一种二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统的制作方法

本实用新型涉及天然气液化领域，具体而言，涉及一种二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统。

背景技术：

天然气资源广泛分布在全球的陆地及海洋中，从陆地到海洋是世界油气勘探开发的必然趋势。FLNG(Floating Liquefied Natural Gas)是近年来海洋工程界提出的、集液化天然气的生产、储存和装卸为一体的新型海上装置，对于海上气田的开采具有投资成本低、建造周期短、开发风险小，便于迁移等特点。

海上作业需考虑台风、波浪、空间限制等不利因素，使得浮式液化工艺的技术难度高于陆上。作为FLNG的核心技术，液化工艺的合理性对工程项目的投资成本、运行费用、运营可靠性以及生产安全至关重要。针对海上工况的特殊性，研究后发现氮膨胀液化流程具有突出的海上适应性。

图1为现有浮式液化技术丙烷预冷双氮膨胀天然气液化系统示意图；图1中的代号含义如下：11为高温氮循环膨胀机，12为低温氮循环膨胀机，2为丙烷压缩机，31、32均为高温氮循环压缩机，41、42均为低温氮循环压缩机，51-56均为水冷却器，61-63均为J/T阀，71-73均为气液分离器，8为精馏塔，74为气液分离器。

图1为现有的浮式液化技术丙烷预冷双氮膨胀天然气液化系统，其中采用丙烷作为制冷剂，并且使用量较大，由于丙烷的沸点低、易汽化，因而于开停车操作时，设备和管线中存在大量丙烷会导致压力升高，增大丙烷泄放或泄漏的风险。一旦发生泄漏，由于丙烷的密度大于空气，会造成可燃气体的积聚，并且FLNG上部甲板空间有限、设备紧凑，扩散条件差，极易发生燃烧、爆炸等事故。对于浮式天然气液化系统，减少和避免丙烷的使用能够提高安全性，降低安全设施的投资。

海上气田天然气的产量和组分不断改变，外部环境始终在变化，并且FLNG装置具有可迁移性，这就要求浮式天然气液化系统具有可调节性，可以根据具体情况实现预冷段、液化段负荷的调节，减少换热温差，降低液化功耗。现有技术中高温氮循环和低温氮循环压力相同，流程设计无法调节不同温区的换热温差，可调节性差，造成FLNG装置的环境适应性和原料气适应性降低，不利于稳定高效的生产。

经膨胀机增压机和压缩机增压后，氮气压力高达5MPa以上，设备和管线的压力等级高，壁厚增大，工艺设备的重量增加，造成管架等支撑结构的载重增加，并对船体结构的强度等提出更高要求，上部工艺模块和船体的造价大幅上升，使得浮式天然气液化装置的投资增大、经济性降低。

综上可知，现有的浮式天然气液化技术存在安全性低、可调节性差、能耗高、经济性差的缺点。

技术实现要素：

本实用新型提供一种二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统，用以提高天然气液化系统的海上适应性和工艺灵活性，实现海上液化天然气稳定、高效、持续的生产需求。

为了达到上述目的，本实用新型提供了一种二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统，其包括：天然气输送管、二氧化碳预冷循环装置、脱重烃装置、双级氮气冷却循环装置、BOG换热器、第一节流阀、第二节流阀、LNG节流阀、气液分离装置、LNG泵和LNG储罐，其中：

所述二氧化碳预冷循环装置包括多级预冷主低温换热器、多级二氧化碳压缩机和多级二氧化碳压缩机水冷器，所述多级预冷主低温换热器与所述天然气输送管连通，二氧化碳压缩机与二氧化碳压缩机水冷器的数目相等，并且每一二氧化碳压缩机的后端均设有一二氧化碳压缩机水冷器，二氧化碳经过多级二氧化碳压缩机增压及多级二氧化碳压缩机水冷器冷却后降温至第一设定温度，该第一设定温度的二氧化碳经过所述BOG换热器、所述第一节流阀和所述第二节流阀后分别输送至多级预冷主低温换热器，以对天然气输送管中流过的天然气进行预冷，对天然气进行预冷后的二氧化碳再次经过多级二氧化碳压缩机及多级二氧化碳压缩机水冷器，以实现循环预冷；

所述脱重烃装置设置在所述二氧化碳预冷循环装置的后端，将经过预冷的天然气分离为液态的重烃组分和气态的轻烃组分；

所述双级氮气冷却循环装置包括多级深冷主低温换热器、低压氮气预冷模块、高压氮气预冷模块、高压氮气膨胀机和低压氮气膨胀机，多级深冷主低温换热器与所述脱重烃装置连通，以对从所述脱重烃装置输出的天然气进行深度冷却，所述低压氮气预冷模块包括一低压氮气膨胀机增压机、一低压氮气膨胀机增压机水冷器、多级低压氮气压缩机和多级低压氮气压缩机水冷器，所述高压氮气预冷模块包括一高压氮气膨胀机增压机、一高压氮气膨胀机增压机水冷器、多级高压氮气压缩机和多级高压氮气压缩机水冷器，低压氮气压缩机和低压氮气压缩机水冷器的数目相等，高压氮气压缩机和高压氮气压缩机水冷器的数目相等，所述高压氮气预冷模块将氮气压缩至第一预定压强后分为两路，其中一路经过所述多级预冷主低温换热器进行冷却，另一路经过第一级深冷主低温换热器进行冷却，两路冷却后的氮气汇合后经过所述高压氮气膨胀机进行膨胀，膨胀后的低温低压氮气返流至多级深冷主低温换热器除了最后一级以外的部分，以冷却天然气、低压氮气和部分高压氮气，所述低压氮气预冷模块将氮气压缩至第二预定压强后经过除了最后一级以外其他级别的深冷主低温换热器进行冷却后再输入所述低压氮气膨胀机进行膨胀降温，膨胀后的低温低压氮气返流至最后一级深冷主低温换热器；

所述LNG节流阀连接在所述双级氮气冷却循环装置和所述气液分离装置之间，所述气液分离装置将液化天然气闪蒸产生的BOG输送至所述BOG换热器，以使节流闪蒸产生的BOG进一步冷却二氧化碳，所述BOG换热器进一步将BOG输出至燃料气系统；

所述LNG泵连接在所述气液分离装置与所述LNG储罐之间，用于将液化天然气输送到所述LNG储罐进行储存。

在本实用新型的一实施例中，所述天然气输送管之前依次连通有天然气脱固体颗粒装置、天然气脱酸气装置、天然气脱水装置、天然气脱苯装置和天然气脱汞装置，以将进入其内的天然气中的固体颗粒、酸性气体、水、苯和汞依次滤除。

在本实用新型的一实施例中，二氧化碳压缩机水冷器将经过前一级二氧化碳压缩机压缩后的二氧化碳冷却至35℃，经过多级二氧化碳压缩机后二氧化碳的压强增加至8.5MPa，经过BOG换热器和第一节流阀后二氧化碳的温度降为-16℃，经过第二节流阀后二氧化碳的温度降为-53℃，压强降为0.6MPa。

在本实用新型的一实施例中，所述第一预定压强为4MPa。

在本实用新型的一实施例中，所述第二预定压强为2.5MPa。

在本实用新型的一实施例中，多级预冷主低温换热器和多级深冷主低温换热器均采用流体均布构件。

在本实用新型的一实施例中，低压氮气预冷模块中，低压氮气膨胀机增压机水冷器和多级低压氮气压缩机水冷器将经过前一级低压氮气膨胀机增压机或低压氮气压缩机压缩后的氮气冷却至35℃。

在本实用新型的一实施例中，高压氮气预冷模块中，高压氮气膨胀机增压机水冷器和多级高压氮气压缩机水冷器将经过前一级高压氮气膨胀机增压机或高压氮气压缩机压缩后的氮气冷却至35℃。

在本实用新型的一实施例中，预冷主低温换热器为两级，二氧化碳压缩机增压和二氧化碳压缩机水冷器为两级。

在本实用新型的一实施例中，低压氮气压缩机、低压氮气压缩机水冷器、高压氮气压缩机和高压氮气压缩机水冷器均为两级。

本实用新型提供的二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统具有以下优点：

(1)对二氧化碳预冷双级氮膨胀液化系统的工艺流程进行了优化设计，对高压氮气压力、低压氮气压力、二氧化碳压力、二氧化碳预冷温度、高压氮气膨胀前温度、低压氮气膨胀前温度等参数进行了优化，提高了工艺灵活性。

(2)减少了液化系统的能量消耗，可以根据原料气的组成、温度、压力、项目建设地点环境温度的变化、海上的晃荡工况，合理分配预冷循环和主循环的热负荷，提高了液化系统的海上适应性，具有重要的工程价值，能够实现不同海域、不同气质条件下海上液化天然气稳定、高效、持续的生产需求。

(3)对不同的气质条件和海洋环境，液化率能够达到96％，相比于双氮膨胀液化工艺功耗降低约10％，与丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的比功耗相当，液化能耗大大降低。

(4)相比于现有的丙烷预冷双氮膨胀液化工艺，本实用新型避免了丙烷的使用，提高了安全性，减少了安全设施的投资；降低了氮气系统的压力等级，从而减少了工艺模块和船体的投资成本，提高了浮式天然气液化装置的经济性。

附图说明

为了更清楚地说明本实用新型实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本实用新型的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为现有的浮式液化技术丙烷预冷双氮膨胀天然气液化系统的示意图；

图2为本实用新型一实施例的二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统的示意图；

图3为本实用新型一实施例中换热部分的流道布置示意图。

附图标记说明：1-天然气输送管；2-二氧化碳预冷循环装置；3-脱重烃装置；4-双级氮气冷却循环装置；5-BOG换热器；6-第一节流阀；7-第二节流阀；8-LNG节流阀；9-气液分离装置；101-LNG泵；102-LNG储罐；11、12-预冷主低温换热器；31、32、33-二氧化碳压缩机；61、62、63-二氧化碳压缩机水冷器；13、14、15-深冷主低温换热器；401-低压氮气预冷模块；402-高压氮气预冷模块；71-高压氮气膨胀机；72-低压氮气膨胀机。

具体实施方式

下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本实用新型保护的范围。

图2为本实用新型一实施例的二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统的示意图，如图所示，本实用新型提供的二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统包括：天然气输送管1、二氧化碳预冷循环装置2、脱重烃装置3、双级氮气冷却循环装置4、BOG换热器5、第一节流阀6、第二节流阀7、LNG节流阀8、气液分离装置9、LNG泵101和LNG储罐102，其中：

二氧化碳预冷循环装置2包括两级预冷主低温换热器(11、12)、三级二氧化碳压缩机(31、32、33)和三级二氧化碳压缩机水冷器(61、62、63)，两级预冷主低温换热器11、12与天然气输送管1连通，每一二氧化碳压缩机的后端均设有一二氧化碳压缩机水冷器，即二氧化碳压缩机31的后端设有二氧化碳压缩机水冷器61，二氧化碳压缩机32的后端设有二氧化碳压缩机水冷器62，二氧化碳压缩机33的后端设有二氧化碳压缩机水冷器63，二氧化碳经过三级二氧化碳压缩机(31、32、33)增压及三级二氧化碳压缩机水冷器(61、62、63)冷却后降温至35℃，该35℃的二氧化碳经过BOG换热器5、第一节流阀6和第二节流阀7后分别输送至两级预冷主低温换热器(11、12)，以对天然气输送管1中流过的天然气进行预冷，对天然气进行预冷后的二氧化碳再次经过三级二氧化碳压缩机(31、32、33)及多级二氧化碳压缩机水冷器(61、62、63)，以实现循环预冷；

脱重烃装置3设置在二氧化碳预冷循环装置2的后端，将经过预冷的天然气分离为液态的重烃组分和气态的轻烃组分，脱除C₄以上组分；

双级氮气冷却循环装置4包括三级深冷主低温换热器(13、14、15)、低压氮气预冷模块401、高压氮气预冷模块402、高压氮气膨胀机71和低压氮气膨胀机72，三级深冷主低温换热器(13、14、15)与脱重烃装置3连通，以对从脱重烃装置3输出的天然气进行深度冷却，低压氮气预冷模块41包括一低压氮气膨胀机增压机51、一低压氮气膨胀机增压机水冷器67、两级低压氮气压缩机(52、53)和两级低压氮气压缩机水冷器(68、69)，高压氮气预冷模块402包括一高压氮气膨胀机增压机41、一高压氮气膨胀机增压机水冷器64、两级高压氮气压缩机(42、43)和两级高压氮气压缩机水冷器(65、66)。

高压氮气预冷模块402将氮气压缩至4MPa后分为两路，其中一路经过两级预冷主低温换热器(11、12)冷却至-50℃，压强变为3.95MPa，另一路经过第一级深冷主低温换热器13冷却至-50℃，两路冷却后的氮气汇合后经过高压氮气膨胀机71进行膨胀至0.72MPa，温度降为-130℃，膨胀后的低温低压氮气返流至深冷主低温换热器14、13，以冷却天然气、低压氮气和部分高压氮气。

高压氮气预冷模块402中，高压氮气膨胀机增压机水冷器64和两级高压氮气压缩机水冷器65、66将经过前一级高压氮气膨胀机增压机41或高压氮气压缩机42、43压缩后的氮气冷却至35℃。

低压氮气预冷模块401将氮气压缩至2.5MPa后经过深冷主低温换热器13冷却至-55℃，经深冷主低温换热器14冷却至-120℃，之后经低压氮气膨胀机72进行膨胀降温，压强降至0.72MPa，温度降为-163℃，膨胀后的低温低压氮气返流至最后一级深冷主低温换热器15，再经过深冷主低温换热器14、13后，温度升至32℃，然后再经低压氮气预冷模块401再次压缩至2.5MPa，如此循环往复。

低压氮气预冷模块401中，低压氮气膨胀机增压机水冷器67和两级低压氮气压缩机水冷器68、69将经过前一级低压氮气膨胀机增压51或低压氮气压缩机52、53压缩后的氮气冷却至35℃。

LNG节流阀8连接在双级氮气冷却循环装置4和气液分离装置9之间，气液分离装置9将液化天然气闪蒸产生的BOG输送至BOG换热器5，以使节流闪蒸产生的BOG进一步冷却二氧化碳，BOG换热器5进一步将BOG输出至燃料气系统；

LNG泵101连接在气液分离装置9与LNG储罐102之间，用于将液化天然气输送到LNG储罐102进行储存，等待装船外输。

在本实用新型中，天然气输送管之前还可以依次连通有天然气脱固体颗粒装置、天然气脱酸气装置、天然气脱水装置、天然气脱苯装置和天然气脱汞装置，以将进入其内的天然气中的固体颗粒、酸性气体、水、苯和汞依次滤除。

如图2所示，每一二氧化碳压缩机水冷器(61、62、63)均将经过前一级二氧化碳压缩机(31、32、33)压缩后的二氧化碳冷却至35℃，经过三级二氧化碳压缩机(31、32、33)后二氧化碳的压强增加至8.5MPa，经过BOG换热器5和第一节流阀6后二氧化碳的温度降为-16℃，经过第二节流阀7后二氧化碳的温度降为-53℃，压强降为0.6MPa。

图3为本实用新型一实施例中换热部分的流道布置示意图，如图所示，流道21、22为原料气在主低温换热器中的液化过程，流道23、24为二氧化碳节流后冷却原料气和高压氮气的过程，流道25、26为高压氮气在主低温换热器中被预冷的过程，流道27为膨胀后的高压氮气冷却原料气、低压氮气和高温的高压氮气的过程，流道28为低压氮气在主低温换热器中被预冷的过程，流道29为膨胀后的低压氮气冷却原料气、低压氮气和高压氮气的过程。主低温换热器可选择板翅式换热器和绕管式换热器，具体类型根据单线产量、项目情况分析确定。

本实用新型中的两级预冷主低温换热器和三级深冷主低温换热器均采用流体均布构件，以优化内部换热结构、保证换热过程稳定、高效。

本实用新型提供的二氧化碳预冷双级氮膨胀的天然气液化系统具有以下优点：

(1)对二氧化碳预冷双级氮膨胀液化系统的工艺流程进行了优化设计，对高压氮气压力、低压氮气压力、二氧化碳压力、二氧化碳预冷温度、高压氮气膨胀前温度、低压氮气膨胀前温度等参数进行了优化，提高了工艺灵活性。

(2)减少了液化系统的能量消耗，可以根据原料气的组成、温度、压力、项目建设地点环境温度的变化、海上的晃荡工况，合理分配预冷循环和主循环的热负荷，提高了液化系统的海上适应性和工艺灵活性，具有重要的工程价值，能够实现不同海域、不同气质条件下海上液化天然气稳定、高效、持续的生产需求。

(3)对不同的气质条件和海洋环境，液化率能够达到96％，相比于双氮膨胀液化工艺功耗降低约10％，与丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的比功耗相当，液化能耗大大降低。

(4)相比于现有的丙烷预冷双氮膨胀液化工艺，本实用新型避免了丙烷的使用，提高了安全性，减少了安全设施的投资；降低了氮气系统的压力等级，从而减少了工艺模块和船体的投资成本，提高了浮式天然气液化装置的经济性。

本领域普通技术人员可以理解：附图只是一个实施例的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本实用新型所必须的。

本领域普通技术人员可以理解：实施例中的装置中的模块可以按照实施例描述分布于实施例的装置中，也可以进行相应变化位于不同于本实施例的一个或多个装置中。上述实施例的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本实用新型的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本实用新型进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本实用新型实施例技术方案的精神和范围。