RU2754482C2 - Supplemented plant for production of liquefied natural gas and its operation method - Google Patents
Supplemented plant for production of liquefied natural gas and its operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2754482C2 RU2754482C2 RU2019130514A RU2019130514A RU2754482C2 RU 2754482 C2 RU2754482 C2 RU 2754482C2 RU 2019130514 A RU2019130514 A RU 2019130514A RU 2019130514 A RU2019130514 A RU 2019130514A RU 2754482 C2 RU2754482 C2 RU 2754482C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- additional
- stream
- liquefaction
- feed stream
- Prior art date
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 139
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 73
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 335
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 135
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 131
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 84
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 39
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 25
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 22
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 6
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 5
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 claims description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 37
- 230000008569 process Effects 0.000 description 30
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 24
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 24
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 13
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 4
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0274—Retrofitting or revamping of an existing liquefaction unit
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—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
- F25J1/0002—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
- F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
- F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0235—Heat exchange integration
- F25J1/0242—Waste heat recovery, e.g. from heat of 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
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0269—Arrangement of liquefaction units or equipments fulfilling the same process step, e.g. multiple "trains" concept
- F25J1/0271—Inter-connecting multiple cold equipments within or downstream of the cold box
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/02—Multiple feed streams, e.g. originating from different sources
-
- 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
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/30—Compression of 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
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
Abstract
Description
Область техникиTechnology area
Настоящее изобретение направлено на установку по производству сжиженного природного газа (СПГ), содержащую множество линий обработки и сжижения. Изобретение дополнительно относится к способу дооснащения и/или эксплуатации такой установки для производства сжиженного природного газа.The present invention is directed to a liquefied natural gas (LNG) plant comprising a plurality of processing and liquefaction lines. The invention further relates to a method for retrofitting and / or operating such a plant for the production of liquefied natural gas.
Уровень техникиState of the art
Природный газ можно сжижать для целей хранения и транспортировки, поскольку в жидком состоянии он занимает меньший объем, чем в газообразном состоянии. Обычно перед сжижением природный газ обрабатывают для удаления загрязнений (таких как H2O, CO2, H2S и т.п.) и молекул тяжелых углеводородов, которые могут замерзнуть во время процесса сжижения.Natural gas can be liquefied for storage and transportation purposes because it takes up less volume in its liquid state than in its gaseous state. Typically, natural gas is treated prior to liquefaction to remove contaminants (such as H 2 O, CO 2 , H 2 S, etc.) and heavy hydrocarbon molecules that can freeze during the liquefaction process.
Сжижение природного газа является энергоемким процессом. Поэтому разработка и эксплуатация установок по производству сжиженного природного газа наиболее эффективным способом является областью постоянного внимания.Liquefaction of natural gas is an energy-intensive process. Therefore, the development and operation of plants for the production of liquefied natural gas in the most efficient way is an area of constant focus.
В документе WO2006/120127 описана установка для получения СПГ, содержащая одну линию сжижения для подачи СПГ в жидкой или «псевдожидкостной» форме. СПГ в жидкой или «псевдожидкостной» форме направляется в разделительную установку для подачи очищенного СПГ и потока, обогащенного азотом.WO2006 / 120127 describes an LNG plant comprising a single liquefaction line for supplying LNG in liquid or "pseudo-liquid" form. LNG in liquid or "pseudo-liquid" form is sent to a separation unit to feed purified LNG and a nitrogen-rich stream.
В документе WO201576975 описывается способ дооснащения полномасштабной установки СПГ с целью повышения производительности установки по производству СПГ и способ эксплуатации такой модифицированной установки. Небольшая установка СПГ, имеющая производительность менее 2 млн. тонн в год, может быть интегрирована вместе с основной установкой СПГ, производительность которой составляет не менее 4 млн. тонн в год, так что конечный испарительный газ и испаренный газ, полученные на основной установке СПГ, могут быть сжижены с помощью небольшой установки по сжижению природного газа, обеспечивающей получение дополнительного СПГ. В соответствии с документом WO201576975 производительность интегрированной системы может быть улучшена путем повышения температуры газового потока, выходящего из основного криогенного теплообменника основной установки СПГ, и обладающего температурой от 5°С до 30°С по сравнению с расчетной температурой.WO201576975 describes a method for retrofitting a full-scale LNG plant in order to increase the productivity of an LNG plant and a method for operating such a retrofit plant. A small LNG plant with a capacity of less than 2 million tonnes per year can be integrated with the main LNG plant with a capacity of at least 4 million tonnes per year, so that the final flare gas and vapor produced from the main LNG plant, can be liquefied with a small natural gas liquefaction plant providing additional LNG. According to WO201576975, the performance of an integrated system can be improved by increasing the temperature of the gas stream leaving the main cryogenic heat exchanger of the main LNG plant and having a temperature of 5 ° C to 30 ° C over the design temperature.
Документ WO2006009646 относится к установкам по переработке углеводородного флюида, способам проектирования установок по переработке углеводородного флюида, способам эксплуатации установок по переработке углеводородного флюида и способам получения углеводородных флюидов с помощью установок по переработке углеводородного флюида. Более конкретно, некоторые варианты реализации изобретения относятся к установкам для сжижения природного газа, способам проектирования установок для сжижения природного газа, способам эксплуатации установок для сжижения природного газа и способам получения СПГ с использованием установок для сжижения природного газа. Один вариант реализации изобретения включает в себя установку обработки углеводородного флюида, содержащую множество типов модулей технологического блока, причем множество типов модулей технологического блока содержит по меньшей мере первый тип модуля технологического блока, содержащий один или несколько модулей первого технологического блока и второй тип модуля технологического блока, содержащий два или более интегрированных модулей второго блока процесса, в которых по меньшей мере один из модулей первого блока процесса и по меньшей мере один из модулей второго блока процесса имеют размеры, соответствующие их по существу максимальной эффективности обработки.WO2006009646 relates to hydrocarbon fluid processing plants, methods of designing hydrocarbon fluid processing plants, methods of operating hydrocarbon fluid processing plants, and methods of producing hydrocarbon fluids using hydrocarbon fluid processing plants. More specifically, some embodiments of the invention relate to plants for liquefying natural gas, methods of designing plants for liquefying natural gas, methods of operating plants for liquefying natural gas, and methods of producing LNG using plants for liquefying natural gas. One embodiment of the invention includes a hydrocarbon fluid processing unit comprising a plurality of types of process unit modules, the plurality of types of process unit modules comprising at least a first type of process unit module comprising one or more first process unit modules and a second type of process unit module, comprising two or more integrated modules of the second process unit, in which at least one of the modules of the first process unit and at least one of the modules of the second process unit have dimensions corresponding to their essentially maximum processing efficiency.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
Цель изобретения заключается в создании более эффективной установки СПГ.The aim of the invention is to provide a more efficient LNG plant.
В одном аспекте настоящее изобретение направлено на установку сжижения природного газа для получения сжиженного природного газа из загрязненного сырьевого потока природного газа, установку по производству сжиженного природного газа, содержащая две или более параллельных линии по обработке и сжижению газа, расположенных в технологических участках параллельного сырьевого потока загрязненного природного газа, каждая из которых содержит:In one aspect, the present invention is directed to a natural gas liquefaction plant for producing liquefied natural gas from a contaminated natural gas feed stream, a liquefied natural gas plant comprising two or more parallel gas processing and liquefaction lines located in process sections of a parallel contaminated feed stream. natural gas, each of which contains:
- впуск для приема порции сырьевого потока загрязненного природного газа,- inlet for receiving a portion of the feed stream of contaminated natural gas,
- ступень обработки газа для удаления загрязнений из соответствующей части сырьевого потока загрязненного природного газа, в результате чего создается поток очищенного природного газа,- a gas treatment stage to remove contaminants from the corresponding part of the contaminated natural gas feed stream, resulting in a purified natural gas stream,
- ступень охлаждения, предназначенная для приема потока очищенного природного газа от стадии обработки газа для охлаждения по меньшей мере части потока очищенного природного газа, причем ступень охлаждения содержит блок извлечения газоконденсатных жидкостей для извлечения жидкостей из природного газа, тем самым генерируя поток легкого природного газа, который по меньшей мере частично дополнительно охлаждают на ступени охлаждения, чтобы по меньшей мере частично сжижать, и- a cooling stage designed to receive a purified natural gas stream from a gas processing stage to cool at least a portion of a purified natural gas stream, the cooling stage comprising a gas condensate liquid recovery unit for extracting liquids from natural gas, thereby generating a light natural gas stream that at least partially further cooled in the cooling stage in order to at least partially liquefy, and
- выпуск для выпуска сжиженного природного газа,- outlet for the release of liquefied natural gas,
причем установка для получения сжиженного природного газа содержит по меньшей мере одну дополнительную линию сжижения, причем дополнительная установка сжижения содержит:moreover, the installation for the production of liquefied natural gas contains at least one additional liquefaction line, and the additional liquefaction plant contains:
- впуск для приема дополнительного сырьевого потока,- inlet for receiving additional feed stream,
- дополнительную ступень охлаждения, предназначенную для приема дополнительного сырьевого потока для охлаждения дополнительного сырьевого потока, в результате чего образуется дополнительный сжиженный природный газ, и- an additional cooling stage designed to receive an additional feed stream for cooling an additional feed stream, resulting in the formation of additional liquefied natural gas, and
- выход для отвода дополнительного сжиженного природного газа,- outlet for withdrawing additional liquefied natural gas,
причем дополнительный сырьевой поток содержит два или более побочных потока, взятых из соответствующих потоков легкого природного газа из двух или более параллельных линий обработки и сжижения.wherein the additional feed stream contains two or more side streams taken from respective light natural gas streams from two or more parallel processing and liquefaction lines.
Установка по производству сжиженного природного газа, как определено выше, также содержит установки по производству сжиженного природного газа, содержащие более одной дополнительной линии сжижения.A liquefied natural gas plant as defined above also contains liquefied natural gas plants containing more than one additional liquefaction line.
Установка извлечения газоконденсатных жидкостей из природного газа для извлечения жидкостей из природного газа может функционировать с любым подходящим потоком природного газа на стадии охлаждения. Согласно варианту реализации изобретения ступень охлаждения содержит первый охлаждающий блок, предназначенный для генерирования предварительно охлажденного потока очищенного природного газа, и второй охлаждающий блок, выполненный с возможностью генерирования дополнительного охлажденного потока. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей из природного газа для извлечения жидкостей из природного газа может быть выполнена на предварительно охлажденном очищенном потоке природного газа.A natural gas liquids recovery unit for natural gas liquids recovery can operate with any suitable natural gas stream in the cooling step. According to an embodiment of the invention, the cooling stage comprises a first cooling unit for generating a pre-cooled purified natural gas stream and a second cooling unit configured to generate an additional cooled stream. An installation for the extraction of natural gas liquids for the extraction of liquids from natural gas can be performed on a pre-cooled purified natural gas stream.
Впуск дополнительной линии сжижения прямо или косвенно связан по текучей среде с трубопроводами в соответствующих линиях обработки и сжижения, которые при использовании передают соответствующие потоки легкого природного газа. Кроме того, впуск дополнительной линии сжижения прямо или косвенно связан по текучей среде с трубопроводами в соответствующих линиях обработки и сжижения, несущими любые дополнительные потоки, которые должны быть включены дополнительным потоком подачи.The inlet of the additional liquefaction line is directly or indirectly fluidly coupled to pipelines in the respective treatment and liquefaction lines, which, in use, convey the respective streams of light natural gas. In addition, the inlet of the additional liquefaction line is directly or indirectly fluidly coupled to conduits in the respective treatment and liquefaction lines carrying any additional streams to be included by the additional feed stream.
Дополнительный сырьевой поток может содержать дополнительные потоки, в том числе один или несколько побочных потоков природного газа, отобранных ниже по потоку от впуска соответствующих линий обработки и сжижения, таких как конечный поток испарительного газа, поток испаряющегося газа (взятый из одного или больше резервуаров для хранения СПГ), очищенный поток природного газа. Ступень обработки газа может содержать один или несколько блоков обработки газа (как более подробно объяснено ниже). Дополнительный сырьевой поток может дополнительно содержать один или несколько побочных потоков, взятых из промежуточных частично очищенных потоков природного газа из соответствующих установок по обработке газа.The additional feed stream may contain additional streams, including one or more natural gas by-streams taken downstream of the inlet of the respective processing and liquefaction lines, such as a final flash gas stream, a flash gas stream (taken from one or more storage tanks LNG), purified natural gas stream. The gas treatment stage may comprise one or more gas treatment units (as explained in more detail below). The additional feed stream may further comprise one or more side streams taken from intermediate partially purified natural gas streams from respective gas treatment plants.
Кроме того, или в качестве альтернативы, дополнительный сырьевой поток может содержать дополнительные потоки, полученные из блока фракционирования, предназначенного для приема и фракционирования жидкостей природного газа, полученных из блока извлечения газоконденсатных жидкостей. Дополнительный поток, в частности, может представлять собой по меньшей мере часть одного или нескольких потоков, обогащенных метаном, генерируемых соответствующими блоками фракционирования, и/или по меньшей мере часть одного или нескольких потоков, обогащенных этаном, генерируемых соответствующими блоками фракционирования.In addition, or alternatively, the additional feed stream may contain additional streams obtained from a fractionation unit for receiving and fractionating natural gas liquids obtained from a gas condensate liquids recovery unit. The additional stream may in particular be at least a portion of one or more methane-rich streams generated by respective fractionation units and / or at least a portion of one or more ethane-rich streams generated by respective fractionation units.
В зависимости от состава дополнительного сырьевого потока дополнительная линия сжижения может содержать некоторые установки для обработки газа и может содержать установку для извлечения газоконденсатных жидкостей.Depending on the composition of the additional feed stream, the additional liquefaction line may contain some gas treatment units and may include a gas condensate liquid recovery unit.
Тем не менее, в соответствии с вариантом реализации изобретения по меньшей мере 30 мол% дополнительного сырьевого потока формируется из соответствующих потоков легкого природного газа, генерируемых блоками ГКЖ-извлечения. В соответствии с предпочтительным вариантом реализации изобретения по меньшей мере 50 мол.% или по меньшей мере 75 мол.% дополнительного сырьевого потока, например, 100 мол.% образуется из соответствующих потоков легкого природного газа, генерируемых установками для извлечения газоконденсатных жидкостей. Дополнительный сырьевой поток может быть сформирован только из соответствующих потоков легкого природного газа. Поток легкого природного газа, генерируемый блоком извлечения газоконденсатных жидкостей, является чистым, обедненным и при относительно высоком давлении, поэтому не требует каких-либо дополнительных блоков обработки газа и не требует или требует относительно небольшого сжатия. Чем больше дополнительного сырьевого потока формируется соответствующими потоками легкого природного газа, тем меньше требуется сжатие и обработка газа относительно дополнительной линии сжижения.However, in accordance with an embodiment of the invention, at least 30 mol% of the additional feed stream is formed from the respective light natural gas streams generated by the NGL recovery units. In accordance with a preferred embodiment of the invention, at least 50 mol% or at least 75 mol% of the additional feed stream, for example 100 mol%, is generated from respective light natural gas streams generated by NGLs. The additional feed stream can only be generated from the corresponding light natural gas streams. The light natural gas stream generated by the NGL recovery unit is clean, lean and at a relatively high pressure, therefore does not require any additional gas processing units and does not require or requires relatively little compression. The more additional feed stream is generated by the corresponding light natural gas streams, the less compression and processing of gas is required relative to the additional liquefaction line.
Дополнительная линия сжижения предпочтительно не содержит установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в качестве дополнительного сырьевого потока по меньшей мере частично и предпочтительно по меньшей мере на 30 мол.%, по меньшей мере на 50 мол.% или по меньшей мере на 75 мол.% уже прошедшего через блок извлечения газоконденсатных жидкостей. В соответствии с вариантом реализации изобретения дополнительная линия сжижения содержит только относительно небольшую установку для извлечения газоконденсатных жидкостей. Для дополнительной линии сжижения требуется относительно небольшая ступень обработки газа только с поднабором блоков обработки газа из линии обработки и сжижения, и предпочтительно она не содержит ступень обработки газа, поскольку дополнительный сырьевой поток уже очищен. Таким образом, дополнительная линия для сжижения требует меньше аппаратных средств и является относительно дешевой как с точки зрения капитальных затрат, так и с точки зрения эксплуатационных расходов.The additional liquefaction line preferably does not contain an installation for the recovery of gas condensate liquids as an additional feed stream at least partially and preferably at least 30 mol.%, At least 50 mol.% Or at least 75 mol.% Already passed through the block for the extraction of gas condensate liquids. In accordance with an embodiment of the invention, the additional liquefaction line comprises only a relatively small unit for the recovery of gas condensate liquids. The additional liquefaction line requires a relatively small gas treatment stage with only a subset of gas treatment units from the treatment and liquefaction line, and preferably does not include a gas treatment stage since the additional feed stream has already been purified. Thus, an additional liquefaction line requires less hardware and is relatively cheap in both capital and operating costs.
Комбинируя потоки из двух или более параллельных линий обработки и сжижения, дополнительный цикл сжижения может получить значительный размер, чтобы извлечь выгоду из экономии масштаба.By combining flows from two or more parallel processing and liquefaction lines, an additional liquefaction cycle can gain significant size to benefit from economies of scale.
Соответствующие потоки легкого природного газа из одного или нескольких параллельных линий обработки и сжижения может быть отнесены к обогащенным С1 потокам или обедненными С2 + потокам. Соответствующие потоки легкого природного газа могут, например, получены из паровой фазы сосуда с обратным холодильником промывной колонны, и в этом случае потоки легкого природного газа могут иметь температуру в диапазоне от минус 40°С до минус 50°С, например, минус 45°С и при давлении в диапазоне 40-55 бар абс. Побочные потоки, отбираемые из потока легкого природного газа, который должен содержаться в дополнительном сырьевом потоке, могут быть направлены в дополнительную линию сжижения непосредственно, т.е. без повторного сжатия.Corresponding light natural gas streams from one or more parallel processing and liquefaction lines may be referred to as C 1- rich streams or C 2 + -depleted streams. Corresponding light natural gas streams may, for example, be obtained from the vapor phase of a reflux vessel in a wash column, in which case the light natural gas streams may have temperatures ranging from minus 40 ° C to minus 50 ° C, for example, minus 45 ° C. and at pressures in the range 40-55 bar abs. Side streams taken from the light natural gas stream to be contained in the additional feed stream can be directed directly to the additional liquefaction line, i. E. without recompression.
Потоки легкого природного газа также могут быть интегрированы в тепло с первым блоком или блоком предварительного охлаждения, чтобы извлечь по меньшей мере часть холода, присутствующего в этих потоках, перед получением побочного потока. В таком варианте реализации изобретения побочные потоки, отбираемые из потоков легкого природного газа после холодного извлечения, могут иметь температуру в диапазоне от +10°С до +20°С, например, +15°С, при давлении в диапазоне 40-55 бар абс.Light natural gas streams can also be heat-integrated with a first or pre-cooling unit to recover at least a portion of the cold present in these streams before receiving a side stream. In such an embodiment of the invention, the side streams taken from LNG streams after cold recovery may have a temperature in the range of + 10 ° C to + 20 ° C, for example, + 15 ° C, at a pressure in the range of 40-55 bar abs. ...
Предпочтительно соответствующие потоки легкого природного газа интегрируют в тепло с этапом предварительного охлаждения, особенно когда предусмотрен блок сбора и сжатия (блок сбора и сжатия будет объяснен более подробно ниже).Preferably, the respective light natural gas streams are integrated into the heat with a pre-cooling step, especially when a collection and compression unit is provided (the collection and compression unit will be explained in more detail below).
Побочные потоки, взятые из соответствующих потоков легкого природного газа, имеют относительно высокое давление, связанное с давлением сырьевого потока загрязненного природного газа и/или потока очищенного природного газа (30-100 бар), который можно подавать на дополнительную линию ожижения без рекомпрессии или только с умеренной рекомпрессией. В некоторых вариантах осуществления давление дополнительного сырьевого потока выбирают более высоким (например, на 10 бар или 20 бар выше), чем давление сырьевого потока загрязненного природного газа, чтобы способствовать эффективному охлаждению и сжижению, причем более высокое давление может быть получено при относительно низких затратах, учитывая относительно высокое давление, по меньшей мере, некоторых потоков, составляющих дополнительный сырьевой поток.Side streams taken from the respective light natural gas streams have a relatively high pressure associated with the pressure of the contaminated natural gas feed stream and / or the purified natural gas stream (30-100 bar), which can be fed to the additional liquefaction line without recompression or only with moderate recompression. In some embodiments, the pressure of the additional feed stream is selected to be higher (e.g., 10 bar or 20 bar higher) than the pressure of the contaminated natural gas feed stream to facilitate efficient cooling and liquefaction, and higher pressures can be obtained at relatively low cost. considering the relatively high pressure of at least some of the streams making up the additional feed stream.
В другом аспекте предлагается способ переоборудования существующей установки по производству сжиженного природного газа, чтобы увеличить потенциал производства сжиженного потенциала природного газа, в котором существующая установка по производству сжиженного природного газа содержит две или более параллельных линии по обработке и сжижению сжиженного природного газа из сырьевого потока загрязненного природного газа, в котором две или более параллельных линии обработки и сжижения расположены параллельно для обработки частей сырьевого потока загрязненного природного газа, и каждая из них выполнена с возможностью:In another aspect, a method is provided for retrofitting an existing LNG plant to increase the potential for liquefied natural gas production, wherein the existing LNG plant comprises two or more parallel lines for processing and liquefying LNG from a polluted natural gas feed stream. gas, in which two or more parallel processing and liquefaction lines are arranged in parallel to treat portions of the contaminated natural gas feed stream, and each of them is configured to:
- получения порции потока загрязненного природного газа,- receiving a portion of the stream of contaminated natural gas,
- удаления загрязняющих веществ из соответствующей части сырьевого потока загрязненного природного газа, создавая тем самым поток очищенного природного газа, - removing pollutants from an appropriate portion of the contaminated natural gas feed stream, thereby creating a purified natural gas stream,
- охлаждения по меньшей мере части потока очищенного природного газа и извлечения жидкостей природного газа, тем самым генерируя поток легкого природного газа, который по меньшей мере частично дополнительно охлаждают на ступени охлаждения,- cooling at least a portion of the purified natural gas stream and recovering natural gas liquids, thereby generating a light natural gas stream, which is at least partially further cooled in a cooling stage,
причем способ переоборудования включает в себя:moreover, the conversion method includes:
- обеспечение дополнительной линии сжижения, причем дополнительная линия сжижения содержит дополнительную ступень охлаждения, предназначенную для приема и сжижения дополнительного сырьевого потока для получения дополнительного сжиженного природного газа,- providing an additional liquefaction line, and the additional liquefaction line contains an additional cooling stage designed to receive and liquefy an additional feed stream to obtain additional liquefied natural gas,
- связь по текучей среде дополнительной линии сжижения с двумя или более потоками легкого природного газа двух или более линий обработки и сжижения для получения побочных потоков двух или более потоков легкого природного газа, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоке, тем самым создавая модернизированную установку по сжижению природного газа.- fluid communication of an additional liquefaction line with two or more light natural gas streams of two or more processing and liquefaction lines to obtain side streams of two or more light natural gas streams to be added by an additional feed stream, thereby creating an upgraded liquefaction plant natural gas.
Способ может дополнительно включать в себя соединение по текучей среде дополнительной линии сжижения с одним или несколькими дополнительными потоками (как описано выше), включая побочные потоки, отводимые ниже по потоку от впуска линии обработки и сжижения, такие как из конечного испарительного потока, поток испаренного газа (взятого из одного или нескольких резервуаров для хранения СПГ, поток очищенного природного газа, промежуточные частично очищенные потоки природного газа из соответствующих установок обработки газа и побочные потоки, полученные из блока фракционирования, предназначенного для приема и фракционирования полученных жидкостей природного газа из блока извлечения газоконденсатных жидкостей (например, побочные потоки из одного или нескольких потоков, обогащенных метаном, и/или одного или нескольких потоков, обогащенных этаном).The method may further include fluid connection of an additional liquefaction line to one or more additional streams (as described above), including side streams taken downstream of the inlet of the treatment and liquefaction line, such as from a final flash stream, a vaporized gas stream (taken from one or more LNG storage tanks, a purified natural gas stream, intermediate partially purified natural gas streams from respective gas treatment plants and by-streams obtained from a fractionation unit designed to receive and fractionate produced natural gas liquids from a NGL recovery unit (eg, side streams from one or more methane-rich streams and / or one or more ethane-rich streams).
Дополнительная линия для сжижения может быть таким, как описано выше. Дополнительная линия сжижения может предпочтительно не содержать блок извлечения газоконденсатных жидкостей, поскольку дополнительный сырьевой поток уже прошел через блок извлечения газоконденсатных жидкостей. Дополнительная линия сжижения может также не содержать ступень обработки газа, поскольку дополнительный сырьевой поток уже очищен.The additional liquefaction line can be as described above. The additional liquefaction line may preferably not contain a NGL recovery unit, since the additional feed stream has already passed through the NGL recovery unit. The additional liquefaction line may also not contain a gas treatment stage, since the additional feed stream has already been purified.
Способ может дополнительно включать в себя устранение проблем с существующей установкой по производству сжиженного природного газа, например, путем замены или обслуживания частей существующей установки по производству СПГ, в частности, выше по течению от места, где извлекаются жидкости из природного газа. Устранение узких мест означает улучшение проектной пропускной способности существующей установки по производству сжиженного природного газа путем увеличения проектной пропускной способности наиболее ограничивающей части установки по производству сжиженного природного газа.The method may further include eliminating problems with an existing LNG plant, for example, by replacing or servicing parts of an existing LNG plant, particularly upstream of where liquids are extracted from natural gas. Removing bottlenecks means improving the design capacity of an existing LNG plant by increasing the design capacity of the most limiting part of the LNG plant.
Способ дооснащения особенно полезен в ситуациях, когда мощность теплых концов, то есть установка предварительной обработки (более подробно описанная ниже), этап обработки газа, установка извлечения газоконденсатных жидкостей, были разработаны для более богатого и более загрязненного газа, чем на самом деле, что приводит к появлению запасного незаполненного объема в теплых концах линий обработки и сжижения, в то время как холодный конец, то есть оборудование ниже по потоку от блока извлечения газоконденсатных жидкостей, уже работает на своей проектной мощности или близко к ней.The retrofit method is especially useful in situations where the power of the warm ends, i.e. the pretreatment unit (described in more detail below), the gas treatment stage, the NGL recovery unit, have been designed for a richer and more polluted gas than it actually is, resulting in to the appearance of a spare ullage at the warm ends of the treatment and liquefaction lines, while the cold end, that is, equipment downstream of the gas condensate liquids recovery unit, is already operating at its design capacity or close to it.
Кроме того, этот способ особенно полезен, когда существующие линии обработки и сжижения ограничены доступной выходной мощностью газовой турбины, ограничивая доступную холодопроизводительность.In addition, this method is especially useful when existing processing and liquefaction lines are limited by the available gas turbine output, limiting the available refrigeration capacity.
В соответствии с дополнительным аспектом предоставлен способ эксплуатации (модифицированной) установки для получения сжиженного природного газа, как описано выше, причем способ включаетIn accordance with a further aspect, there is provided a method of operating a (modified) plant for producing liquefied natural gas as described above, the method comprising
- эксплуатацию двух или более параллельных линий обработки и сжижения, при этом работа двух или более параллельных линий обработки и сжижения предусматривает прием соответствующих частей сырьевых потоков загрязненного природного газа двумя или более параллельными линиями обработки и сжижения при давлении подачи сырья и- operation of two or more parallel processing and liquefaction lines, while the operation of two or more parallel processing and liquefaction lines provides for the reception of the corresponding parts of the feed streams of contaminated natural gas by two or more parallel processing and liquefaction lines at the feed pressure, and
- эксплуатацию дополнительной линии сжижения, причем работа дополнительной линии сжижения включает подачу дополнительного сырьевого потока, содержащего два или более потоков легкого природного газа, взятых из двух или более параллельных линий обработки и сжижения (A, B), причем дополнительный сырьевой поток обеспечивается при дополнительном давлении подачи, которое, по меньшей мере, на 10 бар выше давления подачи.- operation of an additional liquefaction line, and the operation of the additional liquefaction line includes the supply of an additional feed stream containing two or more streams of light natural gas taken from two or more parallel processing and liquefaction lines (A, B), and the additional feed stream is provided at additional pressure supply pressure which is at least 10 bar higher than the supply pressure.
Как и выше, дополнительный сырьевой поток может содержать один или несколько дополнительных потоков, в том числе побочные потоки, отводимые ниже по потоку от впуска линии обработки и сжижения, такие как из конечного испарительного потока, поток испаренного газа (взятый из одного или более резервуаров для хранения СПГ), поток очищенного природного газа, промежуточные частично очищенные потоки природного газа между соответствующими установками обработки газа и побочные потоки, полученные из блока фракционирования, предназначенные для приема и фракционирования жидкостей природного газа, полученных из блока извлечения газоконденсатных жидкостей (например, побочные потоки из одного или нескольких потоков, обогащенных метаном, и/или одного или нескольких потоков, обогащенных этаном).As above, the additional feed stream may contain one or more additional streams, including side streams removed downstream of the inlet of the treatment and liquefaction line, such as from a final flash stream, a vaporized gas stream (taken from one or more reservoirs for LNG storage), purified natural gas stream, intermediate partially purified natural gas streams between respective gas treatment plants and by-streams obtained from the fractionation unit intended for receiving and fractionation of natural gas liquids obtained from the NGL recovery unit (for example, one or more streams enriched in methane and / or one or more streams enriched in ethane).
Поскольку для дополнительной линии сжижения, которая не предусматривает экстракцию газоконденсатных жидкостей, нет ограничений по давлению, которые следует принимать во внимание, связанных с экстракцией газоконденсатных жидкостей. Таким образом, дополнительное давление подачи сырья может быть выбрано выше, чем давление подачи сырья, чтобы способствовать эффективному охлаждению и сжижению. Дополнительное давление подачи сырья может быть даже на 20 бар выше давления подачи сырья. Дополнительное давление подачи сырья может быть выше 50 бар абс. или даже может быть выше 60 бар абс. (бар абс. = абсолютный бар).Since for an additional liquefaction line that does not provide for NGL extraction, there are no pressure limitations to be taken into account associated with NGL extraction. Thus, the additional feed pressure can be selected higher than the feed pressure to facilitate efficient cooling and liquefaction. The additional feed pressure can even be 20 bar higher than the feed pressure. The additional feed pressure can be higher than 50 bar abs. or may even be higher than 60 bar abs. (bar abs. = absolute bar).
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
На фигурах проиллюстрированы одна или несколько реализаций в соответствии с настоящим изобретением только в качестве примера, а не в качестве ограничения. На фигурах одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым или аналогичным элементам. Кроме того, один номер позиции будет использован для обозначения трубопровода или линии, а также потока, передаваемого по этой линии.The figures illustrate one or more implementations in accordance with the present invention by way of example only and not by way of limitation. In the figures, like reference numbers refer to the same or similar elements. In addition, a single item number will be used to denote a pipeline or line and the flow carried along that line.
На фиг. 1 схематически проиллюстрирован вариант реализации изобретения.FIG. 1 schematically illustrates an embodiment of the invention.
Подробное описание сущности изобретенияDetailed description of the essence of the invention
Следующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов реализации изобретения приведены для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения. Эти примеры никоим образом не должны восприниматься как ограничивающие или определяющие объем изобретения.The following examples of certain aspects of certain embodiments of the invention are provided to facilitate a better understanding of the present invention. These examples are in no way to be construed as limiting or defining the scope of the invention.
Предусмотрена установка по производству сжиженного природного газа, содержащая множество линий сжижения, из которых по меньшей мере одна линия, называемая дополнительной линией сжижения, сжижает потоки газа, полученные от других линий (называемых линиями обработки и сжижения). Дополнительная линия сжижения предпочтительно добавляется к существующей установке в качестве дооснащения.A plant for the production of liquefied natural gas is provided, containing a plurality of liquefaction lines, of which at least one line, called an additional liquefaction line, liquefies the gas streams received from other lines (called processing and liquefaction lines). An additional liquefaction line is preferably added to the existing plant as a retrofit.
В существующих конструкциях установок, то есть в установках, не содержащих дополнительную линию сжижения, как описано здесь, обычно топливо получают из потоков газа, полученных на линиях обработки и сжижения, таких как части конечного испарительного газа и верхняя часть колонны очистки, используемой для извлечения газоконденсатных жидкостей, которая относительно сухая и чистая.In existing plant designs, that is, plants that do not contain an additional liquefaction line as described herein, fuel is typically obtained from gas streams obtained from the processing and liquefaction lines, such as portions of the final flashing gas and the top of the purification column used to recover gas condensate. liquids that are relatively dry and clean.
В настоящее время предусмотрена установка по производству сжиженного природного газа, в которой топливо в основном получают из сырьевого потока природного газа выше по потоку от блоков охлаждения и обработки газа. Упомянутые выше относительно бедные и чистые потоки газа теперь подают в дополнительную линию сжижения в качестве дополнительного сырьевого потока.A liquefied natural gas plant is currently envisaged, in which the fuel is mainly obtained from the natural gas feed stream upstream of the refrigeration and gas treatment units. The aforementioned relatively lean and clean gas streams are now fed to the additional liquefaction line as an additional feed stream.
Признано, что обработка, необходимая для топливного газа, т.е. для топливного газа, подаваемого в газовые турбины, котлы, печи установки СПГ), является менее строгой, чем требования к СПГ. Например, для топливного газа удаление CO2 менее строго, удаление тяжелых углеводородов менее строго, удаление H2S менее строго, удаление воды менее строго и удаление ртути менее строго. Требования к обработке, позволяющие сделать загрязненный сырьевой поток природного газа пригодным для топлива, могут включать в себя некоторый контроль образования гидрата (т.е. предварительный нагрев, точка росы), контроль давления и, возможно, перегрева, но в целом требуется меньше аппаратных средств, чем обработка газа в соответствии со спецификациями СПГ.It is recognized that the treatment required for fuel gas, i.e. for fuel gas supplied to gas turbines, boilers, furnaces of the LNG plant) is less stringent than the requirements for LNG. For example, for a fuel gas, CO 2 removal is less stringent, heavy hydrocarbon removal is less stringent, H 2 S removal is less stringent, water removal is less stringent, and mercury removal is less stringent. Processing requirements to make the contaminated natural gas feed stream usable for fuel may include some hydrate control (i.e. preheat, dew point), pressure control, and possibly superheat control, but overall less hardware is required. than gas processing according to LNG specifications.
Поэтому признано, что относительно чистые и бедные газовые потоки могут быть более эффективно сжижены для производства дополнительного СПГ, чем используемые в качестве потока топлива.Therefore, it is recognized that relatively clean and lean gas streams can be liquefied more efficiently to produce additional LNG than those used as a fuel stream.
Дополнительная линия сжижения может преимущественно добавляться к существующим установкам для сжиженного природного газа, содержащим две или более линии обработки и сжижения, в частности в ситуациях, когда имеется избыточная емкость, доступная вверх по потоку в блоке извлечения газоконденсатных жидкостей и выше по потоку.An additional liquefaction line can advantageously be added to existing LNG plants containing two or more processing and liquefaction lines, particularly in situations where there is excess capacity available upstream in the NGL and upstream.
В соответствии с документом WO201576975 температура основного криогенного теплообменника повышается, чтобы обеспечить достаточную выработку конечного испарительного газа и испаренного газа для подачи в небольшую установку по производству СПГ. Этот подход невыгоден, так как он зависит от дополнительной мощности, доступной в основном криогенном теплообменнике. Кроме того, изменение температуры может вывести рабочие параметры за пределы исходного окна конструкции основного криогенного теплообменника, что приведет к менее эффективной работе. В соответствии с текущими вариантами реализации изобретения нет необходимости изменять температуру основного криогенного теплообменника.In accordance with document WO201576975, the temperature of the main cryogenic heat exchanger is raised to ensure sufficient production of the final flash gas and flash gas for feeding to the small LNG plant. This approach is disadvantageous as it depends on the additional power available in the main cryogenic heat exchanger. In addition, temperature changes can move operating parameters outside the original window of the main cryogenic heat exchanger design, resulting in less efficient operation. In accordance with current embodiments of the invention, it is not necessary to change the temperature of the main cryogenic heat exchanger.
Представленные здесь варианты реализации изобретения позволяют эксплуатировать установку СПГ, включая дополнительную линию сжижения, без необходимости повышения температуры.Embodiments of the invention presented herein allow an LNG plant, including an additional liquefaction line, to be operated without the need for an increase in temperature.
Вместо повышения температуры основного криогенного теплообменника, или в более общем смысле для холодного конца линии, предлагаются различные меры для обеспечения достаточно большого дополнительного сырьевого потока, чтобы получить выгоду от экономии на масштабе. Одной из этих мер является отвод топливного газа из другого места установки, то есть из положения выше по потоку от второго холодильного агрегата (см. подробное описание ниже, также известное как основной криогенный теплообменник), что позволяет использовать более чистый и бедный газ от линий обработки и сжижения до дополнительной линии сжижения.Instead of raising the temperature of the main cryogenic heat exchanger, or more generally for the cold end of the line, various measures are proposed to provide a sufficiently large additional feed stream to benefit from economies of scale. One of these measures is to remove the fuel gas from a different location in the installation, i.e. from a position upstream of the second refrigeration unit (see detailed description below, also known as the main cryogenic heat exchanger), which allows the use of cleaner and leaner gas from the treatment lines. and liquefaction to an additional liquefaction line.
Со ссылкой на фиг. 1 предусмотрена установка по производству сжиженного природного газа (1) для производства сжиженного природного сырьевого газа из сырьевого потока загрязненного природного газа (10). Сырьевой поток 10 загрязненного природного газа может поступать из блока 2 предварительной обработки, который выполнен с возможностью приема одного или нескольких потоков 30 природного газа из источника или скважины и выпуска сырьевого потока 10 загрязненного природного газа, имеющего четко определенное постоянное давление, расход и состав. Следовательно, блок 2 предварительной обработки может быть оборудован улавливателем шлама, устройствами контроля давления, стабилизаторами и дозирующим оборудованием. Улавливатель шлама и стабилизатор предназначены для удаления тяжелых жидкостей (конденсатов).With reference to FIG. 1, an installation for the production of liquefied natural gas (1) is provided for the production of liquefied natural feed gas from a feed stream of contaminated natural gas (10). The contaminated natural
Установка по производству сжиженного природного газа содержит две или несколько параллельных линий обработки и сжижения A, B. В соответствии с вариантом реализации изобретения установка по производству сжиженного природного газа 1 содержит три или более параллельных линии обработки и сжижения, например, четыре или шесть параллельных линий обработки и сжижения. Термин «параллель» используется для обозначения того, что линии расположены параллельно для обработки частей потока сырьевого загрязненного природного газа. Однако может иметь место интеграция между параллельными линиями обработки и сжижения A, B, например, благодаря наличию общих контуров хладагента, общей функциональности вспомогательных служб, общих средств подготовки хладагента.The plant for the production of liquefied natural gas contains two or more parallel processing and liquefaction lines A, B. In accordance with an embodiment of the invention, the plant for the production of liquefied natural gas 1 contains three or more parallel processing and liquefaction lines, for example, four or six parallel processing lines and liquefaction. The term "parallel" is used to mean that lines are arranged in parallel to process portions of a contaminated natural gas feed stream. However, there can be integration between the parallel processing and liquefaction lines A, B, for example, due to the presence of common refrigerant circuits, common functionality of auxiliary services, common means of refrigerant preparation.
Соответствующие линии A, B обработки и сжижения содержат впуск 11 для приема части потока 10’, 10’’ сырьевого загрязненного природного газа. Впуск 11 может сообщаться по текучей среде с блоком 2 предварительной обработки, описанным выше.The respective treatment and liquefaction lines A, B comprise an inlet 11 for receiving a portion of the feed stream 10 ', 10' 'of the contaminated natural gas feed. The inlet 11 may be in fluid communication with the
Соответствующие линии A, B обработки и сжижения могут дополнительно содержать ступень 12 обработки газа. Ступень обработки газа выполнена с возможностью приема соответствующей части 10’, 10’’ потока 10 загрязненного природного газа и удаления из него определенных загрязнений. Ступень 12 подготовки газа может содержать один или несколько из следующих блоков подготовки газа:The respective treatment and liquefaction lines A, B may further comprise a
- блок удаления кислого газа (AGRU - «acid gas removal unit») для удаления кислотных компонентов, CO2 и/или H2S, блок удаления кислотного газа, содержащий оборудование для разделения, такое как абсорбционная колонна, регенерационная колонна, включающая ребойлеры, конденсаторы и другие теплообменники, причем абсорбционная колонна и регенерационная колонна содержат внутренние устройства, например, тарелки или насадки (структурированные/произвольные),- an acid gas removal unit (AGRU) for removing acid components, CO 2 and / or H 2 S, an acid gas removal unit containing separation equipment such as an absorption column, a regeneration column including reboilers, condensers and other heat exchangers, wherein the absorption tower and the regeneration tower contain internals such as trays or packings (structured / arbitrary),
- блок дегидратации для удаления H2O, и- a dehydration unit for removing H 2 O, and
- блок удаления ртути для удаления ртути.- mercury removal unit for mercury removal.
Блок удаления кислых газов (AGRU) может также удалять ароматические компоненты (совместное поглощение), чтобы помочь в достижении спецификаций сжижения для бензола/ароматических соединений.The Acid Gas Removal Unit (AGRU) can also remove aromatics (co-absorption) to help achieve benzene / aromatics liquefaction specifications.
Ступени обработки газа 12 содержат выпуск для выпуска потока очищенного природного газа 13. Ступени обработки газа 12 могут также содержать один или несколько выходов для соответствующих потоков загрязненного газа 36. Соответствующие линии A, B обработки и сжижения содержат ступень 14 охлаждения, соединенную по текучей среде с выходом ступени 12 обработки газа для приема потока 13 очищенного природного газа.Gas treatment stages 12 comprise an outlet for discharging a purified
Ступень охлаждения 14 оборудована для охлаждения и, при необходимости, для сжижения по меньшей мере части полученного потока 13 очищенного природного газа. Ступень охлаждения 14 может включать в себя любой подходящий процесс охлаждения, такой как процесс с одним смешанным хладагентом (SMR - «Single Mixed Refrigerant»), процесс с двойным смешанным хладагентом («DMR - Double Mixed Refrigerant»), каскадный процесс, процесс C3MR, процесс LiquefinTM, а также процессы охлаждения на основе расширения. Понятно, что может быть применен любой подходящий процесс охлаждения. Линии параллельной обработки и сжижения A, B не обязательно предусматривают один и тот же процесс охлаждения.Cooling
В качестве примера на фиг. 1 схематически проиллюстрирован процесс охлаждения, включающий в себя первый блок охлаждения 15, например, с использованием первого хладагента, и второй блок охлаждения 17, с использованием второго холодильного агента. Первый хладагент может быть первым смешанным хладагентом, а второй хладагент может быть вторым смешанным хладагентом (процесс DMR). Альтернативно, первый хладагент может быть однокомпонентным хладагентом (обычно пропаном), а второй хладагент может быть вторым смешанным хладагентом (процесс SMR).By way of example, in FIG. 1 schematically illustrates a refrigeration process including a
В зависимости от процесса охлаждения и рабочих параметров ступень 14 охлаждения охлаждает и сжижает по меньшей мере часть потока 13 очищенного природного газа или охлаждает по меньшей мере часть потока 13 очищенного природного газа, в то время как фазовый переход в жидкость происходит ниже по потоку, например, в конечной установке испарительного газа (описана ниже).Depending on the cooling process and operating parameters, the cooling
Первый блок охлаждения 15 выполнен с возможностью генерирования предварительно охлажденного потока очищенного природного газа 151. Второй охлаждающий блок 17 выполнен с возможностью генерирования дополнительного охлажденного потока 171 (находящегося при рабочей температуре). Дополнительный охлажденный поток может быть по существу жидким (то есть более 99 мол.% жидкости) при давлении на выходе второго охлаждающего блока 17 (основного криогенного теплообменника (MCHE - «Main Cryogenic Heat Exchanger»)). На линии(ях) А обработки и сжижения, содержащей конечную установку испарительного газа 18 (как будет описано более подробно ниже), условия дополнительного охлажденного потока 171’ выбираются так, чтобы получить поток сжиженного природного газа 184 и конечный поток испарительного газа 182 посредством снижения давления и разделения жидкой и паровой фаз (этот процесс более подробно описано ниже). На линии(ях) B для обработки и сжижения (линия, не содержащая конечной установки испарительного газа), условия дополнительного охлажденного потока 171” выбираются такими, чтобы производить поток сжиженного природного газа 186. Поток сжиженного природного газа 186 является по существу жидким. Здесь паровая фаза может быть отделена от потока сжиженного природного газа 186 в резервуаре 100 для хранения СПГ. Такой пар обычно называют испаренным газом (BOG - «boil-off gas»). На этот процесс обычно ссылаются, как на резервуар испарительного газа. Дополнительный охлажденный поток 171’’ может быть переохлажденной жидкостью до снижения давления и обычно может содержать, например, около 1-3 мол.% пара после падения давления. Этот пар будет отделяться, например, в резервуаре для хранения СПГ 100.The
Понятно, что существует много вариаций, которые обычно представляют собой количество образующегося пара и место, где генерируется пар (в резервуаре 100 для хранения СПГ или в конечной установке испарительного газа 18).It will be understood that there are many variations, which are typically the amount of steam generated and the location where the steam is generated (in the
Хотя блоки схематически проиллюстрированы в виде отдельных блоков, следует понимать, что первый и второй охлаждающие блоки 15, 17 могут быть объединены. Например, второй (смешанный) хладагент может быть пропущен через первый охлаждающий блок 15 для предварительного охлаждения первым (смешанным) хладагентом.Although the blocks are schematically illustrated as separate blocks, it should be understood that the first and second cooling blocks 15, 17 can be combined. For example, a second (mixed) refrigerant may be passed through the
В соответствии с вариантами реализации изобретения ступень охлаждения 14 содержит блок извлечения 16 (также известный как блок извлечения газоконденсатных жидкостей) для извлечения жидкостей природного газа 161 из потока очищенного природного газа 13. Газоконденсатные жидкости природного газа (NGL - «Natural Gas Liquids») представляют собой молекулы углеводородов, имеющие два или более атомов углерода (молекулы C2 +), такие как этан, пропан и т.д.In accordance with embodiments of the invention,
В соответствии с вариантом реализации изобретения схематично проиллюстрированный на фиг. 1 блок извлечения газоконденсатных жидкостей 16 расположен между первым и вторым блоками охлаждения 15, 17. Следовательно, блок извлечения газоконденсатных жидкостей 16 выполнен с возможностью приема предварительно охлажденного потока очищенного природного газа 151 из первого блока охлаждения 15. Однако возможны и другие схемы, например, в зависимости от процесса охлаждения и состава газа.In accordance with an embodiment of the invention, schematically illustrated in FIG. 1, the gas condensate
Блок извлечения газоконденсатных жидкостей 16 может представлять собой промывную колонну или любой другой подходящий сепаратор, включая испарительный резервуар. Подходящий блок извлечения газоконденсатных жидкостей 16 зависит от содержания жидкости в сырьевом газе. Например, трубопроводный газ обычно содержит мало газоконденсатных жидкостей, в то время как попутный газ обычно содержит большое количество газоконденсатных жидкостей.The gas condensate
Блок извлечения газоконденсатных жидкостей 16 выпускает жидкий поток природного газа 161, который также может именоваться как поток 161, обогащенный C2 +. Термин обогащенный С2 + используют для указания того, что поток, обогащенный молекулами C2 + по сравнению с потоком, полученного блоком извлечения газоконденсатных жидкостей 16, в этом варианте реализации изобретения поток является предварительно охлажденным потоком очищенного природного газа 151.The
Поток сжиженного природного газа 161 может быть передан в установку фракционирования, содержащую колонну фракционирования или ряд колонн фракционирования (деметанизатор, деэтанизатор, депропанизатор и т.д.), чтобы дополнительно отделить компоненты природного газа в жидком потоке 161. Используемая установка фракционирования может генерировать поток, обогащенный метаном, и обогащенный этаном поток. Поток, обогащенный метаном, обогащен метаном по сравнению с потоком сжиженного природного газа 161. Обогащенный этаном поток обогащен этаном по сравнению с потоком жидкого природного газа 161.The liquefied
Некоторые компоненты могут храниться отдельно для отдельной продажи или подпитки хладагента; другие компоненты могут быть поданы обратно на ступень охлаждения 14, например, метан, который поступал с потоком сжиженного природного газа 161.Some components may be kept separately for separate sale or to replenish the refrigerant; other components can be fed back to
В соответствии с вариантом реализации изобретения дополнительный поток сырья может содержать дополнительный поток, содержащий по меньшей мере часть одного или нескольких потоков, обогащенных метаном, генерируемых соответствующими блоками фракционирования соответствующих линий обработки и сжижения (A, B).In accordance with an embodiment of the invention, the additional feed stream may comprise an additional stream containing at least a portion of one or more methane-rich streams generated by respective fractionation units of the respective treatment and liquefaction lines (A, B).
В соответствии с вариантом реализации изобретения дополнительный поток сырья может содержать дополнительный поток, включающий, по меньшей мере, часть одного или нескольких потоков, обогащенных этаном, генерируемых соответствующими блоками фракционирования соответствующих линий обработки и сжижения (A, B).In accordance with an embodiment of the invention, the additional feed stream may comprise an additional stream comprising at least a portion of one or more ethane-rich streams generated by respective fractionation units of the respective treatment and liquefaction lines (A, B).
Преимущественно потоки, обогащенные метаном, и потоки, обогащенные этаном, находятся под значительным давлением, обычно в диапазоне 20-30 бар абс., например, 25 бар абс., поэтому требуется относительно небольшое сжатие для подачи на дополнительную линию сжижения C.Advantageously, the methane-rich streams and the ethane-rich streams are at significant pressures, typically in the range 20-30 bar abs, e.g. 25 bar abs, therefore relatively little compression is required to feed the additional liquefaction line C.
Блок извлечения газоконденсатных жидкостей 16 дополнительно выпускает поток легкого природного газа 162, фактически являясь потоком, принятым блоком извлечения газоконденсатных жидкостей 16, без потока сжиженного природного газа 161, причем поток легкого природного газа 162 должен по меньшей мере частично охлаждается второй установкой охлаждения 17 и по меньшей мере частично сжижается для выработки сжиженного природного газа 181. Поток легкого природного газа 162 также может называться потоком 162, обогащенным C1.The
Термин «обогащенный C1» используется для указания того, что поток обогащен молекулами C1 (метаном) по сравнению с потоком, полученным блоком извлечения газоконденсатных жидкостей 16, в этом варианте реализации изобретения поток представляет собой предварительно охлажденный поток очищенного природного газа 151.The term "enriched in C 1" is used to indicate that the stream is enriched in C 1 molecules (methane) compared to the stream obtained by the
Соответствующие линии A, B обработки и сжижения содержат выпуск 181 для выпуска сжиженного природного газа. Согласно варианту реализации изобретения, схематически проиллюстрированному на фиг. 1, потоки сжиженного природного газа 181, выпускаемые через выпуски 181, собираются в резервуаре для хранения СПГ 100. Однако следует понимать, что может присутствовать более одного резервуара 100 для хранения СПГ, и не все линии обязательно соединены со всеми резервуарами для хранения СПГ 100.Corresponding processing and liquefaction lines A, B contain an
Установка по производству сжиженного природного газа 1 содержит дополнительную линию сжижения C.LNG plant 1 contains an additional liquefaction line C.
Дополнительная линия C для сжижения может быть добавлена в качестве модифицированной к существующей установке СПГ 1 или может быть частью оригинального проекта установки СПГ. В частности, модернизация может быть полезной в ситуациях, когда имеется избыточная емкость на теплом конце, то есть в блоке извлечения газоконденсатных жидкостей 16 и выше по потоку от него, что может, например иметь место, когда происходит изменение состава сырьевого газа, например с меньшим содержанием CO2 или в результате (частичной) замены оборудования для целей отделения блока удаления кислого газа (как описано выше) и/или дооснащения/расширения другого оборудования блока удаления кислого газа, такого как теплообменники, обеспечивающие более высокую пропускную способность на ступени обработки газа 12. Понятно, что замена оборудования для целей отделения блока удаления кислого газа, в частности замена внутренних частей абсорбционной колонны и/или замена/расширение меньшего оборудования, является относительно экономически эффективным способом увеличения производительности ступени обработки газа 12, в случае, когда блок удаления кислого газа является ограничивающей частью ступени обработки газа 12.Additional liquefaction line C can be added as a retrofit to an existing LNG plant 1 or can be part of an original LNG plant design. In particular, the retrofit can be useful in situations where there is excess capacity at the warm end, that is, in the
Кроме того, дооснащение может быть выгодным в том случае, когда существующая установка СПГ была изначально перепроектирована.In addition, retrofitting can be beneficial if the existing LNG plant was originally redesigned.
Отмечено, что дополнительная линия сжижения С предпочтительно не предусматривает обработку газа, т.е. не содержит блок удаления кислого газа, блок дегидратации, блок удаления ртути и блок совместного поглощения, и дополнительная линия сжижения, кроме того, не предусматривает извлечение газоконденсатных жидкостей.It is noted that the additional liquefaction line C preferably does not provide for gas treatment, i. E. does not contain an acid gas removal unit, a dehydration unit, a mercury removal unit and a joint absorption unit, and an additional liquefaction line, in addition, it does not provide for the recovery of gas condensate liquids.
В соответствии с вариантом реализации изобретения дополнительная линия для сжижения C содержит меньше блоков обработки газа, чем линии A, B. для обработки и сжижения. Например, в случае, когда линии A, B обработки и сжижения содержат четыре блока обработки газа, например, блок удаления кислого газа (AGRU), блок дегидратации, блок удаления ртути и блок совместного поглощения, в то время как дополнительный блок сжижения содержит не более его поднабора (три или менее блока очистки газа).According to an embodiment of the invention, the additional liquefaction line C contains fewer gas treatment units than lines A, B. for treatment and liquefaction. For example, in the case where the treatment and liquefaction lines A, B contain four gas treatment units, for example, an acid gas removal unit (AGRU), a dehydration unit, a mercury removal unit and a co-absorption unit, while the additional liquefaction unit contains no more than its subsets (three or less gas purification units).
Дополнительная линия сжижения содержит дополнительную ступень охлаждения 214, предназначенную для приема и сжижения дополнительного сырьевого потока 210, в результате чего генерируется дополнительный сжиженный природный газ. Дополнительная ступень охлаждения C может снова использовать любой подходящий процесс охлаждения, такой как примеры, представленные выше, и может быть аналогичным или отличным от процессов охлаждения, включенных в линии обработки и сжижения A и B.The additional liquefaction line contains an
В соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 1, дополнительная линия для сжижения C содержит ступень охлаждения, аналогичную вышеописанным линиям обработки и сжижения A, B, то есть содержит первый блок охлаждения 215, предназначенный для выработки предварительного охлаждения потока природного газа 2151, и второй блок охлаждения 217 выполнены с возможностью генерирования дополнительного охлажденного потока 2171. Второй охлаждающий блок 217 выполнен с возможностью непосредственного приема предварительно охлажденного потока очищенного природного газа 2151 из первого охлаждающего блока 215.In accordance with the embodiment illustrated in FIG. 1, the additional liquefaction line C contains a refrigeration stage similar to the above-described processing and liquefaction lines A, B, that is, contains a
Дополнительная линия сжижения С необязательно содержит конечный испарительный блок 218, который выполнен с возможностью приема дополнительного охлажденного потока 2171 и выпуска потока испарительного газа 282 и потока жидкого природного газа 284 через выпуск 281.The additional liquefaction line C optionally comprises an
Дополнительная линия сжижения С принимает дополнительный поток сырья 210, который содержит по меньшей мере два побочных потока 163, взятых из соответствующих потоков легкого природного газа 162, отводимых блоками извлечения газоконденсатных жидкостей 16 из одной или нескольких параллельных линий обработки и сжижения (А, B). По меньшей мере два побочных потока 163 являются по существу газообразными. В зависимости от давления по меньшей мере двух побочных потоков 163, побочные потоки 163 могут проходить через блок сбора и сжатия 202, более подробно описанный ниже. Второй блок охлаждения 217 может непосредственно принимать предварительно охлажденный поток очищенного природного газа 2151 из первого блока охлаждения 215, поскольку газоконденсатные жидкости 161 уже удалены из дополнительного сырьевого потока 210 с помощью блоков извлечения газоконденсатных жидкостей 16 соответствующих линий обработки и сжижения A, B.The additional liquefaction line C receives an
Дополнительная линия для сжижения C может представлять собой автономную линию, то есть он отделен от линий A, B для обработки и сжижения. Однако дополнительная линия C для сжижения также может быть интегрирована с одним или несколькими линиями A, B для обработки и сжижения, например, путем совместного использования средств для подбора хладагента, вспомогательных услуг и т.д.The additional liquefaction line C can be a stand-alone line, that is, it is separate from the lines A, B for processing and liquefaction. However, an additional liquefaction line C can also be integrated with one or more treatment and liquefaction lines A, B, for example by sharing refrigerant pickup, ancillary services, etc.
В соответствии с вариантом реализации изобретения одна или несколько параллельных линий обработки и сжижения (A) содержат конечный испарительный блок 18, выполненный с возможностью приема и испарения газа по меньшей мере части дополнительного охлажденного потока 171 для генерирования конечного потока испарительного газа 182 и поток сжиженного природного газа 184. Конечный поток испарительного газа 182 является по существу газообразным. Поток сжиженного природного газа 184 является по существу жидким. При этом дополнительный сырьевой поток 210 может дополнительно содержать по меньшей мере часть одного или нескольких потоков испарительного газа 182, генерируемых соответствующими конечными модулями испарительного газа 18 одной или нескольких параллельных линиями обработки и сжижения (A).In accordance with an embodiment of the invention, one or more parallel processing and liquefaction lines (A) comprise an
Конечный испарительный блок 18 может быть расположен ниже по потоку от ступени охлаждения 14 и выполнен с возможностью приема (части) дополнительного охлажденного потока 171.The
На фиг. 1 проиллюстрирована одна линия с конечным блоком испарительного газа 18 и одну линию без конечного блок испарительного газа 18, но следует понимать, что любое количество имеющихся параллельных блоков обработки и сжижения может содержать конечный испарительный блок 18, но также может не включать ни один блок или включать все блоки.FIG. 1 illustrates one line with an end
В дополнение к исключительному использованию побочных потоков 163, взятых из соответствующих потоков легкого природного газа 162 из блока извлечения газоконденсатных жидкостей 16, дополнительно может быть использован конечный испарительный газ 182. При использовании может применяться любая подходящая часть конечного потока испарительного газа 182 в диапазоне от 0% до 100%. Часть конечного испарительного потока 182, не подаваемая в дополнительную линию С сжижения, может использоваться в качестве топлива или может быть сожжена.In addition to the exclusive use of
В соответствии с вариантом реализации изобретения все потоки испарительного газа 182 одной или нескольких линий обработки и сжижения А, содержащих конечный блок испарительного газа 18, содержат дополнительный сырьевой поток. В соответствии с вариантом реализации изобретения все потоки испарительного газа 182 всех линий обработки и сжижения А, содержащие конечный блок испарительного газа 18, составляют дополнительный сырьевой поток.In accordance with an embodiment of the invention, all of the
Поскольку потоки испарительного газа 182 уже относительно чистые и обедненные, для дополнительной линии сжижения C не требуется (все) ступени обработки газа или установка для извлечения газоконденсатных жидкостей.Since the
В соответствии с вариантом реализации изобретения потоки испарительного газа 182 сначала проходят через соответствующие ступени охлаждения линий обработки и сжижения A, на которых они получены для целей холодного восстановления, прежде чем (частично) передаются на дополнительную линию сжижения C.In accordance with an embodiment of the invention, the
Различные потоки, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоке 210, могут не все находиться под одинаковым давлением и могут (не все) находиться под подходящим давлением. Это, в частности, тот случай, когда дополнительный сырьевой поток 210 также содержит (часть) потоков испарительного газа 182, поскольку потоки испарительного газа обычно находятся под относительно низким давлением, например, близким к давлению окружающей среды.The various streams to be added by the
В соответствии с вариантом реализации изобретения установка для получения сжиженного природного газа 1 содержит блок сбора и сжатия 202, содержащий множество впусков для приема соответствующих потоков, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевым потоком 210. Блок сбора и сжатия 202 выполнен с возможностью создания давления и объединения различных потоков для формирования и выпуска дополнительного сырьевого потока.In accordance with an embodiment of the invention, the plant for the production of liquefied natural gas 1 comprises a collection and
Блок сбора и сжатия 202 может содержать одно- или многоступенчатый компрессор 203, возможно, с внутренним и/или дополнительным охладителем (не показан), сжимать потоки, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоке, до предварительно определенного дополнительного давления подачи. Компрессор 203 может иметь один или несколько впусков, допускающих приток потоков с различными давлениями.The collection and
В дополнительном варианте реализации изобретения привод компрессора 203 механически или электрически соединен с приводом одного или нескольких компрессоров хладагента на линии C. Дополнительная линия сжижения C может содержать один или несколько компрессоров хладагента, предназначенных для сжатия хладагента, являющихся частью контура охлаждения, как будет понятно специалисту в данной области. Комбинация компрессоров с приводом (количество приводов меньше количества компрессоров) позволяет лучше согласовать мощность привода(-ов) с мощностью компрессора(-ов), особенно если приводы являются газовыми турбинами, тем самым выигрывая за счет экономии от использования меньшего числа больших по размеру приводов, занимающих ту же емкость дополнительной линии сжижения.In a further embodiment, the
В дополнительном варианте реализации изобретения дополнительное давление подачи (поток 210) выбирают таким образом, чтобы мощность компрессора для компрессора 203 и мощность компрессора хладагента для ступени 214 дополнительного охлаждения выбирают так, чтобы соответствовали мощности привода и компрессора.In a further embodiment of the invention, the additional feed pressure (stream 210) is selected such that the compressor capacity for
Дополнительное давление подачи может быть выбрано существенно выше, чем давление загрязненного сырьевого потока природного газа 10 для линий обработки и сжижения A, B. Поскольку предпочтительно, чтобы в дополнительной линии C не требовалось извлечение газоконденсатных жидкостей, давление отсутствует, ограничено/принято во внимание в связи с извлечением газоконденсатных жидкостей. Извлечение газоконденсатных жидкостей обычно происходит при заранее определенном давлении, обычно в диапазоне 30-60 бар абс., например, 50 бар абс., в зависимости от оптимальных условий для выполнения извлечения газоконденсатных жидкостей для конкретной композиции потока. Извлечение газоконденсатных жидкостей предпочтительно проводится при относительно низком давлении, в то время как сжижение обычно может осуществляться более эффективно при относительно более высоком давлении. Эти два эффекта должны быть сбалансированы. Отсутствие извлечения газоконденсатных жидкостей на дополнительной линии сжижения C устраняет эту балансировку и обеспечивает более оптимальное давление для сжижения.The additional feed pressure can be selected significantly higher than the pressure of the contaminated natural
Относительно высокое давление на установках извлечения газоконденсатных жидкостей линий A, B обработки и сжижения сводит к минимуму необходимость (повторного) сжатия двух или более побочных потоков (163), взятых из соответствующих потоков легкого природного газа (162), которые будут содержаться в дополнительном сырьевом потоке.The relatively high pressure in the NGLs of the A, B treatment and liquefaction lines minimizes the need to (re) compress two or more side streams (163) taken from the respective light natural gas streams (162) that will be contained in the additional feed stream. ...
В соответствии с вариантом реализации изобретения дополнительное давление подачи дополнительного сырьевого потока 210 может быть более чем на 10 бар выше давления подачи сырьевого потока загрязненного природного газа 10, более предпочтительно даже более чем на 20 бар выше. Более высокое дополнительное давление подачи способствует более эффективному охлаждению и сжижению дополнительного сырьевого потока.In accordance with an embodiment of the invention, the additional feed pressure of the
Один или несколько компрессоров могут быть пригодны для сжатия потоков, которые должны быть добавлены дополнительным потоке подачи, до давления, которое на 10 бар и даже более чем на 20 бар выше давления подачи, при котором сырьевой поток загрязненного природного газа (10, 10’, 10’’) принимается линиями параллельной обработки и сжижения (A, B).One or more compressors may be suitable for compressing streams that must be added by an additional feed stream to a pressure that is 10 bar or even more than 20 bar higher than the supply pressure at which the contaminated natural gas feed stream (10, 10 ', 10``) is adopted by parallel processing and liquefaction lines (A, B).
В вариантах реализации изобретения, в которых дополнительный сырьевой поток 210 содержит по меньшей мере часть одного или более потоков испарительного газа 182, дополнительный сырьевой поток 210 может быть относительно богат азотом.In embodiments in which the
В соответствии с вариантом реализации изобретения установка для производства сжиженного природного газа содержит ступень удаления азота (не показана), причем ступень удаления азота выполнена с возможностью приема одного или нескольких потоков, которые должны состоять из дополнительного сырьевого потока, и выпуска одного или нескольких потоков, обедненных азотом.In accordance with an embodiment of the invention, a plant for the production of liquefied natural gas comprises a nitrogen removal stage (not shown), the nitrogen removal stage being configured to receive one or more streams, which should consist of an additional feed stream, and release one or more streams depleted nitrogen.
Ступень удаления азота (также называемая блоком удаления азота) может быть включена в дополнительную линию сжижения С, может содержаться в блоке 202 сбора и сжатия или может быть встроена между конечной установкой испарительного газа 18 и выше по потоку от установки сбора и сжатия 202/дополнительная линия сжижения C. В последнем варианте реализации изобретения предпочтительно предусмотрена одна ступень удаления азота, предназначенная для обработки всех конечных потоков испарительного газа, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоке 210. Ступень удаления азота содержит выпуск, предназначенный для выпуска одного или нескольких потоков, обедненных азотом, причем выпуск связан по текучей среде с блоком сбора и сжатия 202.A nitrogen removal stage (also called a nitrogen removal unit) may be included in an additional liquefaction line C, may be contained in a collection and
Тем не менее, использование дополнительной системы сжижения, как описано, может в частности быть подходящим в ситуациях, когда поток загрязненного природного газа 10 имеет низкое содержание азота, что устраняет необходимость в ступени удаления азота в качестве дополнительной стадии обработки, т.е. исключить требование, чтобы ступень удаления азота содержала дополнительную линию сжижения C или располагалась выше по потоку.However, the use of an additional liquefaction system, as described, may be particularly suitable in situations where the contaminated
В соответствии с вариантом реализации изобретения сырьевой поток природного газа 10 предпочтительно имеет содержание азота менее 1,0 мол.% или менее 0,5 мол.%. In accordance with an embodiment of the invention, the natural
В частности, содержание азота в части сырьевого потока загрязненного природного газа 10’, подаваемого в линию обработки и сжижения А, содержащую конечный испарительный блок 18, предпочтительно составляет менее 0,5 мол.%, в то время как содержание азота в части сырьевого потока загрязненного природного газа 10’’, подаваемого в линию обработки и сжижения В, не содержащей конечный испарительный блок 18, предпочтительно составляет менее 1,0 мол.%.In particular, the nitrogen content in a portion of the contaminated natural gas feed stream 10 'supplied to the treatment and liquefaction line A containing the
На фиг. 1 дополнительно проиллюстрирован топливный блок 300. Топливный блок 300 проиллюстрирован схематично и содержит впуск 301 для топлива, чтобы принимать поток топлива, содержащий побочный поток 32 из сырьевого потока загрязненного природного газа 10. Топливный блок 300 выполнен с возможностью сжигать поток топлива для выработки энергии (электричества) для подачи мощности или энергии (тепла) на установку СПГ 1, включая в частности приводы газовых турбин для компрессоров хладагента, газотурбинные генераторы для выработки электроэнергии, топливо для печи теплопередачи/паровые котлы, дежурные факелы и для подачи топлива в случае потребности в тепле, в частности на стадии обработки газа 12, когда может потребоваться тепло. На фиг. 1 проиллюстрированы части установки по производству сжиженного природного газа, требующие питания от топливного блока 300, схематически обозначены потребителями 302 электроэнергии.FIG. 1 further illustrates a
Поток топлива содержит по меньшей мере часть 32 сырьевого потока загрязненного природного газа 10. Предпочтительно, чтобы по меньшей мере 50% потока топлива образовывалось побочным потоком топлива 32 из сырьевого потока загрязненного природного газа 10, частью 34 конечного потока испарительного газа 182 и/или частью потока очищенного природного газа 13.The fuel stream contains at least a portion 32 of the contaminated natural
В соответствии с вариантом реализации изобретения предложен способ дооснащения установки по производству сжиженного природного газа, включающей в себя по меньшей мере две или более первых линии сжижения A, B, расположенные параллельно по отношению к дополнительной линии сжижения C. После завершения модернизации установка по сжижению природного газа 1 может работать с расходом для сырьевого потока загрязненного природного газа 10, который выводится блоком предварительной обработки 2, который может быть увеличен относительно скорости потока для сырьевого потока загрязненного природного газа 10 до модернизации (т.е. без дополнительной линии С).In accordance with an embodiment of the invention, a method is proposed for retrofitting a plant for the production of liquefied natural gas, including at least two or more first liquefaction lines A, B located in parallel with an additional liquefaction line C. After the completion of the modernization, the plant for liquefying natural gas 1 can operate at a rate for the contaminated natural
Предпочтительно побочный поток топлива отбирается из потока загрязненного природного газа 10. Однако в ситуациях, когда подаваемый загрязненный природный газ содержит относительно большие количества H2S, побочный поток топлива предпочтительно отбирается из потока очищенного природного газа 13.Preferably, the side fuel stream is taken from the polluted
В соответствии с вариантом осуществления установка для производства сжиженного природного газа содержит по меньшей мере четыре или более параллельных линий обработки и сжижения (A, B).In accordance with an embodiment, the plant for the production of liquefied natural gas comprises at least four or more parallel processing and liquefaction lines (A, B).
Каждая из линий обработки и сжижения предпочтительно имеет мощность по меньшей мере 2 млн. тонн в год, предпочтительно по меньшей мере 3 млн. тонн в год (ММТГ: миллион метрических тонн СПГ в год). Таким образом, дополнительная линия для сжижения (C) может иметь производительность не менее 2 млн. тонн в год, чтобы получить выгоду от эффекта большого масштаба.Each of the processing and liquefaction lines preferably has a capacity of at least 2 million tons per year, preferably at least 3 million tons per year (MMTG: million metric tons of LNG per year). Thus, an additional liquefaction line (C) can have a capacity of at least 2 million tonnes per year to benefit from large scale economies.
Кроме того, в случае, когда дополнительная линия сжижения добавляется к существующей установке по сжижению природного газа, имеющей по меньшей мере четыре или более, например, шесть, параллельных линий обработки и сжижения с вышеупомянутой производительностью, может генерироваться достаточно большой дополнительный сырьевой поток без необходимости изменения рабочих параметров существующих параллельных линий обработки и сжижения.In addition, in the case where an additional liquefaction line is added to an existing natural gas liquefaction plant having at least four or more, for example six, parallel processing and liquefaction lines with the aforementioned capacity, a sufficiently large additional feed stream can be generated without the need for modification. operating parameters of existing parallel processing and liquefaction lines.
В соответствии с вариантом реализации изобретения предложен способ дооснащения существующей установки по производству сжиженного природного газа для увеличения ее производительности по производству сжиженного природного газа. Получившаяся установка по производству сжиженного природного газа может называться модифицированной установкой по производству сжиженного природного газа.In accordance with an embodiment of the invention, a method is proposed for retrofitting an existing liquefied natural gas plant to increase its liquefied natural gas production capacity. The resulting LNG plant can be called a modified LNG plant.
Существующая установка по производству сжиженного природного газа (1) может содержать две или более параллельных линии обработки и сжижения (A, B), как описано выше, которые выполнены с возможностью:An existing plant for the production of liquefied natural gas (1) may contain two or more parallel processing and liquefaction lines (A, B), as described above, which are configured to:
- принять порцию сырьевого потока загрязненного природного газа (10’, 10’’),- take a portion of the contaminated natural gas feed stream (10 ', 10' '),
- удалить загрязняющие вещества из соответствующей части сырьевого потока загрязненного природного газа (10’, 10’’), тем самым генерируя поток очищенного природного газа (13),- remove contaminants from the corresponding part of the contaminated natural gas feed stream (10 ', 10' '), thereby generating a stream of purified natural gas (13),
- охладить по меньшей мере часть потока очищенного природного газа (13) и извлечь жидкости природного газа (161) из потока очищенного природного газа (13), в результате чего образуется поток легкого природного газа (162), который по меньшей мере частично будет дополнительно ступенью охлаждения (14).- to cool at least part of the stream of purified natural gas (13) and to extract liquid natural gas (161) from the stream of purified natural gas (13), as a result of which a stream of light natural gas (162) is formed, which at least partially will be an additional stage cooling (14).
Способ дооснащения включает в себя:The retrofitting method includes:
- обеспечение дополнительной линии сжижения (C), причем дополнительная линия сжижения содержит дополнительную ступень охлаждения, предназначенную для приема и сжижения дополнительного сырьевого потока (210), тем самым генерируя дополнительный сжиженный природный газ. Дополнительная линия сжижения может быть такой, как описано выше, то есть может не предусматривать извлечение газоконденсатных жидкостей и/или обработку газа.- providing an additional liquefaction line (C), and the additional liquefaction line contains an additional cooling stage designed to receive and liquefy the additional feed stream (210), thereby generating additional liquefied natural gas. The additional liquefaction line may be as described above, that is, it may not include the recovery of gas condensate liquids and / or gas treatment.
Способ дооснащения включает в себя:The retrofitting method includes:
- связывание по текучей среде дополнительной линия сжижения (C) с двумя или более из потоков легкого природного газа (162) двух или более из линий обработки и сжижения (A, B) для получения побочных потоков (163) из двух или более потоков легкого природного газа должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоке (210).- fluid coupling of an additional liquefaction line (C) with two or more of the light natural gas streams (162) two or more of the processing and liquefaction lines (A, B) to obtain side streams (163) from two or more light natural gas streams gas must be added to an additional feed stream (210).
Если существующая установка по производству сжиженного природного газа содержит одну или несколько параллельных линий обработки и сжижения (A), содержащих конечный испарительный блок (18), как описано выше, способ модернизации может включать в себя:If an existing LNG plant contains one or more parallel processing and liquefaction lines (A) containing an end evaporation unit (18), as described above, the retrofit method may include:
- связывание по текучей среде дополнительную линию сжижения (C) с одним или несколькими из конечных потоков испарительного газа (182) для приема по меньшей мере его части, которая должна быть добавлена дополнительным сырьевым потоком (210).- linking by fluid an additional liquefaction line (C) with one or more of the final streams of flash gas (182) to receive at least a portion thereof, which is to be added by the additional feed stream (210).
Способ дооснащения может включать в себя:The retrofit method can include:
- обеспечение блока (202) сбора и сжатия, содержащего множество впусков, для приема соответствующих потоков, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоке из двух или более параллельных линий обработки и сжижения (A, B), блока сбора и сжатия содержащего один или несколько компрессоров для сжатия потоков, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевом потоком, до предварительно определенного дополнительного давления подачи и объединения потоков, которые должны быть добавлены дополнительным сырьевым потоком, для формирования дополнительного сырьевого потока, блока сбора и сжатия (202) дополнительно содержащего выпуск для выпуска дополнительного сырьевого потока (210),- providing a collection and compression unit (202) containing a plurality of inlets for receiving corresponding streams to be added by an additional feed stream from two or more parallel processing and liquefaction lines (A, B), a collection and compression unit containing one or more compressors to compress the streams to be added by the additional feed stream to a predetermined additional feed pressure and to combine the streams to be added by the additional feed stream to form an additional feed stream, a collection and compression unit (202) further comprising an outlet for the release of the additional feed flow (210),
- связывание по текучей среде соответствующие входы блока сбора и сжатия (202) с двумя или более параллельными линиями обработки и сжижения (A, B) и выход блока сбора и сжатия (202), связанный по текучей среде с дополнительной линией сжижения (С).- fluid bonding of the respective inputs of the collection and compression unit (202) with two or more parallel processing and liquefaction lines (A, B) and the outlet of the collection and compression unit (202) fluidly connected to an additional liquefaction line (C).
Соответствующие впуски блока сбора и сжатия связаны по текучей среде с теми потоками параллельных линий обработки и сжижения, из которых отбирается газ, для добавления в дополнительный сырьевой поток 210.The respective inlets of the collection and compression unit are in fluid communication with those streams of parallel processing and liquefaction lines from which gas is withdrawn for addition to the
В соответствии с вариантом реализации изобретения существующая установка для производства сжиженного природного газа содержит топливный блок (300), причем топливный блок (300) выполнен с возможностью приема и сжигания потока топлива, тем самым генерируя энергию и/или тепло для обеспечения установки по производству сжиженного природного газа (1) с получением энергии и/или тепла,In accordance with an embodiment of the invention, an existing LNG plant comprises a fuel block (300), the fuel block (300) being configured to receive and burn a fuel stream, thereby generating energy and / or heat to provide a LNG plant. gas (1) with the production of energy and / or heat,
при этом способ дооснащения включаетthe retrofitting method includes
- связывание по текучей среде топливного блока (300) для приема побочного потока (10) загрязненного природного газа или потока (13) очищенного природного газа.- fluid bonding of the fuel unit (300) for receiving a side stream (10) of contaminated natural gas or a stream (13) of purified natural gas.
Существующая установка для сжиженного природного газа может содержать соединение для подачи жидкого топлива между топливным блоком и соответствующими параллельными линиями обработки и сжижения, например, между топливным блоком и конечными потоками испарительного газа (182), чтобы обеспечить топливный блок топливом. Способ дооснащения может включать в себя отсоединение этого топливного соединения. Способ дооснащения может также включать в себя оставление существующего топливного соединения на месте, но при использовании скорость потока через существующее топливное соединение будет значительно снижена по сравнению с предшествующим дооснащением обычно снижается более чем на 50%.An existing LNG plant may include a liquid fuel connection between the fuel block and associated parallel processing and liquefaction lines, such as between the fuel block and the end streams of flash gas (182), to provide fuel to the fuel block. The retrofitting method may include disconnecting this fuel connection. The retrofit method may also include leaving the existing fuel connection in place, but in use, the flow rate through the existing fuel connection will be significantly reduced compared to the prior retrofit, typically reduced by more than 50%.
Как описано выше, линия обработки и сжижения газа может содержать первый блок охлаждения 15 и второй блок 17 охлаждения, второй блок охлаждения, генерирующий дополнительно охлажденный поток 171 при рабочей температуре, причем рабочая температура линий обработки и сжижения А, В практически одинакова до и после дооснащения. Термин «по существу равный» используется в данном документе для обозначения того, что рабочие температуры отличаются менее чем на 4°С, предпочтительно менее чем на 2°С.As described above, the gas treatment and liquefaction line may comprise a
После того, как будет установлена модернизированная установка для производства сжиженного природного газа, модернизированная установка для производства сжиженного природного газа может эксплуатироваться, при этом способ работы включает в себя:After the upgraded LNG plant has been installed, the upgraded LNG plant can be operated with the method of operation including:
- прием соответствующих порций сырьевых потоков природного газа (10’, 10’’) при давлении подачи и- receiving appropriate portions of natural gas feed streams (10 ', 10' ') at a feed pressure and
- повышение давления в дополнительном сырьевом потоке подачи до дополнительного давления подачи, которое должно быть, как минимум, на 10 бар выше давления подачи,- increasing the pressure in the additional feed stream to the additional supply pressure, which must be at least 10 bar higher than the supply pressure,
- подача дополнительного сырьевого потока в дополнительную линию сжижения (C).- supply of an additional feed stream to an additional liquefaction line (C).
В соответствии с вариантом реализации изобретения дополнительное давление подачи дополнительного сырьевого потока 210 может быть на 10 бар больше давления подачи сырьевого потока загрязненного природного газа 10 более предпочтительно даже более чем на 20 бар выше. Более высокое дополнительное давление подачи способствует более эффективному охлаждению и сжижению дополнительного сырьевого потока.In accordance with an embodiment of the invention, the additional feed pressure of the
Настоящее раскрытие не ограничено вариантами реализации изобретения, как описано выше, и прилагаемой формулой изобретения. Возможны многие модификации, и признаки соответствующих вариантов реализации изобретения могут быть объединены.The present disclosure is not limited to the embodiments of the invention as described above and the appended claims. Many modifications are possible, and features of respective embodiments of the invention may be combined.
Дополнительные варианты реализации изобретенияAdditional embodiments of the invention
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения предусмотрена установка по производству сжиженного природного газа (1) для получения сжиженного природного газа из сырьевого потока загрязненного природного газа (10), установку по производству сжиженного природного газа (1), содержащую одну или более параллельных линий обработки и сжижения (A, B), отличающаяся тем, что соответствующие линии обработки и сжижения (A, B) включают в себя:In accordance with another embodiment of the invention, there is provided a liquefied natural gas plant (1) for producing liquefied natural gas from a contaminated natural gas feed stream (10), a liquefied natural gas plant (1) comprising one or more parallel processing lines, and liquefaction (A, B), characterized in that the corresponding processing and liquefaction lines (A, B) include:
- впуск (11) для приема части сырьевого потока загрязненного природного газа (10’, 10’’),- inlet (11) for receiving part of the feed stream of contaminated natural gas (10 ', 10' '),
- ступень обработки газа (12) для удаления загрязнений из соответствующей части сырьевого потока загрязненного природного газа (10’, 10’’), в результате чего образуется поток очищенного природного газа (13),- a gas treatment stage (12) for removing impurities from the corresponding part of the feed stream of contaminated natural gas (10 ', 10' '), resulting in the formation of a stream of purified natural gas (13),
- ступень охлаждения (14), предназначенная для приема потока очищенного природного газа (13) со ступени обработки газа (12) для охлаждения по меньшей мере части потока очищенного природного газа (13), причем ступень охлаждения (14) содержит устройство (16) для извлечения сжиженного природного газа для извлечения жидкостей из природного газа (161), тем самым генерируя поток легкого природного газа (162) который по меньшей мере, частично дополнительно охлаждают на ступени охлаждения (14), чтобы по меньшей мере частично сжижать и- a cooling stage (14), designed to receive a stream of purified natural gas (13) from a gas treatment stage (12) for cooling at least part of a stream of purified natural gas (13), and the cooling stage (14) contains a device (16) for recovering liquefied natural gas to extract liquids from natural gas (161), thereby generating a light natural gas stream (162) which is at least partially further cooled in a refrigeration stage (14) to at least partially liquefy and
- выпуск (181) для выпуска сжиженного природного газа,- outlet (181) for the production of liquefied natural gas,
причем установка для сжиженного природного газа (1) содержит дополнительную линию сжижения (C), причем дополнительная цепь сжижения содержит:moreover, the plant for liquefied natural gas (1) contains an additional liquefaction line (C), and the additional liquefaction chain contains:
- впуск (211) для приема дополнительного сырьевого потока (210),- inlet (211) for receiving additional feed stream (210),
- дополнительную ступень охлаждения (214), предназначенную для приема дополнительного сырьевого потока для охлаждения дополнительного потока сырья (210), в результате чего образуется дополнительный сжиженный природный газ, и- an additional cooling stage (214), designed to receive an additional feed stream to cool the additional feed stream (210), resulting in the formation of additional liquefied natural gas, and
- выпуск (281) для выпуска дополнительного сжиженного природного газа (284),- release (281) for the release of additional liquefied natural gas (284),
причем дополнительный сырьевой поток (210) содержит один или несколько побочных потоков (163), взятых из соответствующих потоков легкого природного газа (162) одной или нескольких параллельных линий обработки и сжижения (A, B).wherein the additional feed stream (210) contains one or more side streams (163) taken from respective light natural gas streams (162) of one or more parallel processing and liquefaction lines (A, B).
Согласно дополнительному варианту реализации изобретения предложен способ переоборудования существующей установки по производству сжиженного природного газа, чтобы увеличить производственные мощности по производству сжиженного природного газа, причем существующая установка по производству сжиженного природного газа (1) содержит одну или более параллельных линий обработки и сжижения (A, B) для производства сжиженного природного газа из сырьевого потока загрязненного природного газа (10), причем одна или несколько параллельных линий обработки и сжижения (A, B) расположены так, чтобы:According to a further embodiment of the invention, a method is provided for retrofitting an existing liquefied natural gas plant to increase production capacity for liquefied natural gas, wherein the existing liquefied natural gas plant (1) comprises one or more parallel processing and liquefaction lines (A, B ) for the production of liquefied natural gas from the feed stream of contaminated natural gas (10), and one or more parallel processing and liquefaction lines (A, B) are located so that:
- принять порцию сырьевого потока загрязненного природного газа (10’, 10’’),- take a portion of the contaminated natural gas feed stream (10 ', 10' '),
- удалить загрязняющие вещества из соответствующей части сырьевого потока загрязненного природного газа (10’, 10’’), тем самым генерируя поток очищенного природного газа (13),- remove contaminants from the corresponding part of the contaminated natural gas feed stream (10 ', 10' '), thereby generating a stream of purified natural gas (13),
- охладить по меньшей мере часть очищенного потока природного газа (13) и извлечение жидкостей природного газа (161), тем самым генерируя поток легкого природного газа (162), который по меньшей мере частично дополнительно охлаждается на ступени охлаждения (14),- to cool at least a part of the purified natural gas stream (13) and the recovery of natural gas liquids (161), thereby generating a light natural gas stream (162), which is at least partially further cooled in the cooling stage (14),
причем способ переоборудования включает в себя:moreover, the conversion method includes:
- предоставление дополнительной линии сжижения (C), причем дополнительная линия сжижения содержит дополнительную ступень охлаждения, предназначенную для приема и сжижения дополнительного сырьевого потока (210) для генерирования дополнительного сжиженного природного газа,- provision of an additional liquefaction line (C), where the additional liquefaction line contains an additional cooling stage designed to receive and liquefy an additional feed stream (210) to generate additional liquefied natural gas,
- связывание по текучей среде дополнительной линии сжижения (C) с одним или несколькими потоками легкого природного газа (162) одной или нескольких линий обработки и сжижения (A, B) для получения побочных потоков (163) одного или нескольких потоков легкого природного газа, которые должны быть добавлены в дополнительный сырьевой поток (210), тем самым формируя модернизированную установку для производства сжиженного природного газа.- fluid coupling of an additional liquefaction line (C) with one or more light natural gas streams (162) of one or more processing and liquefaction lines (A, B) to obtain side streams (163) of one or more light natural gas streams, which must be added to the additional feed stream (210), thereby forming a modernized LNG plant.
В соответствии с дополнительным вариантом реализации изобретения предложен способ эксплуатации модифицированной установки для производства сжиженного природного газа (1) в соответствии с вышеизложенным или предоставленный в соответствии со способом или модернизацией, представленными выше, причем способ включает в себя:In accordance with a further embodiment of the invention, there is provided a method for operating a modified plant for the production of liquefied natural gas (1) in accordance with the foregoing or provided in accordance with the method or upgrade presented above, the method comprising:
- эксплуатацию одной или нескольких параллельных линий обработки и сжижения (A, B), посредством чего работа одной или нескольких параллельных линий обработки и сжижения (A, B) предусматривает прием соответствующих частей сырьевых потоков загрязненного природного газа (10’, 10’’) одной или несколькими параллельными линиями обработки и сжижения (A, B) при давлении подачи и- operation of one or more parallel processing and liquefaction lines (A, B), whereby the operation of one or more parallel processing and liquefaction lines (A, B) provides for the reception of the corresponding parts of the feed streams of contaminated natural gas (10 ', 10' ') of one or several parallel processing and liquefaction lines (A, B) at supply pressure and
- эксплуатацию дополнительной линии сжижения (C), причем эксплуатация дополнительной линии сжижения (C) включает подачу дополнительного потока сырья, содержащего один или несколько потоков легкого природного газа (163), взятых из одной или нескольких параллельных линий обработки и сжижения (A, B), причем дополнительный сырьевой поток подается при дополнительном давлении подачи, которое по меньшей мере на 10 бар выше давления подачи.- operation of an additional liquefaction line (C), and the operation of an additional liquefaction line (C) includes the supply of an additional feed stream containing one or more streams of light natural gas (163) taken from one or more parallel processing and liquefaction lines (A, B) wherein the additional feed stream is supplied at an additional feed pressure that is at least 10 bar higher than the feed pressure.
Признано, что дополнительная линия сжижения также может быть добавлена к одной линии обработки и сжижения. Дополнительный сырьевой поток может содержать любую комбинацию раскрытых выше потоков, взятых из (одиночных) линий обработки и сжижения, таких как конечная линия по производству испарительного газа.It is recognized that an additional liquefaction line can also be added to one processing and liquefaction line. The additional feed stream may contain any combination of the above disclosed streams taken from (single) processing and liquefaction lines, such as a final flash gas production line.
Claims (34)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP17158442.8 | 2017-02-28 | ||
EP17158442 | 2017-02-28 | ||
PCT/EP2018/054645 WO2018158182A2 (en) | 2017-02-28 | 2018-02-26 | Liquid natural gas plant and method of operating thereof |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019130514A RU2019130514A (en) | 2021-03-30 |
RU2019130514A3 RU2019130514A3 (en) | 2021-07-05 |
RU2754482C2 true RU2754482C2 (en) | 2021-09-02 |
Family
ID=58192193
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019130514A RU2754482C2 (en) | 2017-02-28 | 2018-02-26 | Supplemented plant for production of liquefied natural gas and its operation method |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20200033054A1 (en) |
AU (1) | AU2018226977B2 (en) |
CA (1) | CA3052728A1 (en) |
RU (1) | RU2754482C2 (en) |
WO (1) | WO2018158182A2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2774546C1 (en) * | 2021-12-02 | 2022-06-21 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for liquefaction, storage and shipment of natural gas with increased productivity |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11339339B1 (en) * | 2020-09-17 | 2022-05-24 | Mehdi Nouri | Condensate stabilization process |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006120127A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Liquefied natural gas separation process and installation |
RU2464510C2 (en) * | 2006-11-14 | 2012-10-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and device for hydrocarbon flow cooling |
WO2015039169A1 (en) * | 2013-09-21 | 2015-03-26 | Woodside Energy Technologies Pty Ltd | Expandable lng processing plant |
WO2015076975A2 (en) * | 2013-11-25 | 2015-05-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Integration of a small scale liquefaction unit with an lng plant to convert end flash gas and boil-off gas to incremental lng |
US20150153100A1 (en) * | 2013-12-04 | 2015-06-04 | General Electric Company | System and method for hybrid refrigeration gas liquefaction |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2008503609A (en) | 2004-06-18 | 2008-02-07 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | A liquefied natural gas plant with appreciable capacity |
EP2275641A1 (en) * | 2009-06-02 | 2011-01-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing a combined gaseous hydrocarbon component stream and liquid hydrocarbon component streams, and an apparatus therefor |
US10393431B2 (en) * | 2016-08-05 | 2019-08-27 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Method for the integration of liquefied natural gas and syngas production |
-
2018
- 2018-02-26 AU AU2018226977A patent/AU2018226977B2/en active Active
- 2018-02-26 US US16/488,887 patent/US20200033054A1/en not_active Abandoned
- 2018-02-26 CA CA3052728A patent/CA3052728A1/en active Pending
- 2018-02-26 WO PCT/EP2018/054645 patent/WO2018158182A2/en active Application Filing
- 2018-02-26 RU RU2019130514A patent/RU2754482C2/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006120127A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Liquefied natural gas separation process and installation |
RU2464510C2 (en) * | 2006-11-14 | 2012-10-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and device for hydrocarbon flow cooling |
WO2015039169A1 (en) * | 2013-09-21 | 2015-03-26 | Woodside Energy Technologies Pty Ltd | Expandable lng processing plant |
WO2015076975A2 (en) * | 2013-11-25 | 2015-05-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Integration of a small scale liquefaction unit with an lng plant to convert end flash gas and boil-off gas to incremental lng |
US20150153100A1 (en) * | 2013-12-04 | 2015-06-04 | General Electric Company | System and method for hybrid refrigeration gas liquefaction |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2774546C1 (en) * | 2021-12-02 | 2022-06-21 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Complex for liquefaction, storage and shipment of natural gas with increased productivity |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2018226977A1 (en) | 2019-08-22 |
WO2018158182A3 (en) | 2018-11-01 |
US20200033054A1 (en) | 2020-01-30 |
CA3052728A1 (en) | 2018-09-07 |
WO2018158182A2 (en) | 2018-09-07 |
AU2018226977B2 (en) | 2020-10-15 |
RU2019130514A (en) | 2021-03-30 |
RU2019130514A3 (en) | 2021-07-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2641778C2 (en) | Complex method for extraction of gas-condensate liquids and liquefaction of natural gas | |
JP5997798B2 (en) | Nitrogen removal by isobaric open frozen natural gas liquid recovery | |
RU2395764C2 (en) | Plant and device for liquefaction of natural gas | |
RU2554736C2 (en) | Method of purifying multi-phase hydrocarbon flow and installation intended therefore | |
KR100338879B1 (en) | Improved process for liquefaction of natural gas | |
JP4452239B2 (en) | Hydrocarbon separation method and separation apparatus | |
KR101260693B1 (en) | Method and apparatus for producing a liquefied natural gas stream | |
RU2491487C2 (en) | Method of natural gas liquefaction with better propane extraction | |
JP6967582B2 (en) | Pretreatment of natural gas prior to liquefaction | |
JP5147845B2 (en) | Methods for liquefying hydrocarbon streams | |
AU2008277656B2 (en) | Method and apparatus for recovering and fractionating a mixed hydrocarbon feed stream | |
BG64011B1 (en) | Method for the liquefaction of natural gas by cascade cooling | |
JP2007527445A (en) | Cryogenic recovery method of natural gas liquid from liquid natural gas | |
JP2009503424A (en) | Liquid natural gas processing | |
KR20110010776A (en) | Iso-pressure open refrigeration ngl recovery | |
MX2011000840A (en) | Liquefied natural gas production. | |
RU2754482C2 (en) | Supplemented plant for production of liquefied natural gas and its operation method | |
US10415879B2 (en) | Process for purifying natural gas and liquefying carbon dioxide | |
JP5615543B2 (en) | Method and apparatus for liquefying hydrocarbon streams | |
RU2514804C2 (en) | Method of nitrogen removal | |
US20230408191A1 (en) | Method for extracting ethane from an initial natural gas stream and corresponding plant | |
RU2575457C2 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
KR101561385B1 (en) | Method of recovering natural gas oil using pre-fraction of natural gas | |
US20170153057A1 (en) | Methods and apparatus for liquefaction of natural gas | |
AU2016363566A1 (en) | Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream |