串级PID控制在蒸汽凝液回收系统中的应用

为了实现对精馏塔换热器等蒸汽及凝液的余热回收利用,借助凝液回收罐液位的高低对凝液回收泵的启停和液位联锁值实现自动控制。但是简单控制系统不能保证设备的安全工作,会造成设备的故障率增高。通过在现有凝液回收系统中凝液泵的出口增压力变送器,凝液泵实现变频控制。通过集散控制系统(DCS)实现远程控制凝液泵启停,减少工艺生产中的人员浪费,引入串级控制方式和比例积分微分(PID)参数整定调节功能,实现对凝液泵的柔性控制,降低设备故障率,减少检修频次的目标。

天然气液化与凝液回收工艺联用能耗研究

为提高天然气液化工艺的能量利用率和设备集成度,将天然气液化工艺和凝液回收工艺集成在同一流程,两者共用换热器和制冷循环流程。基于模拟软件进行工艺建模,分析了联用工艺较单独工艺的区别和优势,通过建立目标函数、约束条件和决策变量等实现了联用工艺参数的持续优化,从能耗和?损失两方面分析了优化效果。结果表明,联用工艺可省去脱甲烷塔塔顶冷凝器和分离器的设置,降低塔底重沸器的能耗,减少设备投资和运行成本,联用工艺优化后,混合冷剂流量、配比及压力参数均有所变化,单位能耗从0.421 kWh/kg降至0.375 kWh/kg,降幅10.92%。

工艺凝液泵机械密封故障自动检测方法研究及应用

针对工艺凝液泵机械密封受环境和自身机械扰动影响易产生失稳故障的问题,构建了基于谱特征分析的故障检测方法:采取大数据传感信息感知方法对故障原始样本信息采样;对采集的的数据进行信号拟合并进行多尺度分解;根据分解的频谱特征分布的差异性进行故障辨识;采用人工神经网络学习算法实现故障自动检测和自适应学习训练。对比分析表明,该方法检测概率提高8%,具有更好的故障辨识和特征分析能力。

再沸器控制系统凝液排放的优化与设计

指出了再沸器控制系统中蒸汽凝液正常排放的重要性,并简要回顾了蒸汽凝液排放中常见排放装置的特点。根据再沸器控制原理,结合实际项目改造经验,针对再沸器控制系统的不同缺点和需求,采用不同的凝液罐系统进行优化设计。最后介绍了凝液罐系统的设计和注意事项。

冷凝器凝液泵齿轮轴断裂原因分析

冷凝器凝液泵齿轮轴在运行过程中断裂,其材质为42CrMo,采用断口分析、力学性能试验、金相组织分析、扫描电镜观察和能谱分析等手段对其断裂原因进行了分析。结果表明:介质中的Cl^(-)在齿轮轴表面诱发点蚀,裂纹起源于点蚀坑,点蚀坑处因应力集中而成为疲劳源,当凝液泵高速运转时,泵轴承受着很大的交变载荷,由于材料的强度偏低,泵轴很容易发生疲劳断裂。在疲劳源处产生的微裂纹在交变载荷作用下逐步扩展,使泵轴的有效承载面积不断减少,当其面积达到泵轴剩余承载面积的临界值时,泵轴就会发生断裂。

乙烯装置凝液回收系统运行存在的问题及技术改造

介绍了独山子石化公司220 kt/a乙烯装置凝液回收系统存在的运行瓶颈问题,通过技术调研和设计优化并落实技术措施,在消除乙烯装置凝液回收系统运行瓶颈的同时,进一步回收了工业凝液并再利用,实现了绿色工厂无异味的管控目标。通过局部区域的小改造,提升了装置上、下游单元的运行效能,降低了生产成本。

重沸器蒸汽凝液回收过程水击现象的研究

重沸器蒸汽凝液回收是石油化工过程中的关键环节,能够提高能源利用效率并降低用水成本。然而,在该过程中常常会出现水击现象,给系统安全稳定运行带来挑战。水击现象的发生不仅可能造成设备损坏,还可能对生产环境和人员安全构成威胁。因此,深入研究重沸器蒸汽凝液回收过程中水击现象的成因、机理以及控制方法具有重要意义。本文旨在探讨水击现象在重沸器蒸汽凝液回收过程中的表现及其影响因素,并提出相应的解决方案,以促进工业生产的安全高效运行。

某天然气处理厂凝液处理装置扩容改造技术研究

某天然气处理厂进站凝液较多,超过凝液处理装置处理能力,造成轻油产品不达标,针对此问题,通过扩容改造方案并对凝液处理工艺方案进行技术性及经济性对比,最终确定满足现运行要求的最优工艺方案,为今后类似天然气处理厂凝液处理装置扩容改造提供技术借鉴及参考。

含气溶胶竖直壁面冷凝液演化特性

为了研究壁面气溶胶颗粒层对蒸汽冷凝液生成行为的影响,本文针对不可溶气溶胶沉积竖直壁面上的蒸汽冷凝过程开展研究。采用可视化的方法建立了蒸汽冷凝实验平台并开展实验,观察冷凝液的发展规律,给出了冷凝速率、颗粒沉积密度对冷凝液演化特性的影响。结果表明:竖直壁面凝液演化经历液滴生长、液滴滑落和水流发展等过程,稳态冷凝液分布包括水流、液滴和薄水膜3个区域。高冷凝速率或高颗粒沉积密度环境下,液滴生长时间更短、凝液演化速度更快,随着冷凝速率和沉积密度的增加,水流的数量及其所占面积份额均增加。本文研究结果可为气溶胶冲刷模型优化提供依据。

闪蒸气压缩产生凝液量的影响因素研究

在海上油气田开发过程中,天然气和原油的处理指标要求影响工艺流程的设计,而最终工艺流程的设计影响着外输气以及凝液的组分和量。结合海上某油田开发项目,本文对海上油气田开发过程中,海上平台的凝液量和组分进行研究,分别分析了闪蒸级数、油品组分对凝液量的影响,并给出凝液去向的建议。通过研究发现,闪蒸级数和油品组分影响闪蒸气压缩过程中产生的凝液量。

煤层气输气管线井口用螺旋节流凝液排水装置应用研究

煤层气集输系统冬季管压普遍上涨,正扫线、反扫线以及传统凝液缸排水效果不佳。严重制约了冬季产量运行,管线积液较多、难以通过目前的采气管线积液清理手段保障采气管网的输气效率。针对此问题,文章创新设计螺旋节流凝液排水装置,通过装置内部的旋涡导向板强制改变缸体内含水气体流态,使气体通过斜体导向板、漩涡导向板与中心管形成的螺旋通道经过与各接触面的碰撞进行节流降压,从而实现节流凝析出水实现气液分离,分离效果更好,且解决了传统凝液缸存在的管理难题。

煤化工高温冷凝液显热优化利用研究与实施

某煤化工企业空分透平采用锅炉产高压蒸汽驱动,直接空冷冷凝,其凝液温度较高(70℃)。空分透平凝液回收至热电生产中心化学水装置制水系统,与反渗透产水混合后进入混床,引起化学水装置除盐水温度也偏高,大部分外供除盐水需要通过循环水换热器冷却后才能满足相关用户使用要求,造成较大的热量损失和循环水蒸发损失。经对空分装置高温凝液显热优化利用研究与改造,根据其位能情况及水质情况,采用将空分透平凝液经除铁过滤后直接送往热电除氧器,避免与化学水装置除盐水混合,能有效实现高品位(温位)能量直接利用,达到节能、节水、减排的目的。作者在文章中介绍了空分透平高温冷凝液显热优化利用的分析研究和实施方案。

低压蒸汽凝液管道减薄原因分析

针对某公司焚烧系统装置中低压蒸汽凝液管道首次定期检验发现的多个弯头减薄情况,通过对装置生产工艺、管道运行参数及介质、材料的分析和管道减薄弯头切割观察,综合判断该管道损伤模式,分析缺陷产生的原因,并对此类具有减薄倾向的压力管道检验及预防措施提出几点建议。

海南福山油田天然气凝液回收工艺比较

天然气（尤其是凝析气及伴生气）中除含有甲烷外，还含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类，为了获得液体燃料和化工原料，需要将天然气中的烃类进行分离和回收。目前，天然气中的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及更重烃类除乙烷是以气体形式存在外，其它都是以液体形式回收的。由天然气中回收到的液烃混合物统称为天然气凝液（NGL），我国习惯称为轻烃。从天然气中回收凝液的工艺过程称之为天然气凝液回收，回收到的天然气凝液或直接作为商品，或进一步分离为乙烷、液化石油气（LPG）及天然汽油（C5^＋）等商品。

LNG凝液回收技术经济浅析

依据液化天然气的组成特点,从经济和技术两方面入手,初步论述了LNG凝液回收的必要性和可行性,分析了LNG凝液回收的典型工艺流程和参数,并以青岛进口300×104t/a萨哈林LNG项目为背景,对凝液回收项目的投资和效益进行了预测。结论认为,对大部分LNG而言,C2及C2+重组分含量高,有利于进行凝液回收;回收凝液不仅可为LNG接收公司和下游用户带来现实和潜在的经济效益,同时还可调整LNG热值,使之与陆上天然气热值匹配,减少热值变化对用户的干扰;凝液回收工艺成熟,操作灵活;进行LNG凝液回收是必要和可行的。建议及时开展LNG凝液回收及下游综合利用方面的相关研究。

天然气凝液回收工艺RSV流程的模拟与分析

回收天然气中的乙烷及以上组分时,当原料气中CO2含量超过一定值以后,膨胀机出口及脱甲烷塔顶部容易发生CO2冻堵。采用外输干气回流的乙烷回收工艺——部分干气循环工艺(RSV),可以在不降低乙烷回收率的前提下提高脱甲烷塔的操作压力,降低外输干气再压缩功率的同时有效避免CO2冻堵的发生。采用HYSYS软件模拟RSV工艺回收天然气中的乙烷及以上组分,实例研究表明:原料气CO2的物质的量分数为2.4%时,乙烷回收率为86%,乙烷回收装置不会发生CO2冻堵;分离器过冷气相的比例不宜过高,一般为10%～30%;外输干气回流的比例一般为10%～20%;根据不同的原料气组成及操作工况,分离器液相可以选择全部过冷也可以部分过冷。

常规及创新高压凝液回收流程对比

塔里木盆地地区的英买、迪那等大型高压凝析气田目前仅对原料天然气进行了烃水露点控制,重烃回收率低,经济效益没有实现最大化,对此类气田进行凝液回收可显著提升气田的经济效益。现今适用于高压天然气凝液回收的流程主要为HPA(high pressure absorber)流程,本文在HPA流程基础上提出两种改进流程,即改进Ⅰ型流程和改进Ⅱ型流程。并通过SQP(sequential quadratic programming)算法以单位能耗最低为目标函数对3种流程进行操作参数优化,并通过能耗分析表明:3种流程具有不同原料气贫富和压力适应范围,在贫气条件下,原料气压力在7000~8000kPa范围内,改进Ⅰ型比HPA流程更节能,而当原料气压力高于7500kPa时,改进Ⅱ型流程能耗开始低于前两者,且随原料气压力增加,节能效果更加明显。而对于富气,改进Ⅱ型流程能耗最高,改进Ⅰ型与HPA流程区别不明显。

冷剂制冷-油吸收复合凝液回收工艺的应用

为了进一步提高天然气凝液装置的产品收率,本文针对凝析气田中气源压力高,无压差可利用的工况条件,应用冷油吸收原理,通过工艺流程模拟分析与研究,确定了冷剂制冷-油吸收复合凝液回收工艺原理流程。通过流程模拟,分析了影响丙烷回收率的主要因素。本文实例研究表明:相同制冷温度下,冷剂制冷-油吸收复合工艺的丙烷回收率比原冷剂制冷工艺可提高23%～27%。适当提高吸收塔的压力,对增大丙烷回收率有利,但吸收塔压力的确定要综合考虑原料气压力和外输气压力的大小。吸收剂循环流量对丙烷回收率、两塔热负荷的影响是十分显著的,吸收剂循环流量越大,丙烷收率越高,但吸收剂流量增大到一定值后,丙烷回收率增加量变缓,同时脱乙烷塔、塔冷凝器以及重沸器热负荷显著增加,吸收剂循环流量比控制在0.7～0.75之间比较合理。

利用液化天然气冷能的天然气凝液回收工艺

提出了液化天然气(LNG)冷能用于回收天然气中天然气凝液的工艺。该工艺天然气凝液的回收率为96.8%,其中乙烷的回收率为93.2%。建立了该工艺的分析模型,分析了该工艺的能量利用情况,指出了工艺中用能薄弱的环节,为整个工艺流程的优化提供了理论依据。经分析,该工艺的效率为44.3%;与电压缩制冷工艺相比,节电效率为65%。

高压吸收塔工艺回收天然气凝液的模拟分析

传统的天然气凝液回收流程中吸收塔的压力设置受分馏塔(脱甲烷塔/脱乙烷塔)压力的限制,当所处理的原料气压力高于6MPa,CO2量分数超过5%时,膨胀机的膨胀比很大,导致天然气凝液回收装置的能耗较大、膨胀机出口及吸收塔塔顶塔板处容易发生CO2冻堵。高压吸收塔工艺中吸收塔与分馏塔的操作压力可单独设置,吸收塔的操作压力较高,降低了外输干气的再压缩功率,膨胀机出口及吸收塔塔顶塔板处的操作工况远离了CO2固体的形成条件。研究实例表明:与传统的凝液回收流程相比,高压吸收塔流程中外输干气的再压缩功率降低了26.1%、吸收塔的CO2冻堵温度裕量升高了19.45℃、主换热器的热利用率提高了7.7%、丙烷回收率高达99.3%。