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。     

冬季ORV运行与维护

ORV是LNG接收站工艺中长期运行的关键设备之一,江苏冬季海水温度较低,为保证接收站安全平稳运行,资源合理利用,针对江苏LNG投产运行第一个冬季ORV的实际运行情况,介绍了ORV的基本结构和运行特点,讨论了冬季海水水温较低、海域潮差造成的海水流量波动等因素对ORV气化效率的影响.详细分析了海水温度与ORV本体结冰高度及LNG气化出口温度的变化关系.求证了ORV在江苏LNG接收站海水最低温度下的使用效率,有利于在今后的操作中,根据海水温度的变化合理调整工艺,使设备运行于最佳状态.     

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.     

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.     

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接收站组合供氮系统运行分析

LNG接收站的氮气使用有连续用气和间歇用气两种.江苏LNG接收站氮气供应采用PSA制氮与液氮气化相结合的方案,其符合LNG接收站平时用氮量少,卸船时用氮量大的特点.但在实际运行过程中,由于PSA制氮系统气源压力不稳定,加之卸船时氮气用量急剧上升,造成液氮用量偏大且PSA系统经常发生氧含量高报警而停止向系统供气的现象.为了稳定江苏LNG接收站组合供氮系统运行状态,详细分析了氮气系统的运行特点、影响氮气系统运行的几个因素及其原因,并依据分析结果提出了解决措施,从而保证了江苏LNG接收站氮气系统的平稳运行.     

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.     

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.     

无功补偿在江苏LNG接收站的应用

随着LNG接收站设备的启动运行,原设计的无功补偿电容量已不能满足用电负荷的要求,补偿容量的不足将导致无法对功率因数进行有效调整,从而严重影响电能质量.通过对LNG接收站负荷的预测,计算出需要增加的无功补偿电容量,确定加装补偿设备容量.结果表明:通过对供电系统进行无功补偿,提高了江苏LNG供电系统的电能质量,降低了设备和线路的功率损耗,很大程度上提高了变压器的利用率,起到了节能降耗的作用.     

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.     

空压机恒压供气节能改造的可行性

针对江苏LNG接收站空压机组能耗高、故障率高的问题,通过对接收站空压机机组运行和控制原理及对实际仪表风的需求进行比较分析,明确了导致空压机机组能耗和故障率较高的主要原因:常规加卸载、供气压力与实际需求压力不匹配、仪表空气利用率低、空卸载时间长.因此,通过空压机变频控制来实现对管网的恒压控制,保证管网压力稳定；同时,结合当前变频的发展现状,联合接收站DCS控制系统实现空压机组远程控制及数据模块的计算,保证变频器数据计算与传输的及时性.通过上述改进,有效提高了空压机组的运行效率和管网稳定性,实现了节能降耗.     

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.     

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。     

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ORV预冷工艺控制分析

开架式气化器(Open Rack Vaporizers,简称ORV)是LNG接收站中的关键设备,它以海水为热源将LNG气化成气态天然气.ORV及其相关管道在备用时处于常温状态,为了防止低温LNG突然进入常温管道和设备,引起管道急剧收缩造成损坏,ORV在运行前必须进行预冷.重点介绍了江苏LNG接收站中ORV预冷的准备工作、工艺流程、工作要点、冷却过程等,并针对实际过程中的操作要点和控制重点进行了分析.     

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.     

影响流量分程控制器稳定性的因素

在工业生产中,经常通过流量分程控制测量、调节工艺参数,通过对给定对象的测量调节系统的压力和流量等参数,从而排除干扰,消除偏差,保证系统的稳定运行.随着天然气用量的增加,LNG接收站通过储存、气化、外输这一过程实现能源的充分利用,而LNG工艺系统控制的平稳性直接影响接收站的外输供气.通过对江苏LNG接收站流量分程控制回路运行情况进行观察和分析,总结了可能影响其稳定性的各种因素,提出了可行的优化方案.     

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仿真培训系统的技术特点

江苏LNG仿真培训系统(OTS)是江苏LNG接收站进行操作员培训的重要设备,可同时培训DCS操作工和现场操作工.该系统基于美国Invensys公司的Dynamic Simulation Suite构建而成,并通过FSIM连接至Foxboro I/A Series工作站,为培训人员提供了一个仿真的DCS环境.培训人员在不影响现场工况的情况下,指导操作工进行各种流程模拟操作与培训.另外,由于Dymsim系统可以对工艺流程进行严格计算和动态模拟,参与设计和试车的人员可以利用OTS对理论计算和流程操作进行模拟和优化.目前,该系统已在江苏LNG应用接收站获得,取得了良好效果.