EA030308B1 - Способ и установка для производства потока сжиженных углеводородов - Google Patents

Способ и установка для производства потока сжиженных углеводородов Download PDF

Info

Publication number
EA030308B1
EA030308B1 EA201591986A EA201591986A EA030308B1 EA 030308 B1 EA030308 B1 EA 030308B1 EA 201591986 A EA201591986 A EA 201591986A EA 201591986 A EA201591986 A EA 201591986A EA 030308 B1 EA030308 B1 EA 030308B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
fraction
gas
refrigerant
condensed
Prior art date
Application number
EA201591986A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201591986A1 (ru
Inventor
Ян Ван Амелсворт
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA201591986A1 publication Critical patent/EA201591986A1/ru
Publication of EA030308B1 publication Critical patent/EA030308B1/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
    • F25J1/003—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
    • F25J1/0002—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"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—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"
    • F25J1/0045—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 vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • 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
    • F25J1/0255—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature controlling the composition of the feed or liquefied gas, e.g. to achieve a particular heating value of 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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F25J1/0267—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer using flash gas as heat sink
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0274—Retrofitting or revamping of an existing liquefaction unit
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0257—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/0605—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the feed stream
    • F25J3/061—Natural gas or substitute 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/0635—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/06—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation
    • F25J3/063—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream
    • F25J3/066—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by partial condensation characterised by the separated product stream separation of nitrogen
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/30—Dynamic liquid or hydraulic expansion with extraction of work, e.g. single phase or two-phase turbine
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/60—Integration in an installation using hydrocarbons, e.g. for fuel purposes
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Криогенная углеводородная композиция, полученная с помощью подвергания неочищенного потока сжиженных углеводородов стадии снижения давления, сначала разделяется на парообразный хвостовой поток и жидкий поток. Жидкий поток отводится в виде потока сжиженных углеводородов. Парообразный хвостовой поток повторно сжимается, делится на первый и второй частичные потоки сжатого пара. Каждый частичный поток подвергается косвенному теплообмену, при этом первый частичный поток сжатого пара подвергается косвенному теплообмену с потоком первого вспомогательного хладагента, и второй частичный поток сжатого пара - с потоком второго вспомогательного хладагента. Поток второго вспомогательного хладагента образуется из сконденсированной фракции, которая таким образом повторно испаряется и впоследствии сжигается в газовой турбине. Паровая фракция, которая обычно имеет более высокое содержание азота и более низкую теплотворную способность, чем сконденсированная фракция, сжигается в сжигательном устройстве, отличном от газовой турбины.

Description

изобретение относится к способу и установке для производства потока сжиженных углеводородов.
Сжиженный природный газ (СПГ) является экономически важным примером такого криогенного потока углеводородов. Природный газ является ценным источником топлива, будучи в то же время источником различных углеводородных соединений. Часто по ряду причин желательно сжижать природный газ в установке сжижения природного газа, находящейся у источника потока природного газа или рядом с ним. Например, природный газ можно легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, а не в газообразном виде, поскольку он будет занимать меньший объем и не потребует хранения при высоком давлении.
В АО 2006/120127 описаны способ и установка для сепарации СПГ. Сжиженный природный газ в жидкой форме направляют в сепарационную установку, в которой образуются очищенный от азота поток СПГ и обогащенный азотом пар. В сепарационной установке применяются две колонны. Поток СПГ, который был сжижен в установке сжижения, сначала разделяется в первой колонне, работающей при примерно 1,25 бар (0,125 МПа), с образованием обедненной азотом жидкости и головного газового потока. Головной газовый поток повторно сжимается до примерно 4 бар (0,40 МПа) и поступает во вторую колонну, где весь оставшийся метан повторно конденсируется. Повторно сконденсированный метан отводится в виде жидкости из второй колонны и смешивается с обедненной азотом жидкостью из первой колонны, с образованием очищенного от азота потока СПГ. Газообразный азот отводится сверху второй колонны, что позволяет использовать азот, содержащийся в природном газе, при технической чистоте.
Охлаждение или указанная повторная конденсация метана во второй колонне осуществляется с помощью азотного цикла, не зависящего от установки сжижения, использующего жидкий хладагент, в котором содержание азота составляет более 80 мол.%.
Недостаток этого способа сепарции СПГ заключается в том, что необходим независимый цикл охлаждения, что влечет за собой как капитальные, так и эксплуатационные затраты. Кроме того, поскольку повторно сконденсированный метан добавляется в очищенный поток СПГ, становится все более необходимо поддерживать уровень азота в очищенном потоке СПГ ниже требуемых стандартами значений для коммерческого СПГ.
Настоящее изобретение предлагает способ производства потока сжиженных углеводородов, включающий в себя
обеспечение криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу при исходном давлении от 1 до 2 бар абс. (0,1-0,2 МПа);
фазовое разделение криогенной углеводородной композиции в концевом сепараторе мгновенного испарения при первом давлении сепарации от 1 до 2 бар абс. (0,1-0,2 МПа) на парообразный хвостовой поток и жидкий поток;
отведение жидкого потока из концевого сепаратора мгновенного испарения в виде потока сжиженных углеводородов;
сжатие парообразного хвостового потока в концевом компрессоре мгновенного испарения до давления свыше 2 бар абс. (0,20 МПа) с получением в результате потока сжатого пара;
деление сжатого пара на первый частичный поток сжатого пара и второй частичный поток сжатого пара, в результате чего указанный первый частичный поток сжатого пара и второй частичный поток сжатого пара имеют такой же состав и фазу, что и сжатый пар;
образование частично сконденсированного промежуточного потока, содержащего сконденсированную фракцию и паровую фракцию, включающее косвенный теплообмен первого частичного потока сжатого пара с потоком первого вспомогательного хладагента в результате поступления тепла из первого частичного потока сжатого пара в поток первого вспомогательного хладагента и с помощью косвенного теплообмена второго частичного потока сжатого пара с потоком второго вспомогательного хладагента при поступлении тепла из второго частичного потока сжатого пара к потоку второго вспомогательного хладагента и рекомбинирование обоих частичных потоков;
отделение в газожидкостном сепараторе сконденсированной фракции от паровой фракции частичных потоков после рекомбинирования при втором давлении сепарации;
отведение паровой фракции из газожидкостного сепаратора, причем указанная паровая фракция имеет первую теплотворную способность;
сжигание паровой фракции в сжигательном устройстве, отличном от газовой турбины; отведение сконденсированной фракции из газожидкостного сепаратора;
повторное испарение сконденсированной фракции, приводящее к превращению сконденсированной фракции в полностью испаренный поток, имеющий вторую теплотворную способность, которая выше, чем первая теплотворная способность;
сжигание полностью испаренного потока в газовой турбине;
при этом указанное повторное испарение сконденсированной фракции включает указанный косвенный теплообмен второго частичного потока сжатого пара с помощью пропускания сконденсированной фракции через редукционный клапан, образуя, таким образом, поток второго вспомогательного хладагента, и впоследствии подвергание указанного потока второго вспомогательного хладагента указанному
- 1 030308
косвенному теплообмену со вторым частичным потоком сжатого пара, что приводит к полному испарению сконденсированной фракции, и при этом поток первого вспомогательного хладагента не содержит какой-либо сконденсированной фракции.
В другом аспекте настоящее изобретение предлагает установку для получения сжиженного углеводородного потока, содержащую
линию подачи криогенного сырья, соединенную с источником криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу;
концевой сепаратор мгновенного испарения, выполненный с возможностью приема криогенной углеводородной композиции и с возможностью разделения криогенной углеводородной композиции на жидкий поток и парообразный хвостовой поток;
линию жидкого углеводородного продукта, связанную по текучей среде с донной частью концевого сепаратора мгновенного испарения для отведения указанного жидкого потока в виде потока сжиженных углеводородов из концевого сепаратора мгновенного испарения;
линию хвостового пара, связанную по текучей среде с головной частью концевого сепаратора мгновенного испарения для отведения указанного парообразного хвостового потока из концевого сепаратора мгновенного испарения;
концевой компрессор мгновенного испарения, расположенный в линии хвостового пара для сжатия парообразного хвостового потока, с получением в результате потока сжатого пара;
делитель потока, предусмотренный в линии сжатого пара, для деления линии сжатого пара на первое ответвление и второе ответвление, при этом первое ответвление расположено между делителем потока и газожидкостным сепаратором, и при этом второе ответвление расположено между делителем потока и газожидкостным сепаратором;
первый вспомогательный косвенный теплообменник, расположенный в первом ответвлении, выполненный с возможностью приема первого частичного потока сжатого пара, имеющегося в первом ответвлении, и с возможностью установления косвенного теплообменного контакта между первым частичным потоком сжатого пара и потоком первого вспомогательного хладагента;
второй вспомогательный косвенный теплообменник, расположенный во втором ответвлении, выполненный с возможностью приема второго частичного потока сжатого пара, имеющегося во втором ответвлении, и с возможностью установления косвенного теплообменного контакта между вторым частичным потоком сжатого пара и потоком второго вспомогательного хладагента;
газожидкостный сепаратор, расположенный ниже по потоку от первого вспомогательного теплообменника и второго вспомогательного теплообменника и выполненный с возможностью приема частично сконденсированного промежуточного потока из первого вспомогательного теплообменника и второго вспомогательного теплообменника, причем частично сконденсированный промежуточный поток содержит сконденсированную фракцию и паровую фракцию;
линию отведения паровой фракции, связанную по текучей среде с головной частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приема паровой фракции из газожидкостного сепаратора;
сжигательное устройство, отличное от газовой турбины, связанное по текучей среде с газожидкостным сепаратором с помощью линии отведения паровой фракции, для приема и сжигания отведенной паровой фракции;
линию отведения сконденсированной фракции, связанную по текучей среде с донной частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приема сконденсированной фракции из газожидкостного сепаратора;
газовую турбину, связанную по текучей среде с газожидкостным сепаратором с помощью линии отведения сконденсированной фракции, для приема и сжигания отведенной сконденсированной фракции;
повторный испаритель, расположенный в линии отведения сконденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и газовой турбиной и выполненный с возможностью превращения сконденсированной фракции в полностью испаренный поток перед сжиганием в газовой турбине;
редукционный клапан, расположенный в линии отведения сконденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и повторным испарителем;
причем второй вспомогательный теплообменник является повторным испарителем, причем сконденсированная фракция ниже по потоку от редукционного клапана является потоком второго вспомогательного хладагента, и причем поток первого вспомогательного хладагента не содержит какой-либо сконденсированной фракции.
В дальнейшем в этом документе изобретение будет дополнительно проиллюстрировано с помощью примеров и со ссылкой на чертежи, на которых
на фиг. 1 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, представляющая способ и установку для производства потока сжиженных углеводородов по настоящему изобретению;
на фиг. 2 схематически представлен пример системы снижения давления для использования в способе и установке;
- 2 030308
на фиг. 3 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, представляющая установку сжижения, которая может быть использована в описанных здесь способах и установках;
на фиг. 4 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, представляющая способ и установку в соответствии с группой вариантов осуществления изобретения;
на фиг. 5 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, представляющая способ и установку в соответствии с другой группой вариантов осуществления изобретения;
на фиг. 6 схематически представлена принципиальная схема технологического процесса, где способ и установка фиг. 1 используются с другим типом концевого сепаратора мгновенного испарения.
На этих фигурах одинаковые ссылочные позиции будут использоваться для обозначения одинаковых или аналогичных частей. Кроме того, одна ссылочная позиция будет использоваться для обозначения канала или линии, а также потока, транспортируемого по этой линии.
Настоящее описание касается производства потока сжиженных углеводородов, такого как, например, поток сжиженного природного газа. Криогенная углеводородная композиция сначала разделяется на парообразный хвостовой поток и жидкий поток. Жидкий поток отводится в виде потока сжиженных углеводородов. После указанного отведения жидкого потока из концевого сепаратора мгновенного испарения в виде потока сжиженных углеводородов поток сжиженных углеводородов может транспортироваться в криогенное хранилище. Хотя это и не является обязательным требованием изобретения, криогенное хранилище предпочтительно встроено в корпус плавучей баржи.
Парообразный хвостовой поток повторно сжимают и делят на первый частичный поток сжатого пара и второй частичный поток сжатого пара. Первый частичный поток сжатого пара и второй частичный поток сжатого пара имеют такой же состав и фазу, что и сжатый пар. После этого образуется частично сконденсированный промежуточный поток, содержащий сконденсированную фракцию и паровую фракцию, в результате косвенного теплообмена первого частичного потока сжатого пара с потоком первого вспомогательного хладагента и косвенного теплообмена второго частичного потока сжатого пара с потоком второго вспомогательного хладагента. После осуществления такого косвенного теплообмена оба частичных потока подвергаются рекомбинированию и разделяются при втором давлении сепарации в газожидкостном сепараторе, в результате чего сконденсированная фракция отделяется от паровой фракции частичных потоков после рекомбинирования.
Сконденсированную фракцию повторно испаряют и сжигают в газовой турбине. Этот паровой поток топливного газа определяется как поток топливного газа высокого качества. Повторное испарение сконденсированной фракции включает указанный косвенный теплообмен второго частичного потока сжатого пара с помощью пропускания сконденсированной фракции через редукционный клапан, образуя, таким образом, поток второго вспомогательного хладагента, и впоследствии подвергания указанного потока второго вспомогательного хладагента указанному косвенному теплообмену со вторым частичным потоком сжатого пара, что приводит к полному испарению сконденсированной фракции, и при этом поток первого вспомогательного хладагента не содержит какой-либо сконденсированной фракции.
Паровая фракция, которая обычно имеет более высокое содержание азота и более низкую теплотворную способность, чем сконденсированная фракция, сжигается в сжигательном устройстве, отличном от газовой турбины. В контексте настоящего описания и по сравнению со сконденсированной фракцией данное топливо называют топливным газом низкого качества. Низкое качество в данном контексте означает теплотворную способность, которая ниже по сравнению с теплотворной способностью парового потока топливного газа высокого качества, который сжигается в газовой турбине.
Преимущество деления сжатого пара на частичные потоки заключается в том, что холод из сконденсированной фракции, которая превращается в полностью испаренный поток с более высокой теплотворной способностью для сжигания в газовой турбине, может использоваться во всем диапазоне температур в качестве второго вспомогательного хладагента для образования частично сконденсированного промежуточного потока. Таким образом, величина холодопроизводительности, необходимая от потока первого вспомогательного хладагента, уменьшается.
Высокая степень разделения метана и азота в промежуточном сконденсированном потоке, образованном из парообразного хвостового потока, не требуется, поскольку и паровая фракция, и сконденсированная фракция сжигаются. Таким образом, паровая фракция не должна быть свободна от метана, при этом сконденсированная фракция ограничивается менее жесткими требованиями к содержанию в ней азота, чем если бы ее добавляли в поток сжиженных углеводородов.
Предложенный способ и установка, таким образом, не требуют полноценной установки удаления азота, поскольку сжигаемый поток топливного газа получают вместо сбрасываемого потока азота.
Криогенная углеводородная композиция может быть получена с помощью подвергания неочищенного потока сжиженных углеводородов стадии снижения давления.
Криогенная углеводородная композиция может быть получена из установки сжижения. Такая установка сжижения может содержать контур хладагента для циркуляции потока хладагента. Контур хладагента может содержать компрессор хладагента, соединенный с приводом компрессора хладагента и выполненный с возможностью сжатия потока хладагента; и криогенный теплообменник, выполненный с
- 3 030308
возможностью установления косвенного теплообменного контакта между углеводородным потоком и потоком хладагента из контура хладагента, в результате чего неочищенный сжиженный поток образуется из углеводородного потока, содержащего переохлажденный углеводородный поток. Установка сжижения может дополнительно содержать систему снижения давления, расположенную ниже по потоку от криогенного теплообменника и в сообщении с ней по текучей среде, для приема неочищенного сжиженного потока и снижения давления неочищенного сжиженного потока. Отводная линия может связывать по текучей среде систему снижения давления с криогенным теплообменником, чтобы установить сообщение по текучей среде для прохождения неочищенного сжиженного потока из криогенного теплообменника в систему снижения давления, при этом концевой сепаратор мгновенного испарения расположен ниже по потоку от системы снижения давления и в сообщении с ней по текучей среде для приема криогенной углеводородной композиции из системы снижения давления. Соответственно газовая турбина, в которой сконденсированная фракция повторно испаряется и сжигается, является приводом компрессора хладагента из контура хладагента в установке сжижения. Газовую турбину предпочтительно выбирают из группы, состоящей из газовых турбин на базе авиационных двигателей.
Соответственно способ может в подходящем случае включать в себя циркулирование потока хладагента в установке сжижения, включающее приведение в действие компрессора хладагента и сжатие указанного потока хладагента в компрессоре хладагента. Углеводородный поток может быть сконденсирован и переохлажден, включая косвенный теплообмен указанного углеводородного потока с потоком хладагента в установке сжижения, образуя, таким образом, неочищенный сжиженный поток при давлении сжижения, превышающем 2 бар абс. (0,20 МПа). Неочищенный сжиженный поток может проходить через стадию снижения давления с получением в результате криогенной углеводородной композиции, содержащей азот- и метансодержащую жидкую фазу. Соответственно компрессор хладагента приводится в действие упомянутой газовой турбиной, в которой полностью испаренная сконденсированная фракция сжигается.
Поток первого вспомогательного хладагента может предпочтительно быть сформирован небольшой струей из потока сжиженных углеводородов или небольшой струей циркулирующего потока хладагента из установки сжижения, в результате чего криогенная углеводородная композиция образуется с помощью конденсации и переохлаждения углеводородного потока, включая косвенный теплообмен углеводородного потока с циркулирующим потоком хладагента в установке сжижения.
Предложенный способ и установка могут предпочтительно применяться, если, например, неочищенный сжиженный поток содержит от 1 до 7 мол.% азота. Однако наибольшую пользу получают в тех случаях, когда неочищенный сжиженный поток содержит более 3 мол.% азота, как в случаях, когда образуется парообразный хвостовой газ со сравнительно высокой скоростью поступления для сохранения жидкого потока, из которого получают сжиженный углеводородный поток, соответствующий техническим требованиям в отношении максимального содержания низкокипящих компонентов, таких как азот, в коммерчески реализуемом сжиженном природном газе. Парообразный хвостовой газ с высокой скоростью поступления обычно содержит слишком много азота для использования в качестве топлива в газовых турбинах, и, как правило, выходит за рамки требований к топливу для собственных нужд установки, если газовые турбины используются для приведения в действие холодильных циклов в установке сжижения.
Более 30 мол.% парообразного хвостового потока и/или более 30 мол.% частично сконденсированного промежуточного потока может состоять из азота. Такое содержание азота будет слишком высоким, чтобы соответствовать требованиям к топливному газу большинства газовых турбин. Предложенный способ и установка могут быть с успехом использованы для повторной конденсации фракции парообразного хвостового потока, чтобы получить сконденсированную фракцию, которая менее чем на 30 мол.% состоит из азота, так что после повторного испарения она может использоваться в качестве топлива в газовой турбине.
Если содержание азота по-прежнему слишком высоко для выбранной газовой турбины, то сконденсированная фракция (предпочтительно после повторного испарения) может быть смешана с другим топливным газом, чтобы привести топливо в соответствие с техническими требованиями. В таких случаях изобретение дает преимущество, связанное с тем, что требования к смесям менее жесткие, чем если бы топливный газ содержал более 30 мол.% азота.
Повторно испаренная сконденсированная фракция может быть подвергнута сжатию, чтобы соответствовать заданным техническим требованиям к давлению топливного газа газовой турбины.
На фиг. 1 проиллюстрированы варианты осуществления изобретения. Криогенная углеводородная композиция, содержащая азот- и метансодержащую жидкую фазу, направляется в линию 8 подачи криогенного сырья. Источник криогенной углеводородной композиции не ограничивается изобретением в самом широком смысле, но для полноты картины проиллюстрирован один вариант осуществления, в котором криогенная углеводородная композиция поступает из установки 100 сжижения, которая преобразует углеводородный поток 110 в неочищенный сжиженный поток.
Такая установка 100 сжижения обычно предусмотрена выше по потоку от линии 8 подачи криогенного сырья. Установка 100 сжижения может находиться в сообщении по текучей среде с линией 8 подачи
- 4 030308
криогенного сырья через систему 5 снижения давления, которая сообщается с установкой 100 сжижения через отводную линию 1. Система 5 снижения давления расположена ниже по потоку от криогенного теплообменника 180 и выполнена с возможностью приема и снижения давления неочищенного сжиженного потока из основного криогенного теплообменника 5.
Система 5 снижения давления может содержать динамическое устройство, такое как турбодетандер, статическое устройство, такое как клапан Джоуля-Томсона, или их сочетание. Пример системы 5 снижения давления с клапаном 7 Джоуля-Томсона, последовательно соединенным с турбодетандером 6, показан на фиг. 2. Если используется турбодетандер, он необязательно может быть соединен приводом с электрогенератором. Многие конфигурации возможны и известны специалисту в данной области техники.
Концевой сепаратор 50 мгновенного испарения выполнен с возможностью приема криогенной углеводородной композиции 8, необязательно ниже по потоку от системы 5 снижения давления и в сообщении с ней по текучей среде, если такая система предусмотрена. В зависимости от требований к разделению концевой сепаратор 50 мгновенного испарения может быть выполнен в виде простого барабана, который отделяет пар от жидких фаз в единственной равновесной ступени (как показано на фиг. 1), или в виде более сложной ректификационной колонны. Неограничивающие примеры возможностей описаны в патентах И8 5421165, 5893274, 6014869, 6105391 и в публикации до выдачи патента И8 2008/0066492. Конкретный пример будет проиллюстрирован ниже, со ссылкой на фиг. 6.
Линия 90 жидкого углеводородного продукта связана по текучей среде с донной частью концевого сепаратора 50 мгновенного испарения. Линия 90 жидкого углеводородного продукта соединяет концевой сепаратор 50 мгновенного испарения с криогенным хранилищем 210. Необязательный криогенный насос (не показан) может присутствовать в линии 90 жидкого углеводородного продукта, чтобы способствовать транспортировке любого жидкого углеводородного продукта, который отводится из концевого сепаратора 50 мгновенного испарения в криогенное хранилище 210. Криогенное хранилище 210 предпочтительно встроено в корпус плавучей баржи.
Линия 64 хвостового пара связана по текучей среде с головной частью концевого сепаратора 50 мгновенного испарения. Концевой компрессор 260 мгновенного испарения расположен в линии 64 хвостового пара для сжатия парообразного хвостового потока из концевого сепаратора 50 мгновенного испарения. Концевой компрессор 260 мгновенного испарения осуществляет отведение в линию 70 потока сжатого пара.
Делитель 75 потока предусмотрен в линии 70 потока сжатого пара, с помощью которого линия 70 потока сжатого пара разделяется на первое ответвление 71 и второе ответвление 72. Первое ответвление 71 выполнено с возможностью передачи первого частичного потока сжатого пара в газожидкостный сепаратор 33, и второе ответвление 72 выполнено с возможностью передачи второго частичного потока сжатого пара в этот же газожидкостный сепаратор 33. Делитель 75 потока просто делит входящий поток 70 сжатого пара на два частичных потока одинакового состава и фазы. Делитель 75 потока может быть местом соединения труб в виде простого Т-образного разветвления, предпочтительно в сочетании с клапаном 76 регулировки отношения деления в одном из первого и второго ответвлений.
Переохладитель 69 может быть предусмотрен в линии 70 потока сжатого пара между концевым компрессором 260 мгновенного испарения и делителем 75 потока. Переохладитель выполнен с возможностью отведения тепла из сжатого пара в окружающую среду (например, с помощью теплообмена с потоком окружающего воздуха или с потоком окружающей воды). Такой переохладитель рекомендуется в тех вариантах осуществления, где температура потока сжатого пара при отведении из концевого компрессора мгновенного испарения превышает температуру окружающего воздуха и/или окружающей воды, так что по меньшей мере часть теплоты, добавленной пару в концевом компрессоре мгновенного испарения, может быть сброшена в окружающую среду.
Первый вспомогательный косвенный теплообменник 35 расположен в первом ответвлении 71, ниже по потоку от концевого компрессора 260 мгновенного испарения и делителя 75 потока. Второй вспомогательный косвенный теплообменник 285 расположен во втором ответвлении 72. Первый вспомогательный косвенный теплообменник 35 может быть конденсатором, в котором первый частичный поток сжатого пара, по меньшей мере, частично конденсируется.
Первый вспомогательный косвенный теплообменник 35 выполнен с возможностью приема первого частичного потока сжатого пара в первом ответвлении 71 и с возможностью образования частично сконденсированного промежуточного потока из первого частичного потока сжатого пара. Первый вспомогательный косвенный теплообменник 35 выполнен с возможностью осуществления косвенного теплообменного контакта между по меньшей мере первым частичным потоком сжатого пара и потоком 132 первого вспомогательного хладагента.
Газожидкостный сепаратор 33 расположен ниже по потоку от первого вспомогательного косвенного теплообменника 35 и ниже по потоку от второго вспомогательного косвенного теплообменника 285. Линия 80 отведения паровой фракции связана по текучей среде с головной частью газожидкостного сепаратора 33, и линия 40 отведения сконденсированной фракции связана по текучей среде с донной частью газожидкостного сепаратора 33.
- 5 030308
Сжигательное устройство 220, отличное от газовой турбины, связано по текучей среде с газожидкостным сепаратором с помощью линии 80 отведения паровой фракции. Сжигательное устройство 220 может содержать несколько агрегатов сгорания. Оно может включать в себя, например, одно или несколько из следующих устройств: печь, бойлер, инсинератор, двухтопливный дизельный двигатель или их сочетания. Бойлер и двухтопливный дизельный двигатель могут предпочтительно быть соединены с электрогенератором.
Газовая турбина 320 связана по текучей среде с газожидкостным сепаратором с помощью линии 40 отведения сконденсированной фракции. Второй вспомогательный косвенный теплообменник 285 расположен в линии 40 отведения сконденсированной фракции, между газожидкостным сепаратором 33 и газовой турбиной 320, чтобы выступать в качестве повторного испарителя для сконденсированной фракции. Второй вспомогательный косвенный теплообменник 285 выполнен с возможностью приведения сконденсированной фракции в линии 40 отведения сконденсированной фракции в косвенный теплообменный контакт со вторым частичным потоком сжатого пара во втором ответвлении 72, в результате чего в процессе работы тепло передается из второго частичного потока сжатого пара в сконденсированную фракцию в линии 40 отведения сконденсированной фракции. Таким образом, второй частичный поток сжатого пара используется в качестве теплоносителя для второго вспомогательного косвенного теплообменника 285. Редукционный клапан 245 расположен в линии 40 отведения сконденсированной фракции между газожидкостным сепаратором 33 и вторым вспомогательным косвенным теплообменником 285. Необязательно, компрессор 360 топливного газа помещают в линию 40 отведения сконденсированной фракции между вторым вспомогательным косвенным теплообменником 285 и газовой турбиной 320.
Теплообменник 85 для рекуперации холода может необязательно быть предусмотрен в линии 80 отведения паровой фракции для рекуперации холода, присутствующего в паровой фракции, перед сжиганием ее в сжигательном устройстве 220. Теплообменник 85 для рекуперации холода выполнен с возможностью приведения паровой фракции в линии 80 отведения паровой фракции в косвенный теплообменный контакт с первым частичным потоком сжатого пара, который выступает в качестве потока рекуперации холода. Предпочтительно необязательный теплообменник 85 рекуперации холода расположен в первом ответвлении 71, между делителем 75 потока и первым вспомогательным косвенным теплообменником 35, так что первый частичный поток сжатого пара используется в качестве текучей среды для рекуперации холода. Во время работы тепло передается из первого частичного потока сжатого пара в первом ответвлении 71 к паровой фракции в линии 80 отведения паровой фракции. Этот теплообменник 85 рекуперации холода может называться первым теплообменником рекуперации холода в вариантах осуществления, в которых предусмотрен теплообменник 65 рекуперации холода в линии 64 хвостового пара. В таких вариантах осуществления теплообменник 65 рекуперации холода в линии 64 хвостового пара может называться вторым теплообменником рекуперации холода.
Такой необязательный теплообменник 65 рекуперации холода может необязательно быть предусмотрен в линии 64 хвостового пара, что приводит к тому, что хвостовой пар подается в концевой компрессор 260 мгновенного испарения при температуре всасывания концевого компрессора мгновенного испарения, которая выше, чем температура, при которой хвостовой пар отводится из концевого сепаратора 50 мгновенного испарения в линию 64 хвостового пара. При этом холод, присутствующий в хвостовом паре в линии 64 хвостового пара, сохраняется в потоке 66 рекуперации холода за счет теплообмена с потоком 66 рекуперации холода перед сжатием хвостового пара в концевом компрессоре 260 мгновенного испарения.
В одном варианте осуществления поток 66 рекуперации холода может содержать или состоять из побочного потока, происходящего из углеводородного потока 110 в установке 100 сжижения. Образующийся в результате охлажденный побочный поток может, например, быть объединен с криогенной углеводородной композицией в линии 8 подачи криогенного сырья. Таким образом, теплообмен для рекуперации холода в теплообменнике 65 рекуперации холода добавляет скорость образования криогенной углеводородной композиции.
В другом варианте осуществления поток 66 рекуперации холода может содержать или состоять из потока хладагента, циркулирующего в установке 100 сжижения, в результате чего поток хладагента (или его небольшая струя) конденсируется или переохлаждается. Например, небольшая струя потока сжатого хладагента может отводиться из линии 120 сжатого хладагента (как показано на фиг. 3, которая описана более подробно в настоящем документе ниже) и охлаждаться с помощью линии 64 хвостового пара.
В еще одном варианте осуществления поток 66 рекуперации холода может содержать или состоять из переохлажденного хвостового пара в линии 70 потока сжатого пара, предпочтительно в части линии 70 потока сжатого пара, которая продолжается между переохладителем 69 и первым вспомогательным косвенным теплообменником 35, по которой сжатый пар поступает из концевого компрессора 260 мгновенного испарения в первый вспомогательный косвенный теплообменник 35. При этом производительность, требуемая от потока 132 первого вспомогательного хладагента в первом вспомогательном косвенном теплообменнике 35, может быть снижена.
Поток первого вспомогательного хладагента подается в первый вспомогательный косвенный теп- 6 030308
лообменник 35 из линии 132 подачи вспомогательного хладагента и отводится из первого вспомогательного косвенного теплообменника 35 по линии 138 возврата вспомогательного хладагента. Регулировочный клапан вспомогательного хладагента может быть расположен в линии 132 подачи вспомогательного хладагента. Предпочтительный способ работы такого регулировочного клапана вспомогательного хладагента будет объяснен в данном документе ниже. Регулировочный клапан вспомогательного хладагента не показан явным образом на фиг. 1, но включен в фиг. 4 и 5 под ссылочным номером 135. Насос вспомогательного хладагента необязательно может быть предусмотрен в линии 132 подачи вспомогательного хладагента. Такой насос вспомогательного хладагента не показан явным образом на фиг. 1, но включен в фиг. 4 под ссылочным номером 96.
Как можно видеть на фиг. 1, концевой компрессор 260 мгновенного испарения и необязательный компрессор 360 топливного газа могут совместно использовать один единственный компрессорный привод 290. Эти компрессоры могут быть реализованы в виде двух отдельных корпусов на общем приводом валу или они могут фактически быть двумя ступенями компрессора в одном корпусе.
Описанная выше установка может использоваться в способе, описанном, как изложено ниже.
Криогенная углеводородная композиция 8, содержащая азот- и метансодержащую жидкую фазу, обеспечивается при исходном давлении от 1 до 2 бар абс. (0,2-1,5 МПа) и исходной температуре. Обеспечение криогенной углеводородной композиции 8 может включать пропускание углеводородного потока 110 через установку 100 сжижения. Углеводородный поток 110 может быть сконденсирован и переохлажден в установке 100 сжижения. Конденсация и переохлаждение углеводородного потока 110 предпочтительно включает косвенный теплообмен углеводородного потока 110 с хладагентом в установке 100 сжижения. Образованный таким образом переохлажденный сжиженный углеводородный поток называется неочищенным сжиженным потоком. Таким образом, неочищенный сжиженный поток образуется из углеводородного потока с помощью конденсации и последующего переохлаждения углеводородного потока.
Например, в такой установке 100 сжижения углеводородный поток 110, содержащий парообразное углеводородсодержащее сырье, может быть подвергнут теплообмену, например, в криогенном теплообменнике, с потоком основного хладагента, тем самым вызывая сжижение парообразного сырья из сырьевого потока с образованием неочищенного сжиженного потока в отводной линии 1. Желаемая криогенная углеводородная композиция 8 может затем быть получена из неочищенного сжиженного потока 1. Неочищенный сжиженный поток может отводиться в отводную линию 1 из установки 100 сжижения. Криогенная углеводородная композиция 8 может быть получена из неочищенного сжиженного потока, например, с помощью прохождения неочищенного сжиженного потока через стадию снижения давления в системе 5 снижения давления. На этой стадии снижения давления давление может быть снижено от давления сжижения до исходного давления.
Криогенная углеводородная композиция 8 впоследствии подвергается фазовому разделению на парообразный хвостовой поток 64 и жидкий поток 90 при первом давлении сепарации от 1 до 2 бар абс. (0,1-0,2 МПа). Соответственно данное фазовое разделение осуществляется в концевом сепараторе 50 мгновенного испарения. Парообразный хвостовой поток 64 содержит большую часть, предпочтительно весь объем любого пара мгновенного испарения, который был образован во время стадии снижения давления. Жидкий поток 90 отводится в виде потока сжиженных углеводородов, который может быть потоком сжиженного природного газа при условии, что содержание метана составляет по меньшей мере 81 мол.%. Жидкий поток 90 обычно передается в криогенное хранилище 210.
Парообразный хвостовой поток 64 отводится из концевого сепаратора 50 мгновенного испарения и впоследствии сжимается в концевом компрессоре 260 мгновенного испарения до давление свыше 2 бар абс. (0,20 МПа) с получением в результате потока 70 сжатого пара. Поток 70 сжатого пара делится на первый частичный поток 71 сжатого пара и второй частичный поток 72 сжатого пара. Первый частичный поток сжатого пара отводится из делителя 75 потока и передается в газожидкостный сепаратор 33 по первому ответвлению 71, тогда как второй частичный поток сжатого пара отводится из делителя 75 потока и передается в газожидкостный сепаратор 33 по второму ответвлению 72. Первый частичный поток сжатого пара и второй частичный поток сжатого пара имеют такой же состав и фазу, что и сжатый пар 70.
Если переохладитель 69 предусмотрен в линии 70 потока сжатого пара, поток 70 сжатого пара проходит через переохладитель 69 на пути к делителю 75 потока. В переохладителе 69 тепло отводится из сжатого пара в окружающую среду (например, с помощью теплообмена с потоком окружающего воздуха или с потоком окружающей воды). Сжатый пар 70 отводится из необязательного переохладителя 69 при температуре переохлаждения, которая близка к температуре окружающей среды, например на 2°С выше температуры окружающей среды. Температурой окружающей среды считается температура окружающей среды (воздуха или воды), в которую тепло отводится.
Часть потока 70 сжатого пара, из которого тепло поступает в поток 132 первого вспомогательного хладагента, образована первым частичным потоком сжатого пара. Однако перед поступлением тепла из первого частичного потока сжатого пара в поток 132 первого вспомогательного хладагента первый частичный поток сжатого пара может необязательно быть подвергнут косвенному теплообмену с паровой
- 7 030308
фракцией 80 из газожидкостного сепаратора 33 в теплообменнике 85 рекуперации холода. После этого теплообмена паровая фракция 80 становится теплее, чем между газожидкостным сепаратором 33 и теплообменником 85 рекуперации холода. После этого она может сжигаться в сжигательном устройстве 220, как объяснено в настоящем документе выше.
Часть потока сжатого пара, которая подвергается косвенному теплообмену во втором вспомогательном косвенном теплообменнике 285 с сконденсированной фракцией 40, образована вторым частичным потоком сжатого пара. Таким образом, частично сконденсированный промежуточный поток, который подается в газожидкостный сепаратор 33, образуется путем объединения первого и второго сжатых частичных потоков. Частично сконденсированный промежуточный поток содержит сконденсированную фракцию 40 и паровую фракцию 80.
Деление сжатого пара предпочтительно осуществляется с регулируемым отношением деления. Отношение деления соответствует отношению массовых расходов во втором ответвлении 71 и линии 70 сжатого пара. Отношение деления может корректироваться в соответствии с температурным сигналом, характеризующим температуру паровой фракции 80 из газожидкостного сепаратора 33, которая отводится из теплообменника 85 рекуперации холода перед сжиганием. Эта температура предпочтительно поддерживается на заданном целевом значении с помощью регулирования отношения деления, и таким образом можно будет достичь определенной степени рекуперации холода из паровой фракции 80 независимо от изменений скорости поступления паровой фракции 80. Скорость поступления первого частичного потока сжатого пара, который функционирует в качестве текучей среды для рекуперации холода, эффективно приспосабливается к существующей скорости поступления паровой фракции 80. Для этого второй температурный датчик 77 может быть предусмотрен в линии 80 паровой фракции между теплообменником 85 рекуперации холода и сжигательным устройством 220, который электронно соединен с клапаном 76 регулировки отношения деления, так что уставка клапана 76 регулировки отношения деления регулируется с помощью сигнала, характеризующего температуру, генерируемого во втором температурном датчике 77. Вторая уставка целевой температуры для данного контура управления может быть задана на несколько градусов ниже, например на 2°С ниже, температуры текучей среды 86 рекуперации холода на входе теплообменника 85 рекуперации холода. Если температура паровой фракции 80 на выходе из теплообменника 85 рекуперации холода по-прежнему ниже, чем вторая целевая температура, отношение деления может быть скорректировано к повышению (например, с помощью уменьшения отверстия потока в клапане 76 регулировки отношения деления). Дополнительные стратегии управления, известные специалисту в данной области, могут быть реализованы, чтобы избежать ограничения работы теплообменника 85 рекуперации холода, когда он регулируется по температуре на выходе.
Предпочтительно температура паровой фракции 80 на выходе из теплообменника 85 рекуперации холода находится между температурой окружающей среды и температурой, которая не более чем на 10°С ниже температуры окружающей среды, чтобы добиться наибольшей рекуперации холода из паровой фракции 80.
Частично сконденсированный промежуточный поток образуется из первого частичного потока 71 сжатого пара и второго частичного потока 72 сжатого пара. Это включает косвенный теплообмен первого частичного потока 71 сжатого пара с потоком 132 первого вспомогательного хладагента и косвенный теплообмен второго частичного потока сжатого пара с потоком второго вспомогательного хладагента и последующее рекомбинирование обоих частичных потоков. Поток второго вспомогательного хладагента образуется из сконденсированной фракции 40 при пропускании сконденсированной фракции 40 через редукционный клапан 245. Во время косвенного теплообмена теплота поступает из первого частичного потока 71 сжатого пара к потоку 132 первого вспомогательного хладагента и из второго частичного потока 72 сжатого пара к потоку второго вспомогательного хладагента. В частности, теплообмен первого частичного потока 71 сжатого пара с потоком 132 первого вспомогательного хладагента приводит к частичной конденсации первого частичного потока сжатого пара.
Сконденсированная фракция 40 далее отделяется от паровой фракции 80 в газожидкостном сепараторе 33 при втором давлении сепарации. Предпочтительно паровая фракция и сконденсированная фракция сосуществуют в газожидкостном сепараторе 33 и разделяются в одном состоянии термодинамического равновесия на указанную паровую фракцию и сконденсированную фракцию, находящиеся внутри газожидкостного сепаратора 33. Обычно это может быть достигнуто, если газожидкостный сепаратор 33 выполнен в виде простого барабана без какой-либо внутренней оснастки для газожидкостного контакта, такой как тарелки или насадка, тем самым, по существу, представляя одну единственную теоретическую ступень.
Паровая фракция 80 отводится из газожидкостного сепаратора 33 обычно в виде паровой фазы в ее точке росы. Паровая фракция 80 при отведении из газожидкостного сепаратора 33 имеет первую теплотворную способность. Паровая фракция 80 сжигается в сжигательном устройстве 220.
Сконденсированная фракция 40 также отводится из газожидкостного сепаратора 33, но в виде жидкой фазы при ее точке начала кипения. Сконденсированная фракция 40 впоследствии повторно испаряется во втором вспомогательном косвенном теплообменнике 285. Повторное испарение включает приве- 8 030308
дение сконденсированной фракции 40 в косвенный теплообменный контакт со вторым частичным потоком 72 сжатого пара, в результате чего тепло передается из второго частичного потока 72 сжатого пара в сконденсированную фракцию 40. При повторном испарении сконденсированная фракция 40 превращается в полностью испаренный поток, имеющий вторую теплотворную способность. После повторного испарения сконденсированная фракция 40 полностью находится в паровой фазе. Полностью испаренный поток, полученный из сконденсированной фракции 40, сжигается в газовой турбине 320.
Содержание азота в жидком потоке 90 может поддерживаться в пределах технических требований в диапазоне температур отведения, ожидаемых во время работы, с помощью правильного выбора и определения размеров концевого сепаратора 50 мгновенного испарения на стадии проектирования.
Первая и вторая теплотворные способности определяют количество тепла, которое может быть высвобождено при сгорании одного моля топливного газа. Может присутствовать как так называемая "высокая" теплотворная способность, так и "низкая" теплотворная способность, при условии, что для сравнения этих двух теплотворных способностей используются одинаковые условия. Предпочтительно "низкая" теплотворная используется для сравнения двух теплотворных способностей, поскольку это ближе всего к условиям сгорания, используемым в изобретении. Теплотворная способность может определяться с помощью использования ΑδΤΜ Ό3588-98 независимо от состава паровой фракции 80 и/или сконденсированной фракции 40. В результате разделения в охлажденном газожидкостном сепараторе 33 вторая теплотворная способность (относящаяся к сконденсированной фракции 40) оказывается выше, чем первая теплотворная способность (относящаяся к паровой фракции 80). Однако, поскольку частично сконденсированный промежуточный поток, по существу, состоит из двух компонентов - метана и азота, первая и вторая теплотворная способности исключительно отражаются на содержании азота соответственно паровой фракции 80 и сконденсированной фракции 40.
Паровая фракция 80 сжигается в сжигательном устройстве 220 предпочтительно при первом давлении топливного газа, которое не превышает второго давления сепарации. Тем самым использования компрессора можно избежать, пока давление в паровой фракции 80 не требует увеличения. Предпочтительно паровая фракция 80 сжигается в сжигательном устройстве при давлении от 2 до 15 бар абс. (0,21,5 МПа), более предпочтительно при давлении от 2 до 6 бар абс. (0,2-0,6 МПа).
Сконденсированную фракцию 40 может потребоваться сжать до второго давления топливного газа, которое выше, чем второе давление сепарации. Если компрессор 360 топливного газа расположен в линии 40 отведения сконденсированной фракции между вторым вспомогательным косвенным теплообменником 285 и газовой турбиной 320, полностью испаренный поток может необязательно быть сжат в таком компрессоре 360 топливного газа до второго давления топливного газа перед сжиганием полностью испаренного потока в газовой турбине 320. Второе давление топливного газа обычно выше, чем второе давление сепарации и предпочтительно может соответствовать требованиям к давлению топливного газа, определяемым выбранной газовой турбиной 320.
Редукционный клапан 245 дает возможность мгновенного испарения некоторой части сконденсированной фракции 40 перед пропусканием сконденсированной фракции 40 через второй вспомогательный косвенный теплообменник 285 с помощью первоначального пропускания сконденсированной фракции 40 через редукционный клапан 245 и последующего осуществления косвенного теплообмена сконденсированной фракции 40 со вторым частичным потоком 72 сжатого пара. При этом более низкая температура второго частичного потока 72 сжатого пара может быть достигнута, когда он отводится из второго вспомогательного косвенного теплообменника 285, и/или большее количество холода, присутствующее в сконденсированной фракции 40, может быть рекуперировано во второй частичный поток сжатого пара. Редукционный клапан 245 регулирует температуру отведения испаренного потока, отводимого из второго вспомогательного косвенного теплообменника 285. Редукционный клапан 245 соответственно может быть функционально соединен с первым температурным датчиком 247, расположенным в линии 40 отведения сконденсированной фракции ниже по потоку от второго вспомогательного косвенного теплообменника 285, при этом уставка клапана регулируется в соответствии с первым температурным сигналом, генерируемым в первом температурном датчике 247. Если предусмотрен необязательный компрессор 390 топливного газа, первый температурный датчик соответственно расположен в линии 40 отведения сконденсированной фракции между вторым вспомогательным косвенным теплообменником 285 и необязательным компрессором 390 топливного газа. Первая уставка целевой температуры для данного контура управления может быть задана на несколько градусов ниже, например на 2°С ниже, температуры второго частичного потока сжатого пара на входе второго вспомогательного косвенного теплообменника 285. Предпочтительно температура сконденсированной фракции 40 на выходе из второго вспомогательного косвенного теплообменника находится между температурой окружающей среды и температурой, которая на 10°С ниже температуры окружающей среды, чтобы эффективно получать максимальную выгоду от холода, присутствующего в сконденсированной фракции 40.
Второе давление сепарации предпочтительно выше, чем первое давление сепарации. Второе давление сепарации может в подходящем случае составлять от 2 до 22 бар абс. (0,2-2,2 МПа), предпочтительно от 5 до 22 бар абс. (0,5-2,2 МПа), более предпочтительно от 5 до 15 бар абс. (0,5-1,5 МПа). Второе
- 9 030308
давление сепарации в верхнем конце диапазона 2-22 бар абс. (0,2-2,2 МПа) способствует частичной конденсации сжатого потока 70 и обеспечивает возможность для более высокого сброса давления в необязательном редукционном клапане 245 и/или для поддержания более высокого давления даже после редукционного клапана 245, что приводит к экономии мощности сжатия топливного газа в необязательном компрессоре 360 топливного газа. Нижний конец диапазона способствует эффективности разделения в газожидкостном сепараторе 33 и вызывает меньшее избыточное сжатие паровой фракции 80, которую предполагается сжигать в сжигательном устройстве 220 при сравнительно низком давлении, как правило, менее 15 бар абс. (1,5 МПа). Предложенный диапазон от 5 до 15 бар абс. (0,5-1,5 МПа) для второго давления сепарации устанавливает надлежащее равновесие между благоприятными и неблагоприятными последствиями, обобщенными выше в данном абзаце.
Типичный перепад давления от 1,0 до 4,0 бар (0,1-0,4 МПа) через необязательный редукционный клапан 245 считается адекватным в типичных случаях.
В некоторых вариантах осуществления второе давление сепарации находится в диапазоне от 5 до 8 бар абс. (0,5-0,8 МПа), причем это давление чаще всего соответствует требованиям к потоку топливного газа низкого давления, подходящим для передачи паровой фракции 80 в сжигательное устройство 220 без необходимости дополнительного сжатия. Более высокое давление может быть выбрано, если сжигательное устройство 220 находится на относительно большом расстоянии от первого газожидкостного фазового сепаратора, и/или когда паровую фракцию 80 предполагается пропускать через один или более теплообменник 85 рекуперации холода. При таких обстоятельствах можно ожидать дополнительного перепада давления в процессе транспортировки отходящего газа к сжигательному устройству 220.В одном варианте осуществления второе давление сепарации составляет примерно 6,5 бар абс. (0,65 МПа).
Криогенная углеводородная композиция 8 может быть получена из коллекторов природного газа, или нефти, или угольных пластов. В качестве альтернативы, криогенная углеводородная композиция 8 также может быть получена из другого источника, включая, например, искусственный источник, такой как процесс Фишера-Тропша. Предпочтительно криогенная углеводородная композиция 8 содержит по меньшей мере 50 мол.% метана, более предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% метана. Предпочтительная исходная температура ниже -130°С может быть достигнута прохождением углеводородного потока 110 через установку 100 сжижения. Вариант осуществления установки 100 сжижения и прохождения углеводородного потока 110 через установку 100 сжижения будет описан более подробно ниже.
В примере варианта осуществления, показанном на фиг. 3, установка 100 сжижения содержит контур 101 хладагента для циркуляции хладагента. Контур 101 хладагента содержит компрессор 160 хладагента, соединенный с приводом 190 компрессора хладагента в механическом приводном зацеплении. Компрессор 160 хладагента выполнен с возможностью сжатия потока 150 отработанного хладагента и отведения хладагента в сжатом состоянии в линию 120 сжатого хладагента. По меньшей мере один теплообменник 124 отведения обычно предусмотрен в линии 120 сжатого хладагента контура 101 хладагента. Теплообменник 124 отведения выполнен с возможностью отведения тепла из потока сжатого хладагента, переносимого по линии 120 сжатого хладагента, в окружающую среду, или в воздух, или в водный объект, такой как озеро, река или море.
Установка 100 сжижения обычно содержит холодильник хладагента, выполненный с возможностью охлаждения сжатого хладагента из линии 120 сжатого хладагента, из которого тепло было отведено в теплообменнике 124 отведения. При этом поток охлажденного хладагента получают в линии 131 охлажденного хладагента.
Установка 100 сжижения также содержит криогенный теплообменник 180, соединенный с выпускным отверстием компрессора 160 хладагента с помощью линии 120 сжатого хладагента. В варианте осуществления фиг. 3 криогенный теплообменник 180 также выполняет функцию холодильника хладагента, описанную в предыдущем абзаце, но это не является требованием изобретения. Криогенный теплообменник, как правило, выполнен с возможностью установления косвенного теплообменного контакта между углеводородным потоком 110 и хладагентом контура 101 хладагента.
Линия 150 отработанного хладагента соединяет криогенный теплообменник 180 с основной стороной всасывания компрессора 160 хладагента. Линия 131 охлажденного хладагента находится в сообщении по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента через холодную сторону криогенного теплообменника 180. Углеводородный поток 110 проходит через горячую сторону криогенного теплообменника 180. Холодная сторона и горячая сторона находятся в теплообменном контакте друг с другом.
Линия 133 возврата основного хладагента создает сообщение по текучей среде между линией 131 охлажденного хладагента и холодной стороной криогенного теплообменника 180. Линия 133 возврата основного хладагента находится в сообщении по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента через указанную холодную сторону и в теплообменной конфигурации с горячей стороной. Регулировочный клапан 134 основного хладагента предусмотрен в линии 133 возврата основного хладагента.
Криогенный теплообменник 180 получает поток хладагента в сжатом состоянии из линии 133 возврата основного хладагента через регулировочный клапан 134 основного хладагента и отводит в компрессор 160 хладагента. Таким образом, криогенный теплообменник 180 образует часть контура 101 хладагента.
- 10 030308
Криогенный теплообменник 180 может быть предусмотрен в любой подходящей форме, включающей пластинчатый тип с вытравленными каналами, пластинчато-ребристый тип, необязательно в теплоизолированном кожухе, или теплообменник кожухотрубного типа, такой как спиральный теплообменник или катушечный теплообменник.
Конкретный неограничивающий пример установки сжижения и ее контура хладагента, основанный на теплообменнике кожухотрубного типа и включающий компрессор хладагента и криогенный теплообменник, включен в фиг. 4 и 5. Эти фигуры будут подробно описаны ниже.
Хладагент циркулирует в контуре 101 хладагента установки 100 сжижения. Циркуляция включает приведение в действие компрессора 160 хладагента и сжатие потока хладагента в компрессоре 160 хладагента. Углеводородный поток 110 конденсируется и переохлаждается. Конденсация и переохлаждение включают косвенный теплообмен углеводородного потока 110 с хладагентом в установке 100 сжижения. Образованный таким образом переохлажденный сжиженный углеводородный поток называется неочищенным сжиженным потоком. Таким образом, неочищенный сжиженный поток образуется из углеводородного потока с помощью конденсации и последующего переохлаждения углеводородного потока.
Углеводородный поток 110 в любом из описанных в настоящем документе примеров может быть получен из коллекторов природного газа, или нефти, или угольных пластов. В качестве альтернативы, криогенная углеводородная композиция 8 также может быть получена из другого источника, включая, например, искусственный источник, такой как процесс Фишера-Тропша. Предпочтительно криогенный углеводородный поток 110 содержит по меньшей мере 50 мол.% метана, более предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% метана. Образующийся в результате жидкий углеводородный продукт, транспортируемый в линию 90 жидкого углеводородного продукта и/или хранящийся в криогенном хранилище 210, предпочтительно является сжиженным природным газом (СПГ).
В зависимости от источника углеводородный поток 110 может содержать различные количества компонентов, отличных от метана и азота, включающих один или несколько неуглеводородных компонентов, отличных от воды, таких как СО2, Нд, Н2§ и другие соединения серы; и один или несколько углеводородов, более тяжелых, чем метан, таких как, в частности, этан, пропан и бутаны и, возможно, меньшие количества пентанов и ароматических углеводородов. Углеводороды с молекулярной массой, соответствующей, по меньшей мере, массе пропана, могут называться здесь С3+ углеводородами, и углеводороды с молекулярной массой, соответствующей, по меньшей мере, массе этана, могут здесь называться С2+ углеводородами.
При необходимости углеводородный поток 110 может быть предварительно обработан для уменьшения и/или удаления одного или нескольких нежелательных компонентов, таких как СО2 и Н2§, или может направляться на другие стадии, такие как предварительное сжатие или тому подобное. Такие стадии хорошо известны специалистам в данной области техники, и их механизмы не обсуждаются здесь дополнительно. Состав углеводородного потока 110, таким образом, варьирует в зависимости от типа и местоположения источника газа и примененной предварительной обработки (обработок).
Неочищенный сжиженный поток отводится в отводную линию 1 из установки 100 сжижения. Неочищенный сжиженный поток может содержать от 1 до 7 мол.% азота и более 81 мол.% метана. Температура неочищенного сжиженного потока в отводной линии 1 может быть в диапазоне от -165 до -120°С. Криогенную углеводородную композицию 8 получают из неочищенного сжиженного потока с помощью прохождения неочищенным сжиженным потоком стадии снижения давления в системе 5 снижения давления, в результате чего давление понижается от давления сжижения до исходного давления от 1 до 2 бар абс. (0,1-0,2 МПа). Во время такой стадии снижения давления обычно образуется пар мгновенного испарения.
Криогенная углеводородная композиция 8 содержит азот- и метансодержащую жидкую фазу и обычно находится при температуре ниже -130°С.
Во многих случаях температура неочищенного сжиженного потока в отводной линии 1 может быть в диапазоне от -160 до -145°С. В пределах этого более узкого диапазона требуется более низкая холодопроизводительность в системе 100 сжижения, чем в случае, когда желательны более низкие температуры, тогда как величина переохлаждения при давлении выше 15 бар абс. (1,5 МПа) достаточно высока, чтобы избежать избыточного образования паров мгновенного испарения при снижении давления до исходного давления в диапазоне 1-2 бар абс. (0,1-0,2 МПа).
Установка 100 сжижения в настоящем описании, которая до сих пор была представлена очень схематично, может представлять любую подходящую установку и/или процесс сжижения углеводородов, в частности любой процесс сжижения природного газа, дающий сжиженный природный газ, и изобретение не ограничено конкретным выбором установки сжижения. Примеры подходящих установок сжижения применяют процессы с циклом на одном хладагенте (обычно цикл на одном смешанном хладагенте δΜΚ-процессы, такие как РК1СО, описанный в работе К.К. 1оЬи8еи и Р. СйгкОащеп 'ΈΝΟ Ргобисйоп оп ЛоаОпд р1айогш8", представленной на конференции СаЧесй 1998 (Дубай), но также возможно применение процесса однокомпонентного хладагента, такого как, например, процесс ΒΗΡ-ΛΝΟ, также описанного в вышеупомянутой работе К.К. 1оЬп8еп и Р. СЬпкйапкеп); процессы с циклом на двух хладагентах
- 11 030308
(например, часто используемый процесс со смешанным хладагентом и пропаном с частой аббревиатурой С3МН, описанный, например, в патенте υδ 4404008, или, например, процессы с двумя смешанными хладагентами - ΌΜΚ, пример которых описан в патенте υδ 6658891, или, например, процессы с двумя циклами, в которых каждый цикл хладагента содержит однокомпонентный хладагент); и процессы, основанные на трех или более последовательностях компрессоров для трех или более холодильных циклов, пример которых описан в патенте υδ 7114351.
Другие примеры подходящих установок сжижения описаны в патентах υδ 5832745 (§Ье11 8МК); υδ 6295833 и И8 5657643 (оба представляют варианты В1аск & Уеа1сЬ δΜΚ); υδ 6370910 (δΜ1 ΌΜΚ). Другим подходящим примером процесса ΌΜΚ является так называемый процесс ΕΙΟυΕΕΙΝ от Ахепк, описанный, например, в статье Р-Υ МаШи е! а1, озаглавленной 'ΕΙΟυΕΕΙΝ: ΑΝ ΙΝΝΟνΑΤίνΕ РΚΟСΕδδ ТО ΗΕΙΧΤΈ ΕΝΟ ί,’ΟδΤδ". представленной на 22-й Всемирной газовой конференции в Токио, Япония (2003).Другие подходящие процессы с тремя циклами описаны, например, в патентах υδ 6962060; АО 2008/020044; υδ 7127914; ΌΕ 3521060Α1; υδ 5669234 (коммерчески известный как оптимизированный каскадный процесс); υδ 6253574 (коммерчески известный как каскадный процесс со смешанными хладагентами); υδ 6308531; в публикации заявки υδ 2008/0141711; Магк 1. КоЬеПк е! а1, "Ьатде сарасИу кшДе 1таш АР-Х(ТМ) НуЬпб ΕΝΟ Ргосекк", ОаЧесН 2002, Доха, Катар (13-16 октября 2002). Эти ссылки приводятся, чтобы продемонстрировать широкую применимость изобретения, и не являются исключительным и/или исчерпывающим перечнем возможностей. Не во всех приведенных выше примерах применяются газовые турбины (на базе авиационного двигателя) в качестве приводов компрессоров основного хладагента. Должно быть понятно, что любые приводы, отличные от газовых турбин, могут быть заменены на газовую турбину, чтобы извлечь определенную предпочтительную пользу из настоящего изобретения.
Примеры, в которых установка 100 сжижения основана, например, на С3МН или δΗеII ЭМР, кратко проиллюстрированы на фиг. 4 и 5. В обоих случаях криогенный теплообменник 180 в установке 100 сжижения выбирают в виде спирального теплообменника, содержащего горячую сторону, содержащую все пучки, в том числе нижний и верхний пучки (соответственно 181 и 182) труб для углеводородного продукта, нижний и верхний пучки (соответственно 183 и 184) труб для легкой фракции хладагента (ЬМК) и пучок 185 труб для тяжелой фракции хладагента (НМН). Холодная сторона образована межтрубной зоной криогенного теплообменника 180.
Нижний и верхний пучки 181 и 182 труб для углеводородного продукта связывают по текучей среде линию 110 углеводородного потока с отводной линией 1. По меньшей мере один теплообменник 115 предварительного охлаждения для охлажденного углеводорода может быть предусмотрен в линии 110 углеводородного потока выше по потоку от криогенного теплообменника 180.
Хладагент, предусмотренный в контуре 101 хладагента, будет называться "основным хладагентом", чтобы отличать его от других хладагентов, которые могут использоваться в установке 100 сжижения, таких как хладагент 127 предварительного охлаждения, который может обеспечивать холодопроизводительность теплообменника 115 предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов. Основной хладагент в настоящем варианте осуществления является смешанным хладагентом.
Контур 101 хладагента содержит линию 150 отработанного хладагента, соединяющую криогенный теплообменник 180 (в данном случае межтрубную зону 186 криогенного теплообменника 180) с основной стороной всасывания компрессора 160 хладагента, и линию 120 сжатого хладагента, соединяющую выпускное отверстие компрессора 160 хладагента с МН сепаратором 128. Один или несколько теплообменников предусмотрено в линии 120 сжатого хладагента, включающей в себя в настоящем примере по меньшей мере один теплообменник 124 отведения. МН сепаратор 128 находится в сообщении по текучей среде с нижним пучком 183 труб для ЬМК через линию 121 легкой фракции хладагента и с пучком труб для НМН через линию 122 тяжелой фракции хладагента.
По меньшей мере один теплообменник 115 предварительного охлаждения охлаждаемых углеводородов и по меньшей мере один теплообменник 125 предварительного охлаждения охлаждаемого основного хладагента охлаждаются хладагентом предварительного охлаждения (по линиям 127 и 126 соответственно). Этот же хладагент предварительного охлаждения может быть передан из этого же цикла для хладагента предварительного охлаждения. Кроме того, по меньшей мере один теплообменник 115 предварительного охлаждения для охлажденного углеводорода и по меньшей мере один теплообменник 125 предварительного охлаждения с охлажденным основным хладагентом могут быть объединены в одно теплообменное устройство предварительного охлаждения (не показано). Приводится ссылка на патент υδ 6370910 в качестве неограничивающего примера.
В точке перехода между верхними (182, 184) и нижними (181, 183) пучками труб пучок 185 труб для НМН находится в соединении по текучей среде с линией 141 НМН. Линия 141 НМН находится в сообщении по текучей среде с межтрубной зоной 186 криогенного теплообменника 180 через первую возвратную линию 143 НМН, в которой предусмотрен клапан 144 регулирования НМН. Через указанную межтрубную зону 186 и в теплообменной конфигурации с каждым одним из нижнего пучка 181 труб для углеводородного продукта, нижнего пучка 183 труб для ЬМК и пучка 185 труб для НМН первая возвратная линия 143 ННМ связана по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента.
Над верхними пучками 182 и 184 труб, возле верхней части криогенного теплообменника 180, пу- 12 030308
чок 184 труб для ЬМЛ находится в соединении по текучей среде с линией 131 охлажденного хладагента. Линия 133 возврата основного хладагента создает сообщение по текучей среде между линией 131 охлажденного хладагента и межтрубной зоной 186 криогенного теплообменника 180. Регулировочный клапан 134 основного хладагента предусмотрен в линии 133 возврата основного хладагента. Линия 133 возврата основного хладагента находится в сообщении по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента через указанную межтрубную зону 186, и в теплообменной конфигурации - с каждым одним из верхнего и нижнего пучков 182 и 181 труб для углеводородного продукта соответственно, каждым одним из пучков 183 и 184 труб для ЬМЛ и пучком 185 труб для НМЛ.
Хладагент в установке 100 сжижения циркулирует в контуре 101 хладагента, при этом отработанный хладагент 150 сжимается в компрессоре 160 хладагента с образованием сжатого хладагента 120 из отработанного хладагента 150. Тепло отводится из сжатого хладагента, отводимого из компрессора 160 хладагента, посредством одного или нескольких теплообменников, предусмотренных в линии 120 сжатого хладагента, включающих по меньшей мере один теплообменник 124 отведения. Это приводит к образованию частично сконденсированного сжатого хладагента, который подвергается фазовому разделению в МЛ сепараторе 128 на фракцию 121 легкого хладагента, состоящую из парообразных компонентов частично сконденсированного сжатого хладагента, и фракцию 122 тяжелого хладагента, состоящую из жидких компонентов частично сконденсированного сжатого хладагента.
Легкая фракция 121 хладагента проходит последовательно через нижний пучок 183 ЬМЛ и верхний пучок 184 ЬМЛ криогенного теплообменника 180, в то время как тяжелая фракция 122 хладагента проходит через пучок 185 НМЛ криогенного теплообменника 180 к точке перехода. При прохождении через эти соответствующие пучки труб соответствующие легкие и тяжелые фракции хладагента охлаждаются с помощью легких и тяжелых фракций хладагента, которые испаряются в межтрубной зоне 186, снова образуя отработанный хладагент 150, который завершает цикл. Одновременно с этим углеводородный поток 110 проходит через криогенный теплообменник 180, последовательно через нижний пучок 181 для углеводородов и верхний пучок 182 для углеводородов и подвергается сжижению при испарении тяжелой фракции хладагента и переохлаждению при испарении легкой фракции хладагента.
Независимо от типа установки сжижения или источника криогенной углеводородной композиции 8 поток 132 первого вспомогательного хладагента может быть сформирован из небольшой струи потока 90 сжиженных углеводородов. Это проиллюстрировано на фиг. 4, где можно видеть, что линия 132 подачи вспомогательного хладагента продолжается между линией 90 жидкого углеводородного продукта и первым вспомогательным косвенным теплообменником 35. Предполагается, что только примерно 0,2% потока 90 сжиженных углеводородов требуется в качестве потока 132 первого вспомогательного хладагента. Как правило, от 0,05 до 0,40% потока 90 сжиженных углеводородов может быть необходимо в качестве потока 132 первого вспомогательного хладагента.
В примере, показанном на фиг. 4, линия 90 сжиженного углеводородного продукта делится на линию 132 вспомогательного хладагента и линию 91 основного продукта. Линия 138 возврата вспомогательного хладагента в подходящем случае продолжается между первым вспомогательным косвенным теплообменником 35 и концевым сепаратором 50 мгновенного испарения и выполнена с возможностью возврата первого вспомогательного хладагента, содержащего тепло из первого частичного потока сжатого пара, в концевой сепаратор 50 мгновенного испарения. При этом образуется полуоткрытый холодильный цикл.
Преимущество использования небольшой струи жидкого потока из линии 90 сжиженного углеводородного продукта для этой цели заключается в том, что оно может быть относительно легко реализовано на уже существующей установке без необходимости прерывать или модифицировать какую-либо часть, относящуюся к источнику криогенной углеводородной композиции. Количество дополнительного оборудования, которое должно быть установлено, является минимальным. Кроме того, это самый холодный поток, легко доступный в установке без необходимости обеспечения специального холодильного цикла, и он обычно имеется в большом количестве.
Необязательно насос 96 вспомогательного хладагента может быть предусмотрен в линии 132 первого вспомогательного хладагента, с помощью которого небольшая струя жидкого потока 90 может перекачиваться в первый вспомогательный косвенный теплообменник 35.
В другой группе вариантов осуществления и независимо от типа установки сжижения или источника криогенной углеводородной композиции 8 поток 132 первого вспомогательного хладагента может быть образован небольшой струей циркуляционного потока хладагента из установки сжижения, в противотоке с которым углеводородный поток 110 конденсируется и переохлаждается. В таких вариантах осуществления линия 132 подачи вспомогательного хладагента продолжается между контуром 101 хладагента установки 100 сжижения и первым вспомогательным косвенным теплообменником 35. Линия 138 возврата вспомогательного хладагента продолжается между первым вспомогательным косвенным теплообменником 35 и контуром 101 хладагента установки 100 сжижения и выполнена с возможностью возврата вспомогательного хладагента, содержащего тепло из потока сжатого пара, в установку 100 сжижения.
Существуют различные способы осуществления этого. В предпочтительных вариантах осуществле- 13 030308
ния поток вспомогательного хладагента образуется небольшой струей потока основного хладагента, в частности небольшой струей потока легкой фракции хладагента. Этот последний случай проиллюстрирован на фиг. 5. Линия 131 охлажденного хладагента может быть разделена на линию 132 подачи вспомогательного хладагента и линию 133 возврата основного хладагента. Линия 138 возврата вспомогательного хладагента на ее впускном конце может соединяться по текучей среде с линией 132 подачи вспомогательного хладагента через первый вспомогательный косвенный теплообменник 35. На выходном конце она соединяется с линией 150 отработанного хладагента через первую возвратную линию 143 НМК. Таким путем небольшая струя потока удобно направляется обратно в контур основного хладагента через межтрубную зону 186 криогенного теплообменника 180, где она может все еще способствовать отведению тепла из потока в верхних и/или нижних пучках труб. В конечном счете линия 138 возврата вспомогательного хладагента таким образом соединяется с линией 150 отработанного хладагента. В качестве альтернативы, линия 138 возврата вспомогательного хладагента может непосредственно соединяться с линией 150 отработанного хладагента.
Предусмотренный состав вспомогательного хладагента в данной группе вариантов осуществления содержит от 25 до 40 мол.% азота; от 30 до 60 мол.% метана и до 30 мол.% С2 (этана и/или этилена), в результате чего вспомогательный хладагент содержит по меньшей мере 95% этих компонентов, и/или общее содержание азота и метана составляет по меньшей мере 65 мол.%. Состав в пределах данных диапазонов может быть легко доступен из основного контура циркуляции хладагента, если для переохлаждения потока сжиженных углеводородов используется смешанный хладагент.
Использование небольшой струи из потока основного хладагента имеет преимущество, заключающееся в том, что количество дополнительного оборудования, которое должно быть установлено, оказывается минимальным. Например, не потребуются дополнительный компрессор вспомогательного хладагента и конденсатор вспомогательного хладагента, которые были бы нужны в случае отдельного цикла независимого вспомогательного хладагента.
Могут быть и другие варианты подачи потока первого вспомогательного хладагента. Однако в любом случае поток первого вспомогательного хладагента не содержит какой-либо сконденсированной фракции.
Кроме того, вспомогательная холодопроизводительность, сообщаемая потоком первого вспомогательного хладагента в первом вспомогательном косвенном теплообменнике 35, может быть изменена с помощью регулировочного клапана 135 вспомогательного хладагента, который, как было проиллюстрировано на фиг. 4 и 5, может быть предусмотрен в линии 132 подачи вспомогательного хладагента. Возможны различные стратегии управления. Например, регулировочный клапан 135 вспомогательного хладагента функционально связывается с необязательным регулятором 37 уровня, предусмотренным в газожидкостном сепараторе 33 (проиллюстрировано, например, на фиг. 1), чтобы установить постоянный уровень жидкости в газожидкостном сепараторе 33 с помощью регулирования величины частичной конденсации сжатого пара 70, которая происходит в первом вспомогательном косвенном теплообменнике 35. Другой пример включает регулировочный клапан 135 вспомогательного хладагента, функционально связанный с необязательным температурным датчиком (не показан), расположенным между первым вспомогательным косвенным теплообменником 35 и газожидкостным сепаратором 33 для установления постоянной температуры частично сконденсированного промежуточного потока.
Подходящая уставка для температурного датчика может быть получена на основе желаемого содержания азота в сконденсированной фракции 40, которое соответствует техническим требованиям к составу топливного газа газовой турбины 320. Остальной азот остается в паровой фракции. Температуру отведения неочищенного сжиженного потока в отводной линии 1 можно регулировать, чтобы гарантировать, что общая имеющаяся теплотворная способность в хвостовом паре 64 и/или частично сконденсированном промежуточном потоке соответствовала общим требованиям к топливному газу сжигательного устройства (устройств) 220 и газовой турбины (турбин) 320. Например, если теплотворная способность хвостового пара 64 слишком велика, температура отведения может быть снижена, чтобы уменьшить количество метана, который подвергается мгновенному испарению на стадии снижения давления в системе 5 снижения давления. Распределение азота между паровой фракцией 80 и сконденсированной фракцией 40 регулируется вспомогательной холодопроизводительностью.
На фиг. 6 проиллюстрирована расширенная система концевого сепаратора мгновенного испарения, описанная ранее в патенте И8 6014869, содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки. Концевой сепаратор 50 мгновенного испарения в этом случае содержит устройство газожидкостного контакта (например, в виде насадки или набора контактных тарелок), нижнее входное устройство 52, соединенное с ребойлером 55, и верхнее входное устройство 53. Поток 66 рекуперации холода состоит из бокового потока природного газа такого же состава, что и неочищенный сжиженный поток
1. Предполагается, что криогенная углеводородная композиция 8 состоит из потока 66 рекуперации холода и неочищенного сжиженного потока 1, получаемого из системы 5 снижения давления. Остальное на фиг. 6 соответствует фиг. 1.
Расчеты материального и теплового баланса были выполнены с использованием программы моделирования Рго2, чтобы продемонстрировать возможности реализации предложенных способов и устано- 14 030308
вок. Расчеты выполнены для вариантов осуществления, проиллюстрированных фиг. 6. Для расчетов предполагается, что поток 64 хвостового пара между теплообменником 65 рекуперации холода и концевым компрессором 260 мгновенного испарения содержит пар из концевого сепаратора 50 мгновенного испарения вместе с потоком отпарного газа из криогенного хранилища 210. Кроме того, предполагается, что перепускной регулировочный клапан 77 пара, регулировочный клапан 88 парового рециркулята, рециркуляционный клапан 14 и регулировочный клапан 73 потока внешнего десорбирующего пара закрыты и находятся в состоянии отсутствия потока.
В табл. 1-4 представлены результаты для вариантов осуществления, основанных на фиг. 6, в которых поток 132 первого вспомогательного хладагента обеспечивается небольшой струей жидкого потока в линии 90 потока сжиженного углеводородного продукта.
Табл. 1 и 2 соответствуют одному расчету, в котором второе давление сепарации находится в диапазоне от 4 до 8 бар абс. (0,4-0,8 МПа). Это называется случаем низкого давления. Табл. 3 и 4 соответствуют другому расчету, который называется случаем высокого давления. В другом расчете второе давление сепарации находится в диапазоне от 10 до 20 бар абс. (1,0-2,0 МПа). Это влияет на перепад давления, который происходит через редукционный клапан 245, что, в свою очередь, влияет на холодопроизводительность, которая доступна во втором вспомогательном косвенном теплообменнике 285. Это, конечно, достигается за счет дополнительной мощности сжатия. Можно видеть, что температура, при которой осуществляется разделение фаз в газожидкостном сепараторе 33, может быть выше в данном диапазоне давлений. Тем не менее, большее количество жидкого углеводородного потока должно использоваться в качестве потока первого вспомогательного хладагента.
Таблица 1
(случай низкого давления)
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГО Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) Сз+ (мол.%)
1 74.8 -155 211 3,93 95,7 0,39
1а 74,2 -163 211 3,93 95,7 0,39
1Ь 9,88 -164 211 3,93 95,7 0,39
8 1,05 -167 218 3,93 95,7 0,39
60 1,05 -167 19,4 41,4 58,6 0,00
66 9,88 -157 6,65 3,93 95,7 0.39
90 1,12 -163 198 1,09 98,5 0,42
138 1,50 -134 0,30 1,09 98,5 0,42
Таблица 2
(случай низкого давления, продолжение)
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГО Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) Сз+ (мол.%)
8 1,05 -167 218 3,93 95,7 0,39
40 6,50 -162 19,6 29.0 71,0 0.00
64 0,85 -27 23,7 36,8 63,2 0,00
70 7,50 +31 23,7 36.8 63,2 0,00
71 7,50 +31 3.48 36.8 63,2 0,00
71а 7,00 -131 3,48 36,8 63,2 0,00
71Ь 6,50 -142 3.48 36.8 63,2 0.00
72 7,00 -169 20,3 36,8 63,2 0,00
80 6,50 -162 4,12 86,4 13,6 0,00
90 1,12 -163 198 1,09 98,5 0,42
132 2,00 -163 0,30 1,09 98,5 0,42
138 1,50 -134 0,30 1,09 98,5 0,42
230 1,00 -159 3.20 17.3 82,7 0.00
240 3,00 -172 19,6 29,0 71,0 0,00
Таблица 3
(случай высокого давления)
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГО Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) С 2+ (мол.%)
1 74,8 -155 210 3,93 95,7 0,39
1а 74.2 -163 210 3,93 95,7 0.39
1Ь 9,88 -164 210 3,93 95,7 0,39
8 1,05 -167 217 3,93 95,7 0,39
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГС)' Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) С ?+ (мол.%)
60 1,05 -167 19,4 41.6 58,4 0.00
66 9,73 -157 6,58 3,93 95,7 0,39
90 1,12 -163 198 1,11 98,5 0,42
138 1,50 -128 0,49 1,11 98,5 0,42
- 15 030308
Таблица 4
(случай высокого давления, продолжение)
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГС) ' Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) С2+ (мол.%)
8 1,05 -167 217 3,93 95,7 0,39
40 16,5 -135 12,5 19,3 80,7 0,00
64 0,85 -27 23,5 36,9 63.1 0,00
70 17,5 +31 23,5 36,9 63,1 0,00
71 17,5 +31 8,18 36,9 63.1 0,00
71а 17,0 -125 8,18 36,9 63.1 0,00
71Ь 16,5 -127 8,18 36,9 63,1 0,00
72 17,0 -140 15,3 36,9 63-1 0,00
80 16,5 -135 10,9 62,9 37,1 0,00
90 1,12 -163 198 1,09 98,5 0,42
132 2,00 -163 0,49 1.11 98.5 0.42
138 1,50 -128 0,49 1,11 98,5 0,42
230 1,00 -160 4,32 18,9 81.1 0,00
240 9,50 -144 12,5 19,3 80,7 0,00
Случай низкого давления, рассчитанный в настоящем примере, дает топливный газ низкого качества, который отводится из теплообменника 85 рекуперации холода при давлении 5 бар абс. (0,50 МПа) и температуре 22°С; и повторно испаренную сконденсированную фракцию, которая отводится из второго вспомогательного косвенного теплообменника 285 при давлении 3,0 бар абс. (0,30 МПа) и температуре 25°С. Последняя может использоваться в качестве топливного газа высокого качества.
Случай высокого давления, рассчитанный в настоящем примере, дает топливный газ низкого качества, который отводится из теплообменника 85 рекуперации холода при давлении 5 бар абс. (0,50 МПа) и температуре 28°С; и повторно испаренную сконденсированную фракцию, которая отводится из второго вспомогательного косвенного теплообменника 285 при давлении 9,00 бар абс. (0,30 МПа) и температуре 19°С. Последняя может использоваться в качестве топливного газа высокого качества.
Как в случае низкого давления, так и в случае высокого давления конечный состав запасов сжиженных углеводородов, хранящихся в криогенном хранилище 210, составляет 0,83 мол.% азота, 98,74 мол.% метана и 0,43 мол.% С2+, где С2+ означает все углеводороды, имеющие массу, соответствующую массе этана и выше. Поток сжиженных углеводородов, проходящий по линии 91 основного продукта в криогенное хранилище 210, имеет немного больше азота, чем запасы сжиженных углеводородов, хранящиеся в криогенном хранилище 210.
В табл. 5 и 6 представлены результаты для вариантов осуществления, основанных на фиг. 6, в которых поток 132 первого вспомогательного хладагента обеспечивается небольшой струей потока из линии 131 охлажденного хладагента. В этом случае молекулярная масса МА вспомогательного хладагента 132, который содержит 21,6 мол.% азота, 58,6 мол.% метана и 19,8 мол.% С2+ компонентов (в основном этана), равна 21,59.
Таблица 5
(случай низкого давления)
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГС) Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) Са+ (мол.%)
1 74.8 -155 211 3,93 95,7 0,39
1а 74,2 -162 211 3,93 95,7 0,39
1Ь 9,90 -163 211 3,93 95,7 0,39
8 1,05 -167 218 3,93 95,7 0,39
60 1,05 -167 19,4 41,3 58,7 0,00
66 9,90 -156 6.70 3,93 95,7 0,39
90 1,12 -163 198 1,09 98,5 0,42
138 1,50 -134 0,30 1,09 98,5 0,42
Таблица 6
(случай низкого давления, продолжение)
№ потока Давление (бар абс.) Температура ГС)' Скорость поступления (кг/с) Азот (мол.%) Метан (мол.%) с2+ (мол.%)
8 1.05 -167 218 3.93 95.7 0.39
40 6,50 -162 19,7 29,0 71,0 0,00
64 0,85 -26 23.7 36,7 63,3 0,00
70 7,50 +31 23,7 36,7 63,3 0,00
71 7,50 +31 3,47 36,7 63,3 0,00
71а 7.00 -130 3,47 36,7 63.3 0,00
71Ь 6,50 -142 3,47 36,7 63,3 0,00
72 7.00 -169 20.3 36,7 63.3 0,00
80 6,50 -162 4,09 86,4 13,6 0,00
90 1,12 -163 198 1,09 98,5 0,42
132 6.95 -157 1,73 21,6 58.6 19.8
138 6,45 -142 1,73 21,6 58,6 19,8
230 1,00 -160 4,32 18,6 81,4 0,00
240 3.00 -172 19.7 29,0 71.0 0,00
С2+ означает все углеводороды, имеющие массу, соответствующую массе этана и больше. В данном
- 16 030308
случае ЬМК хладагент С2+ состоит в основном из этана. Табл. 5 и 6 соответствуют одному расчету, в котором второе давление сепарации находится в диапазоне от 4 до 8 бар абс. (0,4-0,8 МПа).
Как рассчитано в настоящем примере, топливный газ низкого качества отводится из теплообменника 85 рекуперации холода при давлении 5 бар абс. (0,50 МПа) и температуре 28°С; и повторно испаренная сконденсированная фракция отводится из повторного испарителя 285 при давлении 3,00 бар абс. (0,30 МПа) и температуре 25°С. Последняя может использоваться в качестве топливного газа высокого качества.
Конечный состав запасов сжиженных углеводородов, хранящихся в криогенном хранилище 210, составляет 0,82 мол.% азота, 98,75 мол.% метана и 0,43 мол.% С2+. Поток сжиженных углеводородов, проходящий по линии 91 основного продукта в криогенное хранилище 210, имеет немного больше азота, чем запасы сжиженных углеводородов, хранящиеся в криогенном хранилище 210.
В любом из приведенных выше примеров предпочтительный диапазон давления сжижения, при котором неочищенный сжиженный поток отводится в отводную линию 1 из установки 100 сжижения, составляет от 15 до 120 бар абс. (1,5-12,0 МПа), более предпочтительно от 15 до 90 бар абс. (1,5-9,0 МПа) или от 45 до 120 бар абс. (4,5-12,0 МПа). Наиболее предпочтительный диапазон давления сжижения составляет от 45 до 90 бар абс. (4,5-9,0 МПа). В том случае, когда неочищенный сжиженный поток состоит по меньшей мере на 80 мол.% из метана и азота, предпочтительный температурный диапазон для неочищенного сжиженного потока в отводной линии 1 может составлять от -165 до -120°С.
В любом из приведенных выше примеров предполагается, что паровая фракция 80 содержит от 30 до 90 мол.% азота, предпочтительно от 30 до 80 мол.% азота или от 45 до 90 мол.% азота, более предпочтительно от 45 до 80 мол.% азота, наиболее предпочтительно от 50 до 80 мол.% азота. Для достижения содержания азота от 50 до 80 мол.%, такого как примерно 60 мол.%, достаточное количество метана должно быть повторно сконденсировано из потока 70 сжатого пара. Это можно осуществить, например, с помощью давления потока 70 сжатого пара от 4 до 8 бар абс. (0,4-0,8 МПа) и достижения температуры частично сконденсированного промежуточного потока от в диапазоне от -150 до -135°С. Температурный диапазон может иметь более высокие конечные точки, если давление превышает 8 бар абс. (0,8 МПа).
Кроме того, сконденсированная фракция 40 обычно содержит до 30 мол.% азота и не менее 5 мол.%, предпочтительно не менее 10 мол.%. Стремление к более низким значениям будет стоить большей вспомогательной холодопроизводительности, тогда как это не нужно для типичных газовых турбин, и в частности для газовых турбин на базе авиационных двигателей.
Компрессоры, являющиеся частью процесса сжижения углеводородов в установке 100 сжижения, в частности любой компрессор хладагента, в том числе компрессор 160 хладагента, может приводиться в действие любым типом подходящего компрессорного привода 190, в том числе любым, выбранным из группы, состоящей из газовой турбины, паровой турбины и электродвигателя, а также их взаимными комбинациями. Как правило, это относится также и к приводу 190 компрессора хладагента.
Газовая турбина может быть выбрана из группы так называемых промышленных газовых турбин или из группы так называемых газовых турбин на базе авиационных двигателей. Группа газовых турбин на базе авиационных двигателей включает в себя КоШ-Коусе ТгсШ 60, КВ211 или 6761, и Сеиега1 Е1ес1пс ЬМ8100ТМ, ЬМ6000, ЬМ5000 и ЬМ2500 и варианты любого из них (например, ЬМ2500+).
Соответственно газовая турбина 320, в которой в конечном счете сжигается сконденсированная фракция 40, является приводом 190 компрессора хладагента, который находится в приводном зацеплении с компрессором 160 хладагента. Газовая турбина 320 может приводить в действие компрессор 160 хладагента.
Как правило, выбирают второе давление топливного газа в диапазоне от 15 до 75 бар абс. (1,5-7,5 МПа), более предпочтительно в диапазоне от 45 до 75 бар абс. (4,5-7,50 МПа). Обычно установленное давление топливного газа для большинства обычных типов промышленных газовых турбин составляет от примерно 15 до примерно 25 бар абс. (1,5-2,5 МПа) в среднем. Однако последнее поколение промышленных газовых турбин требует топливного газа с относительно высоким давлением, как например, в диапазоне от 35 до 45 бар абс. (3,5-4,5 МПа). Диапазон от 45 до 75 бар абс. (4,5-7,5 МПа) рекомендуется, чтобы соответствовать требованиям к давлению топливного газа типичных газовых турбин на базе авиационных двигателей.
Содержание азота в жидком потоке 90, как правило, не превышает желаемый максимум около 1,1 мол.%. В некоторых вариантах осуществления количество азота в потоке 90 жидких углеводородов составляет от 0,5 до 1 мол.%, предпочтительно как можно ближе к 1,0 мол.%, но не превышая указанного максимума примерно в 1,1 мол.%.
Известно, что отпарной газ образуется в результате термического испарения, вызванного теплом, подведенным к сжиженному продукту, например в виде утечки тепла в резервуары-хранилища, трубопроводы СПГ, и поступления тепла от насосов установки СПГ. В любом из проиллюстрированных здесь примеров и вариантов осуществления отпарной газ необязательно может быть введен в линию 64 хвостового пара, выше или ниже по потоку от концевого компрессора 260 мгновенного испарения, и подлежит разделению фаз в газожидкостном сепараторе 33. Это может соответственно включать отбор отпар- 17 030308
ного газа из криогенного хранилища 210, возможно через линию 230 подачи отпарного газа, как проиллюстрировано, например, на фиг. 6. Отпарной газ образуется в результате добавления тепла по меньшей мере к части сжиженных углеводородов, в результате чего часть метансодержащей жидкой фазы в сжиженных углеводородах испаряется с образованием указанного отпарного газа.
Хотя это и не является обязательным требованием изобретения, предполагается, что предложенный способ может осуществляться в море на плавучей барже. Точно так же установка может быть установлена на плавучей барже для работы в море. Криогенное хранилище может соответственно быть встроено в корпус этой же самой баржи.
Специалисту в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено различными путями без отклонения от объема прилагаемой формулы изобретения.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения сжиженного углеводородного потока, в котором
    обеспечивают углеводородную композицию, охлажденную до криогенных температур и содержащую жидкую фазу, включающую азот и метан, при исходном давлении от 1 до 2 бар абс. (0,1-0,2 МПа);
    проводят фазовое разделение углеводородной композиции, охлажденной до криогенных температур, в концевом сепараторе мгновенного испарения при первом давлении сепарации от 1 до 2 бар абс. (0,1-0,2 МПа) на парообразный хвостовой поток и жидкий поток;
    отводят жидкий поток из концевого сепаратора мгновенного испарения в виде потока сжиженных углеводородов;
    сжимают парообразный хвостовой поток в концевом компрессоре мгновенного испарения до давления свыше 2 бар абс. (0,2 МПа) с получением потока сжатого пара;
    разделяют сжатый пар на первую часть потока сжатого пара и вторую часть потока сжатого пара, таким образом, что указанная первая часть потока сжатого пара и указанная вторая часть потока сжатого пара имеют такой же состав и фазовое состояние, что и сжатый пар;
    образуют частично сконденсированный промежуточный поток, содержащий сконденсированную фракцию и паровую фракцию, за счет косвенного теплообмена первой части потока сжатого пара с потоком первого вспомогательного хладагента в результате передачи тепла от первой части потока сжатого пара к потоку первого вспомогательного хладагента и за счет косвенного теплообмена второй части потока сжатого пара с потоком второго вспомогательного хладагента в результате передачи тепла от второй части потока сжатого пара к потоку второго вспомогательного хладагента, и рекомбинируют части обоих потоков;
    отделяют в газожидкостном сепараторе сконденсированную фракцию от паровой фракции потоков после рекомбинирования при втором давлении сепарации;
    отводят указанную паровую фракцию, имеющую первую теплотворную способность, из газожидкостного сепаратора;
    сжигают указанную паровую фракцию в устройстве для сжигания, отличном от газовой турбины;
    отводят указанную сконденсированную фракцию из газожидкостного сепаратора;
    повторно испаряют указанную сконденсированную фракцию с превращением сконденсированной
    фракции в полностью испаренный поток, имеющий вторую теплотворную способность, которая выше, чем первая теплотворная способность;
    сжигают указанный полностью испаренный поток в газовой турбине;
    при этом указанное повторное испарение сконденсированной фракции включает указанный косвенный теплообмен второй части потока сжатого пара с помощью пропускания сконденсированной фракции через редукционный клапан с образованием, таким образом, потока второго вспомогательного хладагента, и последующее подвергание указанного потока второго вспомогательного хладагента указанному косвенному теплообмену со второй частью потока сжатого пара, что приводит к полному испарению сконденсированной фракции, при этом поток первого вспомогательного хладагента не содержит какойлибо сконденсированной фракции.
  2. 2. Способ по п.1, в котором указанное образование частично сконденсированного промежуточного потока включает частичную конденсацию, по меньшей мере, первой части потока сжатого пара после указанного разделения и перед указанным рекомбинированием.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором указанное образование частично сконденсированного промежуточного потока из сжатого пара дополнительно включает косвенный теплообмен первой части потока сжатого пара с паровой фракцией из газожидкостного сепаратора перед указанным сжиганием паровой фракции в указанном устройстве для сжигания.
  4. 4. Способ по п.3, в котором указанное разделение сжатого пара осуществляют при корректируемом отношении разделения, причем способ также включает корректировку отношения разделения в соответствии с температурным сигналом, характеризующим температуру паровой фракции из газожидкостного сепаратора, после указанного косвенного теплообмена с первой частью потока сжатого пара при поддержании указанной температуры паровой фракции на заданном целевом значении.
    - 18 030308
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором после повторного испарения сконденсированной фракции и перед сжиганием полностью испаренного потока полностью испаренный поток сжимают в компрессоре топливного газа до второго давления топливного газа, превышающего второе давление сепарации и составляющего от 15 до 75 бар абс. (1,5-7,5 МПа), предпочтительно до второго давления топливного газа от 45 до 75 бар абс. (4,5-7,5 МПа).
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором паровую фракцию сжигают в указанном устройстве для сжигания при первом давлении топливного газа, не превышающем второе давление сепарации, предпочтительно при давлении от 2 до 15 бар абс. (0,2-1,5 МПа).
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором второе давление сепарации составляет от 2 до 22 бар абс. (0,2-2,2 МПа), предпочтительно от 5 до 22 бар абс. (0,5-2,2 МПа), более предпочтительно от 5 до 15 бар абс. (0,5-1,5 МПа).
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором жидкий поток и поток сжиженных углеводородов содержат менее 1,1 мол.% азота.
  9. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором более 30 мол.% частично сконденсированного промежуточного потока состоит из азота и менее 30 мол.% сконденсированной фракции, отведенной из газожидкостного сепаратора, состоит из азота.
  10. 10. Способ по любому из пп.1-9, в котором паровая фракция и сконденсированная фракция сосуществуют в одном состоянии термодинамического равновесия и их разделяют в указанном состоянии на паровую фракцию и сконденсированную фракцию.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, в котором после указанного отведения жидкого потока из концевого сепаратора мгновенного испарения в виде потока сжиженных углеводородов указанный поток сжиженных углеводородов транспортируют в криогенное хранилище, встроенное в корпус плавучей баржи.
  12. 12. Установка для получения сжиженного углеводородного потока способом по любому из пп.1-11, содержащая
    линию подачи сырья, охлажденного до криогенных температур, соединенную с источником углеводородной композиции, охлажденной до криогенных температур и содержащей жидкую фазу, включающую азот и метан;
    концевой сепаратор мгновенного испарения, выполненный с возможностью приема углеводородной композиции, охлажденной до криогенных температур, и с возможностью разделения углеводородной композиции, охлажденной до криогенных температур, на жидкий поток и парообразный хвостовой поток;
    линию жидкого углеводородного продукта, связанную по текучей среде с донной частью концевого сепаратора мгновенного испарения для отведения указанного жидкого потока в виде потока сжиженных углеводородов из концевого сепаратора мгновенного испарения;
    линию отвода хвостового пара, связанную по текучей среде с головной частью концевого сепаратора мгновенного испарения для отведения указанного парообразного хвостового потока из концевого сепаратора мгновенного испарения;
    концевой компрессор мгновенного испарения, расположенный на линии отвода хвостового пара, предназначенный для сжатия парообразного хвостового потока, с получением потока сжатого пара;
    делитель потока, расположенный на линии отвода сжатого пара, разделяющий линию сжатого пара на первое ответвление и второе ответвление, при этом первое ответвление расположено между делителем потока и газожидкостным сепаратором и второе ответвление расположено между делителем потока и газожидкостным сепаратором;
    первый вспомогательный теплообменник косвенного типа, расположенный в первом ответвлении, выполненный с возможностью приема первой части потока сжатого пара, находящейся в первом ответвлении, и с возможностью косвенного теплообменного контакта между первой частью потока сжатого пара и потоком первого вспомогательного хладагента;
    второй вспомогательный теплообменник косвенного типа, расположенный во втором ответвлении, выполненный с возможностью приема второй части потока сжатого пара, находящейся во втором ответвлении, и с возможностью косвенного теплообменного контакта между второй частью потока сжатого пара и потоком второго вспомогательного хладагента;
    газожидкостный сепаратор, расположенный ниже по потоку от первого вспомогательного теплообменника и второго вспомогательного теплообменника и выполненный с возможностью приема частично сконденсированного промежуточного потока из первого вспомогательного теплообменника и второго вспомогательного теплообменника, причем частично сконденсированный промежуточный поток содержит сконденсированную фракцию и паровую фракцию;
    линию отведения паровой фракции, связанную по текучей среде с головной частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приема паровой фракции из газожидкостного сепаратора;
    устройство для сжигания, отличное от газовой турбины, связанное по текучей среде с газожидкостным сепаратором с помощью линии отведения паровой фракции, для приема и сжигания отведенной паровой фракции;
    линию отведения сконденсированной фракции, связанную по текучей среде с донной частью газо- 19 030308
    жидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приема сконденсированной фракции из газожидкостного сепаратора;
    газовую турбину, связанную по текучей среде с газожидкостным сепаратором с помощью линии отведения сконденсированной фракции, для приема и сжигания отведенной сконденсированной фракции;
    устройство повторного испарения, расположенное на линии отведения сконденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и газовой турбиной и выполненное с возможностью превращения сконденсированной фракции в полностью испаренный поток перед сжиганием в газовой турбине;
    редукционный клапан, расположенный на линии отведения сконденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и устройством повторного испарения;
    причем второй вспомогательный теплообменник является устройством повторного испарения, сконденсированная фракция, находящаяся ниже по потоку от редукционного клапана, представляет собой поток второго вспомогательного хладагента, и поток первого вспомогательного хладагента не содержит какой-либо сконденсированной фракции.
  13. 13. Установка по п.12, в которой первый вспомогательный теплообменник является конденсатором, выполненным с возможностью извлечения тепла из первой части потока сжатого пара, находящегося в первом ответвлении, по меньшей мере с частичной конденсацией первого частичного потока сжатого пара.
  14. 14. Установка по п.12 или 13, в которой газожидкостный сепаратор состоит из барабана, не содержащего каких-либо внутренних элементов, образующих секцию контактирования пар/жидкость.
  15. 15. Установка по любому из пп.12-14, дополнительно содержащая теплообменник рекуперации холода, расположенный на линии отведения паровой фракции выше по потоку от устройства для сжигания, причем теплообменник рекуперации холода расположен в первом ответвлении в дополнение к первому вспомогательному теплообменнику.
  16. 16. Установка по любому из пп.12-15, в которой указанная линия жидкого углеводородного продукта соединяет по текучей среде донную часть концевого сепаратора мгновенного испарения с криогенным хранилищем, встроенным в корпус плавучей баржи.
    - 20 030308
EA201591986A 2013-04-22 2014-03-25 Способ и установка для производства потока сжиженных углеводородов EA030308B1 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13164691 2013-04-22
EP13164694 2013-04-22
EP14159503 2014-03-13
PCT/EP2014/055958 WO2014173597A2 (en) 2013-04-22 2014-03-25 Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201591986A1 EA201591986A1 (ru) 2016-02-29
EA030308B1 true EA030308B1 (ru) 2018-07-31

Family

ID=50346029

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201591986A EA030308B1 (ru) 2013-04-22 2014-03-25 Способ и установка для производства потока сжиженных углеводородов

Country Status (7)

Country Link
AP (1) AP2015008764A0 (ru)
AU (1) AU2014257933B2 (ru)
BR (1) BR112015026176B1 (ru)
CA (1) CA2909614C (ru)
EA (1) EA030308B1 (ru)
MY (1) MY172908A (ru)
WO (1) WO2014173597A2 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112512911A (zh) 2018-06-01 2021-03-16 斯蒂尔赫德液化天然气有限公司 液化设备、方法和系统

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2500129A (en) * 1944-08-29 1950-03-07 Clark Bros Co Inc Liquefaction system
US4746342A (en) * 1985-11-27 1988-05-24 Phillips Petroleum Company Recovery of NGL's and rejection of N2 from natural gas
US6425263B1 (en) * 1992-12-16 2002-07-30 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity
EP1253388A1 (de) * 2001-04-23 2002-10-30 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung von Erdgas
US20110226009A1 (en) * 2008-10-07 2011-09-22 Henri Paradowski Process for producing liquid and gaseous nitrogen streams, a gaseous stream which is rich in helium and a denitrided stream of hydrocarbons and associated installation
US20110239701A1 (en) * 2008-11-03 2011-10-06 Sander Kaart Method of rejecting nitrogen from a hydrocarbon stream to provide a fuel gas stream and an apparatus therefor

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4404008A (en) 1982-02-18 1983-09-13 Air Products And Chemicals, Inc. Combined cascade and multicomponent refrigeration method with refrigerant intercooling
IT1176290B (it) 1984-06-12 1987-08-18 Snam Progetti Processo per raffreddamento e liquefazione di gas a basso punto di ebollizione
FR2682964B1 (fr) 1991-10-23 1994-08-05 Elf Aquitaine Procede de deazotation d'un melange liquefie d'hydrocarbures consistant principalement en methane.
MY118329A (en) 1995-04-18 2004-10-30 Shell Int Research Cooling a fluid stream
MY117899A (en) 1995-06-23 2004-08-30 Shell Int Research Method of liquefying and treating a natural gas.
US5657643A (en) 1996-02-28 1997-08-19 The Pritchard Corporation Closed loop single mixed refrigerant process
CN1145001C (zh) 1996-02-29 2004-04-07 国际壳牌研究有限公司 在液化天然气中减少低沸点组分含量的方法
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
DE19716415C1 (de) 1997-04-18 1998-10-22 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
FR2772896B1 (fr) 1997-12-22 2000-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction d'un gaz notamment un gaz naturel ou air comportant une purge a moyenne pression et son application
TW477890B (en) 1998-05-21 2002-03-01 Shell Int Research Method of liquefying a stream enriched in methane
US6308531B1 (en) 1999-10-12 2001-10-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas
TW480325B (en) 1999-12-01 2002-03-21 Shell Int Research Plant for liquefying natural gas
US6295833B1 (en) 2000-06-09 2001-10-02 Shawn D. Hoffart Closed loop single mixed refrigerant process
EG24658A (en) 2002-09-30 2010-04-07 Bpcorporation North America In All electric lng system and process
US6884371B2 (en) * 2003-03-06 2005-04-26 3M Innovative Properties Company Method of making retroreflective sheeting and articles
US7127914B2 (en) 2003-09-17 2006-10-31 Air Products And Chemicals, Inc. Hybrid gas liquefaction cycle with multiple expanders
US6962060B2 (en) 2003-12-10 2005-11-08 Air Products And Chemicals, Inc. Refrigeration compression system with multiple inlet streams
PE20060221A1 (es) 2004-07-12 2006-05-03 Shell Int Research Tratamiento de gas natural licuado
FR2885679A1 (fr) 2005-05-10 2006-11-17 Air Liquide Procede et installation de separation de gaz naturel liquefie
EP2052197B1 (en) 2006-08-17 2018-05-16 Shell International Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon-containing feed stream
US20080141711A1 (en) 2006-12-18 2008-06-19 Mark Julian Roberts Hybrid cycle liquefaction of natural gas with propane pre-cooling

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2500129A (en) * 1944-08-29 1950-03-07 Clark Bros Co Inc Liquefaction system
US4746342A (en) * 1985-11-27 1988-05-24 Phillips Petroleum Company Recovery of NGL's and rejection of N2 from natural gas
US6425263B1 (en) * 1992-12-16 2002-07-30 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity
EP1253388A1 (de) * 2001-04-23 2002-10-30 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung von Erdgas
US20110226009A1 (en) * 2008-10-07 2011-09-22 Henri Paradowski Process for producing liquid and gaseous nitrogen streams, a gaseous stream which is rich in helium and a denitrided stream of hydrocarbons and associated installation
US20110239701A1 (en) * 2008-11-03 2011-10-06 Sander Kaart Method of rejecting nitrogen from a hydrocarbon stream to provide a fuel gas stream and an apparatus therefor

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
SCHOPFER G.: "Cryogenic nitrogen rejection technology for current market developments", GASTECH 2011, 22 March 2011 (2011-03-22), XP009153772 *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2014173597A3 (en) 2015-11-26
EA201591986A1 (ru) 2016-02-29
CA2909614C (en) 2021-02-16
AP2015008764A0 (en) 2015-09-30
AU2014257933B2 (en) 2017-05-18
BR112015026176A2 (pt) 2017-07-25
CA2909614A1 (en) 2014-10-30
AU2014257933A1 (en) 2015-12-03
MY172908A (en) 2019-12-13
BR112015026176B1 (pt) 2022-05-10
WO2014173597A2 (en) 2014-10-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2374575C2 (ru) Извлечение пгк, объединенное с производством сжиженного природного газа
RU2613766C2 (ru) Способ сжижения природного газа, включающий фазовый переход
RU2386090C2 (ru) Способ сжижения потока, богатого углеводородом
US20100175423A1 (en) Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom
US11536510B2 (en) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
AU2014257935B2 (en) Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream
JP7326485B2 (ja) 高圧圧縮及び膨張による天然ガスの前処理、予冷及び凝縮物回収
RU2743094C2 (ru) Улучшенный способ и система для охлаждения углеводородного потока с применением хладагента в газовой фазе
US11815308B2 (en) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
KR101637334B1 (ko) 천연가스 액화방법 및 장치
CN102893108B (zh) 分馏烃流的方法及其设备
KR101628841B1 (ko) 천연가스 액화방법 및 장치
EA030308B1 (ru) Способ и установка для производства потока сжиженных углеводородов
US11806639B2 (en) Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
RU2748406C2 (ru) Способ сжижения богатой углеводородами фракции
WO2014173598A2 (en) Method and apparatus for producing a liquefied hydrocarbon stream

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 TJ TM