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.     

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动力船舶加气技术

动力船舶LNG燃料的加装与燃油的加装方式不同.描述了LNG储气罐加气、LNG岸基加气、LNG船基加气、LNG浮仓加气等动力船舶的加气方式,并分析各加气方式的优缺点,指出目前国内LNG动力船舶均为内河船,宜采用气罐加气.对比分析了自增压和泵送两种增压方式的原理及其适用性,推荐小容积储罐应用自增压,而(超)大容积储罐应用泵送增压.因为LNG需避免与空气接触,对于加气管路残液,建议使用氮气吹扫惰化管路并清理.LNG动力船舶加气技术属于新的技术领域,建议开展深入研究.     

江苏LNG接收站卸料速度与压力损失的关系

基于江苏LNG前11艘船的卸船数据,对江苏LNG卸料速度与压力损失的关系进行分析,并通过两者关系计算出江苏LNG接收站卸料的最大速度.对江苏LNG接收站卸船数据进行计算和处理,得出结论:卸船过程中,总压力损失△p主要由总管连接法兰到卸料臂后端压差和约3 000m卸料管道压降△p2构成.△p1主要包括船上连接法兰旁的过滤器摩阻△pf、短节(或变径)摩阻△pe和卸料臂摩阻△pa,通过拟合曲线和理论验证,此部分压力损失与卸料速度关系不明显,几乎保持不变.卸料管道压降△p2与卸料速度q相关,线性处理后得到△p2=0.026 q-201.2.管道末端罐底压力所受影响较小,维持在0.23～0.25 MPa范围内.根据压力损失及限制压力要求计算得到,对于14.5×104 m3标准船,最大卸料速度为12 100 m3/h; 26.7×104 m3的Q-MAX船最大卸速可达14 000 m3/h.     

LNG接收站气化器的选择

介绍了开架式气化器、浸没燃烧式气化器、液体介质气化器以及环境空气气化器的工作特点和使用环境。对上述几种不同类型的LNG气化器进行了分析比较,认为这几种气化器都有各自的优缺点,因此,在选择气化器时,应根据工程的实际情况,选择最佳的类型和配置。     

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。     

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。     

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.     

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接收站高压泵预冷方式对比

介绍了高压泵的组成以及LNG接收站配备的立式、电动、定速、潜液式离心高压泵的技术特点.高压泵初次使用或者进行维修作业再次投入使用时均需预冷.为此,将高压泵分为6部分:底部轴承以下、泵吸入室的中部、底部轴承、电动机定子的中部、上部轴承、高压泵出口法兰,由下向上进行预冷,并根据其内部结构制定了每一部分所需的预冷时间.对两种不同压力预冷方式的进行比较:当泵井压力为20 kPa时,泵井进液时液位控制较困难,但预冷入口和出口管路比较安全；当泵井压力为0.7 MPa时,泵井进液时液位上升平稳,且静置时液位变化较小,但是在预冷入口和出口管路时,可能发生高压气体窜入低压管路,导致再冷凝器液位和压力波动,甚至导致全场工艺设备停车.最后,指出了预冷作业过程中需要注意的几个问题.     

液化天然气(LNG)冷能发电方法比较和研究

我国的液化天然气(LNG)进口量逐年增大,随之而来产生了LNG冷能的浪费问题。LNG冷能主要用于冷能发电、空气分离、生产干冰、冷藏、海水淡化、制冰和低温粉碎,但除了冷能发电外其他应用对于冷能利用相对较低。国内外学者对LNG冷能发电技术进行深入的研究,用?作为评价方法,并取得了一定的应用成果。通过对国内外LNG冷能发电技术文献和实际应用的调研,目前主流的六种LNG冷能发电技术:直接膨胀法、朗肯循环法、联合循环法、布雷顿循环法、卡琳娜循环法和多级复合循环法,在总结LNG冷能发电的6种循环方法基础上,对个循环的效率进行了比较。直接膨胀法和朗肯循环法因工艺流程简单更适合小型气化站进行冷能利用,而多级复合循环法和卡琳娜循环法因工艺流程复杂,在将来克服装置设备后更适合大型的接收站来进行冷能发电,且冷能利用效率较高。     

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.     

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.     

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。     

LNG卸料管道穿堤布置方案的设计

LNG接收站防波堤、海堤的堤顶需通行车辆,因此LNG卸料管道穿越防波堤、海堤是其设计的难点,同时LNG的低温特性使其不能采用顶管、埋地敷设等常规管道的穿越方案。借鉴美国、日本采用海底和地下涵洞连接码头和储罐工程的实践经验,提出LNG卸料管道"堤顶箱涵"过堤方案:通过在堤顶道路设置钢筋混凝土箱涵,使LNG卸料管道在同一标高内平顺通过海堤,箱涵两侧设置4%坡道,满足平交道路车辆通行要求。实例应用结果表明:该方案既不影响堤顶道路通行和堤身稳定,又能保证LNG接收站工艺管道的正常运行及检修。同时,通过核算海堤的防潮设计水位,"堤顶箱涵"不影响海堤的防潮功能,可为面临同类问题的LNG接收站管道穿堤设计提供参考。     

LNG卸料臂安装过程中的关键技术

LNG卸料臂是LNG接收站的关键设备,其安装是LNG接收站工程建设施工过程中的一个关键环节,直接关系整个工程建设的施工进度。介绍了德国SVT生产的LNG卸料臂的结构及设备组成,详细说明了LNG卸料臂各阶段的安装过程及技术方法,总结了卸料臂安装过程中的若干关键技术,包括卸料臂各部分的起吊及运输技术、卸料臂安装前的仓库及工作船码头组装技术、卸料臂内管的连接技术、三维旋转组件的安装技术、卸料臂配重块的定位及安装技术、卸料臂充氮保护及防雷接地技术等,强调了卸料臂安装过程中的注意事项。研究成果可为LNG接收站内LNG卸料臂的安装提供借鉴。     

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.