CZ299016B6 - Postup zkapalnování zemního plynu kaskádním chlazením - Google Patents

Postup zkapalnování zemního plynu kaskádním chlazením Download PDF

Info

Publication number
CZ299016B6
CZ299016B6 CZ0455799A CZ455799A CZ299016B6 CZ 299016 B6 CZ299016 B6 CZ 299016B6 CZ 0455799 A CZ0455799 A CZ 0455799A CZ 455799 A CZ455799 A CZ 455799A CZ 299016 B6 CZ299016 B6 CZ 299016B6
Authority
CZ
Czechia
Prior art keywords
stream
gas
cooling
methane
natural gas
Prior art date
Application number
CZ0455799A
Other languages
English (en)
Other versions
CZ9904557A3 (en
Inventor
T. Cole@Eric
R. Bowen@Ronald
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Research Company
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 Exxonmobil Upstream Research Company filed Critical Exxonmobil Upstream Research Company
Publication of CZ9904557A3 publication Critical patent/CZ9904557A3/cs
Publication of CZ299016B6 publication Critical patent/CZ299016B6/cs

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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K35/00—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting
    • B23K35/22—Rods, electrodes, materials, or media, for use in soldering, welding, or cutting characterised by the composition or nature of the material
    • B23K35/24—Selection of soldering or welding materials proper
    • B23K35/30—Selection of soldering or welding materials proper with the principal constituent melting at less than 1550 degrees C
    • B23K35/3053—Fe as the principal constituent
    • B23K35/3066—Fe as the principal constituent with Ni as next major constituent
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K9/00—Arc welding or cutting
    • B23K9/16—Arc welding or cutting making use of shielding gas
    • B23K9/173—Arc welding or cutting making use of shielding gas and of a consumable electrode
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B60—VEHICLES IN GENERAL
    • B60K—ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PROPULSION UNITS OR OF TRANSMISSIONS IN VEHICLES; ARRANGEMENT OR MOUNTING OF PLURAL DIVERSE PRIME-MOVERS IN VEHICLES; AUXILIARY DRIVES FOR VEHICLES; INSTRUMENTATION OR DASHBOARDS FOR VEHICLES; ARRANGEMENTS IN CONNECTION WITH COOLING, AIR INTAKE, GAS EXHAUST OR FUEL SUPPLY OF PROPULSION UNITS IN VEHICLES
    • B60K15/00—Arrangement in connection with fuel supply of combustion engines or other fuel consuming energy converters, e.g. fuel cells; Mounting or construction of fuel tanks
    • B60K15/03—Fuel tanks
    • B60K15/03006—Gas tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/001—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing N
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/04—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing manganese
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/06—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing aluminium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/08—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing nickel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/12—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing tungsten, tantalum, molybdenum, vanadium, or niobium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/14—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing titanium or zirconium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
    • C22C—ALLOYS
    • C22C38/00—Ferrous alloys, e.g. steel alloys
    • C22C38/16—Ferrous alloys, e.g. steel alloys containing copper
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/14—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge constructed of aluminium; constructed of non-magnetic steel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/001—Thermal insulation specially adapted for cryogenic vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C3/00—Vessels not under pressure
    • F17C3/02—Vessels not under pressure with provision for thermal insulation
    • F17C3/025—Bulk storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied 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
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/0032—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • 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
    • F25J1/0032—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—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 the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • 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
    • F25J1/0203—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0205—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 single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level SCR refrigeration 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/0231—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the working-up of the hydrocarbon feed, e.g. reinjection of heavier hydrocarbons into the liquefied 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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F17C2227/0355—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid in a closed loop
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • 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
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Transportation (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Je prováden postup zkapalnování stlaceného zemního plynu (10) bohatého na methan výmeníkem tepla chlazeným kaskádním chladicím systémem za tvorby kapalného produktu (20) bohatého na methan o teplote približne nad -112 .degree.C. Pri postupu proud stlaceného plynu (10) prichází ve výmeníku tepla do kontaktu s prvním chladicím okruhem (32), sestávajícím z nejméne jednoho chladicího stupne (30, 31),címž se proud plynu ochladí prvním podílem prvního chladiva za vzniku ochlazeného proudu plynu. Ochlazený proud plynu se potom uvede do kontaktu s druhým chladicím okruhem (33) ve výmeníku tepla, sestávajícím alespon z jednoho chladicího stupne (37,38, 39), címž se teplota ochlazeného proudu plynusníží za vzniku kapalného produktu bohatého na methan o teplote nad približne -112 .degree.C a tlaku dostatecném k tomu, aby se získal kapalný produkt pri teplote bublinového varu nebo pod ní.

Description

Je prováděn postup zkapalňování stlačeného zemního plynu (10) bohatého na methan výměníkem tepla chlazeným kaskádním chladicím systémem za tvorby kapalného produktu (20) bohatého na methan o teplotě přibližně nad -112 °C. Při postupu proud stlačeného plynu (10) přichází ve výměníku tepla do kontaktu s prvním chladicím okruhem (32), sestávajícím z nejméně jednoho chladicího stupně (30, 31), čímž se proud plynu ochladí prvním podílem prvního chladivá za vzniku ochlazeného proudu plynu. Ochlazený proud plynu se potom uvede do kontaktu s druhým chladicím okruhem (33) ve výměníku tepla, sestávajícím alespoň z jednoho chladicího stupně (37, 38, 39), čímž se teplota ochlazeného proudu plynu sníží za vzniku kapalného produktu bohatého na methan o teplotě nad přibližně -112 °C a tlaku dostatečném k tomu, aby se získal kapalný produkt při teplotě bublinového varu nebo pod ní.
σ>
CM
N
O
Postup zkapalňování zemního plynu kaskádním chlazením
Oblast techniky
Tento vynález se týká postupu zkapalňování zemního plynu a zvláště se týká postupu výroby stlačeného zkapalněného zemního plynu (PLNG).
Dosavadní stav techniky
Pro čistý způsob spalování a výhody se v posledních letech začal zemní plyn široce využívat. Mnoho zdrojů zemního plynu je situováno v odlehlých oblastech daleko od spotřebitelů plynu. Někdy je k přepravě vyrobeného zemního plynu ke spotřebiteli k dispozici potrubí. Pokud toto potrubí není, upravuje se často zemní plyn pro přepravu ke spotřebiteli zkapalňováním (a nazývá se „LNG“).
Jednou z neodmyslitelných charakteristik závodu na LNG je vysoká kapitálová investice, kterou takový závod vyžaduje. Zařízení používané ke zkapalňování zemního plynu je obecně velice nákladné. Závod na zkapalňování se skládá z mnoha základních systémů zahrnujících mimo jiné i úpravu plynu s odstraňováním nečistot, zkapalňování, chlazení, výrobu energie, skladování a výdejní zařízení. I když se cena závodu na LNG silně mění v závislosti na jeho umístění, stojí takový běžný typický projekt včetně nákladů na přípravu místa od 5 miliard US dolarů do 10 miliard US dolarů. Chladicí systémy závodu mohou dosáhnout až 30 procent celkových nákla25 dů.
Při projektování závodu LNG se musejí brát v úvahu tři nej důležitější předpoklady: (1) volba zkapalňovacího cyklu, (2) materiály použité na zásobníky, potrubí a další zařízení, a (3) pracovní postup pro převedení přiváděného proudu zemního plynu na LNG.
Chladicí systémy LNG jsou nákladné, protože ke zkapalnění je zapotřebí silné chlazení. Typický přiváděný zemní plyn vstupující do LNG závodu má tlak přibližně od 4830 kPa (700 psia) do přibližně 7600 kPa (1100 psia) a teplotu od přibližně 20 °C (68 °F) do přibližně 40 °C (104 °F). Zemní plyn, který je převážně methanem, nelze zkapalnit pouhým zvýšením tlaku, jakoje tomu v případě těžších uhlovodíků používaných v energetice. Kritická teplota methanu je -82,5 °C (116,5 °F). To znamená, že methan lze zkapalnit pouze pod touto teplotou bez ohledu na použitý tlak. Jelikož je zemní plyn směsí plynů, zkapalňuje se v širokém rozmezí teplot. Kritická teplota zemního plynu je od přibližně -85 °C —(121 °F) do -62 °C (-80 °F). Zemní plyn o běžném složení zkapalňuje při atmosférickém tlaku v teplotním rozmezí od přibližně -165 °C (-265 °F) do 40 155 °C (-247 °F). Jelikož chladicí zařízení představuje významnou část nákladů závodu LNG, věnuje se značné úsilí na snižování nákladů na chlazení.
Přestože se ke zkapalňování zemního plynu využívá mnoho různých typů chladicích cyklů, jsou v současné době v LNG závodech využívány tři typy: (1) „expanzní cyklus“ ponechává plyn o vysokém tlaku expandovat na nízký tlak s odpovídajícím snížením teplota, (2) „vícesložkový chladicí cyklus“, využívá ve speciálně konstruovaných výměnících tepla vícesložkového chladivá, a (3) „kaskádní cyklus“ využívá vícenásobně jednosložková chladivá ve výměnících tepla uspořádaných k postupnému snižování teploty plynu až k teplotě zkapalnění. Většina zkapalňovacích cyklů pro zemní plyn používá úpravy nebo kombinace těchto tří základních typů.
Kaskádní systém využívá obecně dvou nebo více chladicích okruhů, ve kterých se využívá expandované chladivo z jednoho stupně ke kondenzaci zkomprimovaného chladivá v dalším stupni. Každý další stupeň používá lehčí, těkavější chladivo, které potom expanduje, silněji chladí a je tudíž schopno chladit na nižší teplotu. Ke snížení příkonu požadovaného kompresory je každý chladicí cyklus běžně rozdělen do několika tlakových stupňů (obvyklé jsou tři nebo čtyři
-1 CZ 299016 B6 stupně). Tlakové stupně mají ten účinek, že rozdělují chladicí práci do několika teplotních stupňů. Obvykle využívanými chladivý jsou propan, ethan, ethylen a methan. Jelikož propan lze kondenzovat při relativně nízkém tlaku vzduchovými nebo vodními chladiči, používá se normálně jako chladivo prvního stupně. Ethan nebo ethylen lze použít ve druhém stupni. Pro kondenzaci vyžaduje ethan opouštějící ethanový kompresor nízkoteplotní chladivo. Tuto nízkoteplotní chladicí funkci zastává propan. Pokud se využívá jako chladivá konečného stupně methanu, používá se obdobně kjeho kondenzaci na výstupu z methanového kompresoru ethan. K ochlazování přívodního plynu a ke kondenzaci ethanového chladivá se tudíž používá propanový chladicí systém a ethan se používá k dalšímu chlazení vstupujícího přívodního plynu a kondenzaci methanového chladivá.
Materiály používané v normálních LNG závodech také přispívají k nákladům závodu. Zásobníky, potrubí a další zařízení používané v LNG závodech jsou obvykle zhotovovány přinejmenším částečně z hliníku, nerezové oceli nebo oceli s vysokým obsahem niklu, aby se dosáhlo nezbytné pevnosti a lomové houževnatosti při nízkých teplotách.
V běžných LNG závodech se musí ze zemního plynu během postupu odstranit hlavně voda, oxid uhličitý, sloučeniny obsahující síru, jako je sirovodík a další kyselé plyny, n-pentan a těžší uhlovodíky včetně benzenu, až do úrovně ppm. Některé z těchto sloučenin by vymrzaly a způsobo20 vály problémy s ucpáváním výrobního zařízení. Další sloučeniny, jako jsou sloučeniny obsahující síru, se odstraňují proto, aby se vyhovělo technickým podmínkám. V běžných LNG závodech je nutno používat úpravárenská zařízení k odstraňování oxidu uhličitého a kyselých plynů. Tato úpravárenská zařízení využívají chemické a/nebo fyzikální rozpouštědlové regenerační postupy a vyžadují značné kapitálové investice. I provozní náklady jsou vysoké. K odstraňování vodních par se běžně používají dehydrátory se suchým ložem, jako jsou např. molekulová síta. K odstraňování uhlovodíků, které mají tendenci ucpávat zařízení, se používají kolonové pračky a frakcionační zařízení. V běžném LNG závodě se také odstraňuje rtuť, protože může způsobovat poruchy zařízení zhotovených z hliníku. Po zpracování se také musí odstraňovat velká množství dusíku, který může být v zemním plynu přítomen, protože ten během přepravy běžného LNG nezůstává v kapalné fázi ajeho přítomnost v LNG zásobnících v místě dodání není žádoucí.
V průmyslu stále trvá potřeba zdokonalování postupů zkapalňování zemního plynu, které by minimalizovaly velký počet chladicích zařízení a jejich příkon.
Podstata vynálezu
Tento vynález se obecně týká postupu zkapalňování přiváděného proudu plynu bohatého na methan o vstupním tlaku přibližně nad 3100 kPa (450 psia). Nejdůležitějším způsobem kondenzace zemního plynuje kaskádní chladicí cyklus pracující nejlépe pouze ve dvou stupních. Zemní plyn se potom z velkého tlaku nechá expandovat ve vhodném expanzním zařízení k získání kapalného produktu bohatého na methan majícího teplotu nad přibližně -112 °C (-170 °F) a dostatečně vysoký tlak, aby kapalný produkt zůstal na teplotě nebo pod teplotou bublinového varu.
Postupem podle tohoto vynálezu lze také kondenzovat vyvařené páry vzniklé ze stlačeného zkapalněného zemního plynu. Pokud zemní plyn obsahuje uhlovodíky těžší než methan a je žádoucí je odstranit, lze k postupu přidat frakcionaci.
Způsob podle předloženého vynálezu lze použít jak k počátečnému zkapalnění zemního plynu z vlastního zdroje pro uskladnění nebo přepravu, tak k opětovnému zkapalnění par zemního plynu vznikajících během skladování a vyskladňování. Předmětem tohoto vynálezu je vytvoření zdokonaleného zkapalňovacího systému ke zkapalňování nebo opětnému zkapalňování zemního plynu. Výhodou tohoto vynálezu je zdokonalení zkapalňovacího systému v porovnání s předchozími postupy potřebou podstatně nižšího příkonu pro kompresi. Postup zkapalňování podle vynálezu je ekonomičtější a provozně účinnější. Chlazení na velmi nízké teploty u běžných LNG
-2CZ 299016 B6 postupů je velmi nákladné v porovnání s relativně mírným chlazením nutným při výrobě PLNG podle tohoto vynálezu.
Přehled obrázků na výkresech
Pro lepší pochopení předloženého vynálezu a jeho výhod bude vhodné odkazovat na následující podrobný popis a připojené obrázky blokových schémat reprezentativních řešení podle tohoto vynálezu.
Obr. 1 je blokové schéma jednoho z řešení postupu znázorňující dvouokruhový kaskádní chladicí systém výroby PLNG podle tohoto vynálezu.
Obr. 2 je blokové schéma druhého řešení podle tohoto vynálezu znázorňující postup kondenzace vyvařeného plynu a odstraňování těžších uhlovodíků.
Obr. 3 je blokové schéma třetího řešení podle tohoto vynálezu.
Blokové schémata znázorněná na obrázcích představují různá řešení používaná v postupech podle tohoto vynálezu. Obrázky nejsou míněny tak, že by se vymykaly z rozsahu vynálezu dalších řešení, která by byla výsledkem normálních a očekávaných úprav těchto specifických řešení. Z důvodu jednoduchosti a jasnosti představy byly v obrázcích vynechány různé nutné podsystémy jako jsou čerpadla, ventily, míchačky protékajících médií, řídicí systémy a čidla.
Příklady provedení
Předložený vynález využívá kaskádního chladicího systému při zkapalňování zemního plynu pro výrobu kapalného produktu bohatého na methan o teplotě přibližně nad -112 °C (-170 °F) a tlaku dostatečném k tomu, aby mohl kapalný produkt existovat při teplotě bublinového varu nebo pod touto teplotou. Tento produkt bohatý na methan se někdy v tomto popisu označuje jako stlačený zkapalněný zemní plyn („PLNG“). Termín „bublinový var“ je teplota a tlak, při kterém se začíná kapalina měnit na plyn. Pokud je například určitý objem PLNG chován při konstantním tlaku, avšak jeho teplota se zvyšuje, je teplota bublinového varu teplota, při níž se začínají v PLNG vytvářet bubliny plynu. Podobně, pokud je jistý objem PLNG uchováván při konstantní teplotě, avšak snižuje se tlak, je tlak, při kterém se začne vytvářet plyn, definován jako tlak bublinového varu. Při bublinovém varuje směs nasycenou kapalinou.
Používání kaskádního chladicího systému podle předloženého vynálezu vyžaduje menší příkon pro zkapalnění zemního plynu než kaskádní postupy používané v minulosti a zařízení používané v tomto postupu lze vyrábět z méně nákladných materiálů. Předchozí technologie, které vyráběly LNG při atmosférickém tlaku a při teplotě až -160 °C (-256 °F), vyžadovaly naproti tomu pro bezpečný provoz výrobní zařízení vyrobené z drahých materiálů.
Energie nutná ke zkapalnění zemního plynu postupem podle tohoto vynálezu je mnohem nižší než energie vyžadovaná běžnými LNG závody. Omezení energie nutné k chlazení při postupu podle tohoto vynálezu má za následek velké snížení kapitálových nákladů, úměrně nižší provozní náklady a zvýšenou účinnost a spolehlivost, a tím se vylepšuje ekonomika výroby zkapalněného zemního plynu.
Při provozních tlacích a teplotách lze podle předloženého vynálezu používat pro potrubí a další výbavu nejchladnějších pracovních ploch zkapalňovacího postupu ocel obsahující okolo 3,5 % hmotn. niklu, zatímco běžný LNG postup vyžaduje nákladnější ocel s 9 % hmotn. niklu nebo hliník. To u postupu podle tohoto vynálezu umožňuje značné snížení nákladů v porovnání s před55 chozími LNG postupy.
-3CZ 299016 B6
Při kryogenním zpracování zemního plynu jsou na prvním místě důležitosti nečistoty. Přiváděný surový zemní plyn vhodný ke zpracování podle tohoto vynálezu ze zásoby může být zemním plynem získaných z ropných vrtů (doprovodný plyn) nebo z plynových vrtů (nejde o doprovodný plyn). Složení zemního plynu může značně kolísat. Tak, jak se zde přiváděný zemní plyn používá, je jeho hlavní složkou methan (Ci). Zemní plyn také běžně obsahuje ethan (C2), vyšší uhlovodíky (C3+) a menší množství nečistot jako je voda, oxid uhličitý, sirovodík, dusík, butan, uhlovodíky se šesti či více atomy uhlíku, kaly, simíky železa, vosk a ropu. Rozpustnost těchto nečistot se mění s teplotou, tlakem a složením. Při kryogenních teplotách mohou vytvářet CO2, voda a další nečistoty tuhou fázi, která může uzavřít průchodnost kryogenních výměníků tepla. Těmto potenciálním obtížím lze předejít odstraněním takovýchto nečistot, pokud jsou splněny teplotní a tlakové podmínky k oddělení těchto čistých složek jako pevných fází. V následujícím popisu vynálezu je uvedeno, jak byl proud zemního plynu běžným a dobře známým pochodem vhodně upraven odstraněním sulfidů a oxidu uhličitého a vysušen od vody, aby se získal proud „odsíře15 ného a suchého“ zemního plynu. Pokud zemní plyn obsahuje těžké uhlovodíky, které mohou během zkapalňování vymrzat, nebo pokud nejsou v PLNG žádoucí, lze je před výrobou PLNG odstranit frakcionačním postupem, jak je to dále podrobněji popsáno.
Jednou výhodou předloženého vynálezu je to, že vyšší provozní teplota umožňuje, aby zemní plyn obsahoval vyšší koncentrace vymrzaj ících složek, než by to bylo možné u běžného postupu LNG. V normálním LNG závodě vyrábějícím LNG o teplotě -160 °C (-256 °F) musí být například obsah CO2 pod 50 ppm, aby se předešlo problémům se zamrzáním. Při postupu s teplotami nad přibližně -112 °C (-170 °F) může naproti tomu zemní plyn obsahovat CO2 až do úrovně okolo 1,4 % mol CO2 při teplotě -112 °C (-170 °F) a okolo 4,2 % při -95 °C (-139 °F), aniž by při zkapalňování podle tohoto vynálezu vznikaly problémy se zamrzáním.
Přiměřená množství dusíku v zemním plynu nemusejí být navíc při postupu podle tohoto vynálezu odstraňována, protože ten zůstává při provozních tlacích a teplotách podle předloženého vynálezu v kapalné fázi s rozpuštěnými uhlovodíky. Schopnost omezit nebo v některých přípa30 dech zcela vynechat zařízení nutné pro úpravu plynu a odstraňování dusíku, pokud to složení zemního plynu dovolí, dává značné technické a ekonomické výhody. Těmto a dalším výhodám vynálezu bude lépe porozuměno odkazem na obrázky.
Podle obr. 1 vstupuje přiváděný proud zemního plynu 10 do zkapalňovacího postupu při tlaku nad 1724 kPa (250 psia) a lépe nad 4827 kPa (700 psia) a přednostně o teplotách pod přibližně 40 °C (104 °F); pokud to vyžadují okolnosti, lze použít i různé jiné tlaky a teploty a systém lze odborníky, kteří se s tímto vynálezem seznámí, patřičně upravit. Pokud má přiváděný plyn 10 tlak pod přibližně 1724 kPa (250 psia), lze ho vhodnými kompresními prostředky (neznázoměno), což mohou být jeden nebo více kompresorů, zkomprimovat.
Přiváděný plyn 10 prochází sérií výměníků tepla, nejlépe dvěma výměníky tepla 30 a 31, které jsou chlazeny prvním chladicím okruhem 32. Chladicí okruh 32 chladí přivedený proud plynu 10 ve výměnících tepla 30 a 31 a chladivo ochlazuje v druhém chladicím okruhu 33, který je ve zkapalňovacím postupu souproudný. Chladicí okruh 33 dále ochladí zemní plyn v sérii výměníků tepla, nejlépe ve třech výměnících 37, 38 a 39, jak jsou znázorněny na obr. 1. Konstrukce a provoz chladicích okruhů 32 a 33 je odborníkům dobře známa a podrobnosti o provozu lze najít u dřívějších postupů. Chladivém v prvním chladicím okruhu 32 je přednostně propan a chladivém ve druhém chladicím okruhu 33 je přednostně ethylen. Příklady kaskádních chladicích systémů jsou popsány v patentu US 3 596 472; Plant Processing of Natural Gas [Zařízení na zpracování zemního plynu] vydaného Petroleum Extension Service, The University of Texas at Austin, TX, (1974); a Harper, E. A., et al., Trouble Free LNG [Bezproblémový LNG] Chemical Engineering Progress, Vol. 71, č. 11, (1975).
Zkapalněný proud zemního plynu 19 opouštějící poslední výměník tepla 39 podle postupu tohoto vynálezu má teplotu přibližně nad -112 °C (-170 °F) a dostatečný tlak na to, aby kapalný pro-4CZ 299016 B6 dukt zůstal na teplotě nebo pod teplotou bublinového varu. Pokud je tlak proudu 10 v posledním stupni druhého chladicího okruhu vyšší než tlak nutný k udržení proudu 10 v kapalném stavu, může proud 10 volitelně projít jedním nebo dvěma expanzními zařízeními jako je například hydraulická turbína 40, aby vznikl PLNG produkt o nižším tlaku, avšak stále mající teplotu přibližně nad -112 °C (-170 °F) a dostatečný tlak na to, aby kapalný produkt zůstal na teplotě nebo pod teplotou bublinového varu. PLNG se potom odešle (proud 20) do vhodného přepravního nebo skladovacího prostředku 41, jakým je například vhodné potrubí nebo nosiče jako je například tanková loď PLNG, automobilová cisterna nebo železniční cisterna.
io Obr. 2 znázorňuje další řešení vynálezu; u tohoto řešení a u obr. 1 a 3 mají součásti s podobnými čísly stejné pracovní funkce. Odborníci určitě zjistí, že provozní zařízení jednoho či druhého řešení se mohou lišit velikostí a kapacitou podle toho, pro jaké průtoky, teploty a složení se mají používat. Podle obr. 2 vstupuje přiváděný zemní plyn do systému vedením proudu 10 a prochází výměníky tepla 30 a 31 chlazenými prvním chladicím okruhem 32. Chladicí okruh 32 ochlazuje přiváděný proud 10 a vychlazuje chladivo v druhém chladicím okruhu 33, který je dále v chladicím postupu souproudný.
Po opuštění posledního výměníku tepla 3_L vstupuje přiváděný proud JO plynu do běžného separátoru fází 34· Proud 11 kapaliny opouští patu separátoru a přichází do normálního odlučovače methanu 35· Odlučovač methanu produkuje hlavový proud par 12 bohatý na methan a patní proud 13 kapaliny, který je převážně zemním plynem (NGL), což je hlavně ethan, propan, butan, pentan a těžší uhlovodíky. Patní produkt odlučovače methanu prochází v normálním frakcionačním zařízení 36 běžným zpracováním odborníkům známým. Lrakcionaění zařízení 36 může sestávat z jedné nebo více frakcionačních kolon (na obr. 2 neznázoměno), které rozdělují patní proud kapaliny 13 na předem určená množství ethanu, propanu, butanu, pentanu a hexanu. Tyto kapaliny se z frakcionačního zařízení 36 vypouštějí jako kondenzáty, které jsou v obr. 2 souhrnně znázorněny jako proud 14. Hlavové frakce z frakcionačního zařízení 36 jsou bohaté na ethan a další lehké uhlovodíky. Tento hlavový proud je na obr. 2 souhrnně znázorněn jako proud 15. Lrakcionaění zařízení přednostně sestává z více frakcionačních kolon (neznázoměno) jako je kolona k odlučování ethanu produkující ethan, kolona k odlučovací propanu produkující propan a kolona k odlučování butanu produkující butan, které mohou být využity v kaskádním chladicím systému (první a druhý chladicí okruh 32 a 33) nebo v kterémkoliv vhodném chladicím systému jako přídavná chladivá. Proud přídavných chladiv je na obr. 2 souhrnně znázorněn vedením 16. 1 když to na obr. 2 není znázorněno, pokud přiváděný proud JO obsahuje vysoké koncentrace CO2, může být jeden nebo více proudů přídavných chladiv použito k odstraňování CO2, aby se předešlo problémům s ucpáváním chladicího zařízení. Pokud koncentrace CO2 v přiváděném proudu přesáhne přibližně 3 % mol., musí mít frakcionační zařízení 36 postup k odstraňování CO2.
Prakce J_7 bohatá na methan ze separátoru 34, frakce J2 bohatá na methan z odlučovače methanu
35 a frakce 15 z frakcionačního zařízení 36 se spojí a procházejí jako proud 18 sérií výměníků tepla 37, 38 a 39, aby zkapalňovaly zemní plyn. Chlazení výměníků tepla 37, 38 a 39 je zajišťováno druhým chladicím okruhem 33 popsaným výše. I když se stane, že cirkulující chladivá, která jsou v prvním a druhém chladicím okruhu 32 a 33 v uzavřeném systému, se netěsnostmi ztrácí, lze z frakcionačního zařízení 36 (vedení 16) získat přídavná chladivá. Ve zkapalňovacím postupu znázorněném na obr. 2 jsou podle zkušeností tohoto vynálezu k chlazení přiváděného proudu zemního plynu 10 nutné pouze dva okruhy kaskádního systému. Zkapalněný proud zemního plynu 19 opouštějící poslední výměník tepla 39 prochází jedním nebo více expanzními zařízeními jako je například hydraulická turbína 40, za vzniku produktu PLNG o teplotě nad přibližně -112 °C (-170 °F) a tlaku postačujícím k tomu, aby kapalný produkt zůstal na teplotě nebo pod teplotou bublinového varu. Potom se PLNG vedením 20 převádí do vhodného skladovacího zařízení 4J_·
Při skladování, přepravě a manipulaci se zkapalněným zemním plynem může vznikat značné množství „vývaru“, par vznikajících odpařováním zkapalněného zemního plynu. Tento vynález se dobře hodí pro zkapalňování vyvařených par vzniklých z PLNG. Postup podle tohoto vynálezu
-5CZ 299016 B6 může volitelně znovu zkapalňovat vyvařené páry. Podle obr. 2 mohou být vyvařené páry přivedeny do pochodu podle tohoto vynálezu vedením 21. Část proudu 21 může být vypuštěna jako proud 22 a vedena přes výměník tepla 42 k ochlazení proudu par 18 a k ohřátí vypouštěného vyvařeného plynu použitého dále v závodě jako palivo. Zbývající část proudu 21 přichází do běžného kompresoru 43 ke komprimaci vyvařených par na tlak blízký tlaku par proudu 18 a s tímto proudem 18 se smísí.
Obr. 3 znázorňuje další řešení předloženého vynálezu. Postup znázorněný na obr. 3 je co se týká obr. 2 podobný výše popsanému postupu, vyjma toho, že proud 18 na obr. 3 prochází kompresoio rem 44 a zkomprimované páry 1_8 potom procházejí výměníky tepla 45 a 46 chlazenými chladivém z prvního chladicího okruhu 32.
Jak je na obr. 3 znázorněno, vyvařený plyn může být volitelně přiveden do proudu 18 po ochlazení tohoto proudu J_8 prvním chladicím okruhem 32 ještě před tím, než se chladí druhým chladi15 cím okruhem 33. Alespoň část vyvařených par 21 se komprimuje běžným kompresorem 43 a zkomprimovaný plyn (proud 23) se výměníkem tepla 42 chlazeným proudem 22, který byl odebrán z proudu 21, ochladí. Proud 22 po ohřátí výměníkem tepla 42 lze využít v závodě jako palivo.
Přestože obr. 2 a 3 ukazují přívod vyvařených par do zkapalňovacího procesu v místě za frakcio20 načním stupněm a před chladicím stupněm druhého chladicího okruhu, lze podle zkušeností tohoto vynálezu vyvařené páry vpouštět do proudu zkapalňovacího plynu v kterémkoliv místě procesu od místa před výměníkem 30 až do místa za výměníkem 39 a před expandérem 40.
Tento vynález se neomezuje na nějaký určitý typ výměníků tepla, avšak z ekonomických důvodů se dává přednost žebrovým deskovým výměníkům a komorovým chladicím výměníkům.
Všechny proudy obsahující jak kapalnou, tak parní fázi se do výměníků tepla přivádějí jako homogenní média. Aby se toto zajistilo, vybavují se jednotlivé větve jak parní tak kapalinové distribučními přístroji. Pokud je vyžadováno rozdělovat proudy na kapaliny a páry, lze k vícefázovému proudění připojovat separátory. Takové separátory mohou být připojovány i v postupech znázorněných na obr. 2 a 3 před výměníky tepla 38 a 39.
Příklad
Pro ilustraci byla pro řešení znázorněná na obrázcích provedena simulační hmotnostní a energetická rozvaha, jejíž výsledky jsou v dále uvedených tabulkách. Hodnoty zde uvedené byly získány běžně dostupným simulačním provozním programem nazvaným HYSYS™, avšak k získání takových údajů lze použít i jiných komerčně dostupných simulačních programů včetně například
HYSIM™. PROU™ a ASPEN PLUS™, které jsou odborníkům známé. Data uvedená v tabulce 1 umožní lépe pochopit řešení znázorněné na obr. 1, avšak nikterak tím neomezují předmět vynálezu. Uváděné teploty a průtoky nesmějí být považovány za omezení vynálezu, protože ten může být z pohledu zde uvedeného poučení použit pro mnoho odlišných teplot a průtoků. V tomto řešení je prvním chladicím okruhem 32 propanový systém a druhým chladicím okruhem 33 je ethylenový systém.
Data uvedená v tabulce 2 umožní lépe pochopit řešení znázorněné na obr. 2. V tomto řešení je prvním chladicím okruhem 32 propanový systém a druhým chladicím okruhem 33 je ethylenový systém.
Při využití základního procesního blokového schématu znázorněného na obr. 1 a při použití přiváděného proudu o stejném složení a teplotě byl celkový instalovaný příkon k výrobě konvenčního LNG (při téměř atmosférickém tlaku a teplotě -160 °C (-256 °F) více než dvojnásobný v porovnání s instalovaným příkonem pro výrobu PLNG podle řešení znázorněného na obr. 1:
-6CZ 299016 B6
177 927 kW (238600 HP) při výrobě LNG proti 75 839 kW (101700 HP) při výrobě PLNG. Toto porovnání bylo provedeno za použití procesní simulace HYSYS .
Odborníci, a to zvláště ti, kteří mají možnost seznámit se s tímto vynálezem uvidí, že je možno ve 5 výše uvedeném postupu provést mnoho úprav a změn. Podle tohoto vynálezu je možno různě měnit teploty a tlaky v závislosti na celkovém konstrukčním řešení systému a podle složení přiváděného plynu. Doplnit nebo překonfigurovat lze také přívodní chladicí soupravu v závislosti na celkových konstrukčních požadavcích k dosažení optimalizace a účinnosti výměníků tepla. Jak je již výše uvedeno, uváděná specifická řešení a příklady nesmějí být považovány za omezení roz10 sáhu tohoto vynálezu; ta jsou stanovena, jak nárokováno, s ekvivalenty řešení, uvedených dále.
-7CZ 299016 B6
Tabulka 1
Složení, mol % CM Z ^·« mí* <,^ř Q O O o o O O Q θ Ó o o o o o o o o
CM O o ® o r> ® v- <o xj· 5j- oo oo ®Νσ>·<Γοο°σ>®®0><ΝΝ O* o* o* o' o o o‘ o- o-
A o ®(»c')oO«jf8cNC’)0»CJ>x,~x” 7 o °ί s σ> ® © o o ú S o ® n o5 ° ° o o o o
CM O a τ- o X 77 co σ> co xr xt co to °ícococ<o-'s~coa>ooaoxrxr w c» « $2 S§! oí co n m <o o“ o’
d «e.5«.a_S_8®88®? SS’*®- í SSSSgg
o o«ε k σχηητ-φ^ιηφ'ίαισίΝ’Νη5θτ-οιηδ)ώοοοη σ> oo o oo cn xt o co co co o o OCMx-x-x- 00 O CN CN CO CO 00 h- h- 00 00
•2 Ol cL £ X; 2 sincoscoiriONOfficjurin O®Nr-U)CNCNNCNtp!DNN r-cm xr co to cn xt x- xqř xt h- co o X- ®<p S S N r- m co co co co
(U O α Φ |_ ll. o /'i <*> V” «μ. /“Ί w—· O Cí Cí
o 0 . nt xr «o iv, fx. co X xr « co o_ ©_ Zř x®xft iq· τ-’ m T ® ú ® o o xrowoorařZ^wcNoooo
Tlak psia OO®On®OO®«WOO ooor~ooS<oceoo<ocNx-x-x- fflSSS^NxfSSSxíTfX-
co CL (oooxreoootnooootnc&x-c-h'T-MDS®aSSCnT-(plNN tocococox—cncococnooo®oo to 00 to to tOCOlOIOlOCNCNCN
Fáze | Pára/ kapalina ^^(L^ÍČ^^CLclScí^q.q. I·*» IX»
T3 3 s CL Ox-CNC*>xriO(Oh>eO(»Ox-ÍN
-8CZ 299016 B6
Tabulka 1 - pokračování
Příkon kW CO 00 _ Μ CO CM σ> 2Σ <O CM <0 JD 5 co JS co to co “2 <» £1 Λω Jo r- tn v oo cn t- CM <- CM 74049 75839
Příkon HP CO ¢-. ^0 O <> OOSOOOq o O Ό- 2 CO O UJ S CM S OO U) 22 M- <3> ”3· ® T- ·«- CO 03 T- CM ' 99300 101700
c o ->,T- CM T- CM CO c JC fe >C >c >C ’C »c O *fe Š8.&&&8. 5 íéS ^ 3 3 3 3 3 £ g Q. > g ta w « ω ω δ q. .Q cm cm' co’ co' co' co co ,x o © to J© Sdcococococo^rtÚJxřOcoÓO
-9CZ 299016 B6
Tabulka 2
CJ
Z
O o_ o o o o o o
CJ C5 ’·’* o o o“ o’ o o o ci o
o eo o> b- cn co-r-t-cnb-b-cococo 05CI05TtoTt005050)05CJCICJ o τ-' o' τ- in o* o‘ o o“ o o o o
O)
Cl co
CJ ro b·
ÍO 05 tn
O CO
CJ C> -CJ
CO Cl CO Cti v- CO co
Γ b- Oi co τ- τ- -ΓΟΟ o o o coooooooo
Oi £ gfcosCOOSOCOCOCO (O (O . o-- <o 05 S N Τ}· Tt V s CJ ------05
Tt co
CO CO co co o o o
CO -τE 'sz JO
o. gv .X
Ll.
o
CO
Q.
<0
095 . Kco
8 3* <0
CO (O T“ TO“cncncncncocncn
05 CO co tn Φ CO CO <0 co co co b- co co
Cl CO 05 co T“ Cl co 05 Cl o> 05 O <0 b-
05 CO O b- Cl Tt o co b- b- o CO ▼—
O Cl T“ <T“ co 05 CJ C co CJ co
CO b. b- co CO
b- tn «0 co Tt o Cl tn Tt Μ-
O co 05 00 tn 05 Tt Cl T— tn tn
b- Cl Tt b- tn τ- Tt T— tn tn
co tn CO b-
co co CO to co
-M LO 05 Cl CO CO b- CJ Tt Cl Τ— τ— > o A. o A A r·» O O 00 Η10 tn O CO* co o Cl o
o o _ ,Λ tt co co <o
Cl
Tf 'T 'Ý b- 05 co x A ® co A. o ω -sr 3t 2t 8 cb’coΓ ri‘ G £: w£ £ co C?C?C\jfNC--<-COt?®CT>C?.‘ oocooocoooeooinooo
OCOb-OOCICOCJ5COCOU>T-T-T-OJ
COb-b-C-
co co Tt oo co tn co 00 m b- T— CO
T— b- co b- co 05 b- b- 05 05 co CJ Cl b-
tn co co co T— CJ co eo CJ 05 co co oo CJ
tn tn tn tn tn to tn tn 05 Cl CJ Cl o
co # 81 0- (0 * =^0.^^0. o. **0.0. a
Ό
0CICO-M-lOCOb-OOOOT-CICO t-t-t-t-t-tt-t-^CICICMCI
- 10CZ 299016 B6
Tabulka 2 - pokračování
Příkon kW t £ S 8° g g 8 o Si v C\| τ— v- i 67263 73080
Příkon HP o o o o o θ o o S®ooSoSo g o X— <*> 1 T- T— 1 90200 98000
(M t— CM CO jg nCCCCC . llljil i S fci g ω » «ο to (α g.
PATENTOVÉ NÁROKY

Claims (10)

1. Postup zkapalňování proudu stlačeného plynu bohatého na methan, vyznačující se t í m , že sestává z těchto kroků:
(a) přivedení proudu plynu do kontaktu s prvním chladicím okruhem výměníku tepla sestávajícího nejméně z jednoho chladicího stupně, čímž se výměníkem tepla sníží teplota plynu první
15 dávkou prvního chladivá za vzniku ochlazeného proudu plynu;
(b) přivedení proudu ochlazeného plynu do kontaktu s druhým chladicím okruhem výměníku tepla sestávajícího nejméně zjednoho chladicího stupně, čímž se teplota ochlazeného plynu výměníkem tepla s druhým chladivém dále sníží za vzniku proudu kapaliny bohaté na methan, kde jmenované druhé chladivo má bod varu nižší než bod varu prvního chladivá a druhé chladivo
20 se částečně ochladí a ve výměníku tepla zkondenzuje druhým podílem prvního chladivá za vzniku kapalného produktu o teplotě nad přibližně -112 °C (-170 °F) a tlaku dostatečném na to, aby zkapalněný proud setrvával v bublinovém varu nebo pod ním; a (c) přivedení zkapalněného proudu do skladovacího zařízení k uložení při teplotě nad přibližně -112°C(-170 °F).
2. Postup podle nároku 1, vyznačující se t í m , že sestává dále ze zavedení vyvarovaného plynu vznikajícího vypařováním zkapalněného zemního plynu majícího teplotu nad přibližně -112 °C (-170 °F) a dostatečný tlak na to, aby zkapalněný proud byl na teplotě bubli-11 CZ 299016 B6 nového bodu varu nebo pod ní ze jmenovaného postupu do procesu tak, aby vyvařený plyn byl alespoň částečně zkapalněn zkapalňovacím postupem.
3. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že sestává dále z rozdělení vyvařeného
5 plynu na první proud a druhý proud, zkomprimování prvního proudu a jeho zavedení do zkapalňovacího postupu před alespoň posledním chladicím stupněm druhého chladicího okruhu, a proběhnutím jmenovaného druhého proudu výměníkem tepla k ohřátí druhého vyvařeného proudu a ochlazení proudu zemního plynu použitím ohřátého druhého vyvařeného proudu jako paliva.
io 4. Postup podle nároku 3, vy z n a č uj í c í se t í m , že sestává ze zavedení prvního proudu vyvařeného plynu do proudu plynu před posledním stupněm druhého chladicího okruhu.
5. Postup podle nároku 3, vy z n a č uj í c í se t í m , že sestává dále z rozdělení vyvařeného plynu na první proud a druhý proud, zkomprimování prvního proudu a přivedení zkomprimova15 ného prvního proudu do výměníku tepla, přivedení druhého proudu do výměníku tepla k ohřátí tohoto druhého proudu a ochlazení zkomprimovaného prvního proudu a zavedení ochlazeného zkomprimovaného prvního proudu do proudu zemního plynu alespoň před poslední stupeň druhého chladicího okruhu.
20
6. Postup podle nároku 1, vyznačuj ící se tím, že z proudu plynu, který obsahuje methan a uhlovodíkové složky těžší než methan se odloučí převažující části těžších uhlovodíků k získání proudu par bohatých na methan a proudu kapalných těžších uhlovodíků, a poté se zkapalní proud par postupem podle nároku 1.
25
7. Postup podle nároku 6, vyznačující se tím, že se proud kapaliny bohatý na těžší uhlovodíky dále frakcionuje za vytvoření par bohatých na ethan, které se spojí s proudem bohatým na methan podle nároku 1.
8. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že zkapalňování proudu plynu probíhá
30 za využití pouze dvou uzavřených chladicích okruhů v kaskádovém uspořádání.
9. Postup podle nároku 1,vyznačující se tím, že z proudu plynu, který obsahuje methan a uhlovodíky těžší než methan se odstraní převažující části těžších uhlovodíků podle kroku (a) za vytvoření proudu plynu v podstatě prostého uhlovodíků se třemi nebo více uhlíko35 vými atomy, tento proud plynu se zkomprimuje, a opětně se ochladí v posledním chladicím stupni třetí částí chladivá prvního chladicího okruhu a potom se upraví podle kroku (b) nároku 1.
10. Postup podle nároku 1, vyznačující se tím, že stlačený proud plynu bohatý na methan má tlak nad 3103 kPa (450 psia).
11. Postup zkapalňování proudu zemního plynu, vyznačující se tím, že sestává z těchto kroků:
(a) ochlazení proudu zemního plynu jedním nebo více výměníky tepla prvním chladicím okruhem kaskádního chladicího systému majícího dva okruhy;
45 (b) přivedení ochlazeného zemního plynu do separátoru fází k vytvoření prvního proudu par a proudu kapaliny;
(c) přivedení proudu kapalného zemního plynu do odlučovače methanu, aby vznikl druhý proud par a druhý proud kapaliny;
(d) přivedení druhého obvodu kapaliny do frakcionačního zařízení, aby vznikl kondenzát, pří50 dávné chladivo a třetí proud par;
(e) spojení prvního proudu par, druhého proudu par a třetího proudu par a přivedení spojeného proudu par do jednoho nebo více výměníků tepla chlazených druhým chladicím okruhem kaskádního chladicího systému k alespoň částečnému zkapalnění spojených proudů par; a
-12CZ 299016 B6 (f) přivedení spojených proudů par z kroku (e) do expanzního zařízení, aby vznikl zkapalněný zemní plyn o teplotě nad přibližně -112 °C (-170 °F) a dostatečném tlaku na to, aby zkapalněný proud byl na teplotě bublinového bodu varu nebo pod ní.
CZ0455799A 1997-06-20 1998-06-18 Postup zkapalnování zemního plynu kaskádním chlazením CZ299016B6 (cs)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5028097P 1997-06-20 1997-06-20
US7968098P 1998-03-27 1998-03-27

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CZ9904557A3 CZ9904557A3 (en) 2001-05-16
CZ299016B6 true CZ299016B6 (cs) 2008-04-02

Family

ID=26728102

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CZ0455799A CZ299016B6 (cs) 1997-06-20 1998-06-18 Postup zkapalnování zemního plynu kaskádním chlazením

Country Status (39)

Country Link
US (1) US6016665A (cs)
EP (1) EP1021690A4 (cs)
JP (1) JP4544652B2 (cs)
KR (1) KR100338882B1 (cs)
CN (1) CN1126929C (cs)
AR (1) AR012254A1 (cs)
AT (1) AT413601B (cs)
AU (1) AU738861B2 (cs)
BG (1) BG64011B1 (cs)
BR (1) BR9810221A (cs)
CA (1) CA2292710C (cs)
CH (1) CH694104A5 (cs)
CO (1) CO5040205A1 (cs)
CZ (1) CZ299016B6 (cs)
DE (1) DE19882492T1 (cs)
DK (1) DK174801B1 (cs)
DZ (1) DZ2534A1 (cs)
ES (1) ES2170629B2 (cs)
FI (1) FI19992706A7 (cs)
GB (1) GB2346954B (cs)
HU (1) HU222696B1 (cs)
ID (1) ID24478A (cs)
IL (1) IL133337A (cs)
MY (1) MY114064A (cs)
NO (1) NO312263B1 (cs)
NZ (1) NZ502044A (cs)
OA (1) OA11268A (cs)
PE (1) PE43999A1 (cs)
PL (1) PL189284B1 (cs)
RO (1) RO118483B1 (cs)
RU (1) RU2204094C2 (cs)
SE (1) SE518777C2 (cs)
SK (1) SK178799A3 (cs)
TN (1) TNSN98095A1 (cs)
TR (1) TR199903170T2 (cs)
TW (1) TW366410B (cs)
UA (1) UA49072C2 (cs)
WO (1) WO1998059207A1 (cs)
YU (1) YU67599A (cs)

Families Citing this family (72)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TW359736B (en) * 1997-06-20 1999-06-01 Exxon Production Research Co Systems for vehicular, land-based distribution of liquefied natural gas
US6446465B1 (en) * 1997-12-11 2002-09-10 Bhp Petroleum Pty, Ltd. Liquefaction process and apparatus
TW436597B (en) * 1997-12-19 2001-05-28 Exxon Production Research Co Process components, containers, and pipes suitable for containign and transporting cryogenic temperature fluids
US6289500B1 (en) * 1998-03-11 2001-09-11 International Business Machines Corporation Object mechanism and method that creates domain-neutral objects with domain-specific run-time extensions in an appropriate collection
MY117548A (en) * 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
TW446800B (en) 1998-12-18 2001-07-21 Exxon Production Research Co Process for unloading pressurized liquefied natural gas from containers
US6237347B1 (en) 1999-03-31 2001-05-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for loading pressurized liquefied natural gas into containers
US6202424B1 (en) * 1999-10-29 2001-03-20 Mayekawa Mfg. Co., Ltd. System for compressing contaminated gas
MY122625A (en) 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
GB0006265D0 (en) * 2000-03-15 2000-05-03 Statoil Natural gas liquefaction process
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6510706B2 (en) 2000-05-31 2003-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Process for NGL recovery from pressurized liquid natural gas
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
FR2821351B1 (fr) * 2001-02-26 2003-05-16 Technip Cie Procede de recuperation d'ethane, mettant en oeuvre un cycle de refrigeration utilisant un melange d'au moins deux fluides refrigerants, gaz obtenus par ce procede, et installation de mise en oeuvre
US6412302B1 (en) * 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6526777B1 (en) * 2001-04-20 2003-03-04 Elcor Corporation LNG production in cryogenic natural gas processing plants
UA76750C2 (uk) * 2001-06-08 2006-09-15 Елккорп Спосіб зрідження природного газу (варіанти)
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
MXPA03011495A (es) 2001-06-29 2004-03-19 Exxonmobil Upstream Res Co Proceso para recuperar etano e hidrocarburos mas pesados de una mezcla liquida presurizada rica en metano.
US6560988B2 (en) 2001-07-20 2003-05-13 Exxonmobil Upstream Research Company Unloading pressurized liquefied natural gas into standard liquefied natural gas storage facilities
US6564578B1 (en) 2002-01-18 2003-05-20 Bp Corporation North America Inc. Self-refrigerated LNG process
US6647744B2 (en) 2002-01-30 2003-11-18 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas
US6751985B2 (en) 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6658890B1 (en) * 2002-11-13 2003-12-09 Conocophillips Company Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction
US7769650B2 (en) * 2002-12-03 2010-08-03 Jp Morgan Chase Bank Network-based sub-allocation systems and methods for swaps
JP4912564B2 (ja) * 2003-11-18 2012-04-11 日揮株式会社 ガス液化プラント
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
US7216507B2 (en) * 2004-07-01 2007-05-15 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
WO2006022900A2 (en) * 2004-07-27 2006-03-02 Jp Morgan Chase Bank System and method for measuring communication-system infrastructure usage
RU2382962C2 (ru) * 2004-08-06 2010-02-27 Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. Способ сжижения природного газа (варианты)
NO20051315L (no) * 2005-03-14 2006-09-15 Hamworthy Kse Gas Systems As System og metode for kjoling av en BOG strom
US7642292B2 (en) * 2005-03-16 2010-01-05 Fuelcor Llc Systems, methods, and compositions for production of synthetic hydrocarbon compounds
US20070157663A1 (en) * 2005-07-07 2007-07-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of integrated NGL recovery and LNG liquefaction
RU2319083C2 (ru) * 2006-03-23 2008-03-10 Открытое акционерное общество "Научный центр прединвестиционных исследований" (ОАО НЦПИ) Способ переработки газа при разработке нефтегазовых месторождений и комплекс оборудования для его осуществления
RU2436024C2 (ru) * 2006-05-19 2011-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для обработки потока углеводородов
CN101460800B (zh) * 2006-06-02 2012-07-18 奥特洛夫工程有限公司 液化天然气的处理
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
KR100929097B1 (ko) * 2008-03-17 2009-11-30 현대중공업 주식회사 액화석유가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비
KR100925658B1 (ko) * 2008-03-17 2009-11-09 현대중공업 주식회사 액화천연가스의 연료가스 공급용 예열장치와 액화천연가스생산용 예냉장치를 통합한 열교환기를 가지는 액화천연가스생산설비
KR100929095B1 (ko) * 2008-04-07 2009-11-30 현대중공업 주식회사 연료가스 공급과 액화 천연가스 생산이 동시에 가능한 액화천연가스 생산 장치
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8381544B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Kellogg Brown & Root Llc Method for liquefaction of natural gas
KR100918201B1 (ko) 2008-11-17 2009-09-21 대우조선해양 주식회사 천연가스 발열량 저감방법 및 장치
US8434325B2 (en) 2009-05-15 2013-05-07 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing
US20100287982A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
CN102115683A (zh) * 2009-12-30 2011-07-06 中国科学院理化技术研究所 一种生产液化天然气的方法
RU2443851C1 (ru) * 2010-06-15 2012-02-27 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" Комплекс оборудования для отработки газовых месторождений
SG184493A1 (en) * 2010-10-15 2012-11-29 Daewoo Shipbuilding & Marine Method for producing pressurized liquefied natural gas, and production system used in same
KR101106089B1 (ko) * 2011-03-11 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법
CN102425899B (zh) * 2011-11-03 2014-01-01 苏州市兴鲁空分设备科技发展有限公司 低温装置中低温冷冻机的使用方法
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US10436505B2 (en) 2014-02-17 2019-10-08 Black & Veatch Holding Company LNG recovery from syngas using a mixed refrigerant
US10443930B2 (en) 2014-06-30 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Process and system for removing nitrogen from LNG
US9863697B2 (en) * 2015-04-24 2018-01-09 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas
KR101613236B1 (ko) * 2015-07-08 2016-04-18 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박 및 이에 적용되는 증발가스 재액화 방법
US10443927B2 (en) 2015-09-09 2019-10-15 Black & Veatch Holding Company Mixed refrigerant distributed chilling scheme
CN108368972B (zh) * 2015-12-14 2020-07-07 沃尔沃卡车集团 气箱设备
WO2017177317A1 (en) 2016-04-11 2017-10-19 Geoff Rowe A system and method for liquefying production gas from a gas source
CA3193233A1 (en) 2016-06-13 2017-12-13 Geoff Rowe System, method and apparatus for the regeneration of nitrogen energy within a closed loop cryogenic system
CN107560317A (zh) * 2016-06-30 2018-01-09 通用电气公司 用于生产液化天然气的系统和方法
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
AU2019325914B2 (en) * 2018-08-22 2023-01-19 ExxonMobil Technology and Engineering Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
CN109556984B (zh) * 2018-12-07 2021-08-31 合肥通用机械研究院有限公司 快速充气预冷系统及其使用方法
US11561043B2 (en) 2019-05-23 2023-01-24 Bcck Holding Company System and method for small scale LNG production
EP3907453A1 (fr) 2020-05-07 2021-11-10 Cryocollect Dispositif de refroidissement pour installation de liquéfaction de gaz
CN114278864A (zh) * 2020-12-31 2022-04-05 官天日 多相流混输系统
CN119713758B (zh) * 2025-02-21 2025-05-27 杭州中泰深冷技术股份有限公司 一种复叠制冷的天然气液化系统及工艺

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4057972A (en) * 1973-09-14 1977-11-15 Exxon Research & Engineering Co. Fractional condensation of an NG feed with two independent refrigeration cycles
US4504296A (en) * 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US5291736A (en) * 1991-09-30 1994-03-08 Compagnie Francaise D'etudes Et De Construction "Technip" Method of liquefaction of natural gas
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US5626034A (en) * 1995-11-17 1997-05-06 Manley; David Mixed refrigerants in ethylene recovery

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3298805A (en) * 1962-07-25 1967-01-17 Vehoc Corp Natural gas for transport
GB1208196A (en) * 1967-12-20 1970-10-07 Messer Griesheim Gmbh Process for the liquifaction of nitrogen-containing natural gas
US3477509A (en) * 1968-03-15 1969-11-11 Exxon Research Engineering Co Underground storage for lng
US3581511A (en) * 1969-07-15 1971-06-01 Inst Gas Technology Liquefaction of natural gas using separated pure components as refrigerants
US3763658A (en) * 1970-01-12 1973-10-09 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
DE2110417A1 (de) * 1971-03-04 1972-09-21 Linde Ag Verfahren zum Verfluessigen und Unterkuehlen von Erdgas
US3763358A (en) * 1971-10-21 1973-10-02 D Cargille Interweaved matrix updating coordinate converter
US3970441A (en) * 1973-07-17 1976-07-20 Linde Aktiengesellschaft Cascaded refrigeration cycles for liquefying low-boiling gaseous mixtures
GB1572898A (en) * 1976-04-21 1980-08-06 Shell Int Research Process for the liquefaction of natural gas
DE2820212A1 (de) * 1978-05-09 1979-11-22 Linde Ag Verfahren zum verfluessigen von erdgas
GB2052717B (en) * 1979-06-26 1983-08-10 British Gas Corp Storage and transport of liquefiable gases
FR2471566B1 (fr) * 1979-12-12 1986-09-05 Technip Cie Procede et systeme de liquefaction d'un gaz a bas point d'ebullition
JPS57204784A (en) * 1981-06-12 1982-12-15 Hajime Nishimura Manufacture of low-temperature liquefied gas
GB2106623B (en) * 1981-06-19 1984-11-07 British Gas Corp Liquifaction and storage of gas
US4430103A (en) * 1982-02-24 1984-02-07 Phillips Petroleum Company Cryogenic recovery of LPG from natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
FR2540612A1 (fr) * 1983-02-08 1984-08-10 Air Liquide Procede et installation de refroidissement d'un fluide, notamment de liquefaction de gaz naturel
US4548629A (en) * 1983-10-11 1985-10-22 Exxon Production Research Co. Process for the liquefaction of natural gas
US4525185A (en) * 1983-10-25 1985-06-25 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction with staged compression
US4541852A (en) * 1984-02-13 1985-09-17 Air Products And Chemicals, Inc. Deep flash LNG cycle
IT1176290B (it) * 1984-06-12 1987-08-18 Snam Progetti Processo per raffreddamento e liquefazione di gas a basso punto di ebollizione
US4680041A (en) * 1985-12-30 1987-07-14 Phillips Petroleum Company Method for cooling normally gaseous material
US5036671A (en) * 1990-02-06 1991-08-06 Liquid Air Engineering Company Method of liquefying natural gas
JP2637611B2 (ja) * 1990-07-04 1997-08-06 三菱重工業株式会社 Ｎｇｌまたはｌｐｇの回収方法
GB9103622D0 (en) * 1991-02-21 1991-04-10 Ugland Eng Unprocessed petroleum gas transport
US5287703A (en) * 1991-08-16 1994-02-22 Air Products And Chemicals, Inc. Process for the recovery of C2 + or C3 + hydrocarbons
US5379597A (en) * 1994-02-04 1995-01-10 Air Products And Chemicals, Inc. Mixed refrigerant cycle for ethylene recovery
FR2725503B1 (fr) * 1994-10-05 1996-12-27 Inst Francais Du Petrole Procede et installation de liquefaction du gaz naturel
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
US5746066A (en) * 1996-09-17 1998-05-05 Manley; David B. Pre-fractionation of cracked gas or olefins fractionation by one or two mixed refrigerant loops and cooling water

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4057972A (en) * 1973-09-14 1977-11-15 Exxon Research & Engineering Co. Fractional condensation of an NG feed with two independent refrigeration cycles
US4504296A (en) * 1983-07-18 1985-03-12 Air Products And Chemicals, Inc. Double mixed refrigerant liquefaction process for natural gas
US5291736A (en) * 1991-09-30 1994-03-08 Compagnie Francaise D'etudes Et De Construction "Technip" Method of liquefaction of natural gas
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas
US5626034A (en) * 1995-11-17 1997-05-06 Manley; David Mixed refrigerants in ethylene recovery

Also Published As

Publication number Publication date
ES2170629A1 (es) 2002-08-01
CH694104A5 (de) 2004-07-15
JP4544652B2 (ja) 2010-09-15
FI19992706L (fi) 1999-12-16
BG64011B1 (bg) 2003-09-30
DK199901820A (da) 1999-12-20
DZ2534A1 (fr) 2003-02-08
YU67599A (sh) 2001-07-10
SE9904515L (sv) 1999-12-10
SE9904515D0 (sv) 1999-12-10
RO118483B1 (ro) 2003-05-30
PL189284B1 (pl) 2005-07-29
NZ502044A (en) 2000-09-29
MY114064A (en) 2002-07-31
WO1998059207A1 (en) 1998-12-30
SK178799A3 (en) 2000-11-07
TW366410B (en) 1999-08-11
NO312263B1 (no) 2002-04-15
JP2002510382A (ja) 2002-04-02
GB2346954A (en) 2000-08-23
ES2170629B2 (es) 2004-05-16
CZ9904557A3 (en) 2001-05-16
BR9810221A (pt) 2000-08-08
IL133337A0 (en) 2001-04-30
US6016665A (en) 2000-01-25
HU222696B1 (hu) 2003-09-29
DE19882492T1 (de) 2000-05-31
RU2204094C2 (ru) 2003-05-10
AT413601B (de) 2006-04-15
AR012254A1 (es) 2000-09-27
AU738861B2 (en) 2001-09-27
FI19992706A7 (fi) 1999-12-16
EP1021690A1 (en) 2000-07-26
PL337425A1 (en) 2000-08-14
GB2346954B (en) 2001-07-25
NO996327L (no) 2000-02-21
CN1261430A (zh) 2000-07-26
BG104002A (bg) 2000-12-29
ATA907898A (de) 2005-08-15
KR20010014040A (ko) 2001-02-26
CA2292710C (en) 2008-11-18
CO5040205A1 (es) 2001-05-29
HUP0002816A2 (hu) 2000-12-28
CN1126929C (zh) 2003-11-05
GB9930045D0 (en) 2000-02-09
SE518777C2 (sv) 2002-11-19
AU7978798A (en) 1999-01-04
DK174801B1 (da) 2003-11-24
PE43999A1 (es) 1999-05-24
NO996327D0 (no) 1999-12-20
OA11268A (en) 2003-07-30
CA2292710A1 (en) 1998-12-30
TR199903170T2 (xx) 2000-03-21
IL133337A (en) 2003-05-29
KR100338882B1 (ko) 2002-05-30
TNSN98095A1 (fr) 2000-12-29
UA49072C2 (uk) 2002-09-16
ID24478A (id) 2000-07-20
EP1021690A4 (en) 2002-05-15
HUP0002816A3 (en) 2001-02-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CZ299016B6 (cs) Postup zkapalnování zemního plynu kaskádním chlazením
KR100338879B1 (ko) 개선된 천연 가스 액화 방법
JP4544653B2 (ja) 天然ガス液化のための改良された多成分冷凍方法
RU2194930C2 (ru) Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент
CN1102213C (zh) 将加压液态天然气的加压气化气再液化的方法
US10443927B2 (en) Mixed refrigerant distributed chilling scheme
RU2423653C2 (ru) Способ для сжижения потока углеводородов и установка для его осуществления
MXPA99011347A (es) Proceso de refrigeracion en cascada mejorado paralicuefaccion de gas natural
CZ9904559A3 (cs) Vícesložkový chladicí postup zkapalňování zemního plynu
MXPA99011348A (es) Proceso mejorado para licuefaccion de gas natural
MXPA99011424A (en) Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas

Legal Events

Date Code Title Description
PD00 Pending as of 2000-06-30 in czech republic
MM4A Patent lapsed due to non-payment of fee

Effective date: 19980618