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1.
最小外输工况下BOG再冷凝工艺的平稳控制是LNG接收站安全平稳运行的关键,对LNG接收站BOG再冷凝工艺在最小外输工况下的控制难点和技巧进行分析,结果表明:最小外输工况下LNG接收站产生的BOG的量较多,通过再冷凝器底部旁路的LNG量过少,运行过程中调整压缩机负荷、槽车站装车量波动等因素都会导致再冷凝器的压力、液位波动较大,同时也无法满足高压泵入口的温度要求及维持其入口压力的稳定.最后提出减少接收站BOG产生量、降低进入再冷凝器的BOG温度、保证BOG压缩机在高负荷下运行及提高再冷凝器的操作压力等措施,这些措施能够提高BOG再冷凝工艺控制的平稳性,保证系统安全运行. 相似文献
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再冷凝器是LNG接收站再冷凝工艺的核心设备,既可以冷凝系统产生的BOG,也起到高压泵入口缓冲罐的作用,因此再冷凝器的工艺与控制对于接收站的稳定运行具有至关重要的作用。通过对山东LNG接收站再冷凝器工艺流程及主要参数的阐述,对其控制系统的4个主要控制方面进行了简要分析,并在此基础上提出了针对再冷凝器控制系统优化的两项改进方案:工艺上应该设置有高压泵最小回流至储罐的旁通管道和控制阀门,从而保证再冷凝工艺和接收站稳定运行;控制上可以增加高压泵最小回流线上流量监测和控制,以保证再冷凝器中不会发生由物料不平衡引发的压力和液位波动。 相似文献
3.
LNG槽车有两种装车方式:带压装车和不带压装车,其最大区别是装车时,槽车是否与BOG系统相连通.以江苏LNG接收站为例,分别对两种装车方式对低压输出总管、BOG系统、再冷凝器的影响进行计算和分析,给出了在装车过程中的关键点,以保证接收站的平稳运行.通过对两种装车方式的对比,得出结论:带压装车与BOG系统独立,对站内BOG系统没有影响,但是,由于罐车为密闭系统,存在安全风险.当不带压装车时,槽车站产生的BOG返回站内,使罐压升高,增加了BOG量,对压缩机及再冷凝器均有影响,尤其在最小外输量的情况下,增加了对再冷凝器及BOG系统稳定控制的难度. 相似文献
4.
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. 相似文献
5.
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. 相似文献
6.
《油气储运》2017,(4)
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%。 相似文献
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《油气储运》2020,(8)
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) 相似文献
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LNG接收站不同运行参数下最小外输量的计算 总被引：1，自引：0，他引：1
投产初期LNG接收站的外输量较小,需要在最小外输量下运行;接收站主要起调峰作用,天然气外输需求不稳定,随时可能在最小外输量下运行,因而影响接收站的安全运行。分析了影响最小外输量的主要因素,由BWRS方程和能量、质量守恒定律,确定再冷凝器回收BOG所需的最小LNG流量,同时采用二分法确定运行SCV时的最小外输量。据此,以Force Control V7.0为平台,设计出LNG接收站不同参数下最小外输量的计算软件,并以大连LNG接收站实际运行参数验证其可靠性,计算结果表明:大连LNG接收站正常运行ORV的最小外输量为375.65×104 m3/d,运行SCV的最小外输量为322.82×104 m3/d,与实际运行数据380×104 m3/d和320×104 m3/d非常接近。 相似文献
9.
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. 相似文献
10.
《油气储运》2016,(2)
大气压变化对LNG接收站蒸发气量(BOG)计算的影响因工程项目自身特点不同而有所差异,结合不同工程项目的储罐压力控制方式,详细分析大气压变化对BOG产生量的影响,结果表明:对于采用LNG储罐表压来控制BOG压缩机运行负荷的LNG接收站,在计算BOG量时,应将大气压降低考虑在内,尤其是对于沿海地区大气压波动较频繁的工程项目;对于采用LNG储罐绝对压力来控制BOG压缩机运行负荷的LNG接收站,在计算BOG量时无需考虑大气压变化。基于国内外BOG计算方法的对比结果,推荐了较为合理的计算方法,可为LNG接收站中BOG产生量的计算,以及如何确定BOG压缩机处理能力提供借鉴。 相似文献
11.
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. 相似文献
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LNG接收站BOG处理工艺优化及功耗分析 总被引：1，自引：0，他引：1
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。 相似文献
13.
随着天然气在我国能源消费结构中的快速增长,为了实现安全平稳供气,保证一定的备用气供应能力和一定水平的储备,建设LNG接收站是一种有效的措施.以江苏LNG接收站为例,分析了LNG接收站的储气调峰能力,并从设备设施、LNG运输方案、外输方案、连续不可作业天数、船期及运行调度等方面,对其影响因素进行阐述.结合接收站的生产情况,优化设备运行,科学制定运行计划,合理分配LNG资源,显著提高了LNG接收站的储气调峰能力. 相似文献
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BOG压缩机是BOG处理的核心设备,其作用是处理过量的蒸发气,维持LNG储罐内的压力稳定.江苏LNG接收站选用的活塞立式压缩机,由于采用了迷宫密封,活塞和气缸为非接触,因此工作表面没有磨损,可以选择较高的活塞速度；由于采用了卸荷阀和余隙阀控制相结合的方式,因此使得负荷可以在更大的可控范围变化.在压缩机运行过程中,压缩机在启机时发生了跳车现象,为此,结合生产实际,灵活变化压缩机的联锁值及负荷增减的时间点,对压缩机冷却水系统及压缩机的隔离吹扫进行优化,满足了工艺要求,提高了安全系数. 相似文献
15.
在工业生产中,经常通过流量分程控制测量、调节工艺参数,通过对给定对象的测量调节系统的压力和流量等参数,从而排除干扰,消除偏差,保证系统的稳定运行.随着天然气用量的增加,LNG接收站通过储存、气化、外输这一过程实现能源的充分利用,而LNG工艺系统控制的平稳性直接影响接收站的外输供气.通过对江苏LNG接收站流量分程控制回路运行情况进行观察和分析,总结了可能影响其稳定性的各种因素,提出了可行的优化方案. 相似文献
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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. 相似文献
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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％. 相似文献
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《油气储运》2015,(6)
为了减少LNG加气站中BOG直接放空造成的环境污染与能源浪费,以加气能力为1×104 m3/d的LNG加气站为例,计算BOG的日蒸发量,并使用HYSYS软件模拟适用于该LNG加气站的BOG再液化工艺流程,逐步优化制冷网格,计算该加气站BOG再液化所需的LNG流量。对于加气能力为1×104 m3/d的LNG加气站,增设1套BOG再液化装置(1台BOG压缩机、1个BOG缓冲罐、1台再冷凝器及1个调压阀),即可实现BOG的再液化。调节流程中各节点参数后得出:当过冷LNG的流量达到90 kg/h时,BOG完全冷凝。该BOG再液化流程利用LNG自身冷量冷凝BOG,并回注于LNG储罐中,不仅可提高BOG回收率,使其在LNG加气站中循环利用,保证罐内温度、压力在一定范围内,同时可有效地减少LNG冷能浪费。(图4,表7,参10) 相似文献
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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. 相似文献