RU2711374C2 - Способ и установка сжижения природного газа - Google Patents
Способ и установка сжижения природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2711374C2 RU2711374C2 RU2018143597A RU2018143597A RU2711374C2 RU 2711374 C2 RU2711374 C2 RU 2711374C2 RU 2018143597 A RU2018143597 A RU 2018143597A RU 2018143597 A RU2018143597 A RU 2018143597A RU 2711374 C2 RU2711374 C2 RU 2711374C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- compression means
- natural gas
- stage
- gas
- flowing refrigerant
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 98
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 36
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 claims description 2
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 2
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 claims description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 6
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- -1 for example Chemical compound 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
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
- F25J1/003—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
- F25J1/005—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 expansion of a gaseous refrigerant stream with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
- F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—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
- F25J1/0212—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow 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
- F25J1/0243—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
- F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
- F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
-
- 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
-
- 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
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/30—Compression of the feed stream
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу сжижения потока природного газа посредством замкнутого цикла охлаждения и установке для его осуществления. Текучий хладагент сжимают в первом средстве сжатия, охлаждают, снижают давление, после чего повторно нагревают в основном теплообменнике посредством теплообмена между потоком подлежащего сжижению природного газа и текучим хладагентом. Сжимают поступающий поток природного газа во втором средстве сжатия и подают в основной теплообменник для его конденсации. Второе средство сжатия приводится в действие тем же приводным механизмом, что и первое средство сжатия. Средства сжатия приводят в действие с разной скоростью. Техническим результатом является уменьшение габаритов. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.
Description
Предметом изобретения является способ и установка сжижения природного газа.
Средства сжижения природного газа, большей частью, основываются на циклах сжатия/расширения с одновременным теплообменом с текучей средой, называемой хладагентом. Эта текучая среда может быть образована из химически идентичных молекул или из сочетания молекул, подобранного с целью достижения большей интенсивности охлаждения при требуемой температуре.
В прошлом эти способы создавались для сжижения газа, поступающего из подземных месторождений, давление в которых в сотни раз и даже больше превосходит атмосферное давление. Таким образом, сжижение природного газа происходило при высоком давлении, что делает процесс сжижения эффективным. Так, для сжижения природного газа при 40 бар требуется, примерно, на 30% меньше энергии, чем для сжижения при 30 бар.
В документе US3874185 описана установка сжижения природного газа одним составным хладагентом. В документе US3780535 описана установка сжижения природного газа множеством составных хладагентов.
На сегодняшний день, сжиженный природный газ (СПГ) считается одним из наиболее зрелых с точки зрения производства источников преобразуемой энергии, так как со второй половины двадцатого века способы его производства постоянно улучшаются.
Изначально транспортировка СПГ развивалась как замена трубопроводной транспортировке природного газа, направленная на предоставление большей гибкости в отношении источников снабжения и снижение стоимости транспортировки на дальние расстояния. СПГ доставлялся в терминалы танкерами.
В настоящее время СПГ после поступления в терминал не только испаряют для подачи посредством сетей газоснабжения в домашние хозяйства, но и используют в качестве топлива для грузового транспорта. С этой целью необходимо сооружение небольших установок (установок, годовое производство СПГ на которых меньше пятисот тысяч тонн) сжижения природного газа, призванных уменьшить отдаленность источников, являющуюся помехой развитию этого вида топлива. Действительно, поскольку СПГ является криогенной жидкостью, часть ее испаряется во время транспортировки к месту использования, что вызывает необходимость сокращения расстояний.
Следовательно, такие небольшие установки должны располагаться согласно ранее существовавшим сетям природного газа, давление которых может быть достаточно низким (менее 30 бар) для того, чтобы добавление компрессора природного газа было экономически оправданным с точки зрения уменьшения энергии, потраченной на его сжижение. Такое избыточное давление, благодаря снижению объемного расхода, также позволяет уменьшить размер оборудования и, следовательно, уменьшить стоимость установки.
Одной из задач, на решение которых направлено изобретение, является обеспечение способа и установки сжижения природного газа, позволяющих усовершенствовать существующие подходы к преодолению ранее выявленных недостатков.
Таким образом, авторами настоящего изобретения разработан способ, позволяющий решить проблемы, поставленные выше.
Предметом настоящего изобретения является способ сжижения потока природного газа посредством замкнутого цикла охлаждения, в котором текучий хладагент сжимают в первом средстве сжатия, охлаждают, снижают давление, после чего повторно нагревают в основном теплообменнике посредством теплообмена между указанным потоком подлежащего сжижению природного газа и указанным текучим хладагентом, включающий стадии, на которых:
- стадия а: сжимают поступающий поток природного газа во втором средства сжатия;
- стадия b: подают поток, выходящий со стадии а, в указанный основной теплообменник с целью его конденсации;
отличающийся тем, что указанное второе средство сжатия приводится в действие тем же приводным механизмом, что и указанное первое средство сжатия.
Такая взаимная увязка приводов компрессоров позволяет снизить расходы за счет наличия только одной системы привода. Она также позволяет уменьшить занимаемую оборудованием площадь.
Предметом настоящего изобретения также является:
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что установку предварительной обработки используют по потоку до стадии а или между стадией а и стадией b.
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что указанный приводной механизм выбран из газовой турбины, электродвигателя, паровой турбины или газового двигателя.
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что указанные средства сжатия приводят в действие с разной скоростью.
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что указанный текучий хладагент представляет собой смесь, по меньшей мере, двух охлаждающих газов, выбранных из азота, метана, этана и/или этилена и/или пропана и/или пропилена и/или изобутана и/или н-бутана и/или изопентана.
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что газ утечки через уплотнения каждого из двух средств сжатия, собирают и рециркулируют на вход средства сжатия текучего хладагента.
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что примеси, содержащиеся в природном газе утечки, такие как диоксид углерода, вода и тяжелые углеводороды, отделяют путем адсорбции до рециркуляции газа утечки на вход средства сжатия текучего хладагента.
- Способ, как описано выше, отличающийся тем, что один смазочный контур обеспечивает смазку средства сжатия текучего хладагента, а другой смазочный контур обеспечивает смазку средства сжатия природного газа, при этом, средства спарены.
Предметом настоящего изобретения также является:
Установка сжижения природного газа, включающая:
- Основной теплообменник;
- Систему охлаждения включающую, первое средство сжатия текучего хладагента, средство охлаждения текучего хладагента, средство расширения текучего хладагента;
- Второе средство сжатия природного газа;
отличающаяся тем, что указанное второе средство сжатия приводится в действие тем же приводным механизмом, что и первое средство сжатия.
Установка, как описано выше, включающая, кроме того, коробку скоростей, позволяющую согласовывать скорость вращения двух средств сжатия.
Средство сжатия представляет собой, обычно, компрессор. В компрессоре имеются рабочие колеса, соединенные между собой зубчатыми колесами, размещенными на подшипниках, находящихся на разных уровнях.
В средствах сжатия, применяемых в контексте настоящего изобретения, горячее смазочное масло подают насосом из резервуара смазочного масла (емкости в форме параллелепипеда), затем, перед подачей на уровень подшипников указанного компрессора его охлаждают. Таким образом, масло одновременно обеспечивает смазку и отведение тепла, выделившегося в результате вращения зубчатых колес. Подшипники также находятся на уровне двигателя компрессора. Снова нагретое таким образом масло возвращают в резервуар смазочного масла. Основной насос контура смазки обычно соединен с основным валом компрессора. Следовательно, он сразу же приводится в действие по включении установки. Тем не менее, для создания давления в контуре перед пуском может быть применен вспомогательный насос. Соединение этих двух средств позволяет также объединить контуры смазки и, следовательно, получить выигрыш не только в стоимости, но и в эффективности, так как обычно, чем больше производительность насоса, тем выше его коэффициент полезного действия.
Обычно, поток природного газа состоит, по существу, из метана. Предпочтительно, поступающий поток содержит, по меньшей мере, 80% мол. метана. В зависимости от источника, природный газ содержит некоторое количество более тяжелых, чем метан, углеводородов, таких как, например, этан, пропан, бутан и пентан, а также некоторые ароматические соединения. Поток природного газа также содержит не являющиеся углеводородами вещества, такие как H2O, CO2, H2S и другие соединения серы, ртути и т.п. Именно эти не являющиеся углеводородами вещества извлекают из потока подлежащего сжижению природного газа во время прохождения этого потока через установку предварительной обработки. Указанный поток природного газа, прошедший предварительную обработку в установке предварительной обработки, представляет собой поток предварительно обработанного газа, состоящий, преимущественно, из метана, в котором содержание соединений, потенциально отверждающихся в процессе сжижения, уменьшено до уровня менее 50 частей на миллион.
Установка предварительной обработки включает, например, два модуля:
- Модуль, обеспечивающий извлечение СО2 и H2S, включает абсорбционную колонну, в которую подают поток природного газа и в противотоке промывают жидким раствором аминов и воды. Молекулы амина, содержащиеся в растворе, абсорбируют молекулы диоксида углерода. Из верха колонны поток природного газа, обедненный диоксидом углерода, направляют в установку адсорбции. В кубе колонны поток амина, обогащенного СО2 и H2S, подогревают и направляют в колонну регенерации амина, в которой амин выпаривают, при этом, десорбируются диоксид углерода и H2S. Из верха колонны поток, обогащенный СО2 и H2S, выпускают в атмосферу. Регенерированный амин из куба колонны охлаждают и подают насосом в верхнюю часть колонны абсорбции.
- Модуль, обеспечивающий извлечение воды, в котором имеется, по меньшей мере, два бака с адсорбентом, функционирующих в циклическом режиме. В одном осуществляют адсорбцию воды, присутствующей в природном газе. Во втором осуществляют стадию регенерации, включающую, как минимум, одну фазу нагревания, в ходе которой используют часть потока осушенного природного газа, нагретого с целью подвода энергии, необходимой для десорбции воды, и фазу охлаждения, на которой поток осушенного природного газа используют для охлаждения регенерированного адсорбента. Когда регенерированный бак охлажден, стадии цикла переключают.
Выражение «природный газ», использованное в настоящей заявке, относится к любой композиции, содержащей углеводороды, включающие, по меньшей мере, метан. Оно охватывает необработанные композиции (до какой-либо обработки или промывки), а также композиции, частично, по существу или полностью прошедшие обработку, направленную на уменьшение содержания и/или удаление одного или нескольких соединений, в том числе, помимо прочего, серы, диоксида углерода, воды, ртути и некоторых тяжелых и ароматических углеводородов.
Теплообменник может представлять собой любой теплообменник, любую установку или средство, пригодные для прохождения определенного потока и обеспечения теплообмена, прямого или косвенного, между одной или несколькими линиями текучего хладагента и одним или несколькими подаваемыми потоками.
Под циклом охлаждения понимается система, как правило, замкнутого контура, в которой рабочую среду сжимают, охлаждают, расширяют и нагревают, отводя тепло вовне процесса. Существует два принципиальных типа цикла: обратный цикл Ренкина и обратный цикл Брайтона.
Преимущественно, благодаря настоящему изобретению возможно также объединение смазочных консолей, предназначенных для смазки подшипников компрессоров. Дополнительным преимуществом в случае цикла охлаждения смесью хладагентов (азота и неразветвленных или мононенасыщенных, не содержащих более пяти атомов углерода углеводородов) является рециркуляция природного газа утечки через уплотнения компрессора природного газа в компрессор охлаждения, где он используется в качестве дополнительного метана в цикле охлаждения. Рециркулируемый таким образом природный газ содержит немного воды и СО2, присутствующих в трубопроводном газе. Эти соединения при низкой температуре могут замерзать, и предпочтительно удалять их при помощи адсорбента.
Claims (17)
1. Способ сжижения потока природного газа посредством замкнутого цикла охлаждения, в котором текучий хладагент сжимают в первом средстве сжатия, охлаждают, снижают давление, после чего повторно нагревают в основном теплообменнике посредством теплообмена между потоком подлежащего сжижению природного газа и текучим хладагентом, включающий стадии:
- стадия а: сжимают поступающий поток природного газа во втором средстве сжатия;
- стадия b: подают поток, выходящий со стадии а, в основной теплообменник для его конденсации, причем
второе средство сжатия приводится в действие тем же приводным механизмом, что и первое средство сжатия,
при этом средства сжатия приводят в действие с разной скоростью.
2. Способ по предшествующему пункту, отличающийся тем, что выше по потоку от стадии а или между стадией а и стадией b используют установку предварительной обработки.
3. Способ по предшествующему пункту, отличающийся тем, что приводной механизм выбран из газовой турбины, электродвигателя, паровой турбины или газового двигателя.
4. Способ по одному из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что текучий хладагент представляет собой смесь по меньшей мере двух охлаждающих газов, выбранных из азота, метана, этана, и/или этилена, и/или пропана, и/или пропилена, и/или изобутана, и/или н-бутана, и/или изопентана.
5. Способ по одному из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что газ утечки через уплотнения каждого из двух средств сжатия собирают и рециркулируют на вход средства сжатия текучего хладагента.
6. Способ по предшествующему пункту, отличающийся тем, что примеси, содержащиеся в природном газе утечки, такие как диоксид углерода, вода и тяжелые углеводороды, отделяют путем адсорбции до рециркуляции газа утечки на вход средства сжатия текучего хладагента.
7. Способ по одному из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что один смазочный контур обеспечивает смазку средства сжатия текучего хладагента, а другой смазочный контур обеспечивает смазку средства сжатия природного газа, при этом указанные средства соединены.
8. Установка сжижения природного газа для осуществления способа по п.1, включающая:
- основной теплообменник;
- систему охлаждения, включающую первое средство сжатия текучего хладагента, средство охлаждения текучего хладагента, средство снижения давления текучего хладагента;
- второе средство сжатия природного газа, причем
второе средство сжатия выполнено с возможностью приведения в действие тем же приводным механизмом, что и первое средство сжатия, при этом средства сжатия выполнены с возможностью приведения в действие с разной скоростью.
9. Установка по предшествующему пункту, дополнительно включающая коробку скоростей, позволяющую согласовывать скорость вращения двух средств сжатия.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1859727 | 2018-10-22 | ||
| FR1859727A FR3087524B1 (fr) | 2018-10-22 | 2018-10-22 | Procede et une installation de liquefaction de gaz naturel |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018143597A RU2018143597A (ru) | 2019-05-07 |
| RU2018143597A3 RU2018143597A3 (ru) | 2019-08-08 |
| RU2711374C2 true RU2711374C2 (ru) | 2020-01-16 |
Family
ID=65444023
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018143597A RU2711374C2 (ru) | 2018-10-22 | 2018-12-10 | Способ и установка сжижения природного газа |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR3087524B1 (ru) |
| RU (1) | RU2711374C2 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU947594A1 (ru) * | 1980-08-06 | 1982-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" | Способ переработки природного газа |
| US6250896B1 (en) * | 1998-08-19 | 2001-06-26 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Pump for a cryogenic liquid and pump unit and distillation column which are equipped with such a pump |
| US20060213222A1 (en) * | 2005-03-28 | 2006-09-28 | Robert Whitesell | Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas |
| RU2436024C2 (ru) * | 2006-05-19 | 2011-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для обработки потока углеводородов |
| RU2654309C2 (ru) * | 2012-11-02 | 2018-05-17 | Линде Акциенгезелльшафт | Способ для охлаждения богатой углеводородами фракции |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2123095B1 (ru) | 1970-12-21 | 1974-02-15 | Air Liquide | |
| NO133287C (ru) | 1972-12-18 | 1976-04-07 | Linde Ag | |
| FR2953913B1 (fr) * | 2009-12-11 | 2012-01-13 | Air Liquide | Procede et dispositif de refroidissement/liquefaction a basse temperature |
| RU2645185C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-02-16 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления |
-
2018
- 2018-10-22 FR FR1859727A patent/FR3087524B1/fr active Active
- 2018-12-10 RU RU2018143597A patent/RU2711374C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU947594A1 (ru) * | 1980-08-06 | 1982-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" | Способ переработки природного газа |
| US6250896B1 (en) * | 1998-08-19 | 2001-06-26 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Pump for a cryogenic liquid and pump unit and distillation column which are equipped with such a pump |
| US20060213222A1 (en) * | 2005-03-28 | 2006-09-28 | Robert Whitesell | Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas |
| RU2436024C2 (ru) * | 2006-05-19 | 2011-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для обработки потока углеводородов |
| RU2654309C2 (ru) * | 2012-11-02 | 2018-05-17 | Линде Акциенгезелльшафт | Способ для охлаждения богатой углеводородами фракции |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR3087524A1 (fr) | 2020-04-24 |
| RU2018143597A (ru) | 2019-05-07 |
| RU2018143597A3 (ru) | 2019-08-08 |
| FR3087524B1 (fr) | 2020-12-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6539405B2 (ja) | 温室効果ガス除去を備えた液化天然ガス生産システム及び方法 | |
| CA2693543C (en) | A method and system for production of liquid natural gas | |
| US9003828B2 (en) | Method and system for production of liquid natural gas | |
| US3780534A (en) | Liquefaction of natural gas with product used as absorber purge | |
| CA2503404C (en) | Configurations and methods of acid gas removal | |
| US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
| RU2436024C2 (ru) | Способ и устройство для обработки потока углеводородов | |
| RU2503900C2 (ru) | Способ и устройство для охлаждения и сжижения потока углеводородов | |
| JP2006513391A (ja) | 冷凍方法および液化天然ガスの製造 | |
| CN1969161A (zh) | 半闭环法 | |
| JP2013519522A (ja) | 超低硫黄ガスの生成における高圧酸性ガス除去の構成および方法 | |
| RU2659858C2 (ru) | Единый каскадный процесс испарения и извлечения остатка сжиженного природного газа в применении, связанном с плавучими резервуарами | |
| CN102438726A (zh) | 处理原料天然气以得到处理的天然气和c5+碳氢化合物馏分的方法和相关设备 | |
| MXPA05003330A (es) | Proceso modular de gas natural licuado. | |
| US9964034B2 (en) | Methods for producing a fuel gas stream | |
| RU2670478C1 (ru) | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа | |
| RU2711374C2 (ru) | Способ и установка сжижения природного газа | |
| RU2719533C1 (ru) | Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции и комплекс (варианты) для его осуществления | |
| US10393015B2 (en) | Methods and systems for treating fuel gas | |
| RU2711888C2 (ru) | Способ сжижения газообразного потока испарения, происходящего в системе хранения потока сжиженного природного газа | |
| JP2018523805A (ja) | 天然ガス液化プラントからの液化天然ガスの流れを膨張させて貯蔵するためのプロセス、及び関連したプラント | |
| Pellegrini et al. | CO2 Capture from Natural Gas in LNG Production. Comparison of Low‐Temperature Purification Processes and Conventional Amine Scrubbing | |
| CN111447986A (zh) | 天然气的预处理设备 | |
| KR102144193B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물 | |
| KR102132073B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물 |