液化工艺（通用9篇）
液化工艺 篇1
摘要：煤直接液化工艺条件中的温度、压力、空速、气液比等对液化反应都有着很大的影响,结合神华煤直接液化工艺,概述了各项因素对煤液化反应的影响。
关键词：煤直接液化,温度,压力,空速,气液比,影响
煤直接液化技术是由德国人于1913年发明的,并于二战期间在德国实现了工业化生产。二战后,中东地区大量廉价石油的开发,煤炭直接液化工厂失去竞争力并关闭。20世纪70年代初期,由于世界范围内的石油危机,煤炭液化技术又开始活跃起来。日本、德国、美国等工业发达国家,在原有基础上相继研究开发出一批煤炭直接液化新工艺,其中的大部分研究工作重点是降低反应条件的苛刻度,从而达到降低煤液化油生产成本的目的。目前世界上有代表性的直接液化工艺是日本的NEDOL工艺、德国的IGOR工艺和美国的HTI工艺。这些新直接液化工艺的共同特点是,反应条件与老液化工艺相比大大缓和。神华煤直接液化工艺是我国拥有自主知识产权的目前世界上最先进的直接液化工艺,无论是在反应条件降低上还是在油品收率上较之以前的工艺都有明显的优势。
1 煤直接液化反应机理及工艺流程简述
1.1 煤直接液化反应机理
煤浆在高温、高压和氢气环境下,通过催化剂的作用,发生煤加氢液化反应生成液态烃类产物,再经产品分馏得到液化轻油馏分和液化重油馏分。大量研究证明,煤在一定温度、压力下的加氢液化过程基本分为3大步骤。
第一步,当温度升至300℃以上时,煤受热分解,即煤的大分子结构中较弱的桥键开始断裂,打碎了煤的分子结构,从而产生大量的以结构单元分子为基体的自由基碎片,自由基的分子量在数百范围(注:自由基的定义,由共价键均裂产生,自身不带电荷,但带有未配对电子的分子碎片)。
第二步,在具有供氢能力的溶剂环境和较高氢气压力的条件下,自由基被加氢得到稳定,成为沥青烯及液化油的分子。能与自由基结合的氢并非是分子氢(H2),而是氢自由基,即氢原子,或者是活化氢分子,氢原子或活化氢分子的来源有煤分子中的氢再分配、供氢溶剂碳氢键断裂产生的氢自由基、氢气中的氢分子被催化剂活化、化学反应放出的氢。
如果系统中供给CO+H2O,可发生变换反应(CO+H2O→CO2+H2)放出氢。当外界提供的活性氢不足时,自由基碎片可发生缩聚反应和高温下的脱氢反应,最后生成固体半焦或焦炭。
第三步,沥青烯及液化油分子被继续加氢裂化生成更小的分子。
1.2 煤直接液化工艺流程简述
煤直接液化典型的工艺过程主要包括煤的破碎与干燥、煤浆制备、加氢液化(采用一级和二级两个串联反应器)、固液分离、气体净化、液体产品分馏和精制,以及液化残渣气化制取氢气等部分。液化过程中,将煤、催化剂和循环油制成的煤浆,与氢气混合送入反应器。在液化反应器内,煤首先发生热解反应,生成自由基“碎片”,不稳定的自由基“碎片”再与氢在催化剂存在条件下结合,形成分子量比煤低得多的初级加氢产物。出反应器的产物构成十分复杂,包括气、液、固三相。气相的主要成分是氢气,分离后循环返回反应器重新参加反应;固相为未反应的煤、矿物质及催化剂;液相则为轻油(粗汽油)、中油等馏分油及重油。液相馏分油经提质加工(如加氢精制、加氢裂化和重整)得到合格的汽油、柴油和航空煤油等产品。重质的液固淤浆经进一步分离得到重油和残渣,重油作为循环溶剂配煤浆用。
2 煤直接液化工艺条件对液化反应的影响
煤直接液化工艺的主要性能参数是煤转化率、油灰渣转化率、气体收率和液体收率。在直接煤液化技术中,最重要的是使煤转化率、油灰渣转化率和液收达到最高,同时使气体收率降到最低。直接煤液化技术中可以调节和控制的主要工艺变量是反应器温度、反应器操作压力空速和汽液比。操作参数是影响工艺性能、操作工可以调节的以期能改善或恢复装置性能的变量。对这些参数进行调整为匹配不同的原料和达到产品质量要求提供了灵活性,其他变量对工艺性能的影响在以下部分进行了讨论。
2.1 反应温度
在实际操作过程中必须将操作温度控制到足够的高度以确保充分的煤转化率。操作温度是主要的工艺控制变量。反应器的操作温度见表1。
每台反应器的出口温度维持在455℃,所展示的ΔT或者放热量为进入反应器的原料和产品出口之间的差值。由于是返混反应器,具有较高的内循环或者循环煤浆速率,从底部分配盘到反应器顶部反应器的实际轴向温度梯度非常低(5~10℃或者更低)。反应器的实际加权平均床层温度(WABT)将在反应器出口温度的2~4℃之间。从大的方向而言,较高的反应温度有利于裂化反应,而较低的温度有利于加氢反应。表2总结了温度对煤液化工艺性能的影响。
注:有一个最优化的工艺性能水平的操作温度,在此温度下可以使液收最大(与煤的转化率和油灰渣的转化率无关),同时使气收降到最低
2.2 操作压力
操作压力不是实际意义上的操作参数,因为此量是在工艺设计阶段设定的。与所选操作压力有关的关键参数是氢分压,较高的氢分压可以改善加氢反应,降低聚合反应以及焦炭沉积,因此它可以改善可操作性和可靠性。足够的氢分压还能够确保催化剂维持在活性磁黄铁矿状态。
一级反应器的氢分压保持在12.486MPa,二级反应器的氢分压稍微要低一些,保持在12.270MPa。从大方向上来讲,较高的氢分压将有利于加氢反应。表4总结了氢分压对煤液化工艺性能的大的方面的影响。
2.3 干煤空速
空速定义为每h干煤进料流速(以t为单位)与反应器体积比:
干煤空速=干煤进料(t·h-1)/反应器体积
空速的单位为t·h-1·m-3。由于反应器是在大量循环供氢溶剂和氢气的混相中进行操作,干煤的停留时间仅与空速倒数成比例(不等于),每次流量改变时,空速的变化与流量成正比(表5)。
每台反应器的干煤空速大约为0.42 t·h-1·m-3。较低的空速(较低的干煤进料率)有利于提高油渣转化率、液收和气收。空速对煤转化率的影响很低或者可以忽略不计,因为煤转化率主要与温度有关。表6总结了空速对煤液化工艺性能的大的方面的影响。
2.4 气液比
气液比通常用气体标准状态下的体积流量(Nm3·h-1)与煤浆体积流量(m3·h-1)之比来表示,是一个无量纲的参数。因煤浆的密度略大于1000kg·m-3,所以也可以用气体标准状态下的体积流量与流量之比(Nm3·t-1)来表示。
当气液比提高时,液相的较小分子更多地进入气相中,而气体在反应器内的停留时间远低于液相停留时间,这样就减少了小分子的液化油继续发生裂化反应的可能性,却增加了液相中大分子的沥青烯和前沥青烯在反应器内的停留时间,从而提高了它们的转化率。另外,气液比的提高会增加液相的返混程度,这对反应也是有利的。但提高气液比也会产生负面影响,即气液比提高会使反应器内气含率(气相所占的反应空间与整个反应器容积之比)增加,使液相所占空间(也可以说是反应器的有效空间)减少,这样就使液相停留时间缩短,反而对反应不利。另外,提高气液比还会增加循环压缩机的负荷,增加能量消耗,这也是负面作用。综合以上分析,煤液化反应的气液比有一个最佳值,大量试验研究结果得出的最佳值在700~1000Nm3·t-1范围内。
煤炭直接液化是煤炭转化的高技术产业,煤直接液化工艺条件各因素对液化反应及液化装置的经济性均有不同程度的影响,必须通过大量试验和经济性的反复比较来确定合适的工艺条件。煤炭液化技术发展将成为中国能源建设的重要新型产业,对中国能源具有现实和战略意义,
参考文献
[1]高晋生,张德祥.煤液化技术[M].北京:化学工业出版社,2005.
[2]吴春来.煤炭直接液化[M].北京:化学工业出版社,2010.
[3]舒歌平.煤炭液化技术[M].北京:煤炭工业出版社,2003.
液化工艺 篇2
关键词：液化天然气工厂;生产装置;工艺技术;可持续发展
1概况
卤阳湖LNG工厂属于基本负荷型液化天然气工厂。日处理天然气30×104m3，LNG日平均产量197.8t，装置正常生产的波动范围为50～110%，LNG储罐的容积为5000m3，生产的LNG由专用运输车通过公路运输至各LNG接收站。气源通过中石油煤层气管道输送至工艺装置区，以1.5～1.7MPa，温度范围为3～20℃的工艺条件经计量调压后进入压缩机增压，压力稳定在4.9MPa进入装置进行处理。原料气主要组分如下表所示。
2工艺技术分析
卤阳湖液化天然气工厂主要包括天然气压缩、天然气预处理、液化、储存及装车、BOG回收系统。2.1天然气预处理系统（1）脱碳系统二氧化碳在液化过程中极易形成干冰，堵塞管道，为满足低温工作状态的要求，天然气经过脱碳系统净化后CO2的体积分数应低于50×10-6，H2S体积分数应低于4×10-6，硫化物总质量浓度低于10mg/m3。工厂脱碳单元采用了MDEA+活化剂的方式进行脱碳，为一段吸收一段再生流程，MDEA和水形成的混合溶液配比MDEA为40%，活化剂为5%，脱盐水为55%。（2）脱水系统天然气液化的温度非常低，对含水量要求相应很高，主要是防止天然气中水分析出，在液化时结冰，使管道和仪表阀门发生冻堵、同时，由于该工作机制中存在着一定量的液态水，导致腐蚀作用下的压力管道及相关器件工作性能受到了潜在威胁，无形之中加大了应力腐蚀问题发生率。因此，应采取深度脱水的方式予以应对，且要求脱水后的天然气中含水量为1×10-6。采用两塔分子筛脱水工艺，选用4A分子筛，分子筛对一些化合物的吸附强度按以下顺序递减：H2O＞NH3＞CH3OH＞CH3SH＞H2S＞COS＞CO2＞CH4＞N2,所以水较各种硫化物更有限强烈吸附，同时，在4A分子筛的支持下，可实现对水与CO2等杂质的吸附处理。在此期间，分子筛净化作用的充分发挥，一定程度上给予了脱碳装置的稳定运行相应的支持。正常生产中，一塔吸附，一塔再生、冷吹。双塔之间的切换通过DCS时序程序控制，循环周期为16小时。分子筛再生采用降低压力提高温度的方法达到吸附床再生的目的，再生气经过换热器将温度提高至280℃，自下而上通过分子筛，使水分脱附，且通过对床层的针对性处理，可使干气有着良好的质量。此时，在冷却、降温的配合作用下，可使经过处理后的床层应用中具备了吸附能力，进而在冷吹的作用下，可增强分子筛热量的散失效果。再生气/冷吹气均来自脱汞系统后液化冷箱前的净化气，通过换热器的旁路进行切换。（3）脱苯脱重烃系统为防止低温冻堵，要求进冷箱的芳香烃和重烃含量低于10ppm，本系统芳香烃和重烃按100ppm进行设计。工厂采用两塔活性碳吸附流程，活性碳为孔状纳米级材料，从孔吸附角度来说，纳米级是指尺寸在0.1mm-100mm的范围，而苯分子的键长为1.4mm，苯分子长度为2.8mm。完全可以进入活性炭的纳米空洞之中，从而对苯分子产生吸附。正常操作下，一个塔处于吸附状态，另一个塔处于再生、冷吹状态。双塔之间的切换由DCS系统通过时序控制切断阀的启闭时间来完成，循环周期为16小时。具体工艺与脱水系统相同。（4）脱汞系统为了实现对液化天然气工厂工艺装置的高效利用，则需要对脱汞系统的功能特性即运行过程有所了解。具体表现为：实践中因铝制板翅式换热器应用中会受到汞作用下的腐蚀影响，使得最终得到的天然气中的汞含量不达标。针对这种情况，可通过对载硫活性炭的合理使用，实现脱汞处理，且需要将该活性炭视为一种载体，满足脱汞处理中反应物质均匀分布方面的要求。在此期间，活性炭中的反应物与汞发生反应生成汞齐，且该生成物会存在于反应中的载体，满足单质汞有效分离要求，实现对汞的脱除处理。2.2天然气液化及储存系统（1）液化及混合冷剂循环系统在混合冷剂循环技术的支持下，可满足天然气的液化要求，该技术应用中可在混合冷剂的作用下，满足天然气液化过程中的工艺优化要求，使得其工艺装置有着良好的实践应用效果。通过对天然气工艺要求的考虑，可在预处理系统的支持下，对水、二氧化碳等进行针对性处理，确保它们能够达标，进而在液化区中对天然气进行进一步处理。此时，板翅式换热器、气液分离器配合作用下可形成液化区，箱体中填充珠光砂用来隔绝外界空气，保持冷量不流失。天然气首先在预冷换热器中预冷，将温度冷却至-50℃，并在重烃分离器中除去可能存在的重烃组分，然后进入液化换热器中液化，将温度冷却至-120℃，最后经过过冷换热器过冷到-159℃。液化的冷量由多组分混合冷剂的循环量提供，混合冷剂由氮气、甲烷、乙烯、丙烷和异戊烷组成。入口分离器会对混合冷剂进行处理，进而在压缩机、水冷却器的作用下，使得进而到二级进口分离器中的气体和液体可达到分离的目的，且其产生的气体需要进一步压缩。液相由增压泵送至循环压缩机二级出口冷却器，与二级出口气相混合后，经水冷却器冷却后进入二级出口分离器。此时，在预冷器的预冷作用下，能够对泵流进行处理，满足天然气对冷量的实际需求。同时，通过对预冷换热器实际作用的发挥，可对来源于二级出口分离器的气相进行冷却处理，并通过对高压分离器的配合使用，能够达到对分离器中流出液体冷却处理的目的，从而为天然气液化阶段提供冷量，同时，液化段中气体的冷凝，需要在该工序实施后进一步进行过冷处理，确保天然气能够得到所需的冷量。膨胀后的循环气流，在冷箱板翅式换热器的预冷段、液化段和过冷段共用返流流道中复热后出冷箱，再进入压缩机入口分离器循环压缩。（2）LNG储存系统及装车系统LNG自液化装置进入LNG低温储罐，进液可以通过储罐上部，也可通过储罐下部注入，或采用同时进液的方式。进液的方式根据储罐内的液体密度和温度条件而定，保证进罐LNG和储罐内的LNG能够充分混合，避免储罐内液相产生分层，防止“翻滚”现象的发生，保持低温储罐运行的稳定性和安全性。LNG储罐外置两台离心泵，泵出口设置回流管线，可将罐内的LNG经装车泵重新注入储罐内，起到循环、混合储罐内LNG的作用，减小LNG分层现象的发生。装车时经LNG泵输送至专用槽车，气相返流管线既可与储罐内气相空间相连，也可经汽化器后进入BOG压缩机，以平衡装车时槽车内的压力，提高装车速度和液相充满率。
3LNG工厂主要设备
3.1冷箱冷箱采用四川空分集团设计制造的板翅式换热器，三台换热器及五台低温分离器共用一个箱体，箱体中充满珠光砂粉末和氮气，用来隔绝外部热量。冷外形尺寸4200×3400×22000mm，从功能上分为预冷、液化和过冷3段，各尺寸分别为1856×1250×4800mm，896×1200×4500mm，467×500×2100mm，作为整体设备，直接运行现场安装。3.2LNG储罐LNG储罐采用四川空分集团研制的LNG常压储罐，容积为5000m3。储罐为立式圆形，双层壁，平底、固定顶拱盖结构，夹层采用珠光砂粉末堆积和氮气绝热，底部采用泡沫玻璃砖保温，为目前国内大型低温液体储罐使用较为成熟的技术。
4结语
目前该LNG液化装置已经安全投入生产，LNG工厂所采用的工艺技术先进可靠，相关技术和设备国产化程度高，为伴生气资源的开发利用开创了新的方式，取得了显著的社会效益。
参考文献：
[1]中华人民共和国石油天然气行业标准[P]．天然气脱水设计规范SY/T0076-2008.[2]顾安忠.液化天然气技术[M].机械工业出版社，2010．
液化工艺 篇3
【关键词】混合冷剂；撬装；天然气液化；制冷工艺
1、撬装天然气液化装置概述
近年来，随着空气雾霾程度的加剧，环保理念逐渐深入人心。人们对低燃烧废物的清洁能源的需求变得日益迫切。天然气相比其他能源是一种很好的清洁燃料，具有燃烧彻底，低氮氧化物排放，无粉尘排放等优点。然而，随着人们对这一能源需求量的逐渐加大，常规天然气变得日益枯竭【1】。人们开始逐渐重视煤层气、油田伴生气、页岩气等非常规天然气的开采。由于这些非常规天然气具有气源分散且储量不大等特点，不适合建液化工厂进行液化或采用管道输送方式开采。因此一种占地面积小、装置紧凑、操作简便、能实现井口就地液化的天然气液化装置变得越来越受欢迎。撬装天然气液化装置便诞生于这样的背景下。从上世纪90年代人们开始研究，到近年来这类装置的应用变得异常火热【2】。简单来说，撬装液化装置就是将传统的液化工厂集成在几个体积如同集装箱大小的撬体上。用平板货车将各撬体分别运送至井口现场，再进行撬体间的管道、电气接线连接，整套装置由此变成为一座工厂对井口天然气进行液化处理。因此，其具有可移动化、土建工程量小、系统集成化程度高、投资小等优点【3】，受到人们的普遍欢迎。从工艺流程的角度看，其流程和液化工厂一样，主要包含天然气净化工段、天然气液化工段、以及提供系统所需冷量的制冷工段和配套的公用工程和控制系统。一套典型的撬装天然气液化装置如下图：
典型的撬装天然气液化装置工艺流程如下：
2、制冷工艺介绍
2.1概述
液化的实质是通过不断换热取走天然气的热量，使天然气温度降至所在压力的饱和温度以下，使之液化。液化过程通过消耗电能使制冷剂不断发生从高压到低压的物理变化，从而获得自身温度的降低，并在换热器中以温差为推动力，对天然气实现降温直至液化。
不同的制冷剂由于特性的差异，其实现自身温降的方式不尽相同，可分为膨胀制冷与节流制冷。前者主要用于气相的自降温，而后者主要用于液相的自降温。目前，依据所采用的制冷剂及其组合方式的不同，天然气液化工艺存在不同类型，较为成熟的工艺有：阶式制冷循环工艺、膨胀制冷循环工艺和混合冷剂制冷循环工艺【4】。不同工艺在能耗、设备投入、操作繁琐程度等方面都有较大差异。
2.2三种工艺对比
3、混合冷剂在撬装装置中的应用
混合冷剂工艺具有能耗适中，设备投资小，控制系统简单，操作维护方便等优势，使其成为近年来撬装液化装置采用的热门技术。然而，依据所选用的冷剂的种类及配比的不同，国内各商业公司的工艺方案及设备组成都不尽相同。比较大的区别在于中间过程是否分离出冷剂中已液化部分返回换热器中蒸发吸热，由此产生的两种主要的流程包括中间过程分离出液相冷剂返回前段换热器吸热蒸发的分级制冷流程和不分离出液相直至最后通过节流降温再返回换热器吸热气化的一通到底流程。
一通到底流程由于没有中间分离罐，设备紧凑，控制简单，相对更适合小型撬装装置（处理量10万方/天以下）。但该流程在冷剂种类的选择及配比量的计算上要求较高，需要精确模拟，否则会影响制冷效果，严重时甚至引起冷箱冻堵【5】。
银川天佳能源科技股份有限公司结合上一代氮膨胀制冷撬装装置的运行经验，在单级混合制冷流程的基础上开发了以R22预冷加混合冷剂主冷的混合制冷工艺。该工艺针对典型的煤层气组成，创新性的选用氮气、甲烷、乙烯、丙烷四组份冷剂，通过严格模拟计算，合理搭配各组份的比例。经工业运行验证，达到了较低的运行能耗，且装置体积紧凑，控制高效，操作简便。下面就该工艺过程做详尽介绍。
3.1冷剂的选择
常用的混合制冷剂的成分有C1、C2、C3、C5等烃类，以及氮气。为适应撬装装置要求流程简单、设备布置简捷的特点，决定采用中间过程不设分离装置的一通到底流程。考虑到C5类烃类在深冷环境下可能出现的凝固现象，取消了对C5的使用。为保证其余四类冷剂比例搭配适应，不在压缩、冷却的中间过程出现液化而影响设备的正常工作，采用了流程模拟软件对工艺过程进行模拟及调节。
3.2工艺过程
以R22为预冷剂，在预冷换热器PEX中将原料气，混合冷剂预冷到-5℃。混合冷剂和原料气进入主冷换热器的浅冷段MEX1和深冷段MEX2被返回来的冷气降温。离开MEX1的原料气温度-62℃，去重烃分离罐SP01分离重烃后去深冷段MEX2继续降温，离开深冷段温度降至约-140℃。后经节流阀NJT01节流后去气液分离罐分离气液两相，气相返回前段换热器去回收冷量。液相去往后段过冷换热器XEX经过冷降温到-155℃，成为最终的LNG产品。整个系统需要的冷量由混合冷剂通过节流阀RJT03节流降温后提供。
该系统主要经济性指标如下：
系统经实际运行后，各项参数指标均达到设计值。运行稳定，操作控制便捷。
4、结语
从撬装液化装置发展的历程看，要适应边远地区的交通不便、现场缺水、缺电等不利条件，势必要求设备高效、稳定，装配精良。而采用单混合冷剂制冷工艺，可以使压缩机系统配置变得简单。同时由于整体能耗较低，可以采用380V电压，配电系统简单，相应的控制系统也得以简化。从实际运行经验来看，在做好精确配置冷剂，辅以在线实时监测，做好除油、除水等辅助工作的前提下，系统能长期稳定运行。值得未来的小型撬装液化装置推广采用。
参考文献
[1]曹文胜，鲁雪生，顾安忠，等.天然气液化在我国的应用[J].油气田地面工程，2006，24（12）：26-27.
液化烃储罐注水工艺探讨 篇4
1 注水原理
根据《石油化工企业设计防火规范》, 液化烃是指在15℃时, 饱和蒸气压大于0.1MPa的烃类液体及其它类似的液体, 但值得注意的是液化天然气并不包含其中。液化烃无色透明, 在常温常压下呈气态, 当压力升高或温度降低时, 又容易液化。气化后其密度约为空气的两倍左右, 故易于积存在地面低洼处。其液态密度比水轻, 约550kg/m3。由于其饱和蒸气压随温度升高而急剧增加, 膨胀系数较大, 故气化后体积膨胀迅速膨胀300倍以上。因此液化烃泄漏至空气中后, 会周围吸收巨大热量, 并在低洼处积聚, 形成具有爆炸危险的混合气体。此时, 如遇明火将造成非常严重的火灾或爆炸事故。
由于液化烃的特殊性质, 如需常温储存需要选用压力容器。因为罐体和管道破损原因而引起液化烃泄漏的事故为数不多, 发生泄漏可能性最大的位置是在储罐物料进出口线的各个连接处。因此, 当液化烃压力储罐发生泄漏时, 向储罐内注水当水面液位高于破损点时, 即可阻止液化烃从储罐溢出, 这样可以减少液化烃向周围泄漏, 为到达的抢修人员提供便利维修条件, 避免更大的灾害发生[1]。
2 注水条件
注水系统是液化烃储存过程中一个行之有效的措施和保证。但注水系统并非普适所有液化烃工况, 亦有其适用范围。通过对液化烃的性质、泄漏点的位置、水源状况等进行综合分析, 可确定液化烃储罐泄漏事故处置是否适用用注水系统。注水系统能否发挥作用的关键因素为, 如何使储罐内水面液位高度超过泄漏部位, 因此采用注水系统应具备以下先决条件:
(1) 液化烃储存温度大于0℃, 小于50℃;
(2) 液化烃不溶于水或微溶于水且不与水发生化学反应, 同时其相对水的密度宜小于0.85;
(3) 储罐泄漏位置必须为罐底或者罐底的管道连接处;
(4) 罐区附近应有容量足够的水源, 水源特性 (如温度, 压力, 水质等) 应符合注水系统的要求。
3 注水系统设计
3.1 注水水源
注水系统在选择水源时应特别注意, 首先水源有足够的容量, 其次, 水源特性应符合注水系统的要求。一般情况下, 注水系统水源宜选用消防给水, 如果消防水源容量不能满足需求时, 可选用其他水源, 但应特别注意所选水源温度。避免温度过高, 造成液化烃气化使险情加剧。
3.2 注水压力
因为液化烃储罐为压力储罐, 向压力储罐内注水需要比常压储罐注水大的多的压力, 才能使水顺利注入储罐内。经理论分析, 注水系统的最小注水压力需要参考以下因素:
(1) 液化烃储罐内操作压力 (即罐顶饱和蒸汽压) ;
(2) 液化烃罐内液位静压力;
(3) 管道系统输送液体摩阻压力损失。
液化烃成分对注水系统的压力起到了决定性作用, 因为种类的液化烃储罐操作压力差别较大, 故在进行注水压力计算之前应明确液化烃储罐物料组成。
2.3注水流量
依据常识分析, 注水量必须大于液化烃泄漏量才能达到封堵液化烃泄漏的目的。为方便数学建模, 假设注水流量至少等于泄漏点的泄漏量, 同时将泄漏点近似为容器管嘴。
2.4注水位置
注水位置选择一般有三种方式, 为专用注水线、脱水线注水和物料线注水[3]。
(1) 专用注水线。采用此方式, 罐区内敷设注水管道, 支管接至每台储罐。当需要进行注水时, 打开注水管道阀门, 实现注水操作。该方案操作简单, 不影响罐组其它储罐的物料进出和倒罐流程, 适合新建储罐。
(2) 脱水线注水。采用此方式, 罐区内敷设注水管道, 支管接至每台储罐脱水管线根部阀与切断阀之间。当需要进行注水时, 关闭脱水线切断阀, 打开注水管道阀门, 实现注水操作。该方案适用于已建成装置的改造, 优点在于无需清空储罐即可进行施工。但由于脱水线管径一般较小, 易导致注水流速较过快, 不利于水与液化烃的分层。
(3) 物料线注水。采用此方式, 设在球罐物料进出口管线上的注水方式有两种选择。①设置专用注水泵, 罐区内敷设注水管道, 支管接至每台储罐物料进出管道的根部阀与切断阀之间。当需要进行注水时, 关闭注水罐进出物料管道上的切断阀, 打开注水管道阀门, 实现注水操作。该作业流程有点在于切换简单, 不与工艺流程冲突。②利用物料泵兼作注水泵, 该方案流程切换较复杂。注水时, 将罐区工艺流程切换到向注水罐倒罐的流程。此时需要关闭其它储罐的倒罐阀门, 致使罐区其它储罐的倒罐流程被占用。此方案优点在于节省注水泵成本。
4 结语
为液化烃压力储罐设置注水系统, 是处置液化烃泄漏事故的有效手段之一, 虽然该系统不能从根本上解决液化烃储罐泄漏问题, 但它却可以起到减少或者暂时切断液化烃泄露的作用, 不仅可以降低泄露事故的危险程度, 也能为救灾处置赢得时间。
参考文献
[1]石油化工企业设计防火规范.GB50160-2008.
[2]林爱光, 阴金香.化学工程.清华大学出版社, 2008.
煤制油液化化工工艺探讨 篇5
1 煤制油的概念和发展历程
近年来随着地质勘探技术的日益发达, 我国的能源储备情况的勘察力度也在逐渐加强, 就目前而言, 我国的能源储备情况大致可以用一句话来概括, 那便是“煤多、油少、天然气够用”。根据调查情况显示, 2003年我国煤炭储量大概在1145亿吨, 并且以平均每年300亿吨左右的勘探量在不断增加, 2013年新增煤炭储量达到了512亿吨左右。而石油储量在2003年尾32亿吨, 每年仅以10亿吨左右的数量增加, 可见我国煤炭储量和石油储量之间的差距, 因此利用煤炭作为原材料转化成石油的技术就受到了我国研究者的热捧。
煤制油技术就是以煤炭作为原材料, 经过化工加工的手段, 将其转化为原油类产品的过程。在运用过程中一般分为两大类技术, 其中一种就是煤炭直接液化技术, 另外一种是煤炭间接液化技术。其中煤炭的直接液化需要在高温高压的条件下才能够实现, 还需要通过添加催化剂脱离煤炭中所含的硫、氮以及氧等离子。因为我国的煤炭储量较大, 因此这种工艺也成为了我国目前比较受欢迎的一种能源转化方式。
2 煤制油液化的化工工艺概述
随着煤制油技术的不断改革和完善, 目前已经有了两大类制备工艺, 其主要包括直接液化和间接液化工艺。简单来说, 直接液化工艺就是采用物理和化学手段将煤炭直接转化为液体形态;而间接液化工艺则是先采用物理手段将煤炭转化为气体, 再通过化学方式通过催化剂将气体转化为液体, 然后将两种工艺所得到的液体经过化学反应后制成原油类产品。
(1) 煤炭直接液化工艺通常情况下, 将煤炭直接液化工艺称之为加氢液化工艺, 这也就是对这项工艺的最关键步骤进行了解释。其制备工艺步骤为:首先, 将煤炭进行物理碾压, 将其碾压成粉末状;然后, 通过物理加温和加压的方式粉末状煤炭进行处理;第三步是加入氢气和催化剂对其进行理化反应, 这样就能够使煤炭转化为液体的原油类产品。
当粉末状煤炭被加热超过300摄氏度时, 其碳分子间的结构力就会减弱, 碳分子间的化学键会出现断裂的情况, 这就使得煤炭结构的固态结构被破坏, 产生了大量的自由基。而这些自由基与催化剂和氢原子进行反应, 就会使得碳离子自由基转化为原油类物质, 例如原油分子、沥青分子等。当继续在反应中添加氢原子时, 各原油类物质就会继续分裂, 进而将其中的硫、氧等杂志原子去除, 从而得到高质量、低杂质含量的原油类产品。
当利用煤炭直接液化技术生产原油类产品时, 其对于原材料——煤炭的质量要求较为严格, 需要利用特殊种类的煤炭才能够完成, 一般情况下选用的是褐炭或长焰炭作为原材料, 在加工前还需要对原材料进行干燥处理, 以免水分过多影响加工时的化学反应。在对煤炭进行加温的过程中要采取持续加热的方法, 这样才能够促进碳离子的稳定分裂, 如果在加热过程中中断加热则可能会导致碳离子之间重聚或发生其它变化。目前我国所采用的直接液化工艺能够使原油类产品的产出量达到近70%, 同时由于生产品的残渣中仍有氢原子, 因此还可以进行循环利用, 将氢气提纯后二次应用于生产。
(2) 煤炭间接液化工艺煤炭间接液化工艺与直接液化工艺的区别就在于其转化过程, 间接液化工艺也是以煤炭作为原材料, 但首先通过物理方式将其转化为气体, 然后通过化学和物理方法将其转化为液体。这种工艺技术首先是由南非地区的国家进行研究的, 目前在我国也有着一定程度的应用。通过这种技巧进行生产, 首先需要将煤炭转化为一氧化碳, 然后利用氢气对其进行脱硫、脱氧等处理, 最后通过催化剂和氢气的作用转化为液态煤炭, 此过程也需要在高温高压环境下进行。
在采用煤炭间接液化技术时, 其对于原料的要求较低, 目前我国绝大部分煤炭种类均可以被进行利用。在气化煤炭之后还需要进行气体净化处理, 去除气体中所含的灰尘杂质, 以免造成反应过程中的其它化学反应。该技术与直接液化技术不同, 其所需要的高温环境为250摄氏度左右, 气压达到15~40个大气压即可。
3 结语
原油的缺少使得我国经济发展受限, 因此必须要提高对于转化原油类产品的技术, 不断完善煤制油的工艺, 提升对于资源的有效利用率。
摘要：随着我国社会经济结构的不断变化, 改革开放工作的不断深入, 我国对于能源的需求量也在日益增大。目前, 能源问题不仅在我国, 在全世界范围内都成为了最受人关注的问题。我国属于世界能源消耗大国, 能源储量也位居世界前列, 但我国对于能源的使用还存在着较多的问题。煤制油是一种全新的能源利用方式, 其应用效果比较好, 能够给人类带来更好的效益。本文通过对煤制油概念的简述, 分析煤制油液化化工工艺的具体步骤, 并提出了部分改进方式, 以期能为相关工作提供参考。
关键词：煤制油,化工工艺,技术
参考文献
[1]杨仁俊.煤制油技术总数与分析[J].赤峰学院学报:自然科学版, 2012 (10) :54-56.
优化氯气液化生产工艺的研究 篇6
1 液氯的生产原理及工艺特点
1.1 氯气压力与氯气液化温度之间的关系
气体液化需要两个条件: (1) 把温度降低到一定程度, 达到临界点, 称为临界温度tc; (2) 将压力增大, 达到临界温度使气体液化所需要的最小压力称为该气体的临界压力pc。
氯气液化也必须满足以上两个条件, 氯气的临界温度tc=144℃, Pc=7.7MPa。只要低于氯气的临界温度144℃, 在任何一温度下, 必定有一个相对应的压力能够使氯气液化。氯气的压力与液化温度之间存在着单值函数关系。液化温度随着压力上升而上升, 反之液化温度随着压力下降而下降。
1.2 氯气中所含杂质气体产生的影响
绝大部分工业氯气中都含有少量的氧气、氢气、氮气、二氧化碳、水等杂质, 含有杂质的氯气的压力、温度与氯气的分压及冷凝温度成一种单值函数关系:
其中:Pc12表示混合气中氯气分压 (kPa) ;P表示混合气的总压 (kPa) ;C12表示混合气中氯气体积所占的百分比 (%) 。
为防止氯气对碳钢进行腐蚀, 进人液氯工序的氯气含水量应低于0.05%, 为安全着想, 液化效率所达到的极限——不能超过液氯尾气5%的含氢标准, 将液化效率通常控制在91%上下, 不能再有所提高。氯气中所含杂质量过高也会影响液化器的换热能力, 因此应尽量减少杂质含量。
工业上利用氯气的液化温度与氯气压力成对应的单值函数关系采用高、中、低压法来生产液态氯。
1.3 液氯的工艺特点
根据氯气液化压力与温度参照表, 在35℃时, 997kPa的绝对压力就能将氯气液化。液氯生产利用高压法是以循环水为冷却介质, 水温一般在20~35℃左右, 氯气在此温度下对应的液化压力约为9~13kgf/cm2 (A) 。其装置压缩机及液化系统压力≤1.3MPa (A) , 因液化温度要高于循环水温度, 当循环水温高达一定限度时, 将远远超过装置的压缩能力, 则需要更高的系统压力。其采用的液化工艺介于高压法与中压法液化之间。假如液氯的冷却介质要完全采用循环水, 夏季的循环水温可能高于35℃, 则不能满足液化氯气的工艺要求, 必须加大液化压力, 如要采用二级压缩设备, 会使设备投资及生产操作维护费用大大增加, 因此液氯工艺采用一级压缩, 在高温的夏季, 采用冷冻水或其他冷却介质, 将生产氯化氢时副产热水做为嗅化锉机组热源, 以生产的6℃水做液化氯气冷却介质, 将夏季氯化氢副产热水热量过剩循环水降温的问题解决, 从而使能量综合利用和能耗的降低。
2 液氯装置简介
氯气液化主要有加压和液化两个工艺步骤, 氯气液化装置的主要设备是氯气压缩机和液化器, 此工艺氯气压缩机选用意大利Garo公司生产的AM400F液环式单级压缩机, 该压缩机用95%~97%浓硫酸为工作液, 其流量为9~11m3/h, 设计抽气量900m3/h, 转速为1780r/min, 轴功率为136kw, 配用电机功率为165kw, 进口压力为0.36MPa (A) , 出口压力为1.35MPa (A) , 并有液位、温度、压力、流量等连锁报警装置的设置。液化装置有两台压缩机的设置, 氯气液化器为列管式换热器, 氯气通过管程, 冷却水通过壳程, 设备以碳钢作为整体材质, 列管规格φ26mm×2mm, 共计891根。单台换热面积为283m2, 共两台。查表得知, 氯气标况下密度为3.24kg/m3, 则单套压缩机生产能力为2890kg/h。
在试生产烧碱装置时, 由于配套工程聚氯乙烯没有安装完成, 氯气只能进行盐酸和液氯的生产, 盐酸用途小, 且不容易销售, 液氯价格却偏高, 所以液氯由绝大部分烧碱装置生产的氯气来生的, 其日产量已达110t左右。
3 生产流程简介
洗涤及干燥处理已出离子膜电解槽的湿氯气, 通过透平机加压至0.4MPa (A) , 再用液环式压缩机加压至0.9~1.3MPa (A) , 液环介质浓硫酸将压缩产生的热量带走, 经冷却后浓硫酸循环使用。携带的酸雾进人液化器后, 冷凝的液氯进人液氯贮槽, 没冷凝的液化尾气经加热后进入氯化氢合成工序。其流程简图 (见图1) 。
4 液氯生产工艺法节能对比
传统液氯工艺根据氯气液化压力分为 (1) 高压法:氯气液化压力为1.5~1.7MPa (A) , 液化温度为29℃左右; (2) 中压法;氯气液化压力为0.3~0.5MPa (表压) .液化温度1~l1℃; (3) 低压法:氯气液化压力为0.16MPa (A) , 液化温度为-30℃左右。利用中压法、低压法工艺生产液氯与高压法相比, 具有设备多, 工艺繁杂, 消耗较高的缺点。
此装置液氯生产工艺可采用自压式包装, 与一般的泵加压及干燥空气加压包装比较起来, 可节省包装设备和生产成本, 还可合三氯化氮和含氯产生的废气有效的减少。
高压法所用生产设备只占低温低压法工艺的28%, 能耗为低温低压法的45%, 大大降低了液化流程和生产成本。如果液氯的生产完全采用高压法, 将使压缩设备增加, 此装置采用的一级压缩液氯生产工艺结合了高压法和中压法的生产优点, 达到了安全生产和降低消耗的要求。
5 总结生产中出现的问题
在液氯生产过程中, 曾有两次事故发生。 (1) 由于选用的氯气与储槽平衡管线上的一个垫片出现错误, 在使用过程中垫片被氯气侵蚀, 导致了少量氯气外泄事故的发生; (2) 液化器在使用一段时间后, 冷却水回水管线上安装的pH值在线监测仪发生报警, 对液化器进行停车检查, 检查出液化器列管中上部位有漏点, 对泄露列管进行处理后继续投入使用一段时间, 以上事故又重复发生, 于是将生产线上的液化器切除, 更换一台新的液化器使用至今, 无泄露事故发生。从生产流程中切除发生泄露的液化器后, 为避免碳钢设备再被氯气与水接触产生的介质腐蚀, 将浓度7%～8%的Na2CO3溶液, 从液化器的上部通过泵加入管程和壳程, 直到加满为止, 并浸泡5～9h, 以消除残余的氯气, 方便进行设备检修。
由于烧碱用一套液氯生产装置是10万t/a, 而液氯装置原设计能力为3万t/a, 先投入运行10万t/a烧碱装置的一期5万t/a烧碱装置, 因聚氯乙烯装置没有投入生产, 除企业自用部分氯气外, 还有大量剩余氯气进行液化对外销售, 约为4.6t/h, 液氯的生产绝大部分来自烧碱装置生产的氯气, 达到日产量105t左右, 超过了原设计能力。
生产时, 致使原装置液化能力不足, 不能达到生产要求。由于夏季生产时环境温度较高, 液化系统压力上升达1.2MPa (A) , 导致系统憋压, 液氯生产能力下降。经分析证明, 由于环境温度的上升, 导致循环水与氯气的温差减小, 使液化器工作效率下降。
根据传热公式Q=K A△t m, Q—传热速率, K—传热系数, A—换热器的有效面积, △t m;冷热流体间传热温度差的平均值。
要使传热速率加快, 在换热面积一定的情况下, 只能增大传热系数和温度差的平均值。在夏季, 氯气进液化器温度大约为38℃, 液氯温度为34℃, 循环水进口温度约为26℃, 出口温度为29℃, 经计算, △t m=8.6℃。为提高液化器使用效率, 增加液氯产量, 决定在夏季高温天气, 将冷却介质常温循环水更换为6℃的冷冻水。改造工艺后, 系统压力降至0.8 MPa (A) , 液氯温度为22℃左右, 通过冷冻水流量的调整, 使冷冻水进口温度为4℃, 出口温度为8℃左右, 其△t m, =22℃, 传热速率可增大为原先的2.8倍, 解决了液氯生产能力不足的问题。为节省冷冻水用量以降低消耗, 在日平均气温低于20℃后规定改用循环水。从而改善了在高温天气系统压力上升而液氯产量下降的问题。
6 结语
企业要根据自身装置的特点, 从安全、经济、适用及降低消耗的角度出发, 综合考虑来制定液氯的生产方案, 选择适合企业自身的生产工艺, 以达到节能降耗的目的。
摘要：本文从氯气液化原理及液化工艺特点入手, 对液氯的装置及工艺流程作了简单的介绍, 分析对比了几种液氯生产工艺法, 并总结了生产中发生的事故, 进而对出现的问题提出合理的解决方案。
关键词：氯气液化,工艺特点,生产事故
参考文献
[1]吴海荣, 熊新国.液氯生产工艺改进[J].氯碱工业, 2008.22 (6) :22-23.
天然气液化工艺的对比及应用探讨 篇7
1 液化天然气的特点及作用
液化天然气, 主要成分是甲烷, 是地球上公认的最干净的能源。油气田开采出来的天然气经过脱水、脱酸性气体及重烃组分, 去除了一些有价值的成份, 如氦, 以及一些对下游产业不利的成分如水, 和一些高分子碳氢化合物, 之后再经
过冷却降温操作, 而获得天然气的个性液态产品。液化天然气是一种无色、无味、污堵并且无腐蚀性的物质, 而且其体积非常小, 大约是同等质量的气态天然气体积的1/625, 而且其重量也仅仅是同等体积水的45%上下, 发热量为548×108J/t。天然气液化后便于进行经济可靠的运输, 储存效率高、占地少、投资省, 有利于城市负荷的平衡调节。液化天然气生产过程中释放出的冷量还可回收利用, 并且低温液化的过程中能够分离出各种有效的副产品, 对于环境保护而言有非常重大的效用, 能够有效的减轻城市污染情况的出现。
2 天然气的液化操作工艺
天然气液化工艺主要包含了两部分的内容, 分别是预处理过程以及天然气的液化过程, 在这之中, 核心部分是天然气的液化。现如今, 液化天然气在生产以及净化过程中差异并不明显, 首先需要依照的是原材料的气组成类型, 挑选恰当的净化操作技术, 针对天然气开展, 各项预处理操作, 将天然气中的水分、二样化碳、汞以及硫化氢等杂质脱离, 规避在低温环境下发展的拥堵以及腐蚀设备的情况。通常的天然气液化工艺操作原理包含了以下几方面的内容:
(1) 没有制冷剂的液化操纵技艺:天然气在经历过压缩和向外界释放热量的过程中, 经过膨胀使得天然气的气压和温度下降, 使得天然气完成部分液化。像是苏州、江阴等地使用的制冷工艺就是此种。
(2) 级联式制冷液化操作技艺:此项技艺使用的是蒸发温度而形成的一组梯度制冷剂, 像是丙烷和甲烷等等, 其透过好几个制冷体系分别和天然气完成换热, 使得天然气的温度能够渐渐的降低至液化的基本要求。例如河南的中原液化天然气公司使用的就是此种制冷技艺[1]。
(3) 膨胀制冷操作技艺:单项的制冷剂, 像是剪完或是氮气等的制冷液化操作过程, 借助高压制冷剂通过透平膨胀机的绝热性能, 并且使用克劳德循环制冷技术完成天然气的液化操作, 气体使用在膨胀机的膨胀降温过程中时, 会完成输出功效用, 能够将其使用在驱动流程的压缩机之中, 比如像是使用氮气这一种单一的制冷剂形成制冷循环, 伤害和泰安、西宁等地使用的就是这项制冷技艺。再比如使用甲烷这样一种单一的制冷剂完成制冷循环操作, 北海涠洲岛使用的制冷技艺就是这一种。
3 天然气的液化以及比较分析
现如今我国使用的天然气液化制冷操作技术工艺有三种类型, 分别是级联式制冷操作技艺、膨胀式制冷技艺以及混合式制冷技艺。
通过液化循环特性比较分析, 根据这几种制冷工艺选择合理的化工设置装备。
(1) 小型的液化天然气设备一般将重点放在了挑选相对简单的膨胀制冷剂操作以及或者是单一的混合制冷操作技艺之上。而针对液化天然气的产量在3×104t/a的液化操作设备上来说, 使用膨胀剂的循环操作会更加的经济和适用, 这是因为此项操作工艺相对简单, 消除了其使用能耗较高的损耗, 而且我国的使用技术发展的已经比较成熟, 各项设备的制造周期不长, 而且后期的维修更加的容易, 制冷剂更加容易取得, 比较适合使用在海上浮动小型的各种液化操作设备以及小型的调峰液化设备之上。
(2) 中型的液化天然气设备装置一般指的是产量在150×104t/a以下的, 这种液化天然气设备一般的目的是销售, 在工艺操作上, 要求其去寻找各种效益高但是能耗低的投资, 建立在此项基础上, 能够有效的降低生产运营成本, 强化市场的竞争力, 通常情况下使用的是各种已经经过了改良的混合型的制冷操作技艺。
(3) 级联式的制冷操作设备的一般工作流程比较适合于产量为 (500~1000) ×104的大中型基本负荷型LNG工厂[2]。虽然消耗的能量不高, 可是工程造价相对较高, 而且工艺操作的流程更加复杂, 管理起来更加的费事。混合制冷操作技术之中, 丙烷的竞争力最为突出, 可是整个的流程操作设备还是不太便捷的。
4 结语
总之, 随着现代化工业的迅速发展, 天然气的储存和运输问题变得极为重要。所以在液化天然气汽车的使用操作领域, 需要借助天然的液化工艺才能满足当前行业的发展。由于我国的天然液化技术还处于初级阶段, 同时对这方面的研究也还不够多, 因此, 要对天然气进行全面的研究是目前的重要工作。
参考文献
[1]徐文渊.型液化天然气生产装置[J].油与天然气化工, 2009 (3)
液化工艺 篇8
在煤层中吸附着大量的伴生气, 俗称煤层气, 其有效成分为CH4。中国绝大多数煤矿在采煤前没有对煤层气预抽, 由动采区和采空区抽放的煤层气中混入不同量的空气, 这种混合气称为含氧煤层气, 俗称煤矿瓦斯 (以下均称含氧煤层气) , 其有效成分也是CH4, 浓度在8%～80%之间。在中国因为采煤每年向大气排放含氧煤层气, 利用率不足10%, 少量的用于就近发电。
以含氧煤层气为原料制成压缩天然气 (CNG) 或液化天然气 (LNG) 是变废为宝, 变害为利, 造福国家, 造福人民的功德工程, 符合国家产业政策[1]。作为资源能源大省的山西, 在为国家发展提供能源支撑的同时, 随着大规模、高强度的煤炭资源开发与利用, 含氧煤层气也随着科学进步, 天然气价格上涨, 有了回收利用的空间。在充分利用其有效成分, 避免含氧煤层气直接排空造成大气污染问题, 为环境保护发挥着积极作用。
将含氧煤层气中的CH4通过液化, 制成成品为99%以上的液态CH4 (LNG) , 使其体积压缩成气态CH4的1/625, 解决了运输经济半径可达1 000 km以上的成本问题[2]。可使LNG低压低温运输后罐装供给用户, 广泛用于民用燃料、工业燃料、车辆船舶的动力燃料和化工原料等领域。目前, 国内LNG市场供应趋紧, LNG价格会不断攀升, 市场广阔, 前景看好。含氧煤层气开发利用, 具有显著的经济效益和社会效益。
1 工艺技术路线路径分析
利用含氧煤层气时, 由于存在大量的O2以及含氧煤层气增压伴有温度升高, 致使爆炸极限范围变宽, 因此, 存在着含氧煤层气在爆炸极限范围内运行的情况。回收利用含氧煤层气中的CH4, 难点在于含氧煤层气提纯CH4的过程。不管对含氧煤层气进行何种方法脱氧回收CH4, 在含氧煤层气抽放出来时CH4含量低的条件下, 均需对原料气进行压缩, 但在有O2且CH4含量不高的情况, 对该气体的压缩存在着一定的安全隐患。含氧煤层气脱氧是制约含氧煤层气利用的关键问题[3]。所以, 必须根据含氧煤层气的成分, 本着安全生产、技术先进可靠、效益最佳的原则, 选择适宜的工艺技术路线。目前, 含氧煤层气提浓工艺技术流程有几种可供工业化生产选择。包括直接深冷液化分离流程、变压吸附提浓+深冷液化流程、催化脱氧流程 (焦炭法、贵金属法、非贵金属耐硫催化剂法) +深冷液化流程。
1.1 直接深冷液化分离流程
自抽放站气柜来的含氧煤层气 (煤矿瓦斯) , 经过除水、除尘, 进入原料气压缩机进行压缩, 压缩后的气体经冷却, 再次除水、除尘和脱除CO2。然后, 再进入气体制冷、液化分离系统, 降温、液化和分离。
在制冷、液化分离系统里经压缩、净化的原料气, 进入换热器中交换热量, 降温后的含氧煤层气进入分馏塔, 气体部分自下而上经过塔板, 在分馏塔顶部原料气被部分冷凝为液体, 液体在塔中向下流动。液体在分馏塔底部被蒸发, 成为分馏塔的气体, 气体自下而上流过塔板, 与向下走的液体进行热、质交换。
向上流动的气体被流下来的液体所冷却, 其中, 高沸点CH4的组分先被冷凝。而向下流的液体被向上的气体加热, 其中, 低沸点N2, O2的组分先被蒸发。因此, 在分馏塔中, 越向上, 气体中的CH4含量越少。越向下, 液体中的CH4含量越多。最后, 在塔的顶部可以得到纯度很高的空气 (CH4含量小于0.1%) , 在塔的底部则得到纯度很高的液体CH4, 其纯度可以达到99%以上。
从分馏塔底部引出的是CH4 (CH4纯度为99.9%以上) 液体, 即LNG。为避免LNG在输液管中蒸发, 先使LNG产品通过过冷器, 输出过冷后的LNG, 进入LNG储罐储存。最后, 用低温泵灌注到低温槽车中。
这种含氧煤层气深冷液化流程中, 液化和分离都在深冷液化系统内同步进行, 一次完成, 分离纯度高, CH4回收率高。除去需要的少量燃气生产蒸汽以外, 几乎可将含氧煤层气中的CH4全部回收。流程设备简单, 安装、联接都比较方便。
该工艺流程要求含氧煤层气的CH4含量有较高浓度, 否则能源消耗高, 经济效益低。另外, 在深冷液化系统的分馏塔上半段总有一段气体的CH4浓度正好处于CH4的燃烧爆炸范围以内, 存在着安全隐患。
1.2 催化脱氧流程+深冷液化流程
首先, 含氧煤层气通过压缩机升压通入脱氧反应器, 在催化剂存在下, 含氧煤层气中的CH4与O2发生催化燃烧反应, 反应温度需控制在400 ℃～700 ℃, 脱除O2的气体冷却后, 依次经过脱碳、脱水、脱汞和脱除芳烃后, 进入深冷单元。通过低温精馏后, 分离掉N2, 得到LNG。
CH4催化燃烧法原理是CH4在催化剂的表面进行1种催化燃烧, 反应式为CH4+2O2≑CO2+2H2O, 即每2 mol的O2消耗1 mol的CH4, 通过消耗瓦斯气中的CH4与O2反应达到除氧的目的。由于燃烧脱除O2的过程主要是CH4和O2的反应, 它们分别是易燃物质和助燃物质, 相互间的反应较为彻底。因此, 可将瓦斯气中的O2脱出到0.1%, 甚至更低。
燃烧脱氧的过程有H2O产生, 且在高温下产生CO和H2副产物。反应后的气体除含有瓦斯气本体中的CH4, N2外, 还增加了CO2, CO, H2等杂质。如果催化剂使用焦炭, 还会增加S的含量。虽然脱氧的目的达到, 但给后面气体净化带来较大的不利因素。同时, 燃烧过程损失了大量的CH4。
CH4与O2催化燃烧反应起始温度在250 ℃～350 ℃, 且反应为强放热反应, 每消耗1%的O2, 反应放热会使床层的绝热温升约90 ℃～100 ℃。为避免温度升得太高而使CH4发生分解或转化反应, 需将催化燃烧后的气体冷却到一定温度后返回原料气混合, 以调节进入反应器之前气体的含氧量在3.5%以内, 从而达到控制反应温度的目的, 同时也预热原料气。但含氧煤层气中O2含量一般在10%左右, 要将含氧煤层气中的O2控制在3.5%以内, 须稀释至原体积的1/3～1/5, 即实际进入催化床层的流量非常大。如此大量的气体又在常压下进行, 温度高, 催化燃烧的设备必然庞大, 同时, 将造成气流分布难以达到均匀, 局部高温在所难免, 必然产生大量的副产物, 造成后面提浓CH4前的净化除杂量大, CH4的 (燃烧及分解等) 损失大, CH4的收率低。另外, 冷却催化燃烧后的气体还会产生大量的蒸汽。若能综合利用回收蒸汽, 可降低能耗。同时, 每个工序的相应控制手段必须很严格, 否则存在安全隐患。
1.3 变压吸附提浓脱氧+深冷液化流程
变压吸附 (PSA) 气体分离提纯技术是近40 年来发展起来的1项新型气体分离与净化技术[4]。吸附是指当两种相态不同的物质接触时, 其中密度较低物质的分子在密度较高的物质表面被富集的现象和过程。具有吸附作用的物质 (一般为密度相对较大的多孔固体) 被称为吸附剂, 被吸附的物质 (一般为密度相对较小的气体或液体) 称为吸附质。变压吸附 (PSA) 气体分离装置中的吸附主要为物理吸附。物理吸附是指依靠吸附剂与吸附质分子间的分子力 (包括范德华力和电磁力) 进行的吸附。其特点是吸附过程中不仅没有化学反应且进行的速度极快, 参与吸附的各相物质间的动态平衡在瞬间即可完成, 并且这种吸附是完全可逆的。
变压吸附气体分离工艺是依据吸附剂在这种物理吸附中所具有的两个基本性质, a) 对不同组分的吸附能力不同;b) 吸附质在吸附剂上的吸附容量随吸附质分压的上升而增加, 随吸附温度的上升而下降。利用吸附剂的第一个性质, 可实现对混合气体中某些组分优先吸附而使其他组分得以提纯。利用吸附剂的第二个性质, 可实现吸附剂在低温、高压下吸附而在高温、低压下解吸再生, 从而构成吸附剂的吸附与再生循环, 达到连续分离气体的目的。
这类工艺路线根据吸附剂的性能不同, 可以有两条工艺技术路线对含氧煤层气进行处理, 得到LNG。
1.3.1 选择脱氧吸附剂的工艺流程
首先, 含氧煤层气压缩和脱水, 部分进入CH4富集变压吸附系统, 解吸出的CH4与其余含氧煤层气混合后, 经压缩进入变压吸附脱氧系统的吸附塔, 利用O2在吸附剂上的强力吸附作用, 即含氧煤层气接触到吸附剂时, 含氧煤层气中O2迅速被吸附在吸附剂内, 从而在气相中消失, 且吸附剂基本不吸附CH4[5]。所以, 在气相中, O2含量越来越低, 它的作用相当于将O2和CH4采用1种非常好的隔离。脱氧专用吸附剂吸附O2饱和后, 通过降压及少量N2吹扫吸附剂之间死空间中残存的CH4后, 再通过真空方式将吸附剂吸附的O2解吸出来, 达到循环使用的目的。 脱除O2的气体通入变压吸附提浓系统分离出CH4, 进入深冷液化系统, 得到LNG。
1.3.2 选择吸附CH4的吸附剂的工艺流程
含氧煤层气经过除尘进入吸附塔, 利用CH4在吸附剂上的强力吸附作用, 即含氧煤层气接触到吸附剂时, 操作压力较高, 压差大, 设备体积小。第二种工艺流程短, 操作压力较低, 设备体积大。
选择吸附法生产LNG, 前期处理工序不产生其他杂质, CH4收率高。只是吸附剂属于专利产品, 价格较高。目前, 还没有工业化的生产装置验证吸附剂的性能。在安全方面的问题, 需要采取措施解决吸附剂死空间爆炸的可能性, 吸附剂必须具有足够的耐磨强度和抗压强度并进行无尘化处理[6,7]。
2 结语
选择处理含氧煤层气 (煤矿瓦斯) 工艺方案要本着“安全第一”的原则, 在安全生产的基础上, 根据含氧煤层气的组分, 选择单位产品能耗适宜的工艺路线, 采用必要的安全措施和稳定可靠的控制系统, 保障安全生产。开发利用煤矿瓦斯生产LNG, 不仅可以增加高效洁净能源供给, 降低煤炭消耗, 且可直接减少煤矿CH4排放量, 有效缓解温室效应, 还能获得较好的经济效益。
参考文献
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浅谈液化天然气低温泵的工艺特性 篇9
1 液化天然气低温泵概述
在液化天然气接受站中, 低温泵的作用就是把贮槽中的天然气液体增压或直接输入到管网中, 其简洁的设计极大的保障的安全性和可靠性。该泵的特点在于操作简单、开机时间短, 材质优良、维护方便、使用寿命长, 另外安全系数比较高, 能源损耗也比较低, 在低噪音下运行, 实用可靠。
液化天然气低温泵由三大系统构成, 分别为压缩机、冷冻机和泵体, 压缩机的作用在于把氦气进行压缩, 然后运送到冷冻机中;冷冻机的作用在于把经过压缩的氦气进行持续降温, 起到冷却的效果;泵体的作用在于凝固气体, 使气体被吸附, 以此获得更高的真空效果。
低温泵分为两种, 其一为离心式低温泵, 通常应用在从一个液体容器中把液体运送到其它容器中, 也可以使用在空分中的流程泵中, 离心式低温泵的密封形式通常为机械密封和迷宫密封, 其密封的成本较大;其二为活塞式、柱塞式低温泵, 通常应用在气体的充装和化工流程中。
2 天然气低温泵的应用
分析液化天然气低温泵的应用是后续工作开展的一项重点工作, 也是一项不可获取的重要环节。液化天然气低温泵的应用主要包括三个方面:首先为高压外输泵, 其作用为接收液化天然气、输送液化天然气, 外输压力通常在7MPa左右;其次低温泵应用在安装了轻烃回收设备的接收站内, 以此增强天然气的压力;最后, 储存罐之内的液化天然气低压输送泵, 外输压力通常在0.9MPa左右, 在把天然气进行升压之后送入冷凝器内, 经过冷却发挥出罐内的气体, 除此之外还能用来避免储存罐内部的分层问题。
通过对我国一些大型的液化天然气接收站进行考察能够发现, 其低温泵通常情况下采用的都是离心泵, 由于考虑到接收站对工艺的需求和天然气使用量的变动, 在天然气接收站中要安装专门的低温泵调节阀, 以此来对流量进行控制, 因此在运行天然气低温泵时并不是在性能曲线的高处进行运行。除此之外, 现阶段我国大部分天然气接收站采取的都是潜液泵, 所谓潜液泵就是低温泵的泵体和电机等都是浸入在天然气液体中的。对于上述所阐述的几个方向的内容都要有深刻的理解。
3 天然气低温泵的工艺特性
3.1 天然气低温泵的原理及构成
天然气低温泵是一种叶轮机械装置, 用于传送低温类的液体, 液化天然气低温泵同普通泵的操作性能基本一致, 由流量功率曲线、扬程曲线、气蚀余量曲线等体现出来。液化天然气低温泵的构成部件包括电机、平衡鼓、叶轮、泵轴等, 结合低温泵的整体使用情况能够看出, 叶轮、泵轴、轴承属于较为脆弱的部分, 比较容易受到损坏, 所以在使用时必须要加倍小心。
3.2 天然气低温泵同普通泵体的区别
下面对天然气低温泵同普通泵体进行对比, 其差异主要体现在下述5个方面中。
其一, 天然气低温泵不需要防爆电机设备就能够满足相关的安全指标。
其二, 通过液化天然气能够润滑所有的轴承, 这样一方面能够降低单独润滑的工作强度, 另一方面还能减少润滑油的损耗, 具有重要的意义。
其三, 天然气低温泵中的电机、叶轮等设备都位于相同的轴承上, 这样能够有效的避免在使用联轴器时而出现的偏心振动问题。
其四, 由于低温泵的泵体和电机都进入到液体中, 因此要在电气接线盒的位置安置氮气保护系统, 这样极大的简化了转轴上的密封结构, 同传统的泵体相比较为简单;另外, 当泵体侵入天然气液体中时, 想外部发出的噪音等级也会随着下降, 建立了一个良好的使用氛围, 提高了使用的效果。
其五, 温度差会造成热应力的损伤, 为了更好的避免这种损伤的出现, 要在开启天然气低温泵时采取合理的预冷工作, 所以要在低温泵上装置温度传感器和液体位置传感器, 不断的优化、完善操作。深刻的了解液化天然气低温泵同普通泵体的区别, 对于完善、改进工作有着非常重要的意义。
3.3 天然气低温泵需要注意的问题
液化天然气的独特之处在于很容易发生气化, 另外温度也略低;如果液化天然气出现气化之后, 气体还具有易燃易爆的特点, 因此对液化天然气的运输和存储必须要真正的重视起来, 对所有操作环节都要严格的监督和管理, 例如压力和漏热等, 这些问题都可能造成天然气发生气化。低温泵能够把电能变为流体动能和势能, 同样也影响到天然气的参数以及状态, 严重的话甚至会造成天然气出现气蚀或泄漏的问题出现。
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