含氧煤层气液化HYSYS模拟及安全性分析

设计了一种混合制冷剂和氮节流共同制冷的含氧煤层气液化精馏工艺,模拟结果显示,该工艺可以较为彻底地去除氮气、氧气等,对x(CH_4)为40%的煤层气进料,获得LNG产品纯度高达99.91%,甲烷回收率为97.12%,LNG生产能耗为0.94k W·h/m~3(STP)。对该工艺进行了爆炸安全性分析,表明煤层气仅在精馏塔顶部有爆炸可能性。采用往精馏塔通入氮气降低塔内氧含量的方法来保证操作安全,并对通入氮气的流量和位置进行了优化。结果表明从精馏塔内气体中氧的物质的量分数大于8%的最下层塔板处通入与煤层气同流量的氮气,对氧气稀释效果最好,在保证高纯度LNG产品和甲烷回收率的同时,生产能耗升高30%。     

含氧煤层气液化流程安全性分析与措施

矿下抽采的煤层气由于混有空气而在液化中存在爆炸危险。通过将HYSYS对常规液化分离流程的模拟结果与爆炸极限理论相结合进行分析计算得出:爆炸危险主要集中在冷凝终了处和精馏塔顶部。进而提出降低压缩机出口压力或提高最终冷凝温度;严格控制精馏塔塔顶气相CH4含量在爆炸上限之上,塔顶气用N2惰化后再与液氮逆流接触以进一步回收CH4。计算表明,当N2注入比达0.6(摩尔比),气相CH4含量曲线将绕过临界点进入安全区。采取措施后CH4有较高收率且液化流程安全性得以提高。     

含氧煤层气液化精馏提纯技术模拟研究

煤矿开采过程中产生的煤层气由于含有氧气,很难加工利用,绝大部分被放空。本文针对典型的含氧煤层气气源,设计了一种液化精馏工艺流程,并采用流程处理软件HYSYS对流程进行模拟分析。结果表明,该工艺总能耗低,可彻底除去氧、氮杂质,获得高纯的液态甲烷产品。     

我国含氧煤层气分离液化成功

含氧煤层气分离液化2007年8月5日在山西省阳泉市阳煤集团实验成功。不仅可以清除煤矿爆炸的祸根，而且将其变成接替能源中的新宠。     

我国含氧煤层气分离液化成功

含氧煤层气分离液化在山西省阳泉市阳煤集团实验成功。不仅可以清除煤矿爆炸的祸根，而且将其变成接替能源中的新宠。中国科学院理化技术研究所的专家介绍说，成功地将含氧煤层气分离液化，即将煤层气中的甲烷等可燃性气体和空气分离，并将提纯后的煤层气液化，这在我国乃至国际上都是第一次。     

含氧煤层气直接深冷分离甲烷的安全工艺方法

提出了一种含氧煤层气直接深冷精馏分离甲烷的安全方法,其通过在精馏塔内通入氮气降低塔内氧含量到极限氧含量以下以确保精馏过程的安全,避免了预先对含氧煤层气进行脱氧处理的过程,同时利用制氮装置可回收氮气循环使用。该工艺方法使用混合制冷和氮制冷提供冷量,并将制氮装置用于工艺过程,所需的设备成熟,工艺过程安全性和适应性好,在正常和非正常工况下都能保证安全,适用于不同甲烷浓度的含氧煤层气,LNG产品能耗在0.7kWh/m3~1.7kWh/m3之间。     

含氧煤层气的液化及杂质分离

煤层气是一种新型清洁能源,但是大部分含氧煤层气由于加工处理技术的限制没有被合理利用,而是直接被放空,不仅造成了资源的浪费,而且还会严重污染大气环境。为了更好地合理利用含氧煤层气,针对大庆庆深气田含氧煤层气气源条件和组分特点,设计了一种新型的煤层气液化及杂质分离工艺流程,采用精馏塔在低温条件下脱除煤层气中的氧气和氮气,精馏塔塔顶冷凝器和塔底再沸器的能量都分别取自于流程中的制冷剂冷却系统和煤层气液化系统,且从塔顶流出的低温杂质气体返回换热器进行冷量回收。采用流程处理软件HYSYS模拟计算的结果表明,所设计的工艺流程能耗较低,精馏塔脱氧脱氮彻底,产品中甲烷纯度高,甲烷回收率较高,该工艺流程的气源适应性和操作安全性都较好。该液化工艺流程的设计为含氧煤层气的液化及杂质分离提供了一种参考方法。     

含氧煤层气催化脱氧技术通过成果鉴定

<正>由中科院大连化学物理研究所王树东研究员领导的能源环境工程研究组开发的具有自主知识产权的含氧煤层气催化脱氧技术(D-02TE),于近日通过成果鉴定。     

从含氧煤层气中安全分离提纯甲烷的工艺方法

针对低温液化分离提纯含氧煤层气流程中的安全问题,提出了控制最低尾气出口温度、添加阻燃成分和预粗脱氧3种防止爆炸的技术手段。结合低温液化分离流程特点,利用爆炸三角形理论,分别给出了上述3种防爆措施的详细实现方法。控制最低尾气出口温度方法的核心就是通过控制液化分离流程的最低温度,将尾气浓度状态点控制在爆炸三角区上限线以上;添加燃阻成分和预粗脱氧方法的核心是：使混合物在分离过程中最可能出现进入爆炸三角区的区域（对低温分离通常在可燃气体液化分离区域）内,氧浓度降低到当地温度、压力下爆炸三角形图上以临界点和纯可燃气体点的连线及以下。基于大量文献数据,拟合出不同温度和压力下甲烷爆炸上限和下限的计算关联式。     

含氧煤层气脱氧技术研究进展及评述

从直接提纯脱氧和间接提纯脱氧两个方面介绍了煤层气脱氧的主要技术进展及其应用情况。直接分离提纯脱氧方法主要有四类:先低温再精馏法、压力控制合成水合物法、膜材料分离法和压力变换吸附法。低温精馏法获得的甲烷浓度高,但提纯过程需要低温,能耗大;变压吸附法的关键在于吸附剂,吸附剂的分离效果决定了该方法的经济效益;对于膜分离法,关键在于膜材料的分离效果;对于水合物法,制备高效经济的表面活性剂是关键;变压吸附法在国内外已有较多成熟案例,低温精馏法技术在国内也成功实现了工业化应用,而膜分离法和水合物法仍在研究阶段,尚无重大突破及工业应用。间接分离脱氧主要有焦炭燃烧法、催化燃烧法和非金属还原法。对于燃烧法,影响煤层气脱氧效果的主要因素是制备高效、高选择性的催化剂;对于非金属还原法,关键在于研究对硫化物有极高选择性的高效催化剂。通过对上述各项提浓脱氧技术综合分析,认为可根据其优缺点进行技术耦合,形成更具经济性的含氧煤层气提纯脱氧技术。最后本文还对煤层气利用和脱氧技术进行了展望。     

四川盆地页岩气与煤层气勘探前景分析

页岩气与煤层气是非常规气勘探的重要领域,国外早已进入实质性商业勘探开发。我国从本世纪初对页岩气关注渐增。页岩气以吸附、溶解、游离状态存在,形成于暗色高炭泥质烃源岩中。该文根据四川盆地烃源岩研究成果,论证了上二叠统龙潭组煤系利于煤层气成藏,有利区块位于华蓥山及其东南侧与南端地带。该地带以烟煤为主,瓦斯含量高、埋藏浅。上三叠统须家河组煤系,煤岩瓦斯含量低,有利页岩气成藏。有利区块有二：一是川西南威远背斜周缘及川南之北段区块;二是米仓山前缘,目的层埋藏较浅。 油系泥质烃源岩有利页岩气成藏的层系是下侏罗统,有利区块位于川东北、川北有机质成熟度高的高陡构造翼部及盆地边缘浅埋带。下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组暗色泥质烃源岩,在盆地内早期有利页岩气成藏。现今因成熟度剧增,不利页岩气保存,而且目的层埋深大,可在老气田“立体勘探”时关注。但在大巴山靠盆地一侧,江南古陆西北缘,其有机质成熟度有降低的趋势,不失为页岩气成藏的有利地带。     

新型煤层气井口套管头的设计研究

传统的煤层气井口环形钢板套管头存在结构不合理,悬挂强度低,经不起井口作业反复撞击,安装时间长,悬挂质量不易保证,只能起悬挂套管作用,不具备油井后续处理功能等问题。为此,研究设计了新型煤层气井口套管头。对新型套管头的关键部位进行设计计算和受力分析,用Pro/E软件建立套管头实体模型,并保存为IGES文件格式,形成相应的三维有限元模型。用ANSYS软件对套管头结构进行有限元分析,结果表明,设计结构满足刚度和强度要求。     

从垃圾填埋气中净化回收甲烷的工艺及其工业化应用

介绍了四川天一科技股份有限公司从垃圾填埋气中净化回收甲烷的工艺技术原理及流程,并介绍了该技术在香港中华煤气公司的工业化应用情况。     

石化企业安全风险评价方法的研究与应用

文中分析了某石化企业安全风险评价方法的优缺点.以其安全风险评估制度为分析对象,针对现有评价方法的风险因素,制定相应的安全措施等级.综合危险源及安全措施两方面对安全风险的贡献,绘制出安全风险矩阵,进一步完善了风险评估方法,并用实例证明了新的评价方法的优越性,对石化企业的风险评估有一定的指导意义.     

Modeling and analysis of hydrogen production in steam methane reforming (SMR) process

Hydrogen is one a gas that demands continue to grow across many industries. Due to the growth for this gas the means of producing it and the ability to supply this demand is of great importance. As a result of this, steam methane reforming is a process of high significance as it is one of the most economically and popular means of producing hydrogen. The value of this process is tremendous as it is able to provide up to 48% of global demands, with this only predicted to increase. Therefore, the understanding of what occurs during this process and the steps that it experiences must be understood to ensure that an efficient system is created.

Steam methane reforming operates by converting the hydrocarbons located in methane into hydrogen and CO_x. This process will generally occur over two different stages, a reformer stage, before going into a water-gas shift reactor. After these main processes occur the product produced may undergo purification to remove any containments and ensuring that the hydrogen is at the industry standard. To help investigate this process and how various stages affect others it can be modeled through software such as Unisim which allows modifications to be made and analyzed the effect this had on the system, allowing a potential more efficient system to be designed which will help meet the growing demand.     

甲烷在活性炭上的超临界温度吸附实验及理论分析

为研发ANG吸附剂,本文选择比表面积为2074m2.g-1的活性炭SAC-02,在温度区间263.15K～313.15K、压力范围0 MPa～8MPa,应用Setaram PCT Pro E&E测量甲烷在SAC-02活性炭上的吸附等温线,并由D-A方程、Clausius-Clapeyron方程和Virial方程标绘分析了实验数据。结果表明,当压力高于0.08MPa时,确定参数后的D-A方程预测实验数据的相对误差小于5%;甲烷在SAC-02活性炭上的等量吸附热反映了甲烷在能量非均匀表面吸附的特点,数值为13.99kJ.mol-1～17.57 kJ.mol-1,极限吸附热随温度呈线性变化,其平均值为19.43kJ.mol-1。     

天然气组成分析及物性参数计算标准对煤制气的适用性研究

分析了现行天然气的组成分析标准和物性参数计算方法标准对煤制气的适用性。结果表明,由于煤制气组分简单,可以采用GB/T 13610-2014分析煤制气的组成;煤制气的体积高位发热量、密度、相对密度和沃泊指数可以采用GB/T 11062-2014计算;GB/T 17747.3-2011是使用物性参数计算天然气的压缩因子,与我国目前分析习惯不相符;在对煤制气组成准确分析的基础上,推荐采用GB/T 17747.2-2011,即使用煤制气组成计算煤制气的工况压缩因子。