EA012809B1 - Process for liquefying natural gas and apparatus therefor - Google Patents
Process for liquefying natural gas and apparatus therefor Download PDFInfo
- Publication number
- EA012809B1 EA012809B1 EA200801313A EA200801313A EA012809B1 EA 012809 B1 EA012809 B1 EA 012809B1 EA 200801313 A EA200801313 A EA 200801313A EA 200801313 A EA200801313 A EA 200801313A EA 012809 B1 EA012809 B1 EA 012809B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cooling
- refrigerant
- pressure
- atm
- boiling point
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 280
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 26
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 262
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 195
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 70
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 48
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 47
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 35
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 8
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 8
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 5
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 71
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 31
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 23
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 21
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 12
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 239000003570 air Substances 0.000 description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 4
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011900 installation process Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
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
- F25J1/0002—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
- F25J1/0047—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
- F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
- F25J1/008—Hydrocarbons
- F25J1/0085—Ethane; Ethylene
-
- 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
- F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
- F25J1/008—Hydrocarbons
- F25J1/0087—Propane; Propylene
-
- 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
- F25J1/0208—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
- F25J1/0209—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
- F25J1/021—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle 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
- 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
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к способу и установке для сжижения природного газа. Кроме того, изобретение относится к улучшенной установке для сжижения природного газа (СПГ), в которой используется контур предварительного охлаждения с высоким давлением.The present invention relates to a method and apparatus for liquefying natural gas. In addition, the invention relates to an improved installation for liquefying natural gas (LNG), which uses a pre-cooling circuit with high pressure.
Уровень техникиState of the art
Для превращения природного газа в более удобную для транспортирования и хранения форму широко применяется низкотемпературное сжижение природного газа. Такое сжижение позволяет снизить объем природного газа примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который можно хранить и транспортировать при давлении, близком к атмосферному.To transform natural gas into a form more convenient for transportation and storage, low-temperature liquefaction of natural gas is widely used. Such liquefaction reduces the volume of natural gas by about 600 times and results in a product that can be stored and transported at a pressure close to atmospheric.
Природный газ часто транспортируют по магистральному трубопроводу от источника его поставок к удаленному месту сбыта. Желательно, чтобы этот трубопровод функционировал, по существу, с постоянным и высоким коэффициентом нагрузки, но производительность или пропускная способность трубопровода зачастую будет превосходить существующую потребность, в то время как в другое время эта потребность может превосходить пропускную способность магистрального трубопровода. Для снятия пиков потребления, когда потребность в природном газе превышает его подачу, или обеспечения минимумов, когда подача газа превышает потребность, желательно запасать избыток газа таким образом, чтобы его можно было отдать в том случае, когда потребность превышает подачу газа. Такой прием позволяет удовлетворять ожидаемые пиковые потребления за счет запасенного продукта. Один из практически осуществимых методов заключается в том, чтобы превратить газ в жидкое состояние и затем транспортировать жидкость, когда она потребуется.Natural gas is often transported through the main pipeline from its source of supply to a remote outlet. It is desirable that this pipeline function essentially with a constant and high load factor, but the productivity or throughput of the pipeline will often exceed the existing demand, while at other times this need may exceed the throughput of the main pipeline. To remove consumption peaks when the demand for natural gas exceeds its supply, or to ensure lows when the gas supply exceeds the demand, it is desirable to store excess gas so that it can be delivered when the demand exceeds the gas supply. This technique allows you to meet the expected peak consumption due to the stocked product. One feasible method is to turn the gas into a liquid state and then transport the liquid when it is needed.
Сжижение природного газа имеет еще более важное значение в том случае, когда газ транспортируют от источника поставок, который отделен от выбранного места продажи большим расстоянием, а магистральных трубопроводов в наличии не имеется или их использование является нецелесообразным либо не возможным. Это, в частности, имеет место, когда транспортирование необходимо осуществлять с помощью океанских судов. Транспортирование природного газа на судах в газообразном состоянии в особенности нецелесообразно, поскольку необходимо соответствующее сжатие газа до значительного уменьшения его удельного объема. Такое сжатие требует использования более дорогостоящих резервуаров для хранения газа.The liquefaction of natural gas is even more important when the gas is transported from a source of supply, which is separated from the selected point of sale by a large distance, and main pipelines are not available or their use is impractical or not possible. This, in particular, takes place when transportation is necessary to be carried out by ocean vessels. The transportation of natural gas on ships in a gaseous state is particularly impractical, since appropriate compression of the gas is necessary to significantly reduce its specific volume. Such compression requires the use of more expensive gas storage tanks.
Для того чтобы хранить и транспортировать природный газ в жидком состоянии, его предпочтительно охлаждают от температуры -151°С (-240°Т) до -162°С (-260°Т), при которой сжиженный природный газ (СПГ) имеет давление паров, близкое к атмосферному. Из уровня техники известны различные установки для сжижения природного газа, в которых газ сжижают путем последовательного его пропускания при повышенном давлении через некоторое количество ступеней охлаждения, на которых газ охлаждают со ступенчатым понижением температур до тех пор, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение обычно осуществляют посредством косвенного теплообмена между газом и рядом холодильных агентов (хладагентов), включающих одну единственную компоненту, или посредством теплообмена с одним хладагентом, представляющим собой смесь нескольких компонент. Способ сжижения, который, в частности, является применимым для настоящего изобретения, в качестве контура конечного охлаждения предусматривает использование открытого метанового контура, где поток находящегося под давлением СПГ подвергают мгновенному испарению, и пары мгновенного испарения (т.е. поток (потоки) газа мгновенного испарения) затем используют в качестве хладагентов, повторно сжимают, охлаждают, объединяют с потоком предварительно обработанного исходного природного газа и сжижают с образованием в результате потока, несущего СПГ под давлением.In order to store and transport natural gas in a liquid state, it is preferably cooled from a temperature of -151 ° C (-240 ° T) to -162 ° C (-260 ° T) at which liquefied natural gas (LNG) has a vapor pressure close to atmospheric. Various gas liquefaction plants are known in the art, in which the gas is liquefied by sequentially passing it at elevated pressure through a number of cooling stages, in which the gas is cooled with a stepwise decrease in temperature until a liquefaction temperature is reached. Cooling is usually carried out by indirect heat exchange between the gas and a number of refrigerants (refrigerants), including one single component, or by heat exchange with one refrigerant, which is a mixture of several components. The liquefaction method, which, in particular, is applicable to the present invention, as the final cooling circuit involves the use of an open methane circuit, where a stream of pressurized LNG is subjected to flash evaporation, and flash vapor (i.e., gas stream (s) of instant gas evaporation) are then used as refrigerants, re-compressed, cooled, combined with a stream of pre-treated natural gas feed and liquefied to form a flow bearing about LNG under pressure.
Многие установки сжижения природного газа используют пропановый контур охлаждения для предварительного охлаждения потока природного газа перед его охлаждением и конденсированием в контуре (контурах) основного охлаждения ниже по ходу движения потока. Как правило, пропановые контуры предварительного охлаждения содержат пропановый компрессор, пропановый охладитель, один или большее количество пропановых холодильников и соединенные с ними трубопроводы для транспортирования пропанового хладагента от компрессора к охладителю, к холодильнику (холодильникам) и обратно в компрессор. В пропановый компрессор поступают пары пропана, которые сжимают в одной или большем количестве ступеней сжатия. Сжатый пропановый хладагент выходит из компрессора и затем охлаждается и конденсируется в пропановом охладителе за счет косвенного теплообмена с окружающим воздухом или водой. Давление жидкого пропанового хладагента затем может быть понижено для дальнейшего охлаждения этого хладагента. В результате пропановый хладагент может быть затем использован в пропановом холодильнике (холодильниках) для охлаждения потока природного газа и, по усмотрению, для охлаждения других хладагентов ниже по ходу движения потока. Поскольку в пропановом холодильнике (холодильниках) теплота, отведенная от потока природного газа, передается пропановому хладагенту, по меньшей мере часть пропанового хладагента испаряется. Полученный пар пропана возвращают в пропановый компрессор для сжатия.Many natural gas liquefaction plants use a propane cooling circuit to pre-cool the natural gas stream before it is cooled and condensed in the main cooling circuit (s) downstream. Typically, propane pre-cooling circuits comprise a propane compressor, a propane cooler, one or more propane refrigerators and pipelines connected to them for transporting propane refrigerant from the compressor to the cooler, to the refrigerator (s) and back to the compressor. Propane vapor enters the propane compressor, which is compressed in one or more compression stages. Compressed propane refrigerant leaves the compressor and is then cooled and condensed in a propane cooler by indirect heat exchange with ambient air or water. The liquid propane refrigerant pressure can then be lowered to further cool the refrigerant. As a result, the propane refrigerant can then be used in a propane refrigerator (s) to cool the natural gas stream and, optionally, to cool other refrigerants downstream. Since the heat removed from the natural gas stream in the propane refrigerator (s) is transferred to the propane refrigerant, at least a portion of the propane refrigerant is vaporized. The resulting propane vapor is returned to the propane compressor for compression.
В технологии производства СПГ существует определенная тенденция, направленная на повышение производительности существующих установок и создание новых установок СПГ с более высокой производительностью. Поскольку потребность в установках с высокой производительностью увеличивается,There is a definite trend in LNG production technology aimed at increasing the productivity of existing plants and creating new LNG plants with higher productivity. As demand for high capacity plants increases,
- 1 012809 известные установки с предварительным охлаждением, работающие на пропане, становятся неподходящими. Для высокопроизводительных установок сжижения природного газа требуется большая степень охлаждения в контуре предварительного охлаждения по сравнению с известными установками СПГ. Требование повышения степени охлаждения обуславливает необходимость повышения расхода пропана в контуре предварительного охлаждения. Однако выбранный путь повышения охлаждающей способности пропанового контура предварительного охлаждения с помощью простого повышения расхода пропана в установке имеет ряд недостатков. Например, повышение расхода пропанового хладагента в цикле предварительного охлаждения требует наличие компрессоров большей мощности и трубопроводов большего диаметра. Понятно, что использование более мощного оборудования и трубопроводов большего диаметра повышает стоимость установки. Кроме того, более мощное оборудование и трубопроводы большего диаметра занимают большую площадь - что нежелательно, когда располагаемая производственная площадь для установки ограничена, как это, например, имеет место для установок СПГ, расположенных в море. Кроме того, производительность известных компрессоров для пропанового хладагента уже находится на пределе или около пределов, установленных существующей технологией. Поэтому использование пропанового компрессора со значительно большей производительностью по сравнению с той, которую могут обеспечить имеющиеся в настоящее время компрессоры, будет весьма затратным решением, если не невозможным.- 1 012809 known propane precooled units are becoming unsuitable. High-performance natural gas liquefaction plants require a greater degree of cooling in the pre-cooling circuit compared to known LNG plants. The requirement to increase the degree of cooling necessitates an increase in the consumption of propane in the pre-cooling circuit. However, the chosen way to increase the cooling capacity of the propane pre-cooling circuit by simply increasing the flow of propane in the installation has several disadvantages. For example, increasing the consumption of propane refrigerant in a pre-cooling cycle requires larger compressors and larger piping. It is clear that the use of more powerful equipment and larger pipelines increases the cost of installation. In addition, more powerful equipment and larger pipelines occupy a larger area - which is undesirable when the available production area for installation is limited, as, for example, is the case for LNG installations located at sea. In addition, the performance of known propane refrigerant compressors is already at or near the limits set by existing technology. Therefore, the use of a propane compressor with significantly higher performance than that currently available compressors can be a very costly solution, if not impossible.
Кроме того, пропановые контуры предварительного охлаждения могут создать проблемы при использовании установок СПГ в условиях холодного климата (например, в арктических условиях). Например, низкое давление конденсации пропана не позволяет пропановому компрессору в холодную погоду работать с полной производительностью, поскольку для этого потребовалось бы, чтобы компрессор работал при давлении ниже минимально допустимого давления всасывания. Кроме того, проблемы, связанные с пропановыми контурами предварительного охлаждения, могут быть обострены в регионах с холодными погодными условиями, характеризуемыми широким интервалом граничных (максимальных и минимальных) значений температуры окружающего воздуха.In addition, propane pre-cooling circuits can create problems when using LNG plants in cold climates (for example, in arctic conditions). For example, the low condensation pressure of propane does not allow the propane compressor to operate at full capacity in cold weather, since this would require the compressor to operate at a pressure below the minimum allowable suction pressure. In addition, problems associated with propane pre-cooling circuits can be exacerbated in regions with cold weather conditions, characterized by a wide range of boundary (maximum and minimum) ambient temperatures.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Одно воплощение настоящего изобретения обеспечивает новую установку для сжижения природного газа, в которой используется контур предварительного охлаждения, имеющий большую охлаждающую способность по сравнению с известными пропановыми контурами предварительного охлаждения.One embodiment of the present invention provides a new plant for liquefying natural gas, which uses a pre-cooling circuit having a greater cooling capacity compared to the known propane pre-cooling circuits.
Другое воплощение изобретения обеспечивает такой контур предварительного охлаждения для установок СПГ, который не требует более мощное оборудование и/или большие трубопроводы по сравнению с известными пропановыми контурами предварительного охлаждения.Another embodiment of the invention provides a pre-cooling circuit for LNG plants that does not require more powerful equipment and / or larger pipelines compared to the known propane pre-cooling circuits.
Еще одно воплощение изобретения обеспечивает контур предварительного охлаждения для установок СПГ, в котором для нагнетания хладагента не требуется использовать компрессор со значительно большей производительностью по сравнению с известными компрессорами, используемыми в пропановых контурах предварительного охлаждения.Another embodiment of the invention provides a pre-cooling circuit for LNG plants, in which it is not necessary to use a compressor with significantly higher capacity for pumping refrigerant compared to known compressors used in propane pre-cooling circuits.
Еще одно воплощение изобретения обеспечивает установку/способ СПГ, которые обладают большей эффективностью и пригодностью в условиях холодного климата.Another embodiment of the invention provides an LNG plant / method that is more efficient and suitable in cold climates.
Соответственно один аспект настоящего изобретения касается способа сжижения природного газа, включающий (а) охлаждение потока природного газа в контуре предварительного охлаждения высокого давления посредством косвенного теплообмена с помощью хладагента предварительного охлаждения, при этом в указанном контуре предварительного охлаждения используется компрессор предварительного охлаждения, который нагнетает указанный хладагент предварительного охлаждения при давлении нагнетания, составляющем по меньшей мере 15,8 атмосфер абсолютных (ата), причем указанный хладагент предварительного охлаждения имеет температуру кипения менее -43°С (-45°Р) при давлении, равном 1 атм; и (Ь) дальнейшее охлаждение и, по меньшей мере, частичную конденсацию по меньшей мере некоторой части указанного потока природного газа в контуре последующего охлаждения посредством косвенного теплообмена с помощью следующего хладагента, имеющего более низкую температуру кипения, чем указанный хладагент предварительного охлаждения.Accordingly, one aspect of the present invention relates to a method for liquefying natural gas, comprising (a) cooling a natural gas stream in a high pressure pre-cooling circuit by indirect heat exchange using a pre-cooling refrigerant, wherein a pre-cooling compressor is used in said pre-cooling circuit to charge said refrigerant pre-cooling at a discharge pressure of at least 15.8 atmospheres absolute tat (ata), wherein said pre-cooling refrigerant has a boiling point of less than -43 ° C (-45 ° P) at a pressure of 1 atm; and (b) further cooling and at least partial condensation of at least a portion of said natural gas stream in a subsequent cooling circuit by indirect heat exchange using a subsequent refrigerant having a lower boiling point than said pre-cooling refrigerant.
Другой аспект настоящего изобретения касается установки для сжижения природного газа. Установка содержит контур предварительного охлаждения и контур последующего охлаждения, расположенный ниже по ходу движения потока от указанного контура предварительного охлаждения. Контур предварительного охлаждения содержит компрессор предварительного охлаждения, холодильник предварительного охлаждения и хладагент предварительного охлаждения, циркулирующий через указанный компрессор предварительного охлаждения и через холодильник предварительного охлаждения. Компрессор предварительного охлаждения приспособлен для нагнетания хладагента предварительного охлаждения при давлении нагнетании, составляющем по меньшей мере 11,3 ата. Хладагент предварительного охлаждения при давлении, равном 1 атм, имеет температуру кипения ниже -43°С (-45°Р). Контур последующего охлаждения содержит компрессор последующего охлаждения, холодильник последующего охлаждения и хладагент последующего охлаждения, циркулирующий через компрессор последующего охлаждения и холодильник последующего охлаждения. Хладагент последующего охлаждения имеет температуру кипения ниже температуры кипения хладагента предварительного охлаждения.Another aspect of the present invention relates to a plant for liquefying natural gas. The installation comprises a pre-cooling circuit and a subsequent cooling circuit located downstream from the specified pre-cooling circuit. The pre-cooling circuit comprises a pre-cooling compressor, a pre-cooling refrigerator and a pre-cooling refrigerant circulating through said pre-cooling compressor and through a pre-cooling refrigerator. The pre-cooling compressor is adapted to charge the pre-cooling refrigerant at a discharge pressure of at least 11.3 at. The pre-cooling refrigerant at a pressure of 1 atm has a boiling point below -43 ° C (-45 ° P). The post-cooling circuit comprises a post-cooling compressor, a post-cooling refrigerator and a post-cooling refrigerant circulating through the post-cooling compressor and a post-cooling refrigerator. The post-refrigerant refrigerant has a boiling point lower than the boiling point of the pre-refrigerant.
- 2 012809- 2 012809
Еще один аспект настоящего изобретения касается способа производства сжиженного природного газа, осуществляемого в таком месте, где средняя годовая температура окружающей среды составляла менее 10°С (50°Е) в течение по меньшей мере двух календарных месяцев по меньшей мере одного календарного года с 1995 по 2005. Способ включает (а) охлаждение потока природного газа в первом контуре охлаждения посредством косвенного теплообмена с помощью первого хладагента, который имеет температуру кипения менее -43°С (-45°Е) при давлении, равном 1 атм; и (Ь) дальнейшее охлаждение по меньшей мере некоторой части указанного потока природного газа во втором контуре охлаждения посредством косвенного теплообмена с помощью второго хладагента, имеющего более низкую температуру кипения, чем указанный первый хладагент.Another aspect of the present invention relates to a method for producing liquefied natural gas, carried out in a place where the average annual ambient temperature was less than 10 ° C (50 ° E) for at least two calendar months of at least one calendar year from 1995 to 2005. The method includes (a) cooling a natural gas stream in a first cooling circuit by indirect heat exchange using a first refrigerant that has a boiling point of less than -43 ° C (-45 ° E) at a pressure of 1 atm; and (b) further cooling at least a portion of said natural gas stream in the second cooling circuit by indirect heat exchange using a second refrigerant having a lower boiling point than said first refrigerant.
Используемые здесь термины содержащий или включающий при приведении перечня альтернатив означают, что помимо уже перечисленных элементов могут присутствовать дополнительные элементы. Термин состоит из означает, что устройство, которое, как указано, состоит из перечисленных деталей (элементов), должно состоять только из этих элементов.As used herein, terms comprising or including in the listing of alternatives mean that, in addition to the elements already listed, additional elements may be present. The term consists of means that the device, which, as indicated, consists of the listed parts (elements), should consist only of these elements.
Используемые в настоящем описании выражения состоит, по существу, из, состоящий, по существу, из и другие подобные выражения не исключают наличия других стадий, химических элементов или материалов, которые в этом описании конкретно не упомянуты до тех пор, пока такие стадии, химические элементы или материалы не влияют на базовые и новые характеристики изобретения, и, кроме того, эти выражения не исключают наличия примесей, обычно связанных с указанными химическими элементами и используемыми материалами.The expressions used in the present description consists essentially of, consisting essentially of and other similar expressions do not exclude the presence of other stages, chemical elements or materials that are not specifically mentioned in this description until such stages, chemical elements or materials do not affect the basic and new characteristics of the invention, and, in addition, these expressions do not exclude the presence of impurities, usually associated with these chemical elements and materials used.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фиг. 1 - упрощенная схема каскадного процесса охлаждения для производства СПГ с использование контура предварительного охлаждения высокого давления.FIG. 1 is a simplified diagram of a cascade cooling process for LNG production using a high pressure pre-cooling circuit.
Фиг. 2 - упрощенная схема установки и процесса производства СПГ, приспособленных для использования в условиях холодного климата.FIG. 2 is a simplified diagram of the installation and production process of LNG, adapted for use in cold climates.
Подробное описание предпочтительного воплощения изобретенияDetailed description of a preferred embodiment of the invention
Каскадный процесс охлаждения использует один или большее количество хладагентов для передачи теплоты от потока природного газа и, в конечном счете, передачи теплоты от хладагента в окружающую среду. В сущности вся система охлаждения функционирует, как тепловой насос, с извлечением тепловой энергии из потока природного газа по мере того, как этот поток последовательно охлаждается до все более и более низких температур. Конструктивное воплощение каскадного процесса охлаждения предусматривает баланс термодинамической эффективности и капитальных затрат. В процессах передачи теплоты термодинамические необратимости процессов уменьшаются по мере того, как температурные градиенты между нагревающимися и охлаждающимися текучими средами становятся меньше, но получение таких небольших градиентов температур обычно требует значительного увеличения величины поверхности теплообмена, проведения значительных модификаций различного технологического оборудования и надлежащего выбора расходов текучих сред, протекающих через такое оборудование, с тем, чтобы эти расходы, а также входные и выходные температуры соответствовали требуемым режимам нагревания/охлаждения.The cascade cooling process uses one or more refrigerants to transfer heat from the natural gas stream and ultimately transfer heat from the refrigerant to the environment. In essence, the entire cooling system functions like a heat pump, with the extraction of thermal energy from a natural gas stream as this stream is successively cooled to lower and lower temperatures. The design embodiment of the cascade cooling process provides a balance of thermodynamic efficiency and capital costs. In heat transfer processes, the thermodynamic irreversibility of the processes decreases as the temperature gradients between heating and cooling fluids become smaller, but obtaining such small temperature gradients usually requires a significant increase in the heat transfer surface, significant modifications of various processing equipment, and an appropriate choice of fluid flow rates flowing through such equipment so that these costs, as well as input and output e temperature regimes consistent with the desired heating / cooling.
Используемый здесь термин каскадный процесс охлаждения с открытым контуром относится к каскадному (с последовательным расположением контуров) процессу охлаждения, включающему использование по меньшей мере одного замкнутого контура охлаждения и одного открытого контура охлаждения, в которых температура кипения холодильного/охлаждающего агента, используемого в открытом цикле, меньше температуры кипения хладагента или хладагентов, используемых в замкнутом контуре (контурах), и часть холодопроизводительности, необходимой для конденсации сжатого холодильного/охлаждающего агента открытого цикла контура, обеспечивается с помощью одного или более замкнутых контуров. В настоящем изобретении в открытом контуре в качестве холодильного/охлаждающего агента используют поток, содержащий преимущественно метан. Этот поток, содержащий преимущественно метан, образован из предварительно обработанного исходного потока природного газа и может включать потоки сжатого газа из открытого метанового контура. Термины преимущественно, в основном, главным образом, в большей части, используемые здесь для указания на наличие конкретного компонента потока текучей среды, будут означать, что поток текучей среды включает по меньшей мере 50 мол.% указанного компонента. Например, словосочетания: поток преимущественно из метана, поток в основном из метана, поток, состоящий главным образом из метана, или поток, содержащий в большей части метан, обозначают каждое поток, содержащий по меньшей мере 50 мол.% метана.As used herein, the term “open loop cascade cooling process” refers to a cascade (sequential loop) cooling process comprising the use of at least one closed cooling circuit and one open cooling circuit, in which the boiling point of the refrigerant / cooling agent used in an open cycle, less than the boiling point of the refrigerant or refrigerants used in the closed circuit (s), and part of the cooling capacity required for condensation a compressed refrigerant / cooling agent of an open loop cycle is provided by one or more closed loops. In the present invention, in a open loop, a stream comprising predominantly methane is used as the refrigerant / cooling agent. This stream, comprising predominantly methane, is formed from a pre-treated feed stream of natural gas and may include compressed gas streams from an open methane loop. The terms mainly, mainly mainly for the most part, used here to indicate the presence of a particular component of the fluid stream, will mean that the fluid stream includes at least 50 mol.% Of the specified component. For example, phrases: a stream mainly from methane, a stream mainly from methane, a stream consisting mainly of methane, or a stream containing mostly methane, mean each stream containing at least 50 mol% of methane.
Одним из наиболее действенных и эффективных средств сжижения природного газа является оптимизированный каскадный процесс в комбинации с охлаждением за счет расширения. Такой процесс сжижения включает каскадный процесс охлаждения потока природного газа при повышенного давлении (например, около 45,5 ата), осуществляемый путем последовательного охлаждения потока исходного газа при его прохождении через многоступенчатый контур предварительного охлаждения, многоступенчатый контур с этаном или этиленом и метановый контур открытого цикла, который использует некоторую часть потока исходного газа в качестве источника метана и включает в себя контур с многоступенчатым расширением для дальнейшего охлаждения потока газа и снижения его давления до давления,One of the most effective and efficient means of liquefying natural gas is an optimized cascade process in combination with expansion expansion cooling. Such a liquefaction process includes a cascade process of cooling a natural gas stream at elevated pressure (for example, about 45.5 atm), carried out by sequentially cooling the feed gas stream as it passes through a multi-stage pre-cooling circuit, a multi-stage circuit with ethane or ethylene, and an open cycle methane circuit , which uses some part of the feed gas stream as a methane source and includes a multi-stage expansion loop for further cooling gas flow and reducing its pressure to pressure,
- 3 012809 близкого к атмосферному. В последовательно расположенных контурах охлаждения сначала используют хладагент, имеющий самую высокую температуру кипения, затем используют хладагент с промежуточной температурой кипения и, наконец, хладагент с самой низкой температурой кипения. Термины ниже по потоку и выше по потоку будут использованы здесь для описания относительных взаимных расположений различных компонент в установке сжижения природного газа вдоль пути движения природного газа через эту установку.- 3 012809 close to atmospheric. In successively arranged cooling circuits, the first refrigerant having the highest boiling point is used, then the refrigerant with an intermediate boiling point is used, and finally, the refrigerant with the lowest boiling point. The terms downstream and upstream will be used here to describe the relative relative positions of the various components in a natural gas liquefaction plant along a natural gas flow path through this plant.
Различные ступени предварительной обработки обеспечивают удаление из исходного потока природного газа, направляемого в установку СПГ, определенных нежелательных компонент, таких как высокосернистые газы, меркаптан, ртуть и влага. Состав этого потока газа может в значительной степени изменяться. Используемый в установке поток природного газа представляет собой поток, содержащий в основном метан и образованный в большей части из исходного потока природного газа, содержащего, например, по меньшей мере 85 мол.% метана, при этом остальной частью потока являются этан, высшие углеводороды, азот, двуокись углерода и незначительное количество других примесей, таких как ртуть, сульфид водорода и меркаптан.The various pretreatment stages remove certain undesirable components, such as sour gases, mercaptan, mercury and moisture, from the natural gas feed stream to the LNG plant. The composition of this gas stream can vary greatly. The natural gas stream used in the installation is a stream containing mainly methane and formed for the most part from a natural gas feed stream containing, for example, at least 85 mol% of methane, with the rest of the stream being ethane, higher hydrocarbons, nitrogen , carbon dioxide and a small amount of other impurities such as mercury, hydrogen sulfide and mercaptan.
Предварительные ступени обработки могут быть расположены или выше по потоку от контуров охлаждения, или ниже по потоку от одной из первых ступеней охлаждения в первоначальном контуре. Указанные ниже средства предварительной обработки не исчерпывают перечень некоторых доступных средств, которые хорошо известны специалистам в данной области техники. Высокосернистые газы и, в меньшей степени, меркаптан удаляются, как принято, посредством проведения процесса с химическими реакциями, использующего водный аминосодержащий раствор. Эту стадию обработки обычно осуществляют выше по потоку от ступеней предварительного охлаждения. Основная часть воды удаляется в виде жидкости известным методом с помощью двухфазной газожидкостной сепарации, после чего осуществляется сжатие газа и его охлаждение выше по потоку от контура предварительного охлаждения и, кроме того, ниже по потоку от первой ступени охлаждения в контуре предварительного охлаждения. Ртуть, как обычно, удаляют с помощью неподвижных слоев сорбента ртути. Остаточные количества воды и высокосернистых газов, как принято, удаляют с помощью надлежащим образом выбранных слоев сорбента, например, с помощью регенерируемых молекулярных сит.Preliminary processing steps may be located either upstream of the cooling circuits, or downstream of one of the first cooling stages in the original circuit. The pretreatment agents listed below do not exhaust the list of some available agents that are well known to those skilled in the art. Sour gases and, to a lesser extent, mercaptan are removed, as is customary, by carrying out a chemical reaction process using an aqueous amine-containing solution. This processing step is usually carried out upstream of the pre-cooling stages. The bulk of the water is removed in the form of a liquid by a known method using two-phase gas-liquid separation, after which the gas is compressed and cooled upstream of the pre-cooling circuit and, in addition, downstream from the first cooling stage in the pre-cooling circuit. Mercury, as usual, is removed using fixed layers of a mercury sorbent. Residual amounts of water and sour gases, as is customary, are removed using appropriately selected sorbent layers, for example, using regenerable molecular sieves.
Предварительно обработанный исходный поток природного газа направляют на проведение процесса сжижения, как правило, при повышенном давлении или сжимают до повышенного давления, обычно составляющего более 35 ата, предпочтительно приблизительно от 35 до приблизительно 210 ата, более предпочтительно приблизительно от 35 до приблизительно 70 ата, еще более предпочтительно приблизительно от 42 до 56 ата. Температура исходного питающего потока, как правило, находится в пределах от температуры близкой к температуре окружающей среды до немного более высокой температуры. Типичным интервалом температур является интервал от 16°С (60°Р) до 66°С (150°Р).The pre-treated natural gas feed stream is directed to a liquefaction process, typically at elevated pressure, or compressed to elevated pressure, typically greater than 35 ata, preferably from about 35 to about 210 ata, more preferably from about 35 to about 70 ata, more preferably about 42 to 56 at. The temperature of the feed stream is typically in the range of a temperature close to ambient temperature to a slightly higher temperature. A typical temperature range is from 16 ° C (60 ° P) to 66 ° C (150 ° P).
Как было отмечено выше, исходный поток природного газа охлаждают в некотором количестве многоступенчатых контуров или ступеней каскада (предпочтительно три) посредством косвенного теплообмена с несколькими различными холодильными агентами (предпочтительно тремя). Общая эффективность охлаждения для выбранного контура улучшается с увеличением количества ступеней охлаждения, но это увеличение эффективности сопровождается соответствующим повышением общих капитальных затрат и усложнением технологического процесса.As noted above, the natural gas feed stream is cooled in a number of multi-stage circuits or stages of the cascade (preferably three) by indirect heat exchange with several different refrigerants (preferably three). The overall cooling efficiency for the selected circuit improves with an increase in the number of cooling stages, but this increase in efficiency is accompanied by a corresponding increase in the overall capital costs and complexity of the process.
Предпочтительно, чтобы исходный газ первоначально охлаждался в замкнутом контуре предварительного охлаждения высокого давления при использовании оптимального количества ступеней охлаждения (номинально две, предпочтительно от двух до четырех, более предпочтительно три ступени), при этом каждая ступень охлаждения образует отдельную зону охлаждения. В холодильном контуре предварительного охлаждения используют хладагент предварительного охлаждения, имеющий относительно низкую температуру кипения. В контуре предварительного охлаждения с высоким давлением согласно настоящему изобретению предпочтительно, чтобы хладагент предварительного охлаждения имел температуру кипения, по меньшей мере, приблизительно на 10%, на температурной шкале Фаренгейта, ниже температуры кипения пропана. Предпочтительно, чтобы хладагент предварительного охлаждения имел температуру кипения при давлении, равном 1 атм, находящуюся в интервале приблизительно от -59°С (-75°Р) до приблизительно -43°С (-45°Р), более предпочтительно в интервале от приблизительно -54°С (-65°Р) до приблизительно -46°С (-50°Р) и наиболее предпочтительно в интервале от -51°С (-60°Р) до -47°С (-52°Р). Предпочтительно хладагент предварительного охлаждения при одной атмосфере и при температуре кипения имеет скрытую теплоту парообразования, находящуюся в интервале величин от приблизительно 396 до приблизительно 478 кДж/кг, более предпочтительно в интервале от приблизительно 420 до приблизительно 455 кДж/кг и наиболее предпочтительно в интервале от 432 до 448 кДж/кг. Давление пара хладагента предварительного охлаждения при 20°С (68°Р) составляет от приблизительно 9,1 до приблизительно 12,6 ата, более предпочтительно от приблизительно 9,8 до приблизительно 11,9 ата и наиболее предпочтительно в пределах от 10,1 до 11,2 ата. Плотность хладагента предварительного охлаждения, находящегося в виде жидкости, составляет от приблизительно 400 до приблизительно 800 кг/м3, более предпочтительно от приблизительно 480 до приблизительно 721 кг/м3 и наиболее предпочтительно в интервале от 593 до 689 кг/м3. Предпочтительно плотность хладагента предвариPreferably, the feed gas is initially cooled in a closed high-pressure pre-cooling loop using the optimum number of cooling stages (nominally two, preferably two to four, more preferably three stages), with each cooling stage forming a separate cooling zone. The pre-cooling refrigerant uses a pre-cooling refrigerant having a relatively low boiling point. In the high pressure pre-cooling circuit of the present invention, it is preferred that the pre-cooling refrigerant has a boiling point of at least about 10%, on the Fahrenheit temperature scale, lower than the boiling point of propane. Preferably, the pre-cooling refrigerant has a boiling point at a pressure of 1 atm, in the range of about -59 ° C (-75 ° P) to about -43 ° C (-45 ° P), more preferably in the range of about -54 ° C (-65 ° P) to about -46 ° C (-50 ° P) and most preferably in the range from -51 ° C (-60 ° P) to -47 ° C (-52 ° P). Preferably, the refrigerant pre-cooling at one atmosphere and at boiling point has a latent heat of vaporization in the range of from about 396 to about 478 kJ / kg, more preferably in the range from about 420 to about 455 kJ / kg, and most preferably in the range from 432 up to 448 kJ / kg. The pre-cooling refrigerant vapor pressure at 20 ° C (68 ° P) is from about 9.1 to about 12.6 at, more preferably from about 9.8 to about 11.9 at, and most preferably in the range of 10.1 to 11.2 ata. The density of the pre-cooling liquid refrigerant is from about 400 to about 800 kg / m 3 , more preferably from about 480 to about 721 kg / m 3, and most preferably in the range from 593 to 689 kg / m 3 . Preferably refrigerant density
- 4 012809 тельного охлаждения, находящегося в виде в виде газа, при одной атмосфере и при температуре, равной температуре кипения, находится в интервале приблизительно от 1,6 до приблизительно 3,2 кг/м3, более предпочтительно в интервале приблизительно от 2 до приблизительно 2,8 кг/м3 и наиболее предпочтительно в интервале от 2,2 до 2,5 кг/м3. В одном воплощении настоящего изобретения хладагент предварительного охлаждения содержит преимущественно пропилен. В другом воплощении настоящего изобретения хладагент предварительного охлаждения состоит, по существу, из пропилена.- 4 012809 cooling, in the form of a gas, under one atmosphere and at a temperature equal to the boiling point, is in the range from about 1.6 to about 3.2 kg / m 3 , more preferably in the range from about 2 to about 2.8 kg / m 3 and most preferably in the range of 2.2 to 2.5 kg / m 3 . In one embodiment of the present invention, the pre-refrigerant contains predominantly propylene. In another embodiment of the present invention, the pre-cooling refrigerant consists essentially of propylene.
После предварительного охлаждения обработанный исходный газ дополнительно охлаждают в замкнутом контуре последующего охлаждения с использованием эффективного количества ступеней охлаждения (номинально две, предпочтительно от двух до четырех, и более предпочтительно две или три). В контуре последующего охлаждения предпочтительно используют хладагент последующего охлаждения с более низкой температурой кипения по сравнению с температурой кипения хладагент предварительного охлаждения. Однако предпочтительно, чтобы температуры кипения хладагента предварительного охлаждения и хладагента последующего охлаждения при давлении, равном 1 атм, находились одна за другой в пределах (не превышали) приблизительно 66°С (150°Е), более предпочтительно в пределах приблизительно -43°С (110°Е), и наиболее предпочтительно в пределах от -32°С (90°Е) до 41°С (105°Е). Холодильный агент последующего охлаждения предпочтительно включает в большей части этан, этилен или их смеси. Более предпочтительно холодильный агент содержит по меньшей мере приблизительно 75 мол.% этилена, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% этилена и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, из этилена.After pre-cooling, the treated feed gas is further cooled in a closed loop of subsequent cooling using an effective number of cooling steps (nominally two, preferably two to four, and more preferably two or three). The post-cooling circuit preferably uses post-cooling refrigerant with a lower boiling point compared to the boiling point of the pre-cooling refrigerant. However, it is preferable that the boiling points of the pre-cooling refrigerant and the subsequent refrigerant at a pressure of 1 atm be one after the other within (not exceeding) approximately 66 ° C (150 ° E), more preferably in the range of approximately -43 ° C ( 110 ° E), and most preferably in the range from -32 ° C (90 ° E) to 41 ° C (105 ° E). The post-cooling refrigerant preferably includes in large part ethane, ethylene or mixtures thereof. More preferably, the refrigerant contains at least about 75 mol% of ethylene, even more preferably at least 90 mol% of ethylene, and most preferably the refrigerant consists essentially of ethylene.
Поток предварительно обработанного исходного природного газа предпочтительно объединяют с одним или большим количеством потоков рецикла (т.е. потоков сжатого газа из открытого метанового контура) в различных точках контура последующего охлаждения, обеспечивая тем самым поток для сжижения. В последней ступени контура последующего охлаждения указанный поток сжижения большей частью конденсируется (т.е. сжижается), предпочтительно конденсируется полностью, и в результате получают поток, несущий сжатый сжиженный природный газ (СПГ). Обычно рабочее давление в этой точке сжижения лишь немного меньше давления предварительно обработанного исходного газа, подводимого к первой ступени контура предварительного охлаждения.The pretreated natural gas feed stream is preferably combined with one or more recycle streams (i.e., compressed gas streams from an open methane loop) at various points in the post-cooling loop, thereby providing a liquefaction stream. In the last stage of the post-cooling circuit, said liquefaction stream is mostly condensed (i.e., liquefied), preferably completely condensed, and the result is a stream carrying compressed liquefied natural gas (LNG). Typically, the working pressure at this liquefaction point is only slightly less than the pressure of the pre-treated feed gas supplied to the first stage of the pre-cooling circuit.
Поток, несущий сжатый СПГ, выходящий из последней ступени контура последующего охлаждения, затем дополнительно охлаждают в контуре конечного охлаждения или конечной ступени охлаждения, называемой открытым метановым контуром, за счет контакта в основном метановом экономайзере с газами мгновенного испарения (т.е. потоками газа мгновенного испарения), генерируемыми в этом конечном контуре так, как это описано ниже и посредством последовательного расширения потока, несущего сжатый СПГ, до давления, близкого к атмосферному. Газы мгновенного испарения, используемые в качестве хладагента в контуре конечного охлаждения, предпочтительно включают в большей части метан. Более предпочтительно хладагент, включающий газ мгновенного испарения, содержит по меньшей мере 75 мол.% метана, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% метана и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, из метана. При расширении потока, несущего сжатый СПГ, до давления, близкого к атмосферному, поток, несущий сжатый СПГ, охлаждается посредством по меньшей мере одного, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно посредством трех расширений, где для каждого расширения в качестве средства понижения давления используется расширительное устройство. Подходящие расширительные устройства включают, например, или расширительные клапаны Джоуля-Томпсона или гидравлические расширительные устройства. После расширения производят разделение газожидкостного продукта с помощью сепаратора. В случае использования и надлежащего функционирования гидравлического расширительного устройства более высокие производительности, связанные с рекуперацией энергии, большее снижение температуры потока и производство меньшего количества пара в ступени мгновенного расширения зачастую будут с избытком компенсировать капитальные и эксплуатационные расходы, связанные с этим расширительным устройством. В одном воплощении дополнительное охлаждение потока, несущего сжатый СПГ, перед мгновенным испарением может быть осуществлено путем первоначального мгновенного испарения некоторой части этого потока с использованием одного или большего количества расширительных устройств и затем с помощью средств косвенного теплообмена, использующих поток указанного газа мгновенного испарения для охлаждения остальной части потока, несущего сжатый СПГ, перед проведением мгновенного испарения. Подогретый поток газа мгновенного испарения затем направляют на рециркуляцию путем его возврата в соответствующую точку открытого метанового контура, выбор которой определяется величинами температуры и давления, и затем на повторное сжатие.The stream carrying compressed LNG exiting the last stage of the subsequent cooling circuit is then further cooled in the final cooling circuit or final cooling stage, called an open methane circuit, due to contact in the main methane economizer with flash gases (i.e., flash gas streams evaporation) generated in this final circuit as described below and by successively expanding the flow carrying compressed LNG to a pressure close to atmospheric. The flash gases used as a refrigerant in the final cooling circuit preferably comprise mostly methane. More preferably, the refrigerant comprising flash gas contains at least 75 mol% of methane, even more preferably at least 90 mol% of methane, and most preferably the refrigerant consists essentially of methane. When expanding the compressed LNG flow to near atmospheric pressure, the compressed LNG flow is cooled by at least one, preferably from two to four, and more preferably by three expansions, where, for each expansion, a pressure reducing means is used expansion device. Suitable expansion devices include, for example, either Joule-Thompson expansion valves or hydraulic expansion devices. After expansion, a gas-liquid product is separated using a separator. With the use and proper functioning of the hydraulic expansion device, higher capacities associated with energy recovery, a greater decrease in flow temperature and the production of less steam in the instant expansion stage will often over-compensate for the capital and operating costs associated with this expansion device. In one embodiment, additional cooling of the compressed LNG stream prior to flash evaporation can be accomplished by initially instantly evaporating a portion of this stream using one or more expansion devices and then using indirect heat exchangers using the flash gas stream to cool the remainder parts of the stream carrying compressed LNG before flash evaporation. The heated flash gas stream is then sent for recirculation by returning it to the corresponding point on the open methane circuit, the choice of which is determined by the values of temperature and pressure, and then for re-compression.
Обычно исходный поток природного газа будет содержать такие количества фракций С2+, чтобы это привело к образованию жидкости богатой С2+ в одной или большем количестве ступеней охлаждения. Эта жидкость удаляется с помощью средств газожидкостного разделения, предпочтительно с помощью одного или большего количества обычных газожидкостных сепараторов. Как правило, последующее охлаждение природного газа в каждой ступени регулируют так, чтобы удалить из газа как можно больше углеводородов С2+ и углеводородов с большим молекулярным весом с получением потока газа, в котором преобладает метан, и потока жидкости, содержащей значительные количества этана и более тяTypically, the natural gas feed stream will contain such amounts of C 2 + fractions so as to result in the formation of a C 2 + rich liquid in one or more cooling stages. This liquid is removed by means of gas-liquid separation, preferably by using one or more conventional gas-liquid separators. As a rule, the subsequent cooling of the natural gas in each stage is controlled so as to remove from the gas as much as possible of hydrocarbons of C 2 + and hydrocarbons with a high molecular weight to give a gas stream which is predominantly methane and a liquid stream containing significant amounts of ethane and more cha
- 5 012809 желых компонентов. Для удаления потоков жидкостей богатых фракциями С2+ в стратегически важных местах установки ниже по потоку от зон охлаждения размещают оптимальное количество средств разделения газа и жидкости. Точное конкретное местоположение и количество средств разделения газа и жидкости, предпочтительно известных газожидкостных сепараторов, будет зависеть от ряда рабочих параметров, таких как состав фракций С2+ в исходном потоке природного газа, желательное теплосодержание полученного СПГ, содержание фракций С2+, служащих для других применений, и от других факторов, принимаемых, как обычно, во внимание специалистами в области работы СПГ установок и газовых установок.- 5 012809 yellow components. To remove fluids rich in C 2 + fractions, in the strategically important installation locations, the optimum amount of gas and liquid separation means is placed downstream of the cooling zones. The exact specific location and amount of gas and liquid separation means, preferably known gas-liquid separators, will depend on a number of operating parameters, such as the composition of the C 2 + fractions in the natural gas feed stream, the desired heat content of the resulting LNG, the content of C 2 + fractions serving for others applications, and from other factors taken, as usual, into account by specialists in the field of LNG plants and gas plants.
Поток или потоки углеводородов С2+ могут быть деметанизированы с помощью одной единственной ступени мгновенного испарения или колонны фракционирования. В последнем случае полученный богатый метаном поток может быть непосредственно возвращен под давлением в процесс сжижения газа. В первом случае этот богатый метаном поток может быть повторно сжат и направлен на рециркуляцию или может быть использован в качестве горючего газа. Указанные поток или потоки углеводородов С2+ или поток деметанизированных углеводородов С2+ могут быть использованы как топливо, или же они могут быть дополнительно обработаны, например, посредством фракционирования в одной или большем количестве зон фракционирования с получением отдельных потоков богатых определенными химическими компонентами (например, С2, С3, С4 и С5+).The stream or streams of C2 + hydrocarbons can be demethanized using a single flash stage or fractionation column. In the latter case, the obtained methane-rich stream can be directly returned under pressure to the gas liquefaction process. In the first case, this methane-rich stream can be re-compressed and recycled or can be used as a combustible gas. Given a stream or hydrocarbon streams C 2 + or stream of demethanized hydrocarbons C 2 + can be used as fuel, or they can be further processed, such as by fractionation in one or more zones fractionation to obtain separate streams rich certain chemical components (e.g. , C 2 , C 3 , C 4 and C 5 +).
В описанном здесь процессе сжижения может быть использован один из нескольких способов охлаждения, которые включают (но не в качестве ограничения) (а) косвенный (рекуперативный) теплообмен, (Ь) испарение и (с) расширение или снижение давления. Косвенный теплообмен, о котором идет речь в этом описании, представляет собой процесс, в котором холодильный агент охлаждает охлаждаемое вещество без фактического физического контакта между хладагентом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры средств осуществления косвенного теплообмена включают теплообмен, осуществляемый в кожухотрубном теплообменнике, в теплообменнике типа соге-ш-кей1е (корпус резервуара с размещенным внутри блоком (блоками) из теплообменных поверхностей и проточных каналов), в теплообменнике с паяными алюминиевыми пластинчатыми ребрами. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может в значительной степени зависеть от требований к установке и типу выбранного теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник, как правило, будет использован в том случае, если холодильный агент находится в жидком состоянии, а охлаждаемое вещество - в жидком или газообразном состоянии, или когда одно из веществ подвергается изменению фазового состояния, а условия проведения технологического процесса не благоприятные для использования теплообменника типа соге-ш-кей1е. В качестве примера предпочтительными материалами конструкции для сердцевины теплообменника являются алюминий и алюминиевые сплавы, но такие материалы могут быть не подходящими для использования при определенных заданных условиях проведения процесса. Пластинчаторебристый теплообменник, как правило, будет использован в том случае, когда хладагент находится в газообразном состоянии, а охлаждаемое вещество - в жидком или газообразном состоянии. Наконец, теплообменник типа соге-ш-кей1е, как правило, будет использован в том случае, если охлаждаемое вещество представляет собой жидкость или газ, а холодильный агент в процессе теплообмена претерпевает изменение фазового состояния из жидкого в газообразное.In the liquefaction process described herein, one of several cooling methods may be used, which include (but not limited to) (a) indirect (recuperative) heat transfer, (b) evaporation, and (c) expansion or reduction of pressure. The indirect heat exchange referred to in this description is a process in which a refrigerant cools a cooled substance without actual physical contact between the refrigerant and the cooled substance. Specific examples of means for indirect heat transfer include heat transfer in a shell-and-tube heat exchanger, in a soge-sh-kei type heat exchanger (a tank body with inside block (s) of heat-exchange surfaces and flow channels), in a heat exchanger with soldered aluminum plate fins. The physical state of the refrigerant and the refrigerant may depend to a large extent on the installation requirements and the type of heat exchanger selected. So, a shell-and-tube heat exchanger will usually be used if the refrigerant is in a liquid state and the substance to be cooled is in a liquid or gaseous state, or when one of the substances undergoes a phase state change and the process conditions are not favorable for use of a heat exchanger like soge-sh-kei1e. As an example, aluminum and aluminum alloys are preferred structural materials for the core of the heat exchanger, but such materials may not be suitable for use under certain specified process conditions. A plate-fin heat exchanger will usually be used when the refrigerant is in a gaseous state and the substance to be cooled is in a liquid or gaseous state. Finally, a heat exchanger of the type soge-sh-kei will usually be used if the substance to be cooled is a liquid or gas, and the refrigerant undergoes a phase state change from liquid to gaseous during heat exchange.
К испарительному охлаждению относится охлаждение вещества за счет испарения его части с помощью системы, которая поддерживается при постоянном давлении. При этом в процессе испарения та часть вещества, которая испаряется, абсорбирует теплоту из части вещества, которая остается в жидком состоянии, и, следовательно, охлаждает эту жидкую часть. Наконец, к охлаждению посредством расширения или снижения давления относится охлаждение, которое имеет место, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы уменьшается в результате их прохождения через средство снижения давления. В одном воплощении это средство расширения представляет собой клапан расширения ДжоуляТомпсона. В другом воплощении средство расширения представляет собой гидравлическое или газовое расширительное устройство. Поскольку в процессе расширения расширительные устройства извлекают из потока энергию, при расширении возможно снижение температуры технологического потока.Evaporative cooling refers to the cooling of a substance by evaporation of part of it using a system that is maintained at constant pressure. In the process of evaporation, that part of the substance that evaporates absorbs heat from the part of the substance that remains in the liquid state, and, therefore, cools this liquid part. Finally, cooling by expanding or reducing pressure refers to cooling, which occurs when the pressure of a gas, liquid, or two-phase system decreases as a result of their passage through the pressure reducing means. In one embodiment, this expansion means is a Joule Thompson expansion valve. In another embodiment, the expansion means is a hydraulic or gas expansion device. Since expansion devices extract energy from the stream during expansion, it is possible to lower the temperature of the process stream during expansion.
Принципиальная схема и устройства, показанные на фиг. 1, иллюстрируют предпочтительное воплощение установки для СПГ согласно изобретению, использующей холодильный контур предварительного охлаждения высокого давления. Специалистам в данной области техники будет понятно, что фиг. 1 является только схематическим изображением, и, следовательно, многие единицы (элементы) оборудования, которые могли бы быть необходимыми в промышленных установках для их успешного функционирования, в целях ясности исключены. Такие элементы могут включать, например, средства управления компрессором, измерения расхода и уровня, и соответствующие регуляторы, насосы, электродвигатели, фильтры, дополнительные теплообменники и клапаны и т.д. Указанные элементы оборудования могут быть обеспечены стандартной машиностроительной технологией.The circuit diagram and devices shown in FIG. 1 illustrate a preferred embodiment of an LNG plant according to the invention using a high pressure pre-cooling refrigeration circuit. Those skilled in the art will understand that FIG. 1 is only a schematic representation, and, therefore, many units (elements) of equipment that might be necessary in industrial plants for their successful operation are excluded for clarity. Such elements may include, for example, compressor controls, flow and level measurements, and associated controllers, pumps, motors, filters, additional heat exchangers and valves, etc. These items of equipment can be provided with standard engineering technology.
Для облегчения понимания фиг. 1 был использован следующий нумерационный перечень. Элементы, имеющие нумерацию от 1 до 99, представляют собой технологические аппараты и оборудование, которые непосредственно связаны с процессом сжижения. Элементы с нумерацией от 100 до 199 соответствуют напорным линиям или трубопроводам, которые вмещают в себя и переносят потоки, содерTo facilitate understanding of FIG. 1, the following numbering list was used. Elements numbered from 1 to 99 are technological apparatuses and equipment that are directly related to the liquefaction process. Elements with numbers from 100 to 199 correspond to pressure lines or pipelines that contain and carry flows containing
- 6 012809 жащие преимущественно метан. Элементы, имеющие нумерацию от 200 до 299, соответствуют напорным линиям или трубопроводам, которые вмещают в себя и переносят потоки, содержащие преимущественно этилен. Элементы с нумерацией от 300 до 399 соответствуют напорным линиям или трубопроводам, которые содержат в себе холодильный агент предварительного охлаждения.- 6 012809 mainly methane. Elements numbered from 200 to 299 correspond to pressure lines or pipelines that contain and carry streams containing predominantly ethylene. Elements numbered 300 to 399 correspond to pressure lines or pipelines that contain a pre-cooling refrigerant.
В соответствии с фиг. 1 природный газ поступает в установку для сжижения природного газа (СПГ) по трубопроводу 100 и предварительно охлаждается в холодильниках 2, 22, 28 предварительного охлаждения ступени высокого давления, ступени промежуточного давления и ступени низкого давления соответственно. В холодильниках 2, 22, 28 предварительного охлаждения поток природного газа охлаждают посредством косвенного теплообмена с холодильным агентом предварительного охлаждения. В холодильном контуре предварительного охлаждения используется компрессор 18 предварительного охлаждения, предназначенный для сжатия и обеспечения циркуляции предварительно охлажденного холодильного агента через холодильники 2, 22, 28 предварительного охлаждения. Компрессор 18 предварительного охлаждения предпочтительно является многоступенчатым (предпочтительно трехступенчатым) компрессором, который приводится в действие газовой турбиной (не показана). Три ступени сжатия компрессора 18 предварительного охлаждения предпочтительно выполнены в виде одного единого агрегата, хотя каждая ступень сжатия может представлять собой отдельный агрегат, и эти ступени могут быть механически соединены так, чтобы они приводились во вращение одним единственным приводом.In accordance with FIG. 1, natural gas enters the installation for liquefying natural gas (LNG) through line 100 and is pre-cooled in the refrigerators 2, 22, 28 pre-cooling the high pressure stage, intermediate pressure stage and low pressure stage, respectively. In the pre-cooling refrigerators 2, 22, 28, the natural gas stream is cooled by indirect heat exchange with the pre-cooling refrigerant. A pre-cooling compressor 18 is used in the refrigeration pre-cooling circuit to compress and circulate the pre-cooled refrigerant through the pre-coolers 2, 22, 28. The pre-cooling compressor 18 is preferably a multi-stage (preferably three-stage) compressor that is driven by a gas turbine (not shown). The three compression stages of the pre-cooling compressor 18 are preferably in the form of a single unit, although each compression stage can be a separate unit, and these stages can be mechanically connected so that they are rotated by a single drive.
Сжатый хладагент предварительного охлаждения отводится из компрессора 18 по трубопроводу 300. Давление отведенного хладагента в трубопроводе 300 предпочтительно составляет по меньшей мере приблизительно 15,8 ата, более предпочтительно по меньшей мере 17,5 ата и наиболее предпочтительно в интервале от 19,2 до 24,5 ата. Температура отведенного хладагента в трубопроводе 300 предпочтительно находится в интервале от приблизительно 10°С (50°Р) до приблизительно 177°С (350°С), более предпочтительно в интервале от приблизительно 38°С (100°Р) до приблизительно 121°С (250°С), наиболее предпочтительно от 52°С (125°Р) до 94°С (200°С). Предпочтительно, чтобы компрессор 18 предварительного охлаждения обеспечивал максимальное повышение давления от входа к выходу компрессора в интервале от приблизительно 14 до приблизительно 24,5 ата, более предпочтительно от 16,8 до 19,6 ата.Compressed pre-cooling refrigerant is discharged from compressor 18 through line 300. The pressure of the discharged refrigerant in line 300 is preferably at least about 15.8 atmospheres, more preferably at least 17.5 atmospheres, and most preferably in the range of 19.2 to 24. 5 ata. The temperature of the discharged refrigerant in line 300 is preferably in the range of from about 10 ° C (50 ° P) to about 177 ° C (350 ° C), more preferably in the range of from about 38 ° C (100 ° P) to about 121 ° C. (250 ° C), most preferably from 52 ° C (125 ° P) to 94 ° C (200 ° C). Preferably, the pre-cooling compressor 18 provides a maximum increase in pressure from the inlet to the outlet of the compressor in the range of from about 14 to about 24.5 at., More preferably from 16.8 to 19.6 at.
Сжатый хладагент предварительного охлаждения по трубопроводу 300 направляют к охладителю 20, где он охлаждается и сжижается. В предпочтительном воплощении настоящего изобретения в охладителе 20 для отвода теплоты от сжатого хладагента предварительного охлаждения в качестве охлаждающей среды используется окружающий атмосферный воздух и/или вода. Поток хладагента предварительного охлаждения из охладителя 20 проходит через трубопровод 302 к средству снижения давления, показанному в виде расширительного клапана 12, в котором давление сжиженного предварительно охлажденного хладагента уменьшается, что сопровождается испарением или мгновенным испарением его части. Полученный двухфазный продукт затем протекает по трубопроводу 304 в холодильник 2 предварительного охлаждения ступени высокого давления, где введенный по трубопроводу 152 хладагент в виде газообразного метана, исходный природный газ, введенный через трубопровод 100, и холодильный агент в виде газообразного этилена, введенный по трубопроводу 202, охлаждаются с помощью средств 4, 6 и 8 косвенного теплообмена соответственно, с получением в результате охлажденных потоков газа, отводимых после охлаждения по трубопроводам 154, 102 и 204 соответственно. Газ по трубопроводу 154 направляют к основному метановому экономайзеру 74, который будет описан более подробно ниже и в котором поток газа охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена.The compressed pre-cooling refrigerant is piped 300 to a cooler 20, where it is cooled and liquefied. In a preferred embodiment of the present invention, cooler 20 uses ambient air and / or water as a cooling medium to remove heat from the compressed pre-cooling refrigerant. The pre-cooling refrigerant stream from the cooler 20 passes through a conduit 302 to a pressure reducing means shown in the form of an expansion valve 12, in which the pressure of the liquefied pre-cooled refrigerant decreases, which is accompanied by evaporation or instantaneous evaporation of a part thereof. The obtained two-phase product then flows through line 304 to the pre-cooling refrigerator 2 of the high-pressure stage, where the refrigerant introduced in line 152 in the form of methane gas, the natural gas feed introduced through line 100, and the refrigerant in the form of ethylene gas introduced in line 202, they are cooled by means of indirect heat exchange means 4, 6 and 8, respectively, resulting in chilled gas flows discharged after cooling through pipelines 154, 102 and 204, respectively. Gas is piped 154 to a main methane economizer 74, which will be described in more detail below, in which the gas stream is cooled by indirect heat exchange means 98.
В процессе передачи теплоты от потока природного газа к хладагенту предварительного охлаждения в холодильнике 2 предварительного охлаждения ступени высокого давления по меньшей мере часть хладагента предварительного охлаждения испаряется. Испаренная часть хладагента предварительного охлаждения по трубопроводу 306 возвращается из холодильника 2 во входной патрубок ступени высокого давления компрессора 18. Предпочтительно газообразный хладагент предварительного охлаждения, поступающий по трубопроводу 306 во впускной патрубок ступени высокого давления компрессора 18, имеет давление по меньшей мере приблизительно равное 5,6 ата, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 7,7 ата и наиболее предпочтительно давление находится в интервале от 8,4 до 12,2 ата. Температура газообразного хладагента предварительного охлаждения в трубопроводе 306 предпочтительно находится в интервале от приблизительно -18°С (0°Р) до приблизительно 94°С (200°Р), более предпочтительно от приблизительно -4°С (25°Р) до приблизительно 65°С (150°Р) и наиболее предпочтительно в интервале от 10°С (50°Р) до 38°С (100°Р). Плотность указанного хладагента предварительного охлаждения в трубопроводе 306 предпочтительно составляет по меньшей мере приблизительно 14,4 кг/м3 и наиболее предпочтительно находится в интервале от 15,2 до 20 кг/м3.In the process of transferring heat from the natural gas stream to the pre-refrigerant in the pre-cooler 2 of the high-pressure stage, at least a portion of the pre-refrigerant is vaporized. The vaporized portion of the pre-cooling refrigerant through line 306 is returned from the refrigerator 2 to the inlet of the high-pressure stage of the compressor 18. Preferably, the gaseous refrigerant pre-cooling entering the line 306 to the inlet of the high-pressure stage of the compressor 18 has a pressure of at least about 5.6 ata, more preferably at least about 7.7 ata, and most preferably the pressure is in the range from 8.4 to 12.2 ata. The temperature of the pre-cooling gaseous refrigerant in line 306 is preferably in the range of from about -18 ° C (0 ° P) to about 94 ° C (200 ° P), more preferably from about -4 ° C (25 ° P) to about 65 ° C (150 ° P) and most preferably in the range from 10 ° C (50 ° P) to 38 ° C (100 ° P). The density of said pre-cooling refrigerant in line 306 is preferably at least about 14.4 kg / m 3 and most preferably is in the range of 15.2 to 20 kg / m 3 .
Жидкая часть хладагента предварительного охлаждения, которая не испарилась в холодильнике 2 верхней ступени предварительного охлаждения, выходит из холодильника 2 предварительного охлаждения по трубопроводу 308, и давление этого хладагента еще больше понижается при прохождении через средство снижения давления, показанное в виде расширительного клапана 14, где дополнительная часть жидкого хладагента предварительного охлаждения мгновенно испаряется. Результирующий двухфазный поток затем поступает в холодильник 22 предварительного охлаждения ступени промежуточного давления через трубопровод 310, обеспечивая тем самым хладагент для холодильника 22. Поток охлажденногоThe liquid portion of the pre-cooling refrigerant that has not evaporated in the upper pre-cooling stage refrigerator 2 exits the pre-cooling refrigerator 2 via line 308, and the pressure of this refrigerant decreases further when passing through the pressure reducing means shown in the form of expansion valve 14, where the additional part of the liquid pre-cooling refrigerant evaporates instantly. The resulting two-phase stream then enters the pre-cooling refrigerator 22 of the intermediate pressure stage through line 310, thereby providing refrigerant to the refrigerator 22. The cooled stream
- 7 012809 исходного газа из холодильника 2 протекает по трубопроводу 102 к сепарационному устройству 10, в котором происходит разделение газа и жидкости. Жидкая фаза, которая может быть богатой фракцией С3+, отводится по трубопроводу 103. Газовая фаза отводится посредством трубопровода 104 и затем ее разделяют на два отдельных потока, которые транспортируют по трубопроводам 106 и 108. Поток, проходящий по трубопроводу 106, направляется в холодильник 22 предварительного охлаждения ступени промежуточного давления. Поток, проходящий по трубопроводу 108, становится питающим потоком для теплообменника 62 и, в конце концов, поглотительным газом для колонны 60 извлечения тяжелых компонент, описанной более подробно ниже. Хладагент, включающий этилен, из холодильника 2 по трубопроводу 204 направляют в холодильник 22. В холодильнике 22 исходный поток, называемый здесь также потоком богатым метаном, и потоки этиленового хладагента охлаждают с помощью средств 24 и 26 косвенного теплообмена соответственно, и в результате получают охлажденные потоки хладагента богатого метаном и этиленового хладагента, транспортируемые по трубопроводам 110 и 206. Испаренную часть хладагента, используемого для предварительного охлаждения, разделяют и транспортируют по трубопроводу 311 во впускной патрубок промежуточной ступени компрессора 18. Давление этого газообразного хладагента, используемого для предварительного охлаждения, вводимого во впускной патрубок промежуточной ступени компрессора 18 по трубопроводу 311, предпочтительно составляет по меньшей мере приблизительно 2,8 ата, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 4,2 ата и наиболее предпочтительно давление находится в интервале от 4,9 до 7 ата. Температура испаренного хладагента предварительного охлаждения, протекающего по трубопроводу 311, предпочтительно находится в интервале от приблизительно 10°С (-50°Р) до приблизительно 38°С (100°Р), более предпочтительно в интервале от приблизительно -18°С (0°Р) до приблизительно 24°С (75°Р) и наиболее предпочтительно от -12°С (10°Р) до 10°С (50°Р). Плотность хладагента предварительного охлаждения в трубопроводе 311 предпочтительно составляет более чем приблизительно 8 кг/м3, более предпочтительно находится в интервале от 8,8 до 12 кг/м3. Не испаренный в холодильнике 22 жидкий хладагент предварительного охлаждения отводится по трубопроводу 314, подвергается мгновенному испарению в средстве снижения давления, показанном в виде расширительного клапана 16, и затем по трубопроводу 316 направляется в холодильник 28 предварительного охлаждения ступени низкого давления.- 7 012809 of the source gas from the refrigerator 2 flows through the pipeline 102 to the separation device 10, in which the separation of gas and liquid. The liquid phase, which may be rich in C 3 + fraction is withdrawn via conduit 103. The gas phase is removed via conduit 104 and is then separated into two separate streams which are conveyed via conduits 106 and 108. The stream flowing through conduit 106 is directed to a refrigerator 22 pre-cooling of the intermediate pressure stage. The flow through conduit 108 becomes the feed stream for the heat exchanger 62 and, ultimately, the absorption gas for the heavy component recovery column 60, described in more detail below. The refrigerant including ethylene from the refrigerator 2 is sent via a pipe 204 to the refrigerator 22. In the refrigerator 22, the feed stream, also referred to as methane rich stream, and the ethylene refrigerant flows are cooled using indirect heat transfer means 24 and 26, respectively, and as a result, cooled flows are obtained methane-rich refrigerant and ethylene refrigerant transported through pipelines 110 and 206. The vaporized portion of the refrigerant used for pre-cooling is separated and transported through piping 31 1 in the inlet pipe of the intermediate stage of the compressor 18. The pressure of this gaseous refrigerant used for pre-cooling introduced into the inlet pipe of the intermediate stage of the compressor 18 through line 311 is preferably at least about 2.8 ata, more preferably at least about 4, 2 ata and most preferably the pressure is in the range from 4.9 to 7 ata. The temperature of the evaporated pre-refrigerant flowing through line 311 is preferably in the range of from about 10 ° C (-50 ° P) to about 38 ° C (100 ° P), more preferably in the range of from about -18 ° C (0 ° P) to about 24 ° C (75 ° P) and most preferably from -12 ° C (10 ° P) to 10 ° C (50 ° P). The density of the pre-refrigerant refrigerant in line 311 is preferably greater than about 8 kg / m 3 , more preferably in the range of 8.8 to 12 kg / m 3 . The non-evaporated pre-cooling liquid refrigerant is discharged via line 314, instantly vaporized in a pressure reducing means shown as expansion valve 16, and then sent through line 316 to a low-pressure stage pre-cooling refrigerator 28.
Как показано на фиг. 1, богатый метаном поток протекает из холодильника 22 предварительного охлаждения ступени низкого давления в холодильник 28 предварительного охлаждения ступени низкого давления по трубопроводу 110. В холодильнике 28 поток охлаждается с помощью средств 30 косвенного теплообмена. Подобным образом, поток этиленового хладагента из холодильника 22 предварительного охлаждения ступени промежуточного давления по трубопроводу 206 поступает в холодильник 28 предварительного охлаждения ступени низкого давления. В последнем этиленовый холодильный агент полностью конденсируется или конденсируется почти полностью с помощью средства 32 косвенного теплообмена. Испаренный хладагент предварительного охлаждения отводят из холодильника 28 предварительного охлаждения ступени низкого давления и по трубопроводу 320 возвращают во впускной патрубок ступени низкого давления компрессора 18. Давление этого газообразного хладагента предварительного охлаждения, направляемого по трубопроводу 320 во впускной патрубок ступени низкого давления компрессора 18, составляет по меньшей мере приблизительно 1,05 ата, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 1,4 ата и наиболее предпочтительно находится в интервале от 1,75 до 2,45 ата. Температура хладагента предварительного охлаждения в трубопроводе 320 предпочтительно составляет от приблизительно -74°С (-100°Р) до приблизительно 10°С (50°Р), более предпочтительно от приблизительно -59°С (-75°Р) до приблизительно -40°С (25°Р) и наиболее предпочтительно от 10°С (-50°Р) до -18°С (0°Р). Плотность испаренного газообразного хладагента предварительного охлаждения, протекающего по трубопроводу 320, предпочтительно составляет по меньшей мере приблизительно 2,9 кг/м3, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 3,2 кг/м3 и наиболее предпочтительно находится в интервале от 3,6 до 4,8 кг/м3.As shown in FIG. 1, a methane-rich stream flows from the pre-cooler 22 of the low-pressure stage to the pre-cooler 28 of the low-pressure stage through line 110. In the refrigerator 28, the stream is cooled by means of indirect heat exchange means 30. Similarly, the ethylene refrigerant stream from the pre-cooler 22 of the intermediate-pressure stage through line 206 enters the pre-cooler 28 of the low-pressure stage. In the latter, the ethylene refrigerant is completely condensed or almost completely condensed by means of the indirect heat exchange means 32. The vaporized pre-refrigerant is discharged from the low-pressure stage pre-cooler 28 and returned via line 320 to the inlet to the low pressure stage of the compressor 18. The pressure of this gaseous pre-cooling refrigerant directed through the line 320 to the inlet to the low pressure stage of the compressor 18 is at least at least about 1.05 atom, more preferably at least about 1.4 atom, and most preferably is in ervale from 1.75 to 2.45 ata. The pre-cooling refrigerant temperature in conduit 320 is preferably from about -74 ° C (-100 ° P) to about 10 ° C (50 ° P), more preferably from about -59 ° C (-75 ° P) to about -40 ° C (25 ° P) and most preferably from 10 ° C (-50 ° P) to -18 ° C (0 ° P). The density of the vaporized gaseous pre-refrigerant gas flowing through line 320 is preferably at least about 2.9 kg / m 3 , more preferably at least about 3.2 kg / m 3, and most preferably is in the range from 3.6 to 4.8 kg / m 3 .
После охлаждения потока природного газа в холодильниках 2, 22, 28 контура предварительного охлаждения предварительно охлажденный богатый метаном поток затем дополнительно охлаждается в контуре последующего охлаждения, использующем хладагент, содержащий преимущественно этилен. В контуре последующего охлаждения используются этиленовые холодильники 42, 54 и 68 ступени высокого давления, ступени промежуточного давления и ступени низкого давления соответственно, служащие для последовательного охлаждения потока богатого метаном.After cooling the natural gas stream in the refrigerators 2, 22, 28 of the pre-cooling circuit, the pre-cooled methane-rich stream is then further cooled in the subsequent cooling circuit using a refrigerant containing predominantly ethylene. The subsequent cooling circuit uses ethylene refrigerators 42, 54, and 68 high pressure stages, intermediate pressure stages, and low pressure stages, respectively, used to sequentially cool the methane-rich stream.
Богатый метаном поток, выходящий из холодильника 28 предварительного охлаждения ступени низкого давления, по трубопроводу 112 направляют в этиленовый холодильник 42 ступени высокого давления. Хладагент, содержащий этилен, выходит из холодильника 42 предварительного охлаждения низкой ступени по трубопроводу 208 и предпочтительно направляется в разделительную емкость 37, в которой отделенные легкие компоненты отводятся через трубопровод 209, а сконденсированный этилен удаляют по трубопроводу 210. Этиленовый хладагент в этой точке технологической процесса обычно находится при температуре, приблизительно равной -31°С (-24°Р), и давлении, приблизительно равном 20 ата. Этиленовый хладагент направляется затем к этиленовому экономайзеру 34, в котором он охлаждается с помощью средства 38 косвенного теплообмена, отводится через трубопровод 211 и направляетсяThe methane-rich stream leaving the pre-cooling refrigerator 28 of the low pressure stage is sent via line 112 to the ethylene refrigerator 42 of the high pressure stage. The refrigerant containing ethylene leaves the low-stage pre-cooler 42 via line 208 and is preferably sent to a separation tank 37, in which the separated light components are discharged through line 209, and condensed ethylene is removed through line 210. Ethylene refrigerant at this point in the process usually is at a temperature of approximately -31 ° C (-24 ° P) and a pressure of approximately 20 ata. The ethylene refrigerant is then sent to the ethylene economizer 34, in which it is cooled by means of an indirect heat exchange means 38, is discharged through a pipe 211 and sent
- 8 012809 к средству снижения давления, показанному на фиг. 1 в виде расширительного клапана 40, в котором хладагент мгновенно испаряется со снижением температуры и давления до предварительно заданных величин и по трубопроводу 212 подается к этиленовому холодильнику 42 ступени высокого давления. Пар отводится из холодильника 42 по трубопроводу 214 и направляется к этиленовому экономайзеру 34, в котором пар выполняет функции хладагента с использованием средства 46 косвенного теплообмена. Пары этилена затем отводят из этиленового экономайзера 34 по трубопроводу 216 и направляют к впускному патрубку ступени высокого давления этиленового компрессора. Хладагент, содержащий этилен, который не испаряется в этиленовом холодильнике 42 ступени высокого давления, отводят по трубопроводу 218 и возвращают в этиленовый экономайзер 34 для дальнейшего охлаждения, осуществляемого с помощью средства 50 косвенного теплообмена, затем отводят из этиленового экономайзера по трубопроводу 220 и мгновенно испаряют при прохождении через средство снижения давления, показанного на фиг. 1 в виде расширительного клапана 52, после чего полученный двухфазный продукт посредством трубопровода 222 вводят в этиленовый холодильник 54 ступени низкого давления.- 8 012809 to the pressure reducing means shown in FIG. 1 in the form of an expansion valve 40, in which the refrigerant instantly evaporates with a decrease in temperature and pressure to predetermined values and is supplied via line 212 to the ethylene refrigerator 42 of the high-pressure stage. Steam is discharged from the refrigerator 42 through a pipe 214 and sent to an ethylene economizer 34, in which the steam acts as a refrigerant using indirect heat transfer means 46. Ethylene vapor is then removed from the ethylene economizer 34 through line 216 and routed to the inlet pipe of the high pressure stage of the ethylene compressor. The refrigerant containing ethylene, which does not evaporate in the ethylene refrigerator 42 high-pressure stages, is discharged through the pipe 218 and returned to the ethylene economizer 34 for further cooling by means of the indirect heat transfer means 50, then it is removed from the ethylene economizer via the pipe 220 and instantly evaporated at passing through the pressure reducing means shown in FIG. 1 in the form of an expansion valve 52, after which the obtained two-phase product is introduced via line 222 into the ethylene refrigerator 54 of the low pressure stage.
После охлаждения с помощью средства 44 косвенного теплообмена богатый метаном поток отводят из этиленового холодильника 42 ступени высокого давления по трубопроводу 116. Этот поток затем частично конденсируется за счет охлаждения, обеспечиваемого с помощью средства 56 косвенного теплообмена в этиленовом холодильнике 54 ступени промежуточного давления, с получением в результате двухфазного потока, который проходит по трубопроводу 118 в колонну 60 для извлечения тяжелых фракций. Как отмечено выше, богатый метаном поток, проходящий по трубопроводу 104, был разделен так, чтобы он протекал далее через трубопроводы 106 и 108. Содержимое трубопровода 108, которое здесь именуется поглотительным газом, сначала подают в теплообменник 62, в котором этот поток охлаждается с помощью средства 66 косвенного теплообмена, в результате чего поток поглотительного газа охлаждается и затем проходит по трубопроводу 109 к колонне 60 извлечения тяжелых компонент. Поток жидкости, богатой тяжелыми компонентами, содержащий значительную концентрацию углеводородов С4+, таких как бензол, циклогексан, другие ароматические соединения и/или более тяжелые углеводородные компоненты, отводится из колонны 60 извлечения тяжелых компонент по трубопроводу 114, предпочтительно подвергается мгновенному испарению при прохождении через средство 97 регулирования расхода, предпочтительно через регулирующий клапан, который может также функционировать как редуктор давления, и затем этот поток по трубопроводу 117 транспортируется к теплообменнику 62. Предпочтительно, чтобы поток мгновенно испарялся при прохождении через средство 97 регулирования расхода со снижением давления до приблизительно равного или большего, чем давление во впускном патрубке ступени высокого давления компрессора 83. Мгновенное испарение, кроме того, придает потоку большую охлаждающую способность. В теплообменнике 62 поток, отводимый по трубопроводу 117, обеспечивает необходимые производительности по охлаждению с помощью средства 64 косвенного теплообмена и выходит из теплообменника 62 по трубопроводу 119. В колонне 60 для извлечения тяжелых компонент двухфазный поток, вводимый через трубопровод 118, контактирует с охлажденным потоком поглотительного газа, подводимого в противотоке по трубопроводу 109, в результате чего получается поток пара, обедненный тяжелыми компонентами, отводимый по трубопроводу 120, и поток жидкости богатой тяжелыми компонентами, отводимый по трубопроводу 114.After cooling by means of indirect heat exchange means 44, the methane-rich stream is removed from the ethylene refrigerator 42 of the high pressure stage via line 116. This stream is then partially condensed by cooling provided by means of indirect heat exchange means 56 in the ethylene refrigerator 54 of the intermediate pressure stage, to obtain the result of a two-phase flow, which passes through the pipe 118 to the column 60 to extract heavy fractions. As noted above, the methane-rich stream passing through conduit 104 was separated so that it flows further through conduits 106 and 108. The contents of conduit 108, hereinafter referred to as absorption gas, are first supplied to a heat exchanger 62, in which this stream is cooled by indirect heat exchange means 66, whereby the absorption gas stream is cooled and then passes through conduit 109 to the heavy component recovery column 60. A fluid stream rich in heavy components, containing a significant concentration of C 4 + hydrocarbons such as benzene, cyclohexane, other aromatic compounds and / or heavier hydrocarbon components, is discharged from the heavy component recovery column 60 through line 114, preferably evaporating instantaneously through flow control means 97, preferably through a control valve, which can also function as a pressure reducer, and then this flow through the pipe 117 trans ported to the heat exchanger 62. It is preferred that the stream instantly evaporates as it passes through the flow control means 97, reducing the pressure to approximately equal to or greater than the pressure in the inlet pipe of the high pressure stage of the compressor 83. Instantaneous evaporation also gives the stream greater cooling capacity. In the heat exchanger 62, the flow discharged through the pipe 117 provides the necessary cooling capacities by means of the indirect heat exchange means 64 and leaves the heat exchanger 62 through the pipe 119. In the column 60 for extracting heavy components, the two-phase stream introduced through the pipe 118 is in contact with the cooled absorption stream gas supplied in countercurrent through conduit 109, resulting in a stream of steam depleted in heavy components discharged through conduit 120 and a fluid stream rich in heavy and components discharged through conduit 114.
Поток, богатый тяжелыми компонентами, протекающий по трубопроводу 119, последовательно разделяется на жидкую и паровую фракции или предпочтительно подвергается мгновенному испарению или фракционированию в аппарате 67. В любом случае поток жидкости, богатой тяжелыми компонентами, выгружают через трубопровод 123, а второй паровой поток, богатый метаном, выпускают по трубопроводу 121. В предпочтительном воплощении, которое иллюстрируется на фиг. 1, поток, проходящий по трубопроводу 121, затем объединяют со вторым потоком, транспортируемым по трубопроводу 128, и объединенный поток направляют во впускной патрубок ступени высокого давления метанового компрессора 83.A stream rich in heavy components flowing through conduit 119 is sequentially separated into liquid and vapor fractions, or is preferably subjected to instantaneous evaporation or fractionation in apparatus 67. In any case, a stream of liquid rich in heavy components is discharged through conduit 123, and a second vapor stream rich in methane is discharged via line 121. In a preferred embodiment, which is illustrated in FIG. 1, the stream passing through conduit 121 is then combined with a second stream transported through conduit 128, and the combined flow is directed to the inlet pipe of the high-pressure stage of the methane compressor 83.
Как было отмечено выше, газ, протекающий через трубопровод 154, направляют в основной метановый экономайзер 74, в котором поток охлаждается с помощью средства 98 косвенного теплообмена. Рециркулирующий поток сжатого охлажденного метана или хладагента в трубопроводе 158 в предпочтительном воплощении объединяют с потоком пара, обедненным тяжелыми компонентами, выходящим из колонны 60 извлечения тяжелых компонент и отводимым по трубопроводу 120, и направляют в этиленовый холодильник 68 ступени низкого давления. В этиленовом холодильнике 68 ступени низкого давления этот поток с помощью средства 70 косвенного теплообмена охлаждается и конденсируется в результате теплообмена с потоком жидкости, отводимым из трубопровода 222, который транспортируется в этиленовый холодильник 68 нижней ступени по трубопроводу 226. Сконденсированный богатый метаном продукт из конденсатора 68 ступени низкого давления выпускают через трубопровод 122. Пар, отводимый из этиленового холодильника 54 ступени низкого давления через трубопровод 224, и пар из этиленового холодильника 68 ступени низкого давления, отводимый по трубопроводу 228, объединяют и транспортируют по трубопроводу 230 к этиленовому экономайзеру 34, где эти пары служат хладагентом в средстве 58 косвенного теплообмена. Выходящий из этиленового экономайзера 34 поток транспортируется затем по трубопроводу 232 к впускному патрубку ступени низкого давления этиленового комAs noted above, the gas flowing through conduit 154 is directed to a main methane economizer 74, in which the flow is cooled by indirect heat exchange means 98. The compressed chilled methane or refrigerant compressed gas recycle stream in line 158 in a preferred embodiment is combined with a heavy component depleted steam leaving the heavy component recovery column 60 and discharged through line 120 and directed to an ethylene refrigerator 68 at a low pressure stage. In an ethylene refrigerator 68 of a low pressure stage, this stream is cooled and condensed by means of an indirect heat exchange means 70 as a result of heat exchange with a liquid stream discharged from a pipe 222, which is transported to an ethylene refrigerator 68 of a lower stage through a pipe 226. Condensed methane-rich product from a condenser 68 of a stage low pressure is discharged through line 122. Steam discharged from the ethylene refrigerator 54 of the low pressure stage through line 224 and steam is discharged from ethylene refrigerators 68 and the low pressure stage, withdrawn via conduit 228 are combined and transported through conduit 230 to the ethylene economizer 34 wherein the vapors are refrigerant in indirect heat exchange means 58. The stream leaving the ethylene economizer 34 is then transported via line 232 to the inlet of the low pressure stage of the ethylene com
- 9 012809 прессора 48.- 9 012809 pressor 48.
Как показано на фиг. 1, поток, образованный паром, введенным со стороны ступени низкого давления этиленового компрессора 48, отводят из компрессора по трубопроводу 234 и охлаждают в промежуточном охладителе 71, после чего по трубопроводу 236 возвращают в компрессор 48 для дальнейшего сжатия вместе с потоком, вводимым в ступень высокого давления по трубопроводу 216. Предпочтительно эти две ступени компрессора являются одним блоком, хотя каждая может быть отдельным блоком, механически соединенным с общим приводным устройством. Сжатый этиленовый продукт из компрессора 48 по трубопроводу 200 направляется в расположенный ниже по потоку охладитель 72. Из охладителя 72 продукт проходит через трубопровод 202 и направляется, как описано выше, в холодильник 2 предварительного охлаждения ступени высокого давления.As shown in FIG. 1, a stream generated by steam introduced from the low pressure stage of ethylene compressor 48 is diverted from the compressor through line 234 and cooled in the intercooler 71, after which it is returned via line 236 to compressor 48 for further compression along with the stream introduced into the high stage pressure through line 216. Preferably, these two compressor stages are one unit, although each may be a separate unit mechanically coupled to a common drive device. The compressed ethylene product from compressor 48 is sent via line 200 to a downstream cooler 72. From cooler 72, product passes through line 202 and is sent, as described above, to the high-pressure stage pre-cooler 2.
Температура потока, несущего сжатый СПГ, предпочтительно полностью жидкостного потока, проходящего по трубопроводу 122, предпочтительно находится в интервале от приблизительно -129°С (-200°Т) до приблизительно -46°С (-50°Р), более предпочтительно в интервале от приблизительно -115°С (-175°Р) до приблизительно -74°С (-100°Р), наиболее предпочтительно в интервале от -10°С (-150°Р) до -87°С (-125°Р). Давление потока в трубопроводе 122 предпочтительно находится в интервале от приблизительно 35 до приблизительно 49 ата, наиболее предпочтительно в интервале от 38,5 до 50,8 ата.The temperature of the compressed LNG carrier stream, preferably a completely liquid stream passing through line 122, is preferably in the range of from about -129 ° C (-200 ° T) to about -46 ° C (-50 ° P), more preferably in the range from about -115 ° C (-175 ° P) to about -74 ° C (-100 ° P), most preferably in the range from -10 ° C (-150 ° P) to -87 ° C (-125 ° P) ) The flow pressure in line 122 is preferably in the range of from about 35 to about 49 atmospheres, most preferably in the range of 38.5 to 50.8 atmospheres.
Проходящий по трубопроводу 122 поток направляется в основной метановый экономайзер 74, в котором этот поток дополнительно охлаждается с помощью средства теплообмена/проточного теплообменного канала 76 теплообменника, как поясняется ниже. Предпочтительно, чтобы основной метановый экономайзер 74 содержал некоторое количество проточных каналов теплообменника, которые обеспечивают в экономайзере 74 косвенный теплообмен между различными потоками, содержащими преимущественно метан. Предпочтительно метановый экономайзер 74 содержит один или большее количество пластинчато-ребристых теплообменников. Поток, охлажденный в канале 76 теплообменника, выходит из экономайзера 74 по трубопроводу 124. Предпочтительно, чтобы температура потока в трубопроводе 124 составляла по меньшей мере приблизительно -12°С(10°Р), меньше, чем температура потока в трубопроводе 122, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно -4°С (25°Т), меньше температуры потока в трубопроводе 122. Наиболее предпочтительно температура потока в трубопроводе 124 находится в интервале от приблизительно -129°С (-200°Т) до приблизительно -107°С (-160°Р). Давление потока в трубопроводе 124 затем снижается с помощью средства снижения давления, показанного на чертеже в виде расширительного клапана 78, который испаряет или мгновенно испаряет некоторую часть потока газа с образованием в результате двухфазного потока. Двухфазный поток из расширительного клапана 78 направляется затем в испарительную камеру 80 (камеру испарения метана) ступени высокого давления, где поток разделяется на поток газа мгновенного испарения, отводимый через трубопровод 126, и поток жидкой фазы (т.е. поток, несущий сжатый СПГ), отводимый по трубопроводу 130. Поток мгновенно выделившегося при испарении газа по трубопроводу 126 транспортируют в основной метановый экономайзер 74, в котором этот поток служит хладагентом в канале 82 теплообменника и улучшает охлаждение потока, протекающего в канале 76 теплообменника. В результате поток в канале 82 теплообменника, содержащий преимущественно метан, нагревается, по меньшей мере, частично за счет косвенного теплообмена с потоком, содержащим преимущественно метан, в канале 76 теплообменника. Нагретый поток выходит из канала 82 теплообменника и метанового экономайзера 74 через трубопровод 128 и направляется во впускной патрубок ступени высокого давления метанового компрессора 83. Температура потока, содержащего преимущественно метан, выходящего из канала 82 теплообменника по трубопроводу 128, по меньшей мере составляет приблизительно -12°С (10°Р), больше, чем температура потока в трубопроводе 124, более предпочтительно по меньшей мере составляет приблизительно -4°С (25°Р), больше, чем температура потока в трубопроводе 124. Температура потока, выходящего из канала 82 теплообменника по трубопроводу 128, предпочтительно выше (поток более нагретый) чем приблизительно -46°С (-50°Р), более предпочтительно выше чем приблизительно -18°С (0°Р), еще более предпочтительно выше чем приблизительно -40°С (-25°Р) и наиболее предпочтительно находится в интервале от 4°С (40°Р) до 38°С (100°Р).The stream passing through conduit 122 is directed to a main methane economizer 74, in which this stream is further cooled by means of heat exchange / flow heat exchange channel 76 of the heat exchanger, as explained below. Preferably, the main methane economizer 74 contains a number of flow channels of the heat exchanger, which provide indirect heat exchange in the economizer 74 between various streams containing predominantly methane. Preferably, the methane economizer 74 comprises one or more plate-fin heat exchangers. The stream cooled in the heat exchanger channel 76 exits the economizer 74 via line 124. Preferably, the temperature of the stream in line 124 is at least about -12 ° C (10 ° P), lower than the temperature of the stream in line 122, more preferably at least about -4 ° C (25 ° T), less than the temperature of the stream in the pipe 122. Most preferably, the temperature of the stream in the pipe 124 is in the range from about -129 ° C (-200 ° T) to about -107 ° C ( -160 ° P). The flow pressure in conduit 124 is then reduced by the pressure reducing means shown in the drawing as expansion valve 78, which vaporizes or instantly vaporizes a portion of the gas stream, resulting in a two-phase flow. The two-phase flow from expansion valve 78 is then directed to the vaporization chamber 80 (methane vaporization chamber) of the high-pressure stage, where the flow is separated into a flash gas stream discharged through line 126 and a liquid phase flow (i.e., a stream carrying compressed LNG) discharged via pipeline 130. The gas stream instantly evolved by evaporation through pipeline 126 is transported to a main methane economizer 74, in which this stream serves as a refrigerant in the channel 82 of the heat exchanger and improves cooling of the stream flowing in the channel 76 of the heat exchanger. As a result, the flow in the heat exchanger channel 82, predominantly containing methane, is heated, at least in part, by indirect heat exchange with the flow mainly containing methane in the heat exchanger channel 76. The heated stream leaves the channel 82 of the heat exchanger and the methane economizer 74 through line 128 and is directed to the inlet pipe of the high-pressure stage of the methane compressor 83. The temperature of the stream containing predominantly methane leaving the channel 82 of the heat exchanger through line 128 is at least about -12 ° C (10 ° P), greater than the temperature of the stream in the pipe 124, more preferably at least about -4 ° C (25 ° P), more than the temperature of the stream in the pipe 124. Pot temperature the eye exiting the heat exchanger channel 82 via line 128, preferably higher (stream warmer) than about -46 ° C (-50 ° P), more preferably higher than about -18 ° C (0 ° P), even more preferably higher than about -40 ° C (-25 ° P) and most preferably is in the range from 4 ° C (40 ° P) to 38 ° C (100 ° P).
Поток в виде жидкой фазы, выходящий из испарительной камеры 80 ступени высокого давления по трубопроводу 130, пропускают через второй метановый экономайзер 87, в котором жидкость дополнительно охлаждается, за счет использования паров мгновенного испарения, полученных ниже по потоку, с помощью средства 88 косвенного теплообмена. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера по трубопроводу 132 и расширяется или подвергается мгновенному испарению с помощью средства снижения давления, показанного на чертеже в виде расширительного клапана 91, для дальнейшего снижения давления и, в то же время, испарения второй ее части. Полученный двухфазный поток затем направляют к испарительной камере 92 (камере испарения метана) ступени промежуточного давления, где этот поток разделяется на газовую фазу, проходящую по трубопроводу 136, и жидкую фазу, протекающую через трубопровод 134. Газовая фаза проходит по трубопроводу 136 ко второму метановому экономайзеру 87, в котором пары метана охлаждают жидкость, поступающую по трубопроводу 130 в экономайзер 87, с помощью средства 89 косвенного теплообмена. Трубопровод 138 служит в качестве транспортирующего трубопровода между средством 89 косвенного теплообмена во втором метановомA stream in the form of a liquid phase exiting the vaporization chamber 80 of the high-pressure stage through a pipe 130 is passed through a second methane economizer 87, in which the liquid is additionally cooled by using flash vapor obtained downstream by means of indirect heat exchange 88. The cooled liquid leaves the second methane economizer via line 132 and expands or undergoes instantaneous evaporation using the pressure reducing means shown in the drawing as expansion valve 91 to further reduce pressure and, at the same time, evaporate its second part. The resulting two-phase flow is then directed to the intermediate chamber 92 (methane evaporation chamber) of the intermediate pressure stage, where this stream is separated into a gas phase passing through a pipeline 136 and a liquid phase flowing through a pipe 134. The gas phase passes through a pipe 136 to a second methane economizer 87, in which methane vapors cool the fluid flowing through conduit 130 to economizer 87 using indirect heat exchange means 89. Pipeline 138 serves as a conveying pipe between indirect heat exchange means 89 in a second methane
- 10 012809 экономайзере 87 и теплообменным каналом 95 теплообменника, расположенном в основном метановом экономайзере 74. Нагретый поток пара, выходящий из канала 95 теплообменника, покидает основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 140 и вводится во впускной патрубок ступени промежуточного давления метанового компрессора 83.- 10 012809 economizer 87 and a heat exchanger channel 95 of the heat exchanger located in the main methane economizer 74. The heated vapor stream leaving the channel 95 of the heat exchanger leaves the main methane economizer 74 through line 140 and is introduced into the inlet pipe of the intermediate pressure stage of the methane compressor 83.
Жидкую фазу, выходящую из испарительной камеры 92 ступени промежуточного давления по трубопроводу 134, с целью дальнейшего снижения давления пропускают через средство снижения давления, показанное на чертеже в виде расширительного клапана 93. При этом третья часть сжиженного газа испаряется или подвергается мгновенному испарению. Двухфазный поток, выходящий из расширительного клапана 93, направляется к конечной испарительной камере или испарительной камере ступени низкого давления. В испарительной камере 94 паровую фазу разделяют и по трубопроводу 144 направляют во второй метановый экономайзер 87, где этот пар используется в качестве хладагента в средстве 90 косвенного теплообмена, после чего выходит из второго метанового экономайзера 87 по трубопроводу 146, соединенному с первым метановым экономайзером 74, в котором пар используется в качестве хладагента, протекающего в канале 96 теплообменника. Нагретый поток пара, выходя из канала 96 теплообменника, покидает основной метановый экономайзер 74 по трубопроводу 148 и поступает во впускной патрубок ступени низкого давления компрессора 83.The liquid phase exiting the evaporation chamber 92 of the intermediate pressure stage through line 134 is passed through the pressure reducing means shown in the drawing as expansion valve 93 to further reduce the pressure. In this case, the third part of the liquefied gas evaporates or undergoes instantaneous evaporation. The two-phase flow exiting the expansion valve 93 is directed to the final evaporation chamber or the evaporation chamber of the low pressure stage. In the evaporation chamber 94, the vapor phase is separated and sent via line 144 to the second methane economizer 87, where this vapor is used as a refrigerant in the indirect heat transfer means 90, after which it leaves the second methane economizer 87 through a pipe 146 connected to the first methane economizer 74, in which steam is used as a refrigerant flowing in the channel 96 of the heat exchanger. The heated steam stream, leaving the channel 96 of the heat exchanger, leaves the main methane economizer 74 through line 148 and enters the inlet pipe of the low pressure stage of the compressor 83.
Продукт, включающий сжиженный природный газ, из испарительной камеры 94 ступени низкого давления, которая находится приблизительно при атмосферном давлении, по трубопроводу 142 направляется в резервуар 99 для хранения СПГ. В соответствии с известной технологией сжиженный природный газ, находящийся в резервуаре 99 для хранения, может быть транспортирован до желательного места (как правило, с помощью океанских танкеров для транспортирования СПГ). После этого сжиженный природный газ может быть испарен в прибрежном терминале для СПГ с тем, чтобы природный газ в газообразном состоянии можно было транспортировать по обычный магистральным трубопроводам природного газа.The product, including liquefied natural gas, from the evaporation chamber 94 of the low pressure stage, which is at approximately atmospheric pressure, is sent via line 142 to the tank 99 for storing LNG. In accordance with known technology, liquefied natural gas located in the storage tank 99 can be transported to a desired location (typically using ocean tankers for transporting LNG). Thereafter, liquefied natural gas can be vaporized in the coastal LNG terminal so that gaseous natural gas can be transported via conventional natural gas pipelines.
Как показано на фиг. 1, ступени высокого, промежуточного и низкого давления компрессора 83 предпочтительно объединены в одно единственное устройство. Однако каждая ступень может представлять собой отдельное устройство, при этом все отдельные устройства соединены друг с другом механически и приводятся в действие с помощью одного приводного устройства. Сжатый газ из секции компрессора, включающей ступень низкого давления, проходит через промежуточный охладитель 85 и перед второй ступенью сжатия объединяется с газом промежуточного давления, поступающим по трубопроводу 140. Из ступени промежуточного давления компрессора 83 сжатый газ пропускают через промежуточный охладитель 84 и перед третьей ступенью компрессора объединяют с газом высокого давления, поступающим по трубопроводам 121 и 128. Сжатый газ (т.е. сжатый поток газа открытого метанового контура) выпускают из ступени высокого давления метанового компрессора через трубопровод 150, охлаждают его в охладителе 86 и по трубопроводу 152 транспортируют в холодильник 2 предварительного охлаждения ступени высокого давления, как было описано выше. Поток охлаждается в холодильнике 2 предварительного охлаждения с помощью средства 4 косвенного теплообмена и по трубопроводу 154 протекает к основному метановому экономайзеру 74. Сжатый поток газа открытого метанового контура, отведенный из холодильника 2, поступает в основной метановый экономайзер 74, где полностью охлаждается потоком хладагента, протекающего через средство 98 косвенного теплообмена. Охлажденный поток отводится затем по трубопроводу 158 и выше по потоку от первой ступени охлаждения этиленом объединяется с потоком обработанного исходного природного газа.As shown in FIG. 1, the high, intermediate and low pressure stages of compressor 83 are preferably combined into a single device. However, each stage can be a separate device, while all the individual devices are mechanically connected to each other and are driven by a single drive device. The compressed gas from the compressor section, including the low pressure stage, passes through the intercooler 85 and is combined with the intermediate pressure gas through the pipe 140 before the second compression stage. From the intermediate pressure stage of the compressor 83, the compressed gas is passed through the intercooler 84 and before the third compressor stage combined with high-pressure gas flowing through lines 121 and 128. Compressed gas (ie, a compressed gas stream of an open methane circuit) is discharged from the high-pressure stage methane compressor through conduit 150, it is cooled in cooler 86 and is conveyed via conduit 152 into cooler 2 precooling the high pressure stage, as described above. The stream is cooled in the pre-cooling refrigerator 2 by means of indirect heat exchange means 4 and flows through the pipe 154 to the main methane economizer 74. The compressed methane gas stream diverted from the refrigerator 2 enters the main methane economizer 74, where it is completely cooled by the flow of refrigerant flowing through means 98 of indirect heat transfer. The cooled stream is then diverted via line 158 and upstream of the first ethylene cooling stage is combined with the treated natural gas feed stream.
Описанный выше хладагент предварительного охлаждения, как было установлено, может быть в особенности выгодным при его использовании в установках для производства СПГ, размещенных в холодных климатических условиях (например, в условиях арктического климата). Обычно зонами с холодными климатическими условиями считаются такие, в которых в течение любого календарного года с 1995 до 2005 года включительно средняя температура окружающего воздуха составляла менее 10°С (50°Е) в течение по меньшей мере 2, 6 или 10 месяцев календарного года. Средняя окружающая температура в течение календарного месяца вычисляется путем усреднения средних дневных температур воздуха за полный календарный месяц, и эта средняя дневная воздуха представляет собой среднюю величину высокой и низкой температур воздуха в течение дня. Кроме того, настоящее изобретение может быть выгодным при использовании в таких местах, где в течение любого календарного года от 1995 до 2005 года включительно средняя годовая температура окружающего воздуха составляла менее чем приблизительно 10°С (50°Е), находясь в интервале температур приблизительно от -18°С (0°Е) до приблизительно 7°С (45°Е) или в интервале от -12°С (10°Е) до 4°С (40°Е). Средняя годовая температура окружающего воздуха определяется путем усреднения средних дневных температур воздуха за полный календарный год.The pre-cooling refrigerant described above has been found to be particularly advantageous when used in LNG plants located in cold climates (for example, in arctic climates). Typically, areas with cold climatic conditions are those in which during any calendar year from 1995 to 2005 inclusive, the average ambient temperature was less than 10 ° C (50 ° E) for at least 2, 6 or 10 months of the calendar year. The average ambient temperature during the calendar month is calculated by averaging the average daily air temperatures over the full calendar month, and this average daily air temperature is the average of the high and low air temperatures during the day. In addition, the present invention can be advantageous when used in places where, during any calendar year from 1995 to 2005, inclusive, the average annual ambient temperature was less than about 10 ° C (50 ° E), being in the temperature range from about -18 ° C (0 ° E) to about 7 ° C (45 ° E) or in the range from -12 ° C (10 ° E) to 4 ° C (40 ° E). The average annual ambient temperature is determined by averaging the average daily air temperature over a full calendar year.
Настоящее изобретение, как было установлено, может иметь преимущества при его использовании в холодных климатических условиях со значительным колебанием годовых граничных значений температуры. Годовое колебание граничных значений температуры определяется как разность между самой высокой средней дневной температурой воздуха календарного года и самой низкой средней дневной температурой воздуха этого календарного года. Например, настоящее изобретение может быть с успехом использовано в таких регионах, где в течение по меньшей мере одного календарного года с 1995 по 2005The present invention has been found to have advantages when used in cold climates with a significant variation in annual temperature limits. The annual fluctuation of the boundary temperature values is defined as the difference between the highest average daily air temperature of a calendar year and the lowest average daily air temperature of this calendar year. For example, the present invention can be successfully used in regions where, for at least one calendar year, from 1995 to 2005
- 11 012809 год включительно годовое изменение граничных значений температуры составляло менее чем приблизительно 10°С (50°Е) в интервале температур приблизительно от 24°С (75°Е) до приблизительно 66°С (150°Е) или в интервале от 29°С (85°Е) до 52°С (125°Е).- 11 012809, inclusive, the annual change in the boundary temperature values was less than about 10 ° C (50 ° E) in the temperature range from about 24 ° C (75 ° E) to about 66 ° C (150 ° E) or in the range from 29 ° C (85 ° E) to 52 ° C (125 ° E).
При использовании в рассмотренных выше погодных условиях различные рабочие параметры цикла предварительного охлаждения могут отличаться от рабочих параметров, описанных выше со ссылкой на фиг. 1. Фиг. 2 иллюстрирует воплощение установки/способа для производства СПГ, приспособленных к использованию в холодных климатических условиях. В установке для производства СПГ, показанной на фиг. 2, используются почти все те же элементы, что и в рассмотренной выше установке, иллюстрируемой на фиг. 1. Однако в контуре предварительного охлаждения, используемом в установке сжижения природного газа, показанной на фиг. 2, имеются только два уровня охлаждения и сжатия в отличие от трех уровней охлаждения и сжатия согласно фиг. 1.When used in the weather conditions discussed above, the various operating parameters of the pre-cooling cycle may differ from the operating parameters described above with reference to FIG. 1. FIG. 2 illustrates an embodiment of an apparatus / method for producing LNG adapted for use in cold climates. In the LNG plant shown in FIG. 2, almost all of the same elements are used as in the installation described above, illustrated in FIG. 1. However, in the pre-cooling circuit used in the natural gas liquefaction plant shown in FIG. 2, there are only two levels of cooling and compression, unlike the three levels of cooling and compression according to FIG. one.
Различные рабочие параметры контура предварительного охлаждения, иллюстрируемого на фиг. 2, могут в значительной степени влиять на работу в холодных окружающих условиях (при низких температурах). Такие рабочие параметры включают, например, температуры и давления холодильного агента предварительного охлаждения в трубопроводе 320 (входной трубопровод ступени низкого давления компрессора предварительного охлаждения), трубопроводе 311 (входной трубопровод ступени высокого давления компрессора предварительного охлаждения), трубопроводе 300 (выходной трубопровод компрессора предварительного охлаждения) и трубопроводе 302 (отвод хладагента после охлаждения окружающим воздухом). В приведенной ниже таблице представлены широкий, промежуточный и узкий интервалы температур и давлений хладагента предварительного охлаждения, реализуемых в различных трубопроводах установки для сжижения природного газа, иллюстрируемой на фиг. 2.The various operating parameters of the pre-cooling circuit illustrated in FIG. 2, can significantly affect operation in cold environments (at low temperatures). Such operating parameters include, for example, the temperature and pressure of the pre-cooling refrigerant in line 320 (inlet line of the low pressure stage of the pre-cooling compressor), line 311 (inlet line of the high pressure stage of the pre-cooling compressor), line 300 (outlet line of the pre-cooling compressor) and pipe 302 (refrigerant discharge after cooling with ambient air). The table below shows the wide, intermediate, and narrow ranges of temperatures and pressures of the pre-cooling refrigerant sold in the various pipelines of the natural gas liquefaction plant illustrated in FIG. 2.
Выбранные рабочие параметры для установки сжижения природного газа, работающей в холодных климатических условияхSelected operating parameters for a natural gas liquefaction plant operating in cold climates
В воплощении для холодных климатических условий, представленном на фиг. 2, предпочтительно, чтобы максимальное повышение давления в компрессоре 18 (разность давлений на входе и выходе компрессора) находилось в интервале от приблизительно 3,5 до 14 ата, более предпочтительно в интервале от приблизительно 5,3 до приблизительно 12,3 ата и наиболее предпочтительно в интервале от 7 до 11,2 ата.In the cold climate embodiment of FIG. 2, it is preferable that the maximum pressure increase in the compressor 18 (differential pressure at the inlet and outlet of the compressor) is in the range of from about 3.5 to 14 atmospheres, more preferably in the range of from about 5.3 to about 12.3 atmospheres, and most preferably in the range from 7 to 11.2 at.
В одном воплощении настоящего изобретения система для производства СПГ, иллюстрируемая на фиг. 1, моделируется на компьютере с использованием известной программы моделирования технологического процесса. Примеры подходящей программы моделирования включают программы ΗΥ8Υ8™ или Лкреи Р1и8®, предоставляемые компанией Лкреи Тесйио1о§у, 1пс., и ΡΡΟ/ΙΙ®. предоставляемая компанией ЗшшкШоп Заепсек 1пс. Предпочтительные формы воплощения изобретения, описанные выше, служат лишь целям иллюстрации и не должны рассматриваться, как ограничивающие объем настоящего изобретения. Очевидные модификации примеров воплощения, рассмотренных выше, могут быть легко осуществлены специалистами в данной области техники без изменения сущности настоящего изобретения.In one embodiment of the present invention, the LNG production system illustrated in FIG. 1, is simulated on a computer using a well-known process simulation program. Examples of suitable simulation programs include the ΗΥ8Υ8 ™ or Lkrei P1i8® programs provided by Lkrei Tesyio1ogu, 1 ps., And ΡΡΟ / ΙΙ®. provided by ZshshkShop Zaepsek 1ps. The preferred forms of embodiment described above are for purposes of illustration only and should not be construed as limiting the scope of the present invention. Obvious modifications to the exemplary embodiments discussed above can be readily accomplished by those skilled in the art without altering the spirit of the present invention.
Автор изобретения констатирует, что настоящее изобретение основано на теории эквивалентов, применяемой для определения и оценки в достаточной степени полного объема изобретения, что относится к любому устройству, по свой сущности находящемуся в пределах установленного объема изобретения, изложенного в нижеследующих пунктах формулы изобретения.The inventor states that the present invention is based on the theory of equivalents used to determine and evaluate a sufficiently complete scope of the invention, which relates to any device that is inherently within the specified scope of the invention set forth in the following claims.
Claims (50)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/273,521 US20070107464A1 (en) | 2005-11-14 | 2005-11-14 | LNG system with high pressure pre-cooling cycle |
| PCT/US2006/043605 WO2007058876A2 (en) | 2005-11-14 | 2006-11-09 | Lng system with enhanced pre-cooling cycle |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801313A1 EA200801313A1 (en) | 2008-10-30 |
| EA012809B1 true EA012809B1 (en) | 2009-12-30 |
Family
ID=38039354
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801313A EA012809B1 (en) | 2005-11-14 | 2006-11-09 | Process for liquefying natural gas and apparatus therefor |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20070107464A1 (en) |
| EA (1) | EA012809B1 (en) |
| WO (1) | WO2007058876A2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2640976C1 (en) * | 2017-05-05 | 2018-01-12 | Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." | Method for controlling liquefaction of natural gas |
| RU2645095C1 (en) * | 2017-04-03 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of partial liquefaction of natural gas |
| RU2645185C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-02-16 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of natural gas liquefaction by the cycle of high pressure with the precooling of ethane and nitrogen "arctic cascade" and the installation for its implementation |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8011191B2 (en) | 2009-09-30 | 2011-09-06 | Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc | Refrigeration system having a variable speed compressor |
| EP2529168A4 (en) * | 2010-01-27 | 2018-01-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Superconducting system for enhanced natural gas production |
| US20150013379A1 (en) * | 2012-03-30 | 2015-01-15 | Russell H. Oelfke | LNG Formation |
| SG11201504193VA (en) * | 2013-01-24 | 2015-08-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Liquefied natural gas production |
| US11268754B2 (en) | 2018-09-28 | 2022-03-08 | Southwest Research Institute | Natural gas processing using supercritical fluid power cycles |
| CN113984827B (en) * | 2021-10-25 | 2023-11-21 | 重庆科技学院 | Device and method for simulating natural gas liquefaction performance of supersonic jet pipe |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5611216A (en) * | 1995-12-20 | 1997-03-18 | Low; William R. | Method of load distribution in a cascaded refrigeration process |
| US5669234A (en) * | 1996-07-16 | 1997-09-23 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process |
| US6062041A (en) * | 1997-01-27 | 2000-05-16 | Chiyoda Corporation | Method for liquefying natural gas |
| US6119479A (en) * | 1998-12-09 | 2000-09-19 | Air Products And Chemicals, Inc. | Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction |
| US6334334B1 (en) * | 1997-05-28 | 2002-01-01 | Linde Aktiengesellschaft | Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
| US6446465B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-09-10 | Bhp Petroleum Pty, Ltd. | Liquefaction process and apparatus |
| US6742357B1 (en) * | 2003-03-18 | 2004-06-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3362173A (en) * | 1965-02-16 | 1968-01-09 | Lummus Co | Liquefaction process employing cascade refrigeration |
| US6793712B2 (en) * | 2002-11-01 | 2004-09-21 | Conocophillips Company | Heat integration system for natural gas liquefaction |
| US6658890B1 (en) * | 2002-11-13 | 2003-12-09 | Conocophillips Company | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction |
| US6662589B1 (en) * | 2003-04-16 | 2003-12-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
| RU2386090C2 (en) * | 2005-03-09 | 2010-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method of liquefying hydrocarbon-rich stream |
-
2005
- 2005-11-14 US US11/273,521 patent/US20070107464A1/en not_active Abandoned
-
2006
- 2006-11-09 US US12/084,922 patent/US20090249828A1/en not_active Abandoned
- 2006-11-09 EA EA200801313A patent/EA012809B1/en not_active IP Right Cessation
- 2006-11-09 WO PCT/US2006/043605 patent/WO2007058876A2/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5611216A (en) * | 1995-12-20 | 1997-03-18 | Low; William R. | Method of load distribution in a cascaded refrigeration process |
| US5669234A (en) * | 1996-07-16 | 1997-09-23 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process |
| US6062041A (en) * | 1997-01-27 | 2000-05-16 | Chiyoda Corporation | Method for liquefying natural gas |
| US6334334B1 (en) * | 1997-05-28 | 2002-01-01 | Linde Aktiengesellschaft | Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
| US6446465B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-09-10 | Bhp Petroleum Pty, Ltd. | Liquefaction process and apparatus |
| US6119479A (en) * | 1998-12-09 | 2000-09-19 | Air Products And Chemicals, Inc. | Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction |
| US6742357B1 (en) * | 2003-03-18 | 2004-06-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645185C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-02-16 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of natural gas liquefaction by the cycle of high pressure with the precooling of ethane and nitrogen "arctic cascade" and the installation for its implementation |
| US11566840B2 (en) | 2017-03-16 | 2023-01-31 | Publichnoe Aktsionernoe Obshchestvo “NOVATEK” | Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation |
| US11774173B2 (en) | 2017-03-16 | 2023-10-03 | Publichnoe Aktsionernoe Obshchestvo “NOVATEK” | Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation |
| RU2645095C1 (en) * | 2017-04-03 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of partial liquefaction of natural gas |
| RU2640976C1 (en) * | 2017-05-05 | 2018-01-12 | Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." | Method for controlling liquefaction of natural gas |
| US10215487B2 (en) | 2017-05-05 | 2019-02-26 | Sakhalin Energy Investment Company Ltd. | Method of control of the natural gas liquefaction process |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20070107464A1 (en) | 2007-05-17 |
| US20090249828A1 (en) | 2009-10-08 |
| WO2007058876A3 (en) | 2009-04-30 |
| WO2007058876A2 (en) | 2007-05-24 |
| EA200801313A1 (en) | 2008-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2005216022B2 (en) | LNG system with warm nitrogen rejection | |
| RU2752223C2 (en) | Complex system for methane cooling for natural gas liquefaction | |
| US9651300B2 (en) | Semi-closed loop LNG process | |
| US6658890B1 (en) | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction | |
| US7404301B2 (en) | LNG facility providing enhanced liquid recovery and product flexibility | |
| JP4544652B2 (en) | An improved cascade cooling method for natural gas liquefaction. | |
| US7100399B2 (en) | Enhanced operation of LNG facility equipped with refluxed heavies removal column | |
| RU2607933C2 (en) | Natural gas liquefaction plant with ethylene-independent system of extraction of heavy fractions | |
| CN1102213C (en) | Reliquefaction of boil-off from pressure LNG | |
| RU2307297C2 (en) | United multiple-loop cooling method for gas liquefaction | |
| EA012809B1 (en) | Process for liquefying natural gas and apparatus therefor | |
| US7591149B2 (en) | LNG system with enhanced refrigeration efficiency | |
| RU2352877C2 (en) | Method of liquefying natural gas | |
| US20180356150A1 (en) | Method for optimising liquefaction of natural gas | |
| US20050279132A1 (en) | LNG system with enhanced turboexpander configuration | |
| US9989304B2 (en) | Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source |
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 AZ BY KZ KG MD TJ TM |