一种浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法

摘要

本发明涉及一种浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法，它包括以下步骤：1)准备多种燃料气气源；2)设置一包括一预冷装置、一液化装置、一节流阀、一LNG储罐和一低温BOG压缩机的低温压缩系统，和一包括一预冷装置、一液化装置、一节流阀、一LNG储罐、三个常温BOG压缩机和三个冷却器的常温压缩系统；3)控制高压LNG节流闪蒸BOG，LNG储罐吸热蒸发BOG、LPG储罐吸热蒸发BOG进入低温压缩系统，控制稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气进入常温压缩系统；分别完成燃料气的低温压缩和常温压缩工艺，4)采用工艺流程模拟软件对处理装置的各功耗及总功耗进行计算；5)对燃料气气源的处理过程进行进一步优化分析。本发明能够满足FLNG在海上特殊环境的作业要求，提高其运行的安全和经济性。

说明书

技术领域

本发明涉及一种燃料气处理方法，特别是关于一种浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法。

背景技术

FLNG(浮式液化天然气生产储卸装置)是一种开采深海气田、边际气田的天然气，并将其冷凝成LNG(液化天然气)的海上生产设施，FLNG作为新型开发技术，以其投资较低、建造周期短、便于迁移、环境友好等优点而倍受各国青睐。作为独立的FLNG，所有的工艺和设备原则上必须具备陆上的基本特征。但是，FLNG需要消耗大量的燃料气来为燃气轮机提供原料。燃料气的来源以及用量，直接关系到整个FLNG的安全运行、能耗和经济性。

另外，由于整个FLNG工艺装置所需的能耗比较大，同时需要考虑燃料气处理装置的规模应该满足海上特殊环境的作业要求，尽可能地减少所占用空间，但是现有的燃料气系统的燃料气处理方法不能满足海上特殊环境下对燃料的供应要求，因此需要提出新的燃料气系统处理方法为FLNG油气处理装置提供燃料动力。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种节能、高效的用于浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法，它包括以下步骤：1)准备多种包括高压液化天然气节流闪蒸的闪蒸气、液化天然气储罐吸热蒸发的闪蒸气、液化石油气储罐产生的闪蒸气、稳定塔凝析油产生的燃料气、脱酸产生的少量燃料气，和轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气以及天然气原料的燃料气气源；2)设置一低温压缩系统和一常温压缩系统，所述低温压缩系统包括一第一预冷装置，所述第一预冷装置的出口通过管道连接一第一液化装置的入口，所述第一液化装置的出口通过管道连接一第一液化天然气储罐的入口，所述第一液化装置和所述第一液化天然气储罐之间的管道上设置有一第一节流阀，所述第一液化天然气储罐的出口通过管道连接一低温闪蒸气压缩机的入口，所述低温闪蒸气压缩机的出口通过管道连接燃气轮机；所述常温压缩系统包括一第二预冷装置，所述第二预冷装置的出口通过管道连接一第二液化装置的第一入口，所述第二液化装置的第一出口通过管道连接一第二液化天然气储罐的入口，所述第二液化装置连接所述第二液化天然气储罐的管道上设置有一节流阀，所述第二液化天然气储罐出口通过管道连接所述第二液化装置的第二入口，所述第二液化装置的第二出口通过管道连接一第一常温闪蒸气压缩机的入口，所述第一常温闪蒸气压缩机的出口通过管道连接一第一冷却器的入口，所述第一冷却器的出口通过管道连接一第二常温闪蒸气压缩机的入口，所述第二常温闪蒸气压缩机的出口通过管道连接一第二冷却器的入口，所述第二冷却器的出口通过管道连接一第三常温闪蒸气压缩机的入口，所述第三常温闪蒸气压缩机的出口通过管道连接一第三冷却器的入口，所述第三冷却器出口通过管道连接燃气轮机；3)将低温压缩系统的第一预冷装置的入口与高压液化天然气节流闪蒸的闪蒸气、液化天然气储罐吸热蒸发的闪蒸气和液化石油气储罐产生的闪蒸气三种燃料气气源连接，将常温压缩系统的第二预冷装置的入口与稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气连接；控制高压液化天然气节流闪蒸的闪蒸气，液化天然气储罐吸热蒸发的闪蒸气和液化石油气储罐产生的闪蒸气进入低温压缩系统，达到所需的燃料气系统压力值，完成燃料气的低温压缩工艺，控制稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气进入常温压缩系统，达到所需的燃料气系统压力值，完成燃料气的常温压缩工艺；4)采用工艺流程模拟软件对处理装置的低温压缩系统的第一液化装置的液化段氮气压缩机功耗、第一液化装置的过冷段氮气压缩机功耗、低温闪蒸气压缩机功耗和燃料气压缩机功耗以及低温压缩系统装置总功耗进行计算，并对常温压缩系统的第二液化装置的液化段氮气压缩机功耗、第二液化装置的过冷段氮气压缩机功耗、常温闪蒸气压缩机功耗和燃料气压缩机功耗以及常温压缩系统装置总功耗进行计算；5)对燃料气气源的处理过程进行进一步优化，当处理装置的燃料气源系统平衡时，控制燃料气源中高压液化天然气节流闪蒸的闪蒸气、液化天然气储罐吸热蒸发的闪蒸气和液化石油气储罐产生的闪蒸气所占燃料气源的比值高于稳定塔凝析油产生的燃料气、脱酸产生的少量燃料气所占燃料气源的比值；当处理装置燃料气源不足时，控制液化装置中工艺参数，降低天然气的液化率，得到较多的闪蒸气压缩后作为燃料气源使用，或将轻烃回收装置在回收过程中产生的干气和天然气直接作为燃料气使用。

所述步骤1)中，准备的高压液化天然气节流的闪蒸气、液化天然气储罐吸热蒸发的闪蒸气和液化石油气储罐产生的闪蒸气所占燃料气源的比例大于稳定塔凝析油产生的燃料气、脱酸产生的少量燃料气所占燃料气源的比例。

所述步骤2)中，低温压缩系统的第一液化装置的液化段、过冷段分别设置有一个以上氮气压缩机，常温压缩系统的第二液化装置的液化段、过冷段分别设置有一个以上氮气压缩机。

所述步骤3)中，通过控制低温压缩系统的节流阀开度调节高压液化天然气节流闪蒸的闪蒸气的流量。

所述步骤3)中，燃料气系统压力值设置为35bar，高压液化天然气节流闪蒸的闪蒸气、液化天然气储罐吸热蒸发的闪蒸气和液化石油气储罐产生的闪蒸气经过压缩机压缩后先作为分子筛再生气使用，其压缩后压力值设置为38bar。

所述处理装置总用能量取值为107MW，整个浮式液化天然气生产储卸装置所需用的能量取值为130MW，燃料气流量采用30t/h。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明准备的多种燃料气气源充分考虑了整个FLNG上的各种可以利用的燃料气来源，实现各燃料气气源的充分利用，减少浪费；并对高压LNG节流闪蒸的闪蒸气、LNG储罐吸热蒸发的闪蒸气、LPG储罐产生的闪蒸气、稳定塔凝析油产生的燃料气、脱酸产生的少量燃料气和轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气以及天然气原料的使用状况进行了分析，能够使本发明在节能、高效等技术效果方面实现了提高。2、本发明在考虑燃料气气源量不足时，优先考虑控制液化装置的工艺参数，通过调节节流阀开度，能够得到较多的闪蒸气，通过低温压缩系统和常温压缩系统的压缩后作为燃料气使用，这样能够使天然气的液化率降低，同时能够降低常温压缩系统和低温压缩系统中各装置功耗以及系统总功耗。3、本发明对燃料气源中高压LNG节流闪蒸的闪蒸气、LNG储罐吸热蒸发的闪蒸气和LPG储罐产生的闪蒸气采用低温压缩工艺，稳定塔凝析油产生的燃料气、脱酸产生的少量燃料气常温压缩工艺的综合且燃料气源的闪蒸气采取常温压缩工艺，这样能够实现整个FLNG的油气处理节能高效地运行，降低了整个FLNG装置功耗值。4、本发明在燃料气源不足时，考虑将轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气和天然气原料直接作为燃料气使用，不需要增压，同时降低干气和天然气原料在燃料气源中的比值，降低处理装置功耗，本发明能够满足FLNG在海上特殊环境下对燃料的供应要求。

附图说明

图1是本发明燃料气处理系统示意图

图2是本发明低温压缩系统示意图

图3是本发明常温压缩系统示意图

图4是本发明燃料气处理系统的处理流程示意图

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提供一种浮式液化天然气油气储卸装置的燃料气处理方法，它包括以下步骤：

1)准备多种燃料气气源

如图1所示，燃料气包括高压LNG节流闪蒸BOG(闪蒸气)、LNG储罐吸热蒸发的BOG、LPG(液化石油气)储罐产生的闪蒸气BOG、稳定塔凝析油产生的燃料气、脱酸产生的少量燃料气，还包括轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气和天然气原料。

2)设置一低温压缩系统和一常温压缩系统

低温压缩系统包括一预冷装置1、一液化装置2、一节流阀3、一LNG储罐4和一低温BOG压缩机5。预冷装置1的出口通过管道连接液化装置2的入口，液化装置2的出口通过管道连接LNG储罐4的入口，在液化装置2和LNG储罐4之间的管道上设置有节流阀3，LNG储罐4的出口通过管道连接低温BOG压缩机5的入口，低温BOG压缩机5的出口通过管道连接燃气轮机(如图2、图4所示)。

常温压缩系统包括一预冷装置1、一液化装置2、一节流阀3、一LNG储罐4、三个常温BOG压缩机6和三个冷却器7。预冷装置1的出口通过管道连接液化装置2的入口，液化装置2的第一出口通过管道连接LNG储罐4的入口，在液化装置2连接LNG储罐4的管道上设置有节流阀3，LNG储罐4出口通过管道连接液化装置2的另一入口；液化装置2的第二出口通过管道连接第一常温BOG压缩机6的入口，第一常温BOG压缩机6的出口通过管道连接第一冷却器7的入口，第一冷却器7的出口通过管道连接第二常温BOG压缩机6的入口，第二常温BOG压缩机6的出口通过管道连接第二冷却器7的入口，第二冷却器7的出口通过管道连接第三常温BOG压缩机6的入口，第三常温BOG压缩机6的出口通过管道连接第三冷却器7的入口，第三冷却器7出口通过管道连接燃气轮机(如图3、图4所示)。

3)将低温压缩系统的预冷装置1的入口与高压LNG节流闪蒸BOG、LNG储罐吸热蒸发BOG和LPG储罐产生的闪蒸气BOG三种燃料气气源连接，将常温压缩系统的预冷装置1的入口与稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气连接，控制高压LNG节流闪蒸BOG，LNG储罐吸热蒸发BOG和LPG储罐产生的闪蒸气BOG进入低温压缩系统，达到所需的燃料气系统压力值，完成燃料气的低温压缩工艺，控制稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气进入常温压缩系统，达到所需的燃料气系统压力值，完成燃料气的常温压缩工艺。

上述过程中，高压LNG节流闪蒸BOG、LNG储罐吸热蒸发BOG和LPG储罐产生的闪蒸气BOG进入在低温压缩系统中工作过程如下：如图2所示，高压LNG节流闪蒸BOG、LNG储罐吸热蒸发BOG和LPG储罐产生的闪蒸气BOG进入预冷装置1，完成丙烷三级制冷后，进入液化装置2，在液化装置2的液化段冷箱(图中未示出)和过冷段冷箱(图中未示出)分别完成液化段制冷和过冷段制冷后，液化气体通过节流阀3降温降压后进入LNG储罐4，和LNG储罐4吸热蒸发产生的BOG一起进入低温BOG压缩机5进行压缩，达到所需的燃料气系统压力值后，将燃料气送入燃气轮机(如图4所示)。

上述过程中，稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气进入低温压缩系统中工作过程如下：如图3所示，稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气进入预冷装置1，完成丙烷三级制冷后，进入液化装置2，在液化装置2的液化段冷箱和过冷段冷箱分别完成液化段制冷和过冷段制冷后，此时的液化气体先经过液化装置1的第一出口进入节流阀3中，经过节流阀3的降温降压后进入LNG储罐4，和LNG储罐4中吸热蒸发的BOG一起进入液化装置2中，此时的BOG在液化装置2中的换热器中通过与其它介质进行换热升温至-36℃后，通过液化装置2的第二出口进入第一常温BOG压缩机6进行压缩后，进入第一冷却器7进行冷却，然后依次进入第二常温BOG压缩机6压缩、第二冷却器7冷却、第三常温BOG压缩机6压缩、第三冷却器7冷却达到所需的燃料气系统压力值，将燃料气送入燃气轮机(如图4所示)。

4)采用工艺流程模拟软件对系统工艺中的各功耗进行计算

通过对系统处理装置中的各功耗计算得到：低温压缩系统的液化装置2中的液化段氮气压缩机功耗、过冷段氮气压缩机的功耗分别高于常温压缩系统的液化装置2中的液化段氮气压缩机功耗、过冷段氮气压缩机的功耗。低温压缩系统的BOG和燃料气压缩机功耗低于常温压缩系统的BOG和燃料气压缩机功耗，低温压缩系统装置的总功耗略高于常温压缩系统装置的总功耗。

5)对燃料气气源的处理过程进行进一步优化

在满足燃料气系统平衡的情况下，燃料气中天然气原料越多，则需要增加天然气的液化深度，从而使得制冷温度下降和氮气压缩机功耗增加，装置总压缩功耗也有一定增加，所以在正常状况下不宜将预处理后的天然气作为燃料气使用。

当在开工或燃料气系统不足时，优先考虑控制液化系统工艺参数，使天然气的液化率适当降低，以得到较多的BOG压缩后作为燃料气使用，也可以将轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气和天然气原料在需要时直接作为燃料气使用，当所需燃料气为定值时，随着干气与燃料气中的BOG、其它燃料气的比值增加时，天然气过冷温度降低，系统总压缩功耗增加。

上述实施例中，在步骤1)中的燃料气气源以高压LNG节流闪蒸BOG、LNG储罐吸热蒸发的BOG和LPG储罐产生的闪蒸气BOG为主。

上述实施例中，在步骤2)中，低温压缩系统的液化装置2和常温压缩系统的液化装置2的液化段分别设置有一个以上氮气压缩机，过冷段分别设置有一个以上氮气压缩机。

上述实施例中，在步骤3)中燃料气系统压力值设置为35bar，BOG经过压缩机压缩后可以先作为分子筛再生气使用，故其压缩后压力设置为38bar。可以通过控制液化装置中节流阀开度进行高压LNG节流闪蒸产生BOG的流量调节。

上述实施例中，在步骤4)中进行工艺流程模拟可以采用系统软件HYSYS。

上述实施例中，处理装置总用能量为107MW(包括电能和机械能，但不包括热能，热能采用燃气轮机余热)，整个FLNG所需用的能量取值为130MW(包括船体部分和工艺系统，其中船体所用能量为23MW)，燃料气流量采用30t/h。

下面列举一具体实施例：

1)燃料气气源包括高压LNG节流闪蒸BOG、LNG储罐吸热蒸发的BOG、LPG储罐产生的闪蒸气BOG、稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气，还包括轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气和天然气，包括燃料气源的来流温度、压力和流量等具体参数，以及各种气源的来流参数决定因素(如表1所示)。

表1 燃料气源特点

温度℃压力bar流量t/h备注高压LNG节流闪蒸BOG-1601.221.2通过优化与燃料气系统平衡LNG储罐吸热蒸发BOG-1601.26.2决定于LNG储罐；定值稳定塔凝析油产生的燃料气4042.5决定于原料气组分脱酸产生的少量燃料气7050.4决定于原料气组分LPG储罐产生的闪蒸气BOG-351.2<0.5决定于LPG储罐；定值量少天然气原料5075正常无；可作为燃料气源轻烃回收后的干气4740正常无；可作为燃料气源

2)控制高压LNG节流闪蒸BOG，LNG储罐吸热蒸发BOG和LPG储罐产生的闪蒸气BOG进入低温压缩系统中的预冷装置1，完成丙烷三级制冷后，进入液化装置2，在液化装置2的液化段冷箱(图中未示出)和过冷段冷箱(图中未示出)分别完成液化段制冷和过冷段制冷后，液化气体通过节流阀3降温降压后进入LNG储罐4，和LNG储罐4吸热蒸发产生的BOG一起进入低温BOG压缩机5进行压缩，达到所需的燃料气系统压力值后，将燃料气送入燃气轮机。

3)控制稳定塔凝析油产生的燃料气和脱酸产生的少量燃料气进入常温压缩系统中的预冷装置1，完成丙烷三级制冷后，进入液化装置2，在液化装置2的液化段冷箱和过冷段冷箱分别完成液化段制冷和过冷段制冷后，此时的液化气体先经过液化装置2的第一出口并通过节流阀3的降温降压后进入LNG储罐4，和LNG储罐4中吸热蒸发的BOG一起进入液化装置2中，此时的BOG在液化装置2中的换热器的作用下升温至-36℃后，通过液化装置2的第二出口进入第一常温BOG压缩机6进行压缩后，进入第一冷却器7进行冷却，然后依次进入第二常温BOG压缩机6压缩、第二冷却器7、第三常温BOG压缩机6、第三冷却器7达到所需的燃料气系统压力值，将燃料气送入燃气轮机。

4)采用HYSYS软件对工艺流程进行模拟，得出常温压缩工艺的系统装置总压缩功耗、液化装置的液化段氮气压缩机功耗、液化装置的过冷段氮气压缩机功耗、BOG和燃料气压缩机的功耗；低温压缩工艺的系统装置总压缩功耗、液化装置的液化段氮气压缩机功耗、液化装置的过冷段氮气压缩机功耗、BOG和燃料气压缩机的功耗(如表2所示)。

表2 两种BOG压缩工艺计算结果

常温压缩低温压缩液化段氮气压缩机kw2000720885过冷段氮气压缩机kw1981120916BOG和燃料气压缩机kw60803275系统装置总压缩功耗kw102362103522

5)在燃料气不足时，控制轻烃回收装置在轻烃回收过程中产生的干气和天然气原料直接作为燃料气使用，随着该干气与燃料气中的BOG、其它燃料气的比值增加时，天然气过冷温度降低，系统装置总压缩功耗增加(如表3所示)。

表3 不同燃料气组成下的计算结果

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。