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.     

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。     

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.     

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     

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.     

LNG接收站扩建储罐工程预冷工艺方案设计及建议

与接收站同步投产的储罐相比，扩建储罐的预冷工艺具有较大差异。针对扩建储罐预冷工艺方案研究较少的问题，为积累理论和工程经验，以某大型沿海LNG接收站扩建储罐项目为例，结合该接收站工艺流程，分析扩建与新建储罐工程之间的差异，并对4种LNG填充方法进行适用性分析，开展扩建储罐预冷工艺方案设计，形成了预冷关键流程与工艺指标，包括卸料管道预冷、卸料管道填充、氮气置换、储罐预冷、储罐充液静置、低压外输管道预冷填充及排净管道预冷填充。实例应用结果表明：设计形成的预冷方案操作工艺简单，且储罐、管道温降速率符合标准要求，预冷成效良好。该项目预冷工艺对后续扩建储罐项目普适性较好，可为后续项目预冷方案编制、现场预冷操作及关键工艺指标选取提供借鉴和参考。（图5，表1，参23）     

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。     

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)     

LNG接收站试运投产关键环节的质量控制

LNG接收站安全、按期试运投产是保证其平稳、高效运营的重要环节,一旦管道及设备的施工、吹扫、气密、干燥置换、预冷、单机试车等环节质量控制不到位,可能造成投产期间事故频发,甚至延迟试车。以中国某大型LNG接收站为研究对象,总结LNG接收站试运投产关键环节的质量控制要点,对影响LNG储罐与工艺管道干燥、预冷效果的主要因素以及重要设备单机试车前检查的重点部位进行深入分析,并提出施工控制措施。研究结果对其他新建LNG接收站的投产具有借鉴意义,也可供相关设计、施工单位参考。(图2,表1,参20)     

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。     

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.     

广东大鹏LNG接收站实施轻烃分离的可行性

介绍了国际上LNG冷能的利用现状,阐述了广东大鹏LNG接收站基于LNG化学组成和LNG冷能利用增设轻烃分离装置的必要性,指出了实现轻烃分离需要解决的技术问题:同时保证天然气管道在比较稳定的高压力下运行和轻烃分离装置稳定的进料量,确定了增设轻烃分离装置的原则.通过开展联合工艺研究和轻烃分离装置模拟计算,使轻烃分离装置和接收站都处于优化运行状态,不但解决了接收站气化外输量的波动对轻烃分离装置的影响问题,而且确保了广东大鹏LNG公司连续安全地向用户供应天然气.     

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.     

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.     

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.     

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.     

大型LNG储罐氮气吹扫和干燥方案优化

对比了大型LNG储罐的几种氮气吹扫和干燥方案的优缺点,重点介绍了各方案干燥时间的长短、安全性及经济性.结合江苏LNG接收站储罐的氮气吹扫和干燥方案,通过干燥时间的理论计算,分析了LNG储罐干燥时间的主要影响因素,提出了优化方案.结果表明:若在液氮气化器后端增加一个功率为266 kW以上的氮气加热器,同时在控制储罐压力和温度的前提下适当增加氮气流量和注入压力,可缩短氮气吹扫和干燥时间.江苏LNG接收站储罐的氮气吹扫和干燥方案具有经济效益高、可操作性强、安全性高等优点.     

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.