WO2018169437A9 - Установка и способ сжижения природного газа - Google Patents

Установка и способ сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
WO2018169437A9
WO2018169437A9 PCT/RU2017/000585 RU2017000585W WO2018169437A9 WO 2018169437 A9 WO2018169437 A9 WO 2018169437A9 RU 2017000585 W RU2017000585 W RU 2017000585W WO 2018169437 A9 WO2018169437 A9 WO 2018169437A9
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
nitrogen
gas
ethane
natural gas
cooling
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000585
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
WO2018169437A1 (ru
Inventor
Рафаиль Минигулович МИНИГУЛОВ
Сергей Владимирович РУДЕНКО
Олег Евгеньевич ВАСИН
Дмитрий Николаевич ГРИЦИШИН
Евгений Игоревич СОБОЛЕВ
Original Assignee
Публичное акционерное общество "НОВАТЭК"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" filed Critical Публичное акционерное общество "НОВАТЭК"
Priority to US16/493,089 priority Critical patent/US11566840B2/en
Priority to KR1020197026927A priority patent/KR102283088B1/ko
Priority to JP2019572340A priority patent/JP6781852B2/ja
Priority to CN201780088426.9A priority patent/CN110418929B/zh
Priority to CA3056587A priority patent/CA3056587C/en
Publication of WO2018169437A1 publication Critical patent/WO2018169437A1/ru
Publication of WO2018169437A9 publication Critical patent/WO2018169437A9/ru
Priority to NO20191220A priority patent/NO20191220A1/en
Priority to US17/940,237 priority patent/US11774173B2/en

Links

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
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0205—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level SCR refrigeration cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/005—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by expansion of a gaseous refrigerant stream with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/007—Primary atmospheric gases, mixtures thereof
    • F25J1/0072—Nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • 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
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0207—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level SCR refrigeration cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F25J1/025—Details related to the refrigerant production or treatment, e.g. make-up supply from feed gas itself
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F25J1/0288—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings using work extraction by mechanical coupling of compression and expansion of the refrigerant, so-called companders
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/029—Mechanically coupling of different refrigerant compressors in a cascade refrigeration system to a common driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • 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
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/08—Internal refrigeration by flash gas recovery loop
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/14—External refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/42—Quasi-closed internal or closed external nitrogen refrigeration cycle

Definitions

  • the invention relates to technologies for liquefying natural gas for its further transportation by river and sea transport with its subsequent regasification.
  • the C3MR technology was adopted at the NOVATEK PJSC plant in the Yamal Peninsula in Sabetta, the Yamal-LNG project.
  • the C3MR process (GB 1291467 A, 10/04/1972) was developed by Air Products for the LNG plant in Brunei.
  • the technology is based on sequential cooling of natural gas, first in three heat exchangers using an independent vapor compression cycle on propane, and then in a two-zone multi-section heat exchanger using a cycle on a mixture of refrigerants, the propane cycle in two heat exchangers is also used for preliminary cooling.
  • the C3MR process employs more than 80% of the total number of process threads.
  • the disadvantage of the process in the Arctic climate is the incomplete use of the cold of the natural environment. If for the equatorial climate, heat removal from gas and mixed refrigerant (CXA) in the propane circuit takes place in the temperature range from +45 degrees C to -34 degrees C, then in the Arctic climate this range can start from +10 degrees C. As a result, the main compressor power is used to compress the mixed refrigerant of the second circuit. Compressor capacities are tied to the size of gas drives. For a technological line with a capacity of 5 million tons / year of LNG, 86 MW drives are used. To maximize the use of this power, while shifting the balance of its consumption towards SCA, it is only possible by increasing the mass and size characteristics of the main cryogenic heat exchanger.
  • CXA mixed refrigerant
  • Philips Cascade technology is used by Conoco Phillips in a number of LNG plants (Alaska, Trinidad and Tobago, etc.)
  • the technology is based on sequential gas cooling in three circuits - propane, ethylene and methane. Condensation of propane is carried out in air coolers, ethylene is condensed by propane vapor, methane is condensed by ethylene vapor.
  • Natural gas previously purified from moisture and carbon dioxide, is supplied to the heat exchangers at a pressure of 41 bar and after cooling and throttling is sent to the tanks.
  • Each circuit provides for a threefold expansion of the refrigerants with the supply of return flows after the heat exchangers to the corresponding stages of multistage centrifugal compressors.
  • the discharge pressure of the propane stage of the compressor is 15.2 bar, throttling is carried out to a pressure of 5.5; 3.15 and 1.37 bar.
  • the pressure decreases from 20.5 to 5.5; 2.05 and 1.72 bar, in the final circuit, from a pressure of 37.2 bar to a pressure of 14.8; 5.8 and 2.05 bar.
  • the disadvantage of the technology is the low pressure of the liquefied gas (41 bar), which increases the specific energy consumption for liquefaction, a large number of pieces of equipment, the need to deliver ethylene refrigerant from third-party suppliers, a complex scheme for regulating the flow of refrigerant - 3 three-stage compressors, 9 anti-surge circuits.
  • Shell DMR technology (US 6,390,910 A, 05/21/2002) was applied by Shell at a liquefaction plant on about. Sakhalin.
  • the DMR process involves the use of 2 mixed refrigerants. Gas liquefaction in two circuits, in each of which the gas is cooled by mixed refrigerants of various compositions. Each circuit uses a multi-threaded twisted heat exchanger. In the first circuit, the gas is cooled by refrigerant vapor, previously condensed in the tube space of the heat exchanger, and the refrigerant of the second circuit is also cooled. In the second heat exchanger, the gas is supercooled at 2 levels of the piping by the vapor of the 2nd circuit refrigerant condensed in the tube bundle.
  • the process most closely matches the cold climate.
  • the disadvantages of the process is a complex control scheme for 2 circuits of SCA.
  • the transition from one SCA composition to another, depending on the time of the year, turned out to be a difficult projection and is applied at the LNG plant on Sakhalin Island no more than 2-3 times a year.
  • Linde MFCP technology (US 6253574 A, 07/03/2001) is used to liquefy natural gas by Statoil at a plant in Hamerfest Norway.
  • the MFCP liquefaction process is based on sequential gas cooling in three circuits with three mixed refrigerants of various compositions.
  • the primary circuit uses 2 sequentially located plate heat exchangers operating at 2 pressure levels.
  • the primary refrigerant is a propane-ethane mixture.
  • the vapors of the propane-ethane mixture are condensed by sea water, cooled in the plate heat exchangers of the first circuit and the cold is transferred to the liquefied gas and the refrigerant of the second circuit.
  • the second circuit is designed to liquefy natural gas in a twisted heat exchanger using propane-ethane-methane mixtures as a refrigerant.
  • the third circuit supercooling of liquefied gas with nitrogen-methane-ethane vapors occurs.
  • a twisted spiral heat exchanger is used, as well as in the second circuit.
  • the primary cooling of the gas is carried out by sea water.
  • GAZPROM patented a method of liquefying natural gas, which consists in the fact that pre-purified and dried natural gas is cooled and condensed in a pre-cooling heat exchanger, then it is separated, separating the liquid ethane fraction, which is sent for fractionation, and the gas stream from the first separator is subsequently cooled in a liquefaction heat exchanger, using mixed refrigerant, it is supercooled with nitrogen gas in a supercooling heat exchanger, the pressure of the supercooled LNG is reduced to liquid expander and supercooled LNG are sent for separation, after which the liquefied gas is sent to the LNG storage tank, the separated gas is sent to the fuel gas system.
  • the natural gas liquefaction plant comprises a pre-cooling heat exchanger, five separators, two chokes, a liquefaction heat exchanger, three compressors designed to compress mixed refrigerant, five air coolers, two pumps, a liquid expander, a subcooled heat exchanger, a turbine expansion unit including an expander and a compressor, two nitrogen cycle compressor (RU 2538192 C1, publ. 01/10/2017).
  • the disadvantage of the method and installation according to RU 2538192 C1 is the complex control circuit of the pre-cooling circuit.
  • the presence of a liquid phase after each stage of compression leads to difficult to predict changes in the operation of the primary gas cooling circuit when any of the parameters changes - air temperature, degree of refrigerant compression, decrease or increase in productivity.
  • the technical problem solved by the proposed technology for liquefying natural gas is the simplification of the process, stability when changing the parameters of the liquefaction process and reducing capital costs of equipment.
  • the technical problem is solved by the method of liquefying natural gas, namely, that the prepared natural gas is pre-cooled, ethane is separated, the liquefied gas is cooled using chilled nitrogen as a refrigerant, the pressure of the liquefied gas is reduced, the liquefied gas is separated and the liquefied natural gas (LNG) is removed, and characterized in that prior to pre-cooling the natural gas is compressed, ethane is separated in the process of multi-stage pre-cooling of the liquefied gas with simultaneous evaporation of ethane using chilled ethane as a refrigerant, while the ethane obtained by evaporation is compressed, condensed and used as a refrigerant when cooling liquefied gas and nitrogen, and nitrogen is compressed, cooled, expanded and fed to the natural gas
  • ethane is evaporated in successively installed evaporators, nitrogen is cooled by feeding it alternately to the evaporators and nitrogen-nitrogen heat exchangers between them, and the nitrogen flow from the supercooling of the compressible gas is used as a coolant in nitrogen-nitrogen heat exchangers.
  • the cooling of natural gas is carried out at high pressure in a single-phase state, which excludes phase transition processes.
  • each cooling apparatus is an air or water cooling apparatus using ambient air or water.
  • a natural gas liquefaction plant characterized in that it contains a natural gas liquefaction line, an ethane circuit and a nitrogen circuit
  • the natural gas liquefaction line includes a series-connected natural gas compressor, an air cooling apparatus, ethane evaporators, a subcooling end heat exchanger and a separator
  • the ethane circuit includes at least one ethane compressor connected in series, an air cooling apparatus, said ethane evaporators, the outputs of which connected to the inlets of at least one compressor
  • the nitrogen circuit includes at least one nitrogen compressor, air cooling apparatus, said ethane evaporators, between which nitrogen-nitrogen heat exchangers are connected, a turbo-expander, said terminal subcooling heat exchanger, said heat exchangers nitrogen-nitrogen and a turbocharger connected to the input of the nitrogen compressor.
  • the outlet of the separator for non-liquefied stripping gas is connected to the end subcooling heat exchanger, the outlet of which for stripping gas is connected to the stripping gas compressor.
  • the turboexpander and turbocharger are combined into an expander-compressor unit.
  • the drive of all compressors is a gas turbine engine connected to a multiplier that is connected to each compressor.
  • the proposed Arctic Cascade technology in the first liquefaction circuit uses pure ethane refrigerant instead of mixed refrigerant (CXA). This solution greatly simplifies the liquefaction process, allows the use of simple evaporators instead of complex multi-threaded heat exchangers for mixed refrigerant, and expands the list of plants capable of manufacturing the necessary equipment.
  • CXA mixed refrigerant
  • the energy consumption for the liquefaction process using the Arctic Cascade technology and patent RU 2538192 C1 are similar and for an ambient temperature of +5 degrees C. C are approximately 240 kW / ton of LNG.
  • FIG. 1 A schematic diagram of the proposed installation, explaining the proposed method of liquefying natural gas, is presented in figure 1.
  • the natural gas liquefaction line includes a series-connected natural gas compressor 2, an air cooling apparatus 5, ethane evaporators 7, a subcooling end heat exchanger 9, for example multi-flow, and a separator 10.
  • the ethane circuit includes at least one ethane compressor 4 connected in series (the diagram shows two compressors 4 connected in series), an air cooling apparatus 13, and said ethane evaporators 7, the outputs of which are connected to the inputs of at least one compressor 4.
  • the output of the first evaporator 7 is connected to the input of the second compressor 4, and the outputs of the remaining evaporators 7 are connected to the steps of the first compressor 4.
  • the nitrogen circuit includes at least one nitrogen compressor 3 connected in series (the diagram shows two compressors 3 connected in series), an air cooling apparatus 14, said ethane evaporators 7, between which nitrogen-nitrogen heat exchangers 8 are connected, and an expander-compressor unit 10 turbine expander the specified end heat exchanger 9 subcooling, these heat exchangers 8 nitrogen-nitrogen and a turbocharger expander compressor unit 10 connected to the inlet of the first nitrogen compressor 3.
  • the output of the separator 11 for non-liquefied gas is connected to the end subcooling heat exchanger 9, the outlet of which for the stripping gas is connected to the stripping gas compressor 15.
  • the drive of all compressors 2, 3, 4 is a gas turbine engine 1 connected to a multiplier 6 with power distribution for each compressor 2, 3, 4.
  • the method of liquefying natural gas is as follows.
  • natural gas (purified from water vapor, carbon dioxide and other contaminants) enters the compressor 2 of natural gas, is compressed to the required pressure, and is cooled due to the cold environment in the apparatus or apparatus 5 air or water cooling to a temperature about +10 deg. C and sent to the ethane evaporators 7 for pre-cooling.
  • GSG natural gas
  • ethane evaporators 7 By sequentially cooling gas in evaporators 7 with a temperature of the order of -84 ° C, it enters the terminal heat exchanger 9 for gas undercooling, in which it is supercooled with nitrogen and stripping gas to a temperature of approximately -137 ° C.
  • the gas pressure is discharged on the throttle to about 0.15 MPa (excess), while its temperature drops to about -157 ° C, after which the gas-liquid flow enters the end separator 11.
  • the LNG pump 12 is sent to the storage tanks, and the non-liquefied part of the gas is sent to the end heat exchanger 9, gives off cold to the liquefied gas stream, is compressed by the compressor 13 of the stripping gas to overpressure of approximately 3.0 MPa. Part of the stripping gas is sent to the fuel network of the plant, and part is recycled at the beginning of the liquefaction process.
  • the refrigerant is ethane.
  • Gaseous ethane from evaporators 7 with different pressures enters the multi-stage compressor 4 (compressors), is compressed to an excess pressure of about 3 MPa and condenses in air-cooled apparatuses 13 at a temperature of + 10 degrees. C and below.
  • Liquid ethane is sent to evaporators 7, in which, at various pressure levels, nitrogen cools the gas to a temperature of about -84 degrees.
  • Gaseous ethane from the evaporators 7 is sent to the compressor 4 (compressors) and then on a cycle.
  • the nitrogen is cooled in air-cooling apparatus 14, it enters alternately into ethane evaporators 7 and nitrogen-nitrogen heat exchangers 8 and, having cooled by the reverse nitrogen flow and in ethane evaporators 7, reaches a temperature of about -84 degrees C, then enters the turbo-expander, the load of which in the expander-compressor unit 10 is a booster nitrogen turbocompressor. Having relieved the pressure on the expander to 2.6 MPa and cooled to -140 degrees C, nitrogen enters the terminal multi-threaded heat exchanger 9 of gas undercooling.
  • the technological scheme operates in nominal mode at an ambient temperature of + 5 degrees C and below. At temperatures above +5 degrees C. With the productivity of the technological thread begins to decline. Since the technology is being developed for the Arctic and Antarctic latitudes, the waters of the Arctic or Antarctic seas, bays and other reservoirs that have a low temperature even in the summer can also be used for condensation of ethane in the apparatus 13 in the hot summer period.
  • all compressors 2, 3, 4 for compressing gas, ethane and nitrogen can be driven by a single gas turbine engine 1, with power distribution to each compressor through a multiplier 6.
  • the estimated energy costs of LNG production using the Arctic Cascade technology are about 220 kW per ton.

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к технологии сжижения природного газа. Способ сжижения природного газа заключается в том, что подготовленный природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный природный газ. При этом перед предварительным охлаждением природный газ компримируют, отделение этана осуществляют в процессе многоступенчатого предварительного охлаждения сжижаемого газа с одновременным испарением этана с использованием охлажденного этана в качестве хладагента. Этан, полученный при испарении, компримируют, конденсируют и используют в качестве хладагента при охлаждении сжижаемого газа и азота, причем азот компримируют, охлаждают, расширяют и подают на стадию переохлаждения природного газа. Изобретение упрощает технологический процесс сжижения природного газа.

Description

УСТАНОВКА И СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Область техники
Изобретение относится к технологиям сжижения природного газа для дальнейшей его перевозки речным и морским транспортом с последующей его регазификацией.
Уровень техники
Известно множество способов сжижения природного газа, преимущественно основанных на отводе теплоты внешним хладагентом, из них в арктическом климате применяются технологии сжижения C3MR, Philips Cascade, Shell DMR и Linde MFCP.
Технология C3MR принята на заводе ПАО «НОВАТЭК» на Ямале в п. Сабетта - проект «Ямал-СПГ ».
Изначально технологический процесс C3MR (GB 1291467 А, 04.10.1972) был разработан фирмой Air Products для завода СПГ в Брунее. Технология основана на последовательном охлаждении природного газа сначала в трех теплообменниках с использованием независимого парокомпрессионного цикла на пропане, а затем в двухзонном многосекционном теплообменнике с использованием цикла на смеси хладагентов, для предварительного охлаждения которой применяется также пропановый цикл в двух теплообменниках.
Процесс C3MR применяется более чем на 80% от общего числа технологических ниток.
Недостатком процесса в условиях арктического климата является неполное использование холода окружающей природной среды. Если для экваториального климата отвод тепла от газа и смешанного хладагента (СХА) в пропановом контуре совершается в диапазоне температур от +45 град.С до -34 град.С, то в арктическом климате этот диапазон может начинается с +10 град.С. В итоге основная компрессорная мощность расходуется на сжатие смешанного хладагента второго контура. Компрессорные мощности привязаны к типоразмеру газовых приводов. Для технологической нитки производительностью 5 млн.тн/год СПГ используются приводы мощностью 86 МВт. Максимально использовать эту мощность, при смещении баланса ее потребления в сторону СХА, возможно только, увеличивая массогабаритные характеристики основного криогенного теплообменника.
Технология Philips Cascade используется компанией Conoco Phillips на ряде заводов СПГ (Аляска, Тринидад и Тобаго и др.)
Технология основана на последовательном охлаждении газа в трех контурах - пропаном, этиленом и метаном. Конденсация пропана осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения, этилен конденсируется парами пропана, метан - парами этилена.
Природный газ, предварительно очищенный от влаги и углекислоты, подается в теплообменники при давлении 41 бар и после охлаждения и дросселирования направляется в резервуары. В каждом контуре предусмотрено трехкратное расширение хладагентов с подачей обратных потоков после теплообменников на соответствующие ступени многоступенчатых центробежных компрессоров. Давление нагнетания пропановой ступени компрессора составляет 15,2 бар, дросселирование осуществляется до давлений 5,5; 3,15 и 1,37 бар. На этиленовой ступени давление снижается с 20,5 до 5,5; 2,05 и 1,72 бар, в последнем контуре - с давления 37,2 бар до давлений 14,8; 5,8 и 2,05 бар.
Недостатком технологии является низкое давление сжижаемого газа (41 бар) из-за чего возрастают удельные энергозатраты на сжижение, большое количество единиц оборудования, необходимость доставки хладагента этилена от сторонних поставщиков, сложная схема регулирования потоков хладагента - 3 трехступенчатых компрессора, 9 антипомпажных контуров.
Технология Shell DMR (US 6390910 А, 21.05.2002) применена компанией Shell на заводе по сжижению на о. Сахалин.
Процесс DMR заключается в применении 2-х смешанных хладагентов. Сжижение газа в двух контурах, в каждом из которых охлаждение газа осуществляется смешанными хладагентами различного состава. В каждом контуре используется многопоточный витой теплообменник. В первом контуре газ охлаждается парами хладагента, предварительно сконденсировавшегося в трубном пространстве теплообменника, а также охлаждается хладагент второго контура. Во втором теплообменнике газ переохлаждается на 2-х уровнях трубной обвязки парами сконденсировавшегося в трубном пучке хладагента 2-го контура.
Процесс наиболее полно соответствует холодному климату. Недостатки процесса - сложная схема управления 2 контурами СХА. На практике переход от одного состава СХА к другому в зависимости от времени года оказалось сложно прогнозируемым мероприятием и применяется на заводе СПГ на о.Сахалин не чаще 2-3 раз в год.
Технология Linde MFCP (US 6253574 А, 03.07.2001)) используется для сжижения природного газа компанией Statoil на заводе в г.Хамерфест Норвегия. Процесс сжижения MFCP основан на последовательном охлаждении газа в трех контурах тремя смешанными хладагентами различного состава. В первом контуре используются 2 последовательно расположенных пластинчатых теплообменника, работающие на 2-х уровнях давления. Хладагентом первого контура является смесь пропан-этан. Пары пропан-этановой смеси конденсируются морской водой, охлаждаются в пластинчатых теплообменниках первого контура и отдают холод сжижаемому газу и хладагенту второго контура.
Второй контур предназначен для сжижения природного газа в витом теплообменнике с применением в качестве хладагента смеси пропан- этан-метан. В третьем контуре происходит переохлаждение сжиженного газа парами азота-метана-этана. Для переохлаждения используется витой спиральный теплообменник, так же, как и во втором контуре. Во всех трех контурах первичное охлаждение газа осуществляется морской водой.
Недостатком процесса является сложная схема управления из-за применения трех типов смешанного хладагента, а также большое количество типов теплообменного и компрессорного оборудования. ОАО «ГАЗПРОМ» запатентован способ сжижения природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный природный газ охлаждают и конденсируют в теплообменнике предварительного охлаждения, затем сепарируют, отделяя жидкую этановую фракцию, которую направляют на фракционирование, а газовый поток с первого сепаратора последовательно охлаждают в теплообменнике сжижения, используя смешанный хладагент, переохлаждают газообразным азотом в теплообменнике переохлаждения, давление переохлажденного СПГ снижают в жидкостном детандере, и переохлажденный СПГ направляют на сепарирование, после чего сжижаемый газ направляют в емкость хранения СПГ, отсепарированный газ направляют в систему топливного газа. Установка для сжижения природного газа содержит теплообменник предварительного охлаждения, пять сепараторов, два дросселя, теплообменник сжижения, три компрессора, предназначенных для сжатия смешанного хладагента, пять воздушных охладителей, два насоса, жидкостный детандер, теплообменник переохлаждения, турбодетандерный агрегат, включающий детандер и компрессор, два компрессора азотного цикла (RU 2538192 С1, опуб. 10.01.2017).
Недостатком способа и установки по RU 2538192 С1 является сложная схема управления контуром предварительного охлаждения. Наличие жидкой фазы после каждой ступени сжатия приводит к трудно прогнозируемым изменениям в работе первичного контура охлаждения газа при изменении любого из параметров - температура воздуха, степень сжатия хладагента, снижение-повышение производительности приводит.
Наиболее близким технологическим способом сжижения природного газа и соответствующей установкой к предложенным является способ сжижения природного газа и установка для его осуществления по патенту RU 2538192 С1 компании ОАО «Газпром».
Раскрытие изобретения
Технической проблемой, решаемой предлагаемой технологией сжижения природного газа, является упрощение технологического процесса, стабильность работы при изменении параметров процесса сжижения и снижение капитальных затрат на оборудование. Техническая проблема решается способом сжижения природного газа, заключающимся в том, что подготовленный природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный природный газ (СПГ), и отличающимся тем, что перед предварительным охлаждением природный газ компримируют, отделение этана осуществляют в процессе многоступенчатого предварительного охлаждения сжижаемого газа с одновременным испарением этана с использованием охлажденного этана в качестве хладагента, при этом этан, полученный при испарении, компримируют, конденсируют и используют в качестве хладагента при охлаждении сжижаемого газа и азота, причем азот компримируют, охлаждают, расширяют и подают на стадию переохлаждения природного газа.
Кроме того, испарение этана осуществляют в последовательно установленных испарителях, охлаждение азота осуществляют путем его поочередной подачи в испарители и в теплообменники азот-азот между ними, а в качестве хладагента в теплообменниках азот-азот используют обратный поток азота, поступающего со стадии переохлаждения сжимаемого газа.
Кроме того, охлаждение природного газа осуществляют при высоком давлении в однофазном состоянии, исключающем процессы фазового перехода.
Кроме того, при предварительном охлаждении природного газа используют окружающий воздух или воду водного бассейна арктического, или антарктического, или близких к ним регионов. Кроме того, в процессе переохлаждения природного газа в качестве хладагентов используют сжижаемый газ в однофазном критическом состоянии и газообразный азот.
Кроме того, каждый аппарат охлаждения представляет собой аппарат воздушного или водяного охлаждения с использованием воздуха или воды окружающей среды.
Техническая проблема решается также установкой для сжижения природного газа, характеризующейся тем, что она содержит линию сжижения природного газа, контур этана и контур азота, линия сжижения природного газа включает последовательно соединенные компрессор природного газа, аппарат воздушного охлаждения, испарители этана, концевой теплообменник переохлаждения и сепаратор, контур этана включает последовательно соединенные по меньшей мере один компрессор этана, аппарат воздушного охлаждения, указанные испарители этана, выходы которых соединены с входами, по меньшей мере, одного компрессора, контур азота включает последовательно соединенные, по меньшей мере, один компрессор азота, аппарат воздушного охлаждения, указанные испарители этана, между которыми подсоединены теплообменники азот-азот, турбодетандер, указанный концевой теплообменник переохлаждения, указанные теплообменники азот-азот и турбокомпрессор, соединенный с входом компрессора азота.
Кроме того, выход сепаратора для несжиженного отпарного газа соединен с концевым теплообменником переохлаждения, выход которого для отпарного газа соединен с компрессором отпарного газа. Кроме того, турбодетандер и турбокомпрессор объединены в детандер-компрессорный агрегат. Кроме того, привод всех компрессоров представляет собой газотурбинный двигатель, соединенный с мультипликатором, который подсоединен к каждому компрессору.
Технический результат, достигаемый при использовании предложенных способа и устройства, заключается в следующем.
По сравнению с технологией ОАО «Газпром» в предлагаемой технологии «Арктический каскад» в первом контуре ожижения применяется чистый хладагент этан, вместо смешанного хладагента (СХА). Такое решение значительно упрощает процесс сжижения, позволяет применять простые испарители вместо сложных многопоточных теплообменников для смешанного хладагента, расширяет перечень заводов, способных изготовить необходимое оборудование.
Использование для предварительного охлаждения этана, вместо СХА приводит к снижению капитальных затрат на установку фракционирования хладагента, снижает размеры склада-хранилища, исключает из схемы узел смешения чистых хладагентов для приготовления смешанного.
При значительно более простой технологической схеме, энергозатраты на процесс сжижения по технологии «Арктический каскад» и патенту RU 2538192 С1 схожи и для температуры окружающего воздуха +5 град.С составляют примерно 240 кВт/тонну СПГ.
В технологии «Арктический каскад» на одну технологическую линию применяется один привод, распределяющий свою мощность через мультипликатор, а в технологии по патенту RU 2538192 С1 принято применение двух приводов, что увеличивает затраты и номенклатуру оборудования.
Примеры осуществления изобретения
Принципиальная схема предложенной установки, поясняющая предложенный способ сжижения природного газа, представлена на фигуре 1.
Линия сжижения природного газа включает последовательно соединенные компрессор 2 природного газа, аппарат 5 воздушного охлаждения, испарители 7 этана, концевой теплообменник 9 переохлаждения, например многопоточный, и сепаратор 10.
Контур этана включает последовательно соединенные по меньшей мере один компрессор 4 этана (на схеме показаны два подключенных последовательно компрессора 4), аппарат 13 воздушного охлаждения, и указанные испарители 7 этана, выходы которых соединены с входами, по меньшей мере, одного компрессора 4. На схеме показано, что выход первого испарителя 7 подключен к входу второго компрессора 4, а выходы остальных испарителей 7 соединены со ступенями первого компрессора 4.
Контур азота включает последовательно соединенные, по меньшей мере, один компрессор 3 азота (на схеме показаны два подключенных последовательно компрессора 3), аппарат 14 воздушного охлаждения, указанные испарители 7 этана, между которыми подсоединены теплообменники 8 азот-азот, турбодетандер детандер-компрессорного агрегата 10, указанный концевой теплообменник 9 переохлаждения, указанные теплообменники 8 азот-азот и турбокомпрессор детандер- компрессорного агрегата 10, соединенный с входом первого компрессора 3 азота.
Выход сепаратора 11 для несжиженного газа соединен с концевым теплообменником 9 переохлаждения, выход которого для отпарного газа соединен с компрессором 15 отпарного газа.
Кроме того, привод всех компрессоров 2, 3, 4 представляет собой газотурбинный двигатель 1, соединенный с мультипликатором 6 с распределением мощности на каждый компрессор 2, 3, 4.
Способ сжижения природного газа осуществляется следующим образом.
Подготовленный к сжижению природный газ (ПГ) (очищенный от паров воды, углекислого газа и других загрязняющих примесей) поступает на компрессор 2 природного газа, компримируется до требуемого давления, охлаждается за счёт холода окружающей среды в аппарате или аппаратах 5 воздушного либо водяного охлаждения до температуры порядка +10 град. С и направляется в испарители 7 этана для предварительного охлаждения. Последовательно охладившись в испарителях 7 газ с температурой порядка -84 град.С поступает в концевой теплообменник 9 переохлаждения газа, в котором переохлаждается азотом и отпарным газом до температуры примерно -137 град.С. Затем давление газа сбрасывается на дросселе примерно до 0,15 МПа (избыточное), при этом его температура снижается примерно до -157 град.С, после чего газожидкостной поток поступает в концевой сепаратор 11. Из сепаратора 11 СПГ насосом 12 направляется в резервуары хранения, а несжиженная часть газа направляется в концевой теплообменник 9, отдает холод сжижаемому потоку газа, сжимается компрессором 13 отпарного газа до избыточного давления примерно 3,0 МПа. Часть отпарного газа направляется в топливную сеть завода, а часть поступает на рецикл в начало процесса сжижения.
В предварительном контуре охлаждения хладагентом является этан. Газообразный этан от испарителей 7 с различным давлением поступает на многоступенчатый компрессор 4 (компрессоры), дожимается до избыточного давления примерно 3 МПа и конденсируется в аппаратах 13 воздушного охлаждения при температуре +10 град. С и ниже. Жидкий этан направляется в испарители 7, в которых на различных уровнях давления азот охлаждает газ до температуры порядка -84 град. С. Газообразный этан от испарителей 7 направляется к компрессору 4 (компрессорам) и далее по циклу.
Компримированный компрессорами 3 до уровня примерно 10 МПа азот охлаждается в аппаратах 14 воздушного охлаждения, поступает попеременно в испарители 7 этана и в теплообменники 8 азот-азот и, охладившись обратным потоком азота и в этановых испарителях 7 до температуры порядка -84 град.С, далее поступает на турбодетандер, в качестве нагрузки которого в детандер-компрессорном агрегате 10 служит дожимной турбокомпрессор азота. Сбросив давление на детандере до 2,6 МПа и охладившись до -140 град.С, азот поступает в концевой многопоточный теплообменник 9 переохлаждения газа. Отдав холод потоку сжижаемого газа, азот проходит рекуперативные теплообменники 8 азот-азот, поступает на компрессор детандер- компрессорного агрегата 10, сжимается до избыточного давления примерно 3 МПа, поступает на вход компрессора 3, дожимается до 10 МПа и направляется в цикл. Технологическая схема работает в номинальном режиме при температуре окружающей среды +5град.С и ниже. При температуре выше +5 град.С производительность технологической нитки начинает снижаться. Поскольку технология разрабатывается для арктических и антарктических широт, то для конденсации этана в аппаратах 13 в жаркий летний период также могут быть использованы воды арктических либо антарктических морей, заливов и иных водоёмов, которые даже в летний период имеют низкую температуру.
В целях оптимизации кинематической схемы и снижения количества единиц вращающегося оборудования, все компрессоры 2, 3, 4 для компримирования газа, этана и азота могут приводится в движение единым газотурбинным двигателем 1 , с распределением мощности на каждый компрессор через мультипликатор 6.
Расчетные энергетические затраты на производство СПГ по технологии «Арктический каскад» составляют около 220 кВт на тонну.

Claims

Формула изобретения
1. Способ сжижения природного газа, в котором подготовленный природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный газ, отличающийся тем, что перед предварительным охлаждением природный газ компримируют, отделение этана осуществляют в процессе многоступенчатого предварительного охлаждения сжижаемого газа с одновременным испарением этана с использованием охлажденного этана в качестве хладагента, при этом этан, полученный при испарении, компримируют, конденсируют и используют в качестве хладагента при охлаждении сжижаемого газа и азота, причем азот компримируют, охлаждают, расширяют и подают на стадию переохлаждения природного газа.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что испарение этана осуществляют в последовательно установленных испарителях, охлаждение азота осуществляют путем его поочередной подачи в испарители и в теплообменники азот-азот между ними, а в качестве хладагента в теплообменниках азот-азот используют обратный поток азота, поступающего со стадии переохлаждения сжимаемого газа.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что охлаждение природного газа осуществляют при высоком давлении в однофазном состоянии, исключающем процессы фазового перехода.
4. Способ по п.1 отличающийся тем, что при предварительном охлаждении природного газа используют окружающий воздух или воду водного бассейна арктического, или антарктического, или близких к ним регионов.
5. Способ по п.1 отличающийся тем, что в процессе переохлаждения природного газа в качестве хладагентов используют сжижаемый газ в однофазном критическом состоянии и газообразный азот.
6. Установка для сжижения природного газа, характеризующаяся тем, что содержит линию сжижения природного газа, контур этана и контур азота, линия сжижения природного газа включает последовательно соединенные компрессор природного газа, аппарат охлаждения, испарители этана, концевой теплообменник переохлаждения и сепаратор, контур этана включает последовательно соединенные по меныпей мере один компрессор этана, аппарат охлаждения, указанные испарители этана, выходы которых соединены с входами, по меньшей мере, одного компрессора, контур азота включает последовательно соединенные, по меньшей мере, один компрессор азота, аппарат охлаждения, указанные испарители этана, между которыми подсоединены теплообменники азот-азот, турбодетандер, указанный концевой теплообменник переохлаждения, указанные теплообменники азот-азот и турбокомпрессор, соединенный с входом компрессора азота.
7. Установка по п. 6, в которой выход сепаратора для несжиженного отпарного газа соединен с концевым теплообменником переохлаждения, выход которого для отпарного газа соединен с компрессором отпарного газа.
8. Установка по п. 6, в которой турбодетандер и турбокомпрессор объединены в детандер-компрессорный агрегат.
9. Установка по п. 6, в которой привод всех компрессоров представляет собой газотурбинный двигатель, соединенный с мультипликатором, который подсоединен к каждому компрессору.
10. Установка по п. 6, в которой каждый аппарат охлаждения представляет собой аппарат воздушного или водяного охлаждения с использованием воздуха или воды окружающей среды.
PCT/RU2017/000585 2017-03-16 2017-08-10 Установка и способ сжижения природного газа WO2018169437A1 (ru)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/493,089 US11566840B2 (en) 2017-03-16 2017-08-10 Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation
KR1020197026927A KR102283088B1 (ko) 2017-03-16 2017-08-10 에탄에 의한 사전 냉각 및 질소에 의한 보조 냉각으로 고압 사이클에서 천연가스를 액화시키기 위한 극지 캐스케이드 방법 및 그의 실시를 위한 플랜트
JP2019572340A JP6781852B2 (ja) 2017-03-16 2017-08-10 天然ガスを液化するための設備及び方法
CN201780088426.9A CN110418929B (zh) 2017-03-16 2017-08-10 用于天然气液化的设备和方法
CA3056587A CA3056587C (en) 2017-03-16 2017-08-10 Artic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation
NO20191220A NO20191220A1 (en) 2017-03-16 2019-10-14 Arctic Cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation
US17/940,237 US11774173B2 (en) 2017-03-16 2022-09-08 Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017108800A RU2645185C1 (ru) 2017-03-16 2017-03-16 Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления
RU2017108800 2017-03-16

Related Child Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US16/493,089 A-371-Of-International US11566840B2 (en) 2017-03-16 2017-08-10 Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation
US17/940,237 Division US11774173B2 (en) 2017-03-16 2022-09-08 Arctic cascade method for natural gas liquefaction in a high-pressure cycle with pre-cooling by ethane and sub-cooling by nitrogen, and a plant for its implementation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2018169437A1 WO2018169437A1 (ru) 2018-09-20
WO2018169437A9 true WO2018169437A9 (ru) 2019-09-19

Family

ID=61227058

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000585 WO2018169437A1 (ru) 2017-03-16 2017-08-10 Установка и способ сжижения природного газа

Country Status (8)

Country Link
US (2) US11566840B2 (ru)
JP (1) JP6781852B2 (ru)
KR (1) KR102283088B1 (ru)
CN (1) CN110418929B (ru)
CA (1) CA3056587C (ru)
NO (1) NO20191220A1 (ru)
RU (1) RU2645185C1 (ru)
WO (1) WO2018169437A1 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SG11202004808RA (en) 2017-12-22 2020-07-29 Exxonmobil Upstream Res Co System and method of de-bottlenecking lng trains
FR3087525B1 (fr) * 2018-10-22 2020-12-11 Air Liquide Procede de liquefaction d'un courant gazeux d'evaporation issu du stockage d'un courant de gaz naturel liquefie
FR3087524B1 (fr) * 2018-10-22 2020-12-11 Air Liquide Procede et une installation de liquefaction de gaz naturel
RU2757207C2 (ru) * 2019-01-09 2021-10-12 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с выработкой газомоторных топлив (варианты)
RU2750864C2 (ru) * 2019-01-09 2021-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Установка редуцирования природного газа с получением газомоторных топлив (варианты)
RU2714310C1 (ru) * 2019-05-06 2020-02-14 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Растворитель на основе тяжелых углеводородов
RU2735977C1 (ru) * 2020-01-14 2020-11-11 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления
RU2740112C1 (ru) * 2020-07-20 2021-01-11 Публичное акционерное общество «НОВАТЭК» Способ сжижения природного газа "Полярная звезда" и установка для его осуществления
RU2759794C1 (ru) * 2021-05-14 2021-11-17 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Энерготехнологический комплекс выработки тепловой и электрической энергии и способ работы комплекса

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1291467A (en) * 1969-05-19 1972-10-04 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
DE19716415C1 (de) 1997-04-18 1998-10-22 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
TW421704B (en) * 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
US6412302B1 (en) * 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6631626B1 (en) * 2002-08-12 2003-10-14 Conocophillips Company Natural gas liquefaction with improved nitrogen removal
US6691531B1 (en) * 2002-10-07 2004-02-17 Conocophillips Company Driver and compressor system for natural gas liquefaction
US20070107464A1 (en) * 2005-11-14 2007-05-17 Ransbarger Weldon L LNG system with high pressure pre-cooling cycle
RU2344360C1 (ru) * 2007-07-04 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" Способ сжижения газа и установка для его осуществления
CN201532077U (zh) * 2009-11-17 2010-07-21 华中科技大学 基于低温液体制冷的天然气液化装置
KR101145303B1 (ko) * 2010-01-04 2012-05-14 한국과학기술원 Ｌｎｇ ｆｐｓｏ용 천연가스 액화방법 및 장치
KR101107437B1 (ko) * 2010-03-25 2012-01-19 한국가스공사연구개발원 천연가스 액화공정
JP5660845B2 (ja) * 2010-10-13 2015-01-28 三菱重工業株式会社 液化方法、液化装置およびこれを備える浮体式液化ガス製造設備
CN102620460B (zh) * 2012-04-26 2014-05-07 中国石油集团工程设计有限责任公司 带丙烯预冷的混合制冷循环系统及方法
EP2859290A4 (en) * 2012-06-06 2016-11-30 Keppel Offshore & Marine Technology Ct Pte Ltd SYSTEM AND METHOD FOR LIQUEFACTION OF A NATURAL GAS
BR112015002174A2 (pt) 2012-09-07 2017-07-04 Keppel Offshore & Marine Tech Ct Pte Ltd sistema e método para a liquefação de gás natural
CN102927791A (zh) * 2012-11-30 2013-02-13 中国石油集团工程设计有限责任公司 带预冷的双复合冷剂制冷系统及方法
RU2538192C1 (ru) * 2013-11-07 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Газпром" Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления
US9945604B2 (en) * 2014-04-24 2018-04-17 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using refrigerated heat pump
CN204063782U (zh) * 2014-09-17 2014-12-31 刘国满 一种lng燃料动力船港口停留再液化系统
CN204785551U (zh) * 2015-06-26 2015-11-18 上海奥滤石油天然气设备技术有限公司 一种bog再液化回收装置
CN106091574B (zh) * 2016-06-02 2018-10-30 成都深冷液化设备股份有限公司 一种带压缩热回收的气体液化装置及其液化方法

Also Published As

Publication number Publication date
NO20191220A1 (en) 2019-10-14
CA3056587C (en) 2022-03-22
CA3056587A1 (en) 2018-09-20
RU2645185C1 (ru) 2018-02-16
US11774173B2 (en) 2023-10-03
CN110418929B (zh) 2021-11-23
US11566840B2 (en) 2023-01-31
WO2018169437A1 (ru) 2018-09-20
US20210140707A1 (en) 2021-05-13
JP6781852B2 (ja) 2020-11-04
KR102283088B1 (ko) 2021-07-30
KR20190120776A (ko) 2019-10-24
US20230003443A1 (en) 2023-01-05
JP2020514673A (ja) 2020-05-21
CN110418929A (zh) 2019-11-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2645185C1 (ru) Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления
US6253574B1 (en) Method for liquefying a stream rich in hydrocarbons
RU2752223C2 (ru) Комплексная система охлаждения метана для сжижения природного газа
EP0755499B1 (en) Liquefaction process
US5139547A (en) Production of liquid nitrogen using liquefied natural gas as sole refrigerant
JP4741468B2 (ja) ガス液化用一体型多重ループ冷却方法
US20040255616A1 (en) Method for liquefying methane-rich gas
EP1248935A1 (en) Process for liquefying natural gas by expansion cooling
EP2769159A2 (en) Multi nitrogen expansion process for lng production
RU2730090C2 (ru) Способ и система сжижения сырьевого потока природного газа
CN210773045U (zh) 液化天然气进料流以产生lng产物的系统
US20230375261A1 (en) Closed loop lng process for a feed gas with nitrogen
RU2740112C1 (ru) Способ сжижения природного газа "Полярная звезда" и установка для его осуществления
US20230332833A1 (en) Process for Producing Liquefied Hydrogen
RU2792387C1 (ru) Способ сжижения природного газа "арктический каскад модифицированный" и установка для его осуществления
RU2797608C1 (ru) Способ сжижения природного газа "АРКТИЧЕСКИЙ МИКС"
RU2748406C2 (ru) Способ сжижения богатой углеводородами фракции
WO2004040212A2 (en) Lng process with imroved methane cycle

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17900996

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3056587

Country of ref document: CA

Ref document number: 2019572340

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20197026927

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17900996

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1