LNG接收站调峰能力分析

针对如何平衡LNG储罐容量与调峰能力的问题,阐述了大型LNG接收站储罐容量与调峰方式的关系.以某LNG接收站为例,对增加罐容和购买现货两种方式对罐容差异和调峰能力的影响进行分析,采用动态设计模型求解现货方式,将连续用气量低于月平均用气量月差值之和作为罐容增加量.提出利用南北地区用气不均匀性时间差,加强南北地区LNG接收站资源的相互调度,可以提高调峰能力和灵活性,充分发挥LNG接收站调峰能力的新思路.(表1,图1,参6)     

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.     

中国LNG接收站的发展形势

结合中国天然气工业发展现状及相关政策法规,分析了未来LNG市场发展空间的影响因素。有利因素:国家法规、政策支持天然气发展,LNG市场稳步增长;天然气价格市场化提振天然气市场需求,远期中国天然气市场规模潜力巨大。不利因素:经济发展转型"新常态",天然气市场需求增速回落;国际油价持续下跌,天然气价格调整滞后,影响天然气需求增长;随着供应形势变化,气源间竞争愈加激烈。指出了LNG接收站业务面临的机遇和挑战:全球天然气液化能力提高,LNG资源充足;LNG现货及短期贸易蓬勃发展,进口LNG价格下降;LNG调峰需求巨大,成本相对较低。提出了国内LNG接收站建设发展思路及相关建议:以扩建现有接收站为主,适时增加储存容量和气化能力,积极参与市场调峰。     

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.     

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.     

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。     

LNG接收站储罐罐容及数量的设计计算

LNG储罐是LNG接收站投资费用最高的关键核心设施,前期设计阶段通过静态经验公式合理估算罐容及数量至关重要。LNG储罐数量及罐容的计算方法需要因地制宜,不同的设计公司采用的计算方法不尽相同。选取3种国内外LNG接收站设计公司常用的静态计算方法,对具体设计案例分别进行计算,结果表明:对于不承担调峰,外输相对均匀的LNG接收站或大型LNG接收站后期增罐的情况,采用法国某设计公司的计算方法较为合理;对于市场用气波动较大又兼顾调峰的LNG接收站,采用日本某设计公司和库存量法的计算方法更为合理。最后,针对3种公式的不足,给出了优化的计算公式,并针对不同类型接收站推荐适用的计算方法。     

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.     

城市燃气调峰与安全供用气

城市燃气供应因存在小时，日，月用气不均衡的特点，因此要求长输天然气管道具有一定的调节能力，且须妥善解决调峰问题，介绍了管道末段储气，地上储气罐，地下储气库，LNG调峰厂，地下管束及其他调峰方式，分析了各自的优缺点，提出了解决城市燃气调峰与安全供用气问题的综合措施和建议。     

LNG全运输系统运行可靠度计算方法

为了降低LNG储运过程中的风险,保障LNG供应链安全高效运行,可靠性分析是一种有效的技术手段。将LNG接收站与LNG船运合并为LNG全运输系统,明确了LNG全运输系统可靠性内涵;针对LNG航运失效数据不足的问题,建立了基于全运输系统运行机理的可靠性仿真模型;建立LNG接收站系统故障树模型,并划分最小割集,对LNG全运输系统的可靠性开展定性和定量分析,识别出系统薄弱环节。通过实例应用,验证了LNG全运输系统运行可靠度计算方法的可行性,可为LNG接收站储存及其船运过程中的安全管理、设备维护等提供参考。     

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。     

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冷能发电梯级利用法的优化

以最经济的方式充分回收利用LNG冷能是目前各LNG接收站所面临的重要问题。结合热力学原理和国内外应用实例,重点分析了有机朗肯循环法中冷能利用效率的影响因素,提出了循环工质的选择原则;对单一工质和混合工质进行对比,分析了压力对LNG冷能回收的影响,给出了多级串联分段梯级和多级复合梯级利用的循环系统优化方案。以广西LNG接收站为例,结合当地LNG市场实际状况,分析得出LNG冷能发电配套冷能加海水制冰方案是适合广西LNG接收站的最优方案,为广西LNG项目冷能利用指明了方向,同时对南方其他沿海LNG接收站冷能利用具有一定指导意义。     

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.     

管道末段储气调峰分析方法

在复杂输气管道稳定过程分析方法的基础上,建立了输气管道储气能力分析方法.该方法可以根据管道起点或终点的压力限制条件和稳态输量,确定管道末段储气调峰的能力和用储气库参与小时调峰的需求,能够系统地分析复杂输气管网工艺过程,确定管道末段储气调峰能力,是一种简便、实用的近似方法.在瞬态分析前,可对管网系统末段储气调峰能力进行预测和判断.经计算比较,提出的方法与SPS系统分析结果吻合很好,可用于预测管道的储气能力.在实际应用中,特别是在管道可行性研究和设计阶段具有重要的价值.