RU2304746C2 - Способ и установка для сжижения природного газа - Google Patents

Способ и установка для сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2304746C2
RU2304746C2 RU2004126228/06A RU2004126228A RU2304746C2 RU 2304746 C2 RU2304746 C2 RU 2304746C2 RU 2004126228/06 A RU2004126228/06 A RU 2004126228/06A RU 2004126228 A RU2004126228 A RU 2004126228A RU 2304746 C2 RU2304746 C2 RU 2304746C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
common
exhaust gas
lng
exhaust
Prior art date
Application number
RU2004126228/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2004126228A (ru
Inventor
Роберт А. ФЭННИНГ (US)
Роберт А. ФЭННИНГ
Кинис Э. ДЭВИС (US)
Кинис Э. ДЭВИС
Джеймс Э. КАУЧЕР (US)
Джеймс Э. КАУЧЕР
Рудольф Дж. САБАДОШ (US)
Рудольф Дж. САБАДОШ
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of RU2004126228A publication Critical patent/RU2004126228A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2304746C2 publication Critical patent/RU2304746C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0269—Arrangement of liquefaction units or equipments fulfilling the same process step, e.g. multiple "trains" concept
    • F25J1/0271—Inter-connecting multiple cold equipments within or downstream of the cold box
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Установка для сжижения природного газа содержит два или более зависимых агрегата из последовательных элементов. Каждый из зависимых агрегатов из последовательных элементов содержит криогенную теплообменную установку для охлаждения подаваемого газа до криогенной температуры, общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину, чтобы произвести сжиженный природный газ (СПГ) при по существу атмосферном давлении и температуре, по существу равной -162°С, и отводимый газ, общий резервуар для мгновенного испарения для приема СПГ и отводимого газа из общего дроссельного вентиля или общей гидравлической турбины, в котором СПГ и отводимый газ разделяются, по меньшей мере один резервуар для хранения для приема СНГ из выпуска для жидкости общего резервуара для мгновенного испарения, и средство для удаления отводимого газа, принимаемого из выпускного трубопровода для пара общего резервуара для мгновенного испарения. Общий резервуар для мгновенного испарения имеет выпускной трубопровод для жидкости и выпускной трубопровод для пара. Использование изобретения позволит уменьшить капитальные затраты и обеспечить возможность использовать испарившийся газ из резервуаров для хранения СПГ для охлаждения в дополнение к использованию его в качестве топливного газа. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и установке для сжижения природного газа. В одном аспекте изобретение относится к такому способу и установке, в которых общие сепаратор (т.е. резервуар для мгновенного испарения) и паровой компрессор используются в множестве агрегатов из последовательных элементов в установках для регенерации пара как для охлаждения, так и для использования в качестве топливного газа.
В последующем описании применяются различные термины. Для удобства здесь предусмотрен Словарь терминов, непосредственно перед формулой изобретения.
Большие объемы природного газа (т.е. в основном метана) размещены в удаленных районах мира. Этот газ имеет значительную ценность, если его можно экономично транспортировать на рынок сбыта. Там, где запасы газа размещены в приемлемой близости к рынку, и расстояние между двумя местами обеспечивает такую возможность, газ обычно производится и затем транспортируется на рынок через погруженные и/или базирующиеся на земле трубопроводы. Однако когда газ производится в местах, где прокладка трубопровода невозможна, или ее стоимость экономически чрезмерно высока, другие технологии должны быть использованы для доставки этого газа на рынок.
Обычно используемые технологии для транспортирования газа без трубопроводов включают сжижение газа на участке добычи или вблизи него и затем транспортирование сжиженного природного газа на рынок в специально сконструированных резервуарах для хранения на борту транспортных судов. Природный газ охлаждается и конденсируется до жидкого состояния, чтобы получить сжиженный природный газ по существу при атмосферном давлении и температурах примерно -162°С (-260°F) («СПГ»), посредством этого значительно увеличивая количество газа, которое может храниться в особом резервуаре для хранения. Когда транспортное судно с СПГ достигает места его назначения, СПГ обычно отгружается в другие резервуары для хранения, из которых СПГ может затем повторно испаряться, если требуется, и транспортироваться как газ к конечным пользователям через трубопроводы или тому подобное.
Как будет понятно специалистам в этой области техники, установки, используемые для сжижения природного газа, обычно смонтированы в виде стадий, так как подача газа, т.е. природного газа, и количество газа, на продажу которого заключены контракты, увеличиваются. Каждая стадия обычно состоит из отдельного автономного блока, обычно называемого агрегатом из последовательных элементов, который, в свою очередь, содержит все отдельные элементы, необходимые для сжижения потока подаваемого газа в СПГ и направления его на хранение. Как использовано здесь и далее, термин «автономный агрегат из последовательных элементов» означает агрегат, содержащий все отдельные элементы, необходимые для сжижения потока подаваемого газа в СПГ и направления его на хранение. Так как подача подаваемого газа на установку превышает производительность одного автономного агрегата из последовательных элементов, дополнительные автономные агрегаты из последовательных элементов устанавливаются на установке, как требуется, чтобы переработать увеличенный выпуск СПГ.
В обычных установках СПГ каждый автономный агрегат из последовательных элементов включает по меньшей мере криогенную теплообменную установку для охлаждения газа до криогенной температуры, сепаратор (т.е. «резервуар для мгновенного испарения»), теплообменник «для отводимого газа» и компрессор для топливного газа. Как использовано здесь, «криогенная температура» включает любую температуру примерно -40°С (-40°F) и ниже. СПГ обычно хранится по существу при атмосферном давлении и температурах примерно -162°С (-260°F). Для того чтобы уменьшить давление подаваемого газа в процессе сжижения, он обычно проходит из криогенной теплообменной установки через дроссельный вентиль или гидравлическую турбину в автономный агрегат из последовательных элементов (т.е. «мгновенно испаряется») перед тем, как он проходит в сепаратор (т.е. "резервуар для мгновенного испарения"). Так как давление охлажденного подаваемого газа понижается для производства СПГ по существу при давлении окружающей среды, часть газа мгновенно испаряется и становится паром. СПГ удаляется из резервуара для мгновенного испарения и прокачивается из его соответствующего автономного агрегата из последовательных элементов в резервуар для хранения для дальнейшей переработки.
Пар (т.е. отводимый газ) удаляется из резервуара для мгновенного испарения и нагревается в теплообменнике для отводимого газа путем теплообмена с входящим подаваемым газом и/или холодильным агентом(ами), используемым при сжижении подаваемого газа. Нагретый газ затем проходит в компрессор для топливного газа в автономном агрегате из последовательных элементов для повышения его давления перед тем, как газ проходит для использования как топливный газ внутри установки. Можно отметить, что посредством регенерации пара из резервуара для мгновенного испарения и использования его как для охлаждения в автономном агрегате из последовательных элементов, так и в конечном счете как топливо, эффективность всего процесса сжижения значительно улучшается.
В обычных установках СПГ все автономные агрегаты из последовательных элементов процесса сжижения расположены близко друг к другу в пределах площади установки СПГ, которая, в свою очередь, размещена на значительном расстоянии, например несколько километров, от резервуаров для хранения СПГ. В процессе хранения тепло от окружающей среды, которое неизбежно рассеивается в резервуары для хранения СПГ, вызывает испарение части хранящегося СПГ, результатом чего является «испарившийся газ» внутри резервуаров. Дополнительный испарившийся в резервуаре для хранения газ создается посредством (i) подвода энергии в СПГ при помощи насосов для слива, которые обеспечивают достаточное давление для эффективного перехода СПГ из резервуара для мгновенного испарения в резервуар для хранения; (ii) рассеяния тепла через изоляцию трубопровода для слива СПГ; (iii) рассеяния тепла через изоляцию трубопровода для загрузки СПГ и рециркуляции; и (iv) подвода энергии в сохраняемый СПГ от насоса(ов) для рециркуляции. В то время как испарившийся газ обычно регенерируется и сжимается для использования в качестве топливного газа, любые попытки того, чтобы также использовать этот испарившийся газ для теплообмена (т.е. охлаждения) в процессе сжижения газа обычно являются неэкономичными из-за расстояния, которое этот газ должен пройти между соответствующим резервуаром для хранения и соответствующим автономным агрегатом из последовательных элементов на площади установки.
Было бы желательно, если определенные функции, которые обычно выполняются по отдельности в каждом из множества автономных агрегатов из последовательных элементов, могли бы соединяться и выполняться вместе для того, чтобы уменьшить капитальные затраты, вложенные в здания и работу установки СПГ. Также было бы желательно иметь возможность использовать производительность по теплообмену испарившихся из резервуаров для хранения установки СПГ газов для того, чтобы улучшить общую эффективность процесса сжижения газа.
Согласно настоящему изобретению предусмотрены установка и способ для сжижения природного газа, в которых определенные элементы оборудования, которые обычно находятся в каждом автономном агрегате из последовательных элементов в установке СПГ, исключены из агрегатов из последовательных элементов. Как использовано здесь и далее, термин «зависимый агрегат из последовательных элементов» включает любой агрегат в установке СПГ, в котором недостает одного или более из следующих элементов: резервуара для мгновенного испарения, теплообменника для отводимого газа или компрессора для топливного газа. Общий резервуар для мгновенного испарения, общий теплообменник для отводимого газа и общий компрессор для топливного газа расположены на площади хранения вблизи резервуаров для хранения СПГ, которые, в свою очередь, расположены на значительном расстоянии (например, по меньшей мере примерно 1 километр) от зависимых агрегатов из последовательных элементов на площади установки. Каждый общий элемент выполняет свою соответствующую функцию для всех зависимых агрегатов из последовательных элементов. Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что испарившийся газ из резервуаров для хранения может быть использован для охлаждения в дополнение к использованию в качестве топливного газа, как будет дополнительно изложено далее. В некоторых конструктивных вариантах выполнения изобретения расстояние между резервуарами для хранения СПГ и зависимыми агрегатами из последовательных элементов может быть короче, чем 1 километр.
Более конкретно, настоящее изобретение относится к установке для сжижения природного газа, которая содержит два или более зависимых агрегата из последовательных элементов, причем каждый из зависимых агрегатов из последовательных элементов содержит криогенную теплообменную установку для охлаждения подаваемого газа до криогенной температуры, общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину для понижения давления охлажденного подаваемого газа, чтобы произвести сжиженный природный газ при по существу атмосферном давлении и температуре, по существу равной -162°С (-260°F), («СПГ») и отводимый газ, общий резервуар для мгновенного испарения для приема СПГ и отводимого газа из общего дроссельного вентиля или общей гидравлической турбины, в котором СПГ и отводимый газ разделяются, причем общий резервуар для мгновенного испарения имеет выпуск для жидкости и выпуск для пара, по меньшей мере один резервуар для хранения для приема СПГ из выпуска для жидкости общего резервуара для мгновенного испарения, и средство для удаления отводимого газа, принимаемого из выпуска для пара общего резервуара для мгновенного испарения.
При этом средство для удаления отводимого газа, принимаемого из выпуска для пара общего резервуара для мгновенного испарения, содержит общий теплообменник для отводимого газа для приема отводимого газа из выпуска для пара общего резервуара для мгновенного испарения и для нагрева отводимого газа, причем общий теплообменник для отводимого газа имеет выпуск для нагретого газа, и общий компрессор для топливного газа, имеющий впуск для газа для приема нагретого отводимого газа из выпуска для нагретого газа общего теплообменника для отводимого газа и для повышения давления нагретого отводимого газа.
Предпочтительно общий дроссельный вентиль или общая гидравлическая турбина, общий резервуар для мгновенного испарения, общий теплообменник для отводимого газа, общий компрессор для топливного газа и по меньшей мере один резервуар для хранения установки для сжижения природного газа размещены все на значительном расстоянии от двух или более зависимых агрегатов из последовательных элементов.
Установка для сжижения природного газа дополнительно содержит средство для сообщения по потоку текучей среды по меньшей мере одного резервуара для хранения с впуском для газа общего компрессора для топливного газа, чтобы обеспечить возможность прохода испарившегося газа из по меньшей мере одного резервуара для хранения в общий компрессор для топливного газа.
Установка для сжижения природного газа дополнительно содержит газодувку, расположенную между по меньшей мере одним резервуаром для хранения и впуском для газа указанного общего компрессора для топливного газа, чтобы повысить давление испарившегося газа перед тем, как испарившийся газ пройдет через впуск для газа компрессора для топливного газа.
Установка для сжижения природного газа дополнительно содержит средство для прохода потока текучей среды, содержащего часть подаваемого газа, через общий теплообменник для отводимого газа, чтобы нагреть отводимый газ и испарившийся газ и охладить поток текучей среды до криогенной температуры.
Установка для сжижения природного газа дополнительно содержит средство для прохода охлажденного потока текучей среды из общего теплообменника для отводимого газа в общий резервуар для мгновенного испарения.
Установка для сжижения природного газа дополнительно содержит средство для прохода испарившегося газа через общий теплообменник для отводимого газа перед проходом указанного испарившегося газа через компрессор для топливного газа.
Установка для сжижения природного газа дополнительно содержит по меньшей мере один автономный агрегат из последовательных элементов, содержащий отдельные элементы, необходимые для сжижения потока подаваемого газа в СПГ и направления его на хранение.
Настоящее изобретение относится также к способу сжижения природного газа, который включает: охлаждение подаваемого газа до криогенной температуры в двух или более зависимых агрегатах из последовательных элементов, причем каждый из зависимых агрегатов из последовательных элементов содержит криогенную теплообменную установку, пропускание охлажденного подаваемого газа из двух или более зависимых агрегатов из последовательных элементов в общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину для понижения давления охлажденного подаваемого газа, чтобы произвести сжиженный природный газ по существу при атмосферном давлении и температуре, по существу равной -162°С (-260°F), («СПГ») и отводимый газ, пропускание СПГ и отводимого газа в общий резервуар, имеющий выпуск для жидкости и выпуск для пара, в котором СПГ и отводимый газ разделяются, пропускание СПГ из выпуска для жидкости общего резервуара для мгновенного испарения по меньшей мере в один резервуар для хранения, и удаление отводимого газа.
При этом удаление отводимого газа включает: пропускание отводимого газа из выпуска для пара общего резервуара для мгновенного испарения через общий теплообменник для отводимого газа для нагрева отводимого газа, сжимание нагретого отводимого газа для того, чтобы повысить давление нагретого отводимого газа.
Предпочтительно нагретый отводимый газ сжимают путем прохода нагретого отводимого газа через общий компрессор для топлива.
Способ сжижения природного газа дополнительно содержит понижение давления охлажденного подаваемого газа из двух или более зависимых агрегатов из последовательных элементов перед проходом охлажденного подаваемого газа в общий резервуар для мгновенного испарения.
Способ сжижения природного газа дополнительно содержит соединение испарившегося газа из резервуара для хранения с отводимым газом перед проходом отводимого газа в общий компрессор для топливного газа.
Способ сжижения природного газа дополнительно содержит проход испарившегося газа через общий теплообменник для отводимого газа, чтобы нагреть испарившийся газ перед соединением испарившегося газа с отводимым газом.
Способ сжижения природного газа дополнительно содержит прохождение потока текучей среды, содержащего часть подаваемого газа, через общий теплообменник для отводимого газа для того, чтобы он вступал в теплообмен с отводимым газом и испарившимся газом и посредством этого охлаждался до криогенной температуры.
Способ сжижения природного газа дополнительно содержит прохождение потока охлажденной текучей среды из общего теплообменника для отводимого газа в общий резервуар для мгновенного испарения.
Согласно изобретению установка для сжижения природного газа имеет множество зависимых агрегатов из последовательных элементов, каждый из которых содержит криогенную теплообменную установку. Таким образом, каждый зависимый агрегат из последовательных элементов принимает подаваемый газ, т.е. природный газ, и охлаждает его до криогенных температур. Охлажденный подаваемый газ из множества зависимых агрегатов из последовательных элементов соединяется и проходит на площадь хранения, где он испаряется при проходе через общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину для снижения давления и затем проходит в общий резервуар для мгновенного испарения, где он разделяется на СПГ и пар (т.е. отводимый газ). Как использовано здесь, термин «общее устройство для мгновенного испарения» относится либо к общему дроссельному вентилю, либо к общей гидравлической турбине.
СПГ проходит в резервуар для хранения в то время, как отводимый газ проходит через общий теплообменник для отводимого газа и нагревается в нем. Нагретый отводимый газ затем проходит в общий компрессор для топливного газа для того, чтобы повысить его давление перед тем, как использовать его в качестве топливного газа. Испарившийся газ из резервуара(ов) для хранения также проходит через общий теплообменник для отводимого газа, где он нагревается перед тем, как он соединяется с отводимым газом и подается в общий компрессор для топливного газа. Как отводимый газ, так и испарившийся газ вступают в теплообмен с потоком текучей среды, который, в свою очередь, охлаждается до криогенной температуры и проходит в общий резервуар для мгновенного испарения. Поток текучей среды может содержать часть подаваемого газа, газ с верхней части колонны-скруббера и/или некоторую другую текучую среду(ы).
Необходимо отметить, что количество оборудования, требуемого для сжижения природного газа, уменьшается и что холодопроизводительность испарившегося газа из резервуаров для хранения используется, посредством этого увеличивая общую эффективность процесса по сравнению с обычной установкой СПГ, содержащей только автономные агрегаты из последовательных элементов.
Преимущества настоящего изобретения будут лучше понятны из нижеследующего подробного описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых
фиг.1 (известный уровень техники) представляет собой схематическую технологическую схему обычной установки для сжижения природного газа,
фиг.2 представляет собой схематическую технологическую схему установки для сжижения природного газа в соответствии с настоящим изобретением.
В то время как изобретение будет описано в связи с его предпочтительными конструктивными вариантами выполнения, необходимо понять, что изобретение не ограничивается этим. Наоборот, изобретение предназначено для того, чтобы охватывать все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в сущность и объем настоящего раскрытия, как определено в прилагаемых пунктах формулы изобретения.
Со ссылкой на чертежи представлено первоначальное подробное описание обычной установки СПГ для сравнения с настоящим изобретением так, чтобы новизну и преимущества настоящего изобретения можно было оценить. На фиг.1 (известный уровень техники) показана схематическая обычная установка 10 для сжижения природного газа. Как известно специалистам в этой области техники, установка 10 содержит множество автономных агрегатов из последовательных элементов (показаны два, 1 и 2), которые размещены на установке СПГ. Каждый автономный агрегат из последовательных элементов принимает и сжижает подаваемый газ (т.е. природный газ) перед тем, как направить его в резервуары 20 для хранения, которые, в свою очередь, размещены на площади хранения 3. Каждый автономный агрегат из последовательных элементов 1 и автономный агрегат из последовательных элементов 2 по существу идентичны каждому из других автономных агрегатов из последовательных элементов (не показаны) в установке 10, и каждый из них содержит по меньшей мере криогенную теплообменную установку 11, сепаратор (т.е. резервуар 12 для мгновенного испарения), теплообменник 13 для отводимого газа и компрессор 14 для топливного газа.
Так как элементы криогенной теплообменной установки 11 каждого автономного агрегата из последовательных элементов хорошо известны, и так как эти элементы, как таковые, не образуют новую часть настоящего изобретения, криогенная теплообменная установка 11 будет описана только в общих чертах. Как известно в этой области техники, обычная криогенная теплообменная установка 11 содержит два узла теплообменников, например (а) множество предварительных теплообменников (не показаны), в которых подаваемый газ из впускного трубопровода 15 первоначально охлаждается первым холодильным агентом, например пропаном, и (b) основной криогенный теплообменник, в котором первоначально охлажденный подаваемый газ охлаждается до его окончательной криогенной температуры посредством смешанного холодильного агента (СХ), например смеси азота, метана, этана и пропана. Охлажденный подаваемый газ выходит из криогенной теплообменной установки 11 через выпускной трубопровод 16 и мгновенно испаряется посредством дроссельного вентиля 17 перед тем, как он входит в резервуар 12 для мгновенного испарения. Это изобретение применимо к другим типам криогенных теплообменных установок, включая без ограничения такие каскадные холодильные установки, в которых используются две или более холодильные установки. Например, без ограничения объема изобретения это изобретение применимо к каскадным холодильным установкам с тремя холодильными контурами, в которых охлаждение из одной стадии используется как для охлаждения подаваемого газа, так и для конденсации сжатого холодильного агента на следующей стадии.
Как известно специалистам в этой области техники, часть охлажденного подаваемого газа испаряется, когда его давление понижается через вентиль или гидравлическую турбину 17, такой испарившийся газ (отводимый газ) отделяется от жидкости в резервуаре 12 для мгновенного испарения. СПГ отводится со дна резервуара 12 через выпускной трубопровод 24 для жидкости и закачивается посредством насоса 18 через трубопровод 22 для слива в резервуары 20 для хранения СПГ и/или на транспортное судно (не показано) через трубопровод 20а, в зависимости от ситуации. В этом конструктивном варианте выполнения газ отводится с верхней части резервуара 12 для мгновенного испарения через трубопровод 23 для выпуска пара и проходит через теплообменник 13 для отводимого газа, где он нагревается посредством теплообмена с подаваемым газом и/или какой-либо другой текучей средой, проходящей через трубопровод 19. Нагретый отводимый газ затем проходит в компрессор 14 для топливного газа, который повышает давление отводимого газа перед тем, как отводимый газ направляется для использования в качестве топливного газа. Другие средства удаления отводимого газа, включая другие способы переработки отводимого газа, которые известны специалистам в этой области техники, включены в объем изобретения.
Кроме того, следует отметить, что каждый автономный агрегат из последовательных элементов в установке СПГ представляет собой в основном независимый блок. Каждый независимый блок содержит по существу то же множество отдельных элементов, каждый из которых выполняет ту же конкретную функцию соответственно в своем автономном агрегате из последовательных элементов. Например, элемент 1а в автономном агрегате из последовательных элементов 1 выполняет ту же функцию, что и элемент 2b в автономном агрегате из последовательных элементов 2, элемент 1b в автономном агрегате из последовательных элементов 1 выполняет ту же функцию, что и элемент 2а в автономном агрегате из последовательных элементов 2 и т.п. Соответственно каждый автономный агрегат из последовательных элементов, например 1 и 2, является эффективным в отдельной установке СПГ, поскольку здесь в основном нет взаимодействия между автономными агрегатами из последовательных элементов внутри установки СПГ.
В установках СПГ, таких как описано, площадь хранения 5 размещена на существенном расстоянии, вплоть до нескольких километров, от установки СПГ. Когда тепло от окружающей среды неизбежно рассеивается в резервуары 20 для хранения и когда энергия сообщается СПГ посредством одного или более насосов, некоторое количество хранящегося СПГ испаряется и превращается в «испарившийся газ». В обычных установках СПГ, таких как показанная на фиг.1, этот испарившийся газ удаляется с верхней части резервуара 20 через выпускные трубопроводы 25 и проходит через компрессор 21 для испарившегося газа перед тем, как он направляется для использования в качестве топливного газа. Известно, что холодопроизводительность испарившегося газа не регенерируется для использования в процессе СПГ на установке СПГ, и из-за расстояния между площадью хранения 5 и агрегатами из последовательных элементов 1 и 2 в установке СПГ такая регенерация и использование будут неэкономичными, если вообще возможными.
На фиг.2 показана схематическая установка 110 сжижения природного газа и способ согласно настоящему изобретению. Установка 110 содержит множество зависимых агрегатов из последовательных элементов 3 и 4 (показаны только два), которые установлены внутри установки СПГ, показанной на фиг.2. Каждый зависимый агрегат из последовательных элементов 3, 4 содержит криогенную теплообменную установку 11, которая, в свою очередь, в основном идентична той, которая описана выше со ссылкой на фиг.1. Предпочтительно каждый зависимый агрегат из последовательных элементов 3, 4 состоит в основном из криогенной теплообменной установки 11. Настоящее изобретение отличается от установки 10 согласно известному уровню техники на фиг.1 тем, что общий дроссельный вентиль или общая гидравлическая турбина 117, общий резервуар 112 для мгновенного испарения, общий теплообменник 113 для отводимого газа и общий компрессор для топливного газа используются для переработки охлажденного подаваемого газа, полученного из соответствующих зависимых агрегатов из последовательных элементов в установке СПГ, показанной на фиг.2. В некоторых конструктивных вариантах выполнения изобретения общий дроссельный вентиль или общая гидравлическая турбина 117 содержит два или более вентиля или гидравлических турбин, которые выполняют функцию одного блока. Предпочтительно все общие элементы размещены на площади хранения 6 на относительно близком расстоянии от резервуаров 20 для хранения.
При работе подаваемый газ, поступающий через впускной трубопровод 15, охлаждается до криогенных температур в зависимых агрегатах из последовательных элементов 3 и 4. Поток подаваемого газа через криогенные теплообменные установки 11 регулируется посредством соответствующих регуляторов 40 температуры прямого действия. Выпуски охлажденного подаваемого газа из всех зависимых агрегатов из последовательных элементов, например 3 и 4, в установке СПГ, показанной на фиг.2, соединены вместе в общем трубопроводе 122 для слива, по которому, в свою очередь, проходит соединенный поток к площади хранения 6. Когда соединенный охлажденный поток подаваемого газа достигает площади хранения 6, он проходит через общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину 117, чтобы понизить давление охлажденного подаваемого газа для производства СПГ. Так как давление потока охлажденного подаваемого газа понижено, часть охлажденного подаваемого газа испаряется как отводимый газ, и поток двухфазного охлажденного подаваемого газа проходит в общий резервуар 112 для мгновенного испарения, где отводимый газ отделяется от СПГ.
СПГ проходит со дна общего резервуара 112 для мгновенного испарения через выпускной трубопровод 124 для жидкости в резервуар(ы) 120 для хранения на площади хранения 6 и/или на транспортное судно (не показано) через трубопровод 120а, в зависимости от ситуации. Отводимый газ отводится с верхней части резервуара 112 для мгновенного испарения через выпускной трубопровод 123 для пара и проходит через теплообменник 113 для отводимого газа, где он нагревается перед тем, как он пройдет в общий компрессор 114 для топливного газа. В некоторых конструктивных вариантах выполнения отводимый газ, отобранный с верхней части резервуара 112 для мгновенного испарения, нагревается достаточно (как определено, например, посредством термопары (не показана)) в трубопроводе 123, чтобы обойти общий теплообменник 113 для отводимого газа и пройти прямо в общий компрессор 114 для топливного газа через трубопровод 128. Кроме того, в настоящем изобретении испарившийся газ из резервуаров 120 для хранения собирается в общем трубопроводе 125 и незначительно сжимается в газодувке 121 для испарившегося газа перед тем, как он проходит через общий теплообменник 113 для отводимого газа. Хотя испарившийся газ показан на фиг.2 входящим через дно общего теплообменника 113 для отводимого газа, во многих конструктивных вариантах выполнения изобретения испарившийся газ будет входить в общий теплообменник 113 для отводимого газа на высоте большей, чем впуск отводимого газа, для того, чтобы получить максимум эффективности. Когда он будет нагрет в общем теплообменнике 113 для отводимого газа, нагретый испарившийся газ соединяется с нагретым отводимым газом в трубопроводе 126. Соединенный поток нагретого отводимого газа и нагретого испарившегося газа в трубопроводе 126 затем подается в общий компрессор 114 для топливного газа для того, чтобы поднять давление объединенного потока перед тем, как сжатый газ проходит через трубопровод 127 для использования в качестве топлива.
Предпочтительно общий теплообменник 113 для отводимого газа представляет собой ребристый пластинчатый теплообменник, в котором может производиться обработка двух «холодных» потоков и одного «нагретого» потока. Поток текучей среды в нагретом трубопроводе 119 используется для нагрева как отводимого газа в холодном трубопроводе 123, так и испарившегося газа в холодном трубопроводе 125. Теплообмен в общем теплообменнике 113 для отводимого газа вызывает охлаждение текучей среды в трубопроводе 119 до криогенной температуры. Поток охлажденной текучей среды, в свою очередь, мгновенно испаряется в общем резервуаре 112 для мгновенного испарения вместе с охлажденным подаваемым газом из зависимых агрегатов из последовательных элементов 3 и 4. Поток текучей среды в нагретом трубопроводе 119 может содержать часть подаваемого газа, газа с верхней части колонны-скруббера и/или некоторую другую текучую среду(ы).
Путем удаления резервуара для мгновенного испарения, теплообменника для отводимого газа и компрессора для топливного газа из каждого отдельного агрегата из последовательных элементов на площади установки процесса СПГ и замены их общим резервуаром для мгновенного испарения, общим теплообменником для отводимого газа и общим компрессором для топливного газа, причем все они, в свою очередь, размещены на площади хранения отдельно от зависимых агрегатов из последовательных элементов процесса СПГ, реализуются значительные преимущества, некоторые из которых являются следующими: (1) требуется меньше оборудования, посредством этого уменьшаются капитальные затраты на установку СПГ; (2) один дополнительный компрессор для топливного газа может быть установлен, чтобы поддерживать все сжатие топливного газа, требуемое от нескольких различных зависимых агрегатов из последовательных элементов; (3) компрессор для испарившегося газа может быть заменен менее дорогой простой газодувкой; (4) никакого насоса для слива не требуется, чтобы подать произведенный СПГ на площадь хранения; (5) больше СПГ может быть экономично произведено, поскольку «холод» от испарившегося газа из резервуаров для хранения может быть регенерирован и использован в процессе охлаждения подаваемого газа; и (6) общая эффективность процесса сжижения газа улучшается.
Многие конструктивные варианты выполнения настоящего изобретения являются возможными. Например, на установке СПГ, содержащей множество зависимых агрегатов из последовательных элементов, два или более зависимых агрегата из последовательных элементов могут состоять по существу из криогенной теплообменной установки, в то время как другие зависимые агрегаты из последовательных элементов содержат один или более из следующих элементов: криогенную теплообменную установку, резервуар для мгновенного испарения, теплообменник для отводимого газа и/или компрессор для топливного газа. Установка может также содержать один или более автономных агрегатов из последовательных элементов. Такая установка должна также содержать общий резервуар для мгновенного испарения, общий теплообменник для отводимого газа и общий компрессор для топливного газа. Охлажденный природный газ из зависимых агрегатов из последовательных элементов, состоящих по существу из криогенной теплообменной установки, проходит через общий резервуар для мгновенного испарения. СПГ из общего резервуара для мгновенного испарения проходит на хранение, в то время как отводимый газ из общего резервуара для мгновенного испарения проходит через общий теплообменник для отводимого газа и затем через общий компрессор для топливного газа. СПГ из зависимого агрегата из последовательных элементов, состоящего по существу из криогенной теплообменной установки и резервуара для мгновенного испарения, проходит на хранение, в то время как отводимый газ проходит через общий теплообменник для отводимого газа и затем через общий компрессор для топливного газа. Нагретый отводимый газ из зависимого агрегата из последовательных элементов, состоящего по существу из криогенной теплообменной установки, резервуара для мгновенного испарения и теплообменника для отводимого газа, проходит через общий компрессор для топливного газа. Общий резервуар для мгновенного испарения может содержать два или более резервуаров для мгновенного испарения, выпуски из которых соединены; таким образом, два или более резервуара для мгновенного испарения функционируют как один резервуар для мгновенного испарения. Общий теплообменник для отводимого газа может содержать два или более теплообменника для газа, выпуски из которых соединены; таким образом, два или более теплообменника для газа функционируют как один теплообменник для газа. Аналогично, общий компрессор для топливного газа может содержать два или более компрессора для топливного газа, выпуски из которых соединены; таким образом, два или более компрессора для топливного газа функционируют как один компрессор для топливного газа. Кроме того, общий трубопровод для слива может содержать два или более трубопроводов для слива, выпуски из которых соединены у общего дроссельного вентиля или общей гидравлической турбины; и один или более зависимых агрегатов из последовательных элементов могут иметь отдельный трубопровод для слива и отдельные дроссельный вентиль или гидравлическую турбину.
Кроме того, в одном конструктивном варианте выполнения этого изобретения установка СПГ содержит один зависимый агрегат из последовательных элементов и резервуар для мгновенного испарения, размещенный на площади хранения вблизи резервуара(ов) для хранения СПГ, так что испарившийся газ из резервуара(ов) для хранения может быть использован для охлаждения, чтобы производить СПГ в зависимом агрегате из последовательных элементов.
В то время как настоящее изобретение описано для одного или более предпочтительных конструктивных исполнений, необходимо понять, что другие модификации могут быть выполнены, не выходя из объема изобретения, который изложен в пунктах формулы изобретения, приведенных ниже.
Словарь терминов
общее устройство для мгновенного испарения: общий дроссельный вентиль или общая гидравлическая турбина;
криогенная температура: любая температура примерно -40°С (-40°F) и ниже;
зависимый агрегат из последовательных элементов: любой агрегат на установке СПГ, в котором отсутствует один или более из следующих элементов: криогенная теплообменная установка, резервуар для мгновенного испарения, теплообменник для отводимого газа или компрессор для топливного газа;
резервуар для мгновенного испарения: сепаратор газ/жидкость;
СПГ: сжиженный природный газ по существу при атмосферном давлении и температурах примерно -162°С (-260°F);
автономный агрегат из последовательных элементов: агрегат на установке СПГ, содержащий все отдельные элементы, необходимые для сжижения потока подаваемого газа в СПГ и направления его на хранение.

Claims (17)

1. Установка для сжижения природного газа, содержащая два или более зависимых агрегата из последовательных элементов, причем каждый из зависимых агрегатов из последовательных элементов содержит криогенную теплообменную установку для охлаждения подаваемого газа до криогенной температуры, общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину для понижения давления охлажденного подаваемого газа, чтобы произвести сжиженный природный газ при по существу атмосферном давлении и температуре, по существу равной -162°С (-260°F) ("СПГ"), и отводимый газ, общий резервуар для мгновенного испарения для приема СПГ и отводимого газа из общего дроссельного вентиля или общей гидравлической турбины, в котором СПГ и отводимый газ разделяются, причем общий резервуар для мгновенного испарения имеет выпускной трубопровод для жидкости и выпускной трубопровод для пара; по меньшей мере один резервуар для хранения для приема СПГ из выпускного трубопровода для жидкости общего резервуара для мгновенного испарения, и средство для удаления отводимого газа, принимаемого из выпускного трубопровода для пара общего резервуара для мгновенного испарения.
2. Установка для сжижения природного газа по п.1, в которой средство для удаления отводимого газа, принимаемого из выпускного трубопровода для пара общего резервуара для мгновенного испарения, содержит общий теплообменник для отводимого газа для приема отводимого газа из выпускного трубопровода для пара общего резервуара для мгновенного испарения и для нагрева отводимого газа, причем общий теплообменник для отводимого газа имеет выпускной трубопровод для нагретого газа, и общий компрессор для топливного газа, имеющий впуск для газа для приема нагретого отводимого газа из выпускного трубопровода для нагретого газа общего теплообменника для отводимого газа и для повышения давления нагретого отводимого газа.
3. Установка для сжижения природного газа по п.2, в которой общий дроссельный вентиль или общая гидравлическая турбина, общий резервуар для мгновенного испарения, общий теплообменник для отводимого газа, общий компрессор для топливного газа и, по меньшей мере, один резервуар для хранения размещены все на значительном расстоянии от двух или более зависимых агрегатов из последовательных элементов.
4. Установка для сжижения природного газа по п.3, дополнительно содержащая средство для сообщения по потоку текучей среды, по меньшей мере, одного резервуара для хранения с впуском для газа общего компрессора для топливного газа, чтобы обеспечить возможность прохода испарившегося газа из по меньшей мере одного резервуара для хранения в общий компрессор для топливного газа.
5. Установка для сжижения природного газа по п.4, дополнительно содержащая газодувку, расположенную между, по меньшей мере, одним резервуаром для хранения и впуском для газа указанного общего компрессора для топливного газа, чтобы повысить давление испарившегося газа перед тем, как испарившийся газ пройдет через впуск для газа компрессора для топливного газа.
6. Установка для сжижения природного газа по п.5, дополнительно содержащая средство для прохода потока текучей среды, содержащего часть подаваемого газа, через общий теплообменник для отводимого газа, чтобы нагреть отводимый газ и испарившийся газ и охладить поток текучей среды до криогенной температуры.
7. Установка для сжижения природного газа по п.6, дополнительно содержащая средство для прохода охлажденного потока текучей среды из общего теплообменника для отводимого газа в общий резервуар для мгновенного испарения.
8. Установка для сжижения природного газа по п.5, дополнительно содержащая средство для прохода испарившегося газа через общий теплообменник для отводимого газа перед проходом указанного испарившегося газа через компрессор для топливного газа.
9. Установка для сжижения природного газа по п.1, дополнительно содержащая, по меньшей мере, один автономный агрегат из последовательных элементов, содержащий отдельные элементы, необходимые для сжижения потока подаваемого газа в СПГ и направления его на хранение.
10. Способ сжижения природного газа, включающий охлаждение подаваемого газа до криогенной температуры в двух или более зависимых агрегатах из последовательных элементов, причем каждый из зависимых агрегатов из последовательных элементов содержит криогенную теплообменную установку, пропускание охлажденного подаваемого газа из двух или более зависимых агрегатов из последовательных элементов в общий дроссельный вентиль или общую гидравлическую турбину для понижения давления охлажденного подаваемого газа, чтобы произвести сжиженный природный газ по существу при атмосферном давлении и температуре, по существу равной -162°С (-260°F), ("СПГ") и отводимый газ, пропускание СПГ и отводимого газа в общий резервуар, имеющий выпускной трубопровод для жидкости и выпускной трубопровод для пара, в котором СПГ и отводимый газ разделяются, пропускание СПГ из выпускного трубопровода для жидкости общего резервуара для мгновенного испарения, по меньшей мере, в один резервуар для хранения и удаление отводимого газа.
11. Способ по п.10, в котором удаление отводимого газа включает пропускание отводимого газа из выпускного трубопровода для пара общего резервуара для мгновенного испарения через общий теплообменник для отводимого газа для нагрева отводимого газа, сжимание нагретого отводимого газа для того, чтобы повысить давление нагретого отводимого газа.
12. Способ по п.11, в котором нагретый отводимый газ сжимают путем прохода нагретого отводимого газа через общий компрессор для топлива.
13. Способ по п.10, дополнительно содержащий понижение давления охлажденного подаваемого газа из двух или более зависимых агрегатов из последовательных элементов перед проходом охлажденного подаваемого газа в общий резервуар для мгновенного испарения.
14. Способ по п.12, дополнительно содержащий соединение испарившегося газа из резервуара для хранения с отводимым газом перед проходом отводимого газа в общий компрессор для топливного газа.
15. Способ по п.14, дополнительно содержащий проход испарившегося газа через общий теплообменник для отводимого газа, чтобы нагреть испарившийся газ перед соединением испарившегося газа с отводимым газом.
16. Способ по п.15, дополнительно содержащий прохождение потока текучей среды, содержащего часть подаваемого газа, через общий теплообменник для отводимого газа для того, чтобы он вступал в теплообмен с отводимым газом и испарившимся газом и посредством этого охлаждался до криогенной температуры.
17. Способ по п.16, дополнительно содержащий прохождение потока охлажденной текучей среды из общего теплообменника для отводимого газа в общий резервуар для мгновенного испарения.
RU2004126228/06A 2002-01-30 2003-01-29 Способ и установка для сжижения природного газа RU2304746C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US35349402P 2002-01-30 2002-01-30
US60/353,494 2002-01-30
US10/352,457 US6658892B2 (en) 2002-01-30 2003-01-28 Processes and systems for liquefying natural gas
US10/352,457 2003-01-28

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2004126228A RU2004126228A (ru) 2006-02-10
RU2304746C2 true RU2304746C2 (ru) 2007-08-20

Family

ID=27663216

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004126228/06A RU2304746C2 (ru) 2002-01-30 2003-01-29 Способ и установка для сжижения природного газа

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6658892B2 (ru)
AU (1) AU2003214921B2 (ru)
MY (1) MY128244A (ru)
PE (1) PE20030798A1 (ru)
RU (1) RU2304746C2 (ru)
WO (1) WO2003064946A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2583172C2 (ru) * 2012-05-22 2016-05-10 Кавасаки Дзюкогё Кабусики Каиса Способ повторного сжижения отпарного газа, образующегося в резервуарах для хранения жидкого водорода

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR0306494A (pt) * 2002-09-30 2004-10-13 Bp Corp North America Inc Métodos para operar e para projetar de forma eficiente e econÈmica um processo de liquefação de gás de hidrocarbonetos leves para liquefação de quantidades selecionadas de gás de hidrocarbonetos leves
US7074322B2 (en) 2002-09-30 2006-07-11 Bp Corporation North America Inc. System and method for liquefying variable selected quantities of light hydrocarbon gas with a plurality of light hydrocarbon gas liquefaction trains
CA2570835C (en) * 2004-06-18 2013-10-22 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable capacity liquefied natural gas plant
EP1794262A4 (en) * 2004-06-18 2010-03-03 Exxonmobil Upstream Res Co DESIGN OF A HYDROCARBON FLUID PROCESSING SYSTEM
AU2006215629C1 (en) * 2005-02-17 2011-03-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Plant and method for liquefying natural gas
JP5112419B2 (ja) * 2006-04-13 2013-01-09 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Ｌｎｇ蒸気処理装置および方法
WO2007131850A2 (en) * 2006-05-15 2007-11-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
MY146380A (en) * 2006-08-29 2012-08-15 Shell Int Research Method and apparatus for generating a gaseous hydrocarbon stream from a liquefied hydrocarbon stream
AU2007298913C1 (en) * 2006-09-22 2011-09-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US20100319396A1 (en) * 2006-10-23 2010-12-23 Willem Dam Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams
US20080148771A1 (en) * 2006-12-21 2008-06-26 Chevron U.S.A. Inc. Process and apparatus for reducing the heating value of liquefied natural gas
US20100107686A1 (en) * 2007-04-04 2010-05-06 Eduard Coenraad Bras Method and apparatus for separating one or more c2+ hydrocarbons from a mixed phase hydrocarbon stream
EP2245403A2 (en) 2008-02-14 2010-11-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
AU2009243512A1 (en) * 2008-12-05 2010-06-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of cooling a hydrocarbon stream and an apparatus therefor
AU2010210900B2 (en) * 2009-01-21 2014-07-17 Conocophillips Company Method for utilization of lean boil-off gas stream as a refrigerant source
DE102009038458A1 (de) * 2009-08-21 2011-02-24 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen von Stickstoff aus Erdgas
CN101709912B (zh) * 2009-11-17 2011-05-18 华中科技大学 基于低温液体制冷的天然气液化装置
KR20120091270A (ko) 2009-11-18 2012-08-17 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 보일 오프 가스 스트림 취급 방법 및 이를 위한 장치
CN102905772A (zh) * 2010-02-17 2013-01-30 氟石科技公司 在制备超低硫气体中清除高压酸气体的构造和方法
FR2967484B1 (fr) * 2010-11-16 2012-11-16 Total Sa Procede et installation de transport de gaz naturel liquefie
DE102010062050A1 (de) * 2010-11-26 2012-05-31 Siemens Aktiengesellschaft Flüssigerdgasanlage und Verfahren zum Betrieb
DE102011110004A1 (de) 2011-08-11 2013-02-14 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Verdichten von Boil-off-Gas
WO2014066539A1 (en) 2012-10-24 2014-05-01 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
WO2015089446A1 (en) 2013-12-12 2015-06-18 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible co2 removal
EP2977430A1 (en) 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream
EP2977431A1 (en) 2014-07-24 2016-01-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream
FR3054286B1 (fr) * 2016-07-21 2019-05-17 Engie Module et systeme de depressurisation d'un reservoir cryogenique
US10627158B2 (en) 2017-03-13 2020-04-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Coproduction of liquefied natural gas and electric power with refrigeration recovery
GB201708514D0 (en) * 2017-05-26 2017-07-12 Bp Exploration Operating Systems and methods for liquefaction of a gas with the aid of an end flash system
WO2020036712A1 (en) 2018-08-14 2020-02-20 Exxonmobil Upstream Resarch Company (Emch-N1.4A.607) Boil-off gas recycle subsystem in natural gas liquefaction plants

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB900325A (en) 1960-09-02 1962-07-04 Conch Int Methane Ltd Improvements in processes for the liquefaction of gases
GB1135871A (en) 1965-06-29 1968-12-04 Air Prod & Chem Liquefaction of natural gas
WO1997013109A1 (en) * 1995-10-05 1997-04-10 Bhp Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction process
NO960911A (no) 1996-03-06 1997-05-05 Linde Ag Anlegg for fremstilling av flytendegjort naturgass

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2583172C2 (ru) * 2012-05-22 2016-05-10 Кавасаки Дзюкогё Кабусики Каиса Способ повторного сжижения отпарного газа, образующегося в резервуарах для хранения жидкого водорода

Also Published As

Publication number Publication date
MY128244A (en) 2007-01-31
RU2004126228A (ru) 2006-02-10
US6658892B2 (en) 2003-12-09
AU2003214921B2 (en) 2007-10-04
US20030154739A1 (en) 2003-08-21
WO2003064946A1 (en) 2003-08-07
AU2003214921B8 (en) 2003-09-02
PE20030798A1 (es) 2003-10-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2304746C2 (ru) Способ и установка для сжижения природного газа
RU2241181C2 (ru) Способ ожижения газообразного вещества (варианты) и устройство для его осуществления (варианты)
CN1969161B (zh) 半闭环法
RU2395765C2 (ru) Установка и способ для сжижения природного газа
TWI608206B (zh) 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
RU2141611C1 (ru) Способ сжижения
JP6449304B2 (ja) 極低温タンクから蒸気を回収するための装置
RU2296280C2 (ru) Способ повышения эффективности и регулируемости процесса с замкнутым контуром и смешанным хладагентом для охлаждения газообразного материала и система для его осуществления
RU2121637C1 (ru) Способ и установка для охлаждения текучей среды, в частности, при сжижении природного газа
RU2170894C2 (ru) Способ распределения нагрузки в процессе каскадного охлаждения
US6793712B2 (en) Heat integration system for natural gas liquefaction
AU704469B2 (en) An improved closed loop single mixed refrigerant process
AU2003214921A1 (en) Processes and systems for liquefying natural gas
CN103591767B (zh) 液化方法和系统
US9528758B2 (en) Method and system for regulation of cooling capacity of a cooling system based on a gas expansion process
RU2330223C2 (ru) Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа
CA2775449C (en) Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
KR20060121187A (ko) 증발가스의 온도를 제어하기 위한 장치 및 방법
RU2749931C2 (ru) Установка сжижения природного газа, в которой применяется механическое охлаждение и охлаждение жидким азотом
RU2301384C2 (ru) Способ и установка для сжижения природного газа
US20030005698A1 (en) LNG regassification process and system
US8806891B2 (en) Method for liquefaction of gas
RU2716099C1 (ru) Модульное устройство для отделения спг и теплообменник газа мгновенного испарения
KR20150100799A (ko) 천연가스 재액화를 위한 장치 및 방법
CN101743430A (zh) 蒸发气体处理方法及处理系统

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20100130