煤制甲醇中的合成气深冷分离制LNG的工艺研发

基于杭氧承担的国内煤制芳烃10×104 t/a项目中的合成气深冷分离制LNG成套装置为背景,研发出一种带膨胀机的液化工艺。利用高压氮气通过透平膨胀机绝热膨胀的循环制冷提供大部分冷量,并利用双塔低温精馏实现合成气的分离与LNG的液化,气体在膨胀机中膨胀降温的同时,能够输出功并用于驱动增压机。该工艺相对于混合冷剂工艺来说,具有整体紧凑、占地面积小、冷剂消耗少(约89%)、综合运行成本较低、安全性高、启动时间短以及适应在70%~110%的变负荷工况下运行等特点,充分实现了从工艺到设备国产化的目标。     

shang LNG液化工艺

LNG是当今世界上最安全、适合长距离运输并可直接利用的最清洁能源。在LNG的液化过程中,天然气中的水、惰性气体、C5等烃类基本被脱去,燃烧时温室气体排放量低,被公认为是未来世界普遍采用的燃料。迄今已成熟的天然气液化工艺有:节流制冷循环、膨胀机制冷循环、级联式制冷循环、混合冷剂制冷循环和带预冷的混合冷剂制冷循环。按制冷方式主要分为:级联式液化流程;混合制冷剂液化流程;带膨胀机的液化流程。本文简要介绍了液化天然气的这三种主要液化流程,对比了三种流程的优缺点及适用范围,展望了我国LNG液化工业的发展前景。     

shang LNG液化工艺

LNG是当今世界上最安全、适合长距离运输并可直接利用的最清洁能源。在LNG的液化过程中，天然气中的水、惰性气体、C5等烃类基本被脱去，燃烧时温室气体排放量低，被公认为是未来世界普遍采用的燃料。迄今已成熟的天然气液化工艺有：节流制冷循环、膨胀机制冷循环、级联式制冷循环、混合冷剂制冷循环和带预冷的混合冷剂制冷循环。按制冷方式主要分为：级联式液化流程；混合制冷剂液化流程；带膨胀机的液化流程。本文简要介绍了液化天然气的这三种主要液化流程，对比了三种流程的优缺点及适用范围，展望了我国LNG液化工业的发展前景。     

LNG装置冷箱中混合冷剂偏流处理方案探讨

冷箱作为LNG工厂液化工序中的核心设备,其运行状态直接关系到整个液化装置的安全平稳运转。介绍了采用混合冷剂制冷工艺的天然气液化装置在开车过程中发生的冷箱冷剂偏流问题,对冷箱在低生产负荷下发生冷剂偏流的原因进行了系统分析,提出了在保持生产基本平稳的情况下迅速有效处理冷箱冷剂偏流、保障设备健康运行的措施和建议,并在实际生产过程中得到了有效验证,对类似采用混合冷剂制冷工艺的LNG工厂液化装置的开车和运行具有指导意义。     

小型橇装LNG装置液化工艺对比分析

小型橇装LNG装置具有工艺流程简单、安装搬迁方便、原料气适应性强等特点,对于偏远地区油气回收、海上油气回收、散井气回收以及沼气回收利用等具有重要作用。对目前运行的小型橇装LNG装置所采用的混合冷剂循环制冷(MRC)工艺、N2膨胀制冷工艺、丙烷预冷混合冷剂制冷工艺和高压引射制冷工艺等4种液化工艺,从能耗、核心设备选型、可操作性、可成橇性等方面进行对比分析。通过分析得出,MRC工艺比较适合5×104m3/d及以下规模的橇装天然气液化项目。该研究结果对小型橇装LNG装置液化工艺的选择有借鉴意义。     

煤化工合成气低温分离工艺优化与分析

目的以新疆哈密某公司煤化工工艺过程为研究对象,解决煤化工合成气低温分离液化系统高能耗问题。 方法通过Aspen HYSYS软件模拟了单级混合制冷剂合成天然气分离液化流程,采用BOX算法,以系统最低能耗为目标函数,冷箱最小换热温差3 ℃为约束条件,优化了混合制冷剂组分配比及混合制冷剂循环一、二级压缩压力。 结果在保证LNG和制甲醇原料气产量不变的前提下,优化后冷箱冷热复合曲线更接近且平滑,换热效果更优,系统总能耗降低了16.59%,火用效率由37.96%提升至43.04%,显著提高了能源利用率。 结论BOX算法优化混合冷剂配比及压缩压力对降低合成气液化工艺能耗、提高系统火用效率有显著效果,对煤化工合成气低温分离液化工艺的研究具有借鉴意义。      

膨胀机与混合冷剂联合制冷回收乙烷工艺的研究

探讨利用天然气小压差膨胀,联合混合冷剂制冷(MRC)回收乙烷的工艺。膨胀机与混合冷剂联合制冷回收乙烷,操作灵活、乙烷回收率高(达到95%)、效益突出;已在国内新疆油田某天然气处理站应用。     

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。     

基于混合冷剂外冷的分输站压差液化天然气研究

为了提高利用分输站压差制冷液化天然气工艺的液化率,该工艺增加了混合冷剂外冷,其液化流程可分为膨胀前预冷液化天然气流程和膨胀后外冷液化天然气流程。对两种工艺流程建立最大年均利润总额目标函数,并对其自由度敏感性进行分析。通过实例分析计算得出,分输站利用压差液化天然气工艺采用膨胀前预冷比膨胀后外冷经济效益更高。     

泰安深燃LNG工厂工艺、设备国产化研究

泰安深燃LNG工厂首次采用多项国产工艺技术,设备全部实现了国产化。为此,详细介绍了泰安深燃LNG工厂根据原料天然气组成特点、供应情况和工厂处理量规模,综合考虑投资成本、能耗、设备操作的难易程度、设备制作周期等情况。泰安深燃LNG工厂选择了膨胀机制冷的天然气液化工艺,因而从工艺、流程和设备方面详细分析了泰安深燃LNG生产在净化、液化、储运及公用工程、仪表自控等方面的技术特点,总结了其在天然气净化单元采用醇胺法中的MDEA溶液脱除CO₂,采用等压吸附脱水,采用了活性炭脱汞、脱苯,在天然气液化单元采用双膨胀机并联制冷等技术创新。最后通过与其他LNG工厂天然气液化流程优缺点的对比,证明了泰安深燃LNG工厂工艺、设备国产化在技术和经济上的优越性。该研究对以后我国建设同类LNG工厂具有借鉴作用。     

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。     

混合工质制冷流程(MRC)液化天然气及轻烃联合生产装置简介

介绍了采用混合工质制冷流程(MRC)的液化天然气(LNG)及轻烃联合生产装置,并对采用该流程和采用氮膨胀流程的LNG装置的经济性进行了比较。MRC流程可显著降低能耗和生产成本。     

气体膨胀式天然气带压液化流程的设计与优化

天然气带压液化（PLNG）技术可在较高的压力和温度下储存液化天然气,为海上天然气的液化提供了可能,但对于PLNG流程的相关运行参数、性能优化方面的研究几乎还未见报道。为此,借鉴气体膨胀式天然气液化系统的优点,针对CO₂含量较低的海上天然气设计了一种气体膨胀天然气带压液化流程,并利用HYSYS软件进行了模拟和优化。结果表明：①分别采用N₂、50% N₂+50% CH₄、CH₄作为制冷剂,以产品LNG的单位能耗为衡量指标,对流程的4个关键参数（进口天然气压力、LNG储存压力、气体制冷剂膨胀前压力及气体制冷剂膨胀前预冷温度）进行了优化分析,并得到了它们的最优值;②比较了N₂、50% N₂+50% CH₄、CH₄分别作为制冷剂时,流程的能耗情况,发现CH₄是能耗最低的制冷剂;③将优化后的氮膨胀天然气带压液化流程与常规氮膨胀天然气液化流程进行比较,结果表明前者不仅占地面积小、流程简单、设备初始投资低,而且运行工况更优良、能耗更低（仅为0.218 9 kWh/m³,比常规流程的能耗降低了46%）。     

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。     

CⅡ法天然气液化HYSYS软件模拟计算

上海浦东LNG装置是我国第一座CII法的调峰型天然气液化装置,采用法国燃气公司新型混合冷剂制冷流程,该流程代表了目前国际上天然气液化流程的发展趋势,其设计目的是为液化装置提供投资少、运行成本低的流程。对于该装置的模拟计算不仅可对天然气液化的设计提供参考,还可以对装置的生产状况通过模拟计算进行分析,对设计和生产都有一定的借鉴意义。     

中国首套LNG液力透平系统开发与工业化测试

天然气液化装置中采用低温液力透平替代传统LNG或MR混合冷剂J-T节流阀实现节流降压是提高天然气液化装置效率的先进技术,也是全球天然气液化技术发展的一种趋势。我国目前已拥有超过136座的天然气液化工厂,但尚未实现低温液力透平的国产化和工业化应用。为此,通过对LNG液力透平工艺及控制系统开发、本体水力模型优化设计、样机结构设计与制造等关键技术进行攻关,开发了国内首套LNG液力透平系统(设计流量为40 m3/h),用于回收LNG冷箱出口LNG压力能。LNG液力透平系统在中海石油广东液化天然气有限公司天然气液化装置完成了系统启停、变流量、变转速多工况工业化测试。测试结果表明:1样机本体运转平稳,低温机械性能良好,运行性能参数基本达到设计预期;2工艺及控制系统、变频发电系统设计可行,可与已有天然气液化装置上的LNG产品J-T节流阀自动平稳切换使用,平均可提高LNG产量2%,发电8.3 k W。     

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小型天然气液化装置对利用边远小油气田的天然气（包括伴生气）是很有意义的，同时又为远离天然气管网的用户使用天然气提供了方便，并使汽车使用较为廉价的LNG成为了可能。为此，对小型天然气液化装置备选的液化流程进行了比较，通过分析选择了可能的最佳方案：混合制冷剂Brayton循环。该流程结构简单，设备可靠，便于集成一体化以适应车辆装载要求，可实现快速机动部署；还对其进行了工艺设计和系统分析，得出了小型天然气液化流程设计的相关结论。     

基本负荷型天然气液化HYSYS软件计算（二）

1998年,Terry采用HYSYS软件,对典型的调峰型天然气液化流程进行了模拟计算与优化。我国目前缺乏天然气液化流程设计经验,在专用天然气液化模拟软件的开发方面比较欠缺。而HYSYS软件正好可以弥补这一缺陷。用HYSYS软件可以很方便地对混合冷剂的组成进行优化。本文以采用闭式混和冷剂液化流程的基本负荷型液化装置的利比亚伊索工厂为例,用HYSYS软件进行了计算,给出了HYSYS软件计算流程模型和计算结果,可供从事液化天然气设计等人员参考。