RU2561958C2 - Способ ввода в действие установки сжиженного природного газа - Google Patents
Способ ввода в действие установки сжиженного природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2561958C2 RU2561958C2 RU2012140960/06A RU2012140960A RU2561958C2 RU 2561958 C2 RU2561958 C2 RU 2561958C2 RU 2012140960/06 A RU2012140960/06 A RU 2012140960/06A RU 2012140960 A RU2012140960 A RU 2012140960A RU 2561958 C2 RU2561958 C2 RU 2561958C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- liquefied natural
- installation
- liquefaction unit
- converted
- Prior art date
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 155
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 43
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 52
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 10
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 2
- 102000010410 Nogo Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010077641 Nogo Proteins Proteins 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 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
- F25J1/0002—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
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0248—Stopping of the process, e.g. defrosting or deriming, maintenance; Back-up mode or systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with the feed 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
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/62—Liquefied natural gas [LNG]; Natural gas liquids [NGL]; Liquefied petroleum gas [LPG]
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способу ввода в действие установки сжиженного природного газа, содержащей блок сжижения, расположенный на пути потока установки. Способ содержит следующие этапы: удаление сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после блока сжижения; испарение удаленного сжиженного природного газа или нагрев таким образом, что удаленный сжиженный природный газ преобразуется в газообразную фазу; подача испаренного или преобразованного сжиженного природного газа обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения; а также пропускание всего обратно поданного сжиженного природного газа через блок сжижения. Повторение этих этапов для циркуляции сжиженного природного газа через блок сжижения до тех пор, пока теплообменники в блоке сжижения не достигнут температуры, подходящей для нормальной работы установки сжиженного природного газа. Также описана установка для осуществления данного способа. Группа изобретений позволяет посредством рециркуляции сжиженного природного газа вместо использования природного газа непосредственно из впуска установки при ее запуске уменьшить или устранить выбросы, связанные со сжиганием на факеле. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу ввода в действие установки сжиженного природного газа и к соответствующей установке сжиженного природного газа.
Если установка сжиженного природного газа является прогретой (например, имеет температуру окружающей среды) после остановки производства, то установка должна постепенно охлаждаться для предотвращения тепловых нагрузок в теплообменниках, используемых для охлаждения природного газа приблизительно до 160°C. Как правило, этот процесс может занимать от нескольких часов приблизительно до 1-2 дней и выполняется посредством циркуляции хладагента или охлаждающего агента в газообразной фазе через контуры охлаждения теплообменников. Для охлаждения всех соответствующих компонентов и для использования теплопоглотителя для хладагента через установку подается поток или струя природного газа с расходом, составляющим, как правило, приблизительно 1-5% от полного объема выпуска установки.
Однако расход природного газа на впуске установки иногда может не уменьшаться до любого необходимого расхода. Это означает, что минимальный расход природного газа может быть выше, чем желательный расход. Это, в свою очередь, означает, что избыточный газ должен сжигаться на факеле до момента его прохождения в установку сжижения газа с теплообменниками. Избыточный газ, как правило, сжигается на факеле перед блоком сжижения газа установки. Если, например, расход природного газа на впуске составляет 30% от полного объема выпуска, то 25% должно быть сожжено на факеле. Следовательно, природный газ пропадает впустую, а выбросы увеличиваются.
Кроме того, для плавучих установок сжиженного природного газа или установок сжиженного природного газа, построенных в арктических и удаленных областях, регулярность отправки сжиженного природного газа может быть низкой. Следовательно, загрузка сжиженного природного газа из резервуаров для хранения сжиженного природного газа на суда не всегда может выполняться по желанию, и существует риск полного заполнения резервуаров для хранения. Кроме того, подача природного газа в установку может быть прервана или может иметь место внутреннее прерывание в самой установке, например в блоке удаления 
. Все эти ситуации могут быть исправлены посредством остановки и дальнейшего перезапуска установки. Однако остановка и перезапуск установки являются длительным, дорогостоящим процессом и увеличивают нагрузки на оборудование в установке.
Цель настоящего изобретения заключается в создании улучшенной установки сжиженного природного газа и способа ее ввода в действие, которые могут, по меньшей мере частично, устранить вышеупомянутые проблемы.
Эта и другие цели, которые очевидны из последующего описания, достигаются посредством способа и установки сжиженного природного газа в соответствии с приложенными независимыми пунктами формулы изобретения. Варианты осуществления сформулированы в зависимых пунктах формулы изобретения.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения, создан способ ввода в действие установки сжиженного природного газа, содержащей блок сжижения газа, расположенный в (главном) пути потока установки, причем способ содержит удаление сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после блока сжижения газа, испарение удаленного сжиженного природного газа или нагревание удаленного сжиженного природного газа таким образом, чтобы удаленный сжиженный природный газ был преобразован в газообразную фазу, и подачу обратно испаренного или преобразованного сжиженного природного газа на путь потока во втором положении перед блоком сжижения газа.
Посредством рециркуляции сжиженного природного газа вместо использования природного газа непосредственно из впуска установки при ее запуске исключена необходимость в сжигании газа на факеле. Следовательно, уменьшаются или устраняются выбросы, связанные со сжиганием газа на факеле.
Настоящий способ может дополнительно содержать увеличение давления удаленного сжиженного природного газа, например посредством нагнетания удаленного сжиженного природного газа до давления, составляющего приблизительно до 5-10 МПа до испарения, или преобразования удаленного сжиженного природного газа. Альтернативно сжиженный природный газ сначала может испаряться и затем сжиматься в компрессоре до давления на впуске установки, но эта альтернатива требует большего количества энергии и, следовательно, является более затратной.
Кроме того, испаренный или преобразованный сжиженный природный газ может быть подан обратно или возвращен с расходом меньшим, чем полный объем выпуска установки.
В одном или нескольких вариантах осуществления настоящего изобретения во время запуска установки сжиженный природный газ может быть удален из резервуара для хранения сжиженного природного газа установки или из отводной линии в резервуар для хранения установки. Кроме того, испаренный или преобразованный сжиженный природный газ может быть подан обратно на путь потока перед блоком предварительного охлаждения установки, но после (другого) блока предварительной обработки установки. Блок предварительной обработки газа, например, может быть блоком осушки газа и блоком удаления ртути или блоком удаления 
. Испаренный или преобразованный сжиженный природный газ также может быть подан обратно перед блоками предварительной обработки газа. В данном случае испаренный или преобразованный сжиженный природный газ подается обратно с расходом, который соответствует приблизительно 1-10% от полного объема выпуска установки. В этом варианте осуществления поданный обратно испаренный или преобразованный сжиженный природный газ используется в качестве теплопоглотителя (теплоабсорбирующей жидкости) для теплообменников в блоке сжижения газа.
Кроме того, во время снижения производительности установки сжиженного природного газа газ может быть удален, по меньшей мере, из одного из следующих блоков: линии между блоком сжижения газа и блоком испарения остаточного азота или удаления 
установки, блока испарения остаточного азота или удаления
установки, резервуара для хранения сжиженного природного газа установки и отводной линии в резервуар для хранения установки. Сжиженный природный газ, удаленный из линии между блоком сжижения газа и блоком мгновенного испарения остаточного азота или удаления азота, обычно не имеет сниженного давления, и, следовательно, необходимо меньше энергии для нагнетания удаленного сжиженного природного газа до желательного давления. В блоке мгновенного испарения или удаления азота и в резервуаре для хранения сжиженного природного газа сжиженный природный газ имеет давление, равное давлению внешней среды, или его давление снижается до этого уровня. Кроме того, испаренный или преобразованный сжиженный природный газ может быть подан обратно на путь потока между впуском и блоком предварительной обработки газа установки. Блок предварительной обработки газа может быть блоком удаления CO2, но также может быть блоком осушки газа и блоком удаления ртути или блоком предварительного охлаждения. На данном этапе испаренный или преобразованный сжиженный природный газ подается обратно с расходом, который соответствует приблизительно 30% полного объема выпуска установки, или с расходом, равным минимальной производительности установки. Расход установки с минимальной производительностью является самым низким стабильным объемом выпуска. Посредством рециркуляции сжиженного природного газа при снижении производительности вместо отключения установки достигается более эффективная работа установки. В частности, экономится время для перезапуска установки (обычно приблизительно 24 часа) и предотвращается износ установки во время отключения и перезапуска.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения создана установка сжиженного природного газа, содержащая блок сжижения газа, расположенный на пути потока установки, первое средство для удаления сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после установки сжижения газа, испаритель, приспособленный для испарения удаленного сжиженного природного газа, или нагреватель, приспособленный для нагревания удаленного сжиженного природного газа таким образом, чтобы удаленный сжиженный природный газ был преобразован в газообразную фазу, и второе средство для подачи обратно испаренного или преобразованного сжиженного природного газа на путь потока во втором положении перед блоком сжижения газа. Установка может иметь подобные отличительные признаки и технические эффекты, как и в обсуждаемом ранее способе. Установка сжиженного природного газа может дополнительно содержать средство управления, приспособленное для управления, по меньшей мере, одним из первого средства, испарителя или нагревателя и второго средства во время ввода установки сжиженного природного газа в действие.
Указанные и другие аспекты настоящего изобретения описаны более подробно со ссылкой на сопроводительные чертежи, изображающие предпочтительные на данный момент варианты осуществления изобретения.
Фиг.1 является блок-схемой известной установки сжиженного природного газа.
Фиг.2 является блок-схемой установки сжиженного природного газа в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.3 является блок-схемой установки сжиженного природного газа в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.
Фиг.1 является блок-схемой известной установки 10' сжиженного природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники. Установка 10' содержит в следующей последовательности: впуск 12' для приема природного газа, блок 14' удаления
, блок 16' осушки газа и удаления ртути, блок 18' предварительного охлаждения или холодильный блок, блок 20' сжижения газа и резервуар 22' для хранения сжиженного природного газа. Линия 24' главного потока проходит от впуска 12' к резервуару 22 для хранения сжиженного природного газа. Общие указания по эксплуатации такой установки сжиженного природного газа известны специалистам в данной области техники и в данном документе более подробно разъясняться не будут.
При введении известной установки в действие природный газ сжигается на факеле F после блока 14' удаления
. Однако сжигание на факеле природного газа вызывает потери природного газа и нежелательные выбросы.
Фиг.2 является блок-схемой установки 10 сжиженного природного газа в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. Установка 10 сжиженного природного газа содержит в следующей последовательности: впуск 12 для приема природного газа, блок 14 удаления
, блок 16 осушки газа и удаления ртути, блок 18 предварительного охлаждения или холодильный блок, блок 20 сжижения газа, блок 21 мгновенного испарения или удаления азота и резервуар 22 для хранения сжиженного природного газа. Линия или путь 24 главного потока проходит от входного отверстия 12 через различные блоки 14-21 и к резервуару 22 для хранения сжиженного природного газа. Используется отводная линия 25 к резервуару 22 для хранения сжиженного природного газа.
Кроме того, установка 10 содержит насос 26 сжиженного природного газа и испаритель 28 сжиженного природного газа. Насос 26 сжиженного природного газа сообщен с резервуаром 22 для хранения сжиженного природного газа через линию 30 и с испарителем 28 сжиженного природного газа через линию 32. Кроме того, испаритель 28 сжиженного природного газа сообщен с линией 24 главного потока в положении 34 между последним из блоков 14-16 предварительной обработки газа, а именно блоком 16 осушки газа и удаления ртути и блоком 18 предварительного охлаждения через линию 36. Насос 26 сжиженного природного газа приспособлен для нагнетания сжиженного природного газа, удаленного из резервуара 22 сжиженного природного газа через линию 30 до давления, составляющего приблизительно в 5-10 МПа. Испаритель 28 приспособлен для испарения удаленного (и находящегося под давлением) сжиженного природного газа посредством нагревания до давления сжиженного природного газа ниже критического. Вышеупомянутые линии могут быть, например, трубами, трубопроводом или подобным.
Во время введения в действие установки 10 (начального запуска или повторного запуска установки 10), то есть когда температура теплообменников в блоке 18 сжижения газа выше температуры при производстве (она может быть, например, равной температуре окружающей среды), например после остановки производства, обычный поток газа на впуске 12 отключается, и сжиженный природный газ может быть удален или извлечен из резервуара 22 хранения сжиженного природного газа и подан в насос 26 сжиженного природного газа посредством линии 30. Затем удаленный сжиженный природный газ нагнетается до давления, составляющего приблизительно в 5-10 МПа посредством насоса 26 сжиженного природного газа. Затем сжиженный природный газ под давлением подается через линию 32 в испаритель 28 сжиженного природного газа, где он испаряется и, следовательно, преобразуется в газообразную фазу. После этого испаренный сжиженный природный газ подается или помещается обратно или иным образом возвращается в путь 24 главного потока через линию 36.
Затем помещенный обратно испаренный сжиженный природный газ транспортируется или рециркулируется на пути 24 главного потока через блок 20 сжижения газа для охлаждения теплообменников (не показаны) в блоке 20 сжижения газа. Рециркулируемый природный газ действует в качестве теплопоглотителя для хладагента теплообменников и, следовательно, прямо не используется в качестве хладагента в теплообменниках.
Способ, в соответствии с этим вариантом осуществления, продолжается до тех пор, пока теплообменники не достигают температуры при производстве, как правило, приблизительно от -5°C в блоке 18 предварительного охлаждения до ниже -100°C в блоке 20 сжижения газа, а затем следует нормальный процесс производства.
Насос 26 сжиженного природного газа, испаритель 28 сжиженного природного газа и линии 30, 32, 36 имеют такие размеры и/или управляются таким образом, что испаренный сжиженный природный газ подается обратно с расходом, который соответствует приблизительно 1-10% или, в частности, 1-5% от полного или обычного объема выпуска установки 10. Такое управление может выполняться посредством средства управления (не показано) установки 10.
Фиг.3 является блок-схемой установки 10 сжиженного природного газа в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Установка 10 сжиженного природного газа содержит в следующей последовательности: впуск 12 для приема природного газа, блок 14 удаления
, блок 16 осушки газа и удаления ртути, блок 18 предварительного охлаждения или холодильный блок, блок 20 сжижения газа, блок 21 мгновенного испарения или удаления азота и резервуар 22 для хранения сжиженного природного газа. Линия или путь 24 главного потока проходит от впуска 12 через различные блоки 14-21 на резервуар 22 для хранения сжиженного природного газа. Определяются 23 линия между блоком 20 сжижения газа и блоком 21 мгновенного испарения или удаления азота и отводная линия 25 к резервуару для 22 хранения сжиженного природного газа.
Кроме того, установка 10 содержит насос 26 сжиженного природного газа и испаритель 28 сжиженного природного газа. Насос 26 сжиженного природного газа сообщен с блоком 21 мгновенного испарения или удаления азота через линию 30 и с испарителем 28 сжиженного природного газа через линию 32. Кроме того, испаритель 28 сжиженного природного газа сообщен с линией 24 главного потока в положении 38 между впуском 12 и первым блоком предварительной обработки газа, а именно блоком 14 удаления
, через линию 40. Насос 26 сжиженного природного газа приспособлен для нагнетания сжиженного природного газа, удаленного из резервуара 22 сжиженного природного газа через линию 30 до давления, составляющего приблизительно 5-10 МПа. Испаритель приспособлен для испарения удаленного (и находящегося под давлением) сжиженного природного газа ниже критического давления сжиженного природного газа. Вышеупомянутые линии могут быть, например, трубами, трубопроводом или подобным.
Во время работы установки 10 с минимальной производительностью, например если резервуар 22 сжиженного природного газа заполнен или если имеет место перерыв или существенное уменьшение подачи природного газа через впуск 12, то обычный газовый поток на впуске 12 преднамеренно или непреднамеренно отключается, а сжиженный природный газ удаляется или извлекается из блока 21 мгновенного испарения или удаления азота и подается в насос 26 сжиженного природного газа посредством линии 30. Затем удаленный сжиженный природный газ нагнетается до давления, составляющего приблизительно 5-10 МПа, посредством насоса 26 сжиженного природного газа. Затем находящийся под давлением сжиженный природный газ подается через линию 32 в испаритель 28 сжиженного природного газа, где он испаряется и, следовательно, преобразуется в газообразную фазу. После этого испаренный сжиженный природный газ подается, или помещается обратно, или иным способом возвращается в путь 24 главного потока через линию 40.
Затем поданный обратно испаренный сжиженный природный газ транспортируется или рециркулируется по пути 24 главного потока для поддержания работы установки 10 с уменьшенным расходом. Насос 26 сжиженного природного газа, испаритель 28 сжиженного природного газа и линии 30, 32, 40 имеют такие размеры и/или управляются таким образом, что испаренный сжиженный природный газ подается обратно с расходом, который соответствует приблизительно 30% полного или нормального объема выпуска установки 10, или с расходом, равным расходу при работе установки 10 с минимальной производительностью. Такое управление может выполняться посредством вышеупомянутого средства управления.
Способ, в соответствии с этим вариантом осуществления, продолжается до тех пор, пока, например, сжиженный природный газ не сможет быть выгружен из резервуара 22 для хранения в обычном порядке, или пока не будет возобновлена подача природного газа на впуске 12, и может быть возобновлено полномасштабное производство на установке 10.
В некоторых случаях линии 42 и 44 могут быть использованы для подачи испаренного сжиженного природного газа также и в другие места. Например, испаренный сжиженный природный газ может быть подан через линию 42 в случае, если блок 14 удаления
работает со сбоями, или через линию 44 в случае, если блок 16 осушки газа и удаления ртути вышел из строя. Кроме того, альтернативно сжиженный природный газ может забираться из линии 23 между блоком 20 сжижения газа и блоком 21 мгновенного испарения или удаления азота через линию 46 или из резервуара 22 для хранения сжиженного природного газа через линию 48. Дополнительные и альтернативные линии проиллюстрированы пунктирными линиями на фиг.3, и вышеупомянутые линии могут являться, например, соответствующими трубами, трубопроводом или подобным.
Установка 10 сжиженного природного газа, в соответствии с настоящим изобретением, как правило, имеет минимальную производственную мощность, равную 1 млн т/год (миллион метрических тонн в год). Однако настоящее изобретение также может быть применено и к установкам, имеющим производственную мощность, например, до 0,1 млн т/год.
Специалистам в данной области техники понятно, что настоящее изобретение никоим образом не ограничено описанными выше вариантами осуществления. Напротив, возможны многие модификации и изменения в пределах объема приложенной формулы изобретения.
Например, вместо испарения удаленного сжиженного природного газа удаленный сжиженный природный газ может быть нагрет, как правило, выше его критического давления таким образом, чтобы сжиженный природный газ изменялся или переходил в газообразную фазу. В таком случае испаритель 28 может быть заменен нагревателем, приспособленным для нагрева удаленного сжиженного природного газа таким образом, чтобы удаленный сжиженный природный газ был преобразован в газообразную фазу.
Claims (10)
1. Способ ввода в действие установки сжиженного природного газа, содержащей блок сжижения, расположенный на пути потока установки, содержащий следующие этапы:
удаление сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после блока сжижения;
испарение удаленного сжиженного природного газа или нагрев удаленного сжиженного природного газа таким образом, что удаленный сжиженный природный газ преобразуется в газообразную фазу; и
подача испаренного или преобразованного сжиженного природного газа обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения; и
пропускание всего обратно поданного сжиженного природного газа через блок сжижения;
и повторение этих этапов для циркуляции сжиженного природного газа через блок сжижения до тех пор, пока теплообменники в блоке сжижения не достигнут температуры, подходящей для нормальной работы установки сжиженного природного газа.
удаление сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после блока сжижения;
испарение удаленного сжиженного природного газа или нагрев удаленного сжиженного природного газа таким образом, что удаленный сжиженный природный газ преобразуется в газообразную фазу; и
подача испаренного или преобразованного сжиженного природного газа обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения; и
пропускание всего обратно поданного сжиженного природного газа через блок сжижения;
и повторение этих этапов для циркуляции сжиженного природного газа через блок сжижения до тех пор, пока теплообменники в блоке сжижения не достигнут температуры, подходящей для нормальной работы установки сжиженного природного газа.
2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап увеличения давления удаленного сжиженного природного газа.
3. Способ по п. 2, в котором давление удаленного сжиженного природного газа увеличивается посредством нагнетания удаленного сжиженного природного газа до давления, составляющего около приблизительно 5-10 МПа до испарения или преобразования удаленного сжиженного природного газа.
4. Способ по п. 1, в котором испаренный или преобразованный сжиженный природный газ подают обратно на путь потока расходом, меньшим чем полный объем выпуска установки.
5. Способ по п. 1, в котором сжиженный природный газ удаляется из резервуара (22) для хранения сжиженного природного газа установки или из отводной линии (23) в резервуар для хранения установки.
6. Способ по п. 1, в котором испаренный или преобразованный сжиженный природный газ подают обратно на путь потока перед блоком (18) предварительного охлаждения установки, но после блока (16) предварительной обработки установки.
7. Способ по п. 4, в котором испаренный или преобразованный сжиженный природный газ подают обратно на путь потока с расходом, который соответствует около 1-10% полного объема выпуска установки.
8. Способ по п. 1, в котором поданный обратно на путь потока испаренный или преобразованный сжиженный природный газ используется в качестве теплопоглотителя для теплообменников в блоке сжижения газа.
9. Установка (10) сжиженного природного газа, содержащая блок сжижения, расположенный на пути потока установки, первое средство для удаления сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после блока сжижения во время ввода в действие установки, испаритель, приспособленный для испарения удаленного сжиженного природного газа, или нагреватель, приспособленный для нагрева удаленного сжиженного природного газа таким образом, что удаленный сжиженный природный газ преобразуется в газообразную фазу, и второе средство для подачи испаренного или преобразованного сжиженного природного газа обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения, так что весь обратно подаваемый сжиженный природный газ проходит через блок сжижения для его охлаждения.
10. Установка по п. 9, дополнительно содержащая средство управления, приспособленное для управления по меньшей мере одним из первого средства, испарителя или нагревателя и второго средства во время ввода в действие установки сжиженного природного газа.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20100285 | 2010-02-26 | ||
| NO20100285 | 2010-02-26 | ||
| PCT/EP2011/052840 WO2011104358A2 (en) | 2010-02-26 | 2011-02-25 | Method for start-up of a liquefied natural gas (lng) plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012140960A RU2012140960A (ru) | 2014-04-10 |
| RU2561958C2 true RU2561958C2 (ru) | 2015-09-10 |
Family
ID=44507294
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012140960/06A RU2561958C2 (ru) | 2010-02-26 | 2011-02-25 | Способ ввода в действие установки сжиженного природного газа |
| RU2012140959/06A RU2568357C2 (ru) | 2010-02-26 | 2011-02-25 | Способ работы установки сжиженного природного газа с минимальной производительностью |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012140959/06A RU2568357C2 (ru) | 2010-02-26 | 2011-02-25 | Способ работы установки сжиженного природного газа с минимальной производительностью |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10907896B2 (ru) |
| AP (2) | AP2012006480A0 (ru) |
| AU (2) | AU2011219783B2 (ru) |
| BR (2) | BR112012021416B1 (ru) |
| CA (2) | CA2790824C (ru) |
| NO (2) | NO20121093A1 (ru) |
| RU (2) | RU2561958C2 (ru) |
| WO (2) | WO2011104359A2 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10907896B2 (en) * | 2010-02-26 | 2021-02-02 | Equinor Energy As | Method for turndown of a liquefied natural gas (LNG) plant |
| US9637016B2 (en) * | 2012-12-14 | 2017-05-02 | Agim GJINALI | Fast charging system for electric vehicles |
| US10563914B2 (en) * | 2015-08-06 | 2020-02-18 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Methods and systems for integration of industrial site efficiency losses to produce LNG and/or LIN |
| GB2571945A (en) * | 2018-03-13 | 2019-09-18 | Linde Ag | Method for operating a natural gas processing plant |
| CA3142737A1 (en) * | 2019-06-05 | 2020-12-10 | Conocophillips Company | Two-stage heavies removal in lng processing |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4147525A (en) * | 1976-06-08 | 1979-04-03 | Bradley Robert A | Process for liquefaction of natural gas |
| US4675037A (en) * | 1986-02-18 | 1987-06-23 | Air Products And Chemicals, Inc. | Apparatus and method for recovering liquefied natural gas vapor boiloff by reliquefying during startup or turndown |
| RU2205246C2 (ru) * | 1997-06-20 | 2003-05-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Усовершенствованная система для обработки, хранения и транспортировки сжиженного природного газа |
| DE102004028052A1 (de) * | 2004-06-09 | 2005-12-29 | Linde Ag | Verfahren zum Inbetriebnehmen eines Verflüssigungsprozesses |
| WO2010004300A1 (en) * | 2008-07-11 | 2010-01-14 | Johnson Matthey Plc | Apparatus & process for treating offshore natural gas |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6085545A (en) | 1998-09-18 | 2000-07-11 | Johnston; Richard P. | Liquid natural gas system with an integrated engine, compressor and expander assembly |
| DE10119761A1 (de) * | 2001-04-23 | 2002-10-24 | Linde Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung von Erdgas |
| US20070107465A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-05-17 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same |
| US7637122B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
| US6751985B2 (en) * | 2002-03-20 | 2004-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state |
| EP1895254A1 (en) * | 2006-08-29 | 2008-03-05 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for starting up a plant for the liquefaction of a hydrocarbon stream |
| MY146380A (en) | 2006-08-29 | 2012-08-15 | Shell Int Research | Method and apparatus for generating a gaseous hydrocarbon stream from a liquefied hydrocarbon stream |
| MX2010010706A (es) * | 2008-04-11 | 2010-11-01 | Fluor Tech Corp | Metodos y configuracion del manejo de gases de evaporacion en terminales de regasificacion de gas natural licuado. |
| US20090282865A1 (en) * | 2008-05-16 | 2009-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
| US8381544B2 (en) * | 2008-07-18 | 2013-02-26 | Kellogg Brown & Root Llc | Method for liquefaction of natural gas |
| WO2010015764A2 (fr) * | 2008-08-04 | 2010-02-11 | L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Procédé de génération et de séparation d'un mélange d'hydrogène et de monoxyde de carbone par distillation cryogénique |
| US10907896B2 (en) * | 2010-02-26 | 2021-02-02 | Equinor Energy As | Method for turndown of a liquefied natural gas (LNG) plant |
-
2011
- 2011-02-25 US US13/580,977 patent/US10907896B2/en active Active
- 2011-02-25 BR BR112012021416-0A patent/BR112012021416B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-02-25 BR BR112012021417-9A patent/BR112012021417B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-02-25 RU RU2012140960/06A patent/RU2561958C2/ru active
- 2011-02-25 WO PCT/EP2011/052842 patent/WO2011104359A2/en active Application Filing
- 2011-02-25 CA CA2790824A patent/CA2790824C/en active Active
- 2011-02-25 AU AU2011219783A patent/AU2011219783B2/en active Active
- 2011-02-25 AP AP2012006480A patent/AP2012006480A0/xx unknown
- 2011-02-25 AP AP2012006479A patent/AP2012006479A0/xx unknown
- 2011-02-25 WO PCT/EP2011/052840 patent/WO2011104358A2/en active Application Filing
- 2011-02-25 CA CA2790825A patent/CA2790825C/en active Active
- 2011-02-25 RU RU2012140959/06A patent/RU2568357C2/ru active
- 2011-02-25 AU AU2011219782A patent/AU2011219782B2/en active Active
- 2011-02-25 US US13/580,982 patent/US10527346B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-09-26 NO NO20121093A patent/NO20121093A1/no not_active Application Discontinuation
- 2012-09-26 NO NO20121095A patent/NO20121095A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4147525A (en) * | 1976-06-08 | 1979-04-03 | Bradley Robert A | Process for liquefaction of natural gas |
| US4675037A (en) * | 1986-02-18 | 1987-06-23 | Air Products And Chemicals, Inc. | Apparatus and method for recovering liquefied natural gas vapor boiloff by reliquefying during startup or turndown |
| RU2205246C2 (ru) * | 1997-06-20 | 2003-05-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Усовершенствованная система для обработки, хранения и транспортировки сжиженного природного газа |
| DE102004028052A1 (de) * | 2004-06-09 | 2005-12-29 | Linde Ag | Verfahren zum Inbetriebnehmen eines Verflüssigungsprozesses |
| WO2010004300A1 (en) * | 2008-07-11 | 2010-01-14 | Johnson Matthey Plc | Apparatus & process for treating offshore natural gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011104359A3 (en) | 2015-07-16 |
| US10907896B2 (en) | 2021-02-02 |
| CA2790825C (en) | 2020-09-15 |
| AP2012006480A0 (en) | 2012-10-31 |
| WO2011104359A2 (en) | 2011-09-01 |
| AP2012006479A0 (en) | 2012-10-31 |
| WO2011104358A2 (en) | 2011-09-01 |
| WO2011104358A3 (en) | 2015-07-16 |
| CA2790825A1 (en) | 2011-09-01 |
| RU2012140960A (ru) | 2014-04-10 |
| AU2011219782B2 (en) | 2015-06-04 |
| CA2790824A1 (en) | 2011-09-01 |
| RU2012140959A (ru) | 2014-04-27 |
| CA2790824C (en) | 2019-04-02 |
| RU2568357C2 (ru) | 2015-11-20 |
| NO20121093A1 (no) | 2012-09-26 |
| AU2011219782A1 (en) | 2012-09-13 |
| AU2011219783B2 (en) | 2015-06-04 |
| AU2011219783A1 (en) | 2012-09-13 |
| US10527346B2 (en) | 2020-01-07 |
| NO20121095A1 (no) | 2012-09-26 |
| BR112012021417A2 (pt) | 2017-04-18 |
| BR112012021416A2 (pt) | 2017-04-18 |
| US20130042645A1 (en) | 2013-02-21 |
| US20130036763A1 (en) | 2013-02-14 |
| BR112012021417B1 (pt) | 2021-02-23 |
| BR112012021416B1 (pt) | 2022-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2561958C2 (ru) | Способ ввода в действие установки сжиженного природного газа | |
| JP6334004B2 (ja) | 蒸発ガス処理システム及び方法 | |
| KR102430896B1 (ko) | 보일 오프 가스의 재액화 설비 | |
| KR101525664B1 (ko) | 액화가스 처리 시스템 및 방법 | |
| JP2015158263A (ja) | ボイルオフガス回収システム | |
| JP2011157979A (ja) | ボイルオフガスの再液化装置および方法 | |
| CN104870885A (zh) | 罐内压抑制装置 | |
| RU2448314C2 (ru) | Способ и устройство для получения потока газообразного углеводорода из потока сжиженного углеводорода | |
| JPH07218033A (ja) | Ｌｎｇタンクの冷却装置 | |
| KR20170001277A (ko) | 연료가스 공급시스템 | |
| JP4488755B2 (ja) | ボイルオフガス処理方法 | |
| KR101894323B1 (ko) | 가스터빈발전장치의 과잉 bog 처리장치 | |
| KR20150124532A (ko) | 다단 열교환기를 이용하여 에너지 손실을 최소화 할 수 있는 액화천연가스 기화장치 | |
| KR20170004697A (ko) | 증발가스 처리 시스템의 제어 시스템 | |
| KR20150057780A (ko) | Ｂｏｇ 처리 시스템 및 방법 | |
| KR101602209B1 (ko) | 부유식 액화천연가스 설비의 보그 압축용 냉각시스템 | |
| JP7476355B2 (ja) | 船舶の液化ガス再気化方法およびそのシステム | |
| CN117469591A (zh) | 一种低温乙烯储存储运节能工艺系统及方法 | |
| JP4879606B2 (ja) | 冷熱供給システム | |
| KR20160048294A (ko) | 선박의 저압 연료 공급장치 | |
| KR20150057781A (ko) | Ｂｏｇ 처리 시스템 및 방법 | |
| KR20220103249A (ko) | 선박 연료 저장탱크의 압력 조절 장치 | |
| KR20170067512A (ko) | 증발가스 처리 시스템 |