甲醇制烯烃装置低温位热能的利用

结合180万t/a煤基甲醇制烯烃装置的运行情况,探讨了甲醇制烯烃低温位热能在工业化联合装置的利用。找出低温热的来源,设计出低温热利用方案。通过低温热利用节约能量为1.73 GJ/t,使装置能耗降低了21.9%。     

燃煤电厂碳捕集系统节能潜力分析

针对碳捕集吸收剂解吸能耗高的问题,建立了碳捕集系统仿真模型。研究碳捕集系统能量的构成及分布规律,分析结果表明:再沸器的热耗为4.64 GJ/t,贫液冷却器、再生气冷却器释放的热量分别为1.840 8 GJ/t和1.750 1 GJ/t。碳捕集系统的总损损为1.205 GJ/t,解吸塔、吸收塔、换热器的损率分别为33.02%、33.48%、21.83%。     

双气头多联产系统的Aspen Plus实现及工艺过程优化(Ⅰ) 模拟流程的建立及验证

通过流程模拟对煤基多联产系统进行过程优化是一种低成本、高效率的研究方法。通过稳态流程模拟软件Aspen Plus建立了二甲醚和电力为主要目标产品并副产甲醇的煤基多联产系统流程。采用气化煤气与焦炉煤气混合气作为气头,以达到利用焦炉煤气中高浓度甲烷、下一步工艺调整氢碳比并实现温室气体减排的目的。模拟流程中包括了空分、煤气化及净化、CH4/CO2重整、产品合成、燃气轮机联合循环发电等多联产系统中的5个主要工艺单元,涉及化学反应的CH4/CO2重整单元和二甲醚合成单元通过嵌入包含特定反应动力学参数的动力学子程序进行模拟。多联产系统综合考虑了化学反应的动力学和热力学,系统总体及各工艺单元物料、能量衡算一致,各个单元模拟数据与文献实验数据吻合。在建立流程的基础上,计算比较了热值加和效率与当量发电效率,发现考虑能量品质的当量发电效率更适合联产液体燃料和电能的多联产系统的评价。     

干熄焦系统热电冷联产技术的能耗分析

采用当量热力系数、发电煤耗、当量制冷火用效率的3种热经济评价模型,对干熄焦系统热电冷联产制冷与分产制冷进行了能耗分析,给出了联产系统制冷与分产制冷的节能条件,为全面研究干熄焦系统热电冷联产与分产的能耗奠定了基础。     

浅谈煤制甲醇合成装置节能减排措施

通过对比国内同类型1800 kt/a煤制甲醇合成装置的工艺设计,分析其实际生产情况中环境保护出现的问题及产生的原因,提出相应的节能减排措施,取得了显著的效果。实施节能减排措施后,吨甲醇综合能耗为38.874 GJ,折合标煤1.3264 t,综合能耗低于以煤为原料生产精甲醇的甲醇装置,与国内以煤为原料的大型甲醇装置相当,属于国内先进水平。     

以焦炉煤气和甲醇弛放气为原料的新型合成氨装置试运行总结

山东临沂恒昌化工科技有限公司10万t/a合成氨装置是国内首套以焦炉煤气和甲醇弛放气为原料生产合成氨的大型化装置。介绍了该装置的工艺流程、工艺特点、装置能耗及装置试运行情况。结果表明：①该装置利用富余的焦炉煤气和甲醇弛放气及空分系统的副产氮气为原料,达到了节能减排,综合利用的目的;②在国内首次采用纯氢纯氮制取合成氨新工艺,可使装置高产、低耗、平稳运行;③装置吨氨综合能耗为30.829 GJ,能耗指标达到国内先进水平;④该装置平均日产可达300 t,年销售收入可达2.8亿元,可以获得较好的经济效益。     

气流床粉煤气化技术在直接还原铁生产过程中的应用

提出了以具有自主知识产权的气流床粉煤气化技术与直接还原炼铁工艺相结合的方式进行直接还原铁（DRI）生产的工艺流程。应用Aspen Plus对粉煤气化及合成气处理的工艺进行模拟,从而获得了适合于希尔萨工艺（HYL-Ⅲ）的还原气,然后利用该部分还原气进行DRI的生产。通过对系统物料与能量的衡算,获得了本流程的主要原料消耗为：煤耗约为384 kg/tDRI,氧耗约为251 m3/tDRI;综合能耗约为10.18 GJ/tDRI。与文献报道的煤制气直接还原炼铁工艺进行对比,本流程的综合能耗与文献中的指标相当。     

TBCFB合成气制甲醇工艺过程的概念设计和计算机模拟

以三塔式循环流化床（TBCFB）为基础的低阶煤清洁转化多联产系统有望提升低价煤的能源和资源利用效率。利用流程模拟软件Aspen Plus 对该多联产系统甲醇合成路线进行模拟和模型验证。应用自热再生理论完成了对TBCFB甲醇生产中低温甲醇洗单元和甲醇精馏单元模拟设计,并对基于自热再生的新工艺进行换热网络（HEN）设计。从能量利用效率的角度,对新工艺进行评价。结果表明,自热再生工艺与常规工艺相比：低温甲醇洗单元冷公用工程节约了29.4%,总能耗节约了25.8%;甲醇精馏单元冷公用工程节约了69.5%,总能耗节约了32.3%。     

生物质制甲醇系统CO2捕集过程的设计模拟及技术经济性分析

通过ASPEN PLUS过程系统建模模拟，设计了生物质制甲醇系统中CO2的捕集工艺流程，并分析了其技术经济性能，研究了不同CO2捕集率的成本及其对生物质制甲醇能耗、水耗的影响。结果表明，捕集率为85%时生物质制甲醇系统CO2捕集封存较佳，单位捕集量的成本最低，有效能耗为453 MJ/t、水耗为193 kg/t、成本为135元/t，远低于直接从大气中捕集CO2。虽然这将使生物质制甲醇的生产成本增加154元/t，但当CO2减排补贴价格为40~50元/t时，则可抵消该部分成本增量。     

循环比对甲醇-电的多联产系统能耗影响的分析

为掌握甲醇-电的多联产系统中循环比对运行煤耗量的影响,计算分析了串联运行方式和串并联运行方式下,对于一定的甲醇生产量和供电功率,采用不同循环比时的系统能耗,得出了系统节煤量随系统供电功率、甲醇生产量和循环比的变化关系。分析了各种运行方式下存在最佳循环比的原因和影响最佳循环比大小的主要因素,更明确地指出了甲醇-电的多联产系统较分别能量生产系统节能的根本原因,为甲醇-电的多联产系统运行的节能降耗提供了理论依据。     

基于水蒸气气化的天然气动力多联产系统热力性能分析

我国能源结构呈现"富煤缺油少气"的特点,以煤气化技术为核心的天然气动力多联产系统在我国有广泛的应用前景。然而目前基于传统气化技术构建的煤基多联产系统在能源利用效率进一步提升方面存在限制。以水蒸气气化工艺为核心,集成了带有热化学回热单元的、高效的串并联综合型天然气动力多联产系统,并在Aspen Plus中搭建了系统模型,基于热效率、相对节能率和■效率等指标分析了该系统的能量利用特性。结果表明,与基于传统气化的天然气动力多联产系统相比,新系统的热效率和■效率分别提升了5.5%、5.8%。同时,对于不同的分流比存在最佳的化工岛未反应气循环倍率使系统热力性能最优,分流比为0.5、0.7、0.9、1.0时,对应的最佳循环倍率分别是4.8、4.4、4.3、4.0;串联型多联产较串并联综合型多联产系统能更合理地利用能量,串联型多联产系统在最佳循环倍率时的热效率、相对节能率和■效率分别达到68.06%、20.24%、69.43%;■分析表明,该系统■损失最大的部分主要分布在气化单元和联合循环单元,两项损失分别为17.0%、6.3%,占比分别达到总■损失的49.4%、18.3%。基于热化学回热型水蒸气气化技术的多联产系统,具有较高的能量利用效率和碳减排效果,可以为煤的高效低碳利用提供一种有效的节能方式。     

煤气化发电与甲醇联产系统环境影响研究与分析

通过对兖矿国泰化工有限公司煤气化发电与甲醇联产系统在节能和产排污方面的研究分析,对比说明了煤气化发电与甲醇联产系统在节能、环保方面的优势。     

煤基液体燃料-电多联产系统元素利用与节能性分析

煤基液体燃料与电力生产的集成是实现煤炭利用与洁净化生产的可行方案之一。本文通过计算两种不同集成特征的煤基液体燃料-电多联产系统的碳、氢元素利用率以及节能率,分析了多联产系统的元素利用和能量转换规律。结果表明,元素利用率和节能率均随循环比r的增加而增大。未反应气体循环可以有效提高元素利用率,同时使节能性增强。采用水煤气变换的循环串联多联产系统具有最佳的节能效率和元素利用率,最大节能率达19.45%,比无水煤气变换过程的循环串联多联产系统最大节能率高5.62%。且在化动比λ为3.89时,碳、氢利用率分别达到峰值,为29.08%以及37.89%。但当0.52≤λ≤1.94时,两种多联产系统具有相近的碳利用率,此时无变换多联产系统能达到最优的氢利用率为32.97%,比相同条件下有变换多联产系统高3.50%。     

基于钠基吸附剂的烟气脱碳系统余热利用研究

针对基于钠基固体吸附剂的燃烧后脱碳技术应用于燃煤电厂后综合能耗偏高的问题，本文提出与供热机组结合的碳捕集/供热双机组系统，利用低温热网回水回收系统低品位余热。依据双机组的抽汽混合与否构建了两种系统流程，分析了两种不同方案下的系统性能。研究结果表明，在有效回收脱碳系统碳酸化反应余热后，独立抽汽方案中碳捕集综合能耗从4.05GJ/t CO₂降低至1.26GJ/t CO₂，而混合抽汽方案中碳捕集综合能耗降低至1.13GJ/t CO₂，同时双机组系统的热网供热量较单供热机组分别增加了67.5%和72.8%，经济效益显著。分析了混合抽汽方案的系统中碳捕集综合能耗随相关运行参数变化的规律，发现碳酸化反应温度和热网回水温度因为能够直接影响系统余热利用程度因而更易对碳捕集综合能耗产生影响。     

天然气基多联产系统研究进展

分析了天然气基化工和动力分产系统的能源利用特性,指出多联产系统是进一步提高能量利用率的突破口,概括总结了天然气基化工动力联产系统的集成原则思路;在此基础上对并联和串联两种多联产系统基本流程的集成特性与节能潜力进行了对比分析,并对不同化工产品对联产系统集成特性的影响进行了探讨,最后对天然气基多联产系统的经济性进行了初步分析.研究结果表明,多联产系统能够进一步提高化石能源的利用效率,并具有较好的经济性,是一种具有广阔发展前景的新型能源系统.     

碳捕集系统集成MVR热泵节能工艺耦合优化

化学吸收法碳捕集技术是燃煤电厂脱碳的重要途径，但高能耗制约了其发展。集成MVR热泵的工艺流程改进作为降低捕集能耗的重要手段，现有研究大多以软件模拟优化该流程，存在约束条件选取不灵活、参数优化仅对MVR环节局部优化和模拟流程繁琐等缺点。为弥补以上研究不足，以300 MW机组及年产量200万t碳捕集系统数据为基础，对集成MVR热泵的解吸单元进行约束条件设置灵活、优化过程直观的整体建模优化。首先建立MEA吸收CO₂热力学模型及MVR热泵设备数学模型，得到MVR热泵工艺流程设计参数。在此基础上，以最小等量解吸能耗为目标函数，对贫富液换热器小端差及二次蒸汽压缩终压进行优选。之后基于优选结果，在二次蒸汽压缩终压为140 kPa,贫富液换热器小端差为5℃时，对MVR系统闪蒸压力进行优化。优化结果表明，最优闪蒸压力为109.2 kPa,捕集系统最小等量解吸能耗为2.82 GJ/t(以CO₂计),相比于常规碳捕集系统节能率(5.61%)节能效果明显。对集成MVR热泵的节能优化方案的经济性分析结果表明，节能方案总投资为708.28万元，年净收益523.55万元，...     

一种低能耗捕集CO2煤基甲醇和电力联产过程设计

传统的煤制甲醇过程所需合成气的氢碳比为2.1左右,而煤气化粗合成气氢碳比仅为0.7左右,因此需要将部分合成气进行变换来调节氢碳比。然而,变换气与未变换气混合后使得CO₂浓度降低,从而导致CO₂捕集能耗增加。提出了一种低能耗捕集CO₂煤基甲醇和电力联产过程。新联产过程中部分粗合成气首先经过变换,将CO转变为H₂和CO₂,CO₂浓度提高,在此时进行CO₂捕集可实现捕集能耗的降低。经CO₂捕集后,得到富H₂气体,富H₂气体分流后与另一部分煤气化粗合成气混合调节甲醇合成的氢碳比。对新的过程进行了建模、模拟与分析。结果表明相比传统的带CO₂捕集的煤制甲醇和IGCC发电过程,新的联产过程的能量节约率可达到16.5%,CO₂捕集能耗下降30.3%。     

基于自热再生的化学吸收法CO2捕集工艺模拟及节能分析

基于能量集成,将化学吸收CO_2捕集工艺与烟道气余热回收单元耦合,应用自热再生理论对其优化,挖掘捕集过程高耗能单元的节能潜力,并使用计算机模拟软件Aspen Plus对该过程建模分析。优化后的捕集工艺实现了捕集过程反应热的回收,将塔顶蒸气的冷凝潜热回收作为塔底再沸器的热源,合理利用了烟道气余热和换热后的贫液能量,降低了系统对额外热源的需求。模拟结果表明,优化后的捕集工艺最小能耗为1.46 GJ/(t CO_2),节能约41.36%。综合投资成本和运行费用对工艺进行经济性评价,优化后的捕集成本为326.70 CNY/(t CO_2),较传统化学吸收法降低了12%。     

以煤为原料中型合成氨厂节能分析

运用夹点技术分析了某化工厂中型合成氨装置的换热网络，发现现有换热网络中有较多能量利用不合理的地方。本文提出两套节能改造方案，方案一不改变现有装置的蒸汽利用系统，适当改变现有换热系统的物流匹配，充分利用现有换热网络余热，使合成氨综合能耗下降１０％；方案二根据工艺过程要求优化蒸汽利用系统，进行热电联产，合成氨综合能耗降低１７．９％。节能改造的投资回收期一年左右。     

费托合成油尾气利用方案的技术经济分析

利用Aspen plus流程模拟软件可以模拟300万t/a规模的合成油项目驰放气制备LNG,即,液化天然气和LNG-合成氨联产流程,在这样的基础上比较2种方案的技术性经济指标。结果表明,LNG单产的项目室温气体CO_2排放量要比LNG-合成氨联产的项目低4.94万t/a,而能源的利用效率要比联产的项目高出22.2%,相对于利润就会减少164万元/a~165万元/a。对CO_2的排放量、能源效果和利润进行比较发现,LNG单项项目的技术经济指标优于LNG-合成氨联产项目。