油气集输系统(火用)分析

以油气集输系统为研究对象,对其建立(火用)平衡模型,进行(火用)平衡分析,对集输系统用能进行评价,找出了用能的薄弱环节,并提出相应的节能措施,为集输系统的节能改造提供科学的理论依据。     

原油集输工艺流程的(火用)分析评价

不同原油集输工艺流程的能耗有很大差异.本文采用(火用)分析方法对掺热油和掺热水两种集输流程进行了评价,得出的结论是掺热油流程优于掺热水流程,对集输站子系统来说,结论则相反.     

原油集输工艺流程的(火用)分析评价

不同原油集输工艺流程的能耗有很大差异.本文采用(火用)分析方法对掺热油和掺热水两种集输流程进行了评价,得出的结论是掺热油流程优于掺热水流程,对集输站子系统来说,结论则相反.     

(火用)效率--分析和评价炼油厂加热炉优劣的主要指标

过去常常用热效率的高低来衡量加热炉用能的好坏,然而,热效率这个传统概念带有很大的片面性,热效率并不是衡量和评价过程进行好坏的一种合理尺度.衡量能量质量高低的物理量应是,只有(火用)效率才能作为分析和评价炼油厂加热炉优劣的主要指标,把(火用)效率作为目标函数,以获得加热炉的优化条件,给出相应的解决措施.     

油田加热炉的“两箱”(火用)分析模型

加热炉在油田生产中应用得极为广泛,由于涉及到燃烧、传热、热交换、物质排放等多种不可逆过程,对其进行热力学(火用)分析,辨识用(火用)薄弱环节,具有一定的实际意义.运用“三箱”法建立了加热炉的“黑箱-白箱”分析模型,在推导(火用)平衡方程的基础上,给出了(火用)分析的评价准则和分析准则.对某原油外输加热炉进行“两箱”(火用)分析的应用研究发现,单项(火用)损最大的环节是燃烧产物与被加热原油之间的换热过程,可据此提出有效提高加热炉能质利用水平、减少(火用)损失的节能技改措施.     

液化天然气冷能回收系统的设计与优化分析

液化天然气(LNG)在气化过程中释放的冷能通常未被有效利用。提出了制冷与发电相结合的LNG冷能回收系统,可以有效地回收LNG冷能。该系统的结构包括两级有机朗肯循环(ORC)、空调(AC)和直接膨胀循环(DEC)。利用HYSYS软件,对系统性能进行了模拟分析,采用遗传算法(GA)对系统中四元混合工质(甲烷、乙烷、丙烷和异丁烷)配比、蒸发压力、冷凝压力和一级膨胀压力进行了优化,随后对优化方案进行了经济性评价。结果表明,两级ORC最佳的四元混合工质配比(质量分数)前级为28.9%、57.3%、5.5%和8.3%,后级为0.4%、20.3%、56.4%和22.9%。优化方案中,系统的净输出功率可达218.28 kW,LNG冷能利用率、热效率和(火用)效率分别为54.69%、20.89%和41.18%。系统具有良好的经济可行性,经济收益可达160.30×10⁴ CNY,设备的总投资成本为1215.91×10⁴ CNY,平均能源成本为0.63 CNY/(kW·h),预计7.59 a内可收回投资成本。     

常压蒸馏装量的(火用)分析

针对某常压蒸馏装置,利用实测数据,进行了能量平衡、(火用)平衡分析,阐明了(火用)分析过程中的主要注意事项,根据分析结果,从能量充分利用角度指明了装置的节能技术改造措施.     

基于LNG气化分段模型的低温动力循环火用分析

构建LNG低温朗肯循环发电系统是冷能利用的主要方式之一。为了提高LNG冷能回收效率,根据LNG气化特性,笔者提出了冷能的分段利用模型,并采用火用分析的方法对低温朗肯循环各环节的火用损失进行了分析,得出如下结论：①LNG气化曲线存在较为明显的分段规律,为建立高效的冷能发电循环提供了基础;②LNG低温朗肯循环发电系统的火用损失主要集中在换热设备当中,因而系统的优化重点应放在对于换热设备尤其是冷凝器的优化上,减少平均换热温差能有效降低换热器的传热不可逆损失;③对LNG按不同温度段进行回收利用,构建梯级循环发电系统,能有效减小循环冷火用损失,提高LNG冷能回收效率。根据LNG气化特性构建的梯级循环流程较单极循环流程而言,总的冷火用损失显著减少,冷火用利用效率提高了16.2%。     

天然气加工处理过程中的(火用)分析

测算了:(1)热分离机和透平膨胀机法NGL回收装置的(火用)平衡.结果指出除了等熵效率略有差异外,两者主要差别在于功(透平膨胀机)和热(热分离机)的回收方面.由于实况偏离设计条件,导致热分离机装置(火用)效率远低于透平膨胀法,显然,热机不是唯一的影响因素;(2)天然气处理与克劳斯法硫回收过程的(火用)平衡,并指出气体处理过程中用能的不合理环节——净化含硫尾气的化学溶剂法过程.     

LNG轻烃回收工艺的设计与分析

利用液化天然气（LNG）气化时释放的冷能，结合文献报道的3种LNG轻烃回收工艺，提出了一种新工艺。使用HYSYS模拟软件，热力学方法选用P-R状态方程，对新工艺进行了敏感性分析，确定了最优闪蒸塔入口温度为-105℃、脱甲烷塔塔顶压力为2800 kPa、脱乙烷塔塔顶压力为2000 kPa。通过对比，发现新工艺在甲烷产量、乙烷回收率和设备(火用)分析等方面具有一定优势。     

LNG冷能用于橡胶粉碎的流程优化研究

基于冷能梯级利用原则,利用Aspen HYSYS模拟分析了现有LNG冷能用于橡胶粉碎的流程,并进行热力学分析,找出了系统中的火用损失最大的设备。根据火用分析结果,得到改进流程,分析两流程之间的差异。结果表明:低温换热器火用损失占比最大,在两流程中分别占比49%、30%,改进流程火用效率从73.64%提升至77.94%,LNG流量每小时减少30.77%,约节能670kW;冷能利用系统火用效率随LNG进口温度降低而升高,梯级利用才能发挥出LNG所含冷能的最大价值。     

LNG卫星站冷能与低温太阳能联合发电循环

针对无工业余热可利用的LNG卫星站,提出LNG冷能和太阳能联合发电循环,该联合发电循环可分为LNG冷能发电系统和太阳能热水系统.对LNG冷能发电系统中的设备进行了火用分析:换热器内的火用损失占流程总火用损的69.23％,泵和膨胀机中存在的火用损失约占总火用损的30.77％;研究了太阳能热水温度、LNG压力、各级膨胀压力...     

基于火用分析的天然气净化工艺优化

为了降低天然气净化系统的综合能耗,提高净化效果,以延长某气田气质条件为研究基础,在保证净化气满足LNG加工要求的同时,以原处理数据为优化对象,开展了天然气净化工艺优化研究。本研究基于Aspen Plus的流程模拟进行了技术性和经济性的综合对比,利用单因素灵敏度分析法确定了再生塔的液相回流比、塔板数等工艺参数,利用用能系统节能分析方法对换热过程进行分析,对现有净化系统提出了工艺改造优化方案。优化结果表明,优化后的系统净化效果更好,综合能耗有效降低,■效率提升了9%。     

基于改良?分析方法的LNG冷能空分工艺优化

针对传统分析方法只能找到有效能损失的关键设备而无法找到其损失的主要源由的不足,提出了改良的?分析方法。为了提高LNG冷能用于空气分离工艺的效能,基于大连LNG接收站的基础数据,利用HYSYS软件对提出的LNG冷能空分工艺进行模拟,对传统?和改良?进行分析计算,研究了主要设备各类?损的分布情况,找到了引起各设备有效能损失的主要原因,并基于改良?分析结果进行工艺优化。研究结果表明:(1)?损失可划分为可避免内源性损失、可避免外源性损失、不可避免内源性损失和不可避免外源性损失4个部分;(2)各个压缩机的?损分布情况较类似,可避免的内源性?损均占较大比例;(3)不同换热设备的?损区别较大,LNG-104、E-100、E-101主要为可避免外源性?损,其他换热设备主要为不可避免内源性?损;(4)水冷器E-100和E-101的可避免外源性?损占比很大;(5)针对改良的?分析结果提出了更换压缩机、增加冷流、增加预冷设备等为优化方向的两种优化方案,优化方案的单位液态产品能耗和有效能利用率较原方案均有所改善,对比分析后优选了优化方案二——方案二的能耗约为0.394 9 kWh/kg(降低了6.6%)、有效能利用率约为0.40(提高了28.891%)。结论认为,优化结果验证了在LNG冷能空分工艺中采用改良?分析优化方法的可行性,为实际工程中空分工艺的优化开辟了一条新的技术思路。     

LNG轻烃分离流程的优化研究

能源、环境问题已经日益成为制约我国经济可持续发展的一个瓶颈,为了优化能源结构,我国开始大力从国外进口液化天然气(LNG)。LNG汽化时会释放出大量的冷量,充分高效地利用LNG的冷量,不仅有利于节约能源,创造巨大的经济效益,而且可以减少LNG汽化过程对周围环境造成的冷污染。     

LNG冷能用于O_2/H_2O富氧燃烧碳捕获系统的模拟研究

目前的天然气发电系统以富氧燃烧(O_2/CO_2循环燃烧)为主,其空分制氧以及碳捕获能耗过高,导致发电效率明显降低;较之于前者,O_2/H_2O燃烧系统作为新一代的Oxy-combustion燃烧方式系统,污染物排放量更低,但其燃烧过程仍需采用空分制氧,CO_2的压缩耗能依然较高。为此,构建了一套将LNG冷能用于O_2/H_2O富氧燃烧的碳捕获系统,并建立了该系统的数学模型以计算其热效率、效率,在此基础上开展与同样利用LNG冷能进行碳捕获的COOLCEP系统的对比分析。结果表明:(1)该系统采用高压燃烧方式,以水作为燃烧循环工质,同时对LNG采用梯级利用方式,降低了空分制氧和碳捕获系统的能耗,提高了系统的发电效率,同时以低成本完成了碳捕获;(2)该系统的热效率和效率随燃气轮机进口温度升高不断提高,在循环水量和燃烧压力分别为13.5 kmol/s和1.6 MPa、燃气轮机进口温度达到1 328.1℃时,热效率达到最大值,系统热效率、效率分别为57.9%和42.7%;(3)较之于COOLCEP系统,O_2/H_2O燃烧系统能耗明显降低,系统热效率、效率分别提高了6.3%、5.4%。     

基于吸收式热泵的锅炉烟气余热回收工艺系统性能研究

为提高锅炉烟气余热综合利用效率,降低锅炉热损失,基于溴化锂吸收式热泵原理,开发了锅炉烟气余热回收工艺系统;采用理论分析方法,分析了系统的性能及其动态特性。分析结果表明:具有良好的制热效率并能有效节省锅炉燃煤量,减少CO_2的排放;年节省标准煤量为5.13×10~5 kg,年减少CO_2排放量4.04×10~5 m~3;制热系数随蒸发温度增加略有减小,但变化趋势基本保持不变;热能转换率随循环水温差增大而逐渐升高;回收量标准煤与循环水温差紧密相关,受其他因素影响较小;热能转换率与减少CO_2排放量呈正线性关系。以上结论为锅炉余热回收系统分析计算提供了理论依据。     

油田伴生气凝液回收工艺改进研究

油田伴生气气质富、压力低,普遍采用直接换热工艺回收丙烷及丙烷以上重烃,存在系统冷量利用不合理、气质适应性差、系统能耗高等问题。以某油田油气处理厂装置为例,以提高装置整体经济效益为目标,提出了工艺改进方案。改进工艺采用两级分离方式,脱乙烷塔塔顶增设回流罐,降低重接触塔塔顶进料中丙烷含量,增强重接触塔的吸收作用,提高丙烷收率;应用夹点理论设计冷箱的换热网络,提高系统的冷热集成度和冷量利用率,冷箱改进后,脱乙烷塔塔底重沸器负荷降低189kW,降幅12.9%,丙烷制冷压缩机负荷减小142.8kW,冷量利用更加合理。工艺改进后装置丙烷收率和液化石油气产量得到了大幅提高,装置总体能耗变化不大,改进工艺每年可提高装置经济收益1 797万元,经济效益可观,建议在类似工况条件下推广应用。     

LNG冷能用于朗肯循环和CO2液化新工艺

针对CO_2排放过量的问题,提出了两种利用液化天然气冷能进行朗肯循环发电和液化CO_2的新工艺流程。流程1在常规朗肯循环的基础上增加了再热循环和回热循环;流程2在保证预冷和液化CO_2所需冷能不变的情况下,在流程1的基础上集成了氮气液化系统,目的是降低蒸发器内冷热物流的品位差,提高蒸发器的火用效率。分析了烟气温度、循环工质压力和流量对流程比功和火用效率的影响。模拟计算得到,流程1、流程2的火用效率分别可达到49.70%和49.80%,对应比功分别为237.70 kJ/kg LNG和235.20 kJ/kg LNG,CO_2的液化率为0.60 kg/kg LNG。结合具体实例进行计算,证明新流程具有良好的经济效益和环境效益。     

MEA溶液捕集CO2工艺优化及能耗分析

在对单乙醇胺(MEA)溶液捕集CO2解吸能耗分析的基础上,进一步探讨了液气比、MEA溶液浓度及MEA溶液吸收温度对CO2吸收效率和解吸能耗的影响。在模拟计算工况条件下,根据系统中能耗计算公式,可求得最佳液气比为5.6 L/m3。提高液气比有利于CO2的捕集,但当液气比大于5.6 L/m3时,CO2捕集系统中的单位能耗将增加;在吸收液浓度小于40%时,提高吸收剂溶液的质量浓度可以降低单位解吸能耗,但吸收剂质量浓度并不是越高越好,本工况条件下的适宜浓度范围为35%～40%;同时,MEA溶液在吸收-解吸过程中存在氧化和腐蚀问题。因此,CO2捕集系统工艺参数的优化是降低MEA溶液捕集CO2操作费用的关键。