中间介质气化器国产化关键技术研究

通过分析中间介质气化器(IFV)的结构特征,提出了IFV换热设计及制造工艺关键技术。经济效益评价认为,国产IFV在采购成本、运行性能及操作费用方面与进口IFV或开架式气化器相比都有较大优势,IFV国产化将有助于提高我国LNG接收站运营的经济性。目前,我国首台IFV样机已制造完成。

中间介质气化器综述

中间介质气化器是液化天然气再气化系统中的核心传热设备,它利用丙烷、异丁烷、氟利昂、氨等介质作为中间传热流体介质,将海水中的热量简接传递给液化天然气。该气化器能量效率更好,对环境条件的敏感性较低,没有结冰或结霜问题,适用于循环加热系统、海上浮动储存与气化系统和冷能发电系统。

传统有机固体废弃物气化制氢技术研究进展

综述了有机固体废弃物采用传统气化制氢技术的研究现状,详细分析了气化介质、气化温度、催化剂3个主要因素对制氢效果的影响,通过作用机理分析及总结应用过程中存在的优缺点,有针对性地提出了该技术存在的技术弊端,并指出未来该技术应从机理性探究、开发高性能复合催化剂/特殊结构催化剂、与煤共气化制氢技术开发及与其他新型气化制氢技术耦合四方面发展,以更好地促进技术的工业化应用。

海工况液化天然气(LNG)中间介质气化器(IFV)的研究开发

气化器是LNG接收站关键设备之一,而中间介质气化器又是很多接收站的首选,本文从结构、传热、选材、强度计算及制造等方面对国内设计制造的首台船用海工况中间介质气化器进行了介绍。

中间介质式气化器LNG跨临界传热特性模拟与分析

建立了中间介质式气化器(IFV)U型管的CFD三维数值模型,开展了LNG跨临界流动传热的模拟,探究了LNG在拟临界点附近及弯管处的流动传热特性,分析了LNG入口质量流量、丙烷饱和温度对IFV传热的影响。结果表明:升温过程中,沿管程LNG出现了明显的流动加速效应,局部传热系数先增大后减小,在拟临界点附近达到最大值;在弯管处内部流场被完全重构,局部换热系数得到加强;随着入口流量的增加,局部传热系数的峰值明显增大且峰值出现位置后移;相同截面处LNG平均温度与丙烷饱和温度成正相关,但局部传热系数的峰值随着丙烷饱和温度的升高而降低,且丙烷饱和温度越高,峰值之后传热恶化的现象越明显。

上海LNG接收站冷能利用中间介质气化器研究

上海LNG接收站一期扩建工程,同期建设一套冷能发电装置。冷能发电装置工艺路线为低温朗肯循环模式,采用中间介质气化器为核心设备。通过对比常规中间介质气化器和冷能发电用中间介质气化器设备参数,为项目实施提供技术支撑。

中间介质气化器换热管破裂工况泄放量的计算方法

中间介质气化器(IFV)是一种组合型的管壳式换热器,广泛应用于LNG接收站项目中。针对管壳式换热器管侧和壳侧操作压力相差较大的特点,工程设计过程中需考虑IFV高压侧换热管潜在破裂的可能性。在调研已投产的IFV基础上,分析其换热管破裂工况的危害,并从安全性、经济性和可实施性方面考虑解决换热管破裂的方法和途径。分析结果表明,在IFV低压侧设置流通能力满足换热管破裂工况泄放量的安全阀是经济有效的措施。结合相关规范和手册,给出换热管破裂工况下超压泄放量的计算方法,并分析高压侧操作压力、破裂孔直径、天然气组成等因素对泄放量的影响,以指导换热器低压侧安全阀的选取,保障工艺系统的安全性。

LNG接收站中间介质气化器的布置优化

本文简要说明现行规范对中间介质气化器与紧急切断阀布置要求的变迁。以某接收站改扩建项目为例,在与一期布置进行比对的基础上,说明了现行规范对改扩建项目的影响,并给以后的类似项目提出建议。

LNG中间介质气化器的中试及工业化应用

分析了液化天然气中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer,IFV)的典型结构,阐述了其主要传热过程及传热计算方法,介绍了IFV中试试验装置,并对中试试验结果进行了分析。结果表明,IFV设备整体性能满足设计要求,实测值与理论计算值吻合,设计计算方法可靠。工业化应用效果表明:IFV的传热计算、工程设计及制造技术满足LNG接收站运行需求。

生物质气化及其影响因素研究进展

介绍了生物质气化反应器及影响气化过程的因素。对比了不同反应器的差别,介绍了基于这些反应器的气化研究进展。着重阐述了物料类别、温度、气化介质、粒径、ER、S/B等不同气化影响因素对气化过程及产气的影响。

富N生物质原料气化过程NOx前驱物生成特性及规律

基于水平管式反应器气化条件,结合化学吸收-分光光度法和X射线光电子能谱(XPS)分析,研究了四种富氮生物质(豆秆(SBS)、稻秆(RS)、玉米秆(CS)和中密度纤维板(MDF))气化过程NO_x前驱物生成特性及规律,对比考察了燃料特性(燃料N官能团、N含量)及气化条件(温度、气化介质)的影响。结果表明,NH_3-N为主要NO_x前驱物并伴随一定量的HCNN,绝大部分形成于初次裂解和二次反应同时进行的挥发分析出阶段。各因素通过影响NO_x前驱物组分生成路径而改变其产率:燃料特性对产率的影响主要体现在N官能团(胺类-N(N-A)类型)稳定性方面,与N含量关系不大,因不稳定N-A在初次裂解中的关键作用,MDF总产率高达74.7%(质量分数),比秸秆类平均总产率高出15%(质量分数);温度和气化介质会影响二次反应中与NO_x前驱物相关的反应路径(特别是加氢氢化反应),秸秆SBS气化,温度从800℃到1000℃,NH_3-N产率从38.9%(质量分数)增加至47.7%(质量分数),HCN-N产率先增加后减少,峰值为18.3%(质量分数),源于各反应路径受温度影响的平衡性;气化介质改变加氢氢化反应,CO_2主要影响HCN-N,起一定抑制作用,H_2O主要影响NH_3-N,起促进作用,因此,通过调节气化介质比例可一定程度改变NO_x前期物组分的选择性。

生物质气化技术的研究进展

生物质能是一种理想的可再生能源,由于其储量大、低污染、热值高等优点,现已被广泛开发利用。论述了生物质气化技术的基本原理,反应过程及影响气化特性的因素,如温度、气化介质、催化剂。并对当前国内外生物质气化技术应用现状进行概括,最后就生物质气化技术存在的问题提出几点建议。

CO_2对煤焦气化特性影响实验研究

煤气化过程的主要影响因素为气化介质,目前常用的气化介质包括CO_2和H2O。随着煤炭高效利用技术的发展,煤气化介质研究开始受到重视。基于国内外研究现状,选取红沙泉烟煤为实验对象,采用立式固定床反应器对煤焦气化进行实验研究,分析了CO_2浓度和停留时间对煤焦气化特性的影响。研究表明:CO_2浓度越大,停留时间越长,煤焦产率越低。

粉煤分区流态化气化试验及展望

粉煤分区流态化气化是国内外没有先例,我们自行开发的一种新的气化方法。本文简要介绍了该法的基本原理及其冷态、热态和扩大性试验结果。煤气热值可达6.70MJ/m_n^3以上,能满足大部分工业炉窑的燃气要求。采用常压操作,不用富氧和高压。投资和成本都比其它气化方法低。使用煤种较宽,可用烟煤、无烟煤和褐煤,所用煤的粒度为1～5mm。

松木屑在氧气-水蒸气-二氧化碳氛围下的气化模拟研究

以氧气-水蒸气-二氧化碳作为气化介质,松木屑为原料,采用Aspen Plus软件,结合自建模型,对生物质气化进行了模拟研究。首先,利用文献中的数据对模型进行了验证,模拟结果与文献中的数据基本吻合,证明了该模型的正确性。接着,考察了气化温度、氧气用量(c_(ER))、水蒸气与生物质质量比(m_S/m_B)、二氧化碳与生物质质量比(mCO2/mB)对产气组成、气体热值、气体产率、气化效率和产气氢碳比(n_(H2)/n_(CO))的影响。结果表明:在850℃、101.325 k Pa、c_(ER)=0.2、m_S/m_B=1、mCO_2/m_B=0.6的条件下,气化产物特性为气体热值7.45 MJ/m^3、气体产率1.78 m^3/kg、气化效率73.3%、氢碳比1.79。适当提高气化温度有利于气化。c_(ER)的增大使气体热值、产率和气化效率均迅速降低;但对产气中氢碳比的影响较小。此外,气化剂中水蒸气的适量增加有利于氢气的产生并能明显提高其体积分数,二氧化碳的适量增加有利于一氧化碳的产生并能在一定程度上提高其体积分数,二者均能有效调节产气的氢碳比。

液化天然气接收站气化器自主研制与工业化研究

LNG气化器是LNG接收站中除LNG储罐外单体投资最大、最重要的设备,对项目的安全生产起到关键作用,长期受制于国外公司,开展国内自主化成为当务之急。以大型LNG气化器为例,总结LNG装备自主化的技术路线与研究经验,为后续LNG设备或其他行业设备自主化项目提供参考。

国内液化天然气接收站海水气化器的比较与选择

对国内现有液化天然气接收站中主要使用的海水气化器进行了介绍,对其使用和分布情况进行了简要分析,归纳并预测国内不同地域的海水气化器使用情况,合理推荐了与未来各地区接收站发展相适应的气化器。

空气热源式气化技术在大型LNG接收终端的应用

近年来,空气热源式气化设备和技术(Ambient air-based heating vaporization,AHV)因其具有环境友好、节约能源、可持续利用等优势而在其他国家的新建LNG项目中不断得到实践验证和推行。为此,介绍了AHV的技术特点、分类及其在世界各地的最新应用情况,并与常规气化技术进行了对比,进而提出了该类技术的应用条件,分析了该技术方案的优缺点。结果认为:①LNG接收终端所处位置具体环境的气象条件(年最低环境温度、湿度、风向和风速、持续时间等)是选择合适的AHV技术的关键因素;②设计空气热源气化系统需要确定它的最低环境温度以及备用热源系统需要热机备用的工况条件;③相对于浸没燃烧式气化器,AHV系统的优势明显,且燃气(电)价格比率越高,其优势越显著;④在不适合采用海水开架式气化技术的条件下,AHV可作为优选方案;⑤在免费海水使用受限、天然气燃烧制热成本高昂的情况下,以空气热源作为气化系统基荷热源是最为便利和直接的选择。为中国规划和设计新建LNG接收终端提供了更为经济和环保的气化技术选项。

生物质CO_(2)/H_(2)O共重整气化的热力学分析

文章基于吉布斯自由能最小化原理对生物质重整气化过程进行了热力学分析,研究了气化温度、CO_(2)/C和S/C等参数对生物质重整气化过程的影响。研究结果表明:适当提高气化温度可以增大H_(2)和CO产率、降低CH_(4)和C产率;气化剂中CO_(2)的增加可以提高CO产率、降低H_(2)/CO,H_(2)O的增加可以提高H_(2)产率、增大H_(2)/CO;通过调控CO_(2)/H_(2)O,可有效调节合成气的H_(2)/CO;当气化温度为700℃,CO_(2)/C为0.5,S/C为1.5时,H_(2)产率为1.07 m^(3)/kg,CO产率为0.56 m^(3)/kg,基本没有CH_(4)和C的生成,气化效率达到了111.88%,合成气的H_(2)/CO约为2。

熔渣床粉煤气化工业性试验

熔渣床粉煤气化法,是以空气、蒸汽为气化介质,以液态渣为热载体,在常压下,利用烟煤粉进行完全气化,是生产合成氨原料气的新方法。1970～1975年,曾在北京锅炉厂的中试装置上,作了94次试验,累计运转1816小时,初步建立了工艺过程,但单次运行时间较短,不到90小时。为了与小合成氨厂配合,并使此技术更接近于实用阶段。因此,从1976年起。