專利名稱：應(yīng)用于基荷型天然氣液化工廠的雙混合冷劑液化系統(tǒng)的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種應(yīng)用于基荷型天然氣液化工廠的雙混合冷劑液化系統(tǒng)，屬于天然氣液化技術(shù)領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
目前國(guó)內(nèi)常見天然氣液化技術(shù)多為氮膨脹和單級(jí)混合冷劑循環(huán)制冷工藝，只能適用于規(guī)模較小的LNG裝置，通常采用板翅式換熱器，對(duì)高壓氣源適應(yīng)性不高，且使用壽命較短。國(guó)外用于大型天然氣液化工廠的液化工藝多采用丙烷預(yù)冷混合制冷劑液化工藝(C3/MR)或雙混合冷劑制冷液化工藝(DMR)，前者(C3/MR)預(yù)冷換熱器通常采用浮頭式換熱器，對(duì)于多股流換熱需要設(shè)置的換熱器數(shù)量較多，從而造成流程結(jié)構(gòu)復(fù)雜；后者(DMR)預(yù)冷和深冷換熱器多采用兩級(jí)制冷換熱，換熱效率較低。此外，國(guó)外DMR工藝通常采用BOG深冷冷劑進(jìn)行換熱，冷卻后的深冷冷劑節(jié)流后再與原料氣進(jìn)行換熱，較本工藝采用BOG直接與原料氣換熱方式換熱效率較低。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明的目的 是提供一種應(yīng)用于基荷型天然氣液化工廠的雙混合冷劑液化系統(tǒng)，本發(fā)明提供的液化系統(tǒng)的適應(yīng)性高、安全可靠，穩(wěn)定性強(qiáng)，考慮到了大型繞管式換熱器國(guó)產(chǎn)化后的工程應(yīng)用，減少了設(shè)備投資成本，可提高液化工藝的液化能力。本發(fā)明所提供的一種應(yīng)用于基荷型天然氣液化工廠的雙混合冷劑液化系統(tǒng)，它包括預(yù)冷換熱器、液化換熱器、預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)和液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)；所述預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)包括依次連通的緩沖罐1、一級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、預(yù)冷冷劑冷卻器1、氣液分離器1、二級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、預(yù)冷冷劑冷卻器II和氣液分離器II ;所述緩沖罐I與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述氣液分離器I的液相出口與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述氣液分離器II的液相出口與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述氣液分離器II的氣相出口通過(guò)管路I與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通，所述管路I延伸至所述預(yù)冷換熱器的頂部，然后從所述頂部引出后經(jīng)節(jié)流與所述預(yù)冷換熱器相連通；所述氣液分離器II的液相出口通過(guò)管路II與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通，所述管路II延伸至所述預(yù)冷換熱器的中部，然后從所述中部引出后經(jīng)節(jié)流與所述預(yù)冷換熱器相連通；所述液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)包括依次連通的緩沖罐I1、液化冷劑壓縮機(jī)和液化冷劑冷卻器；所述緩沖罐II與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述液化冷劑冷卻器的出口通過(guò)管路III與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通，所述管路III從所述預(yù)冷換熱器的頂部引出后與氣液分離器III相連通；所述氣液分離器III的氣相出口通過(guò)管路IV與所述液化換熱器的底部相連通，所述管路IV延伸至所述液化換熱器的頂部，然后從所述頂部引出后經(jīng)節(jié)流與所述液化換熱器相連通；所述氣液分離器III的液相出口通過(guò)管路V與所述液化換熱器的底部相連通，所述管路V延伸至所述液化換熱器的中部，然后從所述中部引出后經(jīng)節(jié)流與所述液化換熱器相連通。上述的雙混合冷劑液化系統(tǒng)中，所述預(yù)冷換熱器和所述液化冷卻器均可為繞管式換熱器。使用本發(fā)明的雙混合冷劑液化系統(tǒng)時(shí)，首先預(yù)處理合格后的天然氣(是指經(jīng)過(guò)脫硫、脫碳、脫汞、脫水后滿足基荷型天然氣液化工廠對(duì)進(jìn)入液化單元天然氣的質(zhì)量要求)經(jīng)預(yù)冷換熱器預(yù)冷后，進(jìn)入液化換熱器進(jìn)一步降溫，最后經(jīng)過(guò)節(jié)流進(jìn)入LNG儲(chǔ)罐，儲(chǔ)罐中蒸發(fā)氣經(jīng)過(guò)換熱器為預(yù)冷后的天然氣提供冷量。預(yù)冷和液化混合冷劑分別通過(guò)獨(dú)立的壓縮機(jī)循環(huán)系統(tǒng)將混合冷劑壓縮、冷卻后引入預(yù)冷和液化換熱器為天然氣提供冷量。本發(fā)明可適用于年產(chǎn)LNG規(guī)模在100萬(wàn)噸以上的天然氣液化工廠。本發(fā)明具有如下優(yōu)點(diǎn):1、預(yù)冷部分采用混合制冷劑，較現(xiàn)有丙烷預(yù)冷工藝換熱效率較高，且換熱器數(shù)量較少，流程結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單；2、預(yù)冷換熱器和深冷換熱器均采用繞管式換熱器，應(yīng)對(duì)惡劣操作工況的適應(yīng)能力強(qiáng)，使用壽命長(zhǎng)；3、預(yù)冷換熱采用三級(jí)節(jié)流，較現(xiàn)有兩級(jí)節(jié)流有效降低換熱功耗；低溫BOG直接與原料氣進(jìn)行換熱，較現(xiàn)有工藝多采用BOG與冷劑進(jìn)行換熱提高了換熱效率。


圖1為本發(fā)明提供 的雙混合冷劑液化系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)示意圖。圖2為本發(fā)明使用狀態(tài)的示意圖。圖中各標(biāo)記如下:1預(yù)冷換熱器、2液化換熱器、3緩沖罐1、4 一級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、5預(yù)冷冷劑冷卻器1、6氣液分離器1、7 二級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、8預(yù)冷冷劑冷卻器I1、9氣液分離器I1、10管路1、11管路I1、12緩沖罐I1、13液化冷劑壓縮機(jī)、14液化冷劑冷卻器、15管路II1、16氣液分離器II1、17管路IV、18管路V、19原料氣冷卻器。
具體實(shí)施例方式下面結(jié)合附圖對(duì)本發(fā)明做進(jìn)一步說(shuō)明，但本發(fā)明并不局限于以下實(shí)施例。實(shí)施例1、如圖1所示，本發(fā)明提供的雙混合冷劑液化系統(tǒng)包括預(yù)冷換熱器1、液化換熱器2、預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)和液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)；預(yù)冷換熱器I和液化換熱器2均為繞管式換熱器。其中預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)包括依次連通的緩沖罐I 3、一級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)4、預(yù)冷冷劑冷卻器I 5、氣液分離器I 6、二級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)7、預(yù)冷冷劑冷卻器II 8和氣液分離器II 9 ;該緩沖罐I 3與預(yù)冷換熱器I的底部相連通；氣液分離器I 6的液相出口與預(yù)冷換熱器I的底部相連通；氣液分離器II 9的液相出口與預(yù)冷換熱器I的底部相連通。氣液分離器II 9的氣相出口通過(guò)管路I 10與預(yù)冷換熱器I的底部相連通，該管路I 10延伸至預(yù)冷換熱器I的頂部，然后從該頂部引出后經(jīng)節(jié)流與預(yù)冷換熱器I相連通；氣液分離器II 9的液相出口通過(guò)管路II 11與預(yù)冷換熱器I的底部相連通，該管路II 11延伸至預(yù)冷換熱器I的中部，然后從該中部引出后經(jīng)節(jié)流與預(yù)冷換熱器I相連通；其中液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)包括依次連通的緩沖罐II 12、液化冷劑壓縮機(jī)13和液化冷劑冷卻器14 ；該緩沖罐II 12與預(yù)冷換熱器I的底部相連通；液化冷劑冷卻器14的出口通過(guò)管路III15與預(yù)冷換熱器I的底部相連通，管路III 15從預(yù)冷換熱器I的頂部引出后與氣液分離器III 16相連通；該氣液分離器III16的氣相出口通過(guò)管路IV 17與液化換熱器2的底部相連通，該管路IV 17延伸至液化換熱器2的頂部，然后從該頂部引出后經(jīng)節(jié)流與液化換熱器2相連通；氣液分離器III16的液相出口通過(guò)管路V 18與液化換熱器2的底部相連通，該管路V 18延伸至液化換熱器2的中部，然后從該中部引出后經(jīng)節(jié)流與液化換熱器2相連通。使用上述的液化系統(tǒng)對(duì)某海外某氣田的原料天然氣液化，原料氣組分為98.68%甲烷，0.33%乙烯，0.27%丙烷，丁烷0.16%，異丁烷0.22%,0.11%異戊烷、0.11%戊烷和0.11%氮?dú)?。其中預(yù)冷混合冷劑由13.86%甲烷、40.39%乙烷、18.77%丙烷、6.55%異丁烷、6.11%丁烷和14.31%異戊烷組成；液化混合冷劑由42.86%甲烷、41.07%乙烷、5.36%丙烷和10.71%氮?dú)饨M成，均為質(zhì)量份數(shù)?？砂凑障率霾襟E進(jìn)行:預(yù)處理合格的天然氣(7.9MPag,40°C)首先進(jìn)入預(yù)冷換熱器I中從下向上流動(dòng)，冷卻至_57°C后抽出分離成兩股，其中一股與LNG儲(chǔ)罐中的BOG換熱冷卻后節(jié)流至0.15MPag、_160°C，另一股進(jìn)入液化換熱器2中繼續(xù)冷卻，冷卻至_150°C后抽出節(jié)流至0.15MPag、-160°C，這兩股天然氣混合后進(jìn)入LNG儲(chǔ)罐。從預(yù)冷換熱器I換熱后的氣相混合冷劑進(jìn)入壓縮機(jī)(一級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)4和二級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)7)經(jīng)兩級(jí)壓縮至1.9MPag后，進(jìn)入冷卻器冷卻至40°C，經(jīng)過(guò)氣液分離器I 6分成氣液相分別從底部進(jìn)入預(yù)冷換熱器I的換熱管中從下向上流動(dòng)，液相混合冷劑從預(yù)冷換熱器I的中部抽出節(jié)流后返回預(yù)冷換熱器I的殼程，氣相混合冷劑從換熱器頂部抽出節(jié)流后返回?fù)Q熱器殼程，分別從上向下流動(dòng)蒸發(fā)為預(yù)冷換熱器I提供冷量。蒸發(fā)后的預(yù)冷冷劑(0.19MPag、34.25°C )進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)行兩級(jí)壓縮和冷卻，完成一個(gè)循環(huán)。從液化換熱器2換熱后的氣相混合冷劑進(jìn)入液化冷劑壓縮機(jī)13壓縮至3.95MPag，冷卻至40°C后進(jìn)入預(yù)冷換熱器I中，預(yù)冷至_57°C抽出并分離成氣液相，分別從液化換熱器2的底部進(jìn)入液化換熱器2的換熱管中從下向上流動(dòng)，其中液相混合冷劑從液化換熱器2的中部抽出節(jié)流后返回液化換熱器2的殼程，氣相混合冷劑從液化換熱器2的頂部抽出節(jié)流后返回液化換熱器2的殼程，分別從上向下流動(dòng)蒸發(fā)為換熱器提供冷量。蒸發(fā)后的液化冷齊IJ (0.24MPag-64.38°C )進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)行兩級(jí)壓縮和冷卻，完成一個(gè)循環(huán)。實(shí)施例2、使用實(shí)施例1中的液化系統(tǒng)對(duì)GB19204中第三種典型LNG組分的原料氣液化，原料氣組分為甲烷87.2%、乙烷8.61%、丙烷2.74%、丁烷0.65%、異丁烷0.42%、戊烷
0.02%和氮?dú)?.36% ;所用到的預(yù)冷混合冷劑和液化混合冷劑的組成。具體步驟與實(shí)施例1中基本相同，因?yàn)樵蠚饨M分中重組分增加，因此預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)的出口需要對(duì)原料氣中冷凝出的重?zé)N進(jìn)行脫除，經(jīng)過(guò)計(jì)算，預(yù)冷、液化單元的混合冷劑組分配比需要優(yōu)化。經(jīng)過(guò)預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)原料氣中脫除重?zé)N量為20t/h。流程中其余參數(shù)與實(shí)例I相同，得到的產(chǎn)品液化率為91%。

實(shí)施例3、
使用實(shí)施例1中的液化系統(tǒng)對(duì)某寒冷海域?qū)⒁欢ńM分的原料天然氣液化，用于冷卻的海水溫度為13°C，如圖2所示，由于冷媒介質(zhì)溫度比較低，在預(yù)冷換熱器I進(jìn)口原料氣增設(shè)了原料氣冷卻器19將原料氣進(jìn)行冷卻，此外預(yù)冷、液化混合冷劑循環(huán)中的冷卻器出口溫度降低至25°C。原料氣組分為98.68%甲烷，0.33%乙烯，0.27%丙烷，丁烷0.16%，異丁烷0.22%，
0.11%異戊烷、0.11%戊烷、0.11%氮?dú)?。主要?shí)施步驟如下:預(yù)處理合格的天然氣(7.9MPag, 25 °C )首先進(jìn)入預(yù)冷換熱器I中從下向上流動(dòng)，冷卻至_60°C后抽出分離成兩股，其中一股與LNG儲(chǔ)罐中的BOG換熱冷卻后節(jié)流至
0.15MPag、_160°C，另一股進(jìn)入液化換熱器2中繼續(xù)冷卻，冷卻至_150°C后抽出節(jié)流至
0.15MPag、-160°C，這兩股天然氣混合后進(jìn)入LNG儲(chǔ)罐。從預(yù)冷換熱器I換熱后的氣相混合冷劑進(jìn)入壓縮機(jī)(一級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)4和二級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)7)經(jīng)兩級(jí)壓縮至1.9MPag后，進(jìn)入冷卻器冷卻至25°C，經(jīng)過(guò)氣液分離器I 6分成氣液相分別從底部進(jìn)入預(yù)冷·換熱器I的換熱管中從下向上流動(dòng)，液相冷劑從預(yù)冷換熱器I中部抽出節(jié)流后返回?fù)Q熱器殼程，氣相冷劑從預(yù)冷換熱器I頂部抽出節(jié)流后返回?fù)Q熱器殼程，分別從上向下流動(dòng)蒸發(fā)為換熱器提供冷量。蒸發(fā)后的預(yù)冷冷劑(0.19MPag、22.06 °C)進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)行兩級(jí)壓縮和冷卻，完成一個(gè)循環(huán)。從液化換熱器2換熱后的氣相冷劑進(jìn)入液化冷劑壓縮機(jī)13壓縮至3.95MPag，冷卻至25°C后進(jìn)入預(yù)冷換熱器1，預(yù)冷至-60°C抽出并分離成氣液相，分別從底部進(jìn)入液化換熱器2的換熱管中從下向上流動(dòng)，液相冷劑從液化換熱器2中部抽出節(jié)流后返回?fù)Q熱器殼程，氣相冷劑從液化換熱器2頂部抽出節(jié)流后返回?fù)Q熱器殼程，分別從上向下流動(dòng)蒸發(fā)為換熱器提供冷量。蒸發(fā)后的液化冷劑(0.24MPag-62.98°C )進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)行兩級(jí)壓縮和冷卻，完成一個(gè)循環(huán)。本實(shí)施實(shí)例采用的預(yù)冷混合冷劑由2.5%甲烷、47.9%乙烷、22.7%丙烷、6.25%異丁烷、6.25% 丁烷和14.4%異戊烷組成；液化混合冷劑由42.6%甲烷、39.7%乙烷、4.0%丙烷和
13.7%氮?dú)饨M成。
權(quán)利要求
1.一種應(yīng)用于基荷型天然氣液化工廠的雙混合冷劑液化系統(tǒng)，其特征在于:所述液化系統(tǒng)包括預(yù)冷換熱器、液化換熱器、預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)和液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)； 所述預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)包括依次連通的緩沖罐1、一級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、預(yù)冷冷劑冷卻器1、氣液分離器1、二級(jí)預(yù)冷冷劑壓縮機(jī)、預(yù)冷冷劑冷卻器II和氣液分離器II ;所述緩沖罐I與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述氣液分離器I的液相出口與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述氣液分離器II的液相出口與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通； 所述氣液分離器II的氣相出口通過(guò)管路I與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通，所述管路I延伸至所述預(yù)冷換熱器的頂部，然后從所述頂部引出后經(jīng)節(jié)流與所述預(yù)冷換熱器相連通； 所述氣液分離器II的液相出口通過(guò)管路II與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通，所述管路II延伸至所述預(yù)冷換熱器的中部，然后從所述中部引出后經(jīng)節(jié)流與所述預(yù)冷換熱器相連通； 所述液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)包括依次連通的緩沖罐I1、液化冷劑壓縮機(jī)和液化冷劑冷卻器；所述緩沖罐II與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通；所述液化冷劑冷卻器的出口通過(guò)管路III與所述預(yù)冷換熱器的底部相連通，所述管路III從所述預(yù)冷換熱器的頂部引出后與氣液分離器III相連通；所述氣液分離器III的氣相出口通過(guò)管路IV與所述液化換熱器的底部相連通，所述管路IV延伸至所述液化換熱器的頂部，然后從所述頂部引出后經(jīng)節(jié)流與所述液化換熱器相連通；所述氣液分離器III的液相出口通過(guò)管路V與所述液化換熱器的底部相連通，所述管路V延伸至所述液化換熱器的中部，然后從所述中部引出后經(jīng)節(jié)流與所述液化換熱器相連通。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的雙混合冷劑液化系統(tǒng)，其特征在于:所述預(yù)冷換熱器和所述液化冷卻器均為繞 管式換熱器。
全文摘要
本發(fā)明公開了一種應(yīng)用于基荷型天然氣液化工廠的雙混合冷劑液化系統(tǒng)。它包括預(yù)冷換熱器、液化換熱器、預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)和液化混合冷劑制冷循環(huán)機(jī)構(gòu)；本發(fā)明中預(yù)冷部分采用混合制冷劑，較現(xiàn)有丙烷預(yù)冷工藝換熱效率較高，且換熱器數(shù)量較少，流程結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單；預(yù)冷換熱器和深冷換熱器均采用繞管式換熱器，應(yīng)對(duì)惡劣操作工況的適應(yīng)能力強(qiáng)，使用壽命長(zhǎng)；預(yù)冷換熱采用三級(jí)節(jié)流，較現(xiàn)有兩級(jí)節(jié)流有效降低換熱功耗；低溫BOG直接與原料氣進(jìn)行換熱，較現(xiàn)有工藝多采用BOG與冷劑進(jìn)行換熱提高了換熱效率。
文檔編號(hào)F25J1/02GK103234326SQ20131015775
公開日2013年8月7日 申請(qǐng)日期2013年5月2日 優(yōu)先權(quán)日2013年5月2日
發(fā)明者陳杰, 單彤文, 黃虎龍, 花亦懷, 浦暉, 羅婷婷, 程昊, 高瑋 申請(qǐng)人:中國(guó)海洋石油總公司, 中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司