压缩冷凝膜分离回收丙烯工艺中膜系统对其他系统的影响研究

针对聚丙烯装置中丙烯回收过程,通过理论推导和HYSYS模拟,探讨了压缩冷凝膜分离(CCM)工艺中膜分离系统对原有压缩冷凝(CC)工艺中的气柜系统、压缩系统和冷凝系统的影响。通过气柜中丙烯质量衡算确定了气柜内丙烯浓度随气柜内气体体积减少而降低,在此基础上,确定了膜分离系统循环渗透气对压缩和冷凝系统的影响。针对膜系统对其他系统的影响,提出了调节控制CCM工艺的措施,并对实际生产中遇到的季节变化、膜性能变化、不凝气累积等问题提出了解决方案。

浓缩商覆盖立方体技术研究

提出一种新的浓缩商覆盖立方体的数据立方体压缩技术,在商覆盖立方体中省略了部分只依据基本表即可快速应答查询的基本单元组,从而缩小其体积。给出浓缩商覆盖立方体的生成算法和查询算法。实验结果表明,浓缩商覆盖立方体的元组数量仅为原商覆盖立方体的62%,验证了浓缩商覆盖立方体技术的有效性。

压气储能地下储气库压缩湿空气热力学模型

为了解地下储气库内的湿度变化过程及其对压缩空气热力学过程的影响,基于压缩空气热力学理论,分析了水蒸气的相变传热机理,提出了考虑空气湿度因子影响的压缩空气热力学模型,并进行了验证。通过算例,分析了湿度变化对压缩空气压力与温度变化规律的影响以及储气库冷凝与蒸发效应。研究结果表明,入库气体含湿量大小对储气库压缩空气的压力影响较弱,对压缩空气的温度影响较为显著。在放气阶段,储气库内的相对湿度逐渐升高,并有可能达到100%,从而产生冷凝现象;在充气阶段,储气库内的相对湿度逐渐降低,并将产生蒸发现象。储气库内的冷凝水量总体上大于蒸发量。工程设计时,应关注储气库长期运行后的冷凝水处理问题。

玛河气田天然气处理站工艺改进

玛河气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级降压闪蒸+提馏工艺。油气处理装置存在乙二醇再生系统设计不合理、乙二醇再生损失严重、凝析油余热未能有效利用、增压富气直接外输影响外输干气烃、水露点等问题。通过改进乙二醇再生塔结构、设置乙二醇富液过滤装置和乙二醇贫液冷却装置、改进稳定凝析油换热流程及增压后富气流程等措施,每年油气处理装置可节约燃料气32.18×104m3,减少乙二醇损失15.55 t,增产凝析油231.0 t。玛河气田天然气处理站的工艺改进是有必要的。

LNG接收站BOG联合处理运行方案优化

中石油唐山LNG接收站同时存在再冷凝与高压压缩外输两种BOG处理工艺。在低外输工况时,仅采用高压压缩方式处理BOG无法充分利用LNG冷能,且增压压缩机运行功率高、能耗较大。为此,利用ASPEN HYSYS软件,采用数值模拟与理论研究相结合的方法,对唐山LNG接收站BOG联合处理方案进行研究,制定并优化了再冷凝器与增压压缩机联合运行方案,以达到充分利用LNG冷能、降低增压压缩机运行功耗的目的。结果表明:BOG流量对下游LNG温度影响最大,调节再冷凝器下游LNG温度变化时应采用控制BOG流量为主、BOG温度与LNG总管流量为辅的调节手段;优化后的联合运行方案可降低增压压缩机功耗5%~20%,每年可节约用电约9.4×105kW·h,优化效果明显。研究成果可为LNG接收站BOG联合处理工艺计算及运行方案制定提供理论参考。(图7,表6,参26)

液化天然气BOG的计算方法与处理工艺

介绍了液化天然气蒸发气(BoilOffGas,BOG)的产生原因,不同条件下BOG量的计算方法,以及直接压缩和再冷凝两种BOG处理工艺。利用伯努利方程定量地对两种处理工艺的能耗进行对比,并进行实例验算。结果表明:在相同工况下,再冷凝工艺比直接压缩工艺节能,且处理的BOG量越大、LNG储罐储存压力越低﹑外输管网压力越高,再冷凝工艺的节能效果越明显。得出结论:再冷凝工艺适用于大型LNG接收站处理BOG,直接压缩工艺适用于小型LNG卫星站处理BOG。

LNG接收站BOG处理工艺优化及功耗分析

为优化LNG接收站BOG处理工艺,降低整个接收站的功耗,以外输量为200 t/h、储罐BOG蒸发量为3.04 t/h的某LNG接收站为例,对再冷凝工艺和直接压缩工艺两种典型的BOG处理工艺进行了功耗分析,得出BOG压缩机和LNG高压泵的功耗为整个工艺的主要功耗。运用ASPENHYSYS模拟软件对现有工艺流程进行了优化:在现有BOG处理工艺的基础上,通过对LNG进一步加压至高于外输压力,靠气化后膨胀高压外输天然气做功来实现BOG的压缩和对LNG的加压。优化结果表明:BOG直接压缩工艺和再冷凝工艺分别节约功耗1 616.27 k W、1 270.64 k W。