基于改进模拟退火算法的混合制冷循环天然气流程优化

在研究模拟退火算法的基础上,将模拟退火算法进行改进,采用Ackley函数验证改进的效果.运用模拟退火算法和改进算法分别对混合制冷循环天然气流程进行优化仿真,在对流程参数进行有效优化后,利用该优化流程参数,对整个混合制冷循环天然气流程进行模拟仿真,得出以压缩机耗功与丙烷预冷量之和为最小目标函数的优化流程参数.证明模拟退火算法应用于混合制冷循环天然气流程的可行性和有效性.     

应用LNG进行城市天然气调峰的研究

随着天然气在城市中的广泛应用以及LNG技术的发展,天然气调峰问题日益突出.文章根据2008年上海天然气的需求情况,分析利用LNG进行城市天然气的调峰.     

小区液化天然气供气站的探讨

介绍了小区液化天然气供气站采用的储存方式，探讨了小区液化天然气供气站建设的有关问题。     

LNG汽车加气站设计的探讨

结合2座加气示范站的设计、运行情况,分析LNG汽车加气站的工艺流程。在国内目前无相应设计规范的情况下,探讨了LNG汽车加气站的选址、安全间距。进行了效益分析,提出了存在的问题与建议。     

LNG冷能用于催化重整装置的研究

以某炼油厂2.3 Mt/a催化重整装置为研究对象,利用HYSYS软件对现有催化重整工艺进行了模拟。针对原装置存在流程复杂、电能消耗大等缺点,考虑通过将LNG冷能用于催化重整装置以实现对原流程的改进,在对塔参数进行优化的基础上,利用夹点技术对改进流程进行了换热网络优化,使得公用工程用量最小。最后,对LNG参与的换热过程进行火用分析及能级分析,以保证温位匹配的合理性。改进后的流程省去了压缩再接触部分,电负荷可降低了11.027 MW,氢气分离压力由2.65 MPa降低为0.34 MPa,氢气摩尔分数由94%提高到98%,回收能量18.967 MW,减小了冷热公用工程用量。通过对LNG冷能利用进行各换热装置和整体换热流程的火用分析和能级分析后对其使用效果进行评价,表明LNG冷能利用合理。     

LNG加气站BOG再液化工艺研究及经济性分析

蒸发气(Boil-Off Gas,BOG)的处理是LNG加气站应考虑的关键问题之一,关系着加气站的能耗及安全平稳运行。为此,建立了LNG加气站BOG产生量静态计算模型,以兰州市某加气能力为1.5×10~(4)m~3/d的加气站为研究对象,设计提出了1套利用液氮冷量的BOG再液化装置(1台液氮储罐,1台BOG/液氮换热器,1台LNG收集罐及管路阀门),以避免BOG直接放散造成的能源浪费和环境污染,实现加气站BOG"零排放"。在此基础上,理论计算了BOG再液化装置的再液化能力,并对其进行经济效益分析。结果表明,加气站BOG的产生量为322kg/d,BOG再液化量与液氮消耗量质量比为1∶1.92,为试验装置的设计提供了理论依据。该装置安全寿命期内静态分析总投资费用为39万元,税前年利润总额为14.4万元,净利润为10.5万元,经济效益较为显著。由此可知,LNG加气站应考虑BOG再液化装置投资。     

天然气液化与轻烃回收联产工艺研究

在分析天然气液化、轻烃回收工艺共同点的基础上,提出将混合制冷循环(MRC)天然气液化与吸收塔(DHX塔)轻烃回收等传统工艺结合的联产工艺,用液化过程的混合制冷循环为轻烃回收提供冷量,同时通过轻烃回收过程对原料气中的重组分进行分离、加工。为进一步研究联产工艺在提高产量、降低能耗方面的优势以及适用气质,利用HYSYS分别对7组不同原料气的联产工艺和传统工艺进行模拟。结果显示,在所有气质条件下,两种工艺的C_3收率、液化石油气产量、稳定轻油产量基本相等,联产工艺可提高液化过程重组分分离效率,使LNG中C_3摩尔分数≤0.3%。联产工艺生产一、二级LNG分别要求原料气中C_1、C_2摩尔分数y(C_1)/y(C_2)≥5.67、y(C_1)/y(C_2)≥3。同时,联产工艺适用于C_2~+摩尔分数≥7%的原料气,在该条件下,LNG产量提高约71.89%,单位能耗降低约17.66%。     

LNG产业发展前景分析

中国能源消费结构将逐步实现以煤炭消费为主向油气消费为主的过渡，油气资源体系中天然气的地位日益重要。从供给的角度看，天然气管网运输的局限性、天然气进口和中小气田开发等都是LNG产业发展的驱动因素。我国LNG产业尚处于发展初期，其发展需要依靠政府扶持。政府应对LNG产业的发展进行中长期规划，并通过国内气田开发和进口天然气两种渠道确保LNG产业的稳定气源。在此基础上．政府应通过环保法规、金融支持、税收减让和财政补贴等产业政策鼓励LNG产业发展。     

液化天然气用超低温阀门

介绍了液化天然气用超低温阀门的特殊结构、材料、密封、性能要求和应用标准,论述了几种常用的液化天然气用超低温阀门的特点。     

Operational modeling of multistream heat exchangers with phase changes

Multistream heat exchangers (MSHE) enable the simultaneous exchange of heat among multiple streams, and are preferred in cryogenic processes such as air separation and LNG. Most MSHEs are complex; proprietary and involve phase changes of mixtures. Although modeling MSHE is crucial for process optimization, no such work exists to our knowledge. We present a novel approach for deriving an approximate operational (vs. design) model from historic data for an MSHE. Using a superstructure of simple 2‐stream exchangers, we propose a mixed‐integer nonlinear programming (MINLP) formulation to obtain a HE network that best represents the MSHE operation. We also develop an iterative algorithm to solve the large and nonconvex MINLP model in reasonable time, as existing commercial solvers fail to do so. Finally, we demonstrate the application of our work on an MSHE from an existing LNG plant, and successfully predict its performance over a variety of seasons and feed conditions. © 2008 American Institute of Chemical Engineers AIChE J, 2009