CN104992040B - Lng液化工艺的优化方法 - Google Patents

Lng液化工艺的优化方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104992040B
CN104992040B CN201510476017.9A CN201510476017A CN104992040B CN 104992040 B CN104992040 B CN 104992040B CN 201510476017 A CN201510476017 A CN 201510476017A CN 104992040 B CN104992040 B CN 104992040B
Authority
CN
China
Prior art keywords
compressor
pressure
lng liquefaction
optimal
flow paths
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201510476017.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104992040A (zh
Inventor
里群
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Beijing Blue Shell Jieneng Environmental Protection Technology Co ltd
Original Assignee
BEIJING ZHONGRUN ZERO-CARBON ENERGY-SAVING TECHNOLOGY Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by BEIJING ZHONGRUN ZERO-CARBON ENERGY-SAVING TECHNOLOGY Co Ltd filed Critical BEIJING ZHONGRUN ZERO-CARBON ENERGY-SAVING TECHNOLOGY Co Ltd
Priority to CN201510476017.9A priority Critical patent/CN104992040B/zh
Publication of CN104992040A publication Critical patent/CN104992040A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104992040B publication Critical patent/CN104992040B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0212—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow MCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0252—Control strategy, e.g. advanced process control or dynamic modeling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

本发明公开了一种LNG液化工艺的优化方法，其包括以下步骤：S1，按照LNG液化流程，利用HYSYS软件建立LNG液化流程的工艺模型；S2，调整工艺模型中的控制变量，以使工艺模型中的压缩机功率能耗达到最小，并以最小的压缩机功率能耗对应的参数作为LNG液化流程的最优操作参数。上述方法中，运用模拟技术建立LNG液化工艺模型，实现实时优化分析，根据原料气组分的变化和混合冷剂的组分变化，实时调整工艺参数，使压缩机功率能耗达到最小。

Description

LNG液化工艺的优化方法
技术领域
本发明涉及天然气液化工艺领域，具体而言，涉及一种LNG液化工艺的优化方法。
背景技术
随着世界经济的发展，人类对化石燃料的消费也逐渐增多，由煤、石油所带来的环境问题也逐渐增多，使能源结构逐渐发生变化，对天然气等清洁能源的需求也急剧增长。当今，我国天然气事业也快速发展，液化天然气(LNG)的消耗与需求量更是大幅增长。然而，与我国LNG事业全面发展不相适应的是我国在LNG的工艺设计、低温设备制造、生产运行等方面技术还比较落后，处于刚刚起步的阶段。由于原料气组成的设计值与实际偏差较大、混合冷剂配比调整仅凭经验、生产负荷变化较大、操作参数设置与最优值偏差较大及控制系统人工调节未实现自动化等方面的因素，导致LNG液化段能耗偏高，液化率低。为了降低LNG生产过程的能耗，急需一种LNG液化工艺的操作条件优化方法来解决这一工厂生产运行中的难题。
国外从20世纪70年代开始，对LNG装置的液化流程进行了设计、模拟与评价工作。Shell公司针对基本负荷型LNG装置的液化流程的最新发展，模拟计算了级联式液化流程、丙烷预冷混合制冷剂液化流程、两级混合制冷剂液化流程和氮气膨胀液化流程，根据模拟结果分析了各个流程的优缺点，并给出了每种流程最佳运行参数。
1995年，Melaaen提出了简化的绕管式换热器模型，在此基础上建立了基本负荷型天然气液化流程动态仿真模型，并采用隐式DASSL进行了仿真计算，指出设计变量初值的变化对实际生产运行产生的影响，为优化设计提供了参考。
1997年，Phillips石油公司的工程研究和发展部门通过优化方法，采用窄点分析和工艺模拟技术，开发出Phillips优化级联式天然气液化工艺。由Trinidad和Tobago组成的大西洋液化天然气集团公司在Trinidad天然气液化装置上采用了这种工艺。该工艺简化了流程装置，在进料量和气体组成有较大变化的情况下能保持装置操作稳定。
国内天然气液化技术的研究起步较晚，主要是上海交通大学，西南石油大学和哈尔滨工业大学。上海交通大学顾安忠教授领导的课题组，从上世纪90年代开始在顾安忠教授的带领下对天然气液化流程进行了系统模拟，包括基本负荷型和调峰型液化流程的热力学模拟计算、参数分析、优化分析，在混合工质的物性计算方面也做出了很多贡献。但所有的流程计算均局限在软件的模拟运算方面，没有建立起实验室装置，使模拟结果无法验证。在流程模拟方面基本是选用成熟的经典流程，没有开发出新型的液化流程。
哈尔滨工业大学低温与超导技术研究所在2002年以来一直从事天然气液化技术的研究，先后对目前应用的所有液化流程进行模拟优化，并在此基础上开发出自己的液化流程，适用于中心和大型的双混合工质液化流程，既能保证流程的高效率，又简化了流程设备，比较适合于目前国内的天然气气源条件，但是这一流程还处于试验阶段，并没有具体的实践应用。
综上所述，有必要提供一种适于工业化实际应用的LNG液化工艺的操作条件优化方法，以降低LNG液化工艺过程中的能耗。
发明内容
本发明旨在提供一种LNG液化工艺的优化方法，以解决现有技术中LNG液化工艺过程中能耗过高的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种LNG液化工艺的优化方法，其包括以下步骤：S1，按照LNG液化流程，利用HYSYS软件建立LNG液化流程的工艺模型；S2，调整工艺模型中的控制变量，以使工艺模型中的压缩机功率能耗达到最小，并以最小的压缩机功率能耗对应的参数作为LNG液化流程的最优操作参数。
进一步地，控制变量为压缩机入口压力、压缩机出口压力、J-T压力和压缩机压头。
进一步地，步骤S2包括：运行工艺模型，以压缩机入口压力和/或压缩机出口压力为变量，记录各压缩机入口压力和/或压缩机出口压力下的制冷剂流量，拟合出压缩机压头和制冷剂流量的平方之间的关系函数f1；建立关系函数其中，Rc为压缩机压头，为LNG液化流程中的制冷剂操作流量的平方；以Ss值小于1并尽量接近1为目的，在符合实际工况要求的前提下，调整压缩机压头和制冷剂操作流量的值为最优值，并根据最优值获取最优J-T阀开度和最优J-T压力；压缩机压头和制冷剂操作流量的最优值、最优J-T阀开度和最优J-T压力即为LNG液化流程的最优操作参数。
进一步地，步骤S2中，在获取最优J-T阀开度和最优J-T压力的步骤之后，还包括确定压缩机最大启动压力的步骤。
进一步地，步骤S1中，建立工艺模型的步骤包括：在HYSYS软件上选择物性方程Peng-Robsen，并按照混合冷剂的组分在HYSYS软件上选择组分类型；按照LNG液化流程的PID工艺流程，在HYSYS软件上建立模型；按照实际工况标定模型，得到标定模型；设置压缩机控制逻辑，得到预备模型；以及按照实际工况中各个物流的能耗，将各个物流的能耗数据通过HYSYS软件的接口输入至预备模型的数据处理软件中，得到工艺模型。
进一步地，按照实际工况标定模型的过程中，使模型与实际工况之间的误差小于5％。
进一步地，按照混合冷剂的组分在HYSYS软件上选择组分类型的过程中，组分类型包括氮气、甲烷、二氧化氮和丙烷中的至少两种。
进一步地，按照LNG液化流程的PID工艺流程，在HYSYS软件上建立模型的步骤中，PID工艺流程包括混合冷剂回路和进料天然气回路。
进一步地，设置压缩机控制逻辑的步骤中，通过VFD控制压缩机速度。
进一步地，步骤S2中还包括确定最佳天然气预冷温度和最佳高压混合冷剂温度的步骤。
应用本发明的技术方案，运用模拟技术建立LNG液化工艺模型，实现实时优化分析，根据原料气组分的变化和混合冷剂的组分变化，实时调整工艺参数，使压缩机功率能耗达到最小。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了本发明实施例1中LNG液化厂的液化流程图；
图2示出了本发明实施例1中根据LNG液化厂的液化流程图建立的工艺模型图；以及
图3示出了本发明实施例1中拟合出来的压缩机压头和制冷剂流量的平方之间的关系函数图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
正如背景技术部分所介绍的，现有技术中LNG液化工艺过程中能耗过高。为了解决这一问题，本发明提供了一种LNG液化工艺的优化方法，该方法包括以下步骤：S1，按照LNG液化流程，利用HYSYS软件建立LNG液化流程的工艺模型；S2，调整工艺模型中的控制变量，以使工艺模型中的压缩机功率能耗达到最小，并以最小的压缩机功率能耗对应的参数作为LNG液化流程的最优操作参数。
本发明提供的上述优化方法中，先根据实际的LNG液化流程，在HYSYS软件上建立了与实际LNG液化流程相适应的工艺模型。
按照实际LNG液化流程，在建立工艺模型的过程中，所需要的建模的设备通常包括混合冷剂压缩机、定速电机或变频电机、冷箱、分离器、冷却器、控制阀和隔离阀、控制回路(DCS与ESD，仅指为实现控制方案需要的控制回路)、泵等。需要的资料通常包括(PFDs)过程流程图、(PID)仪表工艺流程图、管道长度与滞留量、上述设备数据、压缩机数据表、压缩机转动惯量、电机数据表、电机转动惯量、电机曲线、隔离阀数据表、控制阀数据表、防喘振控制阀数据表、冷箱工艺运行数据表、冷箱机械设备数据表、换热器工艺运行数据表、换热器机械设备数据表、仪表数据表、工艺过程描述、启停机步骤与逻辑、工艺控制设定点、控制系统设置、混合冷剂组分、进料气组分。
建立工艺模型后，调整工艺模型中的控制变量，以使工艺模型中的压缩机功率能耗达到最小，并以最小的压缩机功率能耗对应的参数作为LNG液化流程的最优操作参数。
本发明提供的上述优化方法中，运用模拟技术建立LNG液化工艺模型，实现实时优化分析，根据原料气组分的变化和混合冷剂的组分变化，实时调整工艺参数，使压缩机功率能耗达到最小。
上述方法中，本领域技术人员可以选择所调整的控制变量，只要其调整能够使压缩机功率能耗达到最小，即可得到最佳工艺操作参数如压力、温度等。在一种优选的实施方式中，控制变量为压缩机入口压力、压缩机出口压力、J-T压力和压缩机压头。这几个参数是影响压缩机功率能耗的主要变量，以其作为控制变量能够更快捷地调整压缩机能耗至最小值，从而找到最佳操作工艺参数。
混合制冷剂J-T压力升高对系统降低比功耗是有利的。所以，应在保证制冷温度和制冷剂工质配比不变的情况下，逐步提高制冷剂的压力。而在设计系统流程的过程中，也不能一味的强调更高的J-T压力。因为如果J-T压力的提高而混合制冷剂配比不变的话，也不能达到制冷温度，而且会提高压缩机液击的几率。在一种优选的实施方式中，上述步骤S2包括：
运行工艺模型，以压缩机入口压力和/或压缩机出口压力为变量，记录各压缩机入口压力和/或压缩机出口压力下的制冷剂流量，拟合出压缩机压头和制冷剂流量的平方之间的关系函数f1；
建立关系函数其中，Rc为压缩机压头，为LNG液化流程中的制冷剂操作流量的平方；
以Ss值小于1并尽量接近1为目的，在符合实际工况要求的前提下，调整压缩机压头和制冷剂操作流量的值为最优值，并根据最优值获取最优J-T阀开度和最优J-T压力；(此处的实际工况要求包括生产中生产量、所需要压力、冷剂量、阀开度、产品合格要求等，符合实际工况要求是指在生产中生产量变化时，满足产品要求与安全稳定生产所需要压力、冷剂量、阀开度)；
上述压缩机压头和制冷剂操作流量的最优值、最优J-T阀开度和最优J-T压力即为LNG液化流程的最优操作参数。
制冷剂操作流量与J-T压力对压缩机的喘振控制起着至关重要的作用，上述Ss函数中，Ss＝1为喘振线，Ss>1为喘振区，Ss<1为稳定的操作区。在目前的LNG工厂操作的条件下，一般控制压缩机的操作点距离喘振线较远，这样就导致压缩机出口的流量要大于实际生产所需要的制冷剂的流量，从而使压缩机喘振阀开度增大，致使大量制冷剂由压缩机出口通过防喘振阀回流到压缩机入口，使压缩机做大量的无用功，能耗增加。通过动态模拟可以确定在保证压缩机正常运行的情况下，使操作点靠近喘振线运行，减少制冷剂回流量，提高压缩机效率。通过制冷剂操作流量与压缩机压头的关系，最终确定J-T阀的开度，找出最佳的J-T压力、制冷剂操作流量和压缩机压头。
在一种优选的实施方式中，上述步骤S2中，在获取最优J-T阀开度和最优J-T压力的步骤之后，还包括确定压缩机最大启动压力的步骤。压缩机是由电机电动，之间靠由轴来传输动力，这个最大启动压力一般是由压缩机与电机之间的扭矩，齿轮转速箱的参数，以及启动时电压等参数确定，这些压缩机本身会有一定的参数，在这里应用压缩机与电机的参数来模拟技术启动压力，计算结果与时间状况相比较，来确定实际启动压力是否有提升空间。
在一种优选的实施方式中，上述步骤S1中，建立工艺模型的步骤包括：
在HYSYS软件上选择物性方程Peng-Robsen，并按照混合冷剂的组分在HYSYS软件上选择组分类型；
按照LNG液化流程的PID工艺流程，在HYSYS软件上建立模型；
按照实际工况标定模型，得到标定模型；
设置压缩机控制逻辑，得到预备模型；以及
按照实际工况中各个物流的能耗，将各个物流的能耗数据通过HYSYS软件的接口输入至预备模型的数据处理软件中，得到工艺模型。
选择物性方程和混合冷剂组分后，按照LNG液化流程的PID工艺流程在HYSYS软件上建立模型。标定模型的步骤能够使所建立的工艺模型与实际的LNG液化工艺流程的工况更加相符，从而能够使建立的工艺模型具有更准确的指导意义。更优选地，按照实际工况标定模型的过程中，使模型与实际工况之间的误差小于5％。
在一种优选的实施方式中，按照混合冷剂的组分在HYSYS软件上选择组分类型的过程中，组分类型包括氮气、甲烷、二氧化氮和丙烷中的至少两种。
在一种优选的实施方式中，按照LNG液化流程的PID工艺流程，在HYSYS软件上建立模型的步骤中，PID工艺流程包括混合冷剂回路和进料天然气回路。
在一种优选的实施方式中，设置压缩机控制逻辑的步骤中，通过VFD控制压缩机速度。通过VFD(variable frequency driver，变频调速器)。
在一种优选的实施方式中，步骤S2中还包括确定最佳天然气预冷温度和最佳高压混合冷剂温度的步骤。天然气预冷根据实际生产中天然气中重组分的含量(C4以上组分)来确定预冷温度，已能够达到预冷之后能够将重组分脱除这一要求为准。混合冷剂的目的就是将气态天然气通过冷箱之后温度变低，再通过减压之后变成液态，所以混合冷剂的温度及时能够满足天然气变为液态及预冷阶段要求温度即可。本领域技术人员根据本发明上述的教导结合本领域常规技术手段有能力选择具体的确定最佳天然气预冷温度和最佳高压混合冷剂温度的方法，在此不再赘述。
以下结合具体实施例对本发明作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本发明所要求保护的范围。
实施例1
某LNG液化厂的液化流程图如图1所示，具体的工艺原理如下：
110为丙烷预冷冷凝器；120为第一换热器；130为第二换热器；140为第三换热器；101为第一压缩机；102为第一水冷换热器；103为第二压缩机；104为第二水冷换热器；105、106、107、108、109均为节流阀；210为第一气液分离器；220为第二气液分离器；230为第三气液分离器；240为第四气液分离器；250为产品分离器；1至29分别表示了管路中不同的流体，具体说明如下：
1为进料天然气；2为经过丙烷预冷冷凝器110的天然气；3为经过第一换热器120之后的天然气；4为经过第二换热器130之后的天然气；5为经过第三换热器140之后的天然气；6为经过节流阀的液化天然气；7为经过产品分离器250后的液化天然气；8为经过产品分离器250后的未被液化的天然气；9为循环冷剂；10为经过第一压缩机101进行一级压缩的循环冷剂；11经过第二压缩机102进行二级压缩的循环冷剂；12为经过第二水冷换热器104的循环冷剂；13为经过丙烷预冷冷凝器110的循环冷剂；14为经过第三气液分离器230分离之后的气态混合冷剂；15为经过第三气液分离器230分离之后的液态混合冷剂；16为15经过第一换热器120换热之后的混合冷剂；18为15经过第一换热器120之后的液体混合冷剂；19为18经过节流阀节流之后的混合冷剂；21为16经过第四气液分离器240分离之后的气态混合冷剂；22为16经过第四气液分离器240分离之后的液态混合冷剂；23为21经过第二换热器130的气态混合冷剂；25为22经过第二换热器130的液态混合冷剂；26为25经过节流阀的混合冷剂；28为23经过第三换热器140的混合冷剂；29为28经过节流阀的混合冷剂；24为29经过第三换热器140换热的混合冷剂(提供冷量)；27为24与26混合后的混合冷剂；17为27经过第二换热器130换热之后的冷剂(提供冷量)；20为19与17混合后的混合冷剂。
在HYSYS软件上建立工艺模型，
建立工艺模型的步骤如下：
在HYSYS软件上选择物性方程Peng-Robsen，并按照混合冷剂的组分在HYSYS软件上选择组分类型；按照LNG液化流程的PID工艺流程，在HYSYS软件上建立模型；按照实际工况标定模型，得到标定模型；设置压缩机控制逻辑，得到预备模型；以及按照实际工况中各个物流的能耗，将表1中各个物流的能耗数据通过HYSYS软件的接口输入至预备模型的数据处理软件中，得到工艺模型，如图2所示：其中标号与图1中的装置和流体一一对应，需要说明的是：工艺模型中(图2)270为第五气液分离器；280为第六气液分离器；201、202、203均为混合器。
表1
注：表1中H为总焓值，h为单位流量的焓值，H＝Fmrh
运行工艺模型，以压缩机入口压力为变量，记录各压缩机入口压力和/或压缩机出口压力下的制冷剂流量，拟合出压缩机压头Rc和制冷剂流量的平方qr 2之间的关系函数f1，如图3所示；
建立关系函数其中，Rc为压缩机压头，为LNG液化流程中的制冷剂操作流量的平方；
以Ss值小于1并尽量接近1为目的，在符合实际工况要求的前提下，调整压缩机压头和制冷剂操作流量的值为最优值，并根据最优值获取最优J-T阀开度和最优J-T压力；
上述压缩机压头和制冷剂操作流量的最优值、最优J-T阀开度和最优J-T压力即为LNG液化流程的最优操作参数。
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：运用模拟技术建立LNG液化工艺模型，实现实时优化分析，根据原料气组分的变化和混合冷剂的组分变化，实时调整工艺参数，使压缩机功率能耗达到最小。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种LNG液化工艺的优化方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
S1，按照LNG液化流程，利用HYSYS软件建立所述LNG液化流程的工艺模型；
S2，调整所述工艺模型中的控制变量，以使所述工艺模型中的压缩机功率能耗达到最小，并以最小的所述压缩机功率能耗对应的参数作为所述LNG液化流程的最优操作参数；所述控制变量为压缩机入口压力、压缩机出口压力、J-T压力和压缩机压头；所述步骤S2包括：
运行所述工艺模型，以所述压缩机入口压力和/或所述压缩机出口压力为变量，记录各所述压缩机入口压力和/或所述压缩机出口压力下的制冷剂流量，拟合出所述压缩机压头和所述制冷剂流量的平方之间的关系函数f1；
建立关系函数其中，Rc为所述压缩机压头，为所述LNG液化流程中的制冷剂操作流量的平方；
以所述Ss值小于1并尽量接近1为目的，在符合实际工况要求的前提下，调整所述压缩机压头和所述制冷剂操作流量的值为最优值，并根据所述最优值获取最优J-T阀开度和最优J-T压力；
所述压缩机压头和所述制冷剂操作流量的所述最优值、所述最优J-T阀开度和所述最优J-T压力即为所述LNG液化流程的最优操作参数。
2.根据权利要求1所述的优化方法，其特征在于，所述步骤S2中，在获取所述最优J-T阀开度和所述最优J-T压力的步骤之后，还包括确定压缩机最大启动压力的步骤。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述步骤S1中，建立所述工艺模型的步骤包括：
在所述HYSYS软件上选择物性方程Peng-Robsen，并按照混合冷剂的组分在所述HYSYS软件上选择组分类型；
按照所述LNG液化流程的PID工艺流程，在所述HYSYS软件上建立模型；
按照实际工况标定所述模型，得到标定模型；
设置压缩机控制逻辑，得到预备模型；以及
按照所述实际工况中各个物流的能耗，将所述各个物流的能耗数据通过所述HYSYS软件的接口输入至所述预备模型的数据处理软件中，得到所述工艺模型。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，按照所述实际工况标定所述模型的过程中，使所述模型与所述实际工况之间的误差小于5％。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，按照混合冷剂的组分在所述HYSYS软件上选择所述组分类型的过程中，所述组分类型包括氮气、甲烷、二氧化氮和丙烷中的至少两种。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，按照所述LNG液化流程的PID工艺流程，在所述HYSYS软件上建立模型的步骤中，所述PID工艺流程包括混合冷剂回路和进料天然气回路。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，设置所述压缩机控制逻辑的步骤中，通过VFD控制压缩机速度。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S2中还包括确定最佳天然气预冷温度和最佳高压混合冷剂温度的步骤。
CN201510476017.9A 2015-08-05 2015-08-05 Lng液化工艺的优化方法 Active CN104992040B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510476017.9A CN104992040B (zh) 2015-08-05 2015-08-05 Lng液化工艺的优化方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510476017.9A CN104992040B (zh) 2015-08-05 2015-08-05 Lng液化工艺的优化方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104992040A CN104992040A (zh) 2015-10-21
CN104992040B true CN104992040B (zh) 2018-08-14

Family

ID=54303854

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201510476017.9A Active CN104992040B (zh) 2015-08-05 2015-08-05 Lng液化工艺的优化方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN104992040B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2021170525A1 (en) * 2020-02-25 2021-09-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for production optimization

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110173958B (zh) * 2019-05-31 2021-03-23 新奥数能科技有限公司 一种天然气液化制冷优化方法及装置
CN110779275B (zh) * 2019-10-10 2021-04-16 陕西延长石油天然气有限责任公司 一种提高天然气液化装置能效的方法
CN112197169B (zh) * 2020-10-09 2022-06-14 江苏科技大学 一种船用低压燃气供应装置的优化方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1069117A (zh) * 1991-07-31 1993-02-17 气体产品与化学公司 燃气液化过程控制系统
CN103105017A (zh) * 2013-01-15 2013-05-15 安徽亿瑞深冷能源科技有限公司 环境试验装置制冷系统及其节能工况快速确定方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20120123578A1 (en) * 2010-11-15 2012-05-17 Conocophillips Company Market optimization of liquefied natural gas process

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1069117A (zh) * 1991-07-31 1993-02-17 气体产品与化学公司 燃气液化过程控制系统
CN103105017A (zh) * 2013-01-15 2013-05-15 安徽亿瑞深冷能源科技有限公司 环境试验装置制冷系统及其节能工况快速确定方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
基于 HYSYS 模型和遗传算法的CII液化流程的能耗优化;刘鹏鹏等;《低温与超导》;20131231;第41卷(第11期);16-22 *
基于 HYSYS 模型和遗传算法的天然气液化流程参数优化;郑雪枫等;《化学工程》;20140731;第42卷(第7期);66-68 *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2021170525A1 (en) * 2020-02-25 2021-09-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for production optimization

Also Published As

Publication number Publication date
CN104992040A (zh) 2015-10-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104992040B (zh) Lng液化工艺的优化方法
Mortazavi et al. Enhancement of APCI cycle efficiency with absorption chillers
EP2229567B1 (en) Method for regulation of cooling capacity of a cooling system based on a gas expansion process.
JP6286812B2 (ja) 天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法
US20140283548A1 (en) System and method for liquefying natural gas using single mixed refrigerant as refrigeration medium
CN103998882B (zh) 用于从低温烃类组合物中去除氮气的方法和装置
CN105114131A (zh) 一种利用天然气压力能膨胀发电与压缩制冷的一体化装置
CN106839484B (zh) 一种基于co2冷媒的天然气压力能利用装置
CN102538390B (zh) 一种天然气液化系统及其方法
CN103791690A (zh) 利用管道压力能发电-制冷的液化天然气生产装置及方法
CN104807287A (zh) 一种小型天然气液化制冷系统及方法
CN204984493U (zh) 一种利用天然气压力能膨胀发电与压缩制冷的一体化装置
Pakzad et al. Investigation of a new energy‐efficient cryogenic process configuration for helium extraction and liquefaction
CN105066583B (zh) Lng液化混合冷剂的配比优化方法
CN104862025A (zh) 一种浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法
Gao et al. The design and optimization of natural gas liquefaction processes: a review
CN106595223B (zh) 一种回收天然气中碳三以上重烃的系统和方法
CN102607238A (zh) 三段混合制冷液化天然气的方法
CN106642985B (zh) 一种用于浮式天然气液化装置的快速开车系统及其开车方法
CN203349591U (zh) 一种利用lng卫星站冷能制冰的装置
CN103954063B (zh) 一种单阀无级调节混合工质循环浓度的制冷系统及其方法
CN107560321A (zh) Bog回收与氮气液化系统及工艺方法
JPWO2021240689A5 (zh)
Helgestad Modelling and optimization of the C3MR process for liquefaction of natural gas
Trigilio et al. Modelling and simulation of natural gas liquefaction process

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CP03 Change of name, title or address

Address after: 100083 Gold Building (Block B) 707-4, No. 38 Xueqing Road, Haidian District, Beijing

Patentee after: Beijing Blue Shell Jieneng Environmental Protection Technology Co.,Ltd.

Address before: 100010 Beijing Chaoyang District Beiyuan Road 170 Triumphal City C Block 2 Floor

Patentee before: BEIJING ZHONGRUN ZERO-CARBON ENERGY-SAVING TECHNOLOGY Co.,Ltd.

CP03 Change of name, title or address
CB03 Change of inventor or designer information

Inventor after: Zhao Ziying

Inventor after: Li Qun

Inventor before: Li Qun

CB03 Change of inventor or designer information