天然气单塔深冷脱氮工艺研究

随着资源的深入开发,采用注氮工艺作为增产措施(EOR)而采出的天然气中含氮量最高可达40%,严重影响天然气综合利用价值。针对塔河油田注氮开发采出天然气含氮量高且含氮量波动特别大的气源条件,本文在消化吸收典型的双塔深冷脱氮工艺技术上进行优化改进,提出了一种适用于含氮量波动大的天然气单塔深冷脱氮工艺,该工艺具有流程简化、操作简单等显著特点。采用ASPEN HYSYS软件对单塔深冷脱氮工艺进行模拟计算,分析了精馏塔压力、原料天然气中含氮量变化以及压缩机后排气压力等参数对流程比功耗、损失及流程适应性的影响,结果表明:单塔深冷脱氮工艺具有甲烷提取率高、能耗低、对原料气组份变化适应性好等优点。     

氮气膨胀制冷天然气液化工艺研究

通过对氮气膨胀制冷天然气液化工艺进行模拟和分析,得到各关键参数对该液化系统的液化率和比功率的变化情况:随着原料气压力增大,液化率和比功率分别呈近线性增大和减小,原料气温度的影响与之相反;制冷剂高压压力增加或制冷剂低压压力减小时,液化率均呈现上升趋势,但上升幅度有所减小;比功率呈先减小后增大势态,即存在一个低点使得比功率最小。合理选择制冷剂高压压力和制冷剂低压压力具有优化价值;循环制冷剂温度或LNG储存压力升高,液化率线性增大,比功率显著降低。     

天然气提氦与制LNG结合工艺分析

氦气作为一种不可再生能源,因其应用广泛而成为国家重要的战略性物资之一,目前从天然气中提取氦气仍是氦气的主要工业来源。文中将天然气提氦工艺与制LNG工艺进行结合生产,并探索经济地获取LNG及粗氦2种产品的流程参数。利用HYSYS软件对联合流程进行模拟,找到影响流程能耗的关键参数并分析。对关键参数进行分析后发现,对于该流程,适当提高一级提浓塔进料温度、氮气制冷剂低压压力,适当降低一级提浓塔进料压力、氮气制冷剂高压压力、制冷剂流量,对流程的能耗有降低的作用。但通过对LNG液化率和粗氦体积分数的要求,一级塔进料温度应不低于-117℃,不高于-113℃,一级塔进料压力应高于2.2 MPa。最终可以制得的粗氦体积分数为63.6%,LNG液化率达92.9%。     

液化工艺及其控制方案的分析

以高含氮天然气液化为例,设计了两种深冷脱氮的天然气液化工艺路线及其控制方案。通过对这两种工艺路线中控制方案的分析和对比,得出了较优的控制系统。利用过程系统软件HYSYS模拟了较优的控制系统所对应的工艺过程,给出了主要的控制点数据和最终产品特性,工艺方案及产品规格均能满足要求。此文旨在为设计含不凝气天然气液化的工作者提供一些有价值的参考。     

双循环混合制冷剂天然气液化流程的优化模拟

为了降低天然气液化工厂中液化单元双循环混合制冷剂天然气液化流程(DMR)的功耗,文中采用化工过程模拟软件HYSYS建立了优化计算模型,该模型以系统最小功耗为目标函数,以混合制冷剂压力和配比为决策变量,选取了一种典型的天然气组分对DMR液化流程进行了优化模拟,得到了流程中各点的状态参数、最优操作参数和最优混合制冷剂配比。在优化过程中发现,优化的实质是:在满足各换热器最小温差情况下,通过对混合冷剂配比和流程参数的优化使各换热器内的平均换热温差尽可能减小。此外,在保证99.6%的高天然气液化率的情况下,文中得到流程的单位质量天然气的液化功耗为271 kW/t,液化■效率为45.4%,与国内现行的DMR流程功耗相比,能耗显著降低。     

丙烷预冷混合制冷剂液化工艺原料气敏感性分析

液化天然气液化后的体积仅为原体积的1/625,十分有利于运输和储存。丙烷预冷混合制冷剂液化工艺是目前最常用的天然气液化工艺,该工艺结合了级联式液化流程与混合制冷剂液化流程的优点,既高效又简单,目前世界上80%以上的基本负荷型天然气液化装置采用了此流程。由于实际情况中原料气的入口压力、温度、组分均存在变化的可能,需要针对工艺的原料气敏感性进行动态仿真分析。通过分别添加原料气压力、温度、组分的扰动,得到了各个工艺系统的动态响应。结果表明:当丙烷预冷混合制冷剂液化工艺分别存在原料气压力、温度、组分扰动时,各个系统均能在一段时间后重新恢复稳定,稳定时间为20~250 min。验证了丙烷预冷混合制冷剂液化工艺在原料气入口条件扰动时的稳定性和可靠性。     

LNG生产工艺及产品探讨

结合宁夏哈纳斯液化天然气公司工厂工艺生产特点,包括原料气压缩单元,原料气预处理单元(原料气脱除CO_2系统,原料气脱水系统,原料气脱重烃系统,原料气脱汞系统),天然气液化单元和天然气储存单元和蒸发气回收利用单元,探讨该套LNG生产装置工艺特点,工艺指标和先进技术的应用,以及该LNG产品特性,该LNG产品在运输过程中的优点。     

浓缩煤层气深冷液化提氦工艺

氦气是国家重要战略气体之一，天然气提氦是其主要工业来源。我国由于缺少天然气资源严重受制于氦垄断国家，寻找新的氦气提取资源迫在眉睫。从与天然气组成类似，且不需复杂前处理的浓缩煤层气中提取氦气可作为破除我国氦气“卡脖子”的重要方向。利用Aspen HYSYS软件对浓缩煤层气提氦联产液化天然气(LNG)工艺进行模拟计算，分析了提氦塔的进料温度、进料压力、回流比、理论板数与进料位置及原料气组成等参数对深冷液化提氦工艺能耗、粗氦和LNG产品质量的影响。结果表明：浓缩煤层气深冷液化提氦工艺主要耗能设备为循环制冷过程中的压缩机和膨胀机，提氦过程中的冷凝器和再沸器。进气低温、高压条件下，深冷液化提氦分离效果好。一、二级提氦塔和脱氮塔的理论板数分别为8、7和4时，深冷液化提氦系统投资费用最低，经济性好。原料气中CH₄体积分数由86%提高至93%,He体积分数由0.8%提高至1.5%,N₂体积分数由13.2%降至5.5%时，经两级低温冷凝提氦后产品粗氦体积分数由66.68%提高至70.49%,He回收率由99.67%提高至99.93%,粗氦产量由7.47 m     

混合制冷剂循环液化天然气工艺分析

针对混合制冷剂循环液化天然气流程能耗高、效率低的现状,运用HYSYS软件对液化流程模型进行优化,分析评价表明,压缩机、冷却器、多股流换热器、节流阀及混合器的损失依次减少。探讨了流体压力、温度、压缩比等参数对压缩过程不可逆性的影响,第一段压缩机出口压力为1 074 k Pa、压缩比为2.02,第二段压缩机进口温度为40℃、压缩比为3.63时,最小压缩机比功耗、损失为5.98 k Wh/kmol、15 840.06 k W。优化换热器操作,保持夹点温差、对数平均温差约3、5℃,换热器损失减少41%。借助分析原料气的CP-T分布,在满足不同温区所需冷量的基础上,合理配置制冷剂组分,调整制冷剂蒸发压力可降低换热过程损失。     

小型天然气膨胀液化工艺模拟及研究

国内油气资源分散、单井产量小,边远地区的油气资源较丰富,可以利用小型液化天然气装置制成LNG后外输,同时小型天然气膨胀液化工艺又是我国LNG研究工作的重点。利用Aspen Hysys软件对N2-CH4膨胀制冷液化流程进行模拟、研究和分析,得出影响该流程的主要参数:制冷剂高压压力、主换热器出口温度、制冷剂氮气含量、天然气进料压力和LNG储存压力对液化率和比功耗的影响。     

高含乙烷天然气氮膨胀液化分离流程

在液化页岩气的同时分离制取液化乙烷是一种经济合理的选择。采用HYSYS软件进行流程模拟研究,在传统氮膨胀液化流程的基础上设计了一种高含乙烷天然气的液化分离流程,并根据天然气中的乙烷含量,取10%、20%、30%、40%共4种含量,分析比较了不同液化压力下流程的比功耗。为降低流程的能耗,在满足LNG产品中C₂H₆含量小于1%、液化乙烷纯度达到99.5%的情况下进一步研究了制冷剂流量、氮气膨胀机出口压力、节流温度的影响,在此基础上结合HYSYS软件中的优化器进一步对流程进行了优化。结果表明,对应10%、20%、30%、40%的乙烷含量,比功耗分别降低7.24%、6.13%、5.8%、7.07%。     

小型N_2-CH_4膨胀机天然气液化流程影响因素分析

利用HYSYS对小型N2-CH4膨胀机天然气液化流程进行模拟,分析关键参数对流程性能(比功耗、液化率)的影响。结果显示:降低制冷剂高压压力、LNG储存压力、制冷剂中甲烷含量和提高制冷剂低压压力、天然气入口压力,有利于减少比功耗;提高制冷剂高压压力、LNG储存压力、制冷剂中甲烷含量和降低制冷剂低压压力、天然气入口压力,有利于提高天然气液化率。     

一种天然气液化和CO2捕集相结合的余热回收发电系统

针对余热回收和能源利用的问题,以液化天然气(LNG)作为冷源,稠油开采废气作为热源,提出了一种结合天然气液化和废气发电与CO₂捕集的余热回收利用系统。分析了关键热力学参数对系统热力学性能的影响。结果表明：对于有机朗肯循环和制冷循环,增加透平膨胀机的进口温度,降低其出口压力以及减少制冷循环压缩机进出口的压缩比,可获得最大净输出功为454.9 kW,余热回收效率为34.2%。对于天然气液化系统,采用C++进行非线性约束优化计算,以氮膨胀制冷循环压缩机总功耗为目标函数进行优化,得到压缩机最优总功耗为101.54 kW。降低天然气压缩机(K110)进口温度,氮气膨胀机(T3)出口压力以及氮气质量流量,可获得最大LNG调峰量为378.8 kg/h,反之,CO₂捕集量可提高28.6%。     

Design and analysis of multi-stage expander processes for liquefying natural gas

Multi-stage expander refrigeration cycles were proposed and analyzed in order to develop an efficient natural gas liquefaction process. The proposed dual and cascade expander processes have high efficiency and the potential for larger liquefaction capacity and are suitable for small-scale and offshore natural gas liquefaction systems. While refrigeration cycles of conventional expander processes use pure nitrogen or methane as a refrigerant, the proposed refrigeration cycles use one or more mixtures as refrigerants. Since mixed refrigerants are used, the efficiency of the proposed multi-stage expander processes becomes higher than that of conventional expander processes. However, the proposed liquefaction processes are different from the single mixed refrigerant (SMR) and dual mixed refrigerant (DMR) processes. The proposed processes use mixed refrigerants as a form of gas, while the SMR and DMR processes use mixed refrigerants as a form of gas, liquid- or two-phase flow. Thus, expanders can be employed instead of Joule-Thomson (J-T) valves for refrigerant expansion. Expanders generate useful work, which is supplied to the compressor, while the high-pressure refrigerant is expanded in expanders to reduce its temperature. Various expander refrigeration cycles are presented to confirm their feasibility and estimate the performance of the proposed process. The specific work, composite curves and exergy analysis data are investigated to evaluate the performance of the proposed processes. A lower specific work was achieved to 1,590 kJ/kg in the dual expander process, and 1,460 kJ/kg in the cascade expander process. In addition, the results of exergy analysis revealed that cycle compressors with associated after-coolers and companders are main contributors to total exergy losses in proposed expander processes.     

高压管输天然气利用压力能液化技术

通过火用分析得出,高压管网输送的天然气在调压过程中释放巨大的压力能,在调压站利用膨胀机回收天然气的压力能,用于天然气液化,以增加管网运行的经济性。并介绍了国内外几种天然气液化流程,阐述和分析了其液化方法和特点。     

一种基于浮式LNG的预处理和液化流程模拟

天然气的预处理和液化是海上天然气利用前的两个关键环节。选取变压吸附分离法(PSA)作为浮式LNG预处理流程的工艺方法,选择新型CO₂预冷空气膨胀液化流程作为浮式LNG天然气液化的工艺方法,并对以上预处理和液化流程进行了模拟计算与分析。结果表明,采用双层吸附剂变压吸附(PSA)预处理流程能耗低,全气体运行避免了液体吸收剂随波浪晃动的缺点,可以满足海上天然气预处理的要求;CO₂预冷空气膨胀液化流程在预冷剂及制冷剂循环过程中,没有液体的产生,安全性高;以上预处理和液化流程适应于海上晃动的LNG平台。     

氢含量对含氢甲烷氮膨胀液化流程的影响

在以焦炉煤气或者煤制甲烷等含氢甲烷为原料生产液化天然气时,氢气含量会对液化流程产生较大影响。以氮气膨胀液化流程为考察对象,模拟了各种含氢量的含氢甲烷的液化流程。以单位功耗为第一优化目标优化流程,发现在回收率一定时,单位功耗随着含氢量的增加而增加;当含氢量一定时,随着回收率的提升,单位功耗显著增加。研究结果表明,仅采用液化而不采用精馏分离,可以从含氢天然气生产出高质量的LNG产品,流程的单位能耗和产品纯度均在可接受的范围。     

管网压力能用于天然气液化流程模拟

截止2013年底,我国天然气主干管道总里程超过了6万km,未来我国天然气管道的管径、压力、钢级将进一步提升。高压天然气需经过调压才能进入中压管道,但传统调压方式仅仅是进行节流,造成了压力能的浪费。探讨利用高压管网与中压管网之间的压差进行液化调峰,这里应用ASPEN HYSYS软件对流程进行了模拟,分析了分流器分流比、中压管网压力变化、气源压力变化、气源温度变化和气源流量变化对流程液化率的影响,并得出相应的结论。     

Ti/Sn掺杂CeMn基催化剂的低温脱硝活性及抗水性能

采用共沉淀法制备了Ti/Sn掺杂的CeMn基复合金属氧化物催化剂,研究了Ti/Sn改性对CeMnOx催化剂的脱硝性能和抗水性能的影响,并通过物化性能表征对催化剂的微观结构、吸附氨状态、氧化还原能力以及表面元素价态进行了分析。结果表明,Ti和Sn元素的引入均可以提升CeMnOx催化剂低温NOx转化活性和抗水性能,并且Ti的提升效果更加显著,在150~250℃,CeMnTiOx脱硝效率接近100%,在200℃、10vol% H2O条件下,脱硝效率维持在95%以上。H2程序升温还原、NH3程序升温脱附及X射线光电子能谱等检测结果表明催化剂表面Ce-O-Ti和Mn-O-Ti结构的形成提升了催化剂的氧化还原性能,增多了催化剂表面弱酸位、中强酸位数量,同时形成了更多的氧空位,从而使催化剂获得了良好的低温NOx转化活性。     

集成NGL回收的新型天然气液化系统AP-XTM的概念设计与模拟分析

为提高液化天然气能量集成与设备共用水平,提出了一种基于大型AP-X^TM液化流程，综合气体过冷技术（GSP）的集成NGL（天然气凝液）回收工艺的天然气液化系统的概念设计。基于化工流程模拟软件Aspen HYSYS进行模拟和分析，将集成工艺多流股换热器性能、全流程的单位功耗和乙烷回收率作为衡量系统性能的三项指标。模拟和分析的结果表明，集成NGL回收的AP-X^TM液化工艺单位功耗降低至0.45 kW·h·(kg LNG)^-1，较单产系统能耗降低了6%，同时乙烷回收率达到93%，实现了NGL的高效分离。通过热力学分析、?分析和经济性分析得出本设计流程具有较高的性能和经济价值，可为天然气液化工艺的集成设计和技术改造提供指导借鉴。