EA012809B1 - Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления - Google Patents

Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления Download PDF

Info

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
Application number
EA200801313A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200801313A1 (ru
Inventor
Велдон Л. Рансбагер
Original Assignee
Конокофиллипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of EA200801313A1 publication Critical patent/EA200801313A1/ru
Publication of EA012809B1 publication Critical patent/EA012809B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—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

Описан способ для сжижения природного газа, в котором охлаждают поток природного газа в контуре предварительного охлаждения с высоким давлением посредством косвенного теплообмена с помощью хладагента предварительного охлаждения. Описана установка для сжижения природного газа, которая может быть с успехом использована в регионах с холодным климатом и/или в регионах, в которых имеют место большие колебания температуры окружающей среды.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
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.
Уровень техники
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.
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.
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.
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.
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.
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,
- 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.
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.
Раскрытие изобретения
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.
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.
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.
Еще одно воплощение изобретения обеспечивает установку/способ СПГ, которые обладают большей эффективностью и пригодностью в условиях холодного климата.
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.
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.
- 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.
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.
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.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - упрощенная схема каскадного процесса охлаждения для производства СПГ с использование контура предварительного охлаждения высокого давления.
Фиг. 2 - упрощенная схема установки и процесса производства СПГ, приспособленных для использования в условиях холодного климата.
Подробное описание предпочтительного воплощения изобретения
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.
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.
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,
- 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.
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.
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.
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).
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.
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 предвари
- 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.
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.
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.
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.
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 тя
- 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.
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+).
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.
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.
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.
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, содер
- 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.
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.
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.
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.
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.
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 охлажденного
- 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.
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.
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.
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 направляется
- 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.
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.
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.
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 ком
- 9 012809 прессора 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.
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.
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).
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 метановом
- 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.
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.
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.
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.
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.
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 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).
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.
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.
Выбранные рабочие параметры для установки сжижения природного газа, работающей в холодных климатических условиях
Трубопровод (фиг. 2) Температура (”С) Давление (ата)
Широкий интервал Промежуточн. интервал Узкий интервал Широкий Промежуточн. Узкий
320 от -73 до +7 от-62 до-18 от -51 до -23 от 0,07 до 5,6 от 0,35 до 4,2 от 0,7 до 2,8
311 от -18 до + 65 от-12 до +38 от -4 до +24 от 2,5 до 7,0 от 2,8 до 5,6 от 3,2 до 5,3
300 от +24 до 149 от +38 до +93 от 54 до 79 от 7,0 до 21 от 8,8до 16,8 от 11,2 до 14
302 от -18 до +38 от -12 до +27 от -7 до +21 от 5,25 до 17,5 от 8,4 до 14 от 10,1 до 13
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.
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.
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.

Claims (50)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сжижения природного газа, в котором:
    (a) охлаждают поток природного газа в контуре предварительного охлаждения высокого давления посредством косвенного теплообмена с помощью хладагента предварительного охлаждения, имеющего температуру кипения менее -43°С (-45°Е) при давлении, равном 1 атм, который нагнетают компрессором предварительного охлаждения при давлении нагнетания, составляющем по меньшей мере 15,8 атм, и (b) осуществляют дальнейшее охлаждение и, по меньшей мере, частичную конденсацию по меньшей мере части потока природного газа в контуре последующего охлаждения посредством косвенного теплообмена с помощью хладагента последующего охлаждения, имеющего более низкую температуру кипения, чем хладагент предварительного охлаждения.
  2. 2. Способ по п.1, в котором хладагент предварительного охлаждения имеет скрытую теплоту парообразования в интервале от 175 до 478 кДж/кг при давлении, равном 1 атм, и температуре, соответст
    - 12 012809 вующей температуре кипения.
  3. 3. Способ по п.1, в котором температура кипения хладагента предварительного охлаждения, выраженная в °Е, по меньшей мере на 10% меньше температуры кипения пропана при 1 атм.
  4. 4. Способ по п.1, в котором хладагент предварительного охлаждения при температуре 20°С (68°Е) имеет значение давления пара в интервале от 9,1 до 12,6 атм.
  5. 5. Способ по п.1, в котором температура кипения хладагента предварительного охлаждения при 1 атм составляет не более 66°С (150°Е).
  6. 6. Способ по п.1, в котором давление нагнетания составляет по меньшей мере 17,5 атм.
  7. 7. Способ по п.1, в котором хладагент предварительного охлаждения при давлении, равном 1 атм, имеет температуру кипения в интервале от -54°С (-65°Е) до -46°С (-50°Е), при этом хладагент предварительного охлаждения при 1 атм и при температуре, равной температуре кипения, имеет скрытую теплоту парообразования в интервале от 419 до 454 кДж/кг.
  8. 8. Способ по п.7, в котором хладагент предварительного охлаждения при температуре 20°С (68°Е) имеет давление пара в интервале от 9,8 до 11,9 атм.
  9. 9. Способ по п.7, в котором хладагент предварительного охлаждения при давлении, равном 1 атм, имеет температуру кипения не более 43°С (110°Е).
  10. 10. Способ по п.1, в котором хладагент последующего охлаждения представляет собой этан и/или этилен.
  11. 11. Способ по п.10, в котором хладагент последующего охлаждения представляет собой преимущественно пропилен.
  12. 12. Способ по п.11, в котором хладагент последующего охлаждения представляет собой этилен.
  13. 13. Способ по п.1, в котором компрессор контура предварительного охлаждения обеспечивает максимальное повышение давления от входного давления до давления нагнетания в интервале от 14 до 24,5 атм.
  14. 14. Способ по п.1, в котором компрессор контура предварительного охлаждения содержит входы ступени низкого давления, ступени промежуточного давления и ступени высокого давления, в каждый из которых поступает по меньшей мере часть указанного хладагента предварительного охлаждения.
  15. 15. Способ по п.14, в котором компрессор контура предварительного охлаждения функционирует при давлении на входе в ступень низкого давления, составляющем по меньшей мере 1,05 атм, давлении на входе в ступень промежуточного давления, составляющем по меньшей мере 2,8 атм, и давлении на входе в ступень высокого давления, составляющем по меньшей мере 5,6 атм.
  16. 16. Способ по п.15, в котором на входе ступени низкого давления хладагент предварительного охлаждения имеет температуру в интервале от -73°С (-100°Е) до 10°С (-50°Е), на входе ступени промежуточного давления хладагент предварительного охлаждения имеет температуру в интервале от -46°С (-50°Е) до 38°С (100°Е), и на входе ступени высокого давления хладагент предварительного охлаждения имеет температуру в интервале от -18°С (0°Е) до 93°С (200°Е).
  17. 17. Способ по п.14, в котором на входе в ступень низкого давления хладагент предварительного охлаждения имеет плотность, по меньшей мере равную 2,88 кг/м3, на входе в ступень промежуточного давления хладагент предварительного охлаждения имеет плотность, по меньшей мере равную 8 кг/м3, и на входе в ступень высокого давления хладагент предварительного охлаждения имеет плотность, по меньшей мере равную 14,4 кг/м3.
  18. 18. Способ по п.1, в котором охлаждают по меньшей мере часть хладагента последующего охлаждения путем косвенного теплообмена с хладагентом предварительного охлаждения.
  19. 19. Способ по п.1, в котором осуществляют дальнейшее охлаждение по меньшей мере части потока природного газа в контуре конечного охлаждения посредством косвенного теплообмена с хладагентом конечного охлаждения, имеющим температуру кипения ниже температуры кипения хладагента последующего охлаждения.
  20. 20. Способ по п.19, в котором отделяют часть потока природного газа и используют в качестве хладагента конечного охлаждения.
  21. 21. Способ по п.19, в котором хладагент конечного охлаждения содержит преимущественно метан.
  22. 22. Способ по п.19, в котором охлаждают по меньшей мере часть хладагента конечного охлаждения посредством косвенного теплообмена с хладагентом предварительного охлаждения.
  23. 23. Установка для сжижения потока природного газа, которая состоит из контура предварительного охлаждения природного газа, содержащего компрессор предварительного охлаждения, холодильник предварительного охлаждения и хладагент предварительного охлаждения, циркулирующий через компрессор предварительного охлаждения и холодильник предварительного охлаждения, причем компрессор предварительного охлаждения приспособлен для нагнетания хладагента предварительного охлаждения при давлении нагнетания, составляющем по меньшей мере 11,3 атм, причем хладагент предварительного охлаждения при давлении, равном 1 атм, имеет температуру кипения ниже -43°С (-45°Е); и контура последующего охлаждения, предназначенного для охлаждения по меньшей мере части потока природного газа ниже по потоку от контура предварительного охлаждения, содержащего компрессор последующего охлаждения, холодильник последующего охлаждения и хладагент последующего охлаждения,
    - 13 012809 циркулирующий через компрессор последующего охлаждения и холодильник последующего охлаждения, причем хладагент последующего охлаждения имеет температуру кипения ниже температуры кипения хладагента предварительного охлаждения.
  24. 24. Установка по п.23, в которой хладагент предварительного охлаждения при давлении, равном 1 атм, и температуре, равной температуре кипения, имеет скрытую теплоту парообразования в интервале от 175 до 478 кДж/кг.
  25. 25. Установка по п.23, в которой температура кипения хладагента предварительного охлаждения, выраженная в °Р, по меньшей мере на 10% ниже температуры кипения пропана при 1 атм.
  26. 26. Установка по п.23, в которой хладагент предварительного охлаждения при температуре 20°С (68°Р) имеет давление пара в интервале от 9,1 до 12,6 атм.
  27. 27. Установка по п.23, в которой хладагент предварительного охлаждения имеет температуру кипения при 1 атм не более 66°С (150°Р).
  28. 28. Установка по п.23, в которой компрессор предварительного охлаждения приспособлен для нагнетания хладагента при давлении по меньшей мере 17,5 атм.
  29. 29. Установка по п.23, в которой хладагент предварительного охлаждения при давлении, равном 1 атм, имеет температуру кипения в интервале от -54°С (-65°Р) до -46°С (-50°Р), и имеет скрытую теплоту парообразования в интервале от 419 до 454 кДж/кг.
  30. 30. Установка по п.23, в которой хладагент предварительного охлаждения представляет собой преимущественно пропилен.
  31. 31. Установка по п.30, в которой хладагент последующего охлаждения представляет собой преимущественно этилен.
  32. 32. Установка по п.23, которая содержит контур конечного охлаждения, предназначенный для охлаждения по меньшей мере части потока природного газа ниже по ходу движения потока от контура последующего охлаждения, содержащий компрессор конечного охлаждения, холодильник конечного охлаждения и хладагент конечного охлаждения, циркулирующий через компрессор и холодильник конечного охлаждения, причем хладагент конечного охлаждения имеет температуру кипения ниже температуры кипения хладагента последующего охлаждения.
  33. 33. Устройство по п.32, в котором хладагент конечного охлаждения представляет собой преимущественно метан.
  34. 34. Способ производства сжиженного природного газа в холодных климатических условиях, в котором:
    (a) охлаждают поток природного газа в первом холодильном контуре посредством косвенного теплообмена с помощью первого хладагента, который имеет температуру кипения менее -43°С (-45°Р) при давлении, равном 1 атм; и (b) осуществляют дальнейшее охлаждение по меньшей мере части указанного потока природного газа во втором контуре охлаждения посредством косвенного теплообмена с помощью второго хладагента, имеющего более низкую температуру кипения, чем первый хладагент.
  35. 35. Способ по п.34, в котором первый холодильный контур содержит компрессор, нагнетающий первый хладагент при давлении нагнетания менее чем 16,8 атм.
  36. 36. Способ по п.35, в котором первый компрессор содержит один или более первых входов для поступления в них первого хладагента, при этом указанные входы включают вход ступени низкого давления, через который в первый компрессор поступает первый хладагент при давлении на входе в ступень низкого давления, величина которого самая низкая из давлений всех указанных первых входов, причем давление на входе в ступень низкого давления составляет более 0,07 атм.
  37. 37. Способ по п.36, в котором давление нагнетания составляет от 0,35 до 4,2 атм.
  38. 38. Способ по п.34, в котором первый хладагент при температуре 20°С (68°Р) имеет давление пара в интервале от 9,1 до 12,6 атм.
  39. 39. Способ по п.34, в котором первый хладагент при 1 атм имеет температуру кипения в интервале от 18°С (-65°Р) до -46°С (-50°Р), при этом давление пара первого хладагента при температуре 20°С (68°Р) составляет от 9,8 до 11,9 атм.
  40. 40. Способ по п.34, в котором хладагент последующего охлаждения представляет собой этан и/или этилен.
  41. 41. Способ по п.34, в котором хладагент предварительного охлаждения представляет собой преимущественно пропилен.
  42. 42. Способ по п.41, в котором хладагент последующего охлаждения представляет собой преимущественно этилен.
  43. 43. Способ по п.34, в котором компрессор предварительного охлаждения содержит входы ступени низкого давления и ступени высокого давления, в каждый из которых поступает по меньшей мере часть хладагента предварительного охлаждения.
  44. 44. Способ по п.43, в котором компрессор предварительного охлаждения функционирует при давлении на входе ступени низкого давления в интервале от 0,35 до 4,2 атм и при давлении на входе ступени высокого давления в интервале от 2,8 до 5,6 атм.
    - 14 012809
  45. 45. Способ по п.44, в котором хладагент предварительного охлаждения на входе ступени низкого давления имеет температуру в интервале от -62°С (-80°Р) до -18°С (0°Р), а на входе ступени высокого давления хладагент предварительного охлаждения имеет температуру в интервале от -12°С (10°Р) до -38°С (100°Р).
  46. 46. Способ по п.34, в котором охлаждают по меньшей мере часть второго хладагента путем косвенного теплообмена с хладагентом предварительного охлаждения.
  47. 47. Способ по п.46, в котором осуществляют дальнейшее охлаждение по меньшей мере части потока природного газа в третьем контуре охлаждения посредством косвенного теплообмена с третьим хладагентом, имеющим температуру кипения ниже температуры кипения указанного второго хладагента.
  48. 48. Способ по п.47, в котором отделяют часть потока природного газа и используют в качестве третьего хладагента.
  49. 49. Способ по п.47, в котором третий хладагент представляет собой преимущественно метан.
  50. 50. Способ по п.47, в котором охлаждают по меньшей мере часть третьего хладагента посредством косвенного теплообмена с первым хладагентом.
EA200801313A 2005-11-14 2006-11-09 Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления EA012809B1 (ru)

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 (ru) 2008-10-30
EA012809B1 true EA012809B1 (ru) 2009-12-30

Family

ID=38039354

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200801313A EA012809B1 (ru) 2005-11-14 2006-11-09 Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления

Country Status (3)

Country Link
US (2) US20070107464A1 (ru)
EA (1) EA012809B1 (ru)
WO (1) WO2007058876A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640976C1 (ru) * 2017-05-05 2018-01-12 Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." Способ управления процессом сжижения природного газа
RU2645095C1 (ru) * 2017-04-03 2018-02-15 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Способ частичного сжижения природного газа
RU2645185C1 (ru) * 2017-03-16 2018-02-16 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
WO2011094043A1 (en) * 2010-01-27 2011-08-04 Exxonmobil Upstream Research Company Superconducting system for enhanced natural gas production
CA2867436C (en) * 2012-03-30 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Lng formation
WO2014116363A1 (en) * 2013-01-24 2014-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefied natural gas production
US11268754B2 (en) 2018-09-28 2022-03-08 Southwest Research Institute Natural gas processing using supercritical fluid power cycles
CN113984827B (zh) * 2021-10-25 2023-11-21 重庆科技学院 一种超音速喷管对天然气液化性能模拟实验装置及方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
WO2006094969A1 (en) * 2005-03-09 2006-09-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for the liquefaction of a hydrocarbon-rich stream

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2645185C1 (ru) * 2017-03-16 2018-02-16 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления
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 (ru) * 2017-04-03 2018-02-15 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Способ частичного сжижения природного газа
RU2640976C1 (ru) * 2017-05-05 2018-01-12 Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." Способ управления процессом сжижения природного газа
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
WO2007058876A2 (en) 2007-05-24
WO2007058876A3 (en) 2009-04-30
EA200801313A1 (ru) 2008-10-30
US20070107464A1 (en) 2007-05-17
US20090249828A1 (en) 2009-10-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2005216022B2 (en) LNG system with warm nitrogen rejection
RU2752223C2 (ru) Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа
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 (ja) 天然ガス液化のための改良カスケード式冷却方法
US7100399B2 (en) Enhanced operation of LNG facility equipped with refluxed heavies removal column
RU2607933C2 (ru) Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций
CN1102213C (zh) 将加压液态天然气的加压气化气再液化的方法
RU2307297C2 (ru) Объединенный многоконтурный способ охлаждения для сжижения газа
EA012809B1 (ru) Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления
US7591149B2 (en) LNG system with enhanced refrigeration efficiency
RU2352877C2 (ru) Способ сжижения природного газа
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