RU2352877C2 - Method of liquefying natural gas - Google Patents
Method of liquefying natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2352877C2 RU2352877C2 RU2006113610/06A RU2006113610A RU2352877C2 RU 2352877 C2 RU2352877 C2 RU 2352877C2 RU 2006113610/06 A RU2006113610/06 A RU 2006113610/06A RU 2006113610 A RU2006113610 A RU 2006113610A RU 2352877 C2 RU2352877 C2 RU 2352877C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cooling
- carbon dioxide
- circuit
- stream
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 81
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 34
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 99
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 75
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims abstract description 38
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 79
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 72
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 52
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 38
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 38
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 13
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 7
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 7
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 43
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 19
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 6
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004148 curcumin Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013526 supercooled liquid Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
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
- F25J1/003—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
- F25J1/0002—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
- F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
- F25J1/0095—Oxides of carbon, e.g. CO2
-
- 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
- F25J1/0217—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 at least a three 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
- F25J1/0217—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 at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
- F25J1/0218—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 at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one or more SCR cycles, e.g. with 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
- F25J1/0243—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
- F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
- F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
- F25J1/0278—Unit being stationary, e.g. on floating barge or fixed platform
-
- 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.
-
- 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
- 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.
- F25J1/0295—Shifting of the compression load between different cooling stages within a refrigerant cycle or within a cascade refrigeration 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
- F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
- F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
- F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink
- F25J1/0297—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink using an externally chilled fluid, e.g. chilled water
-
- 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
- F25B—REFRIGERATION MACHINES, PLANTS OR SYSTEMS; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS
- F25B1/00—Compression machines, plants or systems with non-reversible cycle
- F25B1/10—Compression machines, plants or systems with non-reversible cycle with multi-stage compression
-
- 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
- F25B—REFRIGERATION MACHINES, PLANTS OR SYSTEMS; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS
- F25B2309/00—Gas cycle refrigeration machines
- F25B2309/06—Compression machines, plants or systems characterised by the refrigerant being carbon dioxide
-
- 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
- F25B—REFRIGERATION MACHINES, PLANTS OR SYSTEMS; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS
- F25B2400/00—General features or devices for refrigeration machines, plants or systems, combined heating and refrigeration systems or heat-pump systems, i.e. not limited to a particular subgroup of F25B
- F25B2400/13—Economisers
-
- 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
- F25B—REFRIGERATION MACHINES, PLANTS OR SYSTEMS; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS
- F25B5/00—Compression machines, plants or systems, with several evaporator circuits, e.g. for varying refrigerating capacity
- F25B5/02—Compression machines, plants or systems, with several evaporator circuits, e.g. for varying refrigerating capacity arranged in parallel
-
- 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
- F25B—REFRIGERATION MACHINES, PLANTS OR SYSTEMS; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS
- F25B9/00—Compression machines, plants or systems, in which the refrigerant is air or other gas of low boiling point
- F25B9/002—Compression machines, plants or systems, in which the refrigerant is air or other gas of low boiling point characterised by the refrigerant
- F25B9/008—Compression machines, plants or systems, in which the refrigerant is air or other gas of low boiling point characterised by the refrigerant the refrigerant being carbon dioxide
-
- 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
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)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу сжижения потока, обогащенного углеводородами.The present invention relates to a method for liquefying a hydrocarbon-rich stream.
Природный газ может быть получен из земли для получения сырья природного газа, которое должно быть обработано перед использованием в промышленности. Обычно газ сначала предварительно обрабатывают, чтобы удалить или понизить содержание примесей, таких как двуокись углерода, вода, сероводород, ртуть и т.п.Natural gas can be obtained from the earth to produce natural gas, which must be processed before being used in industry. Typically, the gas is first pretreated to remove or reduce the content of impurities such as carbon dioxide, water, hydrogen sulfide, mercury, and the like.
Газ часто сжижают перед тем, как транспортировать его к месту использования, чтобы обеспечить сжиженный природный газ (LNG; СПГ). Это дает возможность уменьшить объем газа до примерно 600 раз, что значительно понижает стоимость транспортирования. Поскольку природный газ представляет собой смесь газов, он сжижается по всему диапазону температур. При атмосферном давлении обычный диапазон температур, в котором имеет место полное сжижение, составляет от -165°C до -155°С. Однако, поскольку критическая температура природного газа составляет примерно от -80°С до -90°С, газ не может быть полностью сжижен посредством сжатия. Поэтому необходимо использовать процессы охлаждения.Gas is often liquefied before being transported to the place of use to provide liquefied natural gas (LNG; LNG). This makes it possible to reduce the volume of gas to about 600 times, which significantly reduces the cost of transportation. Since natural gas is a mixture of gases, it liquefies over the entire temperature range. At atmospheric pressure, the usual temperature range in which complete liquefaction takes place is from -165 ° C to -155 ° C. However, since the critical temperature of natural gas is about -80 ° C to -90 ° C, the gas cannot be completely liquefied by compression. Therefore, it is necessary to use cooling processes.
Установки для сжижения природного газа сконструированы либо как те, которые известны как установки с основной нагрузкой СПГ, т.е. установки для сжижения природного газа с подачей природного газа как основной энергии, либо как те, которые известны как установки для сглаживания пиков, т.е. установки для сжижения природного газа, чтобы покрыть пиковые требования.Natural gas liquefaction plants are designed either as those known as LNG main load units, i.e. installations for liquefying natural gas with the supply of natural gas as the main energy, or as those known as installations for smoothing peaks, i.e. natural gas liquefaction plants to cover peak requirements.
Известно охлаждение природного газа путем использования теплообменников, в которых используется холодильный агент или холодоноситель. Один хорошо известный способ содержит ряд циклов с холодоносителем или холодильных циклов в форме каскада.It is known to cool natural gas by using heat exchangers that use a refrigerant or coolant. One well-known method comprises a series of coolant cycles or cascade-type refrigeration cycles.
Установки с основной нагрузкой СПГ работают, как правило, с контурами с холодоносителем, состоящим из смеси углеводородов. Эти контуры со смешанным холодильным агентом являются более эффективными с точки зрения энергии, чем контуры с детандером, и дают возможность при высоких производительностях по сжижению установок с основной нагрузкой достигать, соответственно, относительно низких затрат энергии.Units with the main LNG load usually operate with coolant circuits consisting of a mixture of hydrocarbons. These mixed refrigerant circuits are more energy efficient than expander circuits and make it possible to achieve relatively low energy expenditures at high productivity for liquefying main load plants.
Традиционные процессы сжижения, использующие только два цикла с холодильным агентом, ограничены примерно 5 миллионами тонн в год (МТВГ) СПГ, если не рассматривается использование параллельных рядов в одном агрегате из последовательных элементов.Conventional liquefaction processes using only two refrigerant cycles are limited to approximately 5 million tons per year (MTVG) of LNG unless the use of parallel rows in a single unit of successive elements is considered.
Каскадный процесс со смешанной текучей средой известен, например, из патента США 6253574, где используются три независимых холодильных цикла, причем он расширяет предел представления об одном реальном агрегате из последовательных элементов с испытанными приводами компрессора до более чем 8 МТВГ СПГ.A cascaded mixed-fluid process is known, for example, from U.S. Pat. No. 6,253,574, which uses three independent refrigeration cycles, and it extends the notion of one real unit of serial elements with proven compressor drives to more than 8 MTVG LNG.
Этот способ также известен из опубликованной заявки Германии 19716415.This method is also known from German published application 19716415.
При способах сжижения этого типа, в принципе, первый контур с холодоносителем служит для обеспечения предварительного охлаждения, второй контур с холодоносителем служит для обеспечения сжижения, и третий контур с холодоносителем служит для обеспечения переохлаждения потока, обогащенного углеводородами, или природного газа, соответственно.With liquefaction methods of this type, in principle, the first circuit with a coolant serves to provide pre-cooling, the second circuit with a coolant serves to provide liquefaction, and the third circuit with a coolant serves to provide subcooling of a hydrocarbon-rich stream or natural gas, respectively.
Между предварительным охлаждением и сжижением, если необходимо, имеет место отделение углеводородов с более высокими точками кипения. Это, по меньшей мере, те компоненты потока, обогащенного углеводородами, или природного газа, которые будут вымораживаться в процессе следующей ступени охлаждения, т.е. углеводороды С5+ и ароматические углеводороды. Часто, кроме того, те углеводороды, означающие в этой ситуации, в особенности пропан и бутан, которые будут вызывать нежелательное повышение теплотворной способности сжиженного природного газа, также отделяются перед ступенью сжижения.Between pre-cooling and liquefaction, if necessary, there is a separation of hydrocarbons with higher boiling points. These are at least those components of the hydrocarbon-rich stream or natural gas that will be frozen during the next cooling stage, i.e. C 5+ hydrocarbons and aromatic hydrocarbons. Often, in addition, those hydrocarbons meaning in this situation, especially propane and butane, which will cause an undesirable increase in the calorific value of liquefied natural gas, are also separated before the liquefaction stage.
Это отделение углеводородов с более высокими точками кипения обычно имеет место посредством обеспечения того, что колонна, известная как колонна ТУВ (Тяжелых Углеводородов), служит для отделения тяжелых углеводородов, а также бензола из потока, обогащенного углеводородами, который подлежит сжижению. Ступень процесса этого типа также описана в опубликованной заявке Германии 19716415, упомянутой выше.This separation of hydrocarbons with higher boiling points usually occurs by ensuring that the column, known as the TUV (Heavy Hydrocarbon) column, serves to separate heavy hydrocarbons as well as benzene from the hydrocarbon-rich stream to be liquefied. A process step of this type is also described in German published application 19716415 mentioned above.
В связи с тем, что предусмотрено это отделение, обозначенное далее как отделение С3+, при данном давлении исходного газа, величина температуры отделения этих компонентов установлена в относительно узких пределах.Due to the fact that this compartment is provided, hereinafter referred to as C 3+ compartment, at a given pressure of the source gas, the temperature of separation of these components is set within relatively narrow limits.
Если первый контур с холодоносителем теперь используется исключительно для предварительного охлаждения потока, обогащенного углеводородами, который подлежит сжижению перед этим отделением С3+, тогда часть всего эффекта сжатия, от около 40 до 50%, будет обязательно израсходована на это, в то время как оставшийся эффект сжатия от 60 до 50% будет разделен между вторым и третьим контурами с холодоносителем.If the first refrigerant circuit is now used exclusively for pre-cooling the hydrocarbon-rich stream that is to be liquefied before this C 3+ separation, then part of the entire compression effect, from about 40 to 50%, will be definitely spent on it, while the remaining the compression effect of 60 to 50% will be divided between the second and third coolant circuits.
Однако, в смысле экономичной эксплуатации доступных компрессора и агрегатов привода, авторы изобретения обнаружили, что желательно сохранить для компрессоров (контура) трех контуров приблизительно одинаковую мощность привода, т.е. в каждом случае примерно треть общей мощности привода. Это применимо, в частности, к большим установкам сжижения с производительностью по сжижению большей, чем 5 МТВГ, поскольку число располагаемых компрессоров и агрегатов привода для таких порядков величины жестко ограничено. Путем стандартизации агрегатов привода и компрессоров этих трех контуров с холодоносителем возможно получить максимум располагаемой производительности по сжижению в процессе сжижения с использованием проверенных агрегатов привода и компрессоров, соответственно, которые заслуживают доверия.However, in the sense of economical operation of the available compressor and drive units, the inventors have found that it is desirable to maintain approximately the same drive power for the compressors (circuit) of the three loops, i.e. in each case, approximately a third of the total drive power. This is applicable, in particular, to large liquefaction plants with a liquefaction capacity greater than 5 MTVG, since the number of compressors and drive units available for such orders of magnitude is strictly limited. By standardizing the drive units and compressors of these three coolant circuits, it is possible to obtain the maximum available liquefaction capacity during the liquefaction process using proven drive units and compressors, respectively, which are trustworthy.
Таким образом, в соответствии с одним аспектом изобретения предусмотрен процесс сжижения СПГ, имеющий первый и второй холодильные контуры, в котором второй холодильный контур используется, по меньшей мере частично, для предварительного охлаждения потока, обогащенного углеводородами, подлежащего сжижению. Таким образом, установленная мощность газовых турбин и пускателей, по меньшей мере, в процессе обычной операции сжижения может эксплуатироваться полностью.Thus, in accordance with one aspect of the invention, there is provided a LNG liquefaction process having first and second refrigeration circuits, in which a second refrigeration circuit is used, at least in part, to pre-cool the hydrocarbon-rich stream to be liquefied. Thus, the installed capacity of gas turbines and starters, at least during the normal liquefaction operation, can be fully exploited.
Часть холодильного агента цикла сжижения (LC; ЦС) может испаряться при повышенном давлении в секции предварительного охлаждения процесса и подаваться в компрессор ЦС как боковой поток. Таким образом, может быть достигнута, по существу, сбалансированная нагрузка между всеми холодильными циклами.A portion of the refrigerant of the liquefaction cycle (LC; CA) can be vaporized at elevated pressure in the pre-cooling section of the process and fed to the compressor CS as a side stream. Thus, a substantially balanced load between all refrigeration cycles can be achieved.
Поэтому в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предусмотрен способ сжижения потока, обогащенного углеводородами, в частности потока природного газа, посредством которого сжижение потока, обогащенного углеводородами, осуществляют в каскаде холодильных контуров, состоящем из трех холодильных контуров, причем первый из трех холодильных контуров служит для обеспечения предварительного охлаждения, второй холодильный контур служит для обеспечения фактического сжижения, и третий холодильный контур служит для переохлаждения сжиженного потока, обогащенного углеводородами, причем каждый холодильный контур содержит по меньшей мере один одноступенчатый или многоступенчатый компрессор, отличающийся тем, что по меньшей мере один частичный поток холодильного агента второго холодильного контура используют для предварительного охлаждения потока, обогащенного углеводородами.Therefore, in accordance with one aspect of the present invention, there is provided a method of liquefying a hydrocarbon-rich stream, in particular a natural gas stream, by which the liquefaction of a hydrocarbon-rich stream is carried out in a cascade of refrigeration circuits consisting of three refrigeration circuits, the first of three refrigeration circuits serving providing pre-cooling, the second refrigeration circuit serves to provide the actual liquefaction, and the third refrigeration circuit serves to supercool Ia liquefied hydrocarbon-rich flow, each refrigeration circuit comprises at least one single-stage or multistage compressor, characterized in that at least one partial flow of the refrigerant of the second refrigeration circuit is used for precooling the hydrocarbon-rich flow.
В другом аспекте изобретение предусматривает способ сжижения газа, обогащенного углеводородами, в котором газ протекает через каскад из трех ступеней охлаждения, причем каждая ступень содержит контур с холодильным агентом и компрессор, причем по меньшей мере часть потока холодильного агента второго контура используют для предварительного охлаждения газа, обогащенного углеводородами, на первой ступени охлаждения.In another aspect, the invention provides a method of liquefying a hydrocarbon-rich gas in which gas flows through a cascade of three cooling stages, each stage comprising a refrigerant circuit and a compressor, wherein at least a portion of the secondary refrigerant stream is used to pre-cool the gas, enriched with hydrocarbons, in the first stage of cooling.
Предпочтительно, частичный поток холодильного агента второго холодильного (или охлаждающего) контура, используемого для предварительного охлаждения потока, обогащенного углеводородами, испаряется при давлении более высоком, чем давление испарения остающейся части потока холодильного агента второго холодильного контура, и пропускается в компрессор второго охлаждающего контура при промежуточной величине давления.Preferably, the partial refrigerant stream of the second refrigerant (or cooling) circuit used to pre-cool the hydrocarbon-rich stream is vaporized at a pressure higher than the vapor pressure of the remaining portion of the refrigerant stream of the second refrigerant circuit and is passed to the compressor of the second refrigerant circuit at an intermediate pressure value.
Предпочтительно, отделение более тяжелых компонентов и/или компонентов потока, обогащенного углеводородами, которые вымораживаются в процессе сжижения потока, обогащенного углеводородами, имеет место перед фактическим сжижением потока, обогащенного углеводородами.Preferably, the separation of the heavier components and / or components of the hydrocarbon-rich stream that are frozen during the liquefaction of the hydrocarbon-rich stream takes place before the actual liquefaction of the hydrocarbon-rich stream.
Предпочтительно, объемы и/или давления испарения двух частичных потоков второго охлаждающего контура являются изменяемыми.Preferably, the volumes and / or vapor pressures of the two partial streams of the second cooling circuit are variable.
Предпочтительно, по меньшей мере один частичный поток одного из двух частичных потоков второго охлаждающего контура используют для обеспечения охлаждения в блоке отделения тяжелых углеводородов. Preferably, at least one partial stream of one of the two partial flows of the second cooling circuit is used to provide cooling in the heavy hydrocarbon separation unit.
Таким образом, изобретение предусматривает процесс сжижения СПГ со сбалансированной нагрузкой, в котором каждый компрессор может иметь, по существу, равную долю от общей нагрузки, и предпочтительно равную долю. Эта концепция может быть применена более широко, и, следовательно, в другом аспекте настоящего изобретения предусмотрен способ сжижения, содержащий некоторое количество охлаждающих контуров, расположенных в виде каскада, причем каждый контур содержит компрессор, причем каждый компрессор имеет, по существу, равную долю общей нагрузки.Thus, the invention provides a balanced load LNG liquefaction process in which each compressor can have a substantially equal fraction of the total load, and preferably an equal fraction. This concept can be applied more broadly, and therefore, in another aspect of the present invention, there is provided a liquefaction method comprising a number of cooling circuits arranged in a cascade, each circuit containing a compressor, each compressor having a substantially equal fraction of the total load .
Преимущества сбалансированной нагрузки холодильных контуров не ограничиваются каким-либо конкретным типом используемого холодильного агента. Однако, поскольку упомянутые выше каскады со смешанным холодильным агентом обеспечивают эффективную систему, и поэтому в одном предпочтительном варианте осуществления холодильные контуры представляют собой контуры со смешанным холодильным агентом.The benefits of a balanced load of refrigeration circuits are not limited to any particular type of refrigerant used. However, since the mixed refrigerant stages mentioned above provide an efficient system, and therefore, in one preferred embodiment, the refrigerant circuits are mixed refrigerant circuits.
Таким образом, в другом аспекте настоящего изобретения предусмотрен способ сжижения потока, обогащенного углеводородами, в частности потока природного газа, посредством которого сжижение потока, обогащенного углеводородами, осуществляют в каскаде контуров со смешанным холодильным агентом, состоящем из трех холодильных контуров, причем первый из трех холодильных контуров служит для обеспечения предварительного охлаждения, второй холодильный контур служит для обеспечения фактического сжижения, и третий холодильный контур служит для переохлаждения сжиженного потока, обогащенного углеводородами, причем каждый холодильный контур содержит по меньшей мере один одноступенчатый или многоступенчатый компрессор, отличающийся тем, что по меньшей мере один частичный поток холодильного агента второго холодильного контура используют для предварительного охлаждения потока, обогащенного углеводородами.Thus, in another aspect of the present invention, there is provided a method of liquefying a hydrocarbon-rich stream, in particular a natural gas stream, by which the liquefaction of a hydrocarbon-rich stream is carried out in a cascade of circuits with a mixed refrigerant consisting of three refrigerant circuits, the first of three refrigerant circuits circuits serves to provide pre-cooling, a second refrigeration circuit serves to provide actual liquefaction, and a third refrigeration circuit serves to supercooling a liquefied hydrocarbon-rich stream, wherein each refrigerant circuit comprises at least one single-stage or multi-stage compressor, characterized in that at least one partial refrigerant stream of the second refrigerant circuit is used to pre-cool the hydrocarbon-rich stream.
Следует отметить, что использование углеводородов как холодильных агентов ставит вопрос о безопасности выпуска, что особенно важно для окружающей среды в открытом море, где очень нежелательно иметь большие запасы жидких углеводородов, там, где неизбежно ограниченное пространство.It should be noted that the use of hydrocarbons as refrigerants raises the issue of safe release, which is especially important for the environment on the high seas, where it is very undesirable to have large reserves of liquid hydrocarbons, where space is inevitably limited.
Производство на плаву, оборудование для хранения и отгрузки СПГ (LNG FPSOs) теперь рассматривается как реальная альтернатива для отдаленных газовых месторождений в открытом море, которые не могут экономично эксплуатироваться в традиционных береговых технологиях. Концепция производства на плаву может скоро стать предпочтительным решением для отбора резервов газа, которые находятся глубоко под водой.Afloat, LNG storage and shipping equipment (LNG FPSOs) is now seen as a viable alternative to remote offshore gas fields that cannot be economically exploited in traditional onshore technologies. The concept of afloat production may soon become the preferred solution for the selection of gas reserves that are deep under water.
Поэтому необходимость повышения безопасности таких установок имеет большое значение.Therefore, the need to improve the safety of such installations is of great importance.
Одной из возможностей является использование процесса на основе азота, но он имеет тот значительный недостаток, что термический кпд гораздо ниже, чем установки на основе углеводорода. Кроме того, так как азот имеет низкий коэффициент теплопередачи, требуется большая поверхность теплопередачи для рассеяния отходящего тепла из процесса в охлаждающую среду. Следовательно, несмотря на угрозу безопасности, холодильные циклы на основе углеводородов продолжают использоваться.One possibility is to use a nitrogen-based process, but it has the significant drawback that thermal efficiency is much lower than hydrocarbon-based plants. In addition, since nitrogen has a low heat transfer coefficient, a large heat transfer surface is required to dissipate the waste heat from the process into the cooling medium. Therefore, despite a safety risk, hydrocarbon-based refrigeration cycles continue to be used.
Другим вариантом не воспламеняющегося и инертного холодильного агента является двуокись углерода, которая может использоваться в цикле сжатия пара, создавая достаточный кпд. Двуокись углерода имеет точку замерзания -56,6°С, что ограничивает минимальную возможную температуру испарения в связи с риском образования сухого льда. Поэтому двуокись углерода представляет собой вариант только для процесса предварительного охлаждения. Поскольку большая часть запасов углеводородного холодильного агента находится в цикле предварительного охлаждения, замена его на СО2 может еще в значительной степени повысить безопасность процесса сжижения.Another option for a non-flammable and inert refrigerant is carbon dioxide, which can be used in the steam compression cycle, creating sufficient efficiency. Carbon dioxide has a freezing point of -56.6 ° C, which limits the minimum possible evaporation temperature due to the risk of dry ice formation. Therefore, carbon dioxide is an option only for the pre-cooling process. Since most hydrocarbon refrigerant reserves are in the pre-cooling cycle, replacing it with CO 2 can still significantly increase the safety of the liquefaction process.
Помимо того что двуокись углерода не воспламеняется и имеет высокую тройную точку, она также отличается от обычных углеводородных холодильных агентов для предварительного охлаждения природного газа довольно низкой критической температурой (31,1°С), которая сравнима с критической температурой этана (32,3°С).Besides the fact that carbon dioxide is non-flammable and has a high triple point, it also differs from conventional hydrocarbon refrigerants for pre-cooling natural gas by a rather low critical temperature (31.1 ° С), which is comparable to the critical temperature of ethane (32.3 ° С )
В WO 01/69149 описана возможность обеспечения контура предварительного охлаждения с двуокисью углерода в каскадном устройстве с основным охлаждающим контуром.WO 01/69149 describes the possibility of providing a pre-cooling circuit with carbon dioxide in a cascade device with a main cooling circuit.
Низкая критическая температура СО2 является недостатком, поскольку потери при дросселировании и потери при теплоотводе в холодильном цикле будут больше, чем для С3 и смесей С3/С2. Кроме того, потери при теплопередаче будут больше, чем при смешанном холодильном агенте, в связи с испарением при постоянной температуре.The low critical temperature of CO 2 is a drawback, since losses during throttling and losses during heat removal in the refrigeration cycle will be greater than for C 3 and C 3 / C 2 mixtures . In addition, losses in heat transfer will be greater than with mixed refrigerant due to evaporation at a constant temperature.
Было обнаружено, что замена традиционного процесса предварительного охлаждения с С3/С2, например, который описан в патенте США 6253574, на эквивалентный процесс с СО2 повышает общее потребление энергии для сжижения примерно на 10%, что считается неприемлемым. Это увеличение потребления связано с понижением кпд цикла благодаря низкой критической температуре двуокиси углерода. Кроме того, температура испарения на первой ступени цикла предварительного охлаждения с СО2 только на несколько градусов выше, чем тройная точка СО2. Это приводит к проблемам в работе и угрозе образования сухого льда.It has been found that replacing the conventional pre-cooling process with C 3 / C 2 , for example, which is described in US Pat. No. 6,253,574, with an equivalent process with CO 2 increases the total energy consumption for liquefaction by about 10%, which is considered unacceptable. This increase in consumption is associated with a decrease in cycle efficiency due to the low critical temperature of carbon dioxide. In addition, the evaporation temperature in the first stage of the pre-cooling cycle with CO 2 is only a few degrees higher than the triple point of CO 2 . This leads to problems in operation and the risk of dry ice formation.
Таким образом, следует разработать эффективный способ сжижения, включающий контур предварительного охлаждения с СО2.Thus, an efficient liquefaction process should be developed, including a pre-cooling circuit with CO 2 .
Авторами настоящего изобретения было обнаружено, что контур предварительного охлаждения с двуокисью углерода может быть объединен с процессом сжижения со сбалансированной нагрузкой, описанным выше, для преодоления вышеупомянутых проблем с использованием двуокиси углерода.The inventors of the present invention have found that a carbon dioxide pre-cooling circuit can be combined with the balanced load liquefaction process described above to overcome the aforementioned problems using carbon dioxide.
Поэтому в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения первый холодильный контур содержит двуокись углерода.Therefore, in a preferred embodiment of the present invention, the first refrigeration circuit comprises carbon dioxide.
Эту концепцию можно считать изобретением, и, таким образом, в другом аспекте настоящего изобретения предусмотрен каскадный процесс со смешанным холодильным агентом с по существу сбалансированной нагрузкой, включающий контур предварительного охлаждения с двуокисью углерода.This concept can be considered an invention, and thus, in another aspect of the present invention, there is provided a cascaded process with a mixed refrigerant with a substantially balanced load, including a carbon dioxide pre-cooling circuit.
Поскольку компрессор для сжижения принимает часть нагрузки цикла предварительного охлаждения, контур с двуокисью углерода может работать, чтобы обеспечить более высокую минимальную температуру испарения, и, таким образом, риск образования сухого льда уменьшается. Кроме того, когда нагрузка цикла с двуокисью углерода понижается, влияние более низкого термодинамического кпд СО2 по сравнению с С2/С3 облегчается. В процессе со сбалансированной нагрузкой, где каждый компрессор вносит вклад в виде трети всего расхода энергии, повышение расхода энергии, вызванное использованием СО2, может быть понижено только на несколько процентов больше, чем при использовании углеводородов.Since the liquefaction compressor accepts part of the load of the pre-cooling cycle, the carbon dioxide circuit can operate to provide a higher minimum evaporation temperature, and thus the risk of dry ice formation is reduced. In addition, when the load of the carbon dioxide cycle decreases, the effect of lower thermodynamic efficiency of CO 2 as compared to C 2 / C 3 is facilitated. In a process with a balanced load, where each compressor contributes as a third of the total energy consumption, the increase in energy consumption caused by the use of CO 2 can be reduced by only a few percent more than when using hydrocarbons.
Для того чтобы достигнуть максимального кпд от контура с двуокисью углерода, предпочтительно, чтобы двуокись углерода охлаждалась после конденсации до температуры 20°С или меньше, более предпочтительно до 15°С или меньше. Это может быть достигнуто с использованием воздушного охлаждения, хотя предпочтительно используют холодную охлаждающую воду. Поскольку изобретение, в частности, пригодно для применения в открытом море, вода предпочтительно представляет собой морскую воду, предпочтительно извлеченную из глубины, подходящей, чтобы дать требуемую низкую температуру.In order to achieve maximum efficiency from the carbon dioxide circuit, it is preferable that the carbon dioxide is cooled after condensation to a temperature of 20 ° C or less, more preferably to 15 ° C or less. This can be achieved using air cooling, although cold cooling water is preferably used. Since the invention is particularly suitable for use on the high seas, the water is preferably seawater, preferably recovered from a depth suitable to give the desired low temperature.
Таким образом, предпочтительно, цикл предварительного охлаждения с двуокисью углерода включает теплообменник для переохлаждения, установленный после конденсатора.Thus, preferably, the carbon dioxide pre-cooling cycle includes a subcooling heat exchanger installed downstream of the condenser.
При использовании этого способа понижение общего расхода энергии является достаточно большим, чтобы сделать использование контура предварительного охлаждения с СО2 осуществимым выбором оборудования для производства СПГ как на берегу, так и в открытом море.When using this method, the reduction in total energy consumption is large enough to make the use of a pre-cooling circuit with CO 2 an feasible choice of equipment for LNG production both onshore and on the high seas.
Предпочтительно, охлаждающий контур с двуокисью углерода содержит три величины давления для улучшения термодинамического кпд процесса.Preferably, the carbon dioxide cooling circuit contains three pressures to improve the thermodynamic efficiency of the process.
Для того чтобы понизить внутреннюю тепловую нагрузку контура предварительного охлаждения, предпочтительно, чтобы двуокись углерода не переохлаждали в контуре предварительного охлаждения, в отличие от второго и третьего циклов с холодильными агентами, полное переохлаждение которых повышает кпд процесса.In order to reduce the internal heat load of the pre-cooling circuit, it is preferable that carbon dioxide is not supercooled in the pre-cooling circuit, in contrast to the second and third cycles with refrigerants, the complete supercooling of which increases the process efficiency.
Более высокое рабочее давление, требуемое, когда используется СО2, означает, что может быть предпочтительным использовать корпус высокого давления с компрессором двуокиси углерода. Более предпочтительно, компрессор может быть разделен на два корпуса, и корпус цилиндрического типа используют для ступени высокого давления.The higher operating pressure required when using CO 2 means that it may be preferable to use a high pressure housing with a carbon dioxide compressor. More preferably, the compressor can be divided into two housings, and a cylindrical housing is used for the high pressure stage.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предусмотрен процесс сжижения СПГ, содержащий три каскадных цикла, каждый из которых приводится в действие компрессором, в котором компрессоры нагружены, по существу, одинаково, и один из каскадных циклов является циклом с двуокисью углерода.In accordance with another aspect of the present invention, there is provided a LNG liquefaction process comprising three cascade cycles, each of which is driven by a compressor, in which the compressors are loaded substantially the same, and one of the cascade cycles is a carbon dioxide cycle.
В соответствии с дополнительным аспектом настоящего изобретения предусмотрен контур предварительного охлаждения с двуокисью углерода для сжижения СПГ, в котором двуокись углерода имеет минимальную температуру испарения не менее чем -50°С, предпочтительно, не менее чем -40°С, и наиболее предпочтительно, не менее чем -35°С. In accordance with a further aspect of the present invention, there is provided a carbon dioxide pre-cooling circuit for liquefying LNG, in which carbon dioxide has a minimum evaporation temperature of not less than -50 ° C, preferably not less than -40 ° C, and most preferably not less than than -35 ° C.
Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения будут теперь описаны только посредством примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:Preferred embodiments of the present invention will now be described only by way of example with reference to the accompanying drawings, in which:
на фиг.1 показан процесс сжижения со сбалансированной нагрузкой в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения;1 shows a load balanced liquefaction process in accordance with a preferred embodiment of the invention;
на фиг.2 показан альтернативный вариант осуществления процесса со сбалансированной нагрузкой;figure 2 shows an alternative embodiment of the process with a balanced load;
на фиг.3 показан график общей потребности в энергии как функции справочной температуры;figure 3 shows a graph of the total energy requirements as a function of reference temperature;
на фиг.4 показан процесс сжижения со сбалансированной нагрузкой, содержащий контур предварительного охлаждения с двуокисью углерода;4 shows a load balanced liquefaction process comprising a carbon dioxide pre-cooling circuit;
на фиг.5 показаны составные кривые горячая/холодная для процессов, показанных на фиг.2 и 4; иfigure 5 shows the composite curves hot / cold for the processes shown in figure 2 and 4; and
На фиг.6 показано сравнение запасов холодильного агента в процессах, показанных на фиг.2 и 4.Figure 6 shows a comparison of the stocks of the refrigerant in the processes shown in figures 2 and 4.
На фиг.1 охлаждение и сжижение потока, обогащенного углеводородами, который пропускается через трубопровод 1, осуществляется в каскаде контуров со смешанным холодильным агентом, состоящем из трех контуров со смешанным холодильным агентом. Здесь, как правило, имеются различные составы, такие как описаны, например, в вышеупомянутой опубликованной заявке Германии 19716415.In Fig. 1, cooling and liquefaction of a hydrocarbon-rich stream that is passed through
Поток, обогащенный углеводородами, который подлежит сжижению, охлаждается в теплообменнике Е1 посредством двух потоков 4b и 4d испаряющегося смешанного холодильного агента первого контура смеси 4а-4е, затем охлаждается посредством потока 3d испаряющегося смешанного холодильного агента и затем пропускается через трубопровод 1а в блок S отделения тяжелых углеводородов, представленный прямоугольником.The hydrocarbon-rich stream to be liquefied is cooled in the heat exchanger E1 by two evaporative mixed refrigerant streams 4b to 4d of the first mixture circuit 4a-4e, then cooled by a 3d flow of the evaporated mixed refrigerant and then passed through line 1a to the heavy separation unit S hydrocarbons represented by a rectangle.
В этом блоке S отделения имеет место отделение С3+, описанное выше, посредством чего компоненты, отделенные от потока, обогащенного углеводородами, отводятся от блока S отделения тяжелых углеводородов через трубопровод 1b.In this separation unit S, the C 3+ separation described above takes place, whereby the components separated from the hydrocarbon-rich stream are discharged from the heavy hydrocarbon separation unit S through conduit 1b.
В соответствии с одним преимущественным вариантом осуществления способа в соответствии с изобретением, не показанным на чертеже, по меньшей мере один частичный поток одного из двух частичных потоков 3b и 3d второго контура 3а-3е со смешанным холодильным агентом, который далее будет описан более подробно, используется для обеспечения охлаждения в блоке S отделения. В такой ситуации выбор, какой из двух частичных потоков 3b и/или 3d отводится для этого обеспечения охлаждения, определяется величиной(ами) температуры, требуемой в блоке S отделения тяжелых углеводородов.In accordance with one advantageous embodiment of the method in accordance with the invention, not shown, at least one partial stream of one of the two partial streams 3b and 3d of the second circuit 3a-3e with a mixed refrigerant, which will be described in more detail below, is used to provide cooling in the compartment unit S. In such a situation, the choice of which of the two partial streams 3b and / or 3d is allocated for this cooling is determined by the temperature value (s) required in the heavy hydrocarbon separation unit S.
Поток, обогащенный углеводородами, который подлежит сжижению, затем пропускается через трубопровод 1с во второй теплообменник Е2 и сжижается в нем посредством потока 3b испаряющегося смешанного холодильного агента второго охлаждающего контура 3а-3е.The hydrocarbon-rich stream to be liquefied is then passed through conduit 1c to the second heat exchanger E2 and liquefied therein via the vaporized mixed refrigerant stream 3b of the second cooling circuit 3a-3e.
Когда имеет место сжижение, поток, обогащенный углеводородами, пропускается через трубопровод 1d в третий теплообменник Е3 и переохлаждается здесь посредством потока 2b смешанного холодильного агента третьего охлаждающего контура 2а-2с. Переохлажденный жидкий продукт затем пропускается через трубопровод 1е для его дальнейшего использования.When liquefaction takes place, the hydrocarbon-rich stream is passed through conduit 1d to the third heat exchanger E3 and is cooled here by the mixed refrigerant stream 2b of the third cooling circuit 2a-2c. The supercooled liquid product is then passed through line 1e for its further use.
Как можно увидеть из чертежа, каждый из трех охлаждающих контуров 2а-2с, 3а-3е и 4а-4е имеет компрессор V2, V3 и V4, соответственно. На чертеже не показаны соответствующие приводы для этих компрессоров V2, V3 и V4. Кроме того, охладители или теплообменники, которые размещены ниже по потоку, чем компрессоры V2, V3 и V4, соответственно, не показаны на чертежах, в которых смесь холодильных агентов охлаждается посредством охлаждающей среды, такой как вода.As can be seen from the drawing, each of the three cooling circuits 2a-2c, 3a-3e and 4a-4e has a compressor V2, V3 and V4, respectively. The corresponding drives for these compressors V2, V3 and V4 are not shown in the drawing. In addition, chillers or heat exchangers that are located downstream than compressors V2, V3 and V4, respectively, are not shown in the drawings, in which the mixture of refrigerants is cooled by means of a cooling medium such as water.
Смесь холодильных агентов первого контура с холодильным агентом, сжатая в компрессоре V4, пропускается через трубопровод 4а в теплообменник Е1 и разделяется здесь на два частичных потока 4b и 4d после того, как происходит охлаждение. Смесь холодильных агентов в этих частичных потоках 4b и 4d после дросселирования, осуществляемого в вентилях d и e, или в дросселирующих устройствах, испаряется до различных величин давления в теплообменнике Е1 и затем пропускается через трубопровод 4с или 4е в компрессор V4 перед первой ступенью (частичный поток 4с) или в промежуточную величину давления (частичный поток 4е).The mixture of primary refrigerants with a refrigerant compressed in compressor V4 is passed through line 4a to the heat exchanger E1 and is divided here into two partial flows 4b and 4d after cooling. The mixture of refrigerants in these partial flows 4b and 4d after throttling in valves d and e, or in throttling devices, evaporates to various pressures in the heat exchanger E1 and then passes through line 4c or 4e to compressor V4 before the first stage (partial flow 4c) or in an intermediate pressure value (partial flow 4e).
Смесь холодильных агентов второго охлаждающего контура 3а-3е, сжатая в компрессоре V3, пропускается через трубопровод 3а, через теплообменники Е1 и Е2 и охлаждается в них. Затем частичный поток 3b этого потока смеси холодильных агентов, который пропускается через теплообменник Е2, после расширения в вентиле b, испаряется в теплообменнике Е2 посредством потоков процесса охлаждения и затем пропускается через трубопровод 3с к входной ступени компрессора V3.The mixture of refrigerants of the second cooling circuit 3a-3e, compressed in compressor V3, is passed through pipe 3a, through heat exchangers E1 and E2 and cooled in them. Then, a partial stream 3b of this refrigerant mixture stream, which is passed through the heat exchanger E2, after expansion in the valve b, is evaporated in the heat exchanger E2 by means of cooling process flows and then passed through the pipe 3c to the inlet stage of the compressor V3.
В соответствии с изобретением частичный поток 3d смеси холодильных агентов второго контура 3а-3е со смесью холодильных агентов отводится после теплообменника Е1, расширяется в вентиле с и затем испаряется в теплообменнике Е1 посредством потоков процесса охлаждения, перед пропусканием через трубопровод 3е, при промежуточной величине давления, в компрессор V3 контура. Соответственно, частичный поток 3d смеси холодильных агентов в соответствии с изобретением вносит вклад в предварительное охлаждение потока, обогащенного углеводородами, в теплообменнике Е1.In accordance with the invention, a partial 3d stream of a mixture of refrigerants of the second circuit 3a-3e with a mixture of refrigerants is discharged after the heat exchanger E1, expands in the valve c and then evaporates in the heat exchanger E1 through flows of the cooling process, before passing through the pipe 3e, at an intermediate pressure into the compressor V3 circuit. Accordingly, a partial 3d stream of a mixture of refrigerants according to the invention contributes to the pre-cooling of the hydrocarbon-rich stream in the heat exchanger E1.
Для того чтобы достичь этого, частичный поток 3d смеси холодильных агентов второго контура 3а-3е со смешанным холодильным агентом, используемый для предварительного охлаждения потока, обогащенного углеводородами, должен испариться при давлении, более высоком, чем давление испарения частичного потока 3b смешанного холодильного агента второго контура 3а-3е со смешанным холодильным агентом.In order to achieve this, a partial 3d stream of a mixture of refrigerants of the second circuit 3a-3e with a mixed refrigerant used to pre-cool the hydrocarbon-rich stream must evaporate at a pressure higher than the vaporization pressure of the partial stream 3b of a mixed refrigerant of the second circuit 3a-3e with a mixed refrigerant.
Посредством выбора промежуточного давления, при котором частичный поток 3е смешанного холодильного агента испаряется и пропускается в компрессор V3, и посредством регулирования распределения по объему двух частичных потоков 3b и 3d смешанного холодильного агента, распределение холодопроизводительности второго контура с холодильным агентом по теплообменникам Е1 и Е2 и, следовательно, по предварительному охлаждению и сжижению потока, обогащенного углеводородами, подлежащего сжижению, может регулироваться, в основном, произвольно.By selecting the intermediate pressure at which the partial mixed refrigerant stream 3e is vaporized and passed to the compressor V3, and by controlling the volume distribution of the two partial mixed refrigerant streams 3b and 3d, the distribution of the refrigeration capacity of the second circuit with the refrigerant through the heat exchangers E1 and E2 and, therefore, by pre-cooling and liquefying the hydrocarbon-rich stream to be liquefied, it can be controlled mainly arbitrarily.
Если, например, 40% общей мощности привода требуется для предварительного охлаждения и 60% для сжижения и переохлаждения потока, обогащенного углеводородами, тогда, в соответствии с концепцией и способом в соответствии с изобретением, один компрессор используется в каждом случае с третью общей мощности привода в первом и третьем контурах со смесью холодильных агентов, т.е. для предварительного охлаждения, а также для переохлаждения потока, обогащенного углеводородами, который подлежит сжижению. Компрессор второго контура со смесью холодильных агентов работает в соответствии с изобретением таким образом, что он использует 20% его мощности, и, следовательно, 6,66% от общей мощности, для предварительного охлаждения, в то время как остающиеся 80%, т.е. 26,66% общей мощности, используется для сжижения.If, for example, 40% of the total drive power is required for pre-cooling and 60% for liquefaction and subcooling of a hydrocarbon-rich stream, then, in accordance with the concept and method of the invention, one compressor is used in each case with a third of the total drive power in the first and third circuits with a mixture of refrigerants, i.e. for pre-cooling, as well as for sub-cooling of a hydrocarbon-rich stream to be liquefied. The secondary compressor with a mixture of refrigerants works in accordance with the invention in such a way that it uses 20% of its capacity, and therefore 6.66% of the total capacity, for pre-cooling, while the remaining 80%, i.e. . 26.66% of the total capacity used for liquefaction.
Таким образом, способ по изобретению обеспечивает возможность экономично эксплуатировать доступные компрессоры и агрегаты привода, поскольку (контур) компрессоры трех холодильных контуров получают приблизительно ту же мощность привода, т.е. треть общей мощности в каждом случае. Соответственно, большие установки для сжижения, в частности, с производительностью по сжижению более чем 5 миллионов тонн СПГ в год могут работать, по существу, более экономично, поскольку посредством стандартизации приводов и компрессоров трех холодильных контуров, достигаемая производительность по сжижению процесса сжижения может быть доведена до максимума с использованием надежных агрегатов привода и компрессоров.Thus, the method according to the invention makes it possible to economically operate the available compressors and drive units, since the (compressor) compressors of the three refrigeration circuits receive approximately the same drive power, i.e. a third of the total capacity in each case. Accordingly, large liquefaction plants, in particular those with a liquefaction capacity of more than 5 million tons of LNG per year, can operate substantially more economically because by standardizing the drives and compressors of the three refrigeration circuits, the achieved liquefaction performance of the liquefaction process can be brought to the maximum using reliable drive units and compressors.
На фиг.2 показана альтернативная версия процесса со сбалансированной нагрузкой. Как на фиг.1, цикл С10 предварительного охлаждения содержит первый контур, приводимый в действие первым компрессором V10, и одну часть 22 потока 21 холодильного агента из второго цикла С20. Три газовые турбины General Electric MS 7121 EA (Frame 7) используются, чтобы приводить в действие компрессоры V10, V20, V30. Если самая высокая надежность является существенной, три холодильных цикла могут быть спроектированы с двухтактными 50% агрегатами из последовательных элементов газовая турбина/компрессор. В этом случае шесть газовых турбин GE MS 6581 B (Frame 6) будут заменены тремя Frame 7.Figure 2 shows an alternative version of the process with a balanced load. As in FIG. 1, the pre-cooling cycle C10 comprises a first circuit driven by the first compressor V10 and one
Все установки СПГ требуют извлечения по меньшей мере тех углеводородов, которые будут замораживаться в СПГ при условиях хранения (например, ароматические и С5+). В установке СПГ предварительное охлаждение обычно рассматривается как первая ступень охлаждения между температурой окружающей среды и извлечения упомянутых углеводородов.All LNG plants require the extraction of at least those hydrocarbons that will freeze in LNG under storage conditions (e.g. aromatic and C 5+ ). In an LNG plant, pre-cooling is generally regarded as the first cooling stage between ambient temperature and recovery of the hydrocarbons mentioned.
Следует подчеркнуть, что способ в соответствии с изобретением может быть объединен со всеми известными способами отделения, которые считаются известным уровнем техники для относительно высококипящих углеводородов.It should be emphasized that the method in accordance with the invention can be combined with all known separation methods, which are considered prior art for relatively high boiling hydrocarbons.
Часть предварительного охлаждения от общей требуемой мощности всех компрессоров для охлаждения двух газов, приведенных в таблице 1, показана на фиг.3 как функция справочной температуры. Она представляет собой температуру, при которой все основные потоки процесса (природный газ, текучие среды холодильного агента) входят в криогенные теплообменники.A portion of the pre-cooling of the total required power of all compressors for cooling the two gases shown in Table 1 is shown in FIG. 3 as a function of reference temperature. It represents the temperature at which all the main process flows (natural gas, refrigerant fluids) enter the cryogenic heat exchangers.
Чем ниже справочная температура и чем обогащеннее газ, тем меньше становится требуемая мощность компрессора для предварительного охлаждения. Эта ситуация может быть рассмотрена проектировщиками двухпоточных процессов сжижения, если несовпадение мощности между предварительным охлаждением и сжижением, плюс переохлаждение, компенсируется посредством вспомогательных механизмов для газовых турбин.The lower the reference temperature and the richer the gas, the lower the required compressor power for pre-cooling. This situation can be considered by the designers of dual-flow liquefaction processes if the power mismatch between pre-cooling and liquefaction, plus supercooling, is compensated by means of auxiliary mechanisms for gas turbines.
Способ с тремя холодильными циклами предлагает гораздо более широкую область для равномерного распределения нагрузки между циклами. Если часть холодильного агента цикла С20 сжижения испаряется при повышенном давлении в секции С10 предварительного охлаждения и подается в ЦС компрессор V20, как боковой поток 22, совершенно сбалансированная нагрузка между всеми тремя холодильными циклами может быть достигнута. Этот признак является главным аспектом проекта с эффективной стоимостью для больших производительностей. Если все три (3) цикла имеют симметричные приводы, это устройство упомянуто как MFC*s3.The three-refrigeration cycle process offers a much wider area for even load distribution between cycles. If a portion of the refrigerant of the liquefaction cycle C20 is vaporized at elevated pressure in the pre-cooling section C10 and supplied to the compressor V20 as
В отличие от варианта осуществления по фиг.1, последний компрессор V30 по фиг.2 разделен на два корпуса V31, V32. Второй корпус V32 спроектирован для работы при высоких давлениях, при которых работает многоступенчатый компрессор.In contrast to the embodiment of FIG. 1, the last compressor V30 of FIG. 2 is divided into two housings V31, V32. The second V32 housing is designed to operate at high pressures, at which a multi-stage compressor operates.
С целью получить конкретные значения для проекта реального процесса, была изучена крупная установка СПГ из последовательных элементов. На основании состава тощего газа при давлении 62 бар и температуре 35°С на входе в предварительное охлаждение был разработан концептуальный проект процесса. Компрессоры для охлаждения приводятся в действие посредством устройства 7′ с дополнительными 20 МВт на каждом валу, которые запускались пускателями/вспомогательными механизмами. Полученное в результате количество получаемого СПГ до 8,5 МТВГ при 333 днях непрерывной работы, которое дополняется дополнительным количеством 0,4 МТВГ природного газоконденсата (углеводороды С3+). Удельное потребление энергии компрессорами для охлаждения составляет 259 кВтч/тСПГ.In order to obtain specific values for the design of a real process, a large LNG plant from sequential elements was studied. Based on the composition of lean gas at a pressure of 62 bar and a temperature of 35 ° C at the inlet to the preliminary cooling, a conceptual design of the process was developed. Compressors for cooling are driven by device 7 ′ with an additional 20 MW on each shaft, which were triggered by starters / auxiliary mechanisms. The resulting amount of LNG produced is up to 8.5 MTVG with 333 days of continuous operation, which is supplemented by an additional amount of 0.4 MTVG of natural gas condensate (C 3+ hydrocarbons). The specific energy consumption of compressors for cooling is 259 kWh / t LNG .
На фиг.4 контур С10 предварительного охлаждения по фиг.2 заменен на контур С100 предварительного охлаждения, который содержит поток 101 двуокиси углерода. После сжатия и конденсации/переохлаждения поток 101 разделяется на три отдельных потока 102, 103, 104, которые затем расширяются до различных давлений. Это компенсирует для постоянной температуры испарение СО2. В отличие от потоков 201, 301 углеводородов, только часть потока 101 двуокиси углерода переохлаждается посредством теплообменника Е100 для предварительного охлаждения перед расширением для того, чтобы понизить внутреннюю тепловую нагрузку этого теплообменника.In FIG. 4, the pre-cooling circuit C10 of FIG. 2 has been replaced by a pre-cooling circuit C100, which comprises a
Вследствие более высокого рабочего давления компрессор V100 для предварительного охлаждения с СО2 разделен на два корпуса, V110, V120, с корпусом V120 цилиндрического типа для ступени высокого давления. После сжатия двуокись углерода охлаждается посредством конденсатора С20 с водяным охлаждением и дополнительного теплообменника С22 для переохлаждения с использованием морской воды, чтобы переохладить жидкий холодильный агент после конденсатора С20 для того, чтобы улучшить кпд процесса. Кроме того, пароохладитель может также быть установлен после компрессора, как во многих стандартных системах.Due to the higher operating pressure, the V100 compressor for pre-cooling with CO 2 is divided into two casings, V110, V120, with a cylindrical housing V120 for the high pressure stage. After compression, carbon dioxide is cooled by means of a water-cooled condenser C20 and an additional subcooling heat exchanger C22 using seawater to sub-cool the liquid refrigerant after the condenser C20 in order to improve process efficiency. In addition, a desuperheater can also be installed downstream of the compressor, as in many standard systems.
Как в предыдущих вариантах осуществления, «сбалансированная нагрузка» достигается посредством того, что компрессор V200 сжижения имеет возможность принимать некоторое количество нагрузки цикла предварительного охлаждения, что приводит к «симметричному» процессу.As in previous embodiments, a “balanced load” is achieved by the fact that the liquefaction compressor V200 is able to receive a certain amount of load from the pre-cooling cycle, which leads to a “symmetrical” process.
Моделирование процесса вышеупомянутых вариантов осуществления, как показано на фиг.4 и фиг.2, позволяет получить данные по требуемой энергии, как показано в таблице 2, используя данные расчетов, как показано в таблице 3. В результате процесса со сбалансированной нагрузкой подводимая мощность в случае предварительного охлаждения СО2 была только на 4,4% выше, чем базис. Для данного максимума располагаемой мощности, как определено в случае процесса с углеводородами, это будет соответствовать производительности по СПГ на 95,6% с предварительным охлаждением с СО2, пока привод большей мощности не будет установлен.Modeling the process of the above embodiments, as shown in FIG. 4 and FIG. 2, allows to obtain data on the required energy, as shown in table 2, using calculation data, as shown in table 3. As a result of the process with balanced load, the input power in the case pre-cooling of CO 2 was only 4.4% higher than the baseline. For a given maximum of available power, as determined in the case of a hydrocarbon process, this will correspond to 95.6% LNG capacity with pre-cooling with CO 2 until a larger power drive is installed.
Профили температуры в виде составных кривых горячая/холодная для этих двух случаев показаны на фиг.5. Три величины температуры предварительного охлаждения с СО2 легко наблюдаются на левой диаграмме. Самая высокая величина давления для компрессора для сжижения также считается частью предварительного охлаждения. Изменения в процессе переохлаждения между двумя случаями являются минимальными.The temperature profiles in the form of composite hot / cold curves for these two cases are shown in FIG. Three values of the pre-cooling temperature with CO 2 are easily observed in the left diagram. The highest pressure value for the compressor for liquefaction is also considered part of the pre-cooling. Changes in the process of subcooling between the two cases are minimal.
Расположение, размер и вес модуля сжижения СПГ в открытом море с предварительным охлаждением с СО2 были сопоставлены с базисом в случае углеводородов (что показано на фиг.1 и 2). Среди факторов, которые содействуют уменьшению площадей, занимаемых оборудованием, и дают меньшие размеры при использовании СО2, были уменьшенные размеры приемного цилиндра компрессора для предварительного охлаждения и меньшие размеры трубопровода для предварительного охлаждения. Однако, дополнительное оборудование, требуемое из-за третьей величины давления/цилиндра предварительного охлаждения и установки переохладителя холодильного агента, делают чистое уменьшение площадей, занимаемых оборудованием, предельным. Ребристые пластинчатые теплообменники были уменьшены в размерах в связи с большей LMTD (Средняя Логарифмическая Разность Температур) и меньшей внутренней нагрузкой. В то время как ребристые пластинчатые теплообменники были использованы в этом примере, также, конечно, возможно использовать другие типы теплообменников, которые также могут быть уменьшены в размерах. Размеры некоторых из основных труб в контуре сжижения и переохлаждения изменились незначительно, и именно по этим трубам до значительной степени устанавливаются высоты палубы, так что никакие изменения не будут рассматриваться относительно подъемов палубы. В целом, было сделано заключение, что размер модуля сжижения не будет больше при использовании цикла предварительного охлаждения с СО2, и в действительности уменьшение на несколько квадратных метров является возможным. Кроме того, вес модуля уменьшается на 100 тонн. The location, size and weight of the LNG liquefaction module in the open sea with preliminary cooling with CO 2 were compared with the baseline in the case of hydrocarbons (as shown in FIGS. 1 and 2). Among the factors that contribute to the reduction in the area occupied by the equipment and give smaller dimensions when using CO 2 , there were reduced sizes of the compressor receiving cylinder for pre-cooling and smaller sizes of the pipe for pre-cooling. However, the additional equipment required due to the third pressure / pre-cooling cylinder and the installation of a refrigerant subcooler make the net reduction in equipment footprint marginal. Ribbed plate heat exchangers were reduced in size due to the higher LMTD (Mean Logarithmic Temperature Difference) and lower internal load. While finned plate heat exchangers were used in this example, it is of course also possible to use other types of heat exchangers, which can also be reduced in size. The dimensions of some of the main pipes in the liquefaction and subcooling circuits did not change significantly, and it is precisely these pipes that determine the height of the deck to a large extent, so that no changes will be considered regarding the elevations of the deck. In general, it was concluded that the size of the liquefaction module would not be larger when using a pre-cooling cycle with CO 2 , and in fact a reduction of several square meters is possible. In addition, the weight of the module is reduced by 100 tons.
Основной угрозой безопасности процессов СПГ с предварительным охлаждением углеводородами, особенно при применении в открытом море, является возможное образование воспламеняющейся и взрывоопасной смеси углеводород/воздух в случае основной утечки в одном из холодильных циклов. Таким образом, сведение к минимуму запаса углеводородного холодильного агента очень важно с точки зрения безопасности.The main threat to the safety of LNG processes with pre-cooling by hydrocarbons, especially when used on the high seas, is the possible formation of a flammable and explosive hydrocarbon / air mixture in the event of a major leak in one of the refrigeration cycles. Thus, minimizing the supply of hydrocarbon refrigerant is very important from a safety point of view.
Как видно из фиг.6, запас холодильного агента УВ понижается примерно на 70% в процессе предварительного охлаждения с СО2. Уменьшенная загрузка углеводородов является позитивной в отношении предотвращения утечек и достижения трех основных функций безопасности баржи с СПГ, которыми являются: (i) основная конструкционная прочность, (ii) основные направления утечек и (iii) средства эвакуации.As can be seen from Fig.6, the supply of HC refrigerant decreases by about 70% during pre-cooling with CO 2 . Reduced hydrocarbon loading is positive with respect to preventing leaks and achieving the three main safety functions of the LNG barge, which are: (i) the main structural strength, (ii) the main directions of the leaks and (iii) the means of evacuation.
Если молекулярный вес углеводородного холодильного агента больше, чем у воздуха, огнеопасное облако может накопиться внутри модулей или между ними и на поверхностях палубы. Таким образом, помимо минимизации общего запаса углеводородов, особенную важность имеет исключение более тяжелых компонентов, особенно пропана (на 52% тяжелее, чем воздух), а также этана (на 4% тяжелее, чем воздух). Посредством замены углеводородов для предварительного охлаждения на If the molecular weight of the hydrocarbon refrigerant is greater than that of air, a flammable cloud can accumulate inside the modules or between them and on deck surfaces. Thus, in addition to minimizing the total hydrocarbon reserves, the exclusion of heavier components, especially propane (52% heavier than air) and ethane (4% heavier than air), is of particular importance. By replacing hydrocarbons for pre-cooling with
СО2 весь пропан исключается из модуля сжижения, и даже хотя этан присутствует в холодильных агентах для сжижения и переохлаждения, обе эти смеси имеют молярную массу более низкую, чем у воздуха.CO 2 all propane is excluded from the liquefaction module, and even though ethane is present in refrigerants for liquefaction and supercooling, both of these mixtures have a lower molar mass than that of air.
Из вышеприведенных результатов было обнаружено, что включение предварительного охлаждения с СО2 в процесс со сбалансированной нагрузкой MFC*s3 не дает значительного повышения требования к удельной мощности или размеру/весу/стоимости оборудования, в то время как безопасность процесса может быть улучшена.From the above results, it was found that the inclusion of pre-cooling with CO 2 in a process with a balanced load of MFC * s3 does not significantly increase the requirement for specific power or size / weight / cost of equipment, while process safety can be improved.
Claims (22)
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE2003144030 DE10344030A1 (en) | 2003-09-23 | 2003-09-23 | Liquefying hydrocarbon-rich gas e.g. natural gas involves flowing of gas through three refrigeration stages, each having a circuit and compressor, so that a part flow of refrigerant from the second circuit pre-cools the gas in first stage |
DE10344030.5 | 2003-09-23 | ||
GB0409103A GB0409103D0 (en) | 2003-09-23 | 2004-04-23 | Natural gas liquefaction process |
GB0409103.9 | 2004-04-23 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006113610A RU2006113610A (en) | 2007-10-27 |
RU2352877C2 true RU2352877C2 (en) | 2009-04-20 |
Family
ID=34379077
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006113610/06A RU2352877C2 (en) | 2003-09-23 | 2004-09-23 | Method of liquefying natural gas |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20080006053A1 (en) |
AU (1) | AU2004274706B2 (en) |
NO (1) | NO20061751L (en) |
RU (1) | RU2352877C2 (en) |
WO (1) | WO2005028975A2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9562717B2 (en) | 2010-03-25 | 2017-02-07 | The University Of Manchester | Refrigeration process |
RU2698565C2 (en) * | 2015-02-19 | 2019-08-28 | Линде Акциенгезелльшафт | Natural gas liquefaction method |
RU2698862C2 (en) * | 2014-04-24 | 2019-08-30 | Линде Акциенгезелльшафт | Liquefying a hydrocarbon-enriched fraction |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102004011481A1 (en) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Linde Ag | Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
DE102004023814A1 (en) * | 2004-05-13 | 2005-12-01 | Linde Ag | Process and apparatus for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
DE102004054674A1 (en) * | 2004-11-12 | 2006-05-24 | Linde Ag | Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
DE102005000647A1 (en) * | 2005-01-03 | 2006-07-13 | Linde Ag | Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
DE102005029275A1 (en) * | 2005-06-23 | 2006-12-28 | Linde Ag | Method for liquefying hydrocarbon-rich flow, in particular flow of natural gas first and second refrigerant-mixture circuits for precooling hydrocarbon-rich flow and third refrigerant-mixture circuit for liquefying and supercooling flow |
EP1790926A1 (en) * | 2005-11-24 | 2007-05-30 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method and apparatus for cooling a stream, in particular a hydrocarbon stream such as natural gas |
RU2436024C2 (en) * | 2006-05-19 | 2011-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Procedure and device for treatment of flow of hydrocarbons |
US20110185767A1 (en) * | 2006-08-17 | 2011-08-04 | Marco Dick Jager | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon-containing feed stream |
AU2007298912B2 (en) * | 2006-09-22 | 2010-07-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for producing a cooled hydrocarbon stream |
FR2932876B1 (en) * | 2008-06-20 | 2013-09-27 | Inst Francais Du Petrole | METHOD FOR LIQUEFACTING A NATURAL GAS WITH PRE-COOLING THE REFRIGERANT MIXTURE |
US20100281915A1 (en) * | 2009-05-05 | 2010-11-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Pre-Cooled Liquefaction Process |
US9494281B2 (en) * | 2011-11-17 | 2016-11-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | Compressor assemblies and methods to minimize venting of a process gas during startup operations |
DE102012017653A1 (en) * | 2012-09-06 | 2014-03-06 | Linde Ag | Process for liquefying a hydrocarbon-rich fraction |
US20160131422A1 (en) * | 2013-07-26 | 2016-05-12 | Chiyoda Corporation | Refrigeration compression system using two compressors |
US20160061517A1 (en) * | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Black & Veatch Holding Company | Dual mixed refrigerant system |
FR3047147B1 (en) * | 2016-01-28 | 2018-09-14 | Jean-Charles Viancin | FLEXIBLE MOLD WITH PERIPHERAL STIFFENER, AND METHOD FOR PRODUCING THE SAME |
KR101792708B1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-11-02 | 삼성중공업(주) | Apparatus of fluid cooling |
FR3068772B1 (en) * | 2017-07-05 | 2020-08-14 | Engie | DEVICE AND PROCEDURE FOR LIQUEFACTION OF NATURAL GAS OR BIOGAS |
CN110801639B (en) * | 2019-11-11 | 2021-06-01 | 杭州快凯高效节能新技术有限公司 | Method for recovering carbon dioxide by multistage liquefaction and fractional refrigeration of industrial tail gas |
US11359858B2 (en) * | 2019-12-31 | 2022-06-14 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Method for liquefying ammonia |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1054489A (en) * | 1964-07-15 | |||
US3413816A (en) * | 1966-09-07 | 1968-12-03 | Phillips Petroleum Co | Liquefaction of natural gas |
US4094655A (en) * | 1973-08-29 | 1978-06-13 | Heinrich Krieger | Arrangement for cooling fluids |
FR2471566B1 (en) * | 1979-12-12 | 1986-09-05 | Technip Cie | METHOD AND SYSTEM FOR LIQUEFACTION OF A LOW-BOILING GAS |
FR2545589B1 (en) * | 1983-05-06 | 1985-08-30 | Technip Cie | METHOD AND APPARATUS FOR COOLING AND LIQUEFACTING AT LEAST ONE GAS WITH LOW BOILING POINT, SUCH AS NATURAL GAS |
US4548629A (en) * | 1983-10-11 | 1985-10-22 | Exxon Production Research Co. | Process for the liquefaction of natural gas |
US5699648A (en) * | 1992-10-30 | 1997-12-23 | Southpac Trust International, Inc. | Method for a covering flower pot and floral grouping |
AUPM485694A0 (en) * | 1994-04-05 | 1994-04-28 | Bhp Petroleum Pty. Ltd. | Liquefaction process |
US5611216A (en) * | 1995-12-20 | 1997-03-18 | Low; William R. | Method of load distribution in a cascaded refrigeration process |
DE19716415C1 (en) * | 1997-04-18 | 1998-10-22 | Linde Ag | Process for liquefying a hydrocarbon-rich stream |
US6076372A (en) * | 1998-12-30 | 2000-06-20 | Praxair Technology, Inc. | Variable load refrigeration system particularly for cryogenic temperatures |
GB0006265D0 (en) * | 2000-03-15 | 2000-05-03 | Statoil | Natural gas liquefaction process |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
FR2826969B1 (en) * | 2001-07-04 | 2006-12-15 | Technip Cie | PROCESS FOR THE LIQUEFACTION AND DEAZOTATION OF NATURAL GAS, THE INSTALLATION FOR IMPLEMENTATION, AND GASES OBTAINED BY THIS SEPARATION |
US6722157B1 (en) * | 2003-03-20 | 2004-04-20 | Conocophillips Company | Non-volatile natural gas liquefaction system |
-
2004
- 2004-09-23 US US10/573,213 patent/US20080006053A1/en not_active Abandoned
- 2004-09-23 WO PCT/GB2004/004047 patent/WO2005028975A2/en active Application Filing
- 2004-09-23 RU RU2006113610/06A patent/RU2352877C2/en not_active IP Right Cessation
- 2004-09-23 AU AU2004274706A patent/AU2004274706B2/en not_active Ceased
-
2006
- 2006-04-20 NO NO20061751A patent/NO20061751L/en not_active Application Discontinuation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9562717B2 (en) | 2010-03-25 | 2017-02-07 | The University Of Manchester | Refrigeration process |
RU2698862C2 (en) * | 2014-04-24 | 2019-08-30 | Линде Акциенгезелльшафт | Liquefying a hydrocarbon-enriched fraction |
RU2698565C2 (en) * | 2015-02-19 | 2019-08-28 | Линде Акциенгезелльшафт | Natural gas liquefaction method |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2005028975A3 (en) | 2005-05-26 |
US20080006053A1 (en) | 2008-01-10 |
AU2004274706B2 (en) | 2008-08-07 |
AU2004274706A1 (en) | 2005-03-31 |
NO20061751L (en) | 2006-06-22 |
RU2006113610A (en) | 2007-10-27 |
WO2005028975A2 (en) | 2005-03-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2352877C2 (en) | Method of liquefying natural gas | |
KR101827100B1 (en) | Integrated methane refrigeration system for liquefying natural gas | |
CA3005327C (en) | Pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion | |
AU2021201534B2 (en) | Pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion | |
AU775670B2 (en) | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process for LNG production | |
RU2177127C2 (en) | Increase of efficiency of cascade method for open cycle cooling | |
US7086251B2 (en) | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction | |
AU2012299287B2 (en) | Liquefied natural gas plant with ethylene independent heavies recovery system | |
US6658890B1 (en) | Enhanced methane flash system for natural gas liquefaction | |
RU2645185C1 (en) | Method of natural gas liquefaction by the cycle of high pressure with the precooling of ethane and nitrogen "arctic cascade" and the installation for its implementation | |
EA013234B1 (en) | Semi-closed loop lng process | |
US7591149B2 (en) | LNG system with enhanced refrigeration efficiency | |
CA3101931C (en) | Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion | |
US20120204598A1 (en) | Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility | |
US20090249828A1 (en) | Lng system with enhanced pre-cooling cycle | |
US11624555B2 (en) | Method and system for cooling a hydrocarbon stream | |
US20230375261A1 (en) | Closed loop lng process for a feed gas with nitrogen | |
KR20110121134A (en) | Method and apparatus for liquefying natural gas | |
KR20120005158A (en) | Method and apparatus for liquefying natural gas | |
RU2797608C1 (en) | Natural gas liquefaction method “arctic mix” |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120924 |