基于Aspen Plus的小型含氧煤层气液化工艺分析

针对某一典型含氧煤层气气源,构建了适用于小型液化装置的丙烷预冷氮-甲烷膨胀液化精馏工艺,并采用Aspen Plus对该流程进行建模及分析。以流程比功耗、甲烷回收率为评价指标,分别研究了制冷剂高压压力PN2和低压压力PN7对流程比功耗的影响。结果表明,在PN2为3.8MPa,P_(N7)为0.3MPa时,比功耗为0.513k Wh·Nm~3,甲烷回收率为93.42%,LNG产品纯度接近100%。结合爆炸极限计算表明,含氧煤层气在压缩、冷却、液化及节流过程中,甲烷浓度均高于爆炸上限,操作安全性较高,而精馏塔顶部甲烷浓度变化会穿越爆炸上下限区间,基于此,采用原料气低压初脱氧的方式来控制精馏塔顶部氧气含量。分析结果表明,对当粗脱氧后进入压缩机的煤层气含氧量低于2.4mol%时,流程操作安全可靠。     

基于Aspen Plus的小型含氧煤层气液化工艺分析北大核心

针对某一典型含氧煤层气气源,构建了适用于小型液化装置的丙烷预冷氮-甲烷膨胀液化精馏工艺,并采用Aspen Plus对该流程进行建模及分析。以流程比功耗、甲烷回收率为评价指标,分别研究了制冷剂高压压力PN2和低压压力PN7对流程比功耗的影响。结果表明,在PN2为3.8MPa,P_(N7)为0.3MPa时,比功耗为0.513k Wh·Nm^3,甲烷回收率为93.42%,LNG产品纯度接近100%。结合爆炸极限计算表明,含氧煤层气在压缩、冷却、液化及节流过程中,甲烷浓度均高于爆炸上限,操作安全性较高,而精馏塔顶部甲烷浓度变化会穿越爆炸上下限区间,基于此,采用原料气低压初脱氧的方式来控制精馏塔顶部氧气含量。分析结果表明,对当粗脱氧后进入压缩机的煤层气含氧量低于2.4mol%时,流程操作安全可靠。     

CO_2跨临界预冷循环氮膨胀FLNG液化及NGL回收流程设计与分析

针对LNG-FPSO装置区别于陆上LNG工厂的关键技术难点,以我国南海海域的某油田伴生气源为研究目标,对FLNG装置液化工艺方案开展优化和分析,提出了一套具有自主知识产权的CO2跨临界预冷循环氮膨胀FLNG液化及NGL回收工艺流程。对影响该工艺流程性能的关键参数进行优化,分析该工艺对于LNG-FPSO装置的适应性。结果表明:CO2跨临界预冷循环过程,当二氧化碳经两级压缩后压力取2.5MPa,再经膨胀机膨胀降压后压力在0.185MPa左右,氮膨胀循环压缩机出口压力取2.2MPa,双级氮膨胀后压力取0.14MPa,单列总功耗为2.851×103k W,液化率为98%,比功耗为0.3421 k W·h/m3。该工艺安全性高、流程简单、设备布置紧凑、便于模块化、经济性较好,NGL回收引入TDWC(顶部分离的间壁式精馏塔),将两塔合并为一塔,简化了设备,具有良好的海上适应性。     

节流阀后压力变化对液化系统参数的影响

天然气液化系统的工作参数主要是借助节流阀来调节的。针对丙烷预冷混合制冷剂循环,借助过程模拟软件HYSYS,计算了液化系统各节点的状态参数。在天然气进口状态不变的情况下,以节流阀后压力为自变量,对预冷循环流程、混合制冷循环流程、天然气液化流程三部分进行了稳态分析。结果表明:预冷节流阀的调节可以控制预冷循环与主冷循环分别承担的负荷,随着预冷节流阀后压力的升高,预冷压缩机功耗降低,主冷压缩机功耗升高;升高主冷循环中节流阀后压力可降低主冷功耗。在主冷制冷循环中,一级节流与二级节流之间温度与阀后压力有关,二级节流后温度存在极值点。当天然气出口节流阀后压力升高时,液化率也会升高。     

LNG船BOG再液化工艺影响因素分析

BOG是液化天然气(LNG)在运输过程中蒸发出的气体,采用HYSYS对LNG船氮气制冷BOG再液化工艺进行了模拟。以BOG再液化率及制冷系数为流程性能评价指标,分析了制冷剂流量、BOG压缩机出口压力PS1、BOG换热后N2温度TS12对其影响,得到优化的操作条件为:制冷剂流量为4.3kg.s-1,PS1为0.45MPa,TS12为-136℃,此时,BOG再液化率为82.44%,BOG再液化循环制冷系数εBOG为3.13,N2循环制冷系数εN2为1.36。在以上参数确定的情况下,借助拉格朗日-拟牛顿法,以功耗为目标函数,对N2制冷循环三级压缩机组进行优化,得到最小功耗为821.47kW。     

天然气调压站差压液化系统研究

液化天然气(LNG)调峰方式因其调峰能力强,设备占地面积少等优点,是门站进行调压的有效补充。本文采用透平膨胀机替代传统的节流阀,设计了一套天然气差压液化系统,将管道的高压天然气进行降压后输送至城市管网,同时利用天然气膨胀后的冷能获得LNG。文章对比了压缩机不同布置方式对液化率的影响,在设计系统中采用气源入口布置压缩机以提高天然气液化率,文中研究了气源压力、温度及流量对透平膨胀流程天然气液化率的影响,发现液化率会随着气源压力和流量的增大而增大,但会随着温度的升高液化率降低。     

船用新型闪蒸气再液化工艺设计与分析

液化天然气(Liquefied natural gas,LNG) 因单位热值二氧化碳排放量低、 能量密度高、 清洁等优点, 成为世界能源市场上增速最快的化石燃料. 利用液化系统对 LNG 储运过程产生的闪蒸气(Boiled off gas,BOG) 进行液化回收, 不仅有显著的经济效益, 同时可以满足环保要求. 基于 LNG 运输过程中 BOG 再液化需求, 本文设计了带冷量回收的新型混合工质再液化系统, 同时建立了4 种常规 BOG 液化系统模型, 利用化工流程模拟软件分析了典型工况下各系统的工作原理及内部能量传递关系, 并对比了不同工况下各系统性能. 结果表明, 在所设进出口条件下: 当 BOG 组分为纯甲烷时, 混合工质液化系统比功耗及所需冷却水量明显低于氮膨胀液化系统, 新型混合工质液化系统比功耗最低为0.53 kWh· kg-1 ;BOG 流量每增加100 kg· h-1 , 氮膨胀液化系统功耗增加约100.05 kW,而带冷量回收的液化系统功耗仅增加63.60 kW. 当 BOG 组分中氮气含量增加时, 液化率降低, 所需的制冷量、 冷却水量均降低; 当氮气含量约为5 % 时存在最小比功耗, 此时氮膨胀系统比功耗最小为0.96 kWh· kg-1 , 带冷量回收的混合工质液化系统比功耗最低为0.51 kWh· kg-1 . 带冷量回收的新型混合工质再液化系统结构紧凑、 能耗更低, 是应用于 LNG 船舶 BOG 再液化工艺的优选方案之一.     

混合工质制冷的液化空气储能系统分析与优化

本文提出了一种采用混合工质制冷的液化空气储能循环,构建了完整的液化空气储能热力系统循环流程以及热力计算分析模型。原料气由单级压缩机驱动的混合制冷机液化,采用丙烷进行预冷,利用遗传算法进行组分优化,开展了设计工况下系统热力学研究。典型工况下,系统的电–电转化效率ηC为43.89%,液化比功耗SPC为0.2306 k Wh·L^-1,系统品质因数FOM为74.64%。研究发现随原料进气压力的增大,ηC和FOM均增大,SPC逐渐减小。与基于Claude液化流程的储能系统进行对比,结果表明本文提出的系统循环性能较优,可为实际工程应用提供参考和依据。     

采用3S分离器的天然气液化过程的参数分析

采用低温下3S分离器的一维稳定流动数学模型,对影响采用3S分离器的天然气液化过程的主要参数——入口压力、温度、组分以及膨胀后的压力进行了分析。结果表明,存在一从低压低温到高压高温的"脊形"区域,在此范围内3S分离器具有明显的优势。3S分离器对天然气组分的变化不敏感。膨胀后压力越低,天然气的液化率越高。     

LNG动力船BOG处理方案探讨

由于国际上严格限定船舶硫排放新规即将实施,液化天然气(LNG)动力船舶的发展迎来重大机遇。但甲烷本身是一种温室气体,LNG动力船储罐以及系统其他部件产生的闪蒸气(BOG)不应直接向大气中排放。针对上述情况,结合供气系统实例,提出一种处理LNG动力船BOG的方案——利用LNG自身外输冷能结合氮膨胀循环进行BOG再液化,并采用ASPENHYSYS对整个BOG处理流程进行模拟。结果表明,该再液化流程对储罐内压力与LNG组分有很大的响应,储罐压力越大,甲烷含量越少,比功耗相对也越大;同时BOG液化率也随着储罐压力的升高而不断减小,并且甲烷含量越低,液化率下降越快。经过对比,对进入换热器前的BOG进行预冷能有效降低能耗,并且本再液化流程从功耗方面明显优于其他船用氮膨胀再液化循环。