FLNG绕管式换热器晃动实验分析

浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG,又称LNG-FPSO）是一种用于海上天然气田开发的浮式生产装置。由于FLNG装置海上作业的特殊环境,FLNG液化工艺不仅要实现最基本的天然气液化功能,还需考虑海上恶劣的环境条件对FLNG液化工艺的影响。海洋中海浪的波动对液化系统中的关键设备--换热器影响较大。为了研究绕管式换热器在海上晃荡条件下的性能,通过建立双混合制冷剂液化工艺小试实验装置,进行绕管式换热器实验装置的晃动实验。结果表明实验装置晃动时,节流阀节流前压力降低,节流后压力升高,节流阀的节流效果变差,绕管式换热器换热效果变差。换热器的换热效果受到晃动的方向和FLNG中设备安装方向的耦合影响,倾斜工况下换热器换热效果受影响最大,受横摇影响较纵摇影响大。     

FLNG绕管式换热器晃动实验分析

浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG,又称LNG-FPSO)是一种用于海上天然气田开发的浮式生产装置。由于FLNG装置海上作业的特殊环境,FLNG液化工艺不仅要实现最基本的天然气液化功能,还需考虑海上恶劣的环境条件对FLNG液化工艺的影响。海洋中海浪的波动对液化系统中的关键设备——换热器影响较大。为了研究绕管式换热器在海上晃荡条件下的性能,通过建立双混合制冷剂液化工艺小试实验装置,进行绕管式换热器实验装置的晃动实验。结果表明实验装置晃动时,节流阀节流前压力降低,节流后压力升高,节流阀的节流效果变差,绕管式换热器换热效果变差。换热器的换热效果受到晃动的方向和FLNG中设备安装方向的耦合影响,倾斜工况下换热器换热效果受影响最大,受横摇影响较纵摇影响大。     

一起冷箱冰堵事故的经过及原因分析

在天然气液化装置中,冷箱处于高压低温的环境中是液化工艺装置中最易出现冰堵的设备,冰堵的成因可能是水分、二氧化碳或者重烃等含量过高,在低温下凝结堵塞冷箱的流通通道[1]。无论是冷箱高压冷剂出口J-T阀冰堵或是冷箱天然气流道冰堵或是冷箱冷剂通道冰堵都将严重制约液化装置的继续运行,所以在天然气液化装置中对水、二氧化碳以及重烃的含量要求非常严格。本文将对一次天然气流道冰堵的问题进行现象阐述和原因分析。     

乙烯装置冷箱工艺技术提升措施

冷箱是乙烯装置的重要过程设备之一,对质量可靠性的要求很高,其运行的好坏直接影响着乙烯装置的长周期安全稳定运行。冷箱的工艺设计和传热设计非常关键,需要给予足够的重视。通过调研国内乙烯装置冷箱在操作和运行中所遇到的问题,归纳冷箱在工程设计中面临的难点和要点,总结冷箱工艺设计技术,并提出了工艺优化的各项建议措施,对乙烯装置中深冷分离单元的工艺设计和操作具有一定指导意义。     

横摇工况下PCHE翼型肋通道内流动换热性能研究

研究了带有翼型肋的印刷电路板式换热器（PCHE）在横摇条件下,操作压力和横摇参数对超临界液化天然气（LNG）的流动换热性能的影响。结果表明：PCHE在较低压力条件下具有较好的换热性能,但流动性能较差。瞬时努塞尔数和瞬时达西摩擦阻力系数随时间成准正弦关系,其周期与横摇周期相同。与稳态条件相比,横摇条件下具有更大的时间平均努塞尔数和达西摩擦阻力系数,并且换热性能和流动性能随着横摇幅度和横摇频率的增加而增加。此外,相比于横摇频率,横摇幅度对性能的影响更大。     

10 t/d级氢液化装置流程热力分析与优化

针对10 t/d级氢液化装置研制要求,构建了液氮预冷的连续转化型双压Claude氢液化流程,并开展了氢物性计算方法筛选、连续转化热模型构建以及流程热力设计与参数优化,分析了膨胀机等熵效率、换热器窄点温差以及原料氢沿程阻力等因素对流程参数的影响,给出了不同工况下的流程性能及各关键部件的热力设计参数范围,可为膨胀机、换热器的研制提供设计热力输入参数。该氢液化流程在基础工况下（考虑较恶劣膨胀机运行条件）的最大理论液氢产量12.96 t/d,液氢产品仲氢含量97%;理论总氢液化比功耗为10.50 kWh/kg LH₂ （不含原料氢增压）,对应的流程㶲效率为35.06%;可为连续转化式大型氢膨胀液化装置的研制提供参考。     

高含氮天然气膨胀制冷液化工艺节能分析

在利用HYSYS对某高含氮天然气膨胀制冷液化工艺进行模拟的基础上,应用有效能分析法考察了该工艺过程中有效能损失的数量与分布,并提出节能的措施。研究表明,有效能损失主要集中在膨胀机、压缩机与冷箱,分别占总有效能损失的51.30%、35.61%和8.13%;适当降低制冷剂中N2摩尔分数、提高低压制冷剂温度与压力、减少高压制冷剂流量,可以达到改善膨胀机和压缩机能量利用效率的目的;回收储罐蒸发气(boil oil gas,BOG)的冷量用以预冷原料气及适当减少冷箱内换热温差、增大换热面积,能够有效降低冷箱的有效能损失。     

采用BOG自身压缩膨胀液化BOG的再液化研究

本文提供一种采用蒸发气(BOG)自身压缩膨胀液化BOG的再液化工艺,通过采用BOG自身作为制冷剂,使得BOG压缩再液化。本工艺仅需1台常温BOG压缩机、1台透平膨胀机及1个冷箱(内含板式换热器),大大地简化了流程,减少了设备、降低了成本,且能耗低,启停响应速度快,操作弹性大,变负荷能力强,适用范围广。     

天然气液化装置冷箱周期性冻堵问题及综合技改

河南晋煤天庆煤化工有限责任公司"30·52·3"项目之二期项目甲烷合成装置采用戴维甲烷化工艺生产SNG、天然气液化装置采用杭州中泰深冷工艺生产LNG。随着甲烷合成装置的稳定运行,产品气SNG中的CO_2含量远超设计指标(就天然气液化装置原料天然气而言),导致天然气液化装置冷箱出现周期性冻堵。经市场调研与分析论证,晋煤天庆对天然气液化装置实施了新增MDEA脱碳系统、脱汞脱重烃系统及返输气(附近煤矿的煤层气)管线的综合技改,并对MDEA脱碳系统运行中出现的问题采取了相应的优化措施,彻底消除了天然气液化装置的生产瓶颈问题,提升了LNG产品的质量和产量,保证了天然气液化装置的安全、稳定、长周期、优质运行。     

原料气变富对轻烃回收装置影响分析及对策

通过对当前轻烃回收装置研究发现,原料气组分变富导致处理量下降,冷箱超过设计负荷17.69%,C_3回收率下降2.64%,通过分析确定冷箱成为了装置操作的短板,提出了采用丙烷制冷系统降低脱乙烷塔顶气温度的优化对策,并计算确定单套装置的丙烷制冷系统负荷为3 000 k W。优化后冷箱负荷和膨胀机负荷降低,有利于设备的稳定运行,同时C_3组分回收率达到设计值,液化气和稳定轻烃产品分别增加8.01%和4.91%,优化后的经济效益十分明显。     

浮式LNG生产储卸装置关键设计技术对比分析

海上石油伴生气的液化及储存是一个复杂的系统工程,对装置有特殊的要求,主要体现在：狭小空间场地、海浪和船体的晃动对设备的影响、海上LNG储槽中液体晃动的安全问题、LNG从FPSO向运输船的安全卸载外输方式等。根据我国南海海域的自然条件及油田伴生气源组分特点,作者对浮式LNG生产储卸装置的关键技术进行了一系列的研究,包括FPSO总体方案、净化流程工艺、液化流程工艺、LNG储存、LNG卸载运输、FPSO动力、安全与平面布局等,取得了一定进展,本文对上述问题做了扼要阐述和介绍。     

双混合制冷剂天然气液化过程实验分析

浮式天然气液化装置（LNG-FPSO）具有便于迁移、设备可靠、安全性高等特点,适应于海上油气田的开发。而混合制冷剂流程效率高、处理量大,在海况较平稳、气田产量大的条件下具有明显优势。利用与中海石油气电集团技术研发中心合作研制的浮式双混合制冷剂液化实验装置来验证双混合制冷剂流程的准确性,并对目标气田的原料气产量、原料气入口温度及压缩机频率等进行敏感性分析,以及海上适应性进行研究评价。通过实验发现双混合冷剂液化工艺可满足平稳海况下大规模天然气液化处理,原料气温度、压力在一定范围内变化对流程影响较小,采用变频式压缩机可有效降低低负荷下系统能耗。     

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。     

Development of an optimal multifloor layout model for the generic liquefied natural gas liquefaction process

Liquefied natural gas (LNG) is attracting significant interest as a clean energy alternative to other fossil fuels, mainly for its ease of transport and low carbon dioxide emission. As worldwide demand for LNG consumption has increased, liquefied natural gas floating, production, storage, and offloading (LNG-FPSO) operations have been studied for offshore applications. In particular, the LNG-FPSO topside process systems are located in limited areas. Therefore, the process plant layout of the LNG-FPSO topside systems will be optimized to reduce the area cost occupied by the topside equipment, and this process plant layout will be designed as a multifloor concept. We describe an optimal layout for a generic offshore LNG liquefaction process operated by the dual mixed refrigerant (DMR) cycle. To optimize the multifloor layout for the DMR liquefaction cycle process, an optimization was performed by dividing it into first and the second cycles. A mathematical model of the multifloor layout problem based on these two cycles was formulated, and an optimal multifloor layout was determined by mixed integer linear programming. The mathematical model of the first cycle consists of 725 continuous variables, 198 equality constraints, and 1,107 inequality constraints. The mathematical model of the second cycle consists of 1,291 continuous variables, 286 equality constraints, and 2,327 inequality constraints. The minimization of the total layout cost was defined as an objective function. The proposed model was applied to DMR liquefaction cycle process to determine the optimal multifloor layout.     

浮式海上油田伴生气液化流程设计与分析

针对南海某油田伴生气的气源组分和特点,设计了无预冷的混合制冷剂液化流程（MRC）和氮膨胀液化流程,在储存条件相同而且产量相同的情况下,分析比较了两种液化流程的性能参数和流程布局。结果表明,氮膨胀液化流程功耗高于MRC流程,但是流程装置简单紧凑,占地面积小,对气源条件变化有较好的适应性,操作安全可靠,对装置晃动不敏感,开停机迅速方便,对气源条件变化有较好的适应性,是比较适合于海上油田伴生气的液化流程。本文还对氮膨胀液化进行了火用分析,指出了流程中火用损失较大的设备。     

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。     

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.     

LNG原料气预处理

对LNG原料气脱水、脱硫方法进行了研究,对三甘醇脱水、固体干燥剂脱水、分子筛脱水进行了比较,阐述了物理脱硫法的优缺点。目标是避免低温下水与烃类冻结而堵塞设备和管道,提高天然气的热值,满足气体质量标准;保证天然气在生冷条件下液化装置能增产运行：避免腐蚀性杂质腐蚀管道及设备。     

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%。