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接收站最小外输工况下BOG的再冷凝控制

最小外输工况下BOG再冷凝工艺的平稳控制是LNG接收站安全平稳运行的关键,对LNG接收站BOG再冷凝工艺在最小外输工况下的控制难点和技巧进行分析,结果表明:最小外输工况下LNG接收站产生的BOG的量较多,通过再冷凝器底部旁路的LNG量过少,运行过程中调整压缩机负荷、槽车站装车量波动等因素都会导致再冷凝器的压力、液位波动较大,同时也无法满足高压泵入口的温度要求及维持其入口压力的稳定.最后提出减少接收站BOG产生量、降低进入再冷凝器的BOG温度、保证BOG压缩机在高负荷下运行及提高再冷凝器的操作压力等措施,这些措施能够提高BOG再冷凝工艺控制的平稳性,保证系统安全运行.     

高原地区双燃料发动机功率性能试验

针对高原地区进气压力较低导致的双燃料发动机功率下降等问题,对ZS1115单缸沼气/柴油双燃料发动机进行了功率恢复试验研究,研究了压缩比对发动机功率、燃油消耗率和排气温度的影响.结果表明:将沼气/柴油双燃料发动机压缩比改装为19∶1时,达到了原柴油机压缩比为17∶1时的功率水平,燃油消耗率和排气温度降低,达到了节省能源降低有毒气体排放,提高经济效益的效果.     

大气压变化对蒸发气压缩机处理能力的影响

大气压变化对LNG接收站蒸发气量(BOG)计算的影响因工程项目自身特点不同而有所差异,结合不同工程项目的储罐压力控制方式,详细分析大气压变化对BOG产生量的影响,结果表明:对于采用LNG储罐表压来控制BOG压缩机运行负荷的LNG接收站,在计算BOG量时,应将大气压降低考虑在内,尤其是对于沿海地区大气压波动较频繁的工程项目;对于采用LNG储罐绝对压力来控制BOG压缩机运行负荷的LNG接收站,在计算BOG量时无需考虑大气压变化。基于国内外BOG计算方法的对比结果,推荐了较为合理的计算方法,可为LNG接收站中BOG产生量的计算,以及如何确定BOG压缩机处理能力提供借鉴。     

ASPEN PLUS对天然气运输船再液化流程的模拟与优化

为了降低LNG船BOG再液化流程的功耗,在ASPEN PLUS中选择合适的热力学方法和设备模块对LNG船BOG再液化装置进行建模.通过对丙烯的预冷换热器出口温度、压缩机出口压力、节流阀出口压力以及BOG压缩机出口压力等工艺设备运行参数的模拟计算,得到各参数对BOG再液化流程功耗的影响规律.以工艺系统最低功耗为优化目标,采用变量轮换法对优化参数进行优化计算,得出在一定海水温度和液货舱BOG压力变化范围内,BOG再液化系统中重要节点的相关参数、压缩机和换热器最优化性能参数和设备设计参数,优化后流程总功耗比优化前降低了8.82％.     

基于BP神经网络算法的压缩机组运行优化模型

增压站运行方案制定的难点在于如何根据下游耗气量的变化,在不超出压缩机最大功率参数的情况下精准快速地调整进站压力,并根据具体需求提前制定多机组联合运行方案。以大牛地气田塔榆增压站6RDSA-1型压缩机组为研究对象,采用BP神经网络算法建立了压缩机组运行优化模型。选择已有的压缩机进气温度、排气压力及排气流量这3个基本参数作为模型输入值,计算得到了合适的进气压力和机组的轴功率。通过不同工况多组数据对比,模型对进气压力的预测结果与现场实测值的相对误差小于2.75%,验证了基于BP神经网络算法的压缩机组运行优化模型的可靠性,有助于增压站提前制定多机组联机运行方案,提升机组的运行效率,降低能耗和运维成本。     

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BOG处理工艺优化及能耗分析

闪蒸气(Boil-off Gas,BOG)的处理关系着LNG接收站的能耗及安全平稳运行。对比了目前常用的BOG直接压缩工艺和再冷凝液化工艺在工艺流程及能耗方面的差异,并分析了外输量、外输压力对BOG处理工艺能耗的影响。由此提出了BOG处理工艺的优化措施:针对现有BOG处理工艺流程加热再冷却过程中存在冷热交换而造成能量损耗的问题,利用LNG冷能通过换热器冷却压缩后的BOG,以LNG自身冷能取代现有BOG处理流程中的耗能元件再冷凝器,同时降低压缩机出口BOG的温度,减少加热再冷却过程的能量损耗。利用HYSYS软件分别对优化前后BOG处理工艺进行能耗分析,结果表明:BOG处理工艺优化前后能耗分别为2 677.82 k W、1 990.77 k W,优化后BOG处理工艺节约能耗约25.66%。     

移动式小型BOG增压再液化装置功耗的模拟计算

为了有效回收液化天然气接收站产生的BOG,减少BOG的排放,以国内某LNG接收站的BOG增压再液化工艺为例,利用HYSYS模拟设计工况下的运行参数,通过分析混合制冷剂的甲烷含量及组分配比、BOG压缩机出口压力、冷剂压缩机出口压力等参数对再液化系统的影响,获得了混合制冷剂的推荐配比为甲烷24%、氮气12%、乙烯33%、异丁烷31%,冷剂二级压缩机出口压力为4300kPa,BOG二级压缩机出口压力为7200kPa,节流压力为370kPa。在上述条件下,系统功耗为664.935kW,比以往降低了8.45%。     

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接收站空压机组联控系统的改进措施

通过研究江苏LNG接收站压缩空气管网压力波动特性曲线,分析了在当前控制方式下空压机系统的运行特点及存在的问题.提出空压机组联控系统改进措施:将空压机运行模式由两主机一备机改为一主机、第一备机及第二备机,设定了系统正常供气压力、最低供气压力及最高供气压力;为减少空压机卸载时干燥机再生消耗,设置干燥机与空压机联锁.实践证明:联控系统改进后,压缩机不再频繁加卸载;下游PSA制氮系统产品氮气流量提高,氧含量降低;空压机稳定运转,减少了加卸载带来的电流和机械冲击及空压机进气阀、电磁阀等部件损耗,延长了空压机使用寿命;减少空压机空转时间,节约电能;压缩空气管网压力趋于稳定,接收站运行更加安全平稳.     

空压机恒压供气节能改造的可行性

针对江苏LNG接收站空压机组能耗高、故障率高的问题,通过对接收站空压机机组运行和控制原理及对实际仪表风的需求进行比较分析,明确了导致空压机机组能耗和故障率较高的主要原因:常规加卸载、供气压力与实际需求压力不匹配、仪表空气利用率低、空卸载时间长.因此,通过空压机变频控制来实现对管网的恒压控制,保证管网压力稳定；同时,结合当前变频的发展现状,联合接收站DCS控制系统实现空压机组远程控制及数据模块的计算,保证变频器数据计算与传输的及时性.通过上述改进,有效提高了空压机组的运行效率和管网稳定性,实现了节能降耗.     

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接收站与输气干线首站设计压力一致性问题

概述了我国LNG接收站及其输气干线的建设现状,介绍了输气干线首站和LNG接收站设计压力的确定原则。举例说明了因输气干线首站和LNG接收站设计压力不匹配而存在的首站超压甚至管道爆裂的潜在危险,分析了传统解决措施的弊端,认为本质安全的解决方案是将首站设计压力提高到与接收站外输系统的设计压力一致。     

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。     

气田集输管网优化运行方案

选取管网节点参数、压缩机站流量、进气和排气压力作为优化变量,建立了基于压缩机站能耗之和最小的气田管网优化运行数学模型。由于该优化模型具有目标函数和约束条件非线性、求解域非凸性和优化变量非连续性等特点,利用遗传算法的搜索机制和混沌搜索的遍历性,构造了一种新的演化算法用于该模型的求解。以苏里格气田管网为例,使用该方法求解得到最优的管网节点运行参数、压缩机站运行参数及启用台数,在顺利完成天然气输送任务的同时,降低了压缩机站能耗。     

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.     

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.     

LNG接收站BOG处理工艺优化及功耗分析

为优化LNG接收站BOG处理工艺,降低整个接收站的功耗,以外输量为200 t/h、储罐BOG蒸发量为3.04 t/h的某LNG接收站为例,对再冷凝工艺和直接压缩工艺两种典型的BOG处理工艺进行了功耗分析,得出BOG压缩机和LNG高压泵的功耗为整个工艺的主要功耗。运用ASPENHYSYS模拟软件对现有工艺流程进行了优化:在现有BOG处理工艺的基础上,通过对LNG进一步加压至高于外输压力,靠气化后膨胀高压外输天然气做功来实现BOG的压缩和对LNG的加压。优化结果表明:BOG直接压缩工艺和再冷凝工艺分别节约功耗1 616.27 k W、1 270.64 k W。