基于混合工质的中间介质气化器参数优化

中间介质气化器IFV(Intermediate Fluid Vaporizer)是海上浮式液化天然气接收终端的关键换热设备。基于传热理论,建立了多换热器的耦合换热计算模型,并采用混合工质作为中间介质,研究了运行参数对气化器换热性能的影响规律。通过分析混合中间介质饱和温度对气化器换热性能的影响,结合海水温度波动的敏感性分析,优选了混合中间介质的最佳饱和温度范围为256～265 K,此时IFV总换热面积较小且变化受海水温度波动影响较小,运行更稳定,蒸发器和冷凝器的换热系数较高,IFV换热性能较好。通过研究海水在调温器内的温降变化对IFV换热性能的影响规律,优选了海水在调温器内的温降范围为0.6～1.2 K,此时各换热器的UA值(换热系数U与传热面积A之积)和热负荷均表现为高量,热流密度较大,换热器的换热性能较好,且IFV的总换热面积变化控制在最小换热面积的10%以内,各换热器所占比例均为20%～50%,更有利于提高IFV运行的稳定性和适应性,且推荐换热器间热负荷比为3～7。(图10,表1,参24)     

基于混合工质的中间介质气化器参数优化北大核心

中间介质气化器IFV(Intermediate Fluid Vaporizer)是海上浮式液化天然气接收终端的关键换热设备。基于传热理论,建立了多换热器的耦合换热计算模型,并采用混合工质作为中间介质,研究了运行参数对气化器换热性能的影响规律。通过分析混合中间介质饱和温度对气化器换热性能的影响,结合海水温度波动的敏感性分析,优选了混合中间介质的最佳饱和温度范围为256~265 K,此时IFV总换热面积较小且变化受海水温度波动影响较小,运行更稳定,蒸发器和冷凝器的换热系数较高,IFV换热性能较好。通过研究海水在调温器内的温降变化对IFV换热性能的影响规律,优选了海水在调温器内的温降范围为0.6~1.2 K,此时各换热器的UA值(换热系数U与传热面积A之积)和热负荷均表现为高量,热流密度较大,换热器的换热性能较好,且IFV的总换热面积变化控制在最小换热面积的10%以内,各换热器所占比例均为20%~50%,更有利于提高IFV运行的稳定性和适应性,且推荐换热器间热负荷比为3~7。     

LNG空温式气化器管内气化传热与流型数值模拟

LNG空温式气化器是气化站内的核心设备,其管内气化传热特性对于设计与运行优化具有重要意义。以实际运行中的空温式气化器单根翅片管为原型,运用计算流体力学软件Fluent,采用VOF(Volume of Fluid)多相流模型及Lee冷凝相变模型,对LNG管内气化传热与流型进行了数值研究。结果表明:LNG在空温式气化器内气化的主要流型为泡状流、弹状流、搅拌状流及雾状流,且与Hewitt和Roberts流型图吻合较好;在LNG管内气化过程中,随着气相体积分数的增大,局部传热系数呈先增大后减小的趋势;管内局部传热系数随着壁面加热热流密度的增大而升高,LNG在空温式气化器内的气化传热以核态沸腾传热为主。     

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微通道气化器四段设计方法及数值模拟

微通道气化器具有换热效率高、耐高压、结构紧凑等优点,作为LNG气化器具有广阔的应用前景.目前,LNG微通道气化器大多采用分段法设计,但该方法需编程计算,且计算量大,不利于在工程中推广应用,因此,提出了一种微通道气化器四段设计方法.根据换热工质各状态的温度分界点将气化器分为4段,通过热平衡计算、结构设计计算获得各段传热量...     

热油管道石蜡沉积层的传热特性

将埋地热油管道的温度场简化为二维非稳态传热问题,建立了管内原油、管内石蜡沉积层和管外土壤三个区域传热特性的数学模型.在模拟条件下,计算了管道正常运行和停输过程中,在不同石蜡沉积层厚度下,管外的土壤温度场变化和石蜡沉积层内平均油温随时间的变化.     

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     

液化天然气汽化工艺及冷量利用

液化天然气作为低温燃料,在汽化时放出大量的冷量,这部分冷量可以被其它工艺过程有效的利用.介绍了液化天然气的汽化工艺流程、汽化站储存总容积的确定及汽化器传热面积的确定,通过对LNG冷量火用分析数学模型和LNG冷量火用特性进行热力学分析,总结了发电、空分、干冰制取、低温粉碎、蓄冷装置等各种工艺过程中LNG冷量的利用方式.     

啤酒巴氏灭菌过程的传热分析

本文将啤酒的巴氏灭菌过程作为由十一个换热区段组成的换热器网络进行传热分析,针对网络连接特征将过程分解为相互联系的四个加热冷却循环和三个加热循环。对于不同循环分别建立了传热分析数学模型,并将区段间联系作为约束条件对循环进行了编程求解。计算结果反映了灭菌过程啤酒的温度变化状况,将其与实测生产过程数据相比较,两者吻合。说明本文建立的数学模型及计算方法正确,可作为调节和控制生产过程的科学依据。     

LNG绕管式换热器壳程对流换热数值模拟

绕管式换热器是天然气液化的核心设备,其换热性能的优劣严重影响液化工艺水平。基于绕管式换热器的结构及特性,采用Fluent软件,对LNG绕管式换热器壳程单相混合冷剂的对流换热进行了数值模拟。结果表明:换热管管径是影响壳侧换热的重要因素,壳侧换热系数、壳侧冷剂压降均随换热管管径、壳侧冷剂质量流量的增大而增大。模拟结果与已有实验值的偏差均控制在20%以内,二者具有较高的匹配性,说明采用新建立的数值模拟模型用于绕管式换热器换热性能研究具有可行性。     

LNG气化装置在城市燃气系统中的应用

概述了液化天然气(LNG)的生产技术在国内外的发展状况.以西宁LNG项目为例,阐述了LNG的生产工艺流程和生产步骤,提出在LNG气化中应注意翻滚、爆炸、包容系统破损等安全与技术问题.     

提高翅片管式换热器热力性能的方法

对翅片管式换热器结构进行了优化设计和改进,并采用TESCOR平台———换热器性能实验台对改进前后的换热器的热力性能进行了测试。提出了强化翅片管式换热器换热性能的两种方法:一种是将低温工况下易结霜的换热器(蒸发器)翅片管设计成变间距翅片结构,使其既增加了管内翅片的传热面积,又提高了管内气流的流速;另一种是将空调工况下的换热器的等螺距内螺纹管设计成变螺距内螺纹管,以增加管内气流的扰动,提高传热系数。并对用这两种方法改进后的换热器的热力性能进行了计算,结果表明,其传热系数分别提高了9.8%和3.82%。     

庆哈埋地管道允许停输时间的计算

输油管道停输后，当管内原油温度降到一定值时，管道的再启动会遇到极大的困难，甚至造成凝管事故。为了避免凝管事故的发生，需要对输油管道的停输安全性进行研究。通过对大庆-哈尔滨埋地输油管道的测试与分析，采用两种不同的方法测试了管道在各种地势条件下的总传热系数，确定了庆哈输油管道停输后的最危险截面。在充分考虑大地恒温层、热油管道对大地温度场影响范围的基础上，建立了管道停输时的非稳态传热简化物理模型及相应的数学模型，并编制了模拟计算软件，计算得出了管道停输后管内原油温度随时间的变化规律及庆哈管道的允许停输时间，计算结果对输油管道的科学管理具有指导意义。     

天然气液化冷剂管外降膜流动特性数值模拟

降膜流动蒸发是液化天然气工艺中绕管式换热器的核心传热方式.为了研究不同雷诺数、管外径及管间距对烷烃类介质降膜流动管间流型、液膜厚度等参数的影响,基于VOF两相流模型和Level Set两相流模型的耦合模型,进行降膜流动的数值模拟研究,同时搭建可视化实验装置,对数值模型进行实验验证.基于数值模拟结果,拟合得到了适用于烷烃...     

生物质气化系统的烔用值分析

基于生态热力学的最新进展,首次采用烔用值理论方法研究生物质气化系统。以江苏盐城某20 MW生物质气化燃气-蒸汽联合循环发电工程为研究案例,采用烔用值分析理论对其生态环境效益进行综合评价,并计算了系统的烔用值评价指标,与风力发电系统、太阳能热力发电系统、玉米酒精生产系统和沼气综合利用系统这几个典型的可再生能源转化利用系统进行对比分析。结果表明,生物质气化系统的烔用值总输入为1.04E+15 Jc/a,烔用值转换率为2.64 Jc/J。人力劳务是生物质气化系统烔用值投入的主要部分,占总烔用值投入的86.04%。生物质气化系统与其他可再生能源系统类似,都主要依赖于外购的资源,但对可再生资源的利用较高,具有较好的发展持续性和生态环境效益。     

浮式接收再气化装置关键系统比选及发展趋势北大核心

LNG浮式接收再气化装置(Floating Storage Regasification Unit,FSRU)具有审批流程简化、建设周期短、投资小、供气速度快等优势。基于此,对其关键系统的技术可获得性、设备可靠性、建造周期进行了分析,并且从可靠性、安全性、投资成本、运营成本、环境影响及建造周期等方面对浮式接收再气化方案进行了梳理。结果表明:卸料臂使用寿命长、运营成本低,建议浮式接收再气化装置采用卸料臂进行旁靠卸载;再气化系统可采用丙烷或乙二醇溶液作为中间介质进行换热,根据装置系泊港口的环境条件、环保要求、船体蒸汽系统负荷来确定使用。与FSRU相比,浮式接收装置(Floating Storage Unit,FSU)的再气化模块布置灵活,可以进行冷能利用,运营成本降低,可靠性与安全性更高,经济性更佳,是浮式接收再气化装置的发展新趋势。     

海上晃荡对中间介质气化器内部液位波动的影响

中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer,IFV)是浮式LNG接收站关键设备之一,由于容易受到海上风浪影响,IFV内部的液位波动会影响设备的换热性能。采用三维数值模拟方法,结合Fluent计算软件,编写了非稳态晃荡边界条件,对IFV内部中间介质腔内液体的晃荡运动进行了模拟。分析了不同晃荡幅度、晃荡频率及中间介质的充灌液位对介质腔内液位波动的影响。研究表明:当晃荡角度在3°~10°之间、晃荡频率在0.1~1 Hz之间时,中间介质充灌量的安全液位为50%;中间介质液面随晃荡角度的增加,晃荡周期的减小,液面波动愈加剧烈,从而为LNG的安全输送提供了借鉴与参考。     

用预测-校正法计算热油管道的轴向温降

针对长输埋地热油管道轴向温降计算误差大的问题,在充分考虑影响热油管道轴向温降各种因素的基础上,研究了油品物性(密度、比热容、粘度)和总传热系数与温度变化的关系,建立了热油管道稳定运行时轴向温降的数学模型,并采用预测-校正法求解数学模型.该模型较适用于有进出油点的管道,与常规的计算方法比较,该模型更接近实测值,精度较高.     

LNG储罐地震响应分析方法

液化天然气储罐抗震设计是整个LNG工程的重点。LNG储罐地震分析方法包括规范推荐公式、流体单元法、附加质量法,3种方法理论基础基本一致,但计算方法和效果有所区别:液化天然气储罐的地震分析反应谱一般采用EN 1998-1-2004定义的设计反应谱,EN 1998-1规范公式是对Haroun-Housner理论的简化推导;流体单元法通过有限元软件中的流体单元,模拟储罐真实地震反应,用于耦合液体-储罐-场地土系统分析;附加质量法是将液体冲击作用部分的质量和晃动部分的质量放置到其对应的等效作用高度上,是流体单元法和规范公式的结合。从计算精度、安全余量、计算效率等方面综合考虑,在LNG工程设计中,建议采用附加质量法作为获取LNG储罐地震响应的主要方法。