混合制冷剂液化天然气过程的有效能分析

采用Aspen Plus化工模拟软件对混合制冷剂液化天然气过程进行全流程的模拟计算,并对各个单元设备进行有效能分析。结果表明：压缩机的有效能损失占整个流程有效能损失的63.8%,换热过程占19%,是流程中的节能重点。在流程模拟的基础上,以高压制冷剂的压力和温度、低压制冷剂的压力和温度及混合制冷剂中甲烷与正戊烷的摩尔含量为可变因素,分析了这些因素对各设备有效能损失的影响,找出相应的影响规律,并提出了相应的降低体系有效能损失的措施与建议,对整个工艺过程的节能降耗具有一定的指导作用。结果表明：提高高压制冷剂的压力、低压制冷剂的压力与温度和混合制冷剂中正戊烷的含量,以及降低高压制冷剂的温度与混合制冷剂中甲烷含量的含量,有助于降低整个流程的有效能损失。     

两种天然气液化流程的用能分析比较

通过采用有效能分析方法对混合制冷剂液化流程(MRC)和N₂-CH₄膨胀机液化流程进行用能分析,确定流程有效能损失分布情况,其中混合制冷剂液化流程有效能损失主要集中在多股流换热器和压缩机,分别为30.35%,23.8%。N₄-CH₄膨胀机液化流程有效能损失主要集中在水冷却器和多股流换热器和压缩机上,分别达到35.27%、25.58%、24.14%,且N₄-CH₄膨胀机液化流程有效能损失较大,达到49476.2 kW,相对于混合制冷剂液化流程的15887.7 kW,大了67.89%。混合制冷剂液化流程能耗低,有效能利用率大。     

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。     

低压气乙烷回收工艺优选

针对低压天然气乙烷回收时存在能耗高及流程热集成度低等问题，通过能耗分析和?分析方法对比不同制冷方式的RSV、SRC、SRX工艺，优选出膨胀机+丙烷制冷的SRC工艺。结果发现，在贫气和富气两种条件下，SRC工艺能耗均最低，与SRX工艺相比能耗和?损最大降幅分别为15%、7.6%。3种乙烷回收工艺主要设备的?损失规律相同，以脱甲烷塔?损失最大，其次为压缩机与主冷箱，这3类设备总?损占总损失的84%。     

混合制冷剂循环液化天然气工艺分析

针对混合制冷剂循环液化天然气流程能耗高、效率低的现状,运用HYSYS软件对液化流程模型进行优化,分析评价表明,压缩机、冷却器、多股流换热器、节流阀及混合器的损失依次减少。探讨了流体压力、温度、压缩比等参数对压缩过程不可逆性的影响,第一段压缩机出口压力为1 074 k Pa、压缩比为2.02,第二段压缩机进口温度为40℃、压缩比为3.63时,最小压缩机比功耗、损失为5.98 k Wh/kmol、15 840.06 k W。优化换热器操作,保持夹点温差、对数平均温差约3、5℃,换热器损失减少41%。借助分析原料气的CP-T分布,在满足不同温区所需冷量的基础上,合理配置制冷剂组分,调整制冷剂蒸发压力可降低换热过程损失。     

新节能脱甲烷系统

在某30万t乙烯装置低压脱甲烷系统的基础上,应用流程模拟技术开发出一套新的节能的脱甲烷系统。新系统在流程中引入膨胀机,有效避免了气体节流的能量损失;调整、优化了原有的工艺参数,减少了直接节流到塔压的裂解气量;对系统换热网络重新进行了匹配,更加合理利用了各股物料的冷量,使脱甲烷塔回流比、甲烷压缩机负荷以及乙烯冷剂消耗均有所降低。模拟结果表明,新系统总计节能达到1377 kW。     

LNG接收站蒸发气再冷凝工艺改进及性能分析

以国内某LNG接收站为例,利用HYSYS对蒸发气(Boil Off Gas,BOG)再冷凝工艺进行了模拟,在热力学分析基础提出了BOG多级压缩再冷凝工艺,并分析了性能参数对工艺能耗的影响,以此为根据提出了改进措施。经分析:多级压缩再冷凝工艺较典型的再冷凝工艺更为节能,可节约22.03%的能耗;压缩机压缩系数ri及BOG分流比xi对流程中压缩机能耗影响较大,可通过适当减小压缩系数ri与增大BOG分流比xi的方法来减少压缩机的能耗;外输LNG温度、压力对气化器、海水泵及外输泵的能耗影响较为明显,适当降低外输LNG温度与压力,能够有效改善这3个设备单元能量利用效率。     

晃荡条件下氮膨胀液化过程冷箱运行可靠性

为了验证LNG-FPSO液化工艺及其核心设备--液化冷箱在海上晃荡条件下运行的可靠性,建造了小型撬装天然气液化装置,并通过冷箱的纵荡和横摇实验,对不同工况下板翅式换热器、膨胀机和分离器的工作性能及整体工艺系统的运行效果进行了分析。结果表明,晃荡条件下冷箱运行可靠,设备具有较强的抗晃动能力,带预冷的氮膨胀液化工艺可以适用于目标气田的海况;膨胀机水平安装可以减小晃荡的影响;横摇会提高气液两相分离过程的平衡程度及液相的蒸发率;横摇是对FPSO装置影响最大的运动形式,将工艺设备布置在船体的中轴线上可以减小设备晃荡的幅度。     

脱甲烷塔侧沸线对装置运行的影响

中压深冷天然气处理装置脱甲烷塔上部侧沸线脏堵后使脱甲烷塔中部侧线温度低于设计值,引起NGL回收单元一、二级冷箱换热量的变化,进而对丙烷辅助制冷压缩机的制冷效果产生一定的影响,低温分离器温度的升高使膨胀机密封气中重组分增加,使膨胀机润滑油的黏度和闪点恶化速度加快,影响膨胀机的正常运行.针对上述分析,提出相应的控制措施,取得了较好的效果.     

冷箱系统高压甲烷堵塞原因分析及处理方法

介绍了天津乙烯冷箱系统高压甲烷线冻堵情况,分析了高压甲烷管线冻堵原因,简要介绍并比较了不同处理方法的优缺点,提出了相关建议。分析认为,利用甲醇清洗冷箱有效解决了冷箱甲烷出口压力降低、脱甲烷塔塔顶温度高、塔顶乙烯损失大等问题。但甲烷制冷压缩机活塞环磨损、压缩甲烷混合物中乙烯含量较高,仍是制约冷箱长周期运行的瓶颈,需要对压缩机进行定期维护,并在操作过程中严格控制脱甲烷塔顶温,避免不饱和烃类带入。     

合成氨联产750km3/d天然气液化装置运行总结

河南晋煤天庆煤化工有限责任公司生产装置是在“3·52·5”项目(即300kt/a合成氨、520kt/a尿素及5×10⁸m³/a工业燃气)基础上改造而成的,现实际产能为300kt/a合成氨、520kt/a尿素、3×10⁸m³/a煤制天然气,其合成氨联产750km³/d天然气液化装置采用混合制冷剂液化流程,生产中出现制冷剂压缩机级间(一、二段)冷却器泄漏、冷箱多次发生CO2冻堵而需停车复热、原料气压缩机入口管道振动严重、富甲烷气含油量超标致板翅式换热器堵塞、原料气压缩机“大马拉小车”等问题,采取更换制冷剂压缩机级间冷却器、增设脱碳系统及脱烃系统、原料气压缩机入口增设回流管线、增设富甲烷气除油设施、对原料气压缩机进行改造等优化改进措施后,天然气液化装置运行稳定、安全可靠,日产LNG最高达520t。     

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。     

DMLS微型换热器内纳米粒子浓度对Al_2O_3/R141b流动沸腾压降的影响

为探究纳米粒子浓度对纳米流体制冷剂在微细通道中流动沸腾气液两相压降影响,运用超声波振动法制备质量分数为0.05%、0.1%、0.2%、0.3%、0.4%均匀、稳定的Al_2O_3/R141b纳米流体制冷剂,在直接激光烧结(DMLS)微型换热器中,设计系统压力为176 k Pa,纳米流体制冷剂入口温度为40℃,在热通量21.2~38.2 k W·m-2和质量流率183.13~457.83 kg·m-2·s-1工况下,研究纳米粒子浓度对Al_2O_3/R141b纳米流体制冷剂流动沸腾气液两相压降影响。研究结果表明:纳米粒子浓度对纳米流体制冷剂在微细通道中流动沸腾气液两相压降有显著影响,气液两相压降随纳米流体制冷剂的纳米粒子浓度增加而减少,在纯制冷剂中R141b加入纳米粒子Al_2O_3,不同质量分数的纳米流体制冷剂流动沸腾气液两相压降降低5.5%~32.6%;通过SEM和表面静态接触角测试方法,发现纳米流体制冷剂沸腾气液两相压降随质量分数增加而减少的原因是纳米颗粒沉积在通道表面,增加了微通道表面的润湿性;对比国际上3种比较经典流动沸腾两相压降模型,并基于Qu-Mudawar关联式和Zhang关联式进行修正,得出两相压降结果的85%数据点位于修正后的关联式模型值的±15%范围之内,同时实验结果与修正后的模型结果偏差MAE值为11.7%,说明修正后关联式能有效预测本工况下实验值。     

DMLS微型换热器内纳米粒子浓度对Al2O3/R141b流动沸腾压降的影响

为探究纳米粒子浓度对纳米流体制冷剂在微细通道中流动沸腾气液两相压降影响,运用超声波振动法制备质量分数为0.05%、0.1%、0.2%、0.3%、0.4%均匀、稳定的Al₂O₃/R141b纳米流体制冷剂,在直接激光烧结（DMLS）微型换热器中,设计系统压力为176 kPa,纳米流体制冷剂入口温度为40℃,在热通量21.2~38.2 kW·m^-2和质量流率183.13~457.83 kg·m^-2·s^-1工况下,研究纳米粒子浓度对Al₂O₃/R141b纳米流体制冷剂流动沸腾气液两相压降影响。研究结果表明：纳米粒子浓度对纳米流体制冷剂在微细通道中流动沸腾气液两相压降有显著影响,气液两相压降随纳米流体制冷剂的纳米粒子浓度增加而减少,在纯制冷剂中R141b加入纳米粒子Al₂O₃,不同质量分数的纳米流体制冷剂流动沸腾气液两相压降降低5.5%~32.6%;通过SEM和表面静态接触角测试方法,发现纳米流体制冷剂沸腾气液两相压降随质量分数增加而减少的原因是纳米颗粒沉积在通道表面,增加了微通道表面的润湿性;对比国际上3种比较经典流动沸腾两相压降模型,并基于Qu-Mudawar关联式和Zhang关联式进行修正,得出两相压降结果的85%数据点位于修正后的关联式模型值的±15%范围之内,同时实验结果与修正后的模型结果偏差MAE值为11.7%,说明修正后关联式能有效预测本工况下实验值。     

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%,C₃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C₃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。     

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。     

KDON-45000/35500型空分设备故障案例与处理对策

中海油华鹤化工有限公司KDON-45000/35000空分装置包括:空气过滤系统、空气压缩系统、空气预冷系统、分子筛纯化系统、低温冷箱系统、增压透平膨胀机系统、规整填料双层主冷精馏塔、高压液氧、液氮泵双泵内压缩系统。高压氧气用于煤气化3台气化炉供氧需求,高压氮用于净化装置低温甲醇洗和合成气压缩机密封气系统,空分设备的预冷系统、分子筛纯化系统,精馏塔等均由开封空分供货,原料气压缩机和空气增压机为陕西鼓风机产品,汽轮机"一拖二"驱动方式,膨胀机一开一备,氧氮泵均为进口设备。空分装置自2015年试车投产以来,稳定运行5a,针对此运行期间出现的问题和故障进行了总结。     

微细通道纳米制冷剂流动沸腾阻力特性

分别以质量分数为0.2%、0.5%和0.8%的Al₂O₃-R141b纳米制冷剂和纯制冷剂R141b为工质,在水力直径为1333μm的矩形微细通道内进行了流动沸腾实验,分析了纳米颗粒浓度对工质两相摩擦压降的影响,对比了实验前后换热壁面的表面能。研究结果表明：实验工况相同时,质量分数为0.2%、0.5%和0.8%的纳米制冷剂的两相摩擦压降均比纯制冷剂低,降低的最大幅度分别约为11.6%、14.8%和19.2%;实验后纳米颗粒在换热壁面附着,使壁面表面能增大,质量分数为0.2%、0.5%和0.8%的纳米制冷剂实验后换热壁面表面能比实验前分别增大了1.26倍、1.44倍和1.91倍,减小了换热表面的粗糙度和提高其润湿性,使得工质两相摩擦压降减小;根据实验值与模型预测值的对比情况,对Qu-Mudawar模型进行修正,拟合得到的关联式能很好预测实验值,平均绝对误差为9.78%。     

DHX工艺中膨胀机密封气系统优化改造

针对江油轻烃厂的实际情况,对轻烃装置膨胀机密封气系统进行了技术改造,即将膨胀机密封气进放空系统改为进装置压缩机前端,避免密封气放空至火炬系统燃烧掉,从而实现膨胀机密封气的全部回收利用。经技术改造后,膨胀机密封气每年可以多回收天然气31×104Nm3,同时降低放空燃烧带来的环境污染。     

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。