BOG脱氮对PRICO液化工艺的影响

国内基本负荷型LNG工厂大多采用PRICO液化工艺,对于原料气中氮气摩尔分数超过1％的LNG工厂,储罐和装车站产生的蒸发气重新进入装置回收甲烷的过程,易导致系统内氮气含量不断累积,造成蒸发气量和蒸发气再液化过程动力消耗的增加.PRICO改进工艺通过对再液化后的蒸发气进行脱氮处理,合理选择氮气闪蒸压力,可以有效降低LNG产品的气化分率,减少BOG产生量,降低冷剂用量和BOG压缩机、冷剂压缩机的负荷.采用HYSYS软件对某LNG工厂的液化和蒸发气回收单元进行工艺模拟,分别计算了蒸发气脱氮气和蒸发气不脱氮气2种工况下的蒸发气压缩机负荷、冷剂负荷及LNG产量.计算结果表明：闪蒸脱氮后进入冷箱再液化的蒸发气氮气摩尔分数由脱氮前的34.62％降低至25.9％,改进型PRICO工艺蒸发气压缩机功率降低38.1％,液化蒸发气所需的冷剂负荷减少46.5％,冷剂量减少2.6％,相应冷剂压缩机的负荷降低328 4.3 kW,LNG产量减少7.2 t/d.（表1,图4,参8）     

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%。     

大型LNG工厂夏季生产装置安全控制方案

在夏季高温环境下,大型LNG工厂容易发生设备异常停机问题。以昆仑能源黄冈LNG工厂为例,基于某年满负荷下其主要装置的循环水冷却、空温器冷却、自然散热等冷却温度点典型数据,运用层次分析法建立模型,对夏季高温诱发安全问题的各项因素进行权重量化,结合工厂工艺控制参数,制订夏季生产装置的安全生产方案:当气温超过40℃时,开夏季喷淋系统,严格控制循环水出口、丙烯冷凝器循环水进出口水、贫液空冷器胺液出口、酸气空冷器酸气出口的温度分别低于32℃、42℃、55℃、55℃;再生气经过再生气空冷器后的温度低于35℃;压缩机润滑油温度应低于45℃;循环水系统进油站换热温度则低于30℃。结果表明:大型LNG工厂的夏季安全生产不能单一停留在传统的"夏季四防"工作、条例化的安全守则上,应结合生产实际需要,以生产平稳率为前提,将定性的夏季高温诱发问题量化为科学权重,制订切实可行的解决方案,可以有效降低生产风险。(图4,表7,参20)     

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.     

江苏LNG接收站BOG压缩机的节能降耗措施

介绍了LNG接收站工艺流程,阐述了活塞式压缩机的工作原理与技术特点,给出了各能耗参数的计算方法,包括排气量、供气量、容积系数、排气压力与级数、压缩比、排气温度、功率、效率等.分析了LNG接收站BOG压缩机的能耗问题,确定了能耗的主要影响因素,包括进气温度、进气压力、气相介质携液率、压缩比以及驱动电机的性能.基于此,提出了节能降耗措施:降低进气温度、控制进气压力、降低气相携液率、将电机改造为变频电机、在电动机拖动系统中加装功率因数控制器、经常更换冷却水系统的冷却液.     

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％.     

西三线压缩机组负荷分配控制方案

西三线在西段工艺站场与西二线合建后,针对站场压缩机组既要联合运行又要独立运行的问题,提出了西三线负荷分配控制方案。该方案基于出口压力负荷分配控制原理,采用闭环控制方式,通过可编程逻辑PLC作为控制器,将负荷控制和负荷分配功能两层控制算法叠加,调节各台并联压缩机组的转速和防喘振阀的开度,进而控制各台压缩机组的工作点与喘振线在等距离的位置上。在满足出口压力的基础上,根据各台机组的能力对总负荷进行分配。根据计算公式,负荷分配控制器采集压缩机进出口压力、温度、差压等信号,计算工作点与喘振线的距离DEV值,通过其PID计算输出再经过软件加权平均送到各机的性能控制器输出控制压缩机组的转速。同时引入闭环PI控制、开环RT响应以及前馈防喘振控制,从而实现负荷分配功能。结果表明:该方案使各台机组均在正常区间内工作,控制各台压缩机组回流或放空造成的能量损失,使喘振风险降到最低,同时共同分担扰动。     

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%。     

压缩机系统泄放阀计算

压缩机系统中的泄放阀(Blow Down Valve,BDV)既是压缩机安全运行的一个重要保障,又作为一个重要泄放源对火炬管网和火炬系统的设计有着重要影响。与一般压力容器相比,压缩机系统由于进出口压力经常存在较大差别而使其泄放阀计算具有一定的特殊性。以某项目的中压压缩机系统为例,首先计算了压缩机系统的停机稳定温度和压力,然后利用Hysys软件的动态泄压模块对BDV进行计算以得到最大瞬时泄放量,最后计算BDV上下游管道尺寸和BDV阀尺寸。计算结果表明,火灾工况为控制工况,压缩机系统在火灾工况下泄放时,泄放量不断减小,泄放物性质也会发生变化。     

基于灰色关联分析与层次分析法的LNG工厂冬防保温

LNG工厂是低温工程与储运工程的结合体,具有工艺流程复杂、仪表测控点繁多、设备设施管理任务重等特点,故其冬防保温工作极为重要。以昆仑能源黄冈LNG工厂为例,根据历年的天气记录、维修记录、冬防保温方案等相关数据及资料,运用灰色关联分析与层次分析法,分别对停工与生产两种工况进行分析,制定不同工况下的冬防保温方案:运用层次分析法,结合天气情况,对停工工况进行分析,科学制定冬防保温方案,全面保护LNG工厂设备;运用灰色关联分析法,对正常生产工况进行动态分析,得出人力资源与物料成本最省的冬防保温方案。以上方案可为其他LNG工厂的冬防保温工作提供参考,但具体运用时应根据LNG工厂自身工艺特点及其所在地自然环境进行适当调整。     

离心式压缩机喘振原因及其预防措施

喘振是离心式压缩机在流量减少到一定程度时发生的一种非正常工况下的振动现象,描述了离心式压缩机组喘振发生的物理过程,深入分析并研究了喘振产生的各种原因。机组喘振对天然气管道的生产运行产生诸多危害,例如:损坏密封、O形环等压缩机零部件,损伤压缩机动叶、轴承和环油密封系统,破坏压缩机各部分原有的间隙值并引起轴的变形,可能使某些仪表失灵或准确性降低。结合生产实际,给出了从生产运行方面防止喘振发生的措施:加宽稳定运行工况区,增加工艺气到压缩机进口的气体流量,控制启停机进程,降低压缩机的压比,降低机组转速,避免机组运行工况点频繁接近安全线等。     

LNG储罐优化数学模型及其应用

在LNG系统中,LNG储罐设施所占的投资比例较大,为节省投资,基于压力和蒸发率的关系对LNG储罐进行优化。相对于LNG单容罐,全容罐在经济和安全方面的优势更明显。介绍了LNG全容罐保温系统的组成和优化原理,提出通过调整保温层厚度代替储罐的增压系统进行罐内压力调节并达到高压储存的目的,在储罐安全的条件下,利用BOG压缩机对蒸发气进行再冷凝,实现LNG的循环利用。基于此,建立了LNG储罐优化数学模型,并利用VC＋＋语言编写计算程序对其求解,算例分析结果表明：该模型可行且适用于LNG系统的优化。     

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。     

Reduction of energy consumption during milk cooling

When using mass-produced water-cooling machines, a part of the heat energy being produced during cooling of freshly milked milk is released into the atmosphere. To reduce energy consumption, it is suggested to install in the refrigerating machine heat-exchange equipment between the compressor and condenser, which will allow using the heat of the refrigerant and freshly milked milk for heating water.     

轴向间距对压气机稳定性的影响

对低速轴流压气机五个轴向间距下的压气机特性进行了试验.通过试验分析了轴向间距对压气机失速点流量,以及对压气机工作于多团旋转失速流量范围的影响,论证了静子在轴流压气机中具有抑制扰动波发展以及增强气动稳定性的作用.实验结果表明,随着转静子之间轴向间距的减小,静子的增稳作用增强,压气机的失速流量减小.     

采用调节阀系统控制管道的水击

介绍了我国几条输油管道水击试验的基本情况，对管道调节阀系统的功能作了一般性叙述，对水击控制试验进行了详细的分析。强调调节阀系统在水击控制中必须反应灵敏、关阀速度快。指出调节阀的另一重要作用就是启泵保护。启泵和停泵一样，会产生一个水击波，启泵过程也是一个很强的水击控制过程，而调节阀就位于波源处进行控制。在密闭输油中，调节灵敏、动作可靠稳定的调节系统是优化运行和安全运行的根本保障，它的调节速度与压力变     

温降速率对LNG储罐预冷影响的数值模拟

LNG储罐在投产前需要进行调试,其中LNG储罐预冷是最重要的环节。采用MATLAB软件,建立16×104 m3地上全容式常压LNG储罐预冷模型,研究预冷过程中LNG喷淋量、BOG排放量、储罐压力、LNG气化率及温降速率的变化规律对LNG储罐预冷的影响。研究结果表明:在恒定温降速率下,LNG喷淋流量逐渐增加、BOG排放流量及储罐压力先增后减、LNG气化率仅在预冷后期逐渐降低;随着温降速率增大,LNG喷淋流量、BOG排放流量及罐内压力均增加,但LNG喷淋总量及BOG排放总量减小,LNG气化率仅在预冷后期随温降速率增大而增大;在温降速率超过3 K/h后,对LNG储罐预冷影响较小;在对LNG储罐进行预冷分析时,太阳辐射的影响不可忽略。为了保障LNG储罐投产工作的顺利开展,建议在预冷前期,将温降速度控制在1 K/h之内;在预冷后期,为提高LNG冷量利用率,应增大温降速率,将平均温降速率控制在2～3 K/h。经过实例验证,LNG储罐预冷模型模拟误差均小于10%,可以满足工程应用要求,对于LNG储罐实际预冷过程、预冷方案设计及预冷参数优化具有参考意义。(图2,表2,参20)     

LNG绕管式换热器壳程对流换热数值模拟

绕管式换热器是天然气液化的核心设备,其换热性能的优劣严重影响液化工艺水平。基于绕管式换热器的结构及特性,采用Fluent软件,对LNG绕管式换热器壳程单相混合冷剂的对流换热进行了数值模拟。结果表明:换热管管径是影响壳侧换热的重要因素,壳侧换热系数、壳侧冷剂压降均随换热管管径、壳侧冷剂质量流量的增大而增大。模拟结果与已有实验值的偏差均控制在20%以内,二者具有较高的匹配性,说明采用新建立的数值模拟模型用于绕管式换热器换热性能研究具有可行性。