EA002008B1 - Способ сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного природного газа - Google Patents

Способ сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA002008B1
EA002008B1 EA200000639A EA200000639A EA002008B1 EA 002008 B1 EA002008 B1 EA 002008B1 EA 200000639 A EA200000639 A EA 200000639A EA 200000639 A EA200000639 A EA 200000639A EA 002008 B1 EA002008 B1 EA 002008B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
heat exchanger
cooler
methane
gaseous
Prior art date
Application number
EA200000639A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200000639A1 (ru
Inventor
Дерек Уилльям Ходгес
Хендрик Франс Гротьянс
Джонатан Рейнолдс Долби
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200000639A1 publication Critical patent/EA200000639A1/ru
Publication of EA002008B1 publication Critical patent/EA002008B1/ru

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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0252—Control strategy, e.g. advanced process control or dynamic modeling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F25J1/0267—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer using flash gas as heat sink
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F25J1/0287—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings including an electrical motor
    • 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
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream

Abstract

Описано охлаждение, сжижение и переохлаждение в основном теплообменнике (1) газообразного обогащенного метаном сырья испаряющимся охладителем с получением сжиженного продукта и пропускание (80) сжиженного потока в хранилище для хранения в качестве сжиженного продукта. Процесс сжижения регулируют путем применения продвинутого технологического контроллера процесса, основанного на модели прогнозируемого регулирования, для одновременного определения регулирующих действий в отношении набора воздействуемых параметров для оптимизации, по крайней мере, одного набора параметров при регулировании, по крайней мере, одного набора регулируемых переменных, при этом набор воздействуемых параметров включает массовый расход тяжелой фракции охладителя (52), массовый расход легкой фракции охладителя (59), массовый расход обогащенного метаном сырья (20), набор регулируемых переменных включает разность температур у теплого конца (3) основного теплообменника (1) и разность температур у средней точки (7) основного теплообменника (1), и набор оптимизируемых параметров включает выработку сжиженного продукта (80).

Description

Настоящее изобретение относится к способу сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного продукта.
Предшествующий уровень техники
Сжиженный продукт обычно называется сжиженным природным газом. Способ сжижения включает следующие операции:
(а) подачу газообразного обогащенного метаном сырья при повышенном давлении в первую трубу основного теплообменника со стороны ее теплого конца, охлаждение, сжижение и переохлаждение газообразного обогащенного метаном сырья испаряющимся охладителем с получением сжиженного потока, удаление сжиженного потока из основного теплообменника у его холодного конца и пропускание сжиженного потока в хранилище в виде сжиженного продукта;
(б) удаление испарившегося охладителя из корпуса основного теплообменника у его теплого конца;
(в) сжатие испарившегося охладителя, по крайней мере, в одном компрессоре для охладителя с получением охладителя высокого давления;
(г) частичную конденсацию охладителя высокого давления и разделение частично сконденсированного охладителя на жидкую тяжелую фракцию охладителя и газообразную легкую фракцию охладителя;
(д) переохлаждение тяжелой фракции охладителя во второй боковой трубе основного теплообменника с получением потока переохлажденного тяжелого охладителя, введение потока тяжелого охладителя при пониженном давлении в корпус основного теплообменника в его средней точке и обеспечение возможности испарения потока тяжелого охлаждения в кожухе; и (е) охлаждение, сжижение и переохлаждение, по крайней мере, части легкой фракции охладителя в третьей трубе основного теплообменника с получением потока переохлажденного легкого охладителя, введение потока легкого охладителя при пониженном давлении в корпус основного теплообменника у его холодного конца и обеспечение возможности испарения легкого охладителя в корпусе; и (ж) управление процессом сжижения с использованием технологического контроллера процесса для определения регулирующих действий одновременно в отношении набора воздействуемых параметров для оптимизации, по крайней мере, одного набора параметров в процессе регулирования, по крайней мере, одного набора регулируемых переменных.
В патенте Австралии № АИ-В-75 223/87 описан такой способ. Известный способ регулирования имеет различную стратегию для трех случаев, а именно, (1) когда выработка сжижен ного продукта происходит со скоростью ниже желательной скорости, последняя должна быть увеличена путем регулирования состава охладителя с учетом разности температур у холодного конца основного теплообменника; (2) когда выработка сжиженного продукта происходит со скоростью выше желательной скорости, последнюю следует уменьшить путем снижения давления всасывания компрессора для охладителя; и (3) когда выработка осуществляется с желательной скоростью, общая (полная) производительность оборудования должна быть оптимизирована путем поддержания материальнопроизводственного запаса охладителя в заданных пределах. В случаях (1) и (2) материальнопроизводственный запас, состав и степень сжатия охладителя должны быть оптимизированы с учетом общей производительности.
Когда выработка осуществляется с желательной скоростью, оптимизация начинается с проверки материально-производственного запаса охладителя. Затем последовательно настраиваются на достижение наивысшей производительности следующие связанные с охладителем переменные: отношение массовых расходов тяжелой и легкой фракций охладителя, содержание азота в охладителе и отношение С3:С2. Затем настраивается на достижение наивысшей производительности степень сжатия охладителя в компрессоре(ах) для охладителя. Последней операцией оптимизации является настраивание скорости компрессора(ов) для охладителя.
Когда другие важные параметры, как, например, разность температур у холодного или теплого торца основного теплообменника опускаются ниже или превышают заданные значения или приравниваются к значениям диапазона тревожной сигнализации, процесс автоматического регулирования прерывается.
Недостатком известного способа регулирования является то, что он требует постоянного регулирования состава охладителя для оптимизации выработки. К недостаткам также относится то, что оптимизацию проводят последовательно и процессом автоматического регулирования нельзя управлять в ситуации, когда, например, разность температур у теплого конца основного теплообменника выходит из заданного диапазона значений.
Раскрытие существа изобретения
Для преодоления этих недостатков способ сжижения газообразного богатого метаном сырья с получением сжиженного продукта согласно настоящему изобретению отличается тем, что технологический контроллер процесса базируется на модели прогнозированного регулирования, при котором набор воздействуемых параметров включает массовый расход тяжелой фракции охладителя, массовый расход легкой фракции охладителя и массовый расход богатого метаном сырья, набор регулируемых переменных включает разность температур у тепло го торца основного теплообменника, которая представляет собой разность между температурами жидкости в первой трубе и жидкости у стенки корпуса основного теплообменника у его теплого торца, и разность температур у средней точки основного теплообменника, которая представляет собой разность между температурами жидкости в первой трубе и жидкости у стенки корпуса в средней точки основного теплообменника, и набор оптимизируемых параметров включает выработку сжиженного продукта.
В описании и в формуле изобретения выражение оптимизация переменных используется для ссылки на максимизацию или минимизацию переменной и на поддержание переменной у заданного значения.
Модель прогнозируемого регулирования или модель, основанная на прогнозируемом регулировании, является хорошо известной методикой, см., например, Реггу'к Сйеш1са1 Епдтеега' Напб-Ьоок, 71Н Εάίΐίοη, стр. от 8-25 до 8-27. Ключевой характеристикой модели прогнозируемого регулирования является то, что дальнейшее поведение процесса прогнозируется с использованием модельных или имеющихся измерений регулируемых переменных. Выходные данные технологического контроллера процесса рассчитываются таким образом, чтобы оптимизировать показатель рабочего режима, представляющий собой линейную или квадратичную функцию прогнозируемых ошибок и рассчитанных дальнейших регулирующих ходов. В каждом случае пробоотбора контрольные расчеты повторяют и модернизируют прогнозы на основании текущих измерений. Подходящей моделью является модель, включающая набор моделей эмпирических переходных характеристик, определяющих влияние переходных характеристик, воздействуемых параметров на регулируемые переменные.
Оптимальное значение оптимизируемого параметра может быть получено из операции раздельной оптимизации, или оптимизируемая переменная может быть включена в функцию рабочего режима.
Перед применением модели прогнозируемого регулирования сначала определяют влияние шаговых изменений воздействуемых параметров на оптимизируемые переменные и на регулируемые переменные. В результате этого получают набор коэффициентов переходных характеристик. Этот набор коэффициентов переходных характеристик образует базу модели прогнозируемого регулирования процесса сжижения.
В процессе нормальной работы прогнозируемые значения регулируемых переменных регулярно рассчитываются для множества дальнейших регулирующих ходов. Для этих последующих регулирующих ходов регулярно рассчитывается показатель рабочего режима. Пока затель рабочего режима включает два выражения, а именно, первое выражение, представляющее собой сумму прогнозируемых погрешностей для каждого регулирующего хода по всем последующим регулирующим ходам, и второе выражение, представляющее собой сумму изменений воздействуемых параметров для каждого регулирующего хода по всем последующим регулирующим ходам. Для каждой регулируемой переменной прогнозируемая погрешность представляет собой разность между прогнозируемым значением регулируемой переменной и эталонным значением регулируемой переменной. Прогнозируемые погрешности умножаются на весовой коэффициент, и изменения воздействуемых параметров для регулирующего хода умножаются на коэффициент пропуска хода. Рассмотренный индекс КПД является линейной функцией.
Альтернативно, выражения могут быть суммой возведенных в квадрат выражений, и в этом случае показатель рабочего режима является квадратичной функцией.
Кроме того, могут быть наложены ограничения на воздействуемые параметры, на изменения воздействуемых параметров и на регулируемые переменные. Это выражается в отдельном наборе уравнений, которые решаются одновременно с минимизацией показателя рабочего режима.
Оптимизация может проводиться двумя путями: одним путем является проведение оптимизации раздельно, за пределами оптимизации показателя рабочего режима, и вторым путем является оптимизация в пределах показателя рабочего режима.
Когда оптимизация осуществляется раздельно, оптимизируемые параметры включены в качестве регулируемых переменных в прогнозируемую погрешность для каждого регулирующего хода, и в результате оптимизации получают эталонные значения регулируемых переменных.
Альтернативно, когда оптимизация осуществляется в пределах расчета показателя рабочего режима, это приводит к третьему выражению для показателя рабочего режима с подходящим весовым коэффициентом. В этом случае эталонные значения регулируемых переменных являются значениями заданного установившегося режима, которые остаются постоянными.
Показатель рабочего режима минимизируется с учетом ограничений с получением значений воздействуемых параметров для последующих регулирующих ходов. Однако выполняется только следующий регулирующий ход. Затем снова начинается расчет показателя рабочего режима для последующих регулирующих ходов.
Модели с коэффициентами переходных характеристик и уравнения, необходимые для модели прогнозируемого регулирования, являются частью компьютерной программы, осуще ствляемой при регулировании процесса сжижения. Компьютерная программа, загружаемая с такой программой, которая может управлять моделью прогнозируемого регулирования, называется продвинутым технологическим контроллером. Поскольку компьютерные программы продаются, авторы не намерены подробно обсуждать такие программы. Настоящее изобретение больше направлено на выбор переменных.
Далее изобретение будет описано посредством примеров со ссылкой на приложенные чертежи, на которых фиг. 1 схематически изображает технологическую диаграмму установки для сжижения природного газа; и фиг. 2 схематически изображает цикл охлаждения пропана.
Рассмотрим фиг. 1. Установка для сжижения природного газа содержит, по крайней мере, основной теплообменник 1 с теплым концом 3, холодным концом 5 и средней точкой 7. Стенка основного теплообменника 1 ограничивает корпус 10. В корпусе 10 размещены первая труба 13, проходящая от теплого конца 3 к холодному концу 5, вторая труба 15, проходящая от теплого конца 3 к средней точке 7, и третья труба 16, проходящая от теплого конца 3 к холодному концу 5.
В процессе нормальной работы газообразное, богатое метаном сырье подается при повышенном давлении через подводящий трубопровод 20 в первую трубу 13 основного теплообменника 1 у его теплого конца 3. Сырье, проходящее через первую трубу 13, охлаждается, сжижается и переохлаждается охладителем, испаряющимся в корпусе 10. Полученный сжиженный поток удаляется из основного теплообменника 1 у его холодного конца 5 через трубопровод 23. Сжиженный поток проходит в хранилище, где он хранится как сжиженный продукт.
Испарившийся охладитель удаляется из корпуса 10 основного теплообменника 1 у его теплого конца 3 через трубопровод 25. В компрессорах для охладителя 30 и 31 испарившийся охладитель сжимается с получением охладителя высокого давления, который удаляется через трубопровод 32.
Первый компрессор для охладителя 30 приводится в действие подходящим двигателем, например, газовой турбиной 35, имеющей вспомогательный двигатель 36 для запуска, и второй компрессор для охладителя 31 приводится в действие подходящим двигателем, например, газовой турбиной 37, имеющей вспомогательный двигатель (не показан). Между двумя компрессорами для охладителя 30 и 31 из жидкости, проходящей через трубопровод 38 в воздухоохладитель 40 и теплообменник 41, отбирается тепло от сжатия.
Охладитель, находящийся под высоким давлением в трубопроводе 32, охлаждается в воздухоохладителе 42 и частично конденсируется в теплообменнике 43 с получением частично сконденсированного охладителя.
Охладитель высокого давления вводится в сепаратор 45 через впускное устройство 46. В сепараторе частично сконденсированный охладитель разделяется на жидкую тяжелую фракцию охладителя и газообразную легкую фракцию охладителя. Жидкая тяжелая фракция охладителя удаляется из сепаратора 45 через трубопровод 47, и газообразная легкая фракция охладителя удаляется через трубопровод 48.
Тяжелая фракция охладителя переохлаждается во второй трубе 15 основного теплообменника 1 с получением потока переохлажденного тяжелого охладителя. Поток переохлажденного тяжелого охладителя удаляется из основного теплообменника 1 через трубопровод 50 и затем расширяется в расширительном устройстве, выполненном в виде отсечного золотника 51. Под повышенным давлением он вводится через трубопровод 52 и сопло 53 в корпус 10 основного теплообменника у его средней точки 7. Поток тяжелого охладителя имеет возможность испаряться в корпусе 10 при пониженном давлении, в результате чего охлаждаются жидкости в трубах 13, 15 и 16.
Часть газообразной легкой фракции охладителя, удаленной через трубопровод 48, пропускается через трубопровод 55 в третью трубу 16 основного теплообменника 1, где она охлаждается, сжижается и переохлаждается с получением потока переохлажденного легкого охладителя. Поток переохлажденного легкого охладителя удаляется из основного теплообменника 1 через трубопровод 57 и имеет возможность расширяться в расширительном устройстве, выполненном в виде отсечного золотника 58. При пониженном давлении он вводится через трубопровод 59 и сопло 60 в корпус 10 основного теплообменника у его холодного конца 5. Поток легкого охладителя имеет возможность расширяться в корпусе 10 при пониженном давлении, в результате чего охлаждаются жидкости в трубах 13, 15 и 16.
Остаток легкой фракции охладителя, удаленной через трубопровод 48, пропускается через трубопровод 61 в теплообменник 63, где она охлаждается, сжижается и переохлаждается. Через трубопровод 64, имеющий отсечной золотник 65, она подается из теплообменника 63 в трубопровод 59.
Полученный сжиженный поток удаляется из основного теплообменника через трубопровод 23 и пропускается в расширитель 70. Трубопровод 23 имеет расширительное устройство, выполненное в виде отсечного золотника 71, для того, чтобы обеспечить снижение давления, так что полученный сжиженный поток вводится через впускное устройство 72 в расширитель 70 под пониженным давлением. Пониженное давление, по существу, равно атмосферному давле нию. Отсечной золотник 71 также регулирует общий поток.
Из верхней части расширителя 70 через трубопровод 75 удаляется отходящий газ. Отходящий газ сжимается в компрессоре конечного расширения 77, приводимом в действие двигателем 78, с получением газообразного топлива высокого давления, которое удаляется через трубопровод 79. Отходящий газ охлаждает, сжижает и переохлаждает легкую фракцию охладителя в теплообменнике 63.
Из донной части расширителя 70 через трубопровод 80 удаляется сжиженный продукт и пропускается в хранилище (не показано).
Первой задачей является максимизация выработки сжиженного продукта, текущего через трубопровод 80, которым управляет клапан 71.
Для решения этой задачи применяется описанная выше модель прогнозируемого регулирования. Набор воздействуемых параметров включает массовый расход тяжелой фракции охладителя, текущей через трубопровод 52 (отсечной золотник 51), массовый расход легкой фракции охладителя, текущей через трубопровод 59 (отсечной золотник 58 и клапан 62), и массовый расход богатого метаном сырья через трубопровод 20 (который управляется клапаном 71). Набор регулируемых переменных включает разность температур у теплого конца 3 основного теплообменника 1 (которая представляет собой разность между температурой жидкости в трубопроводе 47 и температурой в трубопроводе 25), разность температур в средней точке 7 основного теплообменника 1 (которая является разностью между температурой жидкости в трубопроводе 50 и температурой жидкости в корпусе у средней точки 7 основного теплообменника 1). Путем выбора этих переменных обеспечивается регулирование основного теплообменника 1 посредством продвинутого технологического регулирования, основанного на модели прогнозируемого регулирования.
Заявителем установлено, что при применении модели прогнозируемого регулирования и использовании в качестве воздействуемых переменных массового расхода тяжелой фракции охладителя, массового расхода легкой фракции охладителя и массового расхода богатого метаном сырья может быть обеспечено эффективное и быстрое регулирование, позволяющее оптимизировать выработку сжиженного продукта и регулировать температурный профиль в основном теплообменнике.
Преимуществом способа настоящего изобретения является то, что для оптимизации выработки сжиженного продукта не регулируют массовый состав смешанного охладителя.
Для полноты следует заметить, что трубопровод 80 снабжен клапаном регулирования расхода 81, которым управляет регулятор уровня 82, для гарантирования того, что в процессе нормальной работы в расширителе 70 поддерживается достаточный уровень жидкости. Однако присутствие этого клапана регулирования расхода 81 не относится к оптимизации согласно настоящему изобретению, поскольку клапан 81 не действует, когда поток поступающей в расширитель 70 жидкости согласован с потоком вытекающей из расширителя 70 жидкости.
В случае, когда выработка сжиженного продукта должна поддерживаться на заданном уровне, модель прогнозированного регулирования позволяет регулировать температурный профиль в основном теплообменнике 1. Для этой цели набор регулируемых переменных дополнительно включает температуру сжиженного потока, удаляемого из основного теплообменника 1 и текущего через трубопровод 23.
Еще одной задачей настоящего изобретения является максимизация использования компрессоров. Для этой цели набор воздействуемых переменных дополнительно включает скорость компрессоров для охладителя 30 и 31.
Газообразное богатое метаном сырье, которое подается в основной теплообменник 1 через трубопровод 20, получают из сырьевого природного газа путем частичной конденсации сырьевого природного газа с получением частично сконденсированного сырья, газообразная фаза которого подается в основной теплообменник 1. Сырьевой природный газ пропускается через подающий трубопровод 90. Частичную конденсацию сырьевого природного газа осуществляют, по крайней мере, в одном теплообменнике 93.
Частично сконденсированное сырье вводится посредством впускного устройства 94 в газоочистную колонну 95. В газоочистной колонне 95 частично сконденсированное сырье фракционируется с получением потока газообразного верхнего погона и жидкого, обедненного метаном остаточного (донного) потока. Поток газообразного верхнего погона пропускается через трубопровод 97 и теплообменник 100 в сепаратор верхнего погона 102. В теплообменнике 100 газообразный верхний погон частично конденсируется, и поток частично сконденсированного верхнего потока вводится в сепаратор верхнего погона 102 с помощью впускного устройства 103. В сепараторе верхнего погона 102 поток частично сконденсированного верхнего погона разделяется на газообразный обогащенный метаном поток и жидкий остаточный поток.
Газообразный обогащенный метаном поток, удаляемый через трубопровод 104, образует газообразное богатое метаном сырье в трубопроводе 20. По крайней мере, часть жидкого остаточного потока вводится через трубопровод 105 и сопло 106 в газоочистную колонну 95 в качестве флегмы для орошения. Трубопровод 105 снабжен клапаном регулирования расхода 108, который управляется регулятором уровня
109 для поддержания фиксированного уровня в сепараторе верхнего погона 102.
Если требуется меньше флегмы для орошения, чем имеющееся в потоке частично сконденсированного верхнего погона количество жидкости, излишек может быть пропущен в основной теплообменник 1 по трубопроводу
111, имеющему клапан регулирования расхода
112. В этом случае набор воздействуемых параметров включает массовый расход избыточного жидкого остаточного потока, текущего через трубопровод 111.
В случае, когда в наличии имеется слишком мало флегмы для орошения, по трубопроводу 113, имеющему клапан регулирования расхода 114, от источника (не показан) может быть добавлен бутан. В этом случае набор воздействуемых параметров дополнительно включает массовый расход бутансодержащего потока, текущего по трубопроводу 113.
Жидкий обедненный метаном остаточный поток удаляется из газоочистной колонны 95 через трубопровод 115. Для получения пара для отпаривания жидкий обедненный метаном остаточный поток частично выпаривают в теплообменнике 118 путем косвенного теплообмена с подходящей горячей средой, такой как горячая вода или пар, подаваемой через трубопровод 119. Пар вводится в нижнюю часть газоочистной колонны 95 через трубопровод 120, и жидкость удаляется из теплообменника 118 по трубопроводу 122, имеющему клапан регулирования расхода 123, который управляется регулятором уровня 124 для поддержания фиксированного уровня в корпусе теплообменника 118.
Для объединения в одно целое регулирования газоочистной колонны 95 с регулированием основного теплообменника 1 набор воздействуемых параметров дополнительно включает температуру жидкого обедненного метаном остаточного потока в трубопроводе 122. Кроме того, набор регулируемых переменных дополнительно включает концентрацию более тяжелых углеводородов в газообразном обогащенном метаном потоке (в трубопроводе 104), концентрацию метана в жидком обедненном метаном остаточном потоке в трубопроводе 122, массовый расход жидкого обедненного метаном потока в трубопроводе 122 и массовый расход флегмы, представляющий собой массовый расход флегмы, текущей через трубопровод 105. Набор оптимизируемых параметров дополнительно включает теплотворную способность сжиженного продукта. Теплотворная способность рассчитывается из анализа состава сжиженного продукта, текущего через трубопровод 80. Анализ может быть проведен с помощью газовой хроматографии.
На температуру жидкого обедненного метаном остаточного потока в трубопроводе 122 воздействуют путем регулирования тепловой нагрузки на теплообменнике 118.
В нескольких примерах теплообменники используются для отбора тепла от жидкости, например, для частичной конденсации жидкости. В теплообменнике 41 тепло отбирается от частично сжатого охладителя, в теплообменнике 43 охладитель высокого давления частично конденсируется, в теплообменнике 93 сырьевой природный газ частично конденсируется, и в теплообменнике 100 газовый поток верхнего погона частично конденсируется. В этих теплообменниках тепло отбирается путем косвенного теплообмена с испаряющимся при соответствующем давлении пропаном.
На фиг. 2 схематично показан пример пропанового цикла. Испарившийся пропан сжимают в пропановом компрессоре 127, приводимом в действие подходящим двигателем, например, газовой турбиной 128. Пропан конденсируется в воздухоохладителе 130, и сконденсированный пропан под повышенным давлением пропускается через трубопроводы 135 и 136 в теплообменники 93 и 43, которые расположены параллельно друг другу. Перед введением в теплообменники 93 и 43 сконденсированный пропан имеет возможность расширения до высокого промежуточного давления в отсечных золотниках 137 и 138. Газообразная фракция пропускается через трубопроводы 140 и 141 на впуск пропанового компрессора 127. Жидкая фракция пропускается через трубопроводы 145 и 146 в теплообменник 41. Перед введением в теплообменник 41 пропан имеет возможность расширения до низкого промежуточного давления в отсечном золотнике 148. Газообразная фракция пропускается через трубопровод 150 на впуск пропанового компрессора 127. Жидкая фракция пропускается через трубопровод 151 в теплообменник 100. Перед введением в теплообменник 100 пропан имеет возможность расширения до низкого давления в отсечном золотнике 152. Пропан под низким давлением пропускается на впуск пропанового компрессора 127 через трубопровод 153.
Для объединения в единое целое регулирования пропанового цикла с регулированием основного теплообменника 1 набор воздействуемых параметров дополнительно включает скорость пропанового компрессора 127, набор регулируемых переменных дополнительно включает давление всасывания первого пропанового компрессора 127, которое представляет собой давление пропана в трубопроводе 153. Таким способом использование пропанового компрессора может быть максимально увеличено.
В случае, когда пропановый компрессор включает два последовательно соединенных компрессора, набор воздействуемых параметров дополнительно включает скорости двух пропановых компрессоров, и набор регулируемых переменных дополнительно включает давление всасывания первого пропанового компрессора.
Для дополнительной оптимизации процесса набор регулируемых переменных может дополнительно включать нагрузку на компрессор конечного расширения 77.
Объемный состав и объем материально производственного запаса охладителя регулируются раздельно (не показано) для компенсации потерь вследствие утечки. Это осуществляется за пределами продвинутого технологического регулирования основного теплообменника.
В табл. 1 и 2, приведенных ниже, дана сводка воздействуемых параметров и регулируемых переменных, используемых в формуле изобретения.
Таблица 1
Сводка воздействуемых параметров, используемых в формуле изобретения
Пункт Описание Номер позиции
1 массовый расход тяжелой фракции охладителя 51
1 массовый расход легкой фракции охладителя 58, 62
1 массовый расход обогащенного метаном сырья 71
3 скорость компрессоров для охладителя 30, 31
7 температура жидкого обедненного метаном остаточного потока 122
8 массовый расход бутансодержащего потока 113
8 массовый расход избыточного жидкого остаточного потока 111
10 скорость пропанового компрессора 127
Таблица 2 Сводка регулируемых переменных, используемых в формуле изобретения
Пункт Описание Номер позиции
1 разность температур у теплого конца основного теплообменника 3
1 разность температур у средней точки основного теплообменника 7
2 температура сжиженного потока, удаленного из основного теплообменника 23
7 концентрация более тяжелых углеводородов в газовом богатом метаном потоке 104
7 концентрация метана в жидком обедненном метаном остаточном потоке 122
7 массовый расход флегмы 105
10 давление всасывания первого пропанового компрессора 153
11 нагрузка компрессора конечного расширения 77
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims (12)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного продукта, включающий следующие операции:
    (а) подачу газообразного обогащенного метаном сырья при повышенном давлении в первую трубу основного теплообменника у его теплого конца, охлаждение, сжижение и переохлаждение газообразного обогащенного метаном сырья испаряющимся охладителем с получением сжиженного потока, удаление сжиженного потока из основного теплообменника у его холодного конца и пропускание сжиженного потока в хранилище для хранения в качестве сжиженного продукта;
    (б) удаление испарившегося охладителя из корпуса основного теплообменника у его теплого конца;
    (в) сжатие испарившегося охладителя, по крайней мере, в одном компрессоре для охладителя с получением охладителя высокого давления;
    (г) частичную конденсацию охладителя высокого давления и разделение частично сконденсированного охладителя на жидкую тяжелую фракцию охладителя и газообразную легкую фракцию охладителя;
    (д) переохлаждение тяжелой фракции охладителя во второй трубе с получением потока переохлажденного тяжелого охладителя, введение потока тяжелого охладителя под пониженным давлением в корпус основного теплообменника у его средней точки и обеспечение возможности испарения потока тяжелого охладителя в корпусе;
    (е) охлаждение, сжижение и переохлаждение, по крайней мере, части легкой фракции охладителя в третьей трубе основного теплообменника с получением потока переохлажденного легкого охладителя, введение потока легкого охладителя под пониженным давлением в корпус основного теплообменника у его холодного конца и обеспечение возможности испарения потока легкого охладителя в корпусе; и (ж) регулирование процесса сжижения с применением технологического контроллера процесса для одновременного определения регулирующих действий в отношении набора воздействуемых параметров для оптимизации, по крайней мере, одного набора параметров при регулировании, по крайней мере, одного набора регулируемых переменных, отличающийся тем, что технологический контроллер процесса базируется на модели прогнозируемого регулирования, в которой набор воздействуемых параметров включает массовый расход тяжелой фракции охладителя, массовый расход легкой фракции охладителя и массовый расход обогащенного метаном сырья, набор регулируемых переменных включает разность температур у тепло го конца основного теплообменника, которая представляет собой разность между температурой жидкости в первой трубе и температурой жидкости в корпусе у теплого конца основного теплообменника, разность температур у средней точки основного теплообменника, которая представляет собой разность между температурой жидкости в первой трубе и температурой жидкости в корпусе у средней точки основного теплообменника, и набор оптимизируемых параметров включает выработку сжиженного продукта.
  2. 2. Способ по п.1, в котором набор регулируемых переменных дополнительно включает температуру сжиженного потока, удаленного из основного теплообменника.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором набор воздействуемых параметров дополнительно включает скорость компрессора(ов) для охладителя для максимизации использования компрессоров.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором частичную конденсацию охладителя высокого давления из стадии (г) проводят, по крайней мере, в одном теплообменнике путем косвенного теплообмена с пропаном, испаряющимся при соответствующем давлении.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором газообразное обогащенное метаном сырье получают из сырьевого природного газа путем частичной конденсации сырьевого природного газа с получением частично сконденсированного сырья.
  6. 6. Способ по п.5, в котором частичную конденсацию сырьевого природного газа проводят, по крайней мере, в одном теплообменнике путем косвенного теплообмена с пропаном, испаряющимся в корпусе при соответствующем давлении.
  7. 7. Способ по п.5, дополнительно включающий фракционирование частично сконденсированного сырья в газоочистной колонне с получением газообразного потока верхнего погона и жидкого обедненного метаном остаточного потока; частичную конденсацию газообразного потока верхнего погона и разделение потока газообразного верхнего погона на газообразный обогащенный метаном поток, который образует газообразное обогащенное метаном сырье, и жидкий остаточный поток, по крайней мере, часть которого пропускают в газоочистительную колонну в качестве флегмы для орошения, и в котором набор регулируемых переменных дополнительно включает концентрацию более тяжелых углеводородов в газообразном обогащенном метаном потоке, концентрацию метана в жидком обедненном метаном остаточном потоке, массовый расход жидкого обедненного метаном остаточного потока и массовый расход флегмы, и набор оптимизируемых параметров дополнительно включает тепловую величину сжиженного продукта.
  8. 8. Способ по п.7, который дополнительно включает добавление бутансодержащего потока к флегме, и набор воздействуемых параметров дополнительно включает массовый расход избыточного жидкого остаточного потока и/или массовый расход бутансодержащего потока.
  9. 9. Способ по любому из пп.7 или 8, в котором частичную конденсацию газообразного потока верхнего погона проводят, по крайней мере, в одном теплообменнике путем косвенного теплообмена с пропаном, испаряющимся при соответствующем давлении.
  10. 10. Способ по любому из пп.4, 6 или 9, в котором испарившийся пропан сжимают, по крайней мере, на одной ступени пропанового компрессора и конденсируют путем теплообмена с внешним охладителем, причем набор воздействуемых параметров дополнительно включает скорость пропанового компрессора(ов) и набор регулируемых переменных дополнительно включает давление всасывания первого пропанового компрессора.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, который дополнительно включает снижение давления сжиженного потока с получением сжиженного продукта, который пропускают в хранилище, и отходящего газа; сжатие отходящего газа в компрессоре конечного расширения с получением газообразного топлива высокого давления, а набор регулируемых переменных дополнительно включает нагрузку на компрессор конечного расширения.
  12. 12. Способ по любому из пп. 10, 11, в котором он дополнительно включает раздельное регулирование объемного состава и объема материально-производственного запаса охладителя.
EA200000639A 1997-12-12 1998-12-11 Способ сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного природного газа EA002008B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP97203915 1997-12-12
PCT/EP1998/008133 WO1999031448A1 (en) 1997-12-12 1998-12-11 Process of liquefying a gaseous, methane-rich feed to obtain liquefied natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200000639A1 EA200000639A1 (ru) 2000-12-25
EA002008B1 true EA002008B1 (ru) 2001-10-22

Family

ID=8229054

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200000639A EA002008B1 (ru) 1997-12-12 1998-12-11 Способ сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного природного газа

Country Status (19)

Country Link
US (1) US6272882B1 (ru)
EP (1) EP1036293B1 (ru)
JP (1) JP4484360B2 (ru)
KR (1) KR100521705B1 (ru)
CN (1) CN1135350C (ru)
AT (1) ATE216059T1 (ru)
AU (1) AU732548B2 (ru)
DE (1) DE69804849T2 (ru)
DK (1) DK1036293T3 (ru)
DZ (1) DZ2671A1 (ru)
EA (1) EA002008B1 (ru)
EG (1) EG22293A (ru)
ES (1) ES2175852T3 (ru)
GC (1) GC0000011A (ru)
MY (1) MY119837A (ru)
NO (1) NO317526B1 (ru)
PT (1) PT1036293E (ru)
TR (1) TR200001692T2 (ru)
WO (1) WO1999031448A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662005C2 (ru) * 2013-10-08 2018-07-23 Линде Акциенгезелльшафт Способ для сжижения обогащенной углеводородом фракции

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GC0000279A (en) * 2000-04-25 2006-11-01 Shell Int Research Controlling the production of a liquefied natural gas product stream
US6742358B2 (en) 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
MXPA05003331A (es) * 2002-09-30 2005-07-05 Bp Corp North America Inc Sistema y metodo de emision reducida de dioxido de carbono para proporcionar energia para compresion de refrigerantes y energia electrica para un proceso de licuefaccion de gas.
CN100520260C (zh) * 2002-09-30 2009-07-29 Bp北美公司 提供制冷剂压缩用能量和轻质烃气体液化过程用电能的减少二氧化碳排放物的系统和方法
US6945075B2 (en) * 2002-10-23 2005-09-20 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6640586B1 (en) 2002-11-01 2003-11-04 Conocophillips Company Motor driven compressor system for natural gas liquefaction
TWI314637B (en) * 2003-01-31 2009-09-11 Shell Int Research Process of liquefying a gaseous, methane-rich feed to obtain liquefied natural gas
EP1620687A4 (en) * 2003-02-25 2015-04-29 Ortloff Engineers Ltd TREATMENT OF HYDROCARBON GASES
US6889523B2 (en) 2003-03-07 2005-05-10 Elkcorp LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US7204100B2 (en) * 2004-05-04 2007-04-17 Ortloff Engineers, Ltd. Natural gas liquefaction
NZ549467A (en) * 2004-07-01 2010-09-30 Ortloff Engineers Ltd Liquefied natural gas processing
EP1848945A2 (en) * 2005-02-17 2007-10-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Plant and method for liquefying natural gas
US20080173043A1 (en) * 2005-03-09 2008-07-24 Sander Kaart Method For the Liquefaction of a Hydrocarbon-Rich Stream
AU2006233914B2 (en) * 2005-04-12 2009-09-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a natural gas stream
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
US20070204649A1 (en) * 2006-03-06 2007-09-06 Sander Kaart Refrigerant circuit
US7500370B2 (en) * 2006-03-31 2009-03-10 Honeywell International Inc. System and method for coordination and optimization of liquefied natural gas (LNG) processes
US20070245770A1 (en) * 2006-04-19 2007-10-25 Saudi Arabian Oil Company Optimization of a dual refrigeration system natural gas liquid plant via empirical experimental method
US8571688B2 (en) * 2006-05-25 2013-10-29 Honeywell International Inc. System and method for optimization of gas lift rates on multiple wells
US8005575B2 (en) 2006-06-01 2011-08-23 General Electric Company Methods and apparatus for model predictive control in a real time controller
JP4691192B2 (ja) * 2006-06-02 2011-06-01 オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド 液化天然ガスの処理
EP2074364B1 (en) * 2006-09-22 2018-08-29 Shell International Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US20080078205A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon Gas Processing
EP2104824A2 (en) * 2006-10-23 2009-09-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling hydrocarbon streams
EP1921406A1 (en) * 2006-11-08 2008-05-14 Honeywell Control Systems Ltd. A process of liquefying a gaseous methane-rich feed for obtaining liquid natural gas
US8590340B2 (en) * 2007-02-09 2013-11-26 Ortoff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US7946127B2 (en) * 2007-02-21 2011-05-24 Honeywell International Inc. Apparatus and method for optimizing a liquefied natural gas facility
US9869510B2 (en) * 2007-05-17 2018-01-16 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
US8783061B2 (en) * 2007-06-12 2014-07-22 Honeywell International Inc. Apparatus and method for optimizing a natural gas liquefaction train having a nitrogen cooling loop
EP2165138A2 (en) * 2007-07-12 2010-03-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
US20090025422A1 (en) * 2007-07-25 2009-01-29 Air Products And Chemicals, Inc. Controlling Liquefaction of Natural Gas
US8919148B2 (en) * 2007-10-18 2014-12-30 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
BRPI0907488B8 (pt) * 2008-02-08 2020-08-18 Shell Int Research aparelho para resfriar um trocador de calor criogênico, método para resfriar um trocador de calor criogênico, e, métodos de liquefação de uma corrente de hidrocarboneto
US8311652B2 (en) * 2008-03-28 2012-11-13 Saudi Arabian Oil Company Control method of refrigeration systems in gas plants with parallel trains
US8534094B2 (en) * 2008-04-09 2013-09-17 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US20090282865A1 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
WO2010012559A2 (en) * 2008-07-29 2010-02-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for controlling a compressor and method of cooling a hydrocarbon stream
KR20110061615A (ko) * 2008-09-19 2011-06-09 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 탄화수소 스트림을 냉각시키는 방법 및 그 장치
US20100281915A1 (en) * 2009-05-05 2010-11-11 Air Products And Chemicals, Inc. Pre-Cooled Liquefaction Process
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
RU2537483C2 (ru) * 2009-07-03 2015-01-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения охлажденного углеводородного потока и устройство для его осуществления
KR20120081602A (ko) * 2009-09-30 2012-07-19 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 탄화수소 스트림을 분별증류하는 방법 및 그 장치
JP5793146B2 (ja) 2009-10-27 2015-10-14 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ 流体を冷却し液化するための装置および方法
US9021832B2 (en) * 2010-01-14 2015-05-05 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
WO2011120096A1 (en) * 2010-03-31 2011-10-06 Woodside Energy Limited A main heat exchanger and a process for cooling a tube side stream
KR101728996B1 (ko) * 2010-03-31 2017-05-02 린데 악티엔게젤샤프트 튜브 측류를 액화시키는 프로세스에서의 주 열교환기의 리밸런싱
CN102933273B (zh) 2010-06-03 2015-05-13 奥特洛夫工程有限公司 碳氢化合物气体处理
MY163848A (en) * 2011-03-15 2017-10-31 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) A method and system for controlling the temperature of liquefied natural gas in a liquefaction process
AU2012201798A1 (en) 2011-04-14 2012-11-01 Linde Aktiengesellschaft Heat exchanger with additional liquid control in shell space
RU2606223C2 (ru) * 2011-07-22 2017-01-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Извлечение гелия из потоков природного газа
CN103542692B (zh) * 2012-07-09 2015-10-28 中国海洋石油总公司 基于缠绕管式换热器的非常规天然气液化系统
AU2013203120B2 (en) * 2012-09-18 2014-09-04 Woodside Energy Technologies Pty Ltd Production of ethane for startup of an lng train
KR101361001B1 (ko) 2013-08-05 2014-02-12 고등기술연구원연구조합 천연가스 액화 시스템의 정지 방법
WO2016094168A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Dresser-Rand Company System and method for liquefaction of natural gas
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
TWI707115B (zh) * 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
EP3304218B1 (en) 2015-06-05 2022-09-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. System and method for background element switching for models in model predictive estimation and control applications
CN107636553B (zh) * 2015-06-05 2022-02-25 国际壳牌研究有限公司 用于控制模型预测控制器中的斜坡失衡的系统和方法
FR3048074B1 (fr) * 2016-02-18 2019-06-07 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Methode pour eviter l'evaporation instantanee de gaz naturel liquefie en cours de transport.
US10393429B2 (en) * 2016-04-06 2019-08-27 Air Products And Chemicals, Inc. Method of operating natural gas liquefaction facility
US10533794B2 (en) 2016-08-26 2020-01-14 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551119B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10551118B2 (en) 2016-08-26 2020-02-04 Ortloff Engineers, Ltd. Hydrocarbon gas processing
US10584918B2 (en) * 2017-01-24 2020-03-10 GE Oil & Gas, LLC Continuous mixed refrigerant optimization system for the production of liquefied natural gas (LNG)
RU2640976C1 (ru) * 2017-05-05 2018-01-12 Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." Способ управления процессом сжижения природного газа
US11428465B2 (en) 2017-06-01 2022-08-30 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US11543180B2 (en) 2017-06-01 2023-01-03 Uop Llc Hydrocarbon gas processing
US10571189B2 (en) * 2017-12-21 2020-02-25 Shell Oil Company System and method for operating a liquefaction train
CN108167205B (zh) * 2017-12-25 2019-09-17 沈阳透平机械股份有限公司 Lng压缩机带压启动确定方法
US11402154B1 (en) * 2020-02-07 2022-08-02 James M. Meyer Fuel gas conditioning
AU2021225308B2 (en) 2020-02-25 2023-11-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for production optimization
US11561049B2 (en) * 2020-05-05 2023-01-24 Air Products And Chemicals, Inc. Coil wound heat exchanger
EP3943851A1 (en) * 2020-07-22 2022-01-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for natural gas liquefaction with improved removal of heavy hydrocarbons

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4809154A (en) 1986-07-10 1989-02-28 Air Products And Chemicals, Inc. Automated control system for a multicomponent refrigeration system
US4755200A (en) * 1987-02-27 1988-07-05 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes
FR2714722B1 (fr) * 1993-12-30 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procédé et appareil de liquéfaction d'un gaz naturel.
US5486995A (en) * 1994-03-17 1996-01-23 Dow Benelux N.V. System for real time optimization
US5522224A (en) 1994-08-15 1996-06-04 Praxair Technology, Inc. Model predictive control method for an air-separation system
MY117899A (en) * 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
US5651270A (en) * 1996-07-17 1997-07-29 Phillips Petroleum Company Core-in-shell heat exchangers for multistage compressors

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662005C2 (ru) * 2013-10-08 2018-07-23 Линде Акциенгезелльшафт Способ для сжижения обогащенной углеводородом фракции

Also Published As

Publication number Publication date
AU732548B2 (en) 2001-04-26
DE69804849D1 (de) 2002-05-16
PT1036293E (pt) 2002-09-30
GC0000011A (en) 2002-10-30
NO317526B1 (no) 2004-11-08
AU2271499A (en) 1999-07-05
DK1036293T3 (da) 2002-04-29
EA200000639A1 (ru) 2000-12-25
CN1135350C (zh) 2004-01-21
WO1999031448A1 (en) 1999-06-24
EG22293A (en) 2002-12-31
KR100521705B1 (ko) 2005-10-14
JP2002508499A (ja) 2002-03-19
ATE216059T1 (de) 2002-04-15
US6272882B1 (en) 2001-08-14
DE69804849T2 (de) 2002-08-22
EP1036293A1 (en) 2000-09-20
JP4484360B2 (ja) 2010-06-16
ES2175852T3 (es) 2002-11-16
KR20010032914A (ko) 2001-04-25
MY119837A (en) 2005-07-29
NO20002956D0 (no) 2000-06-09
DZ2671A1 (fr) 2003-03-22
EP1036293B1 (en) 2002-04-10
CN1281546A (zh) 2001-01-24
NO20002956L (no) 2000-08-04
TR200001692T2 (tr) 2000-10-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002008B1 (ru) Способ сжижения газообразного обогащенного метаном сырья с получением сжиженного природного газа
KR101059398B1 (ko) 액화 천연가스를 얻기 위한 가스성 메탄 농축 공급물의액화 방법
RU2170894C2 (ru) Способ распределения нагрузки в процессе каскадного охлаждения
CA2243837C (en) Method and apparatus for regulatory control of production and temperature in a mixed refrigerant liquefied natural gas facility
US4901533A (en) Process and apparatus for the liquefaction of a natural gas stream utilizing a single mixed refrigerant
JP5726184B2 (ja) 冷却された炭化水素流を製造する方法及び装置
CN102612621B (zh) 处理蒸发气体流的方法及其设备
JPH0792322B2 (ja) ガス液化プロセスの操作方法および液化装置
US20110168377A1 (en) Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor
Sanavbarov et al. Analysis of natural gas liquefiers with nitrogen circulation cycle
KR20220031529A (ko) 액화 천연 가스 플랜트에서 주 열교환기의 쿨다운 제어 방법
AU2009294697B2 (en) Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

QB4A Registration of a licence in a contracting state
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ

QZ4A Registered corrections and amendments in a licence
MK4A Patent expired

Designated state(s): RU