LNG绕管式换热器壳侧单相传热模型的优化

天然气液化工艺中绕管式换热器的壳侧热力计算是当前亟待解决的问题之一,针对低温工况下壳侧传热模型的研究尚不多见,需要选取出适用的传热模型准确计算传热系数,为天然气液化工艺中绕管式换热器的设计选型和热力校核提供依据。本文比较分析了现有壳侧单相传热模型的优缺点,结合绕管式换热器壳侧低温实验数据,筛选出了适用于天然气液化预冷段的壳侧传热模型,并进行了优化。结果表明:对于天然气液化预冷段的壳侧传热系数计算,Abadzic传热模型计算精度最高、偏差范围最小、适用性最佳;Abadzic传热模型粘度修正后计算精度提高约50%,天然气液化预冷段的粘度修正系数可估算为1.05。     

LNG接收站蒸发计算状态方程选择

LNG物性参数是LNG接收站模型建立、工艺流程模拟计算及研究必不可少的基础数据。以国外实验数据为基础,采用Aspen HYSYS软件分析评价PR、SRK、LKP、BWRS状态方程对气液相组成、焓、密度等物性参数的预测结果,比选汽液相平衡和热力学参数的计算状态方程,建立了LNG接收站储罐蒸发模型,并比较了四种状态方程的准确度。结果表明：PR方程在汽液相平衡计算方面计算精度最高,相对误差为4.70%;LKP方程计算热力学参数最准确,预测误差为2.59%。综合考虑相平衡参数和热力学参数计算精度,PR方程精度最高,预测误差为3.77%。此外,PR方程对LNG储罐蒸发和储罐压力的模拟计算值与现场数据吻合度最好,因此LNG接收站蒸发计算推荐选用PR方程。研究结果对物性参数和LNG接收站蒸发计算状态方程的选择具有借鉴意义。     

CO2预冷双氮膨胀天然气液化工艺的海上适应性分析

优选出的CO₂预冷双氮膨胀制冷液化工艺提高了液化效率,增大了天然气液化处理能力,但其海上作业适应性还有待考察。为此,通过流程模拟和火用分析,对CO₂预冷、丙烷预冷和混合冷剂双氮膨胀制冷液化工艺流程进行了对比,并从热力学角度出发,分析了CO₂预冷双氮膨胀制冷液化工艺对原料气物性（温度、压力、组成）、流程操作参数（CO₂节流后的温度）以及CO₂纯度的敏感性,对其海上适应性做出了评价。结论认为：该工艺可适用于海况恶劣的环境,其对原料气温度、压力和组成变化不敏感,适合于中到大规模的天然气液化生产。最后,为保证流程的安全、高效运行,提出了该工艺应用中需注意的3个问题：①压缩机水冷器温度应低于31.1 ℃;②CO₂预冷温度应超过-53 ℃;③CO₂杂质含量应控制在1%以内。     

LNG接收终端工艺流程动态仿真

LNG接收终端的主要功能是接收、储存和再汽化LNG,并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。通过建立接收终端各设备的动态模型,增加了必要的控制系统,对流程进行了动态仿真,针对接收终端季节调峰、卸船和储罐超压3种工况进行了案例分析,得到了以下结论:接收终端调峰期间,外输泵、罐内泵功耗变化规律与外输天然气流量变化规律一致;卸船工况主要对压缩机功耗、再冷凝器入口BOG及LNG流量有影响,整个卸船过程一般需要13 h左右;储罐超压过程中,由于压缩机负荷的调节,对压缩机功耗、再冷凝器压力、再冷凝器入口BOG及LNG流量有较大影响,整个超压事故持续时间为15.2 h;对接收终端工艺的设计和运行提出了建议。     

纯氢与掺氢天然气节流特性及节流系数预测新方法

依托天然气管道掺氢输送,可实现氢能的高效经济储运,天然气节流作为关键环节,掺氢将极大改变节流特性,从而影响管道安全运行。为此,采用数值模拟方法研究了纯氢与掺氢天然气节流特性,并在天然气节流系数经验公式的基础上,建立了三段式节流系数预测新方法。研究结果表明：(1)纯氢节流特性与以甲烷为主的天然气节流明显不同,纯氢表现为节流负效应;(2)不同掺氢比时,节流正负效应转变压力不同,天然气中掺氢不超过30%时,对混合气体节流效应转变压力影响较小,但氢浓度更高时,节流效应转变压力随之降低,直至氢浓度80%～92%左右时,气体此后均表现为节流负效应;(3)节流阀门开度随氢浓度增加而增加,以流量波动时阀门调节范围为限制,天然气掺氢浓度不宜超过30%;(3)天然气节流系数经验公式仅适用于氢浓度不超过30%的掺氢天然气,在此基础上修正,得到以氢气为主混合气的节流特性预测公式,根据掺氢比提出以0～30%、30%～80%、80%～100%的三阶段公式,可很好地估算纯氢与掺氢天然气节流特性及系数。结论认为,该研究成果可为纯氢与掺氢甲烷混合气体节流系数的估算提供依据,为氢气安全储运提供技术指导。     

海况倾斜条件下DMR液化工艺中绕管式换热器运行可靠性研究

双混合制冷剂液化工艺(DMR)在海上浮式天然气液化装置(FLNG)上应用时,受海浪倾斜的影响,绕管式换热器会存在液体偏流换热不充分的现象,从而影响液化工艺的性能指标。为了研究海况倾斜条件对DMR整体工艺的影响,搭建了倾斜条件下绕管式换热器换热与压降性能测试实验装置,编写接口程序动态调用Refprop软件计算热物性,得到在倾斜条件下换热系数与努赛尔数等参数随时间变化情况。搭建DMR动态工艺模型,基于实验数据的无量纲分析结果,改变绕管式换热器换热性能,研究倾斜条件下DMR液化工艺的性能指标。研究结果表明,随着倾斜角度的增大,绕管式换热器换热性能逐渐降低;倾斜9°时,绕管式换热器努赛尔数降低了66%,DMR液化工艺比功耗升高了10.6%。     

可提高效率及海上适应性的浮式双混合制冷剂天然气液化工艺

浮式天然气液化装置(LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,缩写为LNG-FPSO)具有便于迁移、设备可靠、安全性高等优点,但其海上适应性较差。为此,中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心研发了一种浮式双混合制冷剂的天然气液化工艺流程,进行了流程模拟并与中国石油大学(华东)合作建造了实验装置;通过利用不同配比的两种混合冷剂实现DMR模块化设计及流程运行参数的优化,提高了LNG-FPSO工艺的效率及海上适应性。同时选择适应于海上复杂工况的设备进行双混合制冷剂流程的实验,并针对压缩机出、入口压力、水冷器温度等关键参数进行误差分析以及控制方案的确定,通过实验确定了流程中实际操作参数,为LNG-FPSO实际生产中的设备选型和运行提供了经验。最后分析了该工艺对原料气温度、压力、流量以及组分含量的敏感性,并给出了该工艺在生产中适应的参数变化范围。结论认为:该工艺可适应于复杂的海况并进行大规模的天然气液化处理。     

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。     

埋地输气管道泄漏特性实验研究

为给埋地输气管道发生泄漏事故的后果分析提供边界条件，采用自行设计的环道装置，以空气作为实验介质，在不同土壤埋深（0~60 cm）、泄漏孔径（1~4 mm）和泄漏压力（10~50 kPa）条件下进行埋地管道气体泄漏实验，研究不同条件下气体泄漏量、动态压力、泄漏点前压力降的变化规律。对实验数据进行拟合，得到泄漏量与土壤埋深、泄漏孔径、泄漏压力的定量关系式，泄漏量与动态压力幅值的定量关系式，泄漏量与泄漏点前压力降的定量关系式。将计算结果与架空管道气体泄漏量计算的理论模型做对比，通过引入系数 \alpha ，得出适用于小孔泄漏（d ≤ 20 mm）、亚音速流动（P≤ 90 kPa）条件下埋地输气管道泄漏量预测的定量关系式。     

横摇工况下FLNG绕管式换热器降膜流动换热数值模拟研究

绕管式换热器作为浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)的主低温换热器,研究其在海况条件下换热性能的变化对提高FLNG在海洋环境运行时的综合性能具有重要意义。本文以绕管式换热器内换热管的管外降膜流动换热过程为研究对象,建立了圆管与椭圆截面正弦波管管外降膜流动换热模型,分析对比了水平静止和横摇工况下2种换热管的周向局部换热系数和平均换热系数。研究结果表明,在水平静止状态下,椭圆截面正弦波管的换热能力高于圆管。在横摇运动状态下,横摇最大倾斜角对椭圆截面正弦波管换热性能最恶劣时刻的周向局部换热系数影响较小,横摇周期对其几乎无影响;横摇时间、最大倾斜角和周期对圆管与椭圆截面正弦波管周向平均换热系数均无影响。对比分析表明,椭圆截面的抗晃荡能力稍逊于圆管,但晃荡工况下其换热性能仍高于圆管。本文研究结果对绕管式换热器的设计与性能优化具有一定参考价值。