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。     

膨胀机液化流程中的冷剂配比及性能优化

小型天然气液化装置具有结构紧凑、投资少、操作简单等优点。采用化工软件HYSYS对氮气膨胀流程、丙烷预冷氮气膨胀流程和丙烷预冷N2-CH4膨胀流程进行模拟,以比功耗为目标函数,对液化流程的关键参数以及制冷剂组分进行优化,发现由于N2和CH4的比热容Cp、绝热指数k不同,使得N2与CH4之间存在最优配比。结果表明,优化后的丙烷预冷膨胀液化流程比功耗要比传统氮气膨胀液化流程要少22.7%。制冷剂在循环过程中均处于气相,受外部环境影响较小,因此优化后的N2-CH4膨胀流程在我国小型零散天然气市场具有良好的前景。     

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。     

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。     

小型撬装式天然气液化流程模拟与分析

基于中国绝大多数天然气田储量不大,而且分布较分散,离天然气管道较远,因此小型撬装式天然气装置在中国具有广阔的应用前景。小型撬装式天然气装置要求设备少、结构紧凑、操作简单、可靠性高、适应性强、操作弹性大。这对于净化与液化流程提出了更高的要求。采用化工流程软件HYSYS,对单阶混合制冷剂流程,氮气膨胀流程和带丙烷预冷氮气膨胀流程三种工艺流程进行了模拟分析,并以单位能耗为指标对上述三种流程进行了优化。结果发现带丙烷预冷氮气膨胀流程换热平均温差较小,而且能耗较低、流程简单、启动快、操作与维护方便,是比较适合于小型撬装式液化天然气装置的流程。     

带膨胀机液化流程优化及膨胀机关键运行参数研究分析

带膨胀机液化流程由于流程简单、安全性高等优点,在小型边际气田以及FPSO-LNG具有广阔的市场前景。对传统氮气膨胀液化流程进行创新与优化,以提高能量利用效率,是液化流程研究的关键点。采用HYSYS软件以比功耗作为目标函数,对不同带膨胀机液化流程中膨胀机的关键运行参数进行优化研究,给出不同膨胀机液化流程中膨胀机的关键运行参数对流程性能的影响。研究结果表明,在换热器压力承受范围内提高膨胀机的出口压力对于降低能耗具有显著作用,合理选取双循环膨胀流程中的制冷剂有益于节能。     

LNG船用BOG再液化装置工艺流程模拟

文中运用工程模拟计算软件ASPEN PLUS对LNG船用蒸发气体(BOG)再液化装置工艺流程进行了较全面和深入的模拟计算.通过对模拟计算结果进行分析,得到用丙烯预冷的再液化工艺流程中的主要工艺设备运行参数:海水冷凝器冷凝温度、BOG压缩机出口压力、丙烯压缩机出口压力以及混合制冷剂压缩机出口压力对再液化效率和能耗有着不同...     

降低空气中CO_2浓度的低温液化法

为了防止封闭型工作环境空气中CO2的含量超标,应用低温液化的方法来分离空气中CO2。对采用级联式液化、氮膨胀液化降低空气中CO2浓度的流程进行了模拟计算和关键参数的比较,得出利用低温液化法从空气中分离出二氧化碳,达到净化空气、改善密闭空间空气品质的方案是可行的。     

MFC液化流程的分析和优化

MFC为适用于大型LNG工厂的三阶液化流程,运行时功耗较高。因此流程任何的性能提升都能够明显降低功耗。使用HYSYS软件对MFC流程进行模拟和分析。对预冷、液化、过冷循环中制冷剂组分进行了敏感性分析,给出MFC流程中每阶循环中各组分对流程性能的影响。将MATLAB优秀的数值计算能力和友好界面等特点与HYSYS强大的物性包相结合,使用遗传算法对MFC液化流程进行全局优化,优化后流程比功耗降低为4.685k Wh/kmol。基于优化结果对流程中的主要设备进行分析,同时给出进一步降低损失的建议。     

小型天然气液化流程模拟与设计

针对低压天然气特点,设计了3套天然气闭式膨胀液化流程,选择PR(Peng-Robinson)方程进行混合物的相平衡计算,采用化工模拟软件PRO/Ⅱ进行了模拟计算;分析比较了不同液化流程的关键热力学参数,并进行了关键设备的可行性分析。结果表明:丙烷预冷双级天然气膨胀液化流程的比功耗比无预冷单级天然气膨胀液化流程、无预冷双级天然气膨胀液化流程低,液化率高,而且设备均可实现。综合分析结果,选用了丙烷预冷双级天然气膨胀液化流程。并指出天然气节流前温度越低,其液化率越高,比功耗越小。天然气膨胀比越高,液化率越高。     

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。     

混合制冷剂循环液化天然气流程的优化分析

在液化天然气流程中,混合制冷剂循环液化天然气流程由于其机组设备少、流程简单、管理方便等优点而备受国内外关注。本文对两种混合制冷剂循环液化天然气流程分别以流程中压缩机耗功最小、压缩机耗功与丙烷预冷量之和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;并对计算结果进行分析。     

利用天然气管网压力能的小型液化流程设计

针对城市天然气高中压管网调压站的压力能回收利用,综合考虑LNG储运过程中广泛面临的BOG(Boiloff gas)问题,提出了一种结合混合工质循环、利用天然气压力能生产高品质LNG的小型液化流程。研究分析了预冷温度、动部件效率、低温换热器性能及液化天然气温度对流程天然气液化比的影响,优化的流程结果参数表明,当所得液化天然气储存在4bar,-160℃时,流入系统18.26%的天然气可被液化,其余部分外输中压管网;提出了在LNG买卖市场中根据LNG品质议价的建议,以从根本上减少LNG储运、装卸及使用过程的BOG排放量,进而减少经济损失与能源浪费。该流程可应用于城市燃气调峰,也可进行二次销售,具有较好实用性和经济性。     

带压液化天然气流程中二氧化碳晶体析出现象初探

带压液化天然气(PLNG)是在较高压力下(1~2MPa)液化并储存的天然气,对应的液化温度约-100~-120℃。较高的液化温度大大增加了LNG中CO2的溶解度,使得天然气液化流程有可能去掉占地很大的CO2预处理装置。不同条件下带压液化天然气中CO2晶体析出现象的研究是PLNG技术的基础。借助HYSYS软件,初步分析了天然气组分及PLNG储存温度对CO2晶体析出温度和溶解度的影响。结果表明,CO2和乙烷的含量对CO2析出温度有较大的影响,析出温度随着CO2浓度的增大而增大,而随乙烷含量的增大而降低;而氮含量对析出温度的影响较小。此外,随着PLNG储存温度的降低,二氧化碳溶解度也逐渐降低。     

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。     

无回热混合制冷剂循环(MRC)液化天然气流程的系统模拟

针对混合制冷循环液化天然气流程的热力学研究进行流程的系统模拟。系统介绍了第一个多股换热器前高低压制冷剂之间不进行回热的典型混合制冷循环液化天然气流程的计算方法;指出了进行此类流程计算时应注意的事项:针对特定的参数进行了全流程的模拟,得到了流程各节点压力、温度、焓、熵、汽液两相流量、总流量、汽液两相摩尔分率;同时得到了流程中压缩机耗功、丙烷预冷量、制冷剂流量、各换热器的换热量等表示流程性能的参数     

几种国外新型的小型天然气液化流程分析

液化流程的设计是小型天然气液化装置开发研制的关键。文中介绍了国外天然气液化装置研究机构和设计制造公司所提出的几种小型天然气液化流程,阐述和分析了其液化方法和特点,指出国外小型天然气液化流程制冷主要采用了天然气膨胀循环,制冷剂膨胀循环和混合制冷剂循环;其液化装置采取了模块化定制成撬块的思路,并且考虑了环保性。认为膨胀制冷方法在小型天然气液化流程中将得到广泛的应用。     

天然气管网压力能利用方案

以北京燃气集团西集镇天然气调峰示范站项目为例,建立LNG调峰装置调节管网天然气供应与消耗的平衡,提出天然气增压透平膨胀机预冷流程,采用气体轴承增压透平膨胀机回收利用天然气管网向用户供气调压过程中产生的冷能,提供给LNG液化系统预冷,可使流程中天然气液化功耗降低1.3%,提高了能源利用率以及天然气管网运行的经济性。