基于Aspen Hysys的LNG接收站卸料工艺模拟

为降低LNG接收站卸船工艺产生的功耗,分析了接收站的功耗来源,归纳出影响接收站功耗的五个主要因素:保冷循环流量、支路流量、环境温度、卸船周期、卸船温度。使用HYSYS软件建立卸料工艺系统动态仿真模型,在给定工况下对LNG接收站卸船过程进行模拟,计算接收站总功耗,得出各工况下的最优操作变量,最后以接收站实际生产工况为例,验证模拟研究方法的可行性。     

青岛LNG接收站BOG处理优化模拟研究

针对青岛LNG接收站BOG处理过程中LNG提供冷量不足引起管道振动、阀门异常现象进行优化模拟研究。基于青岛LNG接收站BOG处理单元实际运行工艺,以Aspen HYSYS流程模拟软件为研究手段对各问题现象点进行分析研究,建立符合实际流程的LNG接收站稳态模型,寻找关键工艺节点,以各设备安全运行的同时降低能耗为目标,对卸船与非卸船两种工况下的各节点进行可操作参数优化研究,得出不同BOG产生量下各节点对应的最小LNG冷凝需求量。同时对不同设备所需的LNG冷凝量变化进行对比分析,得出相应的敏感性大小。所得结果可为现场实际生产运行提供理论参考。     

LNG接收站流程模拟计算

深入研究LNG液化、储存、接收等过程的工艺流程并进行流程模拟计算，对LNG相关装置的工艺设计具有重要意义。为此，研究了LNG接收站的操作模式、操作工况，分析了影响LNG接收站操作和设计参数的主要因素，利用通用流程模拟软件平台建立了模拟计算模型。通过对模拟计算结果的分析，确定了接收站各工艺单元的设计工况。计算和分析表明，接收站蒸发气处理系统设计工况应为卸船和最小输出工况，而LNG气化/输送系统设计工况应为天然气最大输出工况。LNG接收站流程模拟计算及结果分析为工艺设计奠定了基础。     

青岛LNG接收站气化单元优化运行模拟研究

针对青岛LNG接收站气化单元进行运行优化的模拟研究,在满足气化器安全运行的前提下对设备可操作参数进行优化以达到降低能耗目标。青岛LNG接收站目前有ORV和SCV两种气化器,LNG在ORV中与海水换热气化,工艺简单,运行成本较低,但受海水温度限制;SCV利用燃料气燃烧提供的热量气化LNG,不受季节影响但运行成本较高。本文以Aspen HYSYS软件模拟为研究手段对青岛LNG接收站气化单元进行研究,建立符合实际流程的LNG接收站气化单元稳态模型,对非冬季工况和冬季工况下不同海水温度的ORV海水用量进行优化研究,得出不同工况下海水泵最佳开启台数;针对冬季海水温度极低工况,设计符合实际的冬季ORV、SCV联合运行方案,指导现场实际生产,降低气化单元气化运行成本。     

LNG接收站BOG再冷凝系统操作参数优化

目前国内大多数LNG接收站的BOG蒸发气采用BOG再冷凝工艺。针对BOG再冷凝系统的操作参数对其物料比和能耗产生影响的问题,运用HYSYS对江苏LNG接收站内设计工况下的运行参数进行工艺模拟。在此基础上,单一改变压缩机和低压泵出口压力,用模拟的实际结果绘制变化趋势图,分析相关操作参数对再冷凝系统工艺和各增压设备功耗的影响以及参数变化趋势的主要原因。在满足工艺要求和最小外输量的前提下,通过合理降低BOG再冷凝器的操作压力,定量地确定了基于江苏LNG接收站再冷凝器操作压力的理论最小值为590 k Pa.a,使站内增压设备功耗最大节省了4.68%,效益可观。同时,明确了大量论文中关于再冷凝器操作压力为0.6~0.9 MPa.a的模糊论述,为其他LNG接收站再冷凝器操作压力的合理选定提供参考依据。     

LNG接收站经济性运行策略优化

节能降耗一直是企业发展的重要措施。针对液化天然气(LNG)接收站的外输负荷周期性变化特点及峰谷电价政策,建立了LNG接收站的经济运行优化模型,理论上获得经济运行策略优化准则。由于接收站的运行条件复杂多变,各设备的运行工况彼此相互耦合,很难对模型进行解析求解,因此,建立了一个可以准确反映LNG接收站动态特性的运行操作仿真平台,并结合所导出的优化准则,选择国内某运营的LNG接收站3种夏季典型外输日负荷工况进行了运行策略优化,接收站每月可以节省约4.38%的电费。实例研究结果表明了此优化准则的有效性、动态仿真平台在寻优过程中的可靠性与优越性。     

LNG接收站BOG处理系统工艺及控制研究

分析了液化天然气(LNG)接收站蒸发气(BOG)的来源，对BOG需处理量进行了计算，得出：在卸船工况及非卸船工况下的BOG需处理量分别为15.837 t/h和2.863 t/h。研究了BOG处理系统的组成和再冷凝工艺，通过提高再冷凝换热效率、将低压BOG直接外输、控制储罐压力等方式，对再冷凝工艺及BOG处理系统进行了优化。分析了进入再冷凝器的BOG所需的LNG量、再冷凝器液位、再冷凝器顶部及底部压力等参数。利用调节器调整进入再冷凝器的LNG流量；通过调节阀门PV02A/B的开度控制再冷凝器底部压力；通过调节BOG压缩机负荷调整再冷凝器液位，实现液位控制的优化。     

LNG接收站蒸发气处理系统静态设计计算模型

BOG（Boil Off Gas）系统是LNG接收站设计阶段中必须重点考虑的关键问题之一。与大型LNG液化工厂中主要考虑BOG提供燃料气和LNG装船工况下BOG直接通过火炬燃烧情况完全不同,LNG接收站设计中则应结合气化外输压力、最小外输流量等不同项目特点,对于BOG的回收、处理和利用有更多的选择。为此,按照LNG接收站卸船和非卸船两种基本工况划分,对设计阶段保守估算BOG产生量引入完整的静态计算方法,通过实例计算,提出了BOG压缩机的合理配置方案,以期实现技术与经济两方面的优化。该计算方法对于国内自主进行LNG接收站的设计具有参考意义,对于小型LNG卫星站的设计亦有借鉴意义。     

LNG接收站高压泵及高压管道系统压力等级优化研究

以某LNG(液化天然气)接收站为例，介绍了LNG接收站各运行工况下的物料平衡计算、高压泵扬程计算及高压系统压力等级确定的过程，并对影响高压泵扬程及管道压力等级的关键因素进行了分析。该LNG接收站为分期建设，一期工程建设规模3.0 Mt/a,远期工程建设规模10.0 Mt/a。物料平衡计算采用PORⅡ9.4软件得到各工况下LNG物理性质参数，用作高压泵扬程计算中的输入数据。通过优化高压泵运行工况选取原则，结合泵实际运行性能曲线，实现了高压泵扬程计算及压力等级选择的优化。优化后，一期+远期工程高压泵能耗最高可节约7.4%,并降低了高压泵出口管道及设备的设计压力及阀门磅级。     

唐山LNG接收站增压压缩机振动控制分析

由于进口LNG价格与中国国内销售价格相比严重倒挂,在需求淡季减少LNG接收站的外输量以节省成本成为各接收站的主要任务,因此各接收站开始采用增设增压压缩机二次加压蒸发气的方案进行外输,而这种工艺变更增加了增压压缩机及BOG压缩机运行中不稳定的风险,甚至造成设备损伤。通过唐山LNG接收站的运行经验,分析负荷变化等各种因素对设备振动的影响,量化各参数的控制指标,提高了上下游各设备的工艺安全,降低了增压压缩机的机体损伤风险,得出正常工况及欠载工况下有效控制机身振动的操作和设备管理方法。     

广东大鹏LNG接收站运行节能措施

作为中国第一家LNG接收站,中海石油广东大鹏LNG接收站正式商业运营3 a多来,在强调安全稳定生产的同时,还不断摸索LNG接收站安全经济运行的措施和办法。结合广东大鹏LNG接收站工艺和设备的特点,通过优化运行方式和生产线起停时间、增加电容补偿装置提高功率因数等措施,使气化吨气耗电指标降低了3.57 kW.h/t,2009年节约电能1 600×104kW.h,运行成本控制达到国际先进水平。在总结广东大鹏LNG接收站节能措施的基础上,进一步展望了继续适量增大生产线的气化能力、恢复码头冷循环设计运行方式等节能前景,对其他LNG接收站的安全经济运行具有参考价值。     

液化天然气接收终端及其相关技术

液化天然气接收终端是LNG工业链的重要环节，投资庞大，其技术涉及众多领域。文章介绍了液化天然气接收终端的工艺流程，包括LNG卸船装置、储罐、气化设备和安全保护系统；通过特定的工艺技术利用LNG冷能，可以达到节省能源、提高经济效益的目的；从发电、空气分离、制取干冰和冷库等4个方面介绍了液化天然气冷能利用等相关技术。最后，提出了我国在LNG接收终端建设方面需要进一步开展的主要工作如下：液化天然气工业链中设备的国产化； LNG冷能利用技术；开发具有自主知识产权的接收终端工艺流程。同时指出，中国在推进发展LNG时也要充分认识到：液化天然气的专业化、社会化和国际化问题。     

基于变压吸附制氮系统的BOG再冷凝工艺

为了解决LNG接收站在低输量工况下闪蒸气(Boil-Off Gas,以下简称BOG)回收不完全的问题,在不增加冷凝工艺复杂性的前提下,基于现有设备的实际工况及工艺流程,以热力学原理、静态仿真计算结果为依据,在传统的蓄冷式BOG冷凝方案的基础上,结合LNG冷能利用方式,提出了一种基于LNG接收站制氮系统的蓄冷回收BOG新工艺,并进行了BOG温度、冷凝器入口压力、LNG组分等参数的敏感性分析,明确了新工艺的适用条件。运用效果表明:(1)新工艺充分利用了LNG接收站的现有设备,每年可为LNG接收站节能创收近160万元;(2)新工艺可实现高负荷下的BOG冷凝,其冷凝外输工艺可作为辅助冷凝工艺,冷凝回罐工艺可作为应急工艺——液氮用于蓄冷、气氮用于吹扫,可满足接收站的多种需求;(3)较之于前人提出的4种BOG处理工艺(多级压缩、级间冷却、预冷和透平回收轴功),新工艺在对外输量的依赖性、流程安全性及操作性等方面均有优势。结论认为:新工艺在设备投资、能耗、工艺安全性及经济效益上都具有明显的优势,值得推广应用。     

LNG接收站BOG处理工艺优化——以青岛LNG接收站为例

蒸发气(Boil Off Gas,缩写为BOG)的处理是LNG接收站必须考虑的关键问题之一,关系着LNG接收站的能耗及安全、平稳运行。为此,介绍了LNG接收站BOG处理的4种工艺:①BOG直接压缩工艺;②BOG再冷凝液化工艺;③BOG间接热交换再液化工艺;④蓄冷式BOG再液化工艺。运用HYSYS软件建立了采用不同BOG处理工艺的LNG接收站模型,对比了目前主要采用的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、外输压力及再冷凝器压力对BOG处理工艺节能效果的影响,在此基础上提出了BOG再冷凝液化工艺的改进措施——BOG进入再冷凝器前进行预冷,可比原工艺节约18.2%的能耗。同时还针对青岛LNG接收站提出了BOG再冷凝液化及直接压缩工艺混合使用的优化运行方案,可使进入再冷凝器的LNG流量保持恒定,没被冷凝的BOG经过高压压缩机提压到外输压力,与完成气化的LNG混合后外输,可避免BOG进入火炬系统而造成的能源浪费,同时减小再冷凝器入口流量的波动,使装置运行更稳定、更经济。     

LNG接收站管道预冷温度—应力模型

LNG接收站管道预冷是保证接收站能够顺利运行的关键之一,但是预冷有可能导致管道应力损伤,具有较大的风险隐患。为了有效地指导LNG接收站管道预冷工作,针对大型LNG接收站管道预冷作业,基于CFD建立预冷温度模型,从网格优化、动力松弛因子、相变模型选择等方面进行计算控制,实现了多组分、多相、大尺度、长时间预冷多相流的快速、稳定计算;结合温度差值算法建立LNG接收站管道预冷应力模型,实现了温度模型和应力模型的耦合,据此分析预冷温度变化造成的热应力作用,基于子模型技术实现对峰值应力区域的应力、疲劳寿命的精细评估,并对某油田公司LNG接收站的预冷作业进行分析。研究结果表明:①依据案例管道结构的不同,管道内气液状态具有较大差异;②管道位移较大点位于在拐角位置,应力较大值集中在三通、四通的连接位置;③案例预冷工作条件下,疲劳损伤弱点在某三通接头倒角处。结论认为,所建模型计算结果的精度高,可为LNG接收站管道预冷设计和作业提供技术支持,具有较好的推广应用价值。     

LNG接收站卸料管道保冷层厚度优化模拟

国内LNG接收站卸料管道保冷层多为组合式保冷,保冷层普遍存在着材料浪费的问题。为此,应用Ansys Workbench(AWE)工作平台分别建立了LNG接收站典型的外径为40 in、10 in(1 in=25.4 mm)卸料管道保冷层传热及优化模型。在满足使用要求及设计标准的前提下,对保冷层组合厚度进行优化模拟,并分析了保冷材料热导率受温度变化影响时,其对管道保冷性能的影响。结果表明:优化后,40 in管道每1 000 m可节省投资156万元,10 in管道每1 000 m可节省投资25.62万元;在设计时,如不考虑保冷层热导率随温度变化而采用平均热导率计算,保冷层厚度设计偏保守。对组合保冷材料交接点处温度及各类输入参数敏感性进行分析后得出结论:优化后管道各类指标性能均满足使用要求;内层保冷材料厚度对总投资及热流密度影响最大,大气温度对交接点处温度影响最大。该优化模拟结果及基于AWE工作平台流程化设计优化方法可为LNG管道保冷设计提供参考。     

LNG接收站卸料管道专用隧道设计探讨

作为常规地面管架或栈桥管廊方案的替代,LNG接收站卸料管道专用隧道是一种全新的技术解决方案,具有许多独特之处,为此,介绍了目前世界上仅有的两条卸料管道专用隧道--美国Dominion Cove Point LNG接收站和日本东京瓦斯Ohgishima LNG接收站卸料管道专用隧道的情况,并以广东省某地处于前期可行性研究阶段的LNG项目为例,分析了国内第一条LNG卸料管道专用隧道工程的内部系统相关设计和研究情况,提出了该类型隧道内系统设计应着重考虑的设计特点：横断面的基本形状;高等级安全性的保障;合适的操作和维护设施;连续监控系统的设置。该研究成果对更为广泛的低温管道专用隧道内部系统的设计和研究具有借鉴和参考意义。     

浸没燃烧式气化器运行效率及能耗成本核算

浸没燃烧式气化器(SCV)作为LNG接收站运行成本最高的装置,其运行效率计算和能耗成本核算备受关注。为此,首先以BWRS方程为基础求得SCV入口LNG和出口NG的焓值。然后,在焓值计算基础上,根据正割迭代法确定外输高压天然气经绝热降压后作为燃料气的温度,以获得燃料气加热器所提供的能耗。之后,计算出燃料气发热量,并根据能量守恒定律求得SCV效率和能耗成本。最后,为了方便LNG接收站使用,将此计算方法设计成一款计算软件以满足其需求;同时,通过实际运行数据对其可靠性进行了验证,并给出了能耗成本核算实例。结果证明,软件能较为准确地计算SCV运行效率和能耗,可为SCV的运行计算提供相应帮助和指导。     

多台LNG高压泵联动运行的优化与改进

随着我国LNG进口量的不断增加,国内部分大型LNG接收站已开始进行扩建以提高气化外输能力,如何保证新增设备尤其是高压泵的可靠运行以达到预期的效率和产能,便成为LNG接收站重要的研究课题。为此,基于中石油唐山LNG接收站二期工程投产成功运行4年的数据资料,梳理了多台高压泵并联运行出现的相关问题,并根据设计数据、管道布置和联锁保护逻辑,分析了上述问题产生的原因,明确了影响多台高压泵之间流量分配的主要因素,提出了相关操作方式和工艺流程的优化改进措施。研究结果表明:①入出口总管π形弯是导致部分高压泵出现抽液、排液困难的原因;②出口阀开度是影响流量分配骤然变化的重要因素;③高压输出总管LNG倒流是高压泵出口流量被抢占的直接原因;④高压泵泵井与再冷凝器气相空间连通是导致高压泵泵井液位波动的主要原因;⑤提出了优先启动高压输出总管远端高压泵、将高压泵出口阀开度控制在较高水平、投用泵井放空至储罐工艺流程以规避BOG堆积泵井风险、定期检查高压泵出口止回阀的工作状态等4点运行优化措施建议。结论认为,所提出的优化方法可行有效,保证了唐山LNG接收站4 200×10~4 m~3/d的最大气化能力,为LNG接收站扩建工程及新增接收站提供了借鉴。