吕军献[1]2003年在《建设液化天然气卫星站的可行性研究》文中研究说明天然气是一种极为理想和相当安全的能源。21世纪是天然气的黄金时代。管道输送是天然气输送的基本方式，实践证明，对于大规模输送天然气采用管道输送是最经济和有效的输送方式。但是由于输气干线的建设受城市气化条件，经济实力，用户气价承受能力等综合因素的限制，使得这种输送方式在一些特殊的地区难以形成大范围联网，供应范围受到限制，只能向长输管道沿线城镇供气。深圳市未来的天然气供应系统也将面临这样的问题。因此如何满足长输管线周边中小城镇的天然气需求，将成为一个新的研究课题。天然气除管道运输外，还可以采用其他两种非管道输送方式。一种是建设液化天然气(LNG)卫星站，将天然气液化后再进行贮运至城镇；另一种方式是建设压缩天然气(CNG)站，将天然气净化压缩后，装在专门的容器内用汽车运送至城镇。 液化天然气气化供应站(以下简称LNG卫星站)是将液化天然气通过二次运输进入远离中心城市的液化天然气工厂的城镇或卫星城市提供天然气气源的天然气气源站。LNG卫星站通常建设在距离LNG工厂具有30～200公里的城镇，在该站内建设一定数量的储存设施，通过汽车、槽船等便利的运输工具将液化天然气运入卫星站，在站内气化后的液化天然气进入城市管网供各类用户使用。 由于液化天然气卫星站的建设是一项技术复杂的、投资较高的工程，具有与常规天然气输送工艺不同的特点，液化天然气工艺需要许多关键的技术支撑，本文的目的是通过对液化天然气的性质和工艺的了解，以及对关键技术的分析，来探讨城市LNG卫星站建设的可行性。
边海军[2]2011年在《液化天然气冷能利用技术研究及其过程分析》文中提出能源、环境问题已经日益成为制约我国经济可持续发展的一个瓶颈,为了优化能源结构,我国开始大力发展液化天然气(LNG)产业。由于LNG在气化时会释放出大量的冷能,因此,充分高效地利用LNG的冷能,有利于节约能源,创造巨大的经济效益。针对现有的LNG冷能发电技术发电量较小,能量利用效率较低等问题,本文考察了LNG直接膨胀工艺理论上的最大发电量、发电效率和火用效率。同时,通过对比五种LNG冷能的朗肯循环发电系统的混合工质。结果表明,在最小传热温差下,混合工质的复合冷凝曲线与LNG的气化曲线基本一致时,该系统的火用损失最小,其火用效率最高。针对我国众多的商品天然气含有大量的乙烷组分,本文设计了LNG冷能用于商品气轻烃回收工艺,该工艺具有较高的乙烷的回收率,与电压缩制冷工艺相比,该工艺的节电效益较好,具有较高的实际应用价值。同时采用火用分析法和图像火用分析方法(EUD),对该工艺的用能情况进行了分析,指出了该工艺的用能薄弱环节,为该工艺的优化奠定了理论基础。针对我国油田伴生气凝液回收工艺大多采用冷凝分离方法,其能耗较高,因此,本文提出了LNG冷能用于油田伴生气凝液回收工艺,该工艺可回收液态乙烷、LPG和轻油,凝液回收率高达96.8%;该工艺火用分析与图像火用分析的结果表明,与电压缩制冷工艺相比,本工艺的节电效率为65%的火用利用率为44.3%。技术经济分析结果表明,150×104Nm3/d的油田伴生气凝液回收工艺的投资回收期为2.25年,内部收益率为93.3%,本工艺具有较好的经济效益。目前的LNG冷能用于冷库技术不适用于LNG卫星站、不具备调峰功能。本文以丁烷为冷媒,开发了具有暂储冷特征和调峰功能的LNG冷能用于冷库工艺;采用火用分析法和图像火用分析方法(EUD),对该工艺进行了分析;结果表明,相对于电压缩制冷工艺,其节电效率为96%,火用效率为27.3%;技术经济分析结果表明,LNG冷能用于冷库工艺具有较好的经济效益。针对现有的废旧橡胶低温粉碎工艺能耗较高,自动化程度较低等问题,本文提出了以LNG冷能为冷源,空气为制冷介质,采用自控程度较高的流化床为关键设备的LNG冷能废旧橡胶低温粉碎工艺。研究结果表明,该工艺的能耗较低,每kg的废旧橡胶仅需耗电0.1kWh,相对于空气涡轮膨胀法可节电0.21 kW/kg(胶粉),节电效益约为67.7%。结合某接收站和卫星气化站的实际情况,本文分别提出了适用于某一LNG接收站和卫星气化站的LNG冷能集成利用工业实施方案,并对其分别进行了技术经济评价。研究结果表明,本文开发的LNG冷能集成利用工业实施方案即适用于某接收站和卫星气化站的实际情况,具有较高的LNG冷能利用率,同时,又具有较高的经济效益。在上述研究结果的基础上,按照“温度对口,梯级利用”的原则,本文将LNG冷能的高效集成利用与实际的工业环境有机结合,开发出了LNG冷能利用工艺软件。该软件可根据冷能用户的用冷需求和实际的工业环境,对各冷能用户的用冷需求自动进行匹配,并可对匹配结果进行简要的分析。
张雪婷[3]2016年在《引镇LNG应急储备站工程设计》文中研究说明随着对高效清洁能源的需求量的不断增长,能源结构正逐步发生变化。2014年陕西省天然气年消费量达到182.16亿m3,城市天然气使用量随季节变化的波动给城市天然气的持续、稳定性供应造成很大影响;由于省内供气方式主要以管道气为主,且长安区目前的气源单一,仅有靖边—西安输气管线。因此,在长安区内建造调峰型天然气储配站进行液化天然气的储存、气化调峰以及对外输送是十分必要的。本文以长安区引镇工业园区LNG储备站作为设计对象,进行工程设计。该工程设计主要包含了工艺设计、设备选型、管道设计、厂区内给排水和消防设计、站场及设备布置和经济评价等内容。通过确定主要单元的工艺流程,从技术、经济、实用、便于维修等方面考虑,进行适合本站的设备选型、管道设计、给排水消防设计和站场及设备布置;并通过工程费用估算对销售价格、经营成本、销售规模和建设投资等因素进行敏感性分析。本文较全面的进行了LNG储备站工程设计,设备选型性能稳定,为大规模建大型LNG储备站提供了可供借鉴的经验。
杨红昌[4]2010年在《液化天然气（LNG）冷能发电系统的优化研究》文中进行了进一步梳理天然气以其高效、清洁的性能和广泛的用途,已成为本世纪主要的能源之一,并日益呈现增大的趋势。但是由于天然气地区分布的不均,推动了世界LNG市场的繁荣。从我国日益严峻的能源需求和长远的能源安全角度考虑,我国在沿海地区陆续建设了一批LNG接收站。由于LNG在利用的过程中,本身气化并释放大量的冷能,构建合理的循环电站是高效利用LNG冷能的最有效方式之一,本文据此对LNG低温朗肯循环发电系统展开研究,主要内容如下:查阅、研究并总结了大量的国内外文献,了解了国内外关于LNG冷能利用现状,针对冷能发电系统的循环方式和工质选择以及系统优化过程中遇到的一些问题展开研究,分析并总结出目前尚未解决的问题,并在此基础上确立主要的研究内容。在对LNG热物性进行计算的基础上,提出LNG液相区、近似常温潜热区、变温潜热区和气相区四段冷能利用分段模型,并以单级低温朗肯动力循环为基础展开分析。通过对不同循环方式进行分析表明,亚临界饱和循环发电方式是LNG冷能构建朗肯循环的最佳选择方式;通过对亚临界饱和循环发电系统参数进行分析表明,循环工质的冷凝温度基于LNG侧温度和压力参数来确定,对于不同工质,均存在最佳蒸发温度使得系统净发电量最大。利用LNG冷能构建亚临界饱和朗肯循环,其工质的选择除了要考虑工质的系统净发电量、安全性、GWP值等通用性原则外,还应考虑热源的温度应该低于工质的临界温度,以期能够构建亚临界朗肯循环;同时还应考虑工质在冷凝器中的饱和冷凝压力不应低于常压,以减少维持真空度而增加的额外投资和运行功耗,提高净发电量。基于以上原则,本文从文献中筛选出R152a、R407C、R600、R1270、R600a、R290、R134a、R143a、R404A、R410A、R507A、Kr、R50、R1150、R170等工质进行分析,以系统净发电量为评价指标,结果表明:当冷凝温度较低,小于-45℃时,可选择R1150、R170等作为备选工质;当冷凝温度较高,大于-25℃时,可选择R152a、R407C等作为备选工质;当冷凝温度介于二者之间时,可选择R1270、R290等作为备选工质。传统的分析方法能够指明循环流程及其每个设备的损失,并提出改善的重点环节,但它无法给出按照改进方向所建立的不同流程方案之间的优劣,而窄点分析法可以弥补分析法的不足,进而可以有方向有目的的对系统进行改进,并对不同的方案作出评价。本文将两种方法的优势相结合,提出T-?-H图的综合评价分析方法。在基本朗肯循环分析的基础上,结合LNG的冷能利用分段模型,提出了叁种优化改进方案,并通过T-?-H图进行评价分析,最终确定了最优的两级带抽气LNG冷能发电方案。海水热源容易受到地域和季节的影响,通过对不同的海水温度对LNG冷能发电系统的影响分析表明,热源温度越高,循环系统最佳蒸发温度越高,系统的净发电量也越大;本文同时针对小型LNG气化卫星站提出以太阳能热水为热源构建的低温冷能发电及冷冻水制备的复合系统,分析综合考虑了冷源和热源的综合价值,结果表明系统效率得到了进一步提高。
李健胡[5]2009年在《液化天然气接收站建设项目风险管理研究》文中研究指明本文之目的为探讨我国液化天然气接收站建设项目的风险及其应对措施。文章介绍了液化天然气接收站项目建设的主要环节、国外先进LNG接收站的建设模式及其风险管理,分析了我国液化天然气接收站建设面临的资金、建造技术、市场、资源、政治等风险问题。文章结合珠江叁角洲西部液化天然气接收站项目对接收站项目风险进行了分析、并与国外接收站建设进行了比较,最后提出我国液化天然气接收站项目应通过夯实工程公司基础、引入风险激励机制、主动防御风险、采取地区风险策略和顺应国家规划等风险应对策略和建议。
高重建[6]2005年在《液化天然气(LNG)在浙江省城市燃气中的应用研究》文中研究说明就液化天然气在浙江省城市燃气中的应用进行研究,从LNG资源、LNG的价格优势、LNG在培育城市燃气市场中的作用及LNG在城市燃气中的应用技术等方面分析其应用的前景和可行性。
程显弼[7]2016年在《小型LNG场站BOG处理技术开发及应用》文中认为液化天然气(LNG)是我国未来能源产业的主要增长点,但LNG无论在储存、运输及使用过程中都不可避免的产生蒸发气(BOG,boil-off gas),BOG的产生会使LNG储罐内的压力升高,影响安全性。目前对BOG的常用处理方式多是针对大型的LNG接收站,在小型的LNG场站内实施难度较大,且若使用BOG压缩机进行回收,投资成本较高。因此为了实现BOG高效回收利用,必须设计新型的BOG回收工艺方案。本文调研了现有的BOG处理工艺、天然气液化工艺,根据小型LNG场站BOG产生的具体情况设计了BOG处理原则工艺流程,以氮气作为循环冷媒。通过化工模拟软件Aspen Plus对流程进行工艺模拟,并将流程分为压缩、节流部分,分别对关键点运行参数进行灵敏度分析,确定最优操作参数。结果表明:BOG处理量为38kg/h时,需N2冷媒558kg/h,制冷循环中N2的最低温度为-189℃,平均消耗0.98kW?h电可回收1kg的BOG。根据BOG处理原则工艺的模拟数据和在实际运行中出现的问题,以提高工艺整体效率和操作弹性为优化目标,设计了BOG多相液化工艺。多相液化工艺在BOG处理原则工艺的基础上进行改进,一是提高系统整体的运行压力,二是将预冷后的低温N2分为两股:一股直接进入膨胀机降温;另一股先冷凝为液氮与BOG换热后,再进入膨胀机对外做功降温。多相液化工艺不仅提高了?效率,达到26%。并在其基础上进行无BOG储罐优化设计,将高压的液氮直接通入LNG储罐内冷凝BOG,提高BOG处理过程中的安全性和稳定性。将多相液化工艺应用于某LNG加气站,分析了加气站BOG产生的具体情况,确定平均每日BOG的产生量为468m3。设计了符合该加气站的BOG处理工艺,并对该工艺进行带控制点的工艺流程设计、设备选型、操作弹性分析和经济性分析。结果表明,工艺内冷媒N2的循环流量为412kg/h,液氮流量可达103kg/h,平均消耗0.95kW?h可回收1kg的BOG,项目总投资为62.8万元,每年的运行费用为22.4万元,回收BOG每年收益可达54.6万元,投资回收期在2年之内,具有良好的发展前景。
刘玮[8]2007年在《液化天然气在我国能源结构调整中的作用》文中研究指明针对国际油价持续走高,液化天然气(LNC)需求趋旺,LNG市场价格大幅上涨,分析了我国液化天然气产业的战略价值和天然气产业国际国内市场,提出了我国发展液化天然气产业应当采取的战略措施。
万方敏[9]2015年在《天然气不同运输方式的经济性分析》文中指出随着经济和社会的快速发展,人们对资源和环境问题越来越重视,我国的一次能源供应虽然仍然是以煤为主,但其他一次能源的消耗比例逐渐上升,尤其是天然气。现阶段天然气的供应局面已经发生了很大改变,长输管道建设如火如荼的进行着,全国性的输气干线网络逐渐形成;LNG进口事业迅速发展,经过不到十年的发展,沿海已建、在建和规划建设的LNG接收站总数已经达到29个。“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局已经基本形成。因此,有必要对天然气不同运输方式的经济性进行分析,选择最优的运输方式。本课题对天然气管道运输、LNG公路槽车运输、LNG内河运输、CNG公路运输进行了经济性分析,进行经济性分析时考虑气源为分输站天然气和沿海接收站LNG两种情况。管道运输经济性分析分为有压气站和无压气站两种情况,在有压气站时,压气站的站间距是一个重要的参数,因此对压气站站间距进行优化分析,得到了不同运输规模时的最佳压气站站间距。在对LNG内河运输进行分析时,考虑了两种运输船,一种是小型LNG船,另一种是LNG罐式集装箱运输船。经比较发现,小型LNG船内河运输投资太大,在比较大的输气规模时单位体积天然气输气成本才会低于集装箱船运输,因此在与其他运输方式比较时采用集装箱船运输这种方式。在建立了不同运输方式的单位输气成本经验公式之后,将各种运输方式进行了对比。在将不同运输方式进行对比时根据气源情况及运输距离分成两组:第一组,针对输气量小、运输距离短、气源是长输管道分输站或气田天然气的情况,比较天然气管道运输、LNG公路运输和CNG公路运输的输气成本,管道运输不考虑压气站;第二组,针对输气量大、运输距离远、气源是接收站LNG的情况,比较天然气管道运输、LNG公路运输和LNG船舶运输的输气成本,管道运输考虑压气站。通过比较,得到了不同运输方式的经济运输范围。最后,将各运输方式的经济运输范围与临界运输规模结合,得到了天然气不同运输方式的利润运输范围。
韩士发[10]2005年在《广汇液化天然气产业发展战略研究》文中研究指明液化天然气作为一种新型的绝对“清洁能源”在国际上已有60多年的成熟应用历史。10多年前,一批有识之士和石油专家就开始探讨在我国应用液化天然气的可行性问题,近几年来随着石油及石油产品价格的不断攀升,人们对价格相对较低的液化天然气的兴趣不断高涨,中海油顺应潮流,率先与澳大利亚签订了购买液化天然气的合同。随后,中石化在河南濮阳市投资建设了中国第一个用于商业贸易的天然气液化厂,并于2002年生产出我国第一批液化天然气。广汇液化天然气项目的投资和建设正是在这种大背景下应用而生的。广汇液化天然气项目建成和投产,标志着我国液化天然气产业商业化运营的开始,同时也标志着有中国特色的液化天然气产业链的真正形成。本文主要分析了新疆广汇液化天然气公司的发展及战略规划。文章分五个部分,即:国内外液化天然气产业的现状和发展趋势;广汇液化天然气产业链的形成和运行模式;影响广汇液化天然气产业发展的主要因素及对策;广汇液化天然气产业的竞争战略以及广汇液化天然气产业的发展趋势和推广价值。文章较详细地阐述了国内首家规模化液化天然气生产、经营的企业——广汇液化天然气公司,在产业发展过程中构造液化天然气产业链的过程及运行模式,对在构造液化天然气产业链过程中遇到的实际问题进行了剖析,提出了解决办法。广汇液化天然气项目的成功运营,必将对中国液化天然气产业产生深远的影响。
参考文献：
[1]. 建设液化天然气卫星站的可行性研究[D]. 吕军献. 重庆大学. 2003
[2]. 液化天然气冷能利用技术研究及其过程分析[D]. 边海军. 华南理工大学. 2011
[3]. 引镇LNG应急储备站工程设计[D]. 张雪婷. 西安石油大学. 2016
[4]. 液化天然气（LNG）冷能发电系统的优化研究[D]. 杨红昌. 北京工业大学. 2010
[5]. 液化天然气接收站建设项目风险管理研究[D]. 李健胡. 华北电力大学（河北）. 2009
[6]. 液化天然气(LNG)在浙江省城市燃气中的应用研究[J]. 高重建. 城市燃气. 2005
[7]. 小型LNG场站BOG处理技术开发及应用[D]. 程显弼. 华南理工大学. 2016
[8]. 液化天然气在我国能源结构调整中的作用[J]. 刘玮. 石油化工技术经济. 2007
[9]. 天然气不同运输方式的经济性分析[D]. 万方敏. 华南理工大学. 2015
[10]. 广汇液化天然气产业发展战略研究[D]. 韩士发. 天津大学. 2005
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