含氧煤层气液化HYSYS模拟及安全性分析

设计了一种混合制冷剂和氮节流共同制冷的含氧煤层气液化精馏工艺,模拟结果显示,该工艺可以较为彻底地去除氮气、氧气等,对x(CH_4)为40%的煤层气进料,获得LNG产品纯度高达99.91%,甲烷回收率为97.12%,LNG生产能耗为0.94k W·h/m~3(STP)。对该工艺进行了爆炸安全性分析,表明煤层气仅在精馏塔顶部有爆炸可能性。采用往精馏塔通入氮气降低塔内氧含量的方法来保证操作安全,并对通入氮气的流量和位置进行了优化。结果表明从精馏塔内气体中氧的物质的量分数大于8%的最下层塔板处通入与煤层气同流量的氮气,对氧气稀释效果最好,在保证高纯度LNG产品和甲烷回收率的同时,生产能耗升高30%。     

含氧煤层气的液化及杂质分离

煤层气是一种新型清洁能源,但是大部分含氧煤层气由于加工处理技术的限制没有被合理利用,而是直接被放空,不仅造成了资源的浪费,而且还会严重污染大气环境。为了更好地合理利用含氧煤层气,针对大庆庆深气田含氧煤层气气源条件和组分特点,设计了一种新型的煤层气液化及杂质分离工艺流程,采用精馏塔在低温条件下脱除煤层气中的氧气和氮气,精馏塔塔顶冷凝器和塔底再沸器的能量都分别取自于流程中的制冷剂冷却系统和煤层气液化系统,且从塔顶流出的低温杂质气体返回换热器进行冷量回收。采用流程处理软件HYSYS模拟计算的结果表明,所设计的工艺流程能耗较低,精馏塔脱氧脱氮彻底,产品中甲烷纯度高,甲烷回收率较高,该工艺流程的气源适应性和操作安全性都较好。该液化工艺流程的设计为含氧煤层气的液化及杂质分离提供了一种参考方法。     

天然气液化过程中重烃组分脱除工艺设计及应用

天然气液化前需对原料气进行净化处理，脱除其中的CO₂、H₂O、H₂S和重烃(C₅及以上烃类，简写为“C₅₊”)组分等，防止以上组分在液化段冻结形成固体，堵塞管道和设备。以西部某液化天然气(LNG)工厂为例，针对该厂管道原料天然气C₅₊组分变化波动大、含量(物质的量分数，下同)高的情况，在对原料天然气组分检测分析的基础上，对原C₅₊组分脱除工艺进行了改造设计，采用Aspen Hysys软件对设计的C₅₊组分脱除新工艺进行了模拟计算并应用于生产，最后对生产中净化处理后的天然气组分进行了检测分析。结果表明，低温冷凝预分离+高性能活性炭吸附组合的C₅₊组分脱除工艺理论上可行，在保证天然气C₅₊组分满足液化过程要求的情况下，最大限度的保留了C₂～C₄组分不被脱除，提高了LNG的热值。模拟结果中脱除C₅₊组分后的天然...     

基于单循环混合冷剂的天然气液化工艺优化研究

为降低液化天然气的单位生产能耗,解决单循环混合冷剂液化工艺中冷剂配比及参数优化的问题,在筛选混合冷剂的前提下,通过混料实验确定了不同冷剂配比下的工艺比功耗和冷剂循环量,在约束条件的限制下,利用回归方程获取了混合冷剂的最佳配比,并进一步优化了冷箱入口混合冷剂的节点参数。结果表明,对于制冷温区为30～-160℃的工艺而言,N₂、CH₄、C₂H₄、C₃H₈和i C₅H₁₂作为混合冷剂的效果较好:最佳混合冷剂配比为N₂:CH₄:C₂H₄:C₃H₈:i C₅H₁₂=8.85%:25.60%:30.55%:19.00%:16.00%,两级压缩机的出口压力有所上升,换热器的出口温度有所降低;冷剂循环量降低,降幅为13.63%;比功耗降低,降幅为25.88...     

乙烷-丙烷混合裂解反应机理的二维模拟

利用FLUENT软件构建乙烷-丙烷混合裂解反应一维模型和二维模型，分别模拟反应管物料径向流速、温度、浓度分布及自由基浓度分布对乙烷-丙烷混合裂解过程的影响。结果表明：传递过程与裂解过程有耦合作用，径向扩散过程使烷烃裂解温度降低；二维模拟时CH₄和C₂H₄浓度比一维模拟时高，而H₂,C₂H₆,C₃H₆浓度略低；乙烷-丙烷混合裂解主要由丙烷断链实现链引发，乙烷与丙烷共同参与链传递过程；乙烷-丙烷混合裂解时体系中存在H·,CH₃·,C₂H₅·,i-C₃H₇·,n-C₃H₇·自由基，C₂H₅·,i-C₃H₇·,n-C₃H₇·自由基的浓度需要...     

银催化剂YS-9030在高负荷生产运行中的应用

研究了在高负荷条件下C₂H₄环氧化反应中C₂H₄、O₂、CO₂、抑制剂(l,2-二氯乙烷)、C₂H₆各组分含量对YS-9030型催化剂性能的影响趋势。实验结果表明,在其他运行参数基本稳定时,随着原料气中C₂H₄含量的增大,催化剂选择性呈缓慢上涨至逐步趋于平稳的规律;随着原料气中O₂含量的增大,催化剂选择性呈先上升后趋于平稳的趋势;随着原料气中CO₂含量的增大,催化剂选择性呈逐渐下降趋势;在一定的反应温度下,催化剂选择性随l,2-二氯乙烷含量呈先上升后下降趋势;随着原料气C₂H₄中携带的C₂H₆含量的增加,银催化剂选择性持续降低。     

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%）。     

页岩中丙烷的降解特征及对页岩气组成的影响

为探讨高过成熟阶段页岩中小分子烃类的降解对页岩气组成的影响,选取了丙烷和页岩（取自四川盆地龙马溪组同一钻井、不同深度）开展不同系列的模拟实验。对C₃H₈、C₃H₈+页岩、C₃H₈+页岩+水在360℃、50 MPa条件下进行黄金管限定体系恒温热模拟实验,恒温时间包括72,216,360,720 h;同时为探讨更高演化程度条件下页岩中小分子烃类的降解特征,对C₃H₈、C₃H₈+页岩分别在400,450,500,550℃和50 MPa条件下恒温热模拟72 h。结果显示,360℃恒温实验条件下,C₃H₈+页岩体系中CH₄、C₂H₆生成量及CH₄/C₂H₆值比相应的C₃H₈对照实验高,且黏土矿物含量高的S1系列实验生成的CH₄、C₂H₆及CH₄/C₂H₆值基本较S2系列高。提高模拟实验温度后,丙烷的转化率显著提高,C₃H₈+页岩实验中的CH₄、C₂H₆产率均高于对照实验,且CH₄的产率高于C₂H₆。2个系列的模拟实验结果均说明黏土矿物能催化C₃H₈的裂解,且有利于CH₄的产生。含水体系中CH₄、C₂H₆生成量及CH₄/C₂H₆值比无水体系高,说明水能促进页岩中C₃H₈的裂解,且有利于CH₄的富集。页岩中黏土矿物和水对C₃H₈裂解的促进作用导致页岩气向干燥系数高的方向演化,页岩中小分子烃类的降解对高过成熟阶段页岩气的组成具有重要影响,在此过程中水分子起到重要作用,其对高过成熟页岩气资源的评价值得更多关注。     

煤层气利用新方案

在介绍煤层气的常规利用方案的基础上，提出了两种利用煤层气的新方案：一是采用变压吸附技术，纯化瓦斯气，将低浓度瓦斯气浓缩为高浓度瓦斯气，加压后成为CNG，用作CNG气源或较远距离城市的天然气气源；二是在第一种方案的基础上，将高浓度瓦斯气全部采用深冷法加以液化，生产LNG，并将LNG运送至更远距离用作LNG加气站、CNG加气站气源。最后还以松藻煤电公司为例，作了新方案的工程预算     

LNG储备库蒸发气回收工艺研究

蒸发气(BOG—Boil Off Gas)的处理是LNG储备库必须考虑的关键问题之一,它关系着LNG储备库的能耗、安全及平稳运行。为减少因BOG放空而造成的巨大损失,有必要采用BOG回收技术。在分析适用于LNG储备库的BOG回收方法的基础上,又提出甲烷制冷剂液化循环、混合制冷剂液化循环及氮气膨胀制冷液化循环3种BOG再液化方案,进一步减少由LNG储备库运行所产生的热量损失。用HYSYS软件模拟工艺流程对比分析了3种方案所需制冷剂流量及系统功耗,结合有效能相关理论确定适用于LNG储备库的BOG再液化方案——混合制冷剂液化循环方案。该方案的压缩机轴功率比甲烷制冷剂再液化方案小15.30kW,比氮气膨胀再液化方案小146.42kW,且系统功耗相对较小;混合制冷剂液化循环方案系统有效能损失较氮气膨胀液化方案小22.06%,较甲烷制冷剂再液化方案小35.78%;此外,该方案所需制冷剂流量较少,适用于储备规模较大的LNG储备库。     

加工海洋高酸原油常压蒸馏塔顶系统的腐蚀防护

通过对中海惠州炼油分公司常减压蒸馏装置常压蒸馏塔顶低温部位腐蚀产物和腐蚀介质进行研究,结合日常腐蚀监测和设备检修腐蚀调查结果,对海洋高酸原油加工过程中发生的常压蒸馏塔顶循换热器腐蚀泄漏,常压蒸馏塔顶管线及常顶油汽换热器的腐蚀进行研究.结果表明,腐蚀介质HCl和H2S主要来源于原油中的氯化物和硫化物在高温环境分解,提出了乙酸等小分子酸对金属设备具有较强的腐蚀破坏性,建议使用三条防护措施来控制海洋高酸原油对常减压装置低温部位的腐蚀.     

含氧煤层气液化流程安全性分析与措施

矿下抽采的煤层气由于混有空气而在液化中存在爆炸危险。通过将HYSYS对常规液化分离流程的模拟结果与爆炸极限理论相结合进行分析计算得出:爆炸危险主要集中在冷凝终了处和精馏塔顶部。进而提出降低压缩机出口压力或提高最终冷凝温度;严格控制精馏塔塔顶气相CH4含量在爆炸上限之上,塔顶气用N2惰化后再与液氮逆流接触以进一步回收CH4。计算表明,当N2注入比达0.6(摩尔比),气相CH4含量曲线将绕过临界点进入安全区。采取措施后CH4有较高收率且液化流程安全性得以提高。     

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。     

常减压蒸馏装置单独加工凝析油中的问题及应对措施

南帕斯凝析油是低硫石蜡基原油,凝点低,轻烃、轻油收率高,硫、氮、金属镍、钒含量低,盐含量较高,加工后是理想的乙烯裂解和催化重整原料。介绍了常减压蒸馏装置的适应性改造情况,工艺路线为凝析油→换热→电脱盐→换热→初馏塔→换热、加热→常压塔,采用减压塔作为吸收塔常压操作备用。最后,从装置评估、储存、原料控制、工艺调整、腐蚀监测等方面分析了装置存在的问题,提出解决的应对措施。单独加工凝析油以来,装置目前并没有出现兄弟企业掺炼带来塔顶系统突出的腐蚀问题,主要是常减压蒸馏装置改造后的加工量较原加工能力大为减少,塔顶馏出量并没有高于设计值;另外,操作条件不同,单炼凝析油时常压塔塔顶温度降低,使塔顶系统管线及换热器未处于腐蚀较重的初凝区。实践证明,只要采取的措施适当,加工凝析油具有成本低、加工费用和效益等几个方面的优势。     

芳烃抽提蒸馏工艺运行中存在的问题及对策

针对重整芳烃装置3100单元环丁砜抽提蒸馏工艺运行中存在的系列问题进行分析,并提出了采取导引一部分苯馏份进入提蒸馏塔溶剂、回收塔换热系统;提高抽提蒸馏塔顶回流、贫溶剂温度、溶剂比;回收抽余油中的苯;降低再生溶剂冷后温度;减少助溶剂的蒸发损失;选用能够适应环境温度变化较大的空冷器;增加侧线抽出苯产品的新工艺等技术改造对策,优化芳烃抽提蒸馏工艺,提高了苯产品的品质。     

精丙烯塔常规流程和热泵流程比较

精丙烯塔的丙烯和丙烷沸点接近,所需的回流比大,可采用的流程有热泵流程和常规流程。由于塔底温度较低,常规流程中对热源温位要求不高,炼油厂其他装置富产的95℃的低温热水即可满足要求。针对精丙烯塔系统,从采用低温热水作热源的常规流程和热泵流程的工艺流程和主要操作参数出发,计算并汇总了两种流程的主要消耗和操作费用,对比了主要设备的投资,并对能耗进行了计算和分析,认为常规流程在操作费用方面有较大优势,每年可节省操作费用约1900×10~4 RMB$,具有较好的经济性。     

制备氯代环己烷的反应精馏耦合工艺研究

建立了将气液鼓泡反应器与精馏塔相耦合的新型反应精馏小试装置,进行了环己烷氯化反应合成氯代环己烷的工艺研究,测定了反应精馏塔内的浓度和温度分布,考察了通氯量和回流量对环己烷氯化反应精馏的影响。反应器中氯代环己烷的摩尔分数控制在20%以下,副反应可以得到很好的抑制。在适宜的操作条件下,环己烷的转化率可达99%以上,氯代环己烷的收率可稳定在90%以上。提出的工艺方案可为工业装置设计提供参考。     

用液化天然气的冷量生产液氧、液氮

液化天然气（LNG）的主要成分是甲烷，其主要用途是作为燃料，是目前最清洁的一种能源。LNG的体积是常温下天然气体积的1/625，因而便于运输和贮存。正是由于这一特点， LNG贸易早在几十年前就成为了世界上仅次于石油的一种能源贸易的主要形式。进口LNG不仅进口了能源，而且也进口了宝贵的冷能，但如果不利用其冷能则是极大的浪费。为此，在介绍日本LNG冷能利用情况的基础上，重点讨论了利用我国中小型LNG气化站的冷能生产液氧、液氮等液体空分产品的可能性及经济性。随着我国LNG进口量和自行生产量的不断加大，LNG冷能的利用必将受到高度重视并付诸实践。     

蒸馏技术在石油炼制工业中的发展与展望

以蒸馏过程强化与节能为背景,在对塔盘、填料、分布器等塔内件技术发展分析的基础上,总结了我国蒸馏过程的大型化技术在石油炼制工业中的应用与发展,提出了采用新型碳化硅泡沫材料在塔盘及填料上的应用可大幅度提升精馏效率的思路。通过将低温余热发电技术与蒸馏过程进行耦合,实现了对于蒸馏过程低品位热能的有效利用,结合热耦合精馏、热泵精馏、多效精馏技术等节能措施,蒸馏过程能量的使用与回收变得更加科学与全面。新型材料传质元件和低温余热发电技术的开发与应用使绿色蒸馏概念在石油炼制行业的发展更迅速、有效。     

减压深拔技术集成与调控. I. 减压深拔设备技术集成

重劣质油大量生产、常压渣油难以直接作为重油催化裂化原料,减压深拔技术重要性凸显。从常减压蒸馏装置整体考虑,统筹优化,将NS导向提馏塔板、NS减压进料分布器、NS洗涤段专用格栅填料、NS复合穿流塔板、NS抗堵喷射型液体分布器、NS层塔式液体收集器以及直接接触传热技术的配套设备等硬件技术集成,通过提高常压塔拔出率、改善减压塔闪蒸段分离效果、减少雾沫夹带,提高减压塔闪蒸真空度和闪蒸段温度、减少闪蒸段内回流、减压塔底微湿式汽提、提高切割清晰度等措施,从常减压装置设备方面提供了达到低成本、低能耗减压深拔效果的技术支撑。