煤层气液化工艺模拟与对比

煤层气是近年来崛起的一种新型非常规能源,由于我国煤层气分布具有“偏、散、小”的特点,制约了煤层气的开发与利用。将天然气液化技术应用到煤层气的储存及运输环节,可以节省投资、提高利用效率,具有良好的应用和发展前景。选取了串联氮膨胀、氮气一甲烷膨胀、丙烷预冷氮膨胀、混合制冷剂和丙烷预冷混合制冷剂五种典型的煤层气液化工艺进行了流程模拟,从比功耗、液化率、工艺复杂度、适应性、处理能力和投资成本等方面对各流程进行了比较,得到各流程适用范围,为实际工程液化工艺的选择提供依据。     

CO2预冷双氮膨胀天然气液化工艺的海上适应性分析

优选出的CO₂预冷双氮膨胀制冷液化工艺提高了液化效率,增大了天然气液化处理能力,但其海上作业适应性还有待考察。为此,通过流程模拟和火用分析,对CO₂预冷、丙烷预冷和混合冷剂双氮膨胀制冷液化工艺流程进行了对比,并从热力学角度出发,分析了CO₂预冷双氮膨胀制冷液化工艺对原料气物性（温度、压力、组成）、流程操作参数（CO₂节流后的温度）以及CO₂纯度的敏感性,对其海上适应性做出了评价。结论认为：该工艺可适用于海况恶劣的环境,其对原料气温度、压力和组成变化不敏感,适合于中到大规模的天然气液化生产。最后,为保证流程的安全、高效运行,提出了该工艺应用中需注意的3个问题：①压缩机水冷器温度应低于31.1 ℃;②CO₂预冷温度应超过-53 ℃;③CO₂杂质含量应控制在1%以内。     

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%）。     

FLNG液化工艺系统放大效应及应用研究

海上天然气液化工艺技术是LNG-FPSO的主要研究内容。以丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的小试试验装置和中试试验装置为依托,建立了相应的小试、中试液化工艺模型。首先通过比较试验结果和模拟结果验证了模型的准确性,然后通过HYSYS软件数值模拟分析了两种规模原料气参数的变化对液化工艺系统的影响。鉴于小试、中试液化流程,设备选型,以及原料气参数的不完全相同会影响工艺放大效应的准确分析,通过对小试和中试装置的试验研究以及小试、中试及目标气田的液化工艺的模拟研究,提出净比功耗的概念。研究结果表明,净比功耗能够有效的反映工艺系统随装置规模放大过程的性能变化。随着液化规模的增大,净比功耗逐渐降低,工艺适应性更强,明确了丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的可行性。在数值模拟基础上,采用净比功耗计算方法可以对不同规模液化流程的净比功耗进行预测,为目标气田的投产和运营提供参考。     

国内小型天然气液化装置及流程

介绍国内天然气液化的研究现状,总结国内现有的小型天然气液化装置,详细阐述了每一套液化装置的工艺流程,并从深冷技术方面侧重对每套装置的特点进行了分析。按制冷方式不同,国内小型天然气液化装置的液化流程分为三类:级联式液化流程;混合制冷剂液化流程,包括开式、闭式和丙烷预冷;带膨胀机液化流程,包括天然气膨胀、氮气膨胀等。选择LNG液化流程类型,必须根据具体的设计要求和外围条件进行综合考虑,即对不同液化流程的投资成本、比功耗、运行要求以及灵活性进行全面对比,因地制宜,才能最终决定采用何种液化流程。     

阶式双混合冷剂液化天然气流程的混合制冷剂研究

为了降低混合制冷剂液化天然气流程功耗,采用预冷循环。其中,阶式双混合冷剂液化天然气流程得到广泛应用。通过建立阶式双混合冷剂液化流程比功耗的目标函数,分析预冷温度、混合制冷剂组成及配比与液化流程比功耗的关系得出:混合工质预冷的最佳温度为-50℃,预冷混合制冷剂由C2H6~C5H12组成,深冷混合制冷剂应为N2、CH4~C3H8组成;同时,混合制冷剂最佳配比为比功耗最小所对应的各组分的含量。     

可提高效率及海上适应性的浮式双混合制冷剂天然气液化工艺

浮式天然气液化装置(LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,缩写为LNG-FPSO)具有便于迁移、设备可靠、安全性高等优点,但其海上适应性较差。为此,中海石油气电集团有限责任公司技术研发中心研发了一种浮式双混合制冷剂的天然气液化工艺流程,进行了流程模拟并与中国石油大学(华东)合作建造了实验装置;通过利用不同配比的两种混合冷剂实现DMR模块化设计及流程运行参数的优化,提高了LNG-FPSO工艺的效率及海上适应性。同时选择适应于海上复杂工况的设备进行双混合制冷剂流程的实验,并针对压缩机出、入口压力、水冷器温度等关键参数进行误差分析以及控制方案的确定,通过实验确定了流程中实际操作参数,为LNG-FPSO实际生产中的设备选型和运行提供了经验。最后分析了该工艺对原料气温度、压力、流量以及组分含量的敏感性,并给出了该工艺在生产中适应的参数变化范围。结论认为:该工艺可适应于复杂的海况并进行大规模的天然气液化处理。     

混合制冷与氮膨胀组合式海上天然气液化工艺

为适应海上浮式天然气液化装置的液化程序,提出了一种将混合制冷与氮膨胀液化工艺相组合的天然气液化新工艺。介绍了该组合工艺的流程及特点,将该工艺和常规陆上液化工艺在海上应用的适应性作了对比分析．对该组合工艺进行了模拟计算,并就计算结果与另外两种工艺进行了压缩功耗的比较。     

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带丙烷预冷的混合制冷剂循环（MRC）液化天然气流程具有高效及流程相对简单的优点,丙烷预冷循环首先预冷天然气和混合制冷剂,然后由混合制冷剂循环进一步冷却天然气使其液化。本文对这种带丙烷预冷的混合制冷剂循环液化天然气流程分别以丙烷预冷循环中压缩机耗功最小,总耗功最小为目标函数进行优化,得到了最优流程参数及相应的流程性能参数。     

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在基本负荷型天然气液化装置中，丙烷预冷的混合制冷剂液化流程（C₃/MRC）应用得最多。在对C₃/MRC流程进行热力模拟的基础上，分析了流程中天然气压力对制冷剂的流量、制冷剂压缩机的耗功、丙烷压缩机的耗功、混合制冷剂循环中制冷剂提供的冷量和天然气消耗的冷量、丙烷预冷循环丙烷提供的冷量及天然气消耗的冷量的影响。     

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。     

PRICO○R天然气液化技术及应用实践

基于杭氧承担的国内煤制芳烃10×10⁴ t/a项目中的合成气深冷分离制LNG成套装置为背景,研发出一种带膨胀机的液化工艺。利用高压氮气通过透平膨胀机绝热膨胀的循环制冷提供大部分冷量,并利用双塔低温精馏实现合成气的分离与LNG的液化,气体在膨胀机中膨胀降温的同时,能够输出功并用于驱动增压机。该工艺相对于混合冷剂工艺来说,具有整体紧凑、占地面积小、冷剂消耗少(约89%)、综合运行成本较低、安全性高、启动时间短以及适应在70%~110%的变负荷工况下运行等特点,充分实现了从工艺到设备国产化的目标。      

煤制甲醇中的合成气深冷分离制LNG的工艺研发

基于杭氧承担的国内煤制芳烃10×104 t/a项目中的合成气深冷分离制LNG成套装置为背景,研发出一种带膨胀机的液化工艺。利用高压氮气通过透平膨胀机绝热膨胀的循环制冷提供大部分冷量,并利用双塔低温精馏实现合成气的分离与LNG的液化,气体在膨胀机中膨胀降温的同时,能够输出功并用于驱动增压机。该工艺相对于混合冷剂工艺来说,具有整体紧凑、占地面积小、冷剂消耗少(约89%)、综合运行成本较低、安全性高、启动时间短以及适应在70%~110%的变负荷工况下运行等特点,充分实现了从工艺到设备国产化的目标。     

基于混合冷剂外冷的分输站压差液化天然气研究

为了提高利用分输站压差制冷液化天然气工艺的液化率,该工艺增加了混合冷剂外冷,其液化流程可分为膨胀前预冷液化天然气流程和膨胀后外冷液化天然气流程。对两种工艺流程建立最大年均利润总额目标函数,并对其自由度敏感性进行分析。通过实例分析计算得出,分输站利用压差液化天然气工艺采用膨胀前预冷比膨胀后外冷经济效益更高。     

混合工质制冷流程(MRC)液化天然气及轻烃联合生产装置简介

介绍了采用混合工质制冷流程(MRC)的液化天然气(LNG)及轻烃联合生产装置,并对采用该流程和采用氮膨胀流程的LNG装置的经济性进行了比较。MRC流程可显著降低能耗和生产成本。     

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在基本负荷型天然气液化装置中，丙烷预冷的混合制冷剂液化流程（C₃/MRC）应用得最多。在对C₃/MRC流程进行热力模拟的基础上，分析了流程中天然气压力对制冷剂的流量、制冷剂压缩机的耗功、丙烷压缩机的耗功、混合制冷剂循环中制冷剂提供的冷量和天然气消耗的冷量、丙烷预冷循环丙烷提供的冷量及天然气消耗的冷量的影响。     

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。