一、液化天然气生产储运中的蒸气回收（论文文献综述）
甘冬丽[1]（2021）在《LNG在储运中蒸发过程的模拟研究》文中研究指明当前国内外将不同产地批次的液化天然气（以下简称LNG）储存在同一储罐内的情况是常态。当储罐内LNG储存时间较长,处于饱和状态,由于密度差和环境热量的进入,引起储罐内LNG加速蒸发。严重时,将导致储罐超压事故。为保证储罐安全,通常将蒸发气直接排放后,再冷却回收,这又造成了能源浪费。基于此,本文依据传热传质和混合相变理论,构建LNG蒸发过程气、液相平衡传热模型,进行影响原因的分析,以期对实际生产中LNG混合储存时的安全储存时间进行预测。LNG储罐内的流态判定,为不同密度LNG储存蒸发过程的模拟提供基础。基于流程模拟软件对多组分LNG的定压比热容、蒸发潜热、导热系数、黏度等热物性参数进行计算,并和理论计算结果进行对比,验证该软件计算LNG热物性参数的方法是适用的。根据LNG热物性参数拟合公式,计算得到LNG储罐平均环境漏热为10.6W/m2,从而判定储罐内呈自然对流的紊流状态,分层内的LNG混合均匀,LNG液相中发生较强的自然循环的概率较大,为不同密度LNG储存蒸发过程的模拟提供基础。构建气、液相平衡传热模型,基于流程模拟软件计算的热物性参数,对不同密度的LNG储存蒸发过程进行动态模拟。通过LNG储罐内日蒸发气质量、蒸发率随时间变化关系分析表明,日蒸发气质量、蒸发率随时间先迅速下降后呈缓慢下降的趋势,储罐内LNG蒸发过程由初始阶段迅速蒸发,到保持近似稳定蒸发状态。同时,针对气相传热对LNG蒸发过程的影响进行分析得出,蒸发过程中,液-液相间的换热量在549～1162W,约占蒸发换热量的77%～90%,而气-液相的传热量在112～125W,约占蒸发换热量的10%～23%。预测安全储存时间随初始密度差变化。在设定工况条件下,模拟结果得到储罐的安全储存时间随初始密度差的增加呈开口向上的抛物线变化,即存在临界初始密度差,对应最小安全储存时间。在确定工况条件下,初始密度差小于临界值时,安全储存时间随密度差的增加不断缩短;初始密度差大于临界值时,安全储存时间随着初始密度差的增加而增长;罐内LNG临界初始密度差为24kg/m3时,对应最小安全储存时间为119.56天。此结果可为实际操作中,不同密度LNG储存的安全储存时间预测提供一定参考。基于控制变量法,研究环境温度、初始充装率、环境风速对LNG储罐安全储存时间的影响。结果表明,在设定工况条件下,环境温度越高,安全储存时间越短;LNG储罐的初始充装率为89.96%,对应的安全储存时间最大,为119.27天;环境风速为0m/s与15m/s时的安全储存时间仅相差1天。不同密度LNG储存时,可忽略环境风速对安全储存时间的影响,环境温度及初始充装率对安全储存时间影响较大,为保证LNG储罐的安全储存,LNG储罐应按较高环境温度进行设计,储罐初始充装率尽量接近临界值。
张宗强[2]（2019）在《W公司浮式LNG接收站中国市场推广策略研究》文中指出由于国内天然气的产量无法满足市场的需求,我国需要大量进口液化天然气（Liquefied Natural Gas,LNG）,但当前LNG接收站的接收能力不足,无法满足我国LNG进口的需要,加快建设LNG接收站,特别是沿海浮式LNG接收站成为解决国内天然气短缺问题的关键。LNG接收站分为陆上和浮式两种,陆上LNG接收站审批周期长、投资大、建设工期长且占用大量土地,而浮式LNG接收站投资少、建造周期短、可移动、可灵活布置,具有很强的区域和季节调峰能力。研究如何尽快在我国推广浮式LNG接收站,对解决我国LNG接收能力不足和保障能源安全供应具有非常重要的现实意义。本文在综述文献的基础上,根据W公司大量内部资料,介绍了浮式LNG接收站推广研究的背景、意义以及主要方法,提出了研究的主要问题;分析了中国LNG市场的供需现状,展望了国内LNG未来的需求。然后,讨论了浮式LNG接收站的相关特点,剖析了当前中国浮式LNG接收站实际运营案例,对浮式LNG接收站的建设、经济性对比和运营模式进行了分析,从竞争对手、目标客户以及宏观环境等多角度分析了浮式LNG接收站推广的外部条件;接下来探讨了W公司的现状、战略定位以及当前W公司市场推广中存在的问题。最后,从市场推广理念、市场定位、目标客户选择、客户解决方案等方面提出了W公司市场推广的详细策略,并对重点保障措施、内部协调和风险管控等问题做了进一步深入讨论。目前国内仅有一艘浮式LNG接收站在建运营,未来推广扩展的空间十分巨大,本文的研究以及提出的建议,不仅对W公司而且对整个行业都具有十分重要的意义。
焦纪强[3]（2018）在《液化天然气BOG再液化及热值调整研究》文中研究指明液化天然气（Liquefied Natural Gas,LNG）作为一种优质清洁能源,具有储存运输方便、安全性能好、燃烧后对环境污染小等优点,已广泛用于城市燃气、船舶及汽车燃料。由于LNG的低温特性,即使在储罐绝热性能良好的情况下,外界热量仍会漏入储罐使LNG吸热产生蒸发气（Boil-Off Gas,BOG）。若BOG直接排放将造成能源损失,传统的BOG压缩再液化与冷凝液化工艺可将BOG有效回收利用,但需配备低温压缩机、再冷凝器等设备,投资成本高、工艺流程复杂。另一方面在LNG的实际应用中,不同用户对LNG热值有不同要求,需要调整。为此,本文在调研的基础上,将BOG回收及LNG热值调整相结合,提出了一种基于低温液体的混合式液化天然气BOG再液化与LNG热值调整的工艺方案。主要工作如下:（1）BOG再液化及LNG热值调整工艺流程设计。LNG储罐产生的BOG与低温液体通过混合器喷射混合,然后与原料LNG进行二次喷射混合,获得成品LNG,实现液化天然气BO G再液化与LN G热值调整。（2）对BOG再液化及LNG热值调整工艺流程进行仿真模拟。运用Aspen Plus建立了工艺流程仿真模型,基于SRK方程,通过单因素变量法对成品LNG的特性进行仿真计算,得出了相关工艺参数对成品LNG特性的影响规律。（3）BOG再液化及LNG热值调整工艺参数优化分析。以BOG再液化率为目标函数,设定决策变量和约束条件对工艺参数进行优化,确定合理的运行参数,使BOG再液化率提高17.3%。成品LNG组分、热值满足国家标准,适应了不同用户对LNG热值的要求。（4）对工艺方案进行经济性分析。针对某天然气液化站应用BOG再液化及LN G热值调整工艺方案,开展了经济性分析和敏感性分析,表明该方案具有较好的投资收益和一定的抗分险能力。
雒淑娟,孙俊胜,刘福录,任永平,张鹏,门建斌,张兵[4]（2017）在《橇装式液化天然气加气站泄放气体处理及其加热器计算》文中认为液化天然气在储存和运输过程中会产生一定量的泄放气体。对橇装式液化天然气加气站泄放气体的两种处理方法进行了简单介绍。通过比较后得知,泄放气体经过斯特林制冷机再液化后可实现二次利用,也能体现节能减排的要求,同时从不同工况下最大安全泄放量,加热器换热面积和长度,星型翅片管排列方式等方面对泄放气体加热器的设计进行了介绍。
谷英杰[5]（2017）在《LNG接收站BOG再冷凝系统优化研究》文中研究说明随着我国对天然气等清洁能源的需求逐渐增大,液化天然气（Liquefied Natural Gas,简称LNG）行业进入蓬勃发展期,LNG在能源消费中的比例不断增大,进口额逐年增加。在LNG储运过程中,LNG接收站处于进口转运的重要环节,我国LNG接收站建设发展进入黄金期。但随着接收站建设的加快和运营规模的扩大,接收站蒸发气（Boiling Off Gas,简称BOG）的处理和工艺控制的难度日益增加,出现了诸如BOG处理能耗大,控制系统稳定等问题。我国LNG接收站BOG处理大多采用再冷凝工艺,有必要对接收站BOG再冷凝工艺和控制系统进行优化研究。本文以某LNG接收站现场参数为依据,着重对该接收站BOG再冷凝工艺和控制方案进行研究,在合理分析的基础上提出可行的优化方案。主要内容如下:（1）建立接收站设备单元模型,计算BOG产生量;建立接收站静态模型,采用单因素变量法对再冷凝工艺中的关键参数进行变量研究,分析BOG再冷凝系统涉及的主要影响因素,得出接收站再冷凝系统运行的一般规律。（2）根据该接收站BOG处理工艺现状,提出用高压泵出口低温LNG对进入再冷凝器前BOG降温的预冷式再冷凝工艺,计算两种工艺安全平稳运行所需最小外输量。以接收站允许最小外输量为基础,对不同再冷凝工艺进行比较,采用预冷式再冷凝工艺,把BOG温度由-42.2℃预冷到-100℃后送入再冷凝器,在BOG处理量相同时,可使最小外输量降低15.02%,系统总能耗降低8.7%。通过流程优化得出预冷式再冷凝工艺操作参数选取的关键点。（3）依据接收站控制方案建立再冷凝系统动态模型,并添加实际生产中可能出现的不同扰动,观察系统的动态响应,发现当前再冷凝控制系统存在BOG处理量波动较大时,再冷凝系统压力、冷凝LNG流量,尤其是再冷凝器液位控制不稳定的问题。（4）分析当前控制系统存在的问题主要由再冷凝器压力采用串级比值控制方式引起。提出为再冷凝器添加一条直接用冷凝LNG流量调节再冷凝器压力的控制回路,当BOG处理量较平稳时,再冷凝器压力使用原有串级比值控制方式,当BOG处理量波动较大时,再冷凝器压力控制切换至增设的直接反馈控制方式。以此解决当前再冷凝器控制不稳定的问题。本文从工艺和控制系统两个角度对接收站BOG再冷凝系统进行了优化研究,研究成果能为接收站再冷凝系统的优化改进提供一定的参考和支持。
阚文华[6]（2017）在《LNG液化厂存储设施安全性研究》文中提出近年来,环境保护成为可持续发展和人们关注的焦点,清洁、高效的天然气燃料成为发展的趋势,LNG工厂建设在各地快速发展,但LNG的危险的特性严重制约了 LNG的发展,而存储设施又是危险发生最易引发严重后果的场所。本文选择日处理量10万方LNG液化厂的存储设施进行安全性研究对预防安全事故的发生具有理论价值和实际工程价值。（1）本文首先对LNG液化厂存储设施进行危险有害因素辨识,通过对物料,存储设施进行系统的危险性分析,采用HAZOP方法对LNG储罐进行分析,查找危险发生的潜在原因。（2）LNG物料泄漏是造成事故发生的根本原因,论文对泄漏扩散模型进行研究,建立以液池蒸发作为连续泄漏源的扩散模型,模拟结果显示,当风速为2m/s时,该工况下的危险爆炸区域,下风向最远到达243m,侧风向距离最远达到33m。（3）结合BLEVE火球事故后果模型和火球热辐射伤害准则,进行LNG储罐区BLEVE的事故后果分析,计算得到事故场景下BLEVE爆炸,死亡半径为314.10m,重伤半径为387.72m,一度烧伤半径542.62m,二度烧伤半径615.24 m,最小安全防护距离为168.2m。LNG储罐破裂发生蒸气云爆炸的重伤半径为236.26m,重伤半径为301.72m,轻伤半径为449.89m。（4）在对个人风险和社会风险分析中,分析了 LNG储罐破裂在不同风速与大气稳定度情况下的对个人风险和社会风险的影响,结果表明:风速大小对于1OOOm3LNG储罐完全破裂造成的个人风险和社会风险的等值曲线影响并不大。当大气稳定度越稳定时,对LNG储罐破裂形成的LNG扩散越不利,个人风险和社会风险增大。大气稳定度对个人风险和社会风险的影响大于环境风速。通过对个人风险值的计算,可以推算出本厂外部安全防护距离是300m。
刘迎昌[7]（2016）在《小型撬装LNG装置的研究与开发》文中认为天然气液化技术在国内外越来越受到重视,液化天然气工业必然会进入一个迅速发展的时期。进行天然气液化流程的理论分析,对分析和设计流程具有重要的意义。根据我国的具体情况,中、小型的撬装型LNG装置无疑具有较大的优势。小型LNG装置因其具有体积小、开停灵活、转移方便、便于撬装的优势而备受关注。在小型LNG装置的研究状况进行扼要分析比较的基础上,对天然气气液相平衡的计算方法进行了一定的分析探讨:主要包括气液相平衡计算和焓、熵计算;对三种代表性的液化流程进行了分析,并对选定的单级混合制冷剂天然气液化流程用Aspen Hysys进行物料和能量的衡算,在稳态的模拟情况下对流程中压缩机功耗进行分析。研究分析得到以下结论:在稳态模拟中随着压缩机出口压力的升高,压缩机功耗的功耗也随之升高。在稳态模拟中随着天然气压力的升高,压缩机功耗随之降低,天然气压力的升高有利于减少压缩机功耗。在稳态模拟中天然气进口温度越低,压缩机相应的功耗也就越小,天然气温度的降低对减少天然气功耗有积极作用。水冷器后制冷剂的温度越低,相应压缩机功耗也就越小。
张爱利[8]（2016）在《LNG储罐工程安全分析与评价》文中认为进入21世纪,LNG（液化天然气）开始成为能源市场的焦点。随着国外LNG供应量的迅速增加,以及国内配套产业技术的完善,我国LNG需求进入爆炸式增长阶段,相应的LNG储罐工程也逐步得到应用。LNG储罐是LNG专用存储装置,属于易燃易爆重大危险源范围,一旦发生事故,将会造成人员伤亡、环境污染及财产损失等不良后果,因此,研究分析LNG储罐工程的风险、提出控制方案成为新课题。论文介绍了我国LNG的使用、发展现状及趋势、危险源风险评价技术的国内外研究现状,指出了LNG储罐工程安全分析及评价的意义；研究安全评价的理论方法和相关规定,比较多种安全评价方法的适用范围和评价结果的异同,提出了危险有害因素辨识的方式方法、安全分析与评价的方法及选择原则,确定了安全评价指标及相关依据。在深入研究LNG的危险特性、天然气的危险特性、LNG储罐及其危险特性、储罐工程的危险性、储罐泄漏的危险性、国内外典型LNG事故案例的基础上,构建了LNG储罐泄漏事故模型。指出了事故模型需要考虑的多因素相关性参数,找到了使参数／指标选择更趋于合理的途径和方式,明确了选择参数的具体要求。基于LNG储罐泄漏事故模型和危险分析的结果,提出安全分析及评价程序,确定适用于LNG储罐工程的安全评价方法和评价指标。结合国内某地拟建的LNG储罐工程,依据国家现行的法律法规、标准规范,定性分析项目建设中应考虑的工程选址、储罐及其配套设施的平面布置、储罐基础及施工、消防设施、储罐安全检测设施等本质安全问题。通过计算机仿真模拟LNG储罐泄漏事故模型,给出了泄漏后可能发生的闪火、喷射火、池火灾、蒸气云爆炸等事故后果及影响范围,结合项目所在地企业、人口分布等情况,判断工程的个人风险和社会风险的可接受程度,科学判断项目建设的合理性、合规性,在此基础上提出LNG储罐工程的安全管理防范对策,力求为同类项目的建设、风险控制研究提供借鉴。
张宁,徐雅,沈惬,张冲,邵斌,孙大明[9]（2015）在《基于大冷量斯特林制冷机的LNG加气站BOG再液化回收技术》文中认为对比分析了LNG（液化天然气）加气站3种BOG（蒸发气）回收方式,指出采用大冷量斯特林制冷机的BOG再液化回收技术,不仅解决了传统回收方式对天然气管网和CNG（压缩天然气）站的依赖,而且实现了液化天然气储运过程中的"零排放",经济和社会效益显着。在此基础上,探讨了单级整体式斯特林制冷机的制冷能力以及BOG的液化量,试验和计算结果表明:单级斯特林制冷机的制冷量达到1kW@77K和2kW@110K,每月BOG液化能力≥8t,满足了我国小型LNG站BOG回收过程对冷量的需求。
刘芳[10]（2015）在《基于bow-tie方法的天然气液化设施可信场景研究》文中研究表明天然气因为清洁廉价并且热值高而广受青睐,在当今世界能源比例中占到24%。由于天然气是易燃易爆气体,因此生产过程中存在巨大的危险性较容易发生事故,尤其是LNG的储存单元。LNG储罐中若发生泄漏,遇到点火源会引起严重的燃烧爆炸事故,造成巨大的财产损失和人员伤亡。如果可以预先评价事故多发单元的最大可信事故,提前制定好预防及控制措施则事故发生概率及造成的损失可大大减小,但目前还没有较好的风险评估方法来定量确定最大可信事故。鉴于这些,本文尝试以bow-tie方法为基础,结合燃爆模拟仿真软件首次提出LNG储罐泄漏最大可信事故的定量确定方法,为制定LNG储罐预防和控制措施提供依据,对于减少LNG储罐区事故具有重要指导意义。本文深入调研国内外目前在天然气液化生产工艺危害分析中常用的风险分析方法以及关于最大可信事故的研究现状。以整个天然气液化生产流程为对象,基于bow-tie方法对典型的天然气预处理工艺设备和LNG储罐的失效进行全面分析,形象直观地展示出导致设备发生失效的原因及其可能造成的后果,对工厂采取预防和控制措施提供了强大依据。在LNG储罐泄漏的bow-tie分析左侧,以灰色关联度分析方法为基础在基本事件概率未知的情况下对储罐泄漏进行关键致因分析,得出导致LNG储罐发生泄漏事故的关键原因为储罐超压。对关键因素-储罐超压进行了bow-tie建模分析,发现导致超压的主要原因有LNG翻滚、阀门失效、管路堵塞和罐体吸热。根据以往事故经验,阀门失效为较常见情况,因此根据API-521和ASME《锅炉和压力容器规范》标准求取安全阀的有效泄放量,基于此算法对证安全阀的有效性进行评估。以某储备库为示例并结合泄漏实际情况,基于ALOHA软件对该库LNG储罐泄漏进行模拟仿真,得到当储罐泄漏后发生沸腾液体扩展蒸气云爆炸（BLEVE）、蒸气云爆炸和池火时的危害半径,发现BLEVE导致的危害区域及其造成的损失最大。以国外对于最大可信事故的计算方法为依据对其进行优化,确定新的求取最大可信事故的方法。结合储备库的详细情况对其进行最大可信事故分析,得出储罐最大可信事故场景—储罐内过度高压超过了安全阀的设计能力引起储罐以限制性蒸气云爆炸的方式爆炸,泄漏的LNG扩散到了大气中形成的巨大蒸气云团遇到火源后瞬间发生蒸气云爆炸最大可信事故。与国外算法相比较验证算法的有效性并提出其改进之处。以此算法为基础,用excel中VBA语言编写了程序来实现算法的计算机化,简化计算的繁琐程度。
二、液化天然气生产储运中的蒸气回收（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、液化天然气生产储运中的蒸气回收（论文提纲范文）
（1）LNG在储运中蒸发过程的模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 LNG低温储罐的特性 |
| 1.2 LNG蒸发机理分析 |
| 1.3 LNG蒸发过程的研究 |
| 1.3.1 研究背景 |
| 1.3.2 LNG蒸发过程的研究现状 |
| 1.4 不同密度LNG蒸发过程的研究意义 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 第二章 LNG蒸发过程模型的构建 |
| 2.1 LNG热物性参数计算 |
| 2.1.1 热物性参数计算方法 |
| 2.1.2 计算结果及分析 |
| 2.2 LNG储罐环境漏热计算 |
| 2.2.1 LNG储罐环境漏热分析 |
| 2.2.2 环境漏热计算及结果分析 |
| 2.3 模型构建及模拟方法 |
| 2.3.1 物理模型建立 |
| 2.3.2 流态判定 |
| 2.3.3 数学模型建立 |
| 2.3.4 模拟计算流程 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 不同密度LNG储存蒸发过程模拟研究 |
| 3.1 LNG储罐蒸发过程模拟工况设定 |
| 3.2 不同密度的LNG储存蒸发过程分析 |
| 3.2.1 蒸发过程换热量分析 |
| 3.2.2 蒸发过程气、液相组分及液相平均密度分析 |
| 3.3 模拟结果分析 |
| 3.3.1 日蒸发气质量、蒸发率分析 |
| 3.3.2 蒸发过程储罐内压力分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 LNG储存蒸发过程影响因素的安全性能预测 |
| 4.1 研究方法及工况设定 |
| 4.2 环境温度对蒸发过程的影响 |
| 4.2.1 环境温度分析 |
| 4.2.2 环境温度对蒸发过程的影响分析 |
| 4.3 初始充装率对蒸发过程的影响 |
| 4.3.1 初始充装率分析 |
| 4.3.2 初始充装率对蒸发过程的影响分析 |
| 4.4 环境风速对蒸发过程的影响 |
| 4.4.1 环境风速分析 |
| 4.4.2 环境风速对蒸发过程的影响分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 总结与展望 |
| 5.1 总结 |
| 5.2 展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（2）W公司浮式LNG接收站中国市场推广策略研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及问题提出 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 问题提出 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.3 研究思路与方法 |
| 1.4 相关理论概述 |
| 1.5 本章小结 |
| 第2章 中国天然气及LNG市场供需分析 |
| 2.1 中国天然气资源概况 |
| 2.2 中国天然气缺口分析 |
| 2.2.1 中国天然气市场结构 |
| 2.2.2 中国天然气消费分析 |
| 2.3 中国进口LNG市场分析 |
| 2.3.1 全球LNG贸易概况 |
| 2.3.2 全球LNG资源分析 |
| 2.3.3 中国LNG需求分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 液化天然气接收站结点模式分析 |
| 3.1 液化天然气产业链 |
| 3.1.1 天然气液化工艺 |
| 3.1.2 液化天然气运输 |
| 3.1.3 液化天然气接收 |
| 3.2 中国陆上LNG接收站特点分析 |
| 3.2.1 中国陆上LNG接收站介绍 |
| 3.2.2 陆上LNG接收站设备组成 |
| 3.2.3 中国陆上LNG接收站接收能力分析 |
| 3.3 浮式LNG接收站特点分析 |
| 3.3.1 浮式LNG接收站组成 |
| 3.3.2 浮式LNG接收站连接陆上操作和维护 |
| 3.3.3 浮式LNG接收站适用海域条件 |
| 3.4 浮式LNG接收站实际案例分析 |
| 3.4.1 国际上浮式LNG接收站基本情况 |
| 3.4.2 天津浮式LNG接收站建设运营分析 |
| 3.4.3 浮式LNG接收站的比较优势分析 |
| 3.5 浮式和陆上LNG接收站经济性对比 |
| 3.5.1 LNG接收站对比的因素与标准 |
| 3.5.2 LNG接收站建设的经济性分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 中国浮式LNG接收站推广的外部因素 |
| 4.1 基于国情的浮式LNG接收站宏观环境分析 |
| 4.1.1 国家政策环境分析 |
| 4.1.2 经济发展环境分析 |
| 4.1.3 社会发展环境分析 |
| 4.1.4 相关技术成熟度分析 |
| 4.2 中国浮式LNG接收站建设的合适区域 |
| 4.2.1 中国LNG主要进口区域 |
| 4.2.2 浮式LNG接收站布置区域 |
| 4.3 浮式LNG接收站建造的竞争对手 |
| 4.3.1 国外竞争对手分析 |
| 4.3.2 国内竞争对手分析 |
| 4.4 W公司主要客户分析 |
| 4.4.1 W公司主要客户业务特点分析 |
| 4.4.2 “三桶油”选择浮式LNG接收站可能性分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 W公司现状与浮式LNG接收站业务推广存在的问题 |
| 5.1 W公司基本情况 |
| 5.1.1 W公司简介 |
| 5.1.2 W公司组织架构 |
| 5.1.3 W公司人员构成 |
| 5.1.4 W公司战略定位 |
| 5.2 W公司LNG浮式产品成功案例 |
| 5.2.1 浮式FLNG项目 |
| 5.2.2 浮式LNG接收装置 |
| 5.3 W公司目前市场推广存在的问题 |
| 5.3.1 管理层的认识与定位 |
| 5.3.2 营销人员素质 |
| 5.3.3 市场推广方法 |
| 5.3.4 客户关系管理 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 W公司LNG浮式接收站推广策略 |
| 6.1 W公司市场选择与定位 |
| 6.1.1 市场细分 |
| 6.1.2 目标市场选择 |
| 6.1.3 市场定位 |
| 6.2 W公司浮式LNG接收站市场推广策略 |
| 6.2.1 强化市场宣导和推介 |
| 6.2.2 主要客户的合作与开发 |
| 6.2.3 行业规范的制定与推进 |
| 6.2.4 多系列产品的设计 |
| 6.2.5 产品造价的优化控制 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 W公司LNG浮式接收站推广保障措施 |
| 7.1 重点市场推广保障措施 |
| 7.1.1 市场宣传方式多样化 |
| 7.1.2 组织机构的完善与优化 |
| 7.1.3 强化供应链管理 |
| 7.2 建立客户关系管理系统 |
| 7.3 市场推广保障措施风险管控 |
| 7.4 本章小结 |
| 第8章 结论与展望 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 不足与展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读学位期间发表的学术论文目录 |
（3）液化天然气BOG再液化及热值调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 主要符号表 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 BOG处理工艺 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 BOG再液化研究 |
| 1.3.2 LNG热值调整研究 |
| 1.4 课题来源及研究内容 |
| 1.4.1 课题来源 |
| 1.4.2 课题研究内容 |
| 第2章 液化天然气BOG再液化工艺及流程仿真模拟 |
| 2.1 液化天然气BOG再液化工艺流程 |
| 2.1.1 BOG再液化工艺设计原则及标准 |
| 2.1.2 BOG再液化工艺流程 |
| 2.2 LNG储罐BOG产生量及再液化系统热平衡方程 |
| 2.2.1 LNG储罐BOG产生量计算 |
| 2.2.2 BOG再液化系统热平衡方程 |
| 2.3 液化天然气BOG再液化工艺流程仿真模拟 |
| 2.3.1 物性方法 |
| 2.3.2 工艺流程仿真模型 |
| 2.3.3 工艺流程初始参数 |
| 2.3.4 模拟结果及分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 液化天然气BOG再液化工艺流程热力学分析 |
| 3.1 工艺参数对BOG再液化系统性能的影响 |
| 3.1.1 LNG压力的影响 |
| 3.1.2 LNG流量的影响 |
| 3.1.3 LNG组分含量的影响 |
| 3.1.4 低温液体压力的影响 |
| 3.1.5 低温液体流量的影响 |
| 3.1.6 BOG温度的影响 |
| 3.1.7 BOG压力的影响 |
| 3.1.8 BOG流量的影响 |
| 3.1.9 次喷射混合器出口压力的影响 |
| 3.2 BOG再液化工艺参数优化分析 |
| 3.2.1 优化目标 |
| 3.2.2 决策变量 |
| 3.2.3 约束条件 |
| 3.2.4 优化结果及分析 |
| 3.3 LNG热值和互换性分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 液化天然气BOG再液化工艺方案经济性分析 |
| 4.1 BOG再液化工艺方案初始投资 |
| 4.1.1 主要设计参数 |
| 4.1.2 工艺设备选型 |
| 4.1.3 初始投资费用 |
| 4.2 BOG再液化工艺方案经济性分析 |
| 4.2.1 经济性分析依据 |
| 4.2.2 经济性分析参数及指标 |
| 4.2.3 年总成本费用 |
| 4.2.4 经济效益分析 |
| 4.3 BOG再液化工艺方案敏感性分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 液化天然气BOG再液化试验方案 |
| 5.1 试验目的 |
| 5.2 试验原理 |
| 5.3 试验装置 |
| 5.3.1 试验设备 |
| 5.3.2 数据采集系统 |
| 5.4 试验要求 |
| 5.5 数据记录与处理 |
| 5.6 本章小结 |
| 总结及展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 攻读学位期间发表的论文 |
（4）橇装式液化天然气加气站泄放气体处理及其加热器计算（论文提纲范文）
| 1 EAG简介 |
| 2 EAG处理方法 |
| 2.1 传统处理方式———直接排放 |
| 2.2 新型处理方式———液化储存法 |
| 2.2.1 工作原理 |
| 2.2.2 工作流程 |
| 2.3 两种方法对比 |
| 3 EAG加热器设计计算 |
| 3.1 最大安全泄放量Ws计算 |
| 3.1.1 工况一 |
| 3.1.2 工况二 |
| 3.1.3 Ws取值 |
| 3.2 EAG加热器换热面积A、长度L0计算[12-15] |
| 3.3 示例参数及结果 |
| 4 结语 |
（5）LNG接收站BOG再冷凝系统优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 LNG接收站工艺 |
| 1.1.2 BOG处理工艺 |
| 1.1.3 BOG处理面临的问题 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 过程系统模拟基础 |
| 2.1 过程系统工程 |
| 2.2 流程模拟技术 |
| 2.3 热力学方法选择 |
| 2.3.1 汽液平衡常数计算方程 |
| 2.3.2 焓熵及密度计算方程 |
| 2.3.3 汽化潜热 |
| 2.3.4 导热系数 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 接收站BOG再冷凝系统分析 |
| 3.1 LNG接收站设备单元模型建立 |
| 3.1.1 平衡闪蒸 |
| 3.1.2 换热器 |
| 3.1.3 泵与压缩机 |
| 3.1.4 混合器 |
| 3.1.5 分流器 |
| 3.2 BOG产生量计算 |
| 3.2.1 船舱漏热产生BOG |
| 3.2.2 卸料泵做功产生BOG |
| 3.2.3 船舱和储罐压差产生BOG |
| 3.2.4 储罐漏热产生BOG |
| 3.2.5 管线漏热产生BOG |
| 3.2.6 大气压变化产生BOG |
| 3.2.7 低压泵做功产生BOG |
| 3.2.8 体积置换产生BOG |
| 3.3 BOG产生量统计分析 |
| 3.4 LNG接收站再冷凝系统工艺分析 |
| 3.4.1 储罐压力对BOG产生量的影响 |
| 3.4.2 BOG处理量对流程的影响 |
| 3.4.3 压缩机、低压泵出口压力对系统的影响 |
| 3.4.4 外输压力对系统运行的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 接收站BOG再冷凝系统工艺优化 |
| 4.1 预冷式BOG再冷凝工艺提出 |
| 4.2 接收站最小外输量计算 |
| 4.3 最小外输工况下两种工艺比较 |
| 4.4 预冷式再冷凝工艺优化 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 接收站BOG再冷凝系统控制 |
| 5.1 系统过程控制 |
| 5.1.1 控制系统的组成 |
| 5.1.2 过程控制术语与目标 |
| 5.2 接收站工艺动态参数及控制方案 |
| 5.2.1 接收站主要工艺设备参数 |
| 5.2.2 气体外输操作 |
| 5.2.3 LNG储罐 |
| 5.2.4 罐内低压泵 |
| 5.2.5 蒸发气压缩机 |
| 5.2.6 再冷凝器 |
| 5.2.7 气化系统 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 BOG再冷凝系统动态分析与优化 |
| 6.1 接收站动态系统分析 |
| 6.1.1 未加扰动时动态工况分析 |
| 6.1.2 停罐内低压泵时系统动态响应 |
| 6.1.3 外输量增大时系统的动态响应 |
| 6.1.4 压缩机负荷增大时系统的动态响应 |
| 6.1.5 BOG处理量频繁波动时系统动态响应 |
| 6.2 当前控制系统存在的问题 |
| 6.3 接收站再冷凝系统控制方案改进 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录A |
| 附录B |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（6）LNG液化厂存储设施安全性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 第2章 LNG液化厂危险源辨识 |
| 2.1 LNG工厂情况简介 |
| 2.1.1 LNG工厂建设情况 |
| 2.1.2 LNG工厂所在地区气象条件 |
| 2.1.3 主要生产设备 |
| 2.1.4 LNG液化生产工艺流程 |
| 2.2 物料危险有害因素辨识 |
| 2.2.1 该LNG液化厂危险物质存在情况 |
| 2.2.2 爆炸性化学品的梯恩梯当量 |
| 2.2.3 可燃性化学品完全燃烧后释放的热量 |
| 2.3 LNG存储设施危险有害因素辨识 |
| 2.4 关键设备危险有害因素分析 |
| 2.5 LNG储罐危险可操作性分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 LNG泄漏事故后果定量分析 |
| 3.1 LNG储罐泄漏扩散研究 |
| 3.1.1 扩散模型选择 |
| 3.1.2 扩散模型建立 |
| 3.1.3 扩散参数的选取 |
| 3.1.4 模拟计算 |
| 3.2 沸腾液体扩展蒸汽爆炸研究 |
| 3.2.1 沸腾液体扩展蒸汽爆炸模型 |
| 3.2.2 BLEVE火球事故后果伤害模型 |
| 3.2.3 BLEVE火球事故后果实例计算 |
| 3.3 蒸汽云爆炸事故后果研究 |
| 3.3.1 TNT当量模型 |
| 3.3.2 TNO多能法 |
| 3.3.3 LNG储罐破裂蒸气云爆炸实例计算 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 个人风险和社会风险数值模拟 |
| 4.1 个人风险计算模型 |
| 4.2 社会风险计算模型 |
| 4.3 可容许风险标准 |
| 4.3.1 可容许个人风险标准 |
| 4.3.2 可容许社会风险标准 |
| 4.4 个人风险和社会风险值计算 |
| 4.4.1 软件介绍及参数设置 |
| 4.4.2 风速对个人风险及社会风险的影响 |
| 4.4.3 大气稳定度对个人风险及社会风险的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 LNG液化厂存储设施安全控制措施 |
| 5.1 安全技术措施 |
| 5.2 控制人的失误 |
| 5.3 安全管理 |
| 5.4 应急响应 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（7）小型撬装LNG装置的研究与开发（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题的背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 国内外现有液化技术 |
| 1.4 研究内容和方法 |
| 第二章 液化天然气生产与天然气相平衡计算 |
| 2.1 LNG工厂或装置类型 |
| 2.2 LNG原料气要求、产品组成及特性 |
| 2.3 天然气集气一体化集成装置 |
| 2.4 天然气相平衡计算 |
| 2.4.1 相平衡计算方程 |
| 2.4.2 PR状态方程 |
| 2.5 天然气的焓、熵计算 |
| 2.5.1 计算焓和熵的方程 |
| 2.5.2 LKP方程 |
| 2.5.3 焓和熵的计算方法 |
| 2.5.4 LKP方程焓和熵的计算 |
| 第三章 天然气液化装置工艺流程设计 |
| 3.1 天然气液化膨胀制冷工艺 |
| 3.1.1 制冷工艺与运行情况 |
| 3.1.2 优缺点 |
| 3.2 天然气液化级联式制冷工艺 |
| 3.2.1 制冷工艺与运行情况 |
| 3.2.2 优缺点 |
| 3.3 天然气液化混合制冷工艺 |
| 3.3.1 制冷工艺 |
| 3.3.2 优缺点 |
| 3.4 流程的选择 |
| 第四章 液化流程中物料和能量衡算模拟 |
| 4.1 Aspen HYSYS软件简介 |
| 4.2 液化流程模拟步骤 |
| 4.2.1 输入条件 |
| 4.2.2 物性方法（状态方程） |
| 4.2.3 创建物流等控件 |
| 4.3 物料和能量衡算原理 |
| 4.3.1 物料衡算原理 |
| 4.3.2 能量衡算原理 |
| 4.4 单元模拟 |
| 4.4.1 压缩机单元 |
| 4.4.2 水冷却器单元 |
| 4.4.3 多股换热器单元 |
| 4.4.4 天然气节流膨胀单元 |
| 4.4.5 制冷剂节流膨胀单元 |
| 4.4.6 LNG储罐单元 |
| 第五章 制冷压缩机分析 |
| 5.1 制冷剂压缩机出口压力对压缩机功耗的影响 |
| 5.2 天然气进口压力对压缩机功耗的影响 |
| 5.3 天然气进口温度对压缩机功耗的影响 |
| 5.4 水冷器后温度对压缩机功耗的影响 |
| 第六章 流程涉及的主要设备 |
| 6.1 冷剂压缩制冷机组 |
| 6.2 多股流板换热器 |
| 6.3 节流阀 |
| 第七章 经济性分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文 |
| 致谢 |
（8）LNG储罐工程安全分析与评价（论文提纲范文）
| 学位论文的主要创新点 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 背景与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 工业生产安全评价方法概述 |
| 2.1 业生产安全评价 |
| 2.2 危险有害因素的分类方式及辨识方法 |
| 2.3 安全评价方法及选择原则 |
| 2.4 安全评价指标 |
| 2.5 LNG安全分析与评价的相关依据 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 LNG储罐泄漏事故模型构建 |
| 3.1 LNG储罐及其危险特性 |
| 3.2 LNG储罐泄漏分析及其危害 |
| 3.3 LNG储罐泄漏事故模型构建 |
| 3.4 事故模型参数选择 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 LNG储罐工程安全评价体系 |
| 4.1 安全评价的必要性和重要性 |
| 4.2 安全分析及评价程序 |
| 4.3 评价指标的确定 |
| 4.4 评价方法的选择 |
| 4.5 评价方法的实施 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 LNG储罐工程案例研究 |
| 5.1 工程背景概述 |
| 5.2 程安全分析 |
| 5.3 事故模型仿真 |
| 5.4 安全管理防范对策 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论和展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望和建议 |
| 参考文献 |
| 发表论文和参加科研情况说明 |
| 致谢 |
（9）基于大冷量斯特林制冷机的LNG加气站BOG再液化回收技术（论文提纲范文）
| 引言 |
| 1 基于斯特林制冷机的BOG再液化回收方式及比较 |
| 2 大冷量斯特林制冷机制冷性能与BOG再液化能力 |
| 3 结论 |
| 符号说明 |
（10）基于bow-tie方法的天然气液化设施可信场景研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究背景及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 第2章 基于bow-tie方法的部分液化设备失效研究 |
| 2.1 bow-tie方法基本理论 |
| 2.2 天然气液化生产概述 |
| 2.2.1 天然气预处理 |
| 2.2.2 天然气液化工艺及其主要设备 |
| 2.3 基于bow-tie方法的天然气净化设备失效分析 |
| 2.3.1 醇胺法脱硫脱碳设备常见危害 |
| 2.3.2 设备失效分析 |
| 2.4 基于bow-tie方法的LNG储存装置失效分析 |
| 2.4.1 LNG储罐基本概述 |
| 2.4.2 LNG储罐危险性分析 |
| 2.4.3 LNG储罐安全性设计 |
| 2.4.4 基于bow-tie方法的LNG储罐泄漏分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 LNG储罐泄漏关键致因研究 |
| 3.1 灰色关联度分析方法 |
| 3.1.1 方法概述 |
| 3.1.2 灰色关联度方法分析过程 |
| 3.1.3 灰色关联度分析方法对本文的适用性 |
| 3.2 基于灰色理论的储罐泄漏关键因素研究案例 |
| 3.3 LNG储罐超压分析 |
| 3.3.1 LNG储罐超压分析 |
| 3.3.2 LNG储罐超压的bow-tie模型 |
| 3.4 安全阀泄放有效性评估 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 LNG储罐泄漏危害区域研究 |
| 4.1 LNG泄漏后果评估模型 |
| 4.1.1 BLEVE危害评估模型 |
| 4.1.2 蒸气云爆炸危害评估模型 |
| 4.1.3 池火危害评估模型 |
| 4.2 ALOHA软件概述 |
| 4.3 ALOHA软件对本文的适用性 |
| 4.4 LNG储罐泄漏的模型建立 |
| 4.4.1 LNG泄漏导致BLEVE后果模拟 |
| 4.4.2 LNG泄漏导致闪火或蒸气云爆炸模拟 |
| 4.4.3 LNG储罐泄漏导致池火后果模拟 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 最大可信事故场景研究及其应用 |
| 5.1 最大可信事故概述 |
| 5.1.1 最大可信事故方法应用研究现状 |
| 5.1.2 最大可信事故相关定义的确定 |
| 5.2 最大可信事故场景确定标准 |
| 5.2.1 最大可信事故场景确定方法 |
| 5.2.2 算法说明 |
| 5.3 LNG储罐泄漏的最大可信事故场景研究 |
| 5.3.1 案例介绍 |
| 5.3.2 LNG储罐泄漏的最大可信事故确定 |
| 5.3.3 结果分析及建议对策 |
| 5.3.4 结果对比 |
| 5.4 算法的程序化 |
| 5.4.1 编写语言概述 |
| 5.4.2 算法软件化 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论和展望 |
| 6.1 主要研究结论 |
| 6.2 主要创新点 |
| 6.3 研究展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、液化天然气生产储运中的蒸气回收（论文参考文献）
- [1]LNG在储运中蒸发过程的模拟研究[D]. 甘冬丽. 广西大学, 2021(12)
- [2]W公司浮式LNG接收站中国市场推广策略研究[D]. 张宗强. 上海交通大学, 2019(06)
- [3]液化天然气BOG再液化及热值调整研究[D]. 焦纪强. 兰州理工大学, 2018(09)
- [4]橇装式液化天然气加气站泄放气体处理及其加热器计算[J]. 雒淑娟,孙俊胜,刘福录,任永平,张鹏,门建斌,张兵. 石油化工设备, 2017(04)
- [5]LNG接收站BOG再冷凝系统优化研究[D]. 谷英杰. 西南石油大学, 2017(11)
- [6]LNG液化厂存储设施安全性研究[D]. 阚文华. 西南石油大学, 2017(11)
- [7]小型撬装LNG装置的研究与开发[D]. 刘迎昌. 西安石油大学, 2016(05)
- [8]LNG储罐工程安全分析与评价[D]. 张爱利. 天津工业大学, 2016(12)
- [9]基于大冷量斯特林制冷机的LNG加气站BOG再液化回收技术[J]. 张宁,徐雅,沈惬,张冲,邵斌,孙大明. 化工学报, 2015(S2)
- [10]基于bow-tie方法的天然气液化设施可信场景研究[D]. 刘芳. 中国石油大学(华东), 2015(04)