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。     

LNG-FSRU中间介质再气化工艺优选

LNG浮式储存与再气化装置(Floating Storage Regasification Unit,FSRU)的建设周期短、装置灵活性高,其再气化模块是LNG-FSRU的重要功能模块,中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer,IFV)则是LNG-FSRU关键设备之一。基于LNG-FSRU中间介质再气化工艺现状,选择4种中间介质与2种加热源进行组合,确立8种再气化工艺流程,利用Aspen HYSYS软件建立再气化工艺流程模型,对再气化工艺进行敏感性分析。模拟结果表明:以丙烷为中间介质的整体式海水加热再气化工艺所需的海水流量及丙烷循环量较低,气化器结构紧凑、经济性好,其可作为LNG-FSRU再气化工艺的首选;当海水温度较低时,可采用海水和蒸汽联合加热的再气化方式。研究结果可为LNG-FSRU再气化系统的设计提供参考。     

浸没燃烧式LNG气化器水浴气化传热计算

为了研究SCV液化天然气气化器水浴内复杂的两相流传热规律,简化SCV气化器的工程应用计算方法,利用传热学理论,通过忽略烟气对传热过程的影响,简化了传热管束外流体流场、换热管内的温度场和流场,建立了水浴加热-液化天然气气化传热过程的数学模型。将实际运行中的浸没燃烧式液化天然气气化器的工作性能参数带入新建数学模型,计算得到了管外平均对流传热系数、总传热系数、总换热管长、总换热面积,同时根据SCV气化器的加热负荷、管外测量水流速度等反算上述数学模型中的4个参数值,结果表明:管外平均传热系数的模型计算结果与实际运行参数的偏差为16.8%,但总传热系数、总换热管长、总换热面积的偏差仅为6.9%、-7.9%以及-7.9%,总体上可满足工程计算的需要,验证了所建数学模型的可靠性。     

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。     

不同通道结构下印刷电路板式换热器流动换热特性

为规范、准确地比较分析通道结构对换热器流动换热特性的影响，选择直线形、Z形、S形及翼形通道印刷电路板式换热器（Printed Circuit Heat Exchangers,PCHE），采用Fluent稳态模拟方法，以超临界LNG为工质，以相同单位体积换热面积及通道长度为标准建立数值模型，分析4种通道结构在不同进口温度、质量流量及操作压力下的换热与压降性能，以及局部流动换热特性的变化规律。结果表明：高进口温度、大流量、低压力下的通道具有更好的换热性能，Z形通道换热能力最强，S形通道压降最高，翼形通道综合换热性能最强；通道内流体单位面积换热量在拟临界点附近会产生剧烈波动与回升，沿程压降随流速和通道结构的不同呈不同形式增长。研究成果可为浮式液化天然气设施换热器选取与通道内部结构改进提供理论依据。（图10，表1，参20）     

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.     

埋地管道周围土壤湿热耦合相变过程的数值计算

基于有限容积法,建立了多孔介质相变自然对流换热模型。以在饱和含水多年冻土区敷设的输油管道为例,采用SIMPLER算法,数值计算了地表温度周期性变化条件下,埋地热油管道的非稳态传热过程,得到了不同季节管道周围冻土温度场、土冰层融化移动界面及水分迁移规律。研究表明:在地表温度的周期性波动下,管道周围土壤温度场变化剧烈;受温度梯度和重力的影响,土壤中的水分形成沿管道中心线自上而下的自然对流涡旋;随着地表温度的变化,自然对流涡旋中心的形态和强度发生明显变化,说明温度梯度对水分迁移的影响较大。     

换热面积与沸腾时间对水套加热炉优化的影响

针对油气行业使用的水套加热炉在实际运行中存在水浴温度较低的现象,利用水套加热炉换热模型分析了其水浴温度较低的原因,给出了提高水浴温度的解决方案:在水套加热炉设计过程中采取合理的换热管束换热面积,使水浴温度尽量达到理论设计水平,实现水套加热炉的优化设计.提出利用水的沸腾时间衡量水套加热炉设计优化的标准,即在保证合适的换热管束的换热面积情况下,使换热介质水的质量达到最小,且其沸腾时间控制在0.5～2 h.优化措施能有效降低该炉型的制造和运行成本,达到节能减排的目的.     

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。     

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%。     

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.     

烟气余热回收翅片管换热器的换热性能分析

应用Fluent软件对烟气余热回收装置中的翅片管换热器的换热性能进行模拟分析,得到了换热器内流场的温度、速度和压力分布,将仿真分析结果与实验结果进行了比较,仿真计算的结果与实验值符合良好,仿真计算具有一定的可行性。此外,还研究了翅片厚度、翅片间距、烟气入口速度对换热器换热性能的影响,研究结果表明,翅片厚度的增加、翅片间距的减小能提高换热效率,在一定范围内,增加烟气入口速度也能提高换热器的换热效率。     

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     

新型农村地源热泵地埋管换热器的传热模拟

[目的]更好地模拟地源热泵地埋换热器的换热状况。[方法]介绍了3种地源热泵地埋管换热器的传热模型(线热源模型、圆柱热源模型和Eskilson模型),以宁波市鄞州区冬天供热为例,选择适当的传热模型进行数据模拟,得出了地埋管周围土壤温度场分布。[结果]地源热泵系统连续运行一段时间后,地埋管周围半径为0.8 m的范围内温度场会呈现强烈的变化,该区域以外的地方温度变化越来越小,直至接近于土壤的原始温度;浅层地表土壤原始温度场分布与深度呈指数关系,当深度达到一定程度后,土壤基本上维持恒温状态,比当地年平均气温高1~2℃。[结论]该研究为新型农村地源热泵中央空调工程设计和运行提供了理论参考。     

热油管道首站或加热站加热负荷计算

热油管道的首站及中间站加热站常用加热炉或换热器加热原油,设计时若热负荷取值低或过高,会影响道道的正常运行,或增加工程投资,为此,介绍了一种热油管道首站或加热站加热负荷的计算方法,以合理确定管道首站和中间站的热负荷,这种计算方法可以减少常规计算方法复杂的计算过程,适用于实际管道设计。     

转子式制冷压缩机温度场的求解模型

制冷压缩机运行过程产生的热环境对于部件及润滑油的性能至关重要,明确压缩机机壳内空间和壳体的温度场分布情况,有助于整机性能的优化,提升其可靠性.为此,对现有转子式制冷压缩机的传热模型加以改进,考虑了储液器的影响,应用集总参数法建立了带有储液器结构的转子式压缩机热场计算模型.其初始输入参数:压缩机部件几何尺寸、环境温度、压缩机输入功率、储液器入口气体温度、压缩比、压缩机电机效率、机械效率等,在明确集总模块间的传热热阻之后,通过数值手段求得各集总模块的温度.研究成果可为该类典型结构的整机温度分布求解提供理论依据.     

浮式接收再气化装置关键系统比选及发展趋势

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。     

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。     

稻壳循环流化床气化试验研究

以稻壳为原料,空气为气化介质进行循环流化床气化试验研究,探讨气化过程中空气当量比与温度和燃气成分的关系,以及炉膛内气化反应温度对燃气质量的影响。试验结果表明:空气当量比的增大,使得炉膛内温度升高,炉膛底部温度与其他测点间的温差增大,炉膛中间段温度高于两端温度;同时随着空气当量比的增大,燃气中H2、CO和CH4的含量先增加后减少,CO2的含量先减少后增加,O2含量变化不大,而燃气热值则呈现先增加后减小的趋势。比较试验结果表明,空气当量比的理想取值范围为0.22~0.28,最佳值为0.26。炉膛内气化反应温度的升高,使得燃气中可燃气体成分含量先增加后减少,最佳气化温度为750℃。     

旋动射流混药器螺旋弯曲收缩管螺距和分流器位置的模拟优化分析

螺旋弯曲收缩管、混合管和分流器是脂溶性农药旋动射流混药器的主要组成部分。而螺旋弯曲收缩管的螺距、分流器在混合管中的位置直接影响旋动射流混药器的结构。为了分析收缩管螺距和分流器在混合管中的位置对旋动射流混药器混合均匀性的影响程度,采用两因素三水平对比试验,通过有限元软件FLUENT模拟仿真,引入面积加权平均均匀性指数(γa)判断药水混合均匀性,其越接近1,混药器内药水混合越均匀。试验结果表明:螺旋弯曲收缩管能够提高旋动射流混药器的混合均匀性,但不显著;分流器分别位于混合管入口、中间和出口三处位置时,对脂溶性农药的混合影响不大,混合均匀性基本一致;螺距为3倍的螺旋弯曲收缩管长度、分流器在混合管中间位置的旋动射流混药器对脂溶性农药的混合均匀性较好。