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...     

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。     

中小型液化天然气装置净化和液化工艺研究

以内蒙古锡林浩特液化天然气工程为例,介绍了中小型液化天然气装置净化和液化工艺方案的优化,根据气源条件,结合目前国内设备供应和技术支持现状,推荐采用MDEA脱酸性气体＋分子筛脱水＋复迭式制冷方案。     

天然气氧化脱除硫化氢工艺

本文介绍了一种较新的、已工业化的氧化法脱除 H_2S工艺,与相似的净化工艺相比较,在溶液的制备、过程的条件和设备的防腐等方面增加了新的内容,并且与传统的乙醇胺法脱除 H_2S 工艺相比,其投资费用可以节省1/2～1/3。     

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...     

天然气预处理和液化工艺技术的研究进展

调研了国内外天然气预处理和液化方面的最新文献,并对各种工艺技术进行了比较和分析。天然气预处理的工艺技术主要包括：酸性气体的脱除、水的脱除以及汞及重烃的脱除等;液化工艺流程主要有阶式制冷循环、混合制冷剂制冷循环、膨胀机制冷循环。各种液化方式都有自己的工艺特点。阶式制冷循环能耗最小,是目前天然气液化循环中效率最高的一种;混合制冷剂循环同阶式制冷循环相比,混合制冷液化循环具有流程简单、机组少、投资费用低、对制冷剂的纯度要求不高等优点;膨胀机循环能够较迅速和简单地启动和停工。但功耗较大。     

海上天然气液化装置中酸性气体的脱除技术

海上油田伴生气是一种宝贵的能源,但其日产量小,不适合管道运输。为此,自主研发了一套建在自升式移动平台上的橇装天然气液化装置。根据海上油田伴生气的气质特点,探讨了天然气脱除酸性气体工艺的选择原则,确定了适合该装置的MDEA+MEA混合醇胺溶液脱酸性气体净化工艺,分析了CO2含量、醇胺循环量的变化对再沸器热负荷、富液温度的影响,并对填料塔的高度进行了优化分析。结果认为:定期分析原料气中CO2含量,适当调节MDEA胺液循环量,能够有效降低净化系统的运行成本,提高净化装置对海上油田伴生气不同组成的适应性;对于天然气处理量为11.6×104m3/d的脱碳工艺,天然气中CO2体积分数在0.45%～5.54%时,MDEA醇胺溶液循环量宜为200～500kmol/h,再沸器热负荷宜为200～600kW。该装置集天然气液化、LNG的储存与卸载于一身,简化了海上油田伴生气的开发过程,具有适应性强、投资小、建设周期短、现金回收快等优点。     

环保型液化烃卸车工艺设计

根据液化烃的性质,合理利用其饱和蒸汽压较高的这一特性,组织工艺路线,设计出环保的液化烃卸车工艺,从而彻底解决卸车时的泄漏问题。     

全压力式液化烃储罐注水方式的优化

向全压力式液化烃储罐内注水是处置液化烃泄漏事故的有效方法之一,选择合适的注水位置和注水流程是实现快速安全注水的重要基础。根据国家相关标准、规范及安全规定,结合实际分析了全压力式液化烃储罐现有注水方式的不足,提出了更安全可靠的注水方式。     

小型天然气液化装置高压引射液化工艺的优化

小型高压引射天然气液化装置在实际运行过程中,存在着明显的液化效率低、能耗大等问题。为了进一步提高系统性能,采用HYSYS软件对5×10~4 m~3/d处理量的高压引射液化工艺进行模拟与分析,探究主要工艺参数对系统性能的影响。研究结果表明:①引射器高压入口压力(引射压力)、出口压力以及净化气中不凝气体组分含量对系统功耗、出液率会产生显著的影响;②引射压力增高,预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大,系统总功耗呈现先增大后减小趋势,存在着最佳引射压力,在出口压力介于0.5～1.8MPa的范围内,所模拟引射压力系列中20MPa时系统总功耗最小;③引射器出口压力增高,循环气压缩机、系统总功耗呈现非线性降低趋势,降低速率逐渐减小,而预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大;④净化气中不凝气组分含量增加,系统出液产量、冷箱出液率将显著下降,单位产量能耗逐渐增大,因而该工艺并不适宜处理高含不凝气体组分的净化气。结论认为,该研究成果可以为小型高压引射天然气液化装置工艺设计与优化提供参考。     

天然气液化过程中芳烃固体析出条件的计算

天然气体系中的芳烃、重烃组分在低温下析出,堵塞设备、阀门,给天然气液化的生产过程带来安全隐患。因此,预测天然气在低温下芳烃、重烃组分析出的条件,对于天然气液化生产工艺中低温预处理脱除芳烃、重烃时合理的温度和压力选择具有重要的指导意义。苯和甲苯是天然气体系中重要的芳烃组分。本文以某天然气体系为计算示例,根据相平衡理论和相态计算,建立天然气低温相平衡热力学模型,通过计算苯和甲苯分别在一定压力、不同温度下体系气液平衡逸度和纯固体逸度数值,得到一系列不同压力下固态苯和固态甲苯析出温度的计算结果。本计算方法可以有效预测出天然气体系中固态苯和固态甲苯的析出条件。     

新型小型天然气液化流程

针对目前零散天然气源回收难、调压站压力能浪费的现状,以及传统天然气液化流程存在系统复杂、混合制冷剂配比困难、能耗大等缺点,基于超声速旋流分离器良好制冷效果这一特点,开展Laval喷管(超声速旋流分离器核心部件)制冷特性和液化分析,提出了一种利用超声速旋流分离器作为核心制冷设备的新型小型天然气液化流程。研究结果表明,Laval喷管具有较节流阀、膨胀机等更好的膨胀制冷效果,且结构简单;天然气在Laval喷管中的液化率整体高于节流阀中。当入口压力为5MPa、温度为300K,利用所提出的液化流程回收压力能时其天然气液化率可达到0.1321。     

天然气中水分脱除工艺优化

本文针对天然气中含有的水分脱出工艺进行研究,提出分子筛脱水净化工艺技术的改进方法和方案,以提高天然气的处理量和降低能耗。     

小型天然气N_2-CH_4膨胀制冷液化工艺优化研究

设计了一种小型天然气N2-CH4膨胀制冷液化工艺,并考察了N2-CH4制冷剂组成、原料气处理量与膨胀机出口压力对压缩机功耗的影响,以及天然气节流前温度对液化率的影响。研究结果表明,N2-CH4制冷剂中N2含量的增大导致压缩机功耗逐渐增加;天然气节流前温度的降低有利于提高天然气液化率,同时也增大了压缩机功耗。随着膨胀机出口压力的减小,膨胀机出口温度逐渐降低,压缩机功耗先减小再增大。优化后的N2-CH4膨胀制冷液化工艺为N2-CH4制冷剂中N2的物质的量分数为40%,天然气节流温度为-155℃,膨胀机出口压力为700 kPa,天然气液化率达到93.82%。     

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。     

一种新型混合制冷液化技术及其应用

为适应我国中小型天然气液化装置的发展现状,绿能公司研发了一种新型的天然气混合制冷液化技术。介绍了该技术的流程特点及在陕西定边一期92万Nm3/d LNG工厂应用情况,从工艺、设备、能耗、液化率、管理上分析,证明采用这种液化技术可靠性高、可操作性强、开停机过程容易,经济适用,有明显的优势,非常适用国内LNG发展需要,适合国情。     

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%）。     

天然气直接转化为液态烃类的反应过程

从热力学、反应机理、助剂作用等方面分析了甲烷直接无氧化生成液态烃的反应过程。指出在甲烷中加入大分子烃类或醇助剂,可以较大幅度降低甲烷活化反应温度。通过进一步优化催化剂的结构和性质,可以提高甲烷转化率和苯选择性。     

Cryogenic plant for natural gas liquefaction

It is essential to develop an efficient, compact, and safe plant for recondensation of natural gas vapors formed during shipping of liquefied natural gas (LNG) by large methane tankers. A test bench that simulates the operation of a full-scale cryogenic plant for production of up to 2884 kg/h LNG has been built for comprehensive studies. The refrigeration required for this purpose is generated in a nitrogen compression-expansion cycle where nitrogen flow rate may be as high as 56610 kg/h. A single-shaft nitrogen expander-compressor and a methane compressor of radial types with a high efficiency have been developed as components of the test bench and experimentally tested. Tests of the equipment and of the cryogenic plant itself, which is usable also as a natural gas liquefier, confirmed their high efficiency. __________ Translated from Khimicheskoe i Neftegazovoe Mashinostroenie, No. 4, pp. 34–39, April, 2007.