LNG接收站罐区安全评价软件的开发及应用

液化天然气（LNG）储罐区的安全运行是LNG接收站安全运行的关键所在。为了能快速准确地对罐区进行安全评价,为LNG接收站的安全运行提供有力的保障,参照NFPA59A《液化天然气（LNG）生产、储存和装运标准》、GB50028-2006《城镇燃气设计规范》和GB50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》的有关规定,借助于VB语言开发了一套软件对LNG接收站罐区进行安全评价。此软件根据接收站罐区的具体情况分别从拦蓄区体积、泵房与罐组的距离、防火间距、储罐间距、人员操作情况、设备状况、监控及日常运行和安全消防等8个主要方面给出评价结果,对于存在安全隐患的环节提出改进措施。     

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。     

LNG接收站双码头卸料工况的水击分析

中国LNG进口量已跃居世界第一位，LNG接收站的建设规模及周转量也逐年增加，单一码头已不能够满足LNG接收站的接卸要求，因此多个码头建设对LNG接收站工程提出了新的要求，从双码头双卸料管线的设计出发进行水击分析，提出了LNG接收站建设双码头的必要性。以解决双码头卸料水击压力及不平衡力为目的，利用管道波速方程、运动方程、连续方程为理论依据，搭建计算模型，采用PIPENET专业流体水击计算软件为计算工具，以实际操作工况为设计条件输入进行计算分析。计算结果合理可行，可为下一步管道及应力计算提供设计依据，最终满足整个卸料管线设计要求。     

日本LNG接收站的建设

及时了解、吸收国内外先进的LNG接收站建设经验,有助于推进我国正大力进行的LNG接收站建设工作。为此,详细介绍了世界最大LNG进口国及建有最多LNG接收站的国家--日本的LNG接收站建设经验,阐明其LNG接收站具有以下特点：建设较早,多采用地下罐,配有大量LNG卫星站和管网,实行 LPG和LNG兼营,建有个别的内航船LNG接收站,LNG法规完备,LNG接收站项目由保险公司和银行等投资,燃气公司负责LNG接收站运营,重工制造公司负责LNG接收站的设计建造,商社负责LNG资源采购。研究成果对我国有如下启示：做好规划建设,适当建设内航船LNG接收站、地下罐; LNG与其他能源合理配置,尽量不用来发电;引入银行和保险公司的风险投资机制;同时加强对日本和中国台湾省LNG接收站的调查研究和学习。     

大型LNG接收站首船接卸作业流程分析

随着中国能源需求的不断增长和环保要求的日益提高,国内大型LNG接收站的建设迎来了高峰期、LNG接收站的首船接卸是一个系统工程,同时也是LNG接收站建设的里程碑,因此,国内外LNG接收站都高度重视首船接卸分析了大型LNG接收站首船接卸的典型程序,从生产准备,卸料管线BOG置换、预冷,卸料管线LNG填充．储罐预冷和填充,注意事项等方面系统阐述了LNG接收站首船接卸作业,并提出了相关优化建议     

GB/T 9711材料屈服极限和压力使用范围的探讨

为了解决H2S、CO2以及高矿化度(60000～80000mg/L)等的复合腐蚀问题,某气田开发试验区10×108m3试采地面建设工程采用了GB/T9711.1-3中的L245和L360等强度等级的材料。由于这个标准中定义的屈服极限与GB150《钢制压力容器》和《管道材料专业培训教材——压力管道材料》中定义的内容相差很大,检验要求偏低且压力适用范围没有明确,给设计使用带来了不便。为此,对GB/T9711与GB150《钢制压力容器》中σs的定义及其对长输管道计算的影响进行了探讨,针对管道压力的使用范围,对GB/T9711、GB/T8163、GB9948、GB5310以及GB6479等进行了对比分析,提出了现阶段使用GB/T9711的建议。该讨论结果对管道、压力容器的安全使用具有现实意义。     

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近来，世界石油价格不断攀升，而天然气远距离跨海域管输又受到诸多方面的限制，这就促进了LNG贸易的迅速增长。随着我国广东LNG接收站工程和福建LNG项目的实施，国内LNG接收站工程将逐渐增多。为此，分析世界LNG生产线项目的建设和发展状况、LNG贸易方式，将有利于国内LNG接收站工程选择合适的资源和贸易方式。文章在详细介绍了距我国较近的LNG资源地的基础上，阐述了国内LNG接收站工程应基于供气安全性高、价格合理、运距近的选择原则；分析了世界LNG的定价原则，特别提到了澳大利亚LNG项目采用的S曲线计算公式；此外还介绍了目前世界上通常用于LNG贸易的离岸价（FOB）和船上交货（DES）和两种方式，并对比了FOB和DES两种方式的优缺点。     

美日中LNG接收站建设综述

美国、日本和中国是世界上能源需求最大的3个国家。美国最早成功开发LNG,近年来正大量建设LNG接收站。日本在1969年才起步,却迅速成为世界上最大的LNG进口国,建有世界最多的LNG接收站。中国大陆LNG接收站建设较晚,应借鉴美国、日本、中国台湾的建设经验,坚定LNG接收站建设以确保能源安全和环保,工程规划应加强LNG储备和稳定供应能力建设,并注意与其他能源的合理配置,要抓紧完善LNG管理体系和相关法规,并加强对当今世界LNG技术的调研,学习其先进技术与管理经验。     

LNG接收站选址刍议

目前国内LNG接收站的选址一般仅考虑LNG船的装卸，储存和气化以及通过直线管网向下游用户的输送，没有考虑通过槽车运输、LNG冷能利用、C2^＊分离利用等相关产业链衔接对选址的影响．本文分别论述了LNG下游利用主产业链、LNG冷能利用产业链和湿LNG轻轻分离进一步裂解制乙烯产业链对LNG接收站选址的影响，指出了LNG接收站选址必须考虑管输和槽车LNG陆上运输两个市场用户，必须考虑与附近准能利用产业，轻轻加工产业的协同关系；并且为此在附近留出余地，和充分考虑相关物流所要求的水陆交通条件。[编者按]     

对LNG冷能利用中几个问题的讨论

我国已规划建设10个以上从国外进口LNG的大型接收站，还在不断建设一些中小型LNG气化站。进口LNG不仅进口了燃料，同时也进口了宝贵的冷能。不同气化管输压力下LNG的可利用冷能和冷能的品位或利用价值有很大的不同。阐述了常压LNG和加压LNG气化时可利用冷能的数量和冷能的品位或低温价值所发生的变化。讨论了LNG冷能的梯级利用和LNG加压气化后天然气的外输压力问题。认为目前我国最应关注的是以成熟的LNG冷能利用技术为基础，在现有和即将建设的LNG接收站尽可能充分地利用冷能。接收站在规划之初就应同时把冷能的利用给予通盘考虑。对接收站的建设提出了建议。     

LNG接收站管线球阀国产化关键技术研究

高压大口径管线球阀是LNG接收站气化外输的关键设备，长期以来一直依赖进口，成为制约LNG接收站建设的技术瓶颈之一。为解决以上问题，依托某接收站工程，根据相关标准，从设计、制造、试验方面进行了管线球阀的关键技术研究，并从厂家资质、生产能力、质量控制能力及技术保障方面进行球阀国产化探讨，最终完成国产化应用，为国内其他LNG接收站高压大口径管线球阀国产化提供借鉴。     

LNG接收站火灾危害分析

介绍了LNG接收站的火灾危害情况；结合珠海LNG接收站项目，分析比较了我国和美国的LNG防火标准的相关条款；进而讨论了确定接收站场与油气站场及交通线路安全间距的方法；最后，根据挪威船级社的火灾危害计算分析结果，提出了减小LNG接收站火灾危害风险的措施。     

风险管理在大型LNG接收站项目中的应用

风险管理在大型液化天然气(LNG)接收站工程项目的全生命周期内占有举足轻重的地位,对项目方案设计、施工建设、投产应用等各阶段的风险识别、评估、应对更是建设单位和总承包商等各方的关注重点。采用HAZOP风险分析对LNG接收站运输船、卸船臂及进料管线、LNG储罐、BOG处理系统等关键节点进行风险识别;应用事故树分析及概率风险评估,重点评估火灾、BOG压缩机故障、BOG压力控制系统故障以及真空阀失效等风险事件对LNG储罐超压事故的影响。基于得到的研究结果,提出了相应LNG接收站风险控制的应对措施,为LNG接收站风险管理提出合理的借鉴和参考。     

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。     

加气站储罐储气(液)量准确计量的探讨

针对目前CNG与LNG加气站的盘存计量标准与计量制度相对滞后,其储气罐(井)每日与月度盘存采用人为估算法,未考虑温度、压力、密度、组分等因素的影响,易产生大损大溢的问题,依据GB/T17747.2—2011《天然气压缩因子的计算》、GB/T11062—1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》、GB/T24962—2010《冷冻烃类流体静态测量计算方法》三个国家标准和加气站实际,提出了储气罐(井)准确的盘存计量方法、程序、计算公式和计算系数表,并结合具体的盘存计算案例进行了详细说明。该方法经过两年多的应用与改进,计量基本准确,对规范加气站的盘存计量及提高加气站盘存的准确性与减少大损大溢,具有实际指导意义,已在某石油公司系统推广实施。同时建议有关部门尽快制定加气罐(井)计量的相关标准和制度,以规范加气站盘存的准确计量。     

液化天然气BOG压缩机选型分析

LNG接收站BOG压缩机主要有立式迷宫式往复压缩机和卧式活塞环式往复压缩机,本文对两种压缩机在LNG接收站的选型应用进行了分析,比较了各自的优缺点,对LNG接收站的BOG压缩机选型具有一定指导意义。     

山东LNG接收站管道保冷技术研究

LNG的沸点是-162℃,其体积约为同量气态天然气体积的1/625,低温、气液膨胀比大等特性使得LNG在储存和运输过程中,管道保冷尤为重要。结合中国石化山东LNG接收站一期工程的保冷施工现状,从保冷材料性能、保冷施工、质量控制等方面与传统硬质保冷材料以及新型柔性保冷材料加以比较,分析了材料的优缺点。建议使用柔性保冷材料作为LNG项目的主要材料。若考虑到工程投资等多方面因素,也可同时选用硬质与柔性两种保冷材料作为LNG接收站主要保冷材料,但对于取样器、流量计等异形件,建议采用柔性保冷的方式。     

浮式LNG接收站与陆上LNG接收站的技术经济分析

作为LNG接收和再气化的新型解决方案,目前国外已有多个浮式LNG接收站成功投产,而中国尚处在起步阶段,已建或在建的浮式LNG接收站以浮式接收存储气化装置（FSRU）为主要形式。为降低FSRU的获取风险,需要明确浮式LNG接收站与常规陆上LNG接收站的特点与适用性。为此：①对新建、改建、租用或购买FSRU这4种获取方式进行了对比,结果表明：租赁较新的FSRU,可避免改建带来的不足,相比新建具有时间优势,相比一次性购买投资风险较小,因此市场起步阶段推荐以租赁方式获取FSRU;②在相同处理能力下（260×104 t/a）,对浮式接收站与常规陆上接收站进行技术经济对比分析的结果表明：前者较后者具有建设周期短、建设投资少、季节调峰能力强、灵活性好等优势,但也存在经济性差、供气不稳定、操作成本高等劣势。因此,建议采用浮式LNG接收站供气时应选择气价承受力强、需尽早供气的市场或陆域面积缺乏、人口稠密的地区。此外,可充分利用FSRU调度灵活的特点,选择多个错峰市场提供临时供气服务,以提高供气安全保障。     

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。     

我国LNG产业进入快速发展期

近年来，随着资源的落实和技术的进步，我国LNG产业已进入快速发展时期。2005年6月，我国同澳大利亚共同建立了广东LNG项目液化天然气接收站，标志我国第一个LNG接收站正式运营，显示出LNG作为中国清洁能源的广阔发展前景。据有关人士称，未来中国LNG接收站的规模和数量将会进一步增长，其中，正在规划和实施的沿海LNG项目有广东、福建、浙江、上海、江苏、山东、广西、辽宁、河北等十几个LNG接收站项目，这些项目将最终构成一个沿海LNG接收站与输送管网。