LNG超级开架式海水气化器传热特性模拟优化

针对国内某大型LNG接收站气化单元中的超级开架式海水气化器(SuperORV),采用ANASY软件建立了贴合实际的SuperORV模型,对不同LNG入口压力及入口流速下的设备传热特性进行了模拟分析,并通过对比现场试验给出了设备操作的优化建议。研究表明:LNG及超临界NG的热物性变化对气化传热具有重要影响,SuperORV传热管内十字扰流杆可以增加流体湍动性从而强化传热;实际运行中,控制LNG入口压力接近临界压力,适当提高LNG入口流速增强流体扰动,可以提升设备换热效果。     

基于犉犔犝犈犖犜的3种翅片管强化传热效果模拟比较

应用FLUENT软件对纵向翅片管、圆形翅片管和椭圆形翅片管的传热性能进行模拟分析,得到流场中温度和压力的分布,并分别将纵向翅片管和椭圆形翅片管的传热性能与圆形翅片管进行比较。分析表明,纵向翅片管的传热效果最差,椭圆翅片管与圆形翅片管的传热效果相当,但椭圆形翅片管对流体造成的压降略小,综合传热效果最为理想。     

基于FLUENT的3种翅片管强化传热效果模拟比较

应用FLUENT软件对纵向翅片管、圆形翅片管和椭圆形翅片管的传热性能进行模拟分析,得到流场中温度和压力的分布,并分别将纵向翅片管和椭圆形翅片管的传热性能与圆形翅片管进行比较。分析表明,纵向翅片管的传热效果最差,椭圆翅片管与圆形翅片管的传热效果相当,但椭圆形翅片管对流体造成的压降略小,综合传热效果最为理想。     

LNG空温式气化器换热机理及结霜工况下的换热计算

ILNG空温式气化器在运行时时常伴有结霜现象,霜层恶化了传热,影响了气化器的性能。探寻霜层在翅片管表面随时间变化的规律及对气化器换热产生的影响,对LNG空温式气化器的设计和安全稳定运行具有重要意义。为此,建立了霜层内部能量和质量守恒方程,并引入霜层物性参数经验公式,得到了封闭的方程组,进而计算出了冷表面结霜后的霜层热阻随时间的变化规律。然后再考虑霜层热阻的影响,计算LNG空温式气化器内外传热传质的相互耦合规律随时间变化的动态过程,模拟结霜工况下LNG空温式气化器的运行情况,获得了不同时刻翅片管内外物性参数沿管长的分布规律。结果表明:①霜层在翅片管表面的覆盖面积可以达到80%,霜层对LNG空温式气化器换热的影响不可忽略;②除了局部由于霜层的肋片作用使换热增强,绝大多数情况下霜层会使翅片管的换热效率大幅降低,最大可降低85%,结霜后的总传热系数为80~220 W/(m~2·K);③结霜后,如果环境适宜,气化器会在很短的时间内达到另一个稳态稳定运行。     

乙二醇载冷的液化天然气冷能回收换热器传热特性数值模拟

为高效回收液化天然气(LNG)气化过程的冷能,以乙二醇作为载冷剂,建立换热器壳管侧传导换热模型,利用Comsol Multiphysics模拟分析了进口LNG流速、乙二醇质量分数和温度及直径等关键参数对换热器传热特性的影响。结果表明:当LNG流速从0.5 m/s增长到1.5 m/s时,传热系数、热效率、壳侧压降分别增加了7.28%、75.15%、144.83%;进口乙二醇质量分数的增加,使传热系数和热效率下降、压降升高;乙二醇进口温度的增加,使传热系数、热效率以及压降均下降;乙二醇进口直径的增加,使传热系数、热效率、压降均升高。     

套管对空温式气化器传热的影响

在空温式气化器翅片管内加装套管,将翅片管与套管作为整体建立传热计算模型,采用计算流体力学(CFD)数值模拟空温式气化器的传热过程,获得不同内径( φ6、φ8、φ10 mm)套管气化器流速、温度、气含率、传热系数的分布规律。搭建套管结构空温式气化器实验平台,通过实验验证数值模拟结果的可靠性。结果表明：模拟的气化器出口温度和实验结果误差为4.75%~6.46%,翅片表面的温度误差在7%以内,验证了数值模拟所采用假设的准确性;套管对传热管内流体的流动特性具有扰动作用,并提高了其换热能力;3种规格套管中  φ6 mm套管翅片表面温度最高,其气含率比无套管结构提高4%,强化传热效果最优。     

超级开架式气化器传热管换热过程的数值模拟分析

超级开架式气化器（SuperORV）是一种以海水为热源的新型气化器,它采用双层结构的传热管,可有效改善传统开架式气化器管束外结冰的状况并提高换热效率,而目前国内对该装置传热性能的研究还较少。为此,对SuperORV关键传热单元--传热管的换热过程进行了模拟研究,建立了SuperORV传热管整体换热过程的传热计算模型。该模型利用两组离散化方程组分别描述了SuperORV传热管气化段和加热段的传热过程,在给定的尺寸和边界条件下对传热管的整体换热性能进行了数值模拟,得到了传热管各个局部的表面换热系数和温度分布曲线,进而推导出了传热管总换热系数和热流密度的分布曲线。海水和外翅片管上的温度分布曲线可用于预测传热管外表面易结冰的位置,传热管总换热系数和热流密度的分布曲线则可为传热管的整体换热性能描述提供帮助。该模型及相关模拟分析可望为该类气化器的设计、选型和运行管理提供参考。     

LNG浸没燃烧式气化器的传热特性及运行优化

目前国内LNG接收站的大部分浸没燃烧式气化器(SCV)都依赖于进口,其核心技术尚未完全自主掌握,并且SCV传热机理复杂、受操作环境影响大,难以通过现场经验实现深层次的运行优化。为了满足近年来各LNG接收站扩容增产对气化系统设备运行降本增效所提出的需求,对国内某大型LNG接收站气化系统中SCV的传热特性及优化运行进行了研究,采用ANSYS软件建立了贴合实际的SCV模型,研究了不同LNG入口压力、LNG入口速度及水浴温度对SCV传热特性的影响,通过现场试验反馈提出了可行性较高的指导建议。研究结果表明:(1) LNG及超临界NG的热物性变化对气化传热具有重要的影响;(2) LNG入口压力越接近临界压力,SCV传热能力越强,建议SCV入口压力控制在7.2～8.0 MPa;(3) LNG入口速度增大会削弱流体的传热边界层,从而强化传热,建议根据实时外输量要求限制开启最少的SCV台数,增加单台SCV的LNG入口流量,同时限定单台SCV处理流量介于50～180t/h;(4)水浴温度过高,对SCV的整体传热是不利的,建议限定单台SCV水浴温度控制在15～25℃。     

LNG接收站在海水低温条件下的ORV节能运行技术

为了保证海水温度不影响LNG接收站开架式气化器(ORV)气化的LNG额定流量,ORV设计文件要求当海水温度低于5.5℃时,不得运行ORV,需改用浸没燃烧式气化器(SCV);但由于SCV运行成本远远高于ORV,因此,如何在海水温度低于5.5℃时仍然能运行ORV便成了研究的重点。在海水低温条件下运行ORV的关键是确定ORV最小海水流量和最大LNG流量。因此,首先以ORV性能曲线为基础,确定其机械限定LNG流量和特定条件下ORV入口海水温度在2.5~5.5℃范围内的固有性能曲线,然后通过实验获得特定条件下入口海水温度在1.0~2.5℃范围内的试验性能曲线,进而分段建立特定条件下入口海水温度、LNG入口压力、最大LNG流量与最小海水流量间的计算模型,并由1st Opt软件采用多元非线性拟合确定模型系数,最后由能量守恒定律求解实际运行中的ORV最小海水流量和最大LNG流量,同时设计出了计算软件。实际运行结果表明该软件计算的最大相对误差仅为0.94%。在中国石油大连液化天然气有限公司LNG接收站的实际应用效果表明:在2012—2013年间,海水低温下ORV节能运行技术为该LNG接收站节约气化成本5 982万元。     

大管径高翅扩面管传热特性的试验研究

介绍了5种翅片管管束传热和流动阻力的试验。文中所提供的传热系数及管排系数等传热计算公式可为石油化工装置翅片管对流受热面的设计提供参考。     

确定公用工程夹点温差的新方法

根据损失与温位之间的关系,以损失相等为准则,提出了公用工程夹点温差的确定方法,并得出了计算公用工程夹点温差的公式。分别用单一公用工程夹点温差法和多公用工程夹点温差法对某乙烯装置换热网络公用工程进行了优化。结果表明,采用多公用工程夹点温差法比采用单一公用工程夹点温差法能获得节能效果更优的公用工程换热网络方案,两者的总损失之差为26122.7 kW。     

二氧化碳气田气制液体二氧化碳的原料气预处理技术的改进

通过调整工艺流程,利用换热器对工艺流程内部不同工艺介质进行热量交换,即利用温度高的氨气对原料气进行加热,同时低温的原料气又对氨气进行降温,最大限度的利用了系统内部的能量转换和平衡,实现了节约能源,降低生产成本的目的。     

MVR系统非稳态热力学模拟

建立了机械蒸汽再压缩系统的热力学模型,并对换热器无相变瞬态传热分析的模型进行了简化。在此基础上,以加热后的料液显热作为启动热源,以稳态计算数据为基础,利用迭代法对系统非稳态运行过程进行了模拟。结果表明:在闪蒸阶段,系统内蒸汽流量增长较快,当换热量达到蒸发器换热的最大值时,蒸汽流量出现明显拐点,并呈下降趋势直至稳态;系统约在2 500s后达到稳态运行。压缩机最大功率及最大进气量均出现在非稳态运行过程中,与稳态值相比,分别高出41.89%和32.56%。     

蒸汽发生器换热管壁温的计算

利用两种方法计算了蒸汽发生器换热管的管壁温度,得到了蒸汽发生器换热管壁温沿轴向和径向的分布规律。管壁温度接近导热系数较大-侧介质的温度,且内外壁温差较小。沿换热管轴向的管壁温度分布基本一致,沿壁厚方向的壁温由高温侧到低温侧介质呈直线分布。     

延迟焦化进料预热过程热力学分析与改进

以国内某延迟焦化装置作为研究对象,运用流程模拟软件PRO/Ⅱ对进料预热过程进行模拟分析。采用夹点分析策略,充分考虑焦化换热网络的特征,确定将工艺物流热量发生蒸汽和不发生蒸汽工况下进料的理论换热终温作为进料预热流程调整的目标温度。应用物流灵敏度分析的计算方法,定量构建原料预热过程的能级-热量（ε-Q）图,通过过程火用损计算,发现预热过程的用能“瓶颈”在于混合和大温差换热火用损。按照“温度对口,梯级利用”的原则,对进料预热过程进行优化调整。实例研究表明,进料预热流程调整后,冷、热进料的混合火用损下降80%,进料预热过程单位温升的换热火用损下降24.1%,且换热终温提高43 ℃,减少了加热炉负荷约4.2 MW,节能效果明显。     

芳烃联合装置低温热回收技术研究

通过对现阶段芳烃装置低温余热的利用措施进行分析,指出芳烃装置低温热余热利用的技术难点,并以某炼油厂的芳烃装置为例,详细分析和计算该装置的低温热现状,并以C6、C7烃类为内取热介质,为该装置设计了内、外双低温热换热系统,充分回收芳烃装置的有效低温热41 MW/h,通过该设计,有望将芳烃装置的能耗降低10%～15%。该技术充分克服芳烃装置操作压力低的工艺难点,为芳烃装置的抽余液塔、抽出液塔、成品塔等的低温余热有效回收利用提供新途径、新工艺。     

超深井井筒温度数值模型与解析模型计算精度对比研究

准确预测钻井过程中的井筒温度是科学评价井筒中流体流动安全与压力控制的关键。为此,基于井筒–地层各区域能量守恒原理,建立了井筒–地层传热数值模型和井筒–地层传热解析模型,分别用全隐式有限差分法和解析法对数学模型进行了求解;并结合顺北油田某超深井井身结构与钻井参数,从传热机理上分析了2种模型的井筒温度计算精度及其影响因素。分析认为:钻进时,下部井段环空流体温度低于原始地温,而上部井段流体高于原始地温;解析模型应用简化的无因次时间函数表示从远处地层传至近井壁的拟稳态热交换方式,并用综合传热系数表征地层–环空、环空–钻柱内总的热交换量,减少了井筒与地层间的热交换量,导致其计算出的环空和钻柱内流体温度低于数值模型。研究结果表明,数值模型计算结果与实测值吻合程度高,数值模型和解析模型的计算误差分别为1.46%和6.94%,两者计算结果差值为13.15 ℃。研究结果为深入认识钻进中井筒-地层传热机理和准确评价温度场提供了理论依据。      

井筒中蒸汽-氮气混合物流动与换热规律

针对注蒸汽开采稠油过程中出现的蒸汽超覆、窜流及热损失等问题,进行了氮气辅助蒸汽注入技术研究,建立了蒸汽-氮气混合物在井筒中流动和换热的数学模型。利用该模型研究了混合物在井筒中的流动与换热规律,分析了井口氮气注入流量和井口蒸汽干度对蒸汽-氮气混合物在井筒中的流动压力、温度、干度的影响。结果表明,随着混合物的注入,混合物压力及蒸汽分压不断增加,混合物温度不断升高,气体干度和蒸汽干度不断下降,向地层的散热由靠水蒸气凝结释放汽化潜热提供。井口注入氮气流量增大,有利于提高井底的蒸汽和气相干度,减小井筒热损失。现场应用表明,注入蒸汽-氮气混合物能提高热能利用率,增大油气比。     

考虑不同温差贡献值时的热集成

介绍了温差贡献值法的基本原理,分析了系统传热温差的改变对系统总传热面积的影响,结果表明,法系统的传热温差增大或减小时,换热面积的减小或增加主要集中在夹点两侧的换热器上。此外,分别用单一夹点温差法和温差贡献值法对某常减压－加联合装置进行了优化计算,结果表明,采用温差贡献值法比采用单一夹点温差法能获得更优的改造方案。