天津LNG接收站：“气”力全开保供京津冀

<正>为切实做好冬季高峰期间京津冀地区天然气供给保障工作，进入供暖季以来，天然气分公司天津LNG（液化天然气）接收站结合安全生产实际，在做好疫情防控的基础上，以任务目标为导向，压实责任，做好船舶接卸、气化外输和二期项目建设等工作，扎实制定安全保供方案、提升员工技能水平、守牢安全生产红线，以更好、更稳、更高的水平扛起天然气保供的责任和担当。     

入口LNG温度对高压泵稳定运行影响的探讨

高压泵是LNG接收站加压气化外输工艺重要的中间设备,其稳定运行对接收站上下游操作均有较大影响,文章通过研究高压泵入口LNG温度变化,探讨温度变化的原因,分析温度变化对高压泵操作带来的问题,总结优化操作方法,降低入口温度对高压泵稳定运行带来的影响。     

LNG接收站冬季气化器联运方案

唐山LNG项目气化外输系统配置了两种气化器,开架式气化器（以下简称ORV）和浸没燃烧式气化器（以下简称SCV）。ORV以自然海水作为换热媒介,能耗主要为海水泵用电,运行成本较低,额定能力下的使用限制为海水温度需高于9℃;SCV通过燃烧天然气加热水浴,进而使水浴盘管中的LNG气化,能耗包括燃料天然气（以下简称NG）、SCV鼓风机等设备用电,运行成本较高,全年均可使用。     

青岛LNG接收站：日外输量首次突破3500万立方米

<正>寒冬腊月保供忙。12年前，中国石化青岛液化天然气有限责任公司注册成立，是中国石化第一座LNG接收站建设项目。如今，作为华北地区主力气源地之一，天然气分公司青岛LNG接收站加快扩能、实施改革，累计外输天然气超380亿立方米，年经营天然气量连续五年位列全国前三。2022年冬季保供以来，青岛LNG接收站多措并举推动日外输量首次突破3500万立方米，以实际行动践行保障国家能源安全和民生需要的使命担当。     

高压泵入口过滤器堵塞原因分析

高压泵作为LNG接收站气化外输的关键设备其入口过滤器如果发生堵塞,会对工艺平稳运行造成影响,如再冷凝器液位波动、高压泵振动等。文章结合现场实际清理出杂质分析了高压泵入口过滤器堵塞原因并提出了相应解决措施。     

接收站海水旋转滤网技术改造实践

在汛期时大量海菜和垃圾聚集接收站海水取水口处,由于旋转滤网的设计缺陷,过滤效果差,从而导致海水泵入口过滤网被堵塞,海水泵不能正常运行,影响气化外输。通过对旋转滤网S-2302B的技术改造,保障海水系统的正常平稳运行。     

气化山东谱写新乐章——山东LNG配套管道工程建设投产纪实

<正>近日,来自巴布亚新几内亚的LNG(液化天然气)经山东LNG接收站气化进入山东LNG管道主干线,标志着山东LNG外输管线主干线正式建成投产,山东管网正式进入多气源供气时代,中国石化山东管网的资源保障能力再次得到大幅度提升。山东LNG配套管道工程线路全长198千米,设计压力8.0MPa,设计年输气量为67.2亿立方米,起点位于青岛董家口港LNG接收站,沿途     

相态变化原理在LNG接收站生产中的应用

随着国内多个大型LNG接收站逐步投入运营,工艺生产经验的逐步积累,天然气相态变化原理贯穿在接收站所有的生产环节。本文通过介绍LNG接收站在船货接卸、储存操作、高压外输以及槽车充装等环节中发生的天然气相变实例,剖析其本质,阐述如何有效利用天然气相变原理提高工艺操作的安全性和有效性,为其他接收站的安全运行提供借鉴。     

LNG接收站最小外输量测试方案

由于唐山LNG项目采取的是BOG再冷凝工艺,为了满足储罐罐压在设计允许的范围内稳定不上涨,应将接收站保冷循环和储罐自蒸发的BOG冷凝后外输。2014年3月10日9：00至14日03：30,中石油京唐液化天然气有限公司针对接收站最小外输工况进行了测试。     

一种安全可靠的液氯气化系统

对液氯的气化有电热毯加热、红外线灯照射、喷淋钢瓶加热、套管加热、沉浸蛇管加热等方法,其中,沉浸蛇管式液氯气化器结构简单,便于进行自动控制和安全联锁,是工业生产中安全可靠的液氯气化方法。山东洁晶集团在褐藻酸钠的生产中使用氯气对物料进行漂白,采用沉浸蛇管式自动控制安全联锁的液氯气化系统,使用近两年来,系统运行平稳可靠。     

浅析BOG压缩机的运行与维护

BOG压缩机是LNG接收站非常重要的设备之一,接收站在卸船与非卸船工况下都会产生大量的蒸发气。BOG压缩机的平稳运行对接收站外输有着重要意义,其作用是用来处理过量的蒸发气以维持储罐压力的稳定。文章就从压缩机气缸部分、机体部分、以及辅助部分进行简要分析,结合工作实际来浅析压缩机的结构特性、出现的故障及故障的解决方式,并找出避免故障出现的日常维护措施。     

提高油轮靠泊海上平台外输作业安全性的措施

油轮靠泊海上平台原油外输是一项安全风险高的作业，而且影响油轮安全外输的因素又有很多，有环境条件、靠泊系统、船舶性能、原油储罐充舱、人员能力、管理水平、信息沟通等。文章重点关注外输作业的关键环节，从油轮靠泊碰撞力和系泊力控制、外输期间原油储罐压力控制，及油轮系泊期间应急解脱三个方面进行分析，通过外输作业环境条件限制、橡胶护舷+移动式防碰靠球组合、双套储罐惰气充舱系统、快速脱钩装置等各项安全控制措施，提高了油轮靠泊平台外输作业的安全性。     

LNG接收站再冷凝器液位波动原因分析

LNG气化外输过程中,再冷凝器的液位稳定对整个气化输出系统的影响至关重要。再冷凝器的液位波动如果调节不及时可能会引起液位的过高或过低从而导致相关设备停车外输中断。文章引起再冷凝器液位波动再冷凝器顶部压力、底部压力、BOG温度及特殊工况进行了分析并提出相应措施。     

LNG接收站槽车储罐余气回收工艺分析

为减少LNG接收站因槽车储罐余气就地排放产生的甲烷排放、安全隐患以及经济损失，文章以国内某LNG接收站为例，建立了一套槽车储罐余气回收装置，可将外来LNG槽车储罐余气排放至接收站BOG管网，再利用接收站高压压缩机直接加压外输或再冷凝液化成LNG输出。实践结果表明当LNG接收站外来槽车量较多时，可配备槽车储罐余气回收装置，该工艺既能避免LNG槽车储罐余气就地排放产生的安全隐患，也能安全可靠回收LNG槽车储罐余气，具有较好的经济效益。     

大唐盘电脱硝氨区气化器控制系统优化

文章介绍了脱硝氨区气化器的故障分析过程,通过对系统异常的分析和组态的优化,提高了控制精度,解决了因控制水温异常造成的气化器退出运行。     

天然气净化厂重沸器腐蚀原因分析与对策

针对天然气净化厂再生塔重沸器筒体、管箱、内封头、折流板、进出口接管等结构部件存在不同程度的腐蚀情况,从重沸器结构、构件材料、工艺组分等方面对重沸器腐蚀原因进行分析,并提出切实可行的应对措施,减缓设备腐蚀,保证其长周期、安全、平稳运行,确保天然气的合格外输。     

公路装卸液化石油气设施、方法及其流程浅析

液化石油气的运输方式一般分为管输和汽车油罐车运输两种,用汽车油罐车运输时,根据具体情况,又有泵送装卸法、压缩机装卸法和气化器装卸法三种常用方法,文章着重介绍汽车油罐车装卸液化石油气的几种常用方法。     

论空分后备氮系统改造

此改造项目关键在于能够利用管道压力来控制气化器工作负荷。在平时运行时可以起到一定的稳定压力作用,还能降低一些蒸汽消耗;在空分装置与水浴式气化器都无法供应氮气时,它则可以通过调节进口阀开度,来保证供气压力和用量。     

油油换热器在鄯兰原油管道冬季运行中的应用

目前国内原油长输管道冬季运行多为热处理后直接出站,加热后的原油在管道中缓慢降温。由于热处理温度较高,多为50℃以上,冬季地温普遍在10℃以下,造成了能量的损失,同时高温也对管道防腐层造成破坏。采用油油换热器,对外输的原油进行余热回收,利用外输热油的能量为储罐来油进行加热,提高原油进换热器的温度,降低外输原油的出站温度,节省能源。本文将对鄯兰原油管道鄯善站的油油换热器进行详细介绍,并对油油换热器在生产中遇到的问题进行分析总结和概括。     

LNG接收站能量计量的实践

针对国内LNG接收站采用15℃、101.325 kPa接卸船能量计量与采用20℃、101.325 kPa能量计量外输工况不统一的问题，通过质量热值H_mi、摩尔质量M_i、校正因子k₁、k₂及摩尔体积vi取值的优化，计算了H_mi、M_i、k₁、k₂、v_i在不同取值的对比结果，国内首次确定了20℃、101.325 kPa接卸船能量计量,统一了LNG接收站20℃、101.325 kPa进、出站的能量计量工况。通过北海LNG接收站实施能量计量一周年的实践得出了:LNG接收站20℃、101.325 kPa接卸船能量计量,校正因子k₁、k₂及摩尔体积v_i的取值温度间隔2℃；LNG接收站20℃、101.325 k Pa接卸计量卸货质量大于15℃、101.325 kPa接卸计量。北海LNG接收站20℃、101.325kPa接卸计量的制定,填补了国...