浮式液化天然气工艺分析

浮式液化天然气(Floating Liquefied Natural Gas, FLNG)工艺能极大地降低海底天然气的处理负荷，在海底天然气处理方面的应用已逐渐成为焦点。FLNG工艺的发展主要受建设成本、技术条件、液化产率等方面限制，所以对FLNG工艺的改进需在FLNG装置满足质量轻、占地面积小、耐腐蚀等要求的基础上，进行工艺流程优化，降低建设成本，提高设备产能。对比研究广泛应用于FLNG工艺中的阶式制冷循环工艺、膨胀制冷循环工艺和混合制冷循环工艺。研究结果表明：混合制冷循环工艺相比其他两种工艺具有工艺流程短、液化效率较高、可处理原料气成分更广泛、节省能耗和对复杂海况适应性高的优点；将混合制冷循环工艺与有效的预处理工艺及液化天然气(Liquefied Natural Gas, LNG)卸载工艺相结合，已逐渐成为FLNG工艺的主导工艺，目前已广泛应用于海上LNG的生产工作。     

FLNG液化冷剂压缩机和主制冷换热器关键技术的突破

为解决海上天然气长距离管输的问题(成本高和流动安全保障等),FLNG(floating liquefied natural gas)浮式液化天然气开发技术应运而生。目前,受国内相关行业发展水平的制约,FLNG液化核心设备均需进口,设备价格高、项目投资大。为此,基于目前FLNG主要的液化工艺,分析了国内外液化核心设备(冷剂压缩机、大型压缩机驱动器和大型液化换热器)的运用现状和关键技术——①开停车、火灾及变工况下的稳定运行技术;②FLNG晃荡工况对换热器性能和安全的影响;③采用改进后的制造技术和制造工艺,满足FLNG运用的需求;④外部管道及接口补偿技术;⑤泄露监测技术,针对性地归纳了其实现国产化的技术需求和发展方向,提出了开发设想和建议:FLNG主要液化核心设备国产化要充分依托国内企业,在设计技术、材料、制造技术上充分借鉴国外技术发展思路,加大企业与项目的联系程度,充分整合资源突破关键技术,加大试验平台建设和试验验证,实现样机突破和中试运用,为最终的工程运用和降低项目投资打下基础。     

基于混料设计的MRC工艺中混合冷剂配比的优化

为解决混合冷剂制冷循环液化天然气工艺中冷剂合理配比困难的问题,达到节能降耗的目的,在确定合理的冷剂运行工艺参数的基础上,借助Design Expert设计软件,采用一种有约束条件的混料实验设计法对混合冷剂配比进行了优化,得到了最优混合冷剂配比。结果表明冷剂的最佳运行工艺参数为:中压冷剂压力1860kPa,高压冷剂压力3800kPa,中压冷剂温度36℃,高压冷剂温度36℃时,最优的冷剂物质的量组成为:N_27.0%、CH_425.0%、C_2H_432.4%,C_3H_818.7%,i-C_5H_(12)16.9%,并通过Aspen HYSYS模拟现场工况验证了其可靠性。在混合冷剂最优条件下,天然气液化装置中冷量利用率提高16.56%,冷剂循环量较优化前降低12.86%,每吨液化天然气(LNG)生产能耗降低7.61%,满足生产要求。     

调峰型天然气液化HYSYS软件模型

调峰型天然气液化装置的特点是规模比较小,主要用于用气不平衡时的调峰用,有的输气管道末端常设计有调峰型天然气液化装置。流程多采用膨胀制冷,虽然能耗较高,但流程简单。本文介绍一种常用的、用氮气为冷却介质的膨胀制冷流程的HYSYS软件计算模型,供从事天然气液化设计人员参考。     

煤制天然气甲烷化催化剂预热工艺及优化

介绍了煤制天然气甲烷化催化剂预热和还原工艺,结合生产实际,分析了使用循环压缩机替代开车压缩机进行甲烷化催化剂预热的可行性,对比了开车压缩机和循环压缩机性能参数,并提出改进方案。经过装置运行验证,使用循环压缩机进行催化剂预热,每次节约装置开车时间31h;同时,将此改进应用在装置停车后催化剂干燥工艺中,同样大大缩短催化剂的干燥时间,减少了装置开停车阶段的生产消耗。     

大型FLNG装置上部模块混合制冷剂液化工艺的适应性评价分析

对于大型浮式液化石油气(FLNG)装置,液化工艺是整套装置非常关键的技术之一。混合制冷剂液化工艺具有流程简单、设备少、效率高、功耗小等优点,已广泛应用于陆上液化工厂,且将用于海上FLNG装置。混合制冷剂可细分成不同的工艺,不同的液化工艺具有不同的特点和适用范围。利用HYSYS软件对不同进料流量、甲烷组分比例和重组分比例下的三种混合制冷剂工艺进行了模拟,对比了三种流程的能耗与设备特征,分析了适用于不同液化能力浮式装置的工艺流程。结果表明:在天然气进气流量为65 000m3/d的条件下,丙烷预冷混合制冷剂循环(C3MR)压缩机比功耗为0.330 9,双混合制冷剂循环(DMR)比功耗为0.225 4,单混合制冷剂循环(SMR)比功耗为0.245 1;C3MR流程关键设备数量最多,DMR次之,SMR设备最少;C3MR所需的制冷剂量最大,SMR最小;随着原料气中甲烷含量的变化,C3MR比功耗的变化最大,DMR、SMR比功耗变化较小。     

丙烷预冷系统对FLNG晃动条件的适应性实验研究

通过建立一套带有液位扰动系统的丙烷预冷液化天然气实验装置,研究丙烷预冷系统对浮式液化天然气装置(FLNG)晃动条件的适用性。实验中通过对丙烷分离器不同液位进行液位扰动来模拟晃动条件,分析丙烷预冷系统换热器在晃动条件下的温度特性。结果表明:丙烷分离器液位较低时,液位扰动对换热器的温度影响较大;随着液位的升高,液位扰动对换热器的温度影响不断减小;当液位达到一定高度后,液位扰动对换热器温度影响很小。丙烷预冷系统适用于FLNG,但在FLNG上使用须提高丙烷分离器的液位高度或分离器的位置,以降低晃动时液位波动对换热器的影响,因此,在设计时须加强安全设计和危险评估。     

海上天然气液化工艺流程优选

LNG-FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置。作为LNG-FPSO的核心技术,海上天然气液化工艺将对该装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性产生很大的影响,而现有的3种基本类型的天然气液化工艺（氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷液化工艺）都不能完全符合海上天然气液化工艺的设计标准。为此,根据海上作业的特殊工况,组合模拟了6种适用于海上天然气液化的工艺流程,并从制冷剂流量、功耗、关键设备数量、天然气流量敏感性、天然气组成敏感性、易燃制冷剂储存和海上适应性等方面对各流程进行了比较,根据计算结果及对各流程的定性分析,优选出带预冷的氮膨胀液化工艺［即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂-氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂-氮气膨胀（串联）流程］为LNG-FPSO装置的首选工艺,且发现随着预冷深度的增加,该工艺的海上适应性减弱,功耗降低,处理能力增强。     

天然气提氦联产LNG新工艺特性及适应性分析

目的 为降低利用单一低温法从天然气中提氦的工艺设备投资及能量损耗,提出一种新型天然气提氦联产LNG工艺。方法 以国内某气田低含氦原料气数据为基础,对该新工艺的特性及适应性进行了模拟分析,并通过遗传算法对混合制冷剂制冷循环进行了优化。结果 (1)通过特性分析可知,节流前温度越低、节流压力越高,闪蒸罐对氦气的浓缩作用越好,同时可生产摩尔分数达到99.9%的高纯氮气产品,并自产液氮产品;(2)新工艺对原料气中氮气、氦气纯度变化及原料气压力均有很强的适应性,原料气压力越高、氮气和氦气纯度越低,压缩机轴功率越低;(3)通过特性及适应性分析、混合制冷剂制冷工艺参数优化可得闪蒸罐节流前温度为-150℃,节流压力为350 kPa,提氦塔压力为3 200 kPa,脱氮塔和提氦塔塔板数均为12块,混合制冷剂压缩机一级和二级最优增压压力分别为1 341 kPa和2 767 kPa,混合制冷剂循环量为1 722.7 kmol/h,压缩机总轴功率为3 765 kW,冷却水用量为6 474 t/d,综合能耗及单位能耗分别为1 097 216.00 MJ/d、3.66 MJ/m³。结论 该新型...     

液化天然气流程分析比较

1·天然气液化工艺流程天然气的液化过程实质上是通过换热不断取走天然气热量、降低其温度的过程,因此目前世界上天然气液化工厂在设计和选择天然气液化流程方式时,为了提高液化装置的循环效率,都要从热力学出发,考虑到以下两点:①分无限级,在制冷剂和天然气之间温差为无限小的     

基于Aspen Plus的LNG船BOG再液化工艺模拟

BOG是液化天然气(LNG)在运输过程中部分蒸发出的天然气,利用Aspen Plus对LNG船氮气制冷BOG再液化工艺进行了建模,并研究了制冷剂流量、BOG换热后N2温度TS12、BOG压缩机出口压力pS1对BOG再液化率及制冷系数等流程性能评价指标的影响,得到优化的操作条件为:制冷剂流量为4.28kg·s-1,TS12为-135℃,pS1为0.46MPa,此时,BOG再液化率为82.53%,BOG再液化循环制冷系数εBOG为3.14,N2循环制冷系数εN2为1.32。针对N2制冷循环中三级压缩机组能耗高问题,以功耗为目标函数,对压缩比进行了优化。     

FLNG建设将迎来高峰

<正>《Offshore》2018年11月刊能源咨询公司Westwood发布的报告显示,尽管受到一些订单取消的影响,未来5年,即2019年至2024年间,全球浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)资本投入将达到420亿美元,相比于过去5年将增加172%。受近年来壳牌Prelude FLNG、以及马石油PFLNG等大型项目良好表现的刺激,未来5年预计有23个新的FLNG装置投入建设。其中,北美地区是最大的市场,中国、非洲和澳大利亚是投入较大的地区。     

煤制天然气甲烷化技术中试通过鉴定

日前,西南化工研究设计院有限公司和中海油合作研发的“煤制天然气甲烷化中试技术”在北京通过了中国石油和化学工业联合会组织的成果鉴定。鉴定专家认为,该技术具有完全自主知识产权、达到世界领先水平,已可工业化。中试规模为2000m3/h,全流程运行1200h,通过了72h 满负荷连续运行考核;完成4000h甲烷化催化剂寿命试验,建成了催化剂工业生产装置。中试结果显示：CO和CO2总转化率大于98.5%,甲烷化选择性大于99.9%;产品气甲烷体积分数大于97%,CO2和H2体积分数分别小于1.0%和2%。该技术循环比较国内外同类工艺低20%～50%,可减少单位产品能耗,降低设备投资;高性能的甲烷化催化剂,起活温度低,副反应少,耐热温度高,抗积炭性强,稳定性好。     

FLNG液化工艺系统放大效应及应用研究

海上天然气液化工艺技术是LNG-FPSO的主要研究内容。以丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的小试试验装置和中试试验装置为依托,建立了相应的小试、中试液化工艺模型。首先通过比较试验结果和模拟结果验证了模型的准确性,然后通过HYSYS软件数值模拟分析了两种规模原料气参数的变化对液化工艺系统的影响。鉴于小试、中试液化流程,设备选型,以及原料气参数的不完全相同会影响工艺放大效应的准确分析,通过对小试和中试装置的试验研究以及小试、中试及目标气田的液化工艺的模拟研究,提出净比功耗的概念。研究结果表明,净比功耗能够有效的反映工艺系统随装置规模放大过程的性能变化。随着液化规模的增大,净比功耗逐渐降低,工艺适应性更强,明确了丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的可行性。在数值模拟基础上,采用净比功耗计算方法可以对不同规模液化流程的净比功耗进行预测,为目标气田的投产和运营提供参考。     

硫黄回收装置停车期间SO_2减排技术探讨

天然气净化厂硫黄回收装置在停车期间存在尾气SO_2排放浓度增加且波动较大等问题。分析问题原因在于:1)传统燃料气燃烧除硫工艺的除硫热惰性气体流量小、除硫期间尾气SO_2排放浓度波动大;2)热氮除硫工艺局限大;3)碱法烟气脱硫工艺污水处理困难。基于上述原因提出了解决措施:1)硫黄回收装置停车期间严格按照风气比进行配风操作;2)在氮气充足的情况下,掺配吹扫氮气,增加过程气流量;3)利用现有尾气处理装置对SO_2进行碱吸洗;4)对尾气进行循环回收利用。上述措施可降低硫黄回收装置停车期间引起尾气SO_2排放浓度超高的风险,保证天然气净化厂硫黄回收装置停车期间装置外排尾气SO_2排放浓度满足国家环保要求。     

液化天然气工厂重烃脱除工艺方案比选

分析了液化天然气工厂重烃脱除的现状及存在的问题,对比了多种重烃脱除方案的优劣性。以华油天然气股份有限公司处理规模为100×104 m3/d(20℃,101.325kPa)的广元LNG工厂现有装置为例,在脱水单元后新增1套脱重烃装置可取得良好的重烃脱除效果,减少重烃闪蒸气量,提高天然气液化率,降低LNG产品的比功耗,促进装置长周期满负荷稳定运行。     

KL7741B-T型乙炔前加氢催化剂在乙烯装置上的应用

介绍了Kataleuna催化剂公司开发的KL7741B-T型乙炔前加氢催化剂在大庆石化公司乙烯新区装置上的首次应用情况。在该催化剂应用期间,经历了5次非计划停车和2次计划停车,停车过程中先进行氮气降温、后用氮封保护,开车时直接投入使用。通过采取稳定加氢反应器入口CO含量及降低各段入口温度等优化控制措施,该催化剂连续运行24个月后仍可继续使用。该催化剂在使用过程中性能稳定,完全能满足工艺要求。     

小型天然气N_2-CH_4膨胀制冷液化工艺优化研究

设计了一种小型天然气N2-CH4膨胀制冷液化工艺,并考察了N2-CH4制冷剂组成、原料气处理量与膨胀机出口压力对压缩机功耗的影响,以及天然气节流前温度对液化率的影响。研究结果表明,N2-CH4制冷剂中N2含量的增大导致压缩机功耗逐渐增加;天然气节流前温度的降低有利于提高天然气液化率,同时也增大了压缩机功耗。随着膨胀机出口压力的减小,膨胀机出口温度逐渐降低,压缩机功耗先减小再增大。优化后的N2-CH4膨胀制冷液化工艺为N2-CH4制冷剂中N2的物质的量分数为40%,天然气节流温度为-155℃,膨胀机出口压力为700 kPa,天然气液化率达到93.82%。     

中国海域浮式天然气生产液化储卸装置(FLNG)台风模式研究

为了解决浮式天然气生产液化储卸装置(FLNG)在恶劣海域、特别是台风频发海域的操作问题,基于南中国海的环境条件,分析了中国海域的台风特点,分别就台风来临时FLNG不解脱操作方案及FLNG解脱和撤离操作方案进行了对比研究,并针对FLNG不解脱操作方案所面临的LNG隔离舱温度场、台风期间蒸发气处理及扩散、浅水区平台台风发电机方案等技术难题进行了攻关研究。结果表明:①从操作便利、安全和提高油气田效益的角度,建议将FLNG设计为台风期间不解脱操作方案;②设置船中压载舱,可确保E级钢在FLNG中、特别是台风期间的使用安全;③台风期间放空管达到一定高度后,最危险工况的BOG扩散仍是安全的;④设计4组、每组5根的系泊系统,能确保台风期间FLNG不解脱时的系泊强度问题;⑤台风来临时,FLNG生产装置停止生产并泄压,人员实施有计划的撤离,待台风离开后,人员返回FLNG并开车生产,可有效提高效率,保证FLNG的操作便利和系统安全。     

丙烷制冷系统节能技术应用及效果分析

影响丙烷压缩机能耗的因素分析表明,降低压缩机出口丙烷的冷凝温度既可以保证制冷系统所提供冷量的品位和数量不降,又能有效降低丙烷压缩机的能耗。该理论研究成果在某天然气浅冷装置丙烷制冷系统进行应用,对原制冷系统循环水冷却方式进行改进,采用高效空冷器替代原循环水冷,有效利用了大庆地区天然冷量,取得了更好的冷却效果,降低了装置的电量和循环水消耗。技术改造后,丙烷的冷凝温度下降了11.5℃,丙烷压缩机电消耗下降20%;原循环水冷却实现全年停运,年降低循环水消耗120×104t。该技术对大庆地区其他制冷系统节能改造具有重要的参考意义。