预冷混合冷剂液化天然气流程优化与对比

为了降低混合冷剂液化天然气流程的能耗,采用预冷措施。其中,常用的预冷方式有丙烷预冷和混合工质预冷。为获得两种预冷混合冷剂液化天然气流程的最优性能,对预冷混合冷剂液化流程建立比功耗为目标函数进行分析。同时,结合实例对丙烷预冷混合冷剂液化流程和双混合冷剂液化流程进行对比分析。结果表明:双混合冷剂液化流程较丙烷预冷液化流程的熵增小,冷凝液化效率高,且比功耗低,装置运行成本低。     

LNG膨胀前预冷差压液化流程参数优化

伴随国内外天然气管网的迅猛发展,天然气分输站调压过程蕴含压力能的回收利用已逐渐引起业内的重视。为了有效回收天然气分输站压力能,降低液化天然气的生产成本,本文采用膨胀前预冷的液化天然气流程回收压力能的同时得到LNG产品。通过建立预冷系统的数学模型,对预冷冷剂的配比、预冷温度及高、低压力进行了参数优化,并以最大年利润为经济目标,利用HYSYS优化器对比分析参数优化前后的差压液化工艺,结果表明参数优化后液化流程的年利润总额可增加1.15×10~3万元/a,有效地降低了装置的能耗,经济效益得到提高。     

LNG预冷的新型氢液化工艺设计与优化

液氢能量密度高、运输效率高，成为了氢规模化储运的重要方式。为降低氢液化工艺能耗，提高效率，以双混合制冷剂的氢液化工艺为基础，提出了一种LNG预冷的新型氢液化工艺。该工艺利用LNG冷能预冷，通过混合制冷剂布雷顿循环进行深冷，深冷段采用了四级压缩、三级膨胀和三级正仲氢转化。采用Aspen HYSYS软件对工艺进行了模拟，并利用粒子群算法进行了优化。结果表明，优化后工艺的比能耗可达5.263 kW·h/kg，?效率可达58.18%，优于大部分已知氢液化工艺系统。该工艺流程相对简单，能耗低、效率高，可为氢液化工艺的设计和改进提供新的思路，同时拓展了沿海LNG接收站LNG冷能回收利用的新途径。     

不带预冷流程的撬装天然气液化工艺研究

撬装天然气液化装置占地少、现场安装简单、容易移动,非常适合如边远、小、散气井气等小型气源的就地液化回收。本研究利用Aspen HYSYS流程模拟软件,以3万Nm~3/d的撬装装置为例,对带预冷和不带预冷的液化流程从能耗、循环水量等方面进行模拟分析。结果表明:尽管不带预冷的液化流程能耗稍高(比带预冷的液化流程高0.05～0.1kWh/Nm~3),但流程更简化,减小了设备体积,降低了设备投资,减少了装置安装和运输的时间和费用,突显了装置移动性强、适应性强的优点。     

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。     

FLNG丙烷预冷双氮膨胀液化工艺中试装置试验分析

为验证中国海油自主研发的丙烷预冷双氮膨胀新型FLNG液化工艺的技术可行性及适应性,建设了一套2万m3/d规模的液化中试装置。通过试验验证了冷却温度、天然气压力对液化工艺的影响,并进行了液化单元快速开停车方案试验。试验结果表明:随着混合冷剂级间冷却温度降低,FLNG液化中试装置液化能耗降低,试验过程中冷却温度降低12℃条件下天然气处理能力增加4.26%,液化单位能耗减少约5%;FLNG液化中试装置快速开车时间主要受板翅式换热器的降温速度要求限制,先开启过冷氮气循环,再开启液化段氮气循环是达产最快的开车程序,开车5 h内可以达到设计生产负荷;FLNG液化中试装置具有快速停车性能,可以在5 min内关停,停车后5 d内冷箱恢复常温;随着天然气压力降低,FLNG液化中试装置液化能力下降,试验过程中天然气压力从3 547 kPa降低到2 000 kPa时天然气处理能力降低11.2%。本文试验分析结果为大型FLNG液化装置工程化提供有效技术保障。     

海上天然气液化工艺流程优选

LNG-FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置。作为LNG-FPSO的核心技术,海上天然气液化工艺将对该装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性产生很大的影响,而现有的3种基本类型的天然气液化工艺（氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷液化工艺）都不能完全符合海上天然气液化工艺的设计标准。为此,根据海上作业的特殊工况,组合模拟了6种适用于海上天然气液化的工艺流程,并从制冷剂流量、功耗、关键设备数量、天然气流量敏感性、天然气组成敏感性、易燃制冷剂储存和海上适应性等方面对各流程进行了比较,根据计算结果及对各流程的定性分析,优选出带预冷的氮膨胀液化工艺［即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂-氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂-氮气膨胀（串联）流程］为LNG-FPSO装置的首选工艺,且发现随着预冷深度的增加,该工艺的海上适应性减弱,功耗降低,处理能力增强。     

LNG接收站BOG气体回收工艺改进与能耗分析

对LNG(液化天然气)接收站BOG(蒸发气)气体主要的两种不同回收方式,即再冷凝工艺和直接压缩工艺进行了能耗分析,指出再冷凝工艺更为节能;以进一步节省工艺能耗为目的,对现有BOG再冷凝工艺进行了优化。运用ASPEN流程模拟软件对BOG压缩机进出口压力、BOG温度及物料比等影响BOG再冷凝工艺能耗的运行参数的分析,提出了利用高压LNG对增压后的BOG进行预冷,降低物料比从而降低BOG压缩机能耗的工艺流程。优化后的BOG再冷凝工艺节能效果显著,较原工艺可节约BOG压缩机能量消耗31.4%。     

C3/MRC天然气液化工艺优化模拟

为降低天然气液化中丙烷预冷混合冷剂液化工艺(C3/MRC)的能耗,采用Aspen HYSYS软件建立了优化计算模型。结合KBO法和优化器中的Box算法,以系统最小能耗为目标函数,换热器最小换热温差3°C为约束条件,工艺参数和制冷剂配比为决策变量,对C3/MRC流程进行了优化模拟。结果显示,优化后单位质量天然气的液化能耗为351.49 kW·h/t,与国外经典的C3/MRC液化流程相比,能耗显著降低。     

犍为LNG装置在管道压力能利用方面的实践

简要介绍了犍为LNG装置的工艺流程,详细阐述了该装置因管道压力能较高而具有的工艺技术特点。装置具有流程简单,制冷能耗低,液化率低等优点。探讨了影响天然气膨胀机制冷的主要因素,认为天然气膨胀机的级数、天然气中重烃的含量以及预冷会对制冷产生重要的影响。     

高含硫天然气脱硫操作条件对能耗影响的模拟研究

 采用流程模拟技术分析了高含硫天然气脱硫工艺操作条件,如原料气处理量、吸收塔温度、吸收塔压力、吸收塔板数、再生塔温度对脱硫能耗的影响,并通过灵敏度分析比较了各操作条件对脱硫能耗的影响力大小。结果表明,高含硫天然气中酸性组分浓度高,为满足净化要求需增大溶液循环量,因此带动公用工程消耗增加,脱硫能耗比常规含硫天然气脱硫情况显著增加。在操作中,提高吸收塔温度、再生塔温度和原料气处理量均会引起脱硫能耗升高,而降低吸收塔压力、减少吸收塔板数可降低脱硫能耗。由于醇胺溶液再生耗能占脱硫总能耗绝大部分,故制定节能措施应重点考虑再生塔温度控制,蒸汽、凝结水以及净化系统余压、余热资源的合理利用。     

高压天然气乙烷回收高效流程

在对高压凝析气田气回收乙烷及以上组分时,可利用的现有乙烷回收流程存在系统冷量过多、脱甲烷塔气液分离效果差和系统能耗高等问题。在部分干气循环工艺(RSV)的基础上,提出一种高压天然气的乙烷回收高效流程(HPARV)。该流程在RSV工艺的基础上增加了1台高压吸收塔,吸收塔与脱甲烷塔的操作压力相互独立,既保证了较高的乙烷回收率,又降低了外输干气的再压缩功率。HPARV工艺有效解决了传统RSV乙烷回收流程系统能耗高、对高压原料气适应性不强和脱甲烷塔气液分离效率差等问题。研究实例表明,当原料气压力大于7.0MPa时,HPARV工艺对原料气气质组分变化及原料气压力变化均具有较好的适应性,乙烷回收率高达93%以上。与相同乙烷回收率下的RSV工艺相比,HPARV工艺能大幅度降低乙烷回收装置的综合能耗。     

利用吸附余压预冷的煤层气氮膨胀液化流程

煤层气液化是对煤层气进行开发利用的一种有效方式。而由于受抽采技术的限制,煤层气中常含有较多的氮气。因此在预净化处理后,还须在液化前进行变压吸附或液化后进行低温精馏实现氮和甲烷的分离,从而提高甲烷浓度。为此,构建了一种新型的吸附-液化一体化的氮膨胀液化流程,将吸附后排出的带余压氮气直接膨胀对浓缩后的煤层气进行预冷。通过HYSYS模拟计算考察了不同含氮量和不同吸附余压下系统单位产品液化功的变化情况,并与不带预冷的普通氮膨胀液化流程及丙烷预冷氮膨胀液化流程进行比较。结果表明,高含氮量下,一体化的流程能够大大降低系统功耗。     

英买天然气处理装置提高丙烷收率工艺改进研究

英买天然气处理装置采用分子筛脱水及J-T阀节流制冷的低温分离工艺,以控制外输天然气烃、水露点为目标,附带回收少量液烃。目前,装置丙烷收率仅22.64%。为了提高气田开发的经济效益,分析了装置丙烷收率低的原因,提出以回收丙烷为目标的工艺改进方案。通过工艺比选发现,SCORE工艺丙烷收率高、能耗低,是最适合英买天然气处理装置的丙烷回收工艺。对装置的脱乙烷塔压力进行优化,当压力为3 900kPa时,装置收益较高,脱乙烷塔操作稳定性较好。工艺改进后,产品质量合格,装置丙烷收率提高至97.54%,装置收益提高了66.31%,经济效益明显提升。对英买天然气处理装置的工艺改进研究表明,与其他丙烷回收工艺相比,SCORE工艺的脱烃单元和脱乙烷塔之间的冷量集成更合理,在较高的脱乙烷塔压力下仍具有很高的丙烷收率,对于外输压力较高的丙烷回收装置,采用SCORE工艺可降低外输气压缩功耗,流程简单,节能高效。     

小型天然气液化装置高压引射液化工艺的优化

小型高压引射天然气液化装置在实际运行过程中,存在着明显的液化效率低、能耗大等问题。为了进一步提高系统性能,采用HYSYS软件对5×10~4 m~3/d处理量的高压引射液化工艺进行模拟与分析,探究主要工艺参数对系统性能的影响。研究结果表明:①引射器高压入口压力(引射压力)、出口压力以及净化气中不凝气体组分含量对系统功耗、出液率会产生显著的影响;②引射压力增高,预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大,系统总功耗呈现先增大后减小趋势,存在着最佳引射压力,在出口压力介于0.5～1.8MPa的范围内,所模拟引射压力系列中20MPa时系统总功耗最小;③引射器出口压力增高,循环气压缩机、系统总功耗呈现非线性降低趋势,降低速率逐渐减小,而预冷系统功耗、冷箱出液率将逐渐增大;④净化气中不凝气组分含量增加,系统出液产量、冷箱出液率将显著下降,单位产量能耗逐渐增大,因而该工艺并不适宜处理高含不凝气体组分的净化气。结论认为,该研究成果可以为小型高压引射天然气液化装置工艺设计与优化提供参考。     

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%）。     

基于变压吸附制氮系统的BOG再冷凝工艺

为了解决LNG接收站在低输量工况下闪蒸气(Boil-Off Gas,以下简称BOG)回收不完全的问题,在不增加冷凝工艺复杂性的前提下,基于现有设备的实际工况及工艺流程,以热力学原理、静态仿真计算结果为依据,在传统的蓄冷式BOG冷凝方案的基础上,结合LNG冷能利用方式,提出了一种基于LNG接收站制氮系统的蓄冷回收BOG新工艺,并进行了BOG温度、冷凝器入口压力、LNG组分等参数的敏感性分析,明确了新工艺的适用条件。运用效果表明:(1)新工艺充分利用了LNG接收站的现有设备,每年可为LNG接收站节能创收近160万元;(2)新工艺可实现高负荷下的BOG冷凝,其冷凝外输工艺可作为辅助冷凝工艺,冷凝回罐工艺可作为应急工艺——液氮用于蓄冷、气氮用于吹扫,可满足接收站的多种需求;(3)较之于前人提出的4种BOG处理工艺(多级压缩、级间冷却、预冷和透平回收轴功),新工艺在对外输量的依赖性、流程安全性及操作性等方面均有优势。结论认为:新工艺在设备投资、能耗、工艺安全性及经济效益上都具有明显的优势,值得推广应用。     

SCORE丙烷回收流程模拟与分析

单塔塔顶循环(SCORE)工艺是国外广泛采用的一种低温分离流程,主要用于回收天然气中丙烷及比丙烷更重组分,是在塔顶循环(OHR)丙烷回收流程基础上的一种改进丙烷回收工艺,该工艺流程具有流程简单、丙烷回收率高、系统热集成度高、对气质适应性强等特点。分析了SCORE工艺流程结构、工艺原理及流程特征,流程中脱乙烷塔采用复合塔,由吸收段与分馏段组合而成,侧线气相抽出物流经冷凝分别为吸收段提供回流和侧线气相抽出补充物料,低温侧线液相抽出物流预冷原料气可降低重沸器负荷,提高系统热集成度和丙烷回收率。重点通过实例分析塔顶回流、气相及液相抽出物流等操作条件对SCORE流程的丙烷回收率及系统能耗的影响。并选取3组不同气质对SCORE流程进行适应性分析,结果表明,SCORE流程是一种回收率高、适应性较宽的高效丙烷回收流程,值得在我国丙烷回收工程领域推广应用。     

基于BP神经网络的低温提氦工艺优化

氦气是国家重要性战略物资之一,目前氦气的主要工业来源仍是从天然气中提取。为进一步优化低温提氦工艺,降低工艺能耗水平,对已有低温提氦工艺进行了改进,以一级提氦塔进料温度、压力、回流比、制冷剂高压、低压压力和制冷剂流量6个参数为变量,建立基于BP神经网络算法的综合能耗及提氦浓度预测模型,并对模型进行检验,并运用训练好的BP神经网络对改进工艺的综合能耗及粗氦浓度进行了预测。研究表明:BP模型训练效果较好,可用于综合能耗和粗氦体积分数的预测;通过训练误差分析,确定了模型隐藏层节点数为8时BP模型预测结果最优;利用确定好的BP神经网络预测出最优工艺生产参数,在满足粗氦体积分数不小于63.5%的基础上,综合能耗降低了18.08%。