高速膨胀天然气凝结流动特性

结合气、液相流动控制方程组、内部一致经典成核理论、Gyarmathy液滴生长模型、液滴表面张力模型、k ω湍流模型及NIST真实气体模型,对自行设计的Laval喷管内天然气自发凝结流动过程进行数值模拟研究。结果表明,在Laval喷管扩张段内,随着过冷度的增大,将发生甲烷气体凝结成核及生长现象。对于固定出口马赫数的喷管,更低入口温度或更高入口压力将使凝结发生在更靠近喉部处,且液滴成核率最大值及气体湿度均更大;比热比值将随入口温度的降低或入口压力的升高而增大,导致压降及温降增大,较低的入口温度或较高入口压力将使出口温度或出口压力低于三相点,可能导致气体无法液化。随着压比的增大,喷管内产生了激波,且逐渐向入口方向移动;激波产生后液化环境随即被破坏,湿度立即变为0。喷管出口马赫数增大对液滴成核率影响较小,能促进液滴生长过程,但过大马赫数可能导致气体无法液化。喷管出口处气体未达到热力学平衡状态时,可在直管段内继续凝结,同时压缩波和摩擦效应将使得液滴气化。各入口条件下,甲烷气体在喷管出口处湿度均低于0.1,液化效率较低。     

天然气中硫化氢超声速凝结特性

基于欧拉-欧拉双流体模型,结合凝结相变理论建立气体自发凝结数值模型,对所设计Laval喷管内硫化氢气体的自发凝结特性进行模拟研究,分析入口压力、温度及背压对凝结过程的影响。结果表明：气体高速膨胀产生的低温效应使天然气中硫化氢气体发生自发成核及液滴生长现象,气相中硫化氢含量随之降低;增大入口压力或降低入口温度将使凝结发生位置前移,促使更多的硫化氢从气相中凝结出来,过低的入口压力或过高的入口温度将使硫化氢气体无法在喷管内完成自发成核过程。随着背压的升高,激波在喷管内产生并逐渐前移,激波的产生会破坏凝结所需冷凝环境,造成凝结液滴的再蒸发,应合理选择背压以避免激波对硫化氢气体凝结过程的影响。     

超声速旋流分离器内天然气液化过程研究

目前关于超声速旋流分离器内天然气凝结液化过程的研究较少,为此,通过数值模拟计算对Laval喷管内气体凝结液化过程进行研究,并分析喷管结构对凝结液化的影响。研究结果表明,甲烷气体在喷管内发生了自发凝结现象,但凝结冲波现象并不明显,这与甲烷气体凝结过程液滴生长较慢且凝结潜热较小有关;随着喷管膨胀率的增大,气体过冷度增加越快,其能更早达到凝结液化条件(Wilson点);喷管内最大成核率、液滴数目及湿度(液化率)均随膨胀率的增大而增大,膨胀率从6 000 s-1增大到12 000 s-1,成核率最大值增加154.8%,液滴数目增加79.5%,喷管出口湿度增加51.7%,较大程度提高了液化率;对于扩张段长度固定的喷管,过大膨胀率将导致气体温度或压力低于三相点而无法液化;不同膨胀率及不同入口条件下液化率均较低,需进一步开展多级液化研究。     

三组分气体超声速凝结过程数值模拟与实验研究

结合液滴成核与生长模型,以及气、液流动控制方程建立了超声速凝结流动数学模型,对空气+水+乙醇三组分（双可凝）气体超声速流动条件下凝结特性进行了数值计算,研究了三组分气体超声速凝结特性影响因素,通过与空气+水双组分（单可凝）气体对比,分析了第二种可凝组分对凝结成核的影响,并开展了实验验证与对比分析。结果表明：随着三组分气体中乙醇含量的升高,Laval喷管内成核率、液滴数均增大,但成核区收窄,液滴生长区向前移动;在入口可凝气体为饱和状态下,升高入口温度与压力均能促进凝结的发生,使Wilson点向喉部移动,进而提高出口气体湿度;与双组分气体相比,三组分气体发生凝结的Wilson点更靠近喉部,出口湿度更大,说明三组分气体发生凝结时,两种可凝气体的凝结过程是相互促进的;Laval喷管沿程压力及Wilson点测试结果与数值计算结果吻合较好,说明所建立的数学模型具有较高的准确性。     

超声速喷管在天然气脱碳中的应用初探

提出将超声速旋流分离技术应用到天然气脱二氧化碳领域,并通过对Laval喷管内气体流动规律的研究,初步验证其可行性。采用BWRS真实气体状态方程确定喷管喉部尺寸,采用双三次曲线法和圆弧加直线法设计喷管型面,利用FLUENT软件数值模拟所设计喷管内气体的流动过程,并分析入口温度、入口压力以及入口气体组成对二氧化碳液化特性的影响。研究表明:随着气体在Laval喷管中高速膨胀,气流温度、压力降低,在喷管出口可达到二氧化碳气体的液化条件;降低入口温度、提高入口压力或增加气体中二氧化碳的含量均有利于气体的液化。     

Laval喷管内二氧化碳凝结过程研究

设计Laval喷管结构,结合内部一致经典成核理论和Gyarmathy液滴生长理论,建立超声速凝结相变欧拉双流体数学模型,对超声速流动条件下天然气中二氧化碳气体的凝结过程进行数值模拟研究,并分析入口二氧化碳摩尔分数对凝结过程的影响。结果表明,气体进入喷管后高速膨胀,温度降低,二氧化碳气体在喷管扩张段发生自发凝结现象,凝结核在短距离内急剧产生,液相质量分数持续增加,直至喷管出口;入口气体中二氧化碳摩尔分数从0.05增至0.14,凝结起始位置前移6.82mm,极限成核率和液滴数量减少,液滴生长速率加快,液滴粒径增加,喷管出口液相质量分数由0.1238增至0.1991;不同入口二氧化碳摩尔分数下喷管出口二氧化碳液化率均高于60%,出口气相中二氧化碳摩尔分数较入口大幅降低,入口二氧化碳摩尔分数小于0.10时,出口均可降低到0.03以下。     

Laval喷管内甲烷-乙烷混合气体低温液化特性

为明确Laval喷管内甲烷-乙烷低温液化特性,获得天然气超声速液化过程中的流动与凝结参数,建立了甲烷-乙烷混合气体超声速凝结流动数学模型,开展了双可凝组分气体凝结相变实验验证,对比分析了凝结流动与等熵流动条件下的流场特性,并重点研究了甲烷-乙烷混合气体低温液化特性,结果表明:凝结相变发生之后,甲烷-乙烷混合气体流动过程中产生了微弱的凝结激波,相比于等熵膨胀过程,Laval喷管出口压力、温度升高,马赫数降低;凝结核数量在很短距离内从0急剧上升至最大值0.879×10~(21)m~(-3)·s~(-1)(约x=0.139m处);Laval喷管可获得的最大液滴半径4.476×10~(-7)kg~(-1),最大液滴数目4.462×10~(14)m~(-3),最大液相质量分数6.089%。     

旋流对二氧化碳超声速凝结特性的影响

为了研究旋流对超声速喷管中CO₂凝结特性的影响,基于气-液两相流动控制方程、凝结模型和CO₂表面张力模型,建立了CO₂-CH₄二元混合气体旋流凝结流动的数学模型,模拟了CO₂在超声速喷管中的旋流凝结过程。数值结果表明：在旋流流动过程中,CO₂凝结成核过程中释放大量潜热传递给周围介质,使过冷度迅速下降,气体重新达到平衡状态,此时气体过冷度依然大于0,为液滴的生长创造了良好的环境。强旋流和壁面边界层的存在导致凝结参数沿喷管径向分布不均匀,并且增加旋流强度会增大液滴碰撞几率和喷管液化效率,但旋流强度增大同样会限制气体膨胀特性和喷管过流能力。     

超声速喷管内CO2气体凝结特性研究

基于欧拉———欧拉双流体模型,建立气相及液相流动控制方程组,结合凝结成核与液滴生长理论,对喷管内CO_2气体的凝结特性进行了数值模拟研究。结果表明,采用的数学模型和数值计算方法可较准确地反映喷管内气体的凝结流动过程。CO_2气体凝结潜热较小,凝结冲波现象不明显;气体进入喷管特别是在经过喉部之后,在马赫数增大的同时,压力和温度降低,过冷度增加,最大可至30K左右,并于凝结发生后快速下降至约5K;CO_2气体成核过程在时间和空间上表现出急剧性。凝结起始位置距喉部约2.21mm,成核率由0激增至2.04×10~(21)m~(-3)·s~(-1),液滴数目达到10~(15)的数量级;凝结核心形成后,气体分子在一定的过冷度下在液滴表面团聚、液化,液滴半径和湿度迅速增加。成核过程结束后,已有凝结核心仍能不断生长,至喷管出口处液滴半径增至1.46×10~(-7 )m,湿度可达0.093 5。     

天然气跨音速流动过程的数值模拟

在节流装置喷管段,借助收敛一扩张喷管,将流体速度提高到音速,随之增大管径,继续使流体加速,达到跨音速流动状态,来进一步降低下游温度,使天然气中的饱和水凝结析出;在旋流段,使流体流经跨音速翼,诱导产生高速旋转运动,将游离水滴甩出,附着在管内壁上;在回压段,使流体的压力,温度回升,减小压力损失;此时流体流速达到超音速状态,再绕三角翼产生旋流,液体在管壁流动,气体在管道中央旋流,实现了气水分离。     

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%。     

提高喷管内天然气液化效率的方法

结合气、液相流动控制方程组,利用数值模拟计算,研究了利用非均质凝结及两级超声速旋流分离装置以提高天然气液化效率的可行性。结果表明,非均质凝结过程中,外界核心的存在能够有效降低气体凝结过程中的自由能障,促进液滴的凝结及生长;随着外界核心浓度的增大或外界核心半径的减小,喷管内自发凝结过程逐步被抑制,非均质凝结逐步占据主要地位;外界核心浓度的增大有利于凝结过程的发生,同时外界核心半径不能过大,外界核心半径大于1×10-7m时,不发生非均质凝结。外界核心浓度为1×1017/kg、外界核心半径为1×10-9m时,出口湿度较自发凝结过程湿度增加8217%,提高了喷管内天然气液化效率。结合流量函数方法,设计了第1级超声速旋流分离装置的扩压段,在此基础上设计了两级液化过程,其综合湿度为0107,较第1级单独使用时提高15513%,较第2级单独使用时提高3198%。两级液化装置较单级液化装置有更好的天然气液化效果。     

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。     

煤基天然气C_3/MRC液化工艺优化研究

针对煤基天然气(SNG)设计了一种C3/MRC液化工艺,考察了丙烷制冷循环和混合冷剂制冷循环中各冷箱温度分布对液化功耗的影响,煤基天然气节流压力对液化率的影响,对比了不同组成原料气的液化比功耗。研究结果表明:C3/MRC液化工艺适用于煤基天然气,且冷箱热流体出口温度分布对液化功耗影响较大;BOG气体中H2含量随节流后压力增高而增大;液化煤基天然气的单位功耗高于气田天然气。优化后煤基天然气的液化率达到94.95%,比功耗为0.34 k W·h/kg LNG。     

跨音速气水分离喷管的结构设计与流动特性

对目前的喷管设计进行完善,利用收敛-扩张喷管将气流速度增大并突破音速,实现跨音速流动。克服了常规节流装置只能局限于临界流的状态,使下游压力和温度的降低不再受临界流的限制。天然气在跨音速流动条件下,温度的降低足以将其中的饱和水凝结析出,实现下游的气水分离;压力的降低可以防止水合物的形成,并实现低压输送,有利于气井安全生产。在研究天然气流动特性时,考虑了实际气体效应,按变比热比分析天然气在喷管中的流动,与理想气流速度计算结果相差22.3%,使流动更接近实际。     

天然气饱和水高速流动凝结模型

在收敛一扩张喷管内,将含饱和水的天然气加速到很高的流速会引起温度下降,可使天然气中的饱和水发生凝结.结合液滴成核、生长理论,导出了天然气饱和水高速流动凝结模型,并进行离散求解,提出了一套完整的数理控制方程和解法;同时将计算结果与实验数据进行对比,验证了研究方法的可行性与所提模型的正确性.在此基础上通过实例分析,获得了天然气在喷管扩张段内凝结流动规律,以及凝结对流动的压力、速度、温度等参数的影响,并得到了饱和水凝结时的液滴直径为1 mm左右.     

液化石油气装置中湿H_2S环境的腐蚀机理及选材

介绍了湿H2S环境的概念和碳钢与合金钢在湿H2S环境中的腐蚀破坏类型、腐蚀机理及其影响因素,提出了硫化物应力开裂和氢致开裂两种腐蚀机理的相互关系,并结合在实际工作中的工程经验,讨论了液化石油气生产装置中醇胺类-H2O-CO2-H2S体系中抗湿H2S腐蚀材料的选择和控制。     

油藏生物气研究进展

油藏微生物可以产气,这些气体能够增大油藏压力、降低原油黏度,是微生物采油非常重要的因素。研究发现,CO2贯穿于整个油藏微生物的代谢,CH4是石油烃的最终代谢产物,这些气体都能够促进微生物采油;硫酸盐还原菌代谢会产生H2S腐蚀性气体,是微生物采油中必须避免的气体。然而细菌代谢产气是一个非常复杂的生物化学过程,通过调研CO2、CH4和H2S气体,了解油藏微生物的产气特性,可以促进有益气体的产生,抑制有害气体H2S的产生,使生物气更好地服务于采油率。     

炼油装置蒸汽疏水阀技术现状及选型

介绍了炼油装置蒸汽疏水阀的技术现状和分类以及各自的工作原理和优缺点.分析了蒸汽疏水阀的主要管道设计参数和安装要点:蒸汽管道用连续输水的疏水阀入口压力可取供气压力的0.95～1.0倍;蒸汽加热设备用连续输水的疏水阀入口压力可比供气压力低0.05～0.10 MPa;疏水阀出口压力由系统压力决定,不同型式的疏水阀其最高允许背压相差甚多,圆盘式疏水阀允许背压为50％～ 80％,而浮球式疏水阀允许背压为90％;应确保疏水阀设计排水量大于计算最大凝结水量,并考虑疏水阀的安全因素和使用因素确定合适的选择倍率.以工程实例的形式列举了炼油装置中蒸汽疏水阀各参数的计算和选型.     

利用系统压差膨胀液化天然气流程模拟

高压输气管线和沿线城市配气管网之间压差较大,可利用该压差建立小型膨胀制冷液化天然气装置供城市燃气调峰或供LNG加气站使用。利用ASPEN HYSYS软件模拟分析了影响该流程及液化率的主要因素,得出:压缩机位置的选择取决于原料气压力的大小;随着液化天然气储存压力的增加液化率增大;原料气中CH4等轻组分含量减小、C3+等重组分含量增大时天然气液化率增大;当原料气压力较小(<3.5 MPa)时随着原料气压力的增大液化率显著增大,当原料气压力较大(>3.5 MPa)时随着进料压力增大天然气液化率增大不明显;随着原料气温度升高天然气液化率降低;最小分流比下液化率达到最大,且随着液化部分天然气的增大液化率近似线性减小。最后根据研究分析结论优化了工艺方案。