直接换热凝液回收工艺高级火用分析

常规火用分析仅仅能对设备的火用损及火用效率进行定量分析,而不能揭示设备的火用损改进潜力。为了分析凝液回收过程中设备的用能情况,对直接换热流程进行了高级火用分析。利用高级火用分析方法评价各设备的火用损形式,以反映出各设备之间的相互作用,识别火用损的改进潜力。结果表明,大部分设备的可避免内源火用损占总火用损的比例较高,表明工艺改进应首先侧重于设备本身的性能改造,而不是工艺结构。减少过程火用损最有效的措施是提高压缩机效率,其次是改变冷箱的换热结构。灵敏度分析显示了各种参数对DHX塔、脱乙烷塔、脱丙丁烷塔4类火用损的影响,表明通过进一步改进凝液回收流程可减少设备的火用损。      

[火用]分析方法在炼油厂常减压蒸馏装置能耗评价中的应用

采用[火用]分析方法对炼油厂常减压蒸馏装置能耗进行评价,建立了常减压蒸馏装置及各设备的火用分析模型,定义了[火用]效率、[火用]损率等评价标准。基于测试数据对装置各设备火用损失进行了计算。结果表明,常减压加热炉的[火用]效率较低,分别为41．5％和44．1％,常压炉、减压炉、常压塔、减压塔、换热器等设备的火用损率较高。     

基于闪蒸循环的冷热电联供系统的热力学及[火用]分析

为对不同温度区间的低温余热及LNG冷能实现梯级利用并回收CO₂,提出了一种基于闪蒸循环的冷热电联供系统。对该系统设备及循环模块的热力性能、[火用]经济与[火用]环境进行了分析。结果表明,闪蒸循环中蒸发压力为4.5 MPa、蒸发温度为115℃、一级膨胀压力为800 kPa、分离器进口干度值为0.2时,该联供系统性能最佳,其净输出功、热效率、[火用]效率、LNG冷[火用]效率和CO₂捕集量分别为488.27 kW、61.290%、68.050%、69.530%和853.78 kW。此外,换热器与有机朗肯循环模块具有进一步降低成本与环境影响的潜力。     

炼油厂泵的[火用]分析及节能方法

本文简要介绍了能量分析方法、[火用]的概念及[火用]分析基本原理，并且运用[火用]分析方法对炼油厂的泵进行分析，提出改进措施。     

煤化工合成气低温分离工艺优化与分析

目的以新疆哈密某公司煤化工工艺过程为研究对象,解决煤化工合成气低温分离液化系统高能耗问题。 方法通过Aspen HYSYS软件模拟了单级混合制冷剂合成天然气分离液化流程,采用BOX算法,以系统最低能耗为目标函数,冷箱最小换热温差3 ℃为约束条件,优化了混合制冷剂组分配比及混合制冷剂循环一、二级压缩压力。 结果在保证LNG和制甲醇原料气产量不变的前提下,优化后冷箱冷热复合曲线更接近且平滑,换热效果更优,系统总能耗降低了16.59%,火用效率由37.96%提升至43.04%,显著提高了能源利用率。 结论BOX算法优化混合冷剂配比及压缩压力对降低合成气液化工艺能耗、提高系统火用效率有显著效果,对煤化工合成气低温分离液化工艺的研究具有借鉴意义。      

天然气城市门站调压过程的火用分析

长距离高压管输天然气送至终端用户前,需经城市门站调压,满足一定压力等级后方可进入城市燃气输配管网。传统的节流阀工艺存在着巨大的过程火用损,且需辅以电伴热才能维持正常运行。为了提高管网运行的经济性和能源的利用效率,对调压过程进行了能量分析,指出在完成相同调压任务的情况下,采用透平膨胀机流程较之节流阀流程,可显著减少过程火用损、提高系统火用效率,具有明显的技术优势;进而提出了天然气管网调压过程物理火用回收利用流程,将压力能（压力火用用于发电,将调压工艺冷能（温度火用）用于制冷循环,以实现按质用能、能尽其用。     

天然气脱轻烃装置制冷剂循环系统的多参数优化

为降低制冷装置区能耗及确保主冷箱最大传热温差低于25.00℃的综合控制目标,使用化工稳态流程模拟软件Aspen Hysys V 10版,对中国石油长庆油田（榆林）油气有限公司1.09万t/a天然气脱轻烃装置混合制冷剂制冷循环供冷（MRC）系统进行了建模,并构建了主冷箱冷热复合曲线,进行了多参数灵敏度分析优化。结果表明：该MRC系统关键控制参数的制冷剂分离器温度、主冷箱高压制冷剂流量最优值分别为1.75℃,64 960.00 m3/h,制冷剂压缩机入口、出口压力的最优值分别为270.00,2 940 kPa;在该最优工况下运行的主冷箱内最大传热温差为23.47℃,较优化前降低了2.37℃,制冷装置区能耗为5 799.17 kW,较优化前降低了2 256.82 kW,降幅为28.01%。     

富气乙烷回收工艺改进及能耗分析

目的针对国内处理原料气在气质较富时乙烷回收装置单一、产物回收率低的问题,在原有工艺冷干气回流流程(cold residue reflux process, CRR)的基础上提出两种高效乙烷回收流程,即带闪蒸的冷干气回流流程(cold residue reflux process with flash evaporator, CRR-FE)和部分原料气过冷分离的冷干气回流流程(cold residue reflux process with feed subcooled, CRR-PS)。 方法在保证乙烷回收率高于95%的条件下,利用HYSYS软件模拟改进工艺流程,设置了3组逐渐变富的气质对CRR及改进流程进行了综合能耗和火用分析对比。 结果改进后的流程有很好的节能效果,其中CRR-PS流程节能效果明显,在GPM值为4.3时,CRR-PS流程综合能耗节约了9.4%。3种流程火用损最大为主体设备压缩机中的外输压缩机,其次是塔设备中脱甲烷塔和丙烷制冷,最后是换热器、空冷器及水冷器;改进后的流程性能很好,整体火用效率在80%以上,总火用效率排序为CRR-PS＞CRR-FE＞CRR;当GPM值为4.3时,CRR-PS火用损为28 471 kW,相比于CRR降低了3.9%,表明CRR-PS火用损失较少,有很好的节能潜力。 结论CRR-PS流程对富气适应性更强,节能效果更好。      

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气化站冷能用于冷库技术分析

针对LNG气化站如何利用技术高效回收所释放冷能的问题,详细介绍了LNG冷能用于冷库制冷技术的工艺流程,并以某LNG气化站冷能利用项目为例,对LNG冷能制冷工艺和传统冷库电压缩制冷工艺从耗电量、[火用]效率、经济效益3个方面进行了对比分析,得出项目中利用LNG冷能的冷库制冷工艺相对于传统电压缩制冷工艺更节省用电费用,流程[火用]效率更高,投资回收期更短,运行成本更低。     

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。     

乙烷回收改进流程用能分析

在国内油气田提质增效工作大力开展的背景下,改进设计出了两种高效乙烷回收流程,即带丙烷制冷的RSV改进流程(RSV-PC)与带自冷循环和吸收塔的分流换热乙烷回收流程(SHIA)。通过HYSYS软件模拟,对改进的两种高效流程进行了能耗分析与■分析。分析结果表明:相同乙烷回收率下,SHIA流程比RSV-PC流程节省能耗15.3%,节能优势明显;通过■分析的方法分析两种流程能耗差异发现,SHIA与RSV-PC两种流程的主要■损差异体现在换热器LNG-101、制冷系统二级压缩机K-105以及外输压缩机K-103三种设备上,且三种设备的总■损量占各自流程总■损量的76%以上。     

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。     

乙烯装置制冷系统的用能分析

通过对制冷压缩机功耗的模拟和对实际运行数据的分析,比较了乙烯装置中的复迭多级制冷系统和混合冷剂制冷系统的用能状况,分析了混合冷剂制冷的优点和不足。采用AspenPlus10.2软件模拟的结果表明,采用混合冷剂制冷技术的丙烯-混合冷剂复迭制冷系统比传统的丙烯-乙烯复迭制冷系统节省功耗4.3GJ/h,制冷压缩机损系数则从47.6%减小到43.3%,而系统效率由25.0%提高到26.6%。虽混合冷剂在换热过程中出现的气液两相流,会在一定程度上抵消其在热力学效率上的优势,但混合制冷技术用于乙烯装置仍可降低能耗、提高热力学效率。     

BTX分离流程能量集成研究

综述了苯、甲苯、二甲苯(BTX)分离的普通流程、热泵流程(包括常压直接序列热泵流程、常压间接序列热泵流程)和热集成流程。提出了新的BTX热耦分离流程,它由预分塔和主塔构成,通过预分塔使轻、重关键组分分离,主塔则对预分产物进一步分离,得到目的产品;并提出相应热耦流程的模拟方法。使用流程模拟软件对常压直接序列热泵流程、常压间接序列热泵流程、热集成流程、热耦合流程进行了全流程模拟设计,在模拟数据的基础上,对各流程进行了有效能分析。常压热泵流程由于压缩机功耗大,损在109 GJ/h左右;热集成流程换热物流温位匹配合理,泵及压缩机损也小,在90.1 GJ/h左右;热耦合流程再沸炉内传热损较大,主塔塔顶汽不能用于加热工艺物流,冷却损大,在103 GJ/h左右。最终确定热集成流程是BTX分离过程的能量集成最优流程。     

催化裂化分馏与换热过程模拟及综合优化

以国内某设计规模为240×104 t/a催化裂化(FCC)装置为背景,采用流程模拟系统Aspen Plus建立催化裂化反应油气分馏过程模拟模型;采用夹点分析和?分析方法对FCC装置的分馏及换热过程用能进行分析评价,找出过程用能瓶颈,对分馏与换热过程?损失偏大的问题提出相应的节能改进措施。结果表明：通过优化调整主分馏塔回流取热比例,合理提高高温位回流取热量,过程?总量32.71 MW增加到34.03 MW,?效率提高了4.0%;经换热网络优化后,装置多产压力为3.5 MPa的蒸汽流量约13.4 t/h,吸收稳定系统节约压力为1.0 MPa的蒸汽流量约11 t/h,产品油浆高温热量回收0.81 MW,过程低温余热回收增加2.91 MW,换热过程?总量从24.83 MW增加到27.70 MW,过程?效率提高了11.5%。     

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。     

新型天然气提氦工艺模拟与分析

目的针对中国部分地区管网发达、气质较贫的含氦天然气,在调研国内外粗氦提取工艺现状的基础上,提出了一种新的天然气提氦工艺。 方法该工艺采用低温精馏法,利用HYSYS软件对其进行模拟计算,并对提氦工艺流程进行了火用分析,同时分析了流程中关键参数提氦塔的压力、提氦塔塔顶进料温度、一级分离器进料温度、二级分离器进料温度以及侧线抽出物流的流量对流程中氦气回收率、粗氦纯度、流程能耗以及火用效率的影响规律。 结果该流程的氦气回收率为99.06%,粗氦纯度(摩尔分数)为80.39%,总能耗为994.48 kW;流程总火用损失为713.27 kW,系统的火用效率为28.28%。 结论该工艺流程可实现超高的氦气回收率和高粗氦纯度,可为国内天然气提氦工艺装置提供参考和数据指导。 