LNG接收站蒸发气的发生与气量计算

介绍了LNG接收站储罐蒸发气的产生原因,以及不同条件下储罐蒸发气量的计算方法;对卸料和非卸料期间储罐的蒸发气量进行了计算;结合工程实际情况,提出了减少储罐蒸发气量的主要措施。     

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.     

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.     

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。     

可能蒸发计算方法及其计算程序的研究

简要论述了计算可能蒸发的彭曼方法的计算式,给出它的改进后的计算程序,以及年可能蒸发量和年降水蒸发差的程序及其计算结果。     

LNG接收站温室气体排放核算方法

在“双碳”目标下,根据中国对LNG业务发展需求、LNG产业链低碳化建设等要求,亟需对LNG接收站进行温室气体排放的统计与核算。为此,探讨了国际现行温室气体排放核算方法,提出基于企业/项目终端消耗的核算方法。以长三角沿海地区年加工量480×104 t的某LNG接收站为例,根据其涉及的LNG接收、储存、处理及外输的具体业务流程,分类列出排放源类别,并以该LNG接收站某年度历史数据为基础进行温室气体排放核算,最终分析统计生产工艺及生产支持过程中温室气体排放水平。从推广与应用冷能发电技术、节能降碳措施、碳捕获与封存、外购绿色电力4个方面为LNG接收站运营企业降低温室气体排放提供了可行性建议,从而为中国建设成熟的全国碳市场、天然气行业纳入全国碳交易系统奠定方法基础。（图1,表7,参20）     

大型LNG储罐静态日蒸发率的计算方法

大型LNG储罐通常在微正压低温条件运行,无论静态还是动态工况运行,环境热量漏入均会导致LNG闪蒸气化,造成气损,增加生产成本,并有可能造成LNG分层而发生翻滚,使罐内压力上升带来安全威胁。根据大型LNG储罐的结构特征,给出了较为简便的日蒸发率计算方法;提出了光照对储罐漏热量的影响,并给出不同条件下储罐表面温度的简便计算公式。将该计算方法应用于某16×104 m3的LNG储罐日蒸发率计算,其计算结果达到大型LNG储罐蒸发率的通用要求;运用液位差间接法对储罐实际蒸发量进行了计算,其结果与上述简便公式计算值较为一致。该简便计算方法可为LNG储罐保冷设计、施工及生产过程中的绝热性能衡量提供较为准确的分析方法和依据。     

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.     

非卸船工况下LNG接收站BOG产生量的计算

在LNG接收站运行过程中,准确计算BOG产生量是保证安全生产的重要工作之一。基于BOG产生量常用的计算方法,总结了非卸船工况下BOG产生量的关键因素,主要包括储罐吸热、保冷管道吸热、泵运行产热,同时增加了再冷凝器冷凝BOG随保冷循环LNG重新回流到储罐这一不可忽略的因素,并分析了罐压变化对BOG产生量的影响。通过对罐压不变、罐压逐渐上升、罐压逐渐下降3种工况下的BOG产生量与处理量进行计算,结果表明:在3种不同工况下,利用储罐吸热量、保冷管道吸热量、泵热量回流量、再冷凝器冷凝BOG回流储罐流量计算BOG产生量具有较高的准确性和可行性;BOG产生量与处理量计算结果的偏差均小于5%,但若忽略冷凝BOG回流储罐、罐压变化的影响,则二者偏差可分别达到50%、23%。在LNG接收站生产运行中,建议重视罐压变化对BOG产生量的影响,并对再冷凝器冷凝BOG回流储罐的流量加以控制。(图1,表15,参32)     

LNG接收终端工程的抗震设防

梳理了国内工程抗震设防的基本原则与要求,对比了美国、欧洲LNG工程抗震设防的基本要求与推荐做法,对我国进口LNG接收终端工程抗震设防提出了具体建议.给出了大型LNG工程抗震设防的基本技术标准,工程场地地震安全评估分步、分阶段实施方法,建(构)筑物重要性等级划分准则,抗地震水准和构件强度标准以及LNG码头抗震设防措施等,并给出了工程应用实例,相关研究结论具有一定的参考价值.     

模糊综合风险评价方法在LNG加注站的应用

根据LNG加注站风险事故多层次、多因素及不确定的特点，结合行业安全标准规范，采用模糊综合风险评价方法确定了LNG加注站的风险因素和评价指标，建立了LNG加注站的安全评价体系。通过模糊运算求出评价总分，以达到风险辨识的目的。基于对运算结果的分析，针对该LNG加注站各项安全指标，提出了针对性的解决措施。模糊综合风险评价方法对LNG加注站安全状况的评价是有效的，减少了评价工作中的随意性，能较好地解决模糊、难以量化的难题，便于及时解决生产实际问题。     

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接收站的风险与预防措施

分析了LNG接收站在运营过程中的潜在风险和危害,包括LNG翻滚事故、火灾与爆炸危险、中毒与窒息危险、低温危害及噪声危害的形成机理和事故案例,提出针对性预防措施。要求在项目前期对工艺设计和审查进行HAZOP分析,确保工艺的合理性;LNG接收站的管理人员了解潜在风险的诱因、场所及其危害程度,掌握各类事故的预防方法。     

LNG静态测量计算

按照LNG贸易协议要求标准化的静态测量程序,推荐以质量或能量表示商品量.参考冷冻液烃静态测量计算程序的国际现行标准,介绍了由储罐仪表静态测量参数及产品组成的LNG计算质量程序、标准状况下蒸发气当量体积的计算程序及热值的计算程序,并给出了计算示例.     

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)     

某LNG站管网与管径的优化计算

天然气管道在实际运行时,由于用户种类不同,对气量和压力的要求相去甚远.通过对福建LNG站输气干线工程设计进行合理的优化设计计算,采用动态模拟方法对管网系统进行了分析和计算,研究了影响管网系统主要因素,提出了在天然气管网的设计中对管网系统进行优化的方法.     

LNG泄漏在地面上蒸发速率的计算

针对LNG泄漏在地面上潜在危险的分析,需要对其在地面上扩散和蒸发速率的变化进行准确预测。基于液体扩散的动力学模型和热传递模型,采用微分方法建立了LNG在连续性泄漏情况下液池漫延半径、蒸发速率随时间变化的预测模型,克服了现有预测模型单纯依赖一维傅里叶导热方程的局限性。根据所建立的预测模型,LNG液池蒸发速率先随时间线性增加到最大值,随后随时间的延长而降低,即与时间的平方根成反比。以5m^3圆柱形LNG储罐为例,计算得到LNG泄漏的速率为19．92kg／s,泄漏完全所需时间为69S,液池半径达到最大的时间为33S,液池半径最大值为7m,0～33S时间内LNG蒸发速率先线性达到最大值19．92kg／s,34-69s时间内液池蒸发速率与时间平方根成反比,液池厚度由2．3mm逐渐增加到6mm。