LNG卸船时预冷速度的控制要点

LNG接收站生产运行中的重点和风险点是LNG接卸船工作,卸船时预冷速度的控制甚为关键。国内外大多数LNG接收站的接卸经验并不是很成熟,预冷速度的控制经验相对缺乏,难于把握。基于某LNG接收站已接卸的LNG船的预冷数据,对LNG接卸时预冷速度的控制、影响与卸料过程中存在的安全操作等问题进行分析。在卸船过程中,预冷速度过快是引起卸料臂快速耦合器法兰处泄漏的重要原因;根据卸船安全性要求和接卸经验,目前该接收站预冷速度控制在2℃/min左右,对整个卸船过程影响较小,能有效避免或减少事故。     

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.     

卸料臂ERS系统与应急操作

LNG接收站接收、储存并气化LNG,具有储存量大,气化速度快,调峰方便等特点.而卸料臂是连接LNG船与接收站的纽带,物料通过卸料臂由船方汇管进入站内工艺管道.卸料臂ERS系统可以对卸料臂工作状态进行实时监控,并能在紧急情况下,自动控制卸料臂完成隔离、断开、收回等操作.介绍了卸料臂ERS(紧急脱离系统)的组成结构和工作原理,重点描述了ESD(紧急停车关断)时,各个部件在逻辑和结构上的动作原理,总结了紧急工况下卸料臂应急断开的操作方法,为卸料臂应急操作提供了必要的技术支持和操作建议.     

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.     

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.     

LNG接收站船岸界面匹配研究

LNG船舶和接收站码头工作界面的衔接是LNG贸易必不可少的操作环节,而LNG需要密闭输送的特点要求船岸界面必须严格匹配.为确保LNG船舶安全靠离LNG接收站码头和LNG的输送操作安全,在LNG船舶靠泊LNG接收站码头前,码头方和船东或租船人必须开展船岸匹配研究.介绍了船岸匹配研究的一般步骤和船岸信息交换的主要内容.根据技术和安全操作等层面的分析评估,LNG船舶与接收站码头需要满足:船舶主尺度在接收站码头的接收能力范围以内,系泊方案能够满足有效系泊要求,船舶管汇与卸料臂相匹配,船舶与码头ESD系统相匹配,登船梯可以妥善安放到船舶甲板上,船舶持有有效证书和文件,船舶不存在任何重大安全缺陷.     

含蜡原油管道停输再启动压力计算新方法

为了提高含蜡原油管道停输再启动压力计算的准确度,在传统启动压力计算模型的基础上,建立了一种新的含蜡原油管道停输再启动压力计算方法。以刘天佑启动模型为基础,将再启动压力模型分为高程引起压降、惯性压降和摩阻压降3个部分,考虑管道沿线高程差引起的压降,并对管道进行区域离散化来求解摩阻压降。摩阻压降中由于触变性因素造成的压降,采用更适合于表达含蜡原油触变性的Houska触变模型。利用新建计算模型编制了相应的计算程序,代入秦京输油管道历年数据进行模拟计算,计算结果与实际情况相吻合,表明改进模型更具准确性和广泛适用性。     

LNG卸料管道专用隧道的安全设计

介绍了国外2个陆上液化天然气(LNG)接收站采用LNG卸料管道专用隧道连接离岸卸船码头和LNG储罐区的案例:美国Cove Point LNG和日本Ohgishima LNG。基于这2条LNG管道专用隧道的情况,分析了广东某LNG项目卸料管道专用隧道的特点,提出其安全性设计需要重点考虑的5个要素:内部空间分区或隔离、充氮密封或强制通风、监控设施、防结冰措施、防止LNG不受控外溢。研究成果可为国内其它类似工程的设计和研究提供参考。     

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.     

LNG接收站蒸发气量计算方法

采用LNG接收站蒸发气量单元计算方法,将LNG接收站再冷凝工艺流程划分为储罐蒸发、管道吸热、储罐闪蒸、大气压变化、泵做功等11个基本流程单元,结合珠海LNG接收站一期的设计方案,进行了各个流程单元的蒸发气量计算。比较各个单元的蒸发气量计算结果,得出结论:卸料置换单元产生的蒸发气量和返回LNG船的蒸发气量较大,二者与LNG船的尺寸密切相关,是蒸发气量计算的关键参数;大气变化亦对蒸发气量产生较大影响,在设计过程中应充分考虑气候因素。该方法使LNG接收站设计考虑的因素更加全面,且站内与蒸发气量相关的所有设备和管路均可基于单个或组合单元的计算结果进行选型,因此亦使设计更加灵活高效。     

山东LNG接收站卸料总管液氮预冷方法

卸料管道预冷是确保LNG接收站顺利投产试运行的重点工作,既可防止管道温度变化过快造成管材损坏,也可检验和测试低温设备的性能及质量。山东LNG接收站为了缩短LNG船舶靠泊时间、降低接收站运营成本,提出了在首船接气前采用液氮预冷卸料总管的方法:由于山东LNG接收站卸料总管较长,将其分成A、B、C段进行渐进式预冷,当管道顶底部温差超过10℃时,关闭隔断阀门,憋压至0.2 MPa后进行爆吹以消除温差;为了方便操作与控制,按照0℃、-30℃、-60℃、-90℃、-120℃、-150℃温度节点来调整汽化器的工况,以控制预冷速率。实践结果表明:该方法安全性高,可操作性强;在预冷过程中,管顶与管底温差控制在30℃以下,预冷速度应低于10℃/h;分段渐进式预冷法有利于减小管道顶底部温差,可减少预冷时间、提高预冷效率,并缩短LNG船靠泊时间约7天。(图1,表4,参13)     

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.     

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。     

山东LNG接收站船舶气试工艺改造方案比选

为了满足LNG船舶气试未来发展的需求,山东LNG接收站拟对现有工艺进行改造。设计了NG/惰化气体与NG/氮气置换两种气试工艺改造方案,对比分析结果表明:采用氮气作为船舱惰化干燥气体更合理,且相应的改造方案成本低、工程量小、可操作性强,不会影响接收站正常运行。依据改造后的工艺流程,以设计装载能力为14.7×104 m3的LNG船为例,通过借鉴国内其他接收站气试工艺,提出了山东LNG接收站气试过程中NG置换、LNG冷却与装载阶段相关工艺操作流程,同时证明了山东LNG接收站硬件设施可满足气试需求。该方法可为其他接收站的设计、建设和进行LNG船气试作业提供参考。     

液化天然气管道输送工艺参数的计算

LNG在管道输送过程中的物性参数可以通过LKP方程及其关联式确定,Lee-Kesler分别应用氩和正辛烷的实验数据拟合确定了该方程简单流体和参考流体的常数项。分别给出了用对比密度表示的LKP方程表达式和LNG混合物粘度的计算公式,利用对比态原理(CSP)计算比定压热容的表达式。利用"过冷"态原理进行无气化LNG管道输送工艺参数的计算,给出了管道水力、热力参数和保冷层厚度的计算方法。以大连LNG接收站为例,对1条长6 km、高程差48.5 m管道的运行参数进行计算,求得管道压降为0.338 MPa,保冷层厚度为0.145 mm,管输介质到达管道终点的温度为-154℃,因此在1.194 MPa的输送压力下,LNG全程处于液化状态,验证了LNG在"过冷"状态下输送的可行性。     

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。     

江苏LNG接收站SCV热效率计算

SCV是LNG接收站冬季运行的重要设备,SCV热效率,直接影响SCV的运行成本,应尽量提高SCV运行热效率.分析了LNG在SCV管束内被加热的3个阶段,利用HYSYS软件,计算了江苏LNG接收站SCV实际运行时的热效率.定性分析了冬季和夏季SCV运行热效率的差异,状态方程选择PR方程,SCV进口高压LNG和出口高压NG焓值选择Lee -Kesier方程进行修正,计算结果表明:江苏LNG接收站SCV实际热效率98.02％,基本达到设计要求.建议对江苏LNG接收站SCV燃料气流量计进行标定,减少计量误差,提高热效率计算精度;SCV运行时尽可能降低SCV出口天然气设定温度,节约运行成本.     

西南成品油管道显性摩阻因数计算式的选取

在使用达西公式计算管道摩阻时,通常推荐使用Colebrook-White方程,但该方程为隐性方程,求解过程需要较繁琐的迭代计算,不适合现场工作人员使用。采用11个精度较高的Colebrook-White方程的显性近似替代式,对西南成品油管道各个管段在输送不同介质条件下的摩阻因数进行计算,将计算得到的沿程压降值与实际沿程压降值进行对比和误差分析,确定了最适合计算西南成品油管道各个管段摩阻因数的Colebrook-White方程的显性近似替代式。由分析结果可知:使用Colebrook-White方程的显性近似式代替需要迭代求解的Colebrook-White方程,可以达到简化计算摩阻因数的目的。     

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.