出发,分析了卸船时间、卸料臂预冷速度、罐压、再冷凝器液位4大卸船控制关键点,并提出相应的控制措施:为了卸料的安全操作,提出了做好卸船前检查(尤其是QCDC)、提高吹扫排净时氮气压力、预冷卸料臂时压力控制在0.15～0.2 MPa等相应措施；基于接收站内工艺的平稳运行考虑,提出了合理安排进液方式、调节压缩机负荷、调节液气质量比等相应措施.     

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.     

大落差地下水封油库收发油作业的安全性

大落差地下水封油库进行收发油作业时,地面至洞库的立管易出现不满流及喷溅现象,油流对立管底部的冲击力较大.为此,需要在立管上安装节流板,进油立管安装节流板后,底部所受冲力仅为安装节流板前的20％～34％.基于能量守恒及节流板设计规范,建立了收发油工艺数学模型,计算确定了节流板的位置、厚度、孔数、单孔直径等参数.使用TLNET软件模拟地下水封油库停输再启动过程,分析了收发油管道的瞬态压力变化趋势,当启、停泵时间为2 min时,管道沿线最大瞬变压力低于1.9 MPa,小于管道设计承压,不会对油库的作业安全造成威胁.     

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。     

真空辅助轻油卸车工艺的应用

分析了离心泵接卸铁路轻油槽车出现管路气阻和泵抽空的原因，介绍了通过采用真空辅助轻油卸车工艺控制集气罐内真空度、调节卸油管路最高点和离心泵入口两处绝对压力、消除管路气阻和泵抽空的过程。对真空辅助轻油卸车工艺与压卸车工艺进行了比较，结果表明，前者安全性高、能耗低、操作方便，具有推广应用价值。     

SCV预冷水浴温降计算

SCV是LNG接收站实现气化外输的重要设备,在投用前需要对其入口管道进行预冷.但如果每次预冷均启动SCV,会造成一定量的燃料气浪费,且预冷初期LNG流量较小,极易引起设备因水浴温度高于设定值而导致联锁跳车.因此,在预冷SCV时,为了保护设备和降低燃烧成本,需要对预冷SCV所引起的水浴温降进行计算.通过现场ORV的实际运行状态及预冷记录,计算得出相同条件下LNG的平均比定压热容和预冷SCV的LNG量.通过牛顿冷却公式,计算得出预冷SCV时LNG与入口管道的表面传热总量.根据热量守恒原理,最终获得了能保证SCV预冷完成的最低水浴温度.为SCV在水浴温度高于7.2℃时不点火也可以实现预冷提供了理论支持.     

FLNG装置双氮膨胀天然气液化工艺参数的确定北大核心

为了明确FLNG(Floating Liquefi ed Natural Gas)开发模式在我国海上气田应用的可行性,对海上气田双氮膨胀天然气液化工艺过程及主要参数进行了模拟分析。以目标气田气体组分和温压数据为基础,在保持气体组分、流量、进入液化段的温度及其压力不变的情况下,利用HYSYS软件分析了预冷、液化及过冷3个阶段的出口温度、液化段与过冷段的制冷剂循环压力对液化工艺流程的压缩功率、换热器功率、制冷剂流量、比功率以及冷箱负荷等的影响。结果表明:当液化段中气体的出口温度设定为-75℃,液化段和过冷段制冷剂的循环入口压力分别为3 450 k Pa和1 710 k Pa时,循环系统压缩机组的压缩功率和比功率达到最小值;预冷段的温度设定对制冷剂总压缩功率没有影响,但能够调整预冷段和液化段之间的换热负荷分配。该研究可以为FLNG开发方案的设备选型、技术和经济评估提供参考。     

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.     

FLNG装置双氮膨胀天然气液化工艺参数的确定

为了明确FLNG(Floating Liquefi ed Natural Gas)开发模式在我国海上气田应用的可行性,对海上气田双氮膨胀天然气液化工艺过程及主要参数进行了模拟分析。以目标气田气体组分和温压数据为基础,在保持气体组分、流量、进入液化段的温度及其压力不变的情况下,利用HYSYS软件分析了预冷、液化及过冷3个阶段的出口温度、液化段与过冷段的制冷剂循环压力对液化工艺流程的压缩功率、换热器功率、制冷剂流量、比功率以及冷箱负荷等的影响。结果表明:当液化段中气体的出口温度设定为-75℃,液化段和过冷段制冷剂的循环入口压力分别为3 450 k Pa和1 710 k Pa时,循环系统压缩机组的压缩功率和比功率达到最小值;预冷段的温度设定对制冷剂总压缩功率没有影响,但能够调整预冷段和液化段之间的换热负荷分配。该研究可以为FLNG开发方案的设备选型、技术和经济评估提供参考。     

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。     

地面起伏湿气集输管道涡流排液数值模拟及试验

为有效清除地面起伏湿气集输管路中的积液,设计加工了一种涡流工具。通过Fluent数值模拟与环道试验分析不同气液相折算速度入口条件对涡流工具排液效果的影响,并对涡流工具的工作效果进行评价。结果表明:安装涡流工具后,上倾管内液相回流及底部积液现象有所缓解,上倾管内维持环状流流型,持液率有所下降。涡流工具的排液降压能力与气液相折算速度、管路倾角有关。在倾角一定的情况下,气相折算速度越大,涡流工具的排液降压能力越强;在相同气、液相折算速度入口条件下,管路倾角(0°～45°)越小,涡流工具的排液降压效果越好。研究成果可为指导涡流排液技术的现场应用提供理论依据。     

海洋微藻的加压气浮采收工艺研究

对小球藻Chlorococcum sp.和金藻Dicrateria zhanjiannsis的回流式、气液加压气浮采收工艺进行了研究,通过单因子和综合因子试验,探讨了微藻液位高度、藻液流量、溶气压力和气体流量对微藻采收效果的影响.结果表明:微藻液位高度对小球藻和金藻采收效果的影响最显著;当微藻液位高度、藻液流量、溶气压力或气体流量分别为1.2m、400 L/h、0.6 MPa或120 L/h时,微藻可获得较好的采收效果;小球藻Ⅰ、小球藻Ⅱ和金藻的最大采收率分别为60.3％、68.1％和65.4％.试验结果显示,在不改变藻液pH值和不添加絮凝剂的条件下,利用回流式、连续加压气浮技术对微藻进行采收,采收效果优于传统气浮采收.     

垃圾气体在集气井内垂向流动的数值模拟

为了控制和利用垃圾气体,减小其对周围环境的威胁,采用数值模拟的方法,对不可压缩流体在紊流状态下的速度与压力分布情况进行分析比较.结果表明:垃圾气体的速度从收集井底部至顶部是逐渐增加的,至井的顶部,速度达到最大值;垃圾气体的压力分布与速度分布是相反的,在井的顶部,压力为最小值;由于穿孔被堵塞,穿孔处的压力比没有堵塞时要小60%.     

LNG卸料管道氮气预冷温度分布规律

LNG进入常温卸料管道前需进行预冷,在低温氮气预冷过程中,会出现管道顶底温差较大的现象,过大的顶底温差会造成管道拱起。利用Fluent软件,建立LNG卸料管道氮气预冷三维模型,采用阶段降低氮气入口温度的预冷方式,模拟氮气预冷卸料管道温度分布规律,探究卸料管道顶底温差产生原因及影响因素。结果表明:在预冷过程中,管道近管壁处温度梯度大,管道内部温度梯度较小;同时预冷过程中管道内自然对流作用不可忽略,与管道换热后的氮气温度升高、密度减小,在浮升力作用下向上运动,从而导致顶部温度高于底部温度;影响顶底温差大小的因素有预冷时间、质量流量、氮气温度等;顶底温差随时间先增大后减小,质量流量越大,氮气入口温度越低,管道顶底温差越大。为避免管道顶底温差过大和预冷速度不超过10 K/h,建议采用阶梯式预冷建议逐渐将温度降至123 K左右。(图10,表2,参10)     

油菜旋风式烘干机干燥筒内气力流场特性仿真分析

为了避免油菜旋风式烘干机作业时已达到烘干效果的油菜籽不能及时分离,导致油菜籽过度干燥,借助Ansys Fluent软件对油菜旋风式烘干机主要工作部件干燥筒的气力流场进行仿真分析,探究干燥筒的气流入口型式、入口气流速度及入口截面积大小等因素对干燥筒内油菜籽的分离性能的气力流场旋转强度、速度分量和压降等指标的影响规律。进一步预估并仿真分析油菜籽有效分离的干燥筒出口气流场特性,利用毕托管对干燥筒出口气流场风速进行测量,验证了该仿真模拟方法的正确性。结果表明:干燥筒气流入口型式采用蜗壳式所形成的气流场承载和分离物料能力优于切向式;当入口截面积一定时,速度越大,干燥筒内气流场分布更有利于物料分离;干燥筒入口截面积与压降呈正相关,并对出口段的气流速度有影响。对出口流场进行模拟和实测验证试验,其流场变化趋势基本一致,同一点位的流速模拟值与实测值的平均误差为6.58%,验证了所建立的干燥筒气力流场仿真模型的正确性。     

渤西油田严重段塞流控制措施数值模拟

渤西油田QK18-2平台至QK18-1平台之间的混输海管存在严重段塞流现象,由于段塞的不稳定性,易导致分离器发生溢流造成危险。采用OLGA软件对两平台之间的海底管道模拟计算得知,立管底部压力和管道出口瞬时液体质量流量发生剧烈的波动。为了防止严重段塞流危害管道及管道下游的工艺设备,分别对顶部节流法、多相泵增压法、气举法3种控制措施进行数值模拟,结果表明:3种方法均能很好地抑制严重段塞流。当节流阀开度为3%、多相泵安装在立管底部且增压为0.5 MPa、注气量为5 kg/s时,海管严重段塞流完全消除。综合考虑,最终推荐采用顶部节流法,建议节流阀开度为10%,以此有效地指导了渤西油田段塞流控制的工程实践。     

南输管道泵机组的优化配置

抚顺至营口鲅鱼圈港成品油管道（简称南输管道），长２４０ｋｍ，有三个输油站，为了实现泵机组的优化运行，通过调整机泵数量和型号的合理配置，达到节能降耗的目的。分析了冬、夏季管道内油品的平均输量，根据雷诺数确定油口的流态区间，计算出了不同油口的平均摩阻损失。泵机组的配置要求是：①应保证输量；②各输油站的出口压力不大于５．８８ＭＰａ；③入口压力控制在０．１９６￣０．８８２ＭＰａ。通过管路和泵站压力损失计算     

论农业机械液压系统柱塞泵的检修

正农业机械液压系统的效率主要取决于液压泵的容积效率,当容积效率下降到72%时,就需要进行常规维修,更换轴承和老化的密封件,更换或修复超出配合间隙的摩擦副,使其性能得到恢复。现以直轴斜盘式柱塞泵为例,介绍其使用及维修方法。直轴斜盘式柱塞泵分为压力供油型和自吸油型两种。压力供油型液压泵大都采用有气压的油箱,也有液压泵本身带有补油分泵向液压泵进油口提供压力油的。自吸油型液压泵的自吸油能力很强,无需外力供油。靠气压供油的液