基于元模型的过程系统优化

应用均匀实验设计和支持向量机方法构建复杂过程系统的经验模型(元模型),并将其作为适应度函数与遗传算法结合,建立了该系统的优化方法. 该方法只需采用少量仿真模型计算数据便可建立复杂过程系统的元模型,可显著降低复杂过程系统模型的计算过程,便于复杂过程系统的优化. 将该方法用于普光高含硫天然气净化装置全流程操作参数优化,在操作参数优化空间内均匀选取10个实验点,建立了净化装置全流程元模型,其预测值的相对误差小于4%. 优化结果表明,在优化操作点,净化装置有效能效率提高了6.6%.     

基于定气液比的MDEA脱硫控制技术的应用

我厂天然气处理系统有原料气增压、脱硫、脱水脱烃、干气外输、LPG外输、硫磺回收与成型单元,基本涵盖了天然气处理的全流程,上下游关系紧密,前方工况波动对后端装置影响很大。文章介绍了MDEA的性质,定气液比控制的方法及实施、溶液循环量的确定。MDEA溶液以定气液比的吸收方式,实现了对含硫天然气的脱除,生产出满足指标的净化气,变频节能,还能减小胺液降解,实现安全、稳定、节能的生产目标,具有很好前景。     

论天然气净化装置节能途径

天然气净化是生产过程中的重要环节,也是用气安全的保障和基础。天然气净化过程耗能高且流程复杂,净化装置的自身构造以及整个操作难度较高。一直以来天然气净化装置的节能潜力均比较高,本文从天然气净化装置的能耗关键点着手,结合耗能的关键点制定行之有效的节能措施,为天然气净化工作提供有益的技术借鉴。     

高含硫天然气净化厂硫化氢气体吸收的影响因素探讨

综合论述了高含硫天然气净化厂对原料气中硫化氢气体吸收处理的方法。普光天然气净化厂在气体吸收溶剂上选择了最新的MDEA脱除溶剂,在工艺上采用了两级吸收的醇胺脱硫和级间冷却技术,充分实现了硫化氢气体的全部吸收。在硫化氢气体吸收过程中,普光天然气净化厂对工艺参数也进行了优化选择,最终实现了节能减排的总方针。     

大型高含硫天然气净化工程设计浅析

分析了罗家寨气田天然气净化厂工程的装置生产规模、产品方案,工艺流程的范?关键工艺的选择,净化装置设计原则的制定,设备的选型及典型设备结构与材质等.讨论了装置技术经济问题,提出了重点工艺、装置优化设计的新思路,总结了大型高含硫天然气净化装置的设计经验,对高含硫天然气净化工程设计有一定的借鉴作用.     

天然气净化装置的能耗分析及优化

为解决天然气净化厂脱硫工艺单位能耗过大、工艺流程复杂的问题,在对当前天然气净化装置脱硫单元能耗分析的基础上,得出能耗占比最大的环节;其次,通过建立目标函数,设定变量得出最佳工艺参数和对应的处理单位天然气的能耗值;最后,通过实践验证了净化工艺参数与原始工艺参数的对比。     

特大型高含硫净化装置安全高效检维修技术

针对中国石化达州天然气净化有限公司天然气净化厂检修工况,结合与装置检修同步开展的技改项目与隐患治理项目实施情况,同步考虑检修期间发现的问题及解决方案,研发适合高含硫天然气净化装置的高效检维修技术。     

合成氨工艺脱碳方法评述

介绍了4种脱碳方法的发展现状,并对其性能优劣进行评述:碳酸丙烯酯(PC)法不仅溶剂损失大,净化气中CO2含量高,而且碳丙溶液对碳钢有腐蚀,生产效率低,能耗高;N-甲基二乙醇胺(MDEA)法溶液损耗小,净化度高,且对设备无腐蚀;聚乙二醇二甲醚(NHD)法不仅溶剂损耗低,净化度高,而且对设备腐蚀极小,能耗低,工艺流程简单,投资低。低温甲醇洗法工艺流程复杂,设备较多,投资高,但运行成本较低,而且溶液具有较好的热稳定性和化学稳定性,吸收选择性好,净化度高。脱碳方法的评述将会对合成氨工业生产中脱碳方法的选取起到一定的参考启示作用。     

煤制天然气过程模拟与?分析

煤制天然气过程具有设备流程简单、技术成熟可靠、单位热值投资成本低等优点。本文运用Aspen Plus软件建立煤制天然气流程的过程模型,并采用?分析法对系统主要单元进行计算分析,得出系统的?分布状况及各单元的?损失量。结果表明,低温甲醇洗单元的?效率最高,为98.22%,煤气化单元的?效率最低,为58.99%。同时,系统的?损失也主要发生在煤气化单元,占系统总?损失的72.69%。煤气化单元中主要的?损失是由于传热不可逆和化学反应的不可逆性引起的内部?损失,通过优化气化温度、汽氧摩尔比等方式改善气化炉的气化条件是提高气化?效率、降低系统?损失的关键。     

松南气田2种脱碳技术的应用总结

介绍了气体膜分离技术和NCMA脱碳技术在松南气田天然气处理装置上的应用情况。膜分离法脱碳工艺具有占地面积小、工厂内预制、现场组装简便快捷、单级膜分离装置无动设备、操作简便等优点,但产品气不能满足国标商品气中妒（CO2）〈3％的要求,天然气的损失高达15％～18％。NCMA法具有吸收能力大,再生能耗低等优点,适合于大规模天然气脱碳。NCMA法脱碳工艺装置投资少,且具有CO2净化度高、能耗低和溶剂损失少等优势,该装置年平均稳定完好运行达350天,净化气中φ（CO2）〈1．5％,完全满足下游用户对气质的要求。     

天然气制氨过程模拟及热力学分析软件开发(Ⅱ)——全过程的模拟及热力学分析计算

本文利用Micro-FLOWSTAAP软件对某天然气制氨过程进行了模拟及热力学分析计算。模拟计算结果与设计数据相吻合。热力学分析计算找到了有效能损失的部位、大小和原因,为进一步降低合成氨过程能耗指出了方向;计算表明合成气和蒸汽动力部分有效能损失占全厂有效能损失的绝大部分,分别为45.6％和41.7％。整个过程的有效能效率为52.5％。     

合成气净化单元能耗计算方法

为了对某煤制烯烃全厂能量系统进行优化研究,提出基于单元、子系统和全局分段递进协同优化的策略,首先对全厂各个单元进行能耗计算和节能分析。在对合成气净化单元进行能耗分析和计算时,发现目前合成气净化单元粗合成气中夹带水蒸气的折标系数没有统一的基准,因此对合成气净化单元能耗计算方法进行了探索研究,提出了合成气净化单元能耗计算方法,规定了粗合成气中夹带水蒸气的折标系数选取方法以及单位能耗计算的基准。结果表明:提出的方法能较好地反映合成气净化单元的能效水平,并为合成气净化单元对标分析提供统一计算基准,为合成气净化单元能耗计算标准制定提供参考。     

液化天然气冷能构成及其利用方式探讨

液化天然气(LNG)在汽化过程中会释放大量冷能,如果这部分冷能被成功回收利用,其节能效果和对系统效率的提高都十分显著。文中对LNG冷能从冷量和冷量的角度进行分析,把LNG冷能回收方式分为冷量回收与冷量回收,揭示了目前各种LNG冷能回收利用形式的能量利用实质:发电、空分中主要是利用LNG的冷量;冷藏、空调和制干冰利用了LNG的冷量。最后对不同的冷能回收系统提出指导性建议:动力回收系统中,应充分利用其在低温下的高品质能量;冷量回收系统中应减少跑冷。     

天然气深冷分离装置的(火用)分析及用能改进建议

将天然气深冷分离装置划分为6个子系统,采用“三箱”分析方法,建立了NGL装置的火用分析模型,并给出了具体分析过程和评价指标。利用实测数据,对某一实际运行的NGL装置进行了分析计算,根据测算结果提出了改进建议。实际应用表明,对NGL装置进行火用分析,能更全面地反映装置的用能情况。     

利用液化天然气冷能捕集CO_2的动力系统的集成

为提高液化天然气(LNG)冷能的利用效率和CO2近零排放动力循环的发电效率、降低CO2减排的能耗,在对CO2近零排放动力循环利用LNG冷能进行火用分析的基础上,提出了一个以天然气为介质的Rankine循环与CO2近零排放动力循环进行集成的动力系统模型,可以在保持CO2预冷和液化所需冷能不变的情况下,将深冷部分的LNG冷火用转换为电能。研究结果表明,集成后动力系统中LNG冷火用的利用效率从34.9%提高到55.7%,整个动力循环的火用效率可达到57.9%。同时,对影响以天然气为介质的Rankine循环发电效率的参数进行了分析。     

含空气净化过程的液态空气储能热力学研究

针对现今液态空气储能（LAES）研究中普遍存在忽略空气净化过程能耗而使LAES系统能效被高估的问题,提出了一种含空气净化过程的LAES系统。该系统包含空气液化过程、液态空气释能过程和TSA纯化过程,通过全流程的仿真模拟验证系统可行性,并对其进行热力学分析。结果显示：提高液态空气释能压力、空气透平进口温度和储热油使用比例,可以有效提升系统的热力学性能;储存的压缩热仍有约36%未被完全使用,若将其全部回收利用,全系统效率可达0.623;该含空气纯化过程的LAES系统储电效率为0.471,比基线LAES系统低6.8%。     

煤制天然气过程变换单元建模与能量集成

我国煤制天然气项目经过国家"十二五"时期进一步升级示范,工艺上取得了突破性进展。然而煤制天然气项目面临集成度不高,整体能耗较大的问题。高效回收利用变换单元放出的反应热是降低煤制天然气项目能耗的一条有效途径。本文首先建立了基于反应动力学的固定床反应器模型,在满足变换反应调整氢碳比要求下,通过对反应操作参数的优化,提高了系统（火用）输出。在对优化后变换单元过程能量分析的基础上,建立了新的变换单元热回收网络。实现了过程反应参数优化和换热网络的集成优化。新工艺的能效比现行工艺提高9个百分点,达到86.3%,投资增加了5.5%,投资回收期为2.1年。     

一种新的利用LNG冷能的回收油田伴生气凝液的工艺

A novel process to recovery natural gas liquids from oil field associated gas with liquefied natural gas (LNG)cryogenic energy utilization is proposed.Compared to the current electric refrigeration process,the proposed process uses the cryogenic energy of LNG and saves 62.6%of electricity.The proposed process recovers ethane, liquid petroleum gas(propane and butane)and heavier hydrocarbons,with total recovery rate of natural gas liquids up to 96.8%.In this paper,exergy analysis and the energy utilization diagram method(EUD)are used to assess the new process and identify the key operation units with large exergy loss.The results show that exergy efficiency of the new process is 44.3%.Compared to the electric refrigeration process,exergy efficiency of the new process is improved by 16%.The proposed process has been applied and implemented in a conceptual design scheme of the cryogenic energy utilization for a 300 million tons/yr LNG receiving terminal in a northern Chinese harbor.