WO2024107081A1 - Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления - Google Patents
Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- WO2024107081A1 WO2024107081A1 PCT/RU2023/000274 RU2023000274W WO2024107081A1 WO 2024107081 A1 WO2024107081 A1 WO 2024107081A1 RU 2023000274 W RU2023000274 W RU 2023000274W WO 2024107081 A1 WO2024107081 A1 WO 2024107081A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- refrigerant
- light
- natural gas
- pressure
- heavy
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 128
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 134
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 61
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 59
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 29
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 9
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 claims description 8
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 claims description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N ammonia nh3 Chemical compound N.N XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 239000013526 supercooled liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—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
Definitions
- the invention relates to technologies for liquefying natural gas for its further transportation by river and sea transport with its subsequent regasification.
- the low-pressure nitrogen stream superheated due to recovery is mixed with nitrogen after the first compression stage and sent for subsequent compression again, and the isenthalpy expanded nitrogen stream is also used to cool the first and second nitrogen streams and liquefied gas, due to which it is overheated and then sent to the first or third stage of compression, depending on the required gas cooling temperature, and the liquefied gas formed by reducing the pressure of the supercooled liquid is removed from the heat exchanger and pumped into the storage system.
- the disadvantage of the known method and the installation that implements it is that their use is limited to boil-off gas with a high content of low-boiling components, in particular nitrogen, and a low initial temperature (about -94... -130 degrees C) of the gas, and is ineffective for liquefying natural gas with initial temperatures close to ambient temperature.
- the separation of nitrogen flows after removal of compression heat, and their isentropic and isenthalpic expansion to different pressures requires the use of multi-pass heat exchangers with several flows on both the warm side and the cold side, which entails the use of plate-fin type heat exchangers and makes it impossible to use the technology on high productivity, including for medium- and large-scale LNG production, and also complicates process regulation.
- the closest to the proposed ones are the "Arctic Cascade” method of liquefying natural gas and the installation for its implementation according to the patent RU 2645185 C1 of the company PJSC "NOVATEK", used at the Yamal LNG plant in the village of Sabetta at the fourth stage of liquefying natural gas (adopted as a prototype ).
- the method consists in pre-cooling the prepared natural gas, separating the ethane, supercooling the liquefied gas using cooled nitrogen as a refrigerant, and reducing the pressure liquefied gas, non-liquefied gas is separated and liquefied natural gas is removed.
- ethane separation is carried out in the process of multi-stage pre-cooling of the liquefied gas with simultaneous evaporation of ethane using cooled ethane as a refrigerant.
- the ethane obtained by evaporation is compressed, condensed and used as a refrigerant in the cooling of liquefied gas and nitrogen, wherein the nitrogen is compressed, cooled, expanded and supplied to the natural gas subcooling stage.
- the liquefaction plant 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, a cooling apparatus, ethane evaporators, an end subcooling heat exchanger and a separator
- the ethane circuit includes at least one ethane compressor and apparatus connected in series cooling, said ethane evaporators, the outputs of which are connected to the inputs of at least one compressor
- the nitrogen circuit includes series-connected at least one nitrogen compressor, a cooling apparatus, said ethane evaporators, between which are connected nitrogen-nitrogen heat exchangers, a turboexpander, said subcooling end heat exchanger, said nitrogen-nitrogen heat exchangers, and a turbocharger connected to the nitrogen compressor inlet.
- the technical problem solved by the proposed natural gas liquefaction technology is to simplify the technological process, expand the scope of the process, reduce the units of equipment used, reduce energy costs for LNG production and increase the productivity of the technology for the product.
- the technical problem is solved by the method of liquefying natural gas, which consists in the fact that according to the proposed method of liquefying natural gas, the prepared natural gas is compressed, the heat of compression is removed, pre-cooled in multi-stages due to the evaporation of a heavy refrigerant, supercooled due to the recovery of cold from the vapor of a light refrigerant and its preliminary evaporation is reduced pressure of the liquefied gas, the non-liquefied gas is separated and the liquefied gas is removed, while the heavy refrigerant obtained by evaporation is compressed, condensed and again used in the preliminary multi-stage cooling of natural gas, and the light refrigerant is compressed, cooled and used in the supercooling of natural gas, and, according to According to the invention, the light refrigerant is compressed before cooling, the compression heat is removed, after which it is cooled sequentially with a light low-pressure refrigerant and an evaporating heavy refrigerant, after which the light high-pressure refriger
- multi-stage gas pre-cooling it is advisable for multi-stage gas pre-cooling to be carried out at different boiling pressure levels of the heavy refrigerant in stages that are achieved by reducing the pressure of the heavy refrigerant to boiling before each stage, with at least the last stage used to cool the high-pressure light refrigerant.
- nitrogen can be used as a light refrigerant
- ethane or ethylene can be used as a heavy refrigerant.
- the pressure of the liquefied gas depending on its composition after supercooling due to the recovery of cold vapors of a light refrigerant, can be further reduced to a pressure that excludes the formation of a two-phase flow for the given gas composition.
- a natural gas liquefaction plant which contains a natural gas pre-cooling line, a natural gas subcooling line, a heavy refrigerant circuit, and a light refrigerant circuit
- the natural gas pre-cooling line includes at least one natural gas compressor connected in series, at least at least one aircraft or water cooling and tube spaces of heavy refrigerant evaporators
- the subcooling line includes a shell-and-tube heat exchanger and a first pressure reducing means
- the heavy refrigerant circuit includes at least one heavy refrigerant compressor, at least one air or water cooler and inter-tube spaces of heavy refrigerant evaporators connected in series, the outputs of which are connected to the heavy refrigerant compressor
- the light refrigerant circuit includes at least two light refrigerant compressors connected in series, at least one air or water cooling device located after each light refrigerant compressor, as well as a two-flow light refrigerant superheater, the tube space of the heavy refrigerant evapor
- the subcooling line may contain a third pressure reducing means, which is connected at the inlet to the outlet of the first tube space of the shell-and-tube heat exchanger, and at the outlet to the inlet of the first heat exchange space of the light refrigerant evaporator.
- the expander is kinematically connected to at least one stage of the light refrigerant compressor.
- the technical result achieved when using the proposed method and device is a deeper cooling of natural gas, which reduces the amount of boil-off gas and reduces the load on its re-compression and recycling, as well as a simpler hardware design of heat exchangers.
- the nitrogen cooling circuit includes the boiling of a light refrigerant, which increases the depth of refrigeration of liquefied natural gas, reduces the amount of boil-off gas, and It also eliminates the cooling of light refrigerant at each stage of multi-stage pre-cooling with inter-stage cooling in nitrogen-nitrogen heat exchangers.
- the proposed method and installation contains additional cooling of natural gas and light high-pressure refrigerant due to evaporating heavy refrigerant, which makes it possible to reduce energy costs for cooling and use the invention for liquefying natural gas with high inlet temperatures.
- the separation of light refrigerant flows in the circuit occurs after cooling by superheated vapors and heavy refrigerant, which leads to the possibility of using a two-flow shell-and-tube heat exchanger.
- the difference between the proposed technical solution is that the pressure of the second stream after evaporation and the first stream after isontropic expansion are equal, which allows them to be mixed and used as a single stream in a shell-and-tube heat exchanger.
- Figure 1 shows a diagram of the proposed installation.
- the natural gas liquefaction plant contains a natural gas pre-cooling line, a natural gas subcooling line, a heavy refrigerant circuit, and a light refrigerant circuit.
- the natural gas pre-cooling line includes a series-connected natural gas compressor 1, apparatus 2 or air or water cooling units and pipe evaporator spaces 3 heavy refrigerant, in this case ethane.
- the natural gas subcooling line includes a series-connected second tube space of a shell-and-tube heat exchanger 7, a third pressure reducing means 9, in particular a throttle, a first heat exchange (in particular, pipe) space of a light refrigerant evaporator 8, in this case nitrogen, and a second pressure reducing means 10 , in particular, the throttle.
- the heavy refrigerant circuit includes a series-connected heavy refrigerant compressor 4 (compressors), at least one air or water cooling unit 5 and the intertube spaces of the heavy refrigerant evaporators 3.
- a throttle 6 is installed at the inlet of each evaporator 3.
- the gas outlets of the annular spaces of the evaporators 3 are connected to the compressor 4 (compressors).
- Two or more compressors can be installed in series in a heavy refrigerant circuit, depending on the power of the compressors and the required refrigerant pressure.
- the light refrigerant circuit includes at least two light refrigerant compressors 11 connected in series and at least one air or water cooling apparatus 12 after each compressor And, the first heat exchange space of the two-flow superheater 13, the second pipe space of the light refrigerant evaporator 3, the outlet of which is connected to two light refrigerant lines.
- the first line includes an expander 14.
- the second line of light refrigerant includes the first tube space of the shell-and-tube heat exchanger 7, the throttle 15 and the second heat exchanger (in particular, intertubular) space of the evaporator 8 of the light refrigerant, which, through the gas outlet, together with the output of the expander 14 of the first line of the light refrigerant, is connected to the input of the cold side of the annular space of the shell-and-tube heat exchanger 7.
- the output of the cold side of the annular space of the shell-and-tube heat exchanger 7 is connected to the cold side of the second heat exchanger (in in particular, the inter-tube space of the double-flow superheater 13, in turn connected at the outlet to the input of the first light refrigerant compressor 11 along the flow.
- the heavy refrigerant compressor 4 compressors
- the light refrigerant compressors 11 it is proposed to use gas turbine engines or electric motors, but not limited to them, which can be connected to the compressors via multipliers (not shown in the diagram).
- the method of liquefying natural gas is carried out as follows.
- Natural gas (NG) prepared for liquefaction (purified of water vapor, carbon dioxide and other contaminants) is supplied to natural gas compressor 1, where it is compressed to a pressure of about 10 MPa, then it is cooled due to the cold of the environment in apparatus 2 or apparatuses air or water cooling to a temperature of about +15 degrees.
- C and evaporators 3 of heavy refrigerant are sent to evaporators 3 of heavy refrigerant for preliminary multi-stage cooling. After sequential cooling in evaporators 3 liquefied gas with a temperature of about -84 degrees C sent to the second heat exchange space, where it is cooled to temperatures of about 144.5 degrees.
- the gas is supercooled to temperatures of -152.3 degrees C and sent to the first pressure reduction means 10, where its pressure is reduced to 0.1 MPa to form a vapor-liquid flow, the liquid part of which is liquefied natural gas.
- Ethane is used as a heavy refrigerant, but its use is not limited to it.
- Ethane gas from evaporators 3 with different pressures is supplied to multi-stage compressor 4 (compressors) of heavy refrigerant, where it is pressurized to a pressure of about 3 MPa and condensed in apparatus 5 or air or water cooling apparatus at a temperature of +10 degrees C.
- Liquid ethane is sent to evaporators 3, in which, at various pressure levels, the heavy refrigerant cools natural gas to a temperature of the order of - 84 degrees C., while at least on the last evaporator 3, the heavy refrigerant, in addition to natural gas, cools the flow of light refrigerant.
- Different levels of pressure of the heavy refrigerant in the evaporators 3 are achieved by reducing the pressure on the chokes 6. Ethane gas from the evaporators 3 is sent to the heavy refrigerant compressor 4, compressed, condensed and further used in the cycle for preliminary multi-stage cooling of natural gas.
- Nitrogen is used as a light refrigerant, but its use is not limited to it.
- Gaseous light low-pressure refrigerant from the double-flow superheater 13 is supplied to at least one compressor AND light refrigerant and at least one air or water cooling apparatus 12, where it is pressurized to pressure 10.3 MPa and cooled to a temperature of +15 degrees. C.
- the resulting high-pressure nitrogen gas is sent to a double-flow superheater 13, in which it is cooled by recuperating the cold of low-pressure nitrogen to a temperature of about -65 degrees. C, and then divided into two streams.
- the first flow is directed along the first line to the expander 14, where its isentropic expansion occurs with energy removal, as a result of which its pressure is reduced to 2.1 MPa and the temperature to -147.5 degrees.
- the second flow is directed through the second line to the shell-and-tube heat exchanger 7, where it is cooled due to cold recovery of the total flow of light refrigerant to a temperature of about -139 degrees.
- C. and on the second means 15 of pressure reduction, its isenthalpic expansion is carried out to a pressure of 2.1 MPa with the formation of a vapor-liquid flow.
- the vapor-liquid stream of a light low-pressure refrigerant is directed to the evaporator 8, where it is evaporated due to the supercooling of the natural gas flow and, mixed with the first stream of a light low-pressure refrigerant, is sent as a single total flow to the shell-and-tube heat exchanger 7, where it is heated, cooling the second stream of a light high-pressure refrigerant pressure and flow of natural gas.
- the total flow of nitrogen from heat exchanger 7 is sent to double-flow superheater 13, where it is overheated due to cooling of high-pressure nitrogen after apparatus 12.
- the energy released during isentropic expansion on the expander 14 can be used as an energy drive for at least one compressor 11.
- the technological scheme operates in nominal mode at an ambient temperature of +5 degrees C and below. At temperatures above +5 degrees C, the productivity of the technological thread begins to decline.
- the technology is being developed for Arctic and Antarctic latitudes, then for the condensation of heavy refrigerant (in particular, ethane) in cooling apparatus during the hot period, the waters of the Arctic or Antarctic seas, bays and other bodies of water, which even in summer have a low temperature, can also be used.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологиям сжижения природного газа для дальнейшей перевозки транспортом с последующей регазификацией. Подготовленный для сжижения природный газ компримируют, охлаждают в аппарате воздушного или водяного охлаждения, многоступенчато охлаждают за счет испарения тяжелого хладагента в испарителе, переохлаждают за счет рекуперации холода паров легкого хладагента в кожухотрубном теплообменнике. В испарителе снижают давление сжижаемого газа и отводят сжиженный газ. Тяжелый хладагент, полученный при испарении, компримируют, конденсируют и вновь используют при охлаждении природного газа. Легкий хладагент компримируют, снимают теплоту компримирования в аппаратах воздушного или водяного охлаждения, охлаждают последовательно легким хладагентом низкого давления в двухпоточном перегревателе и испаряющимся тяжелым хладагентом в испарителе. Разделяют легкий хладагент на два потока. Расширяют первый поток детандером. Осуществляют последовательное охлаждение второго потока в теплообменнике, расширение на дросселе и испарение в испарителе. Затем потоки смешивают при равном давлении. Изобретение обеспечивает глубокое захолаживание природного газа, что снижает количество отпарного газа и уменьшает нагрузку на повторное компримирование и направление на рецикл.
Description
СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
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.
Известен способ для сжижения природного газа, раскрытый в ЕР 0358100 А2, 30.08.1989, который заключается в том, что образовавшийся в системе хранения СИГ отпарной газ компримируют до выбранного уровня давления, а затем последовательно охлаждают и переохлаждают в теплообменных аппаратах в контуре азотного хладагента, в котором перегретый азот компримируют с отводом теплоты компримирования, далее происходит разделение азота на две части, которые подают раздельно на охлаждение в теплообменные аппараты параллельно со сжижаемым газом путем теплообмена с потоком азота низкого давления, один из потоков после охлаждения изоэнтальпийно расширяют на клапане Джоуля-Томсона, второй поток после охлаждения изоэнтропийно расширяют на детандере с отводом энергии для возможного использования энергии привода последней ступени компримирования и далее используют в охлаждении указанных первого и второго потоков азота и потока сжижаемого газа. Перегретый за счет рекуперации поток азота низкого давления смешивают с азотом после первой ступени компримирования и направляют на последующее компримирование вновь, а изоэнтальпийно расширенный поток азота также используют для охлаждения первого и второго потоков азота и
сжижаемого газа, за счет чего его перегревают и далее направляют на первую или третью ступень компримирования в зависимости от необходимой температуры охлаждения газа, а сжиженный газ, образовавшийся при понижении давления переохлажденной жидкости выводят из теплообменного аппарата и насосом перекачивают в систему хранения.
Недостаток известных способа и реализующей его установки заключается в том, что их применение ограничивается отпарным газом с высоким содержанием низкокипящих компонентов, в частности азота, и низкой начальной температурой (порядка -94... -130 град. С) газа, и низкоэффективно для сжижения природного газа с начальными температурами близкими к температуре окружающей среды. Помимо этого разделение потоков азота после отвода теплоты компримирования, и их изоэнтропийное и изоэнтальпийное расширение до разных давлений требует применения многоходовых теплообменников с несколькими потоками как по теплой стороне, так и по холодной, что влечет за собой использование теплообменников пластинчаторебристого типа и делает невозможным применение технологии на больших производительностях в том числе для средне- и крупнотоннажного производства СПГ, а также усложняет регулирование процесса.
Наиболее близкими к предложенным являются способ сжижения природного газа «Арктический каскад» и установка для его осуществления по патенту RU 2645185 С1 компании ПАО «НОВАТЭК», применяемые на заводе «Ямал СПГ» в п. Сабетта на четвертой очереди сжижения природного газа (приняты за прототип). Способ 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. Установка сжижения 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 меньшей 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.
Особенностями данных способа и установки является охлаждение азота в теплообменниках азот-азот, что усложняет технологическое оформление процесса и увеличивает количество единиц оборудования, а также понижение температуры в контуре азота происходит исключительно за счет расширения в турбодетандере, что ведет к недоохлаждению природного газа перед расширением, снижению
количества СПГ и увеличению количества отпарного газа и, следовательно, увеличению нагрузки на компрессор отпарного газа и снижению энергоэффективности.
Технической проблемой, решаемой предлагаемой технологией сжижения природного газа, является упрощение технологического процесса, расширение области применения процесса, уменьшение единиц используемого оборудования, уменьшение энергозатрат на производство СПГ и увеличение производительности технологии по продукту.
Раскрытие изобретения
Техническая проблема решается способом сжижения природного газа, заключающимся в том, что по предложенному способу сжижения природного газа подготовленный природный газ компримируют, снимают теплоту компримирования, предварительно многоступенчато охлаждают за счет испарения тяжелого хладагента, переохлаждают за счет рекуперации холода паров легкого хладагента и его предварительного испарения снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный газ, при этом тяжелый хладагент полученный при испарении, компримируют, конденсируют и вновь используют при предварительном многоступенчатом охлаждении природного газа, а легкий хладагент компримируют, охлаждают и используют при переохлаждении природного газа, при этом, согласно изобретению, легкий хладагент перед охлаждением компримируют, снимают теплоту компримирования, после чего осуществляют его охлаждение последовательно легким хладагентом низкого давления и испаряющимся тяжелым хладагентом, после этого разделяют легкий хладагент высокого давления на два потока, осуществляют изоэнтропийное расширение первого потока и последовательное охлаждение, изоэнтальпийное расширение и испарение второго потока
за счет переохлаждения природного газа, затем потоки смешивают при равном давлении и используют в качестве единого потока легкого хладагента низкого давления для охлаждения природного газа, второго потока легкого хладагента перед его изоэнтальпийным расширением и испарением и охлаждения единого потока легкого хладагента высокого давления.
Кроме того, предварительное многоступенчатое охлаждение газа целесообразно осуществлять при различных уровнях давления кипения тяжелого хладагента на ступенях, которые обеспечивают путем понижения давления тяжелого хладагента до кипения перед каждой ступенью, при этом по меньшей мере последнюю ступень используют для охлаждения легкого хладагента высокого давления.
Кроме того, энергию, выделяющуюся при изоэнтропийном расширении первого потока, целесообразно использовать при компримировании легкого хладагента.
Кроме того, в качестве легкого хладагента можно использовать азот, а в качестве тяжелого хладагента - этан или этилен.
Кроме того, давление сжижаемого газа в зависимости от его состава после переохлаждения за счет рекуперации холодных паров легекого хладагента могут дополнительно понижать до давления, исключающего образование двухфазного потока для взятого состава газа.
Техническая проблема также решается установкой для сжижения природного газа, которая содержит линию предварительного охлаждения природного газа, линию переохлаждения природного газа, контур тяжелого хладагента, и контур легкого хладагента, линия предварительного охлаждения природного газа включает последовательно соединенные по меньшей пере один компрессор природного газа, по меньшей мере один аппарат воздушного или
водяного охлаждения и трубные пространства испарителей тяжелого хладагента, линия переохлаждения включает кожухотрубный теплообменник и первое средство понижения давления, контур тяжелого хладагента включает последовательно соединенные по меньшей мере один компрессор тяжелого хладагента, по меньшей мере один аппарат воздушного или водяного охлаждения и межтрубные пространства испарителей тяжелого хладагента, выходы которых соединены с компрессором тяжелого хладагента, контур легкого хладагента включает последовательно соединенные по меньшей мере два компрессора легкого хладагента, по меньшей мере один аппарат воздушного или водяного охлаждения расположенный после каждого компрессора легкого хладагента, а также двухпоточный перегреватель легкого хладагента, трубное пространство испарителя тяжелого хладагента, первое трубное пространство кожухотрубного теплообменника и детандер, при этом, согласно изобретению, линия переохлаждения природного газа включает второе трубное пространство кожухотрубного теплообменника, выход которого соединен с первым теплообменным пространством испарителя легкого хладагента, с выходом которого соединено первое средство понижения давления, в контуре легкого хладагента с последним аппаратом воздушного или водяного охлаждения последовательно соединены первое теплообменное пространство двухпоточного перегревателя и второе трубное пространство испарителя тяжелого хладагента, выход по легкому хладагенту которого соединен с двумя линиями легкого хладагента, первая линия включает указанный детандер, а вторая линия включает последовательно соединенные первое трубное пространство кожухотрубного теплообменника, второе средство понижения давления и второе теплообменное пространство испарителя легкого хладагента, выход по газу которого совместно с выходом детандера соединены с
межтрубным пространством кожухотрубного теплообменника, выход которого соединен со вторым теплообменным пространством двухпоточного перегревателя, соединенным по выходу с первым по ходу потока компрессором легкого хладагента.
Кроме того, линия переохлаждения может содержать третье средство понижения давления, которое по входу соединено с выходом первого трубного пространства кожухотрубного телпообменника, а выходом - с входом первого теплообменного пространства испарителя легкого хладагента.
Кроме того, целесообразно, чтобы детандер был кинематически связан по меньшей мере с одной ступенью компрессора легкого хладагента.
Технический результат, достигаемый при использовании предложенных способа и устройства, заключается в более глубоком захолаживании природного газа, что снижает количество отпарного газа и уменьшает нагрузку на его повторное компримирование и направление на рецикл, а также в более простом аппаратурном оформлении теплообменных аппаратов.
По сравнению с технологией «Арктический каскад» (прототип) в предлагаемой технологии «Арктический каскад модифицированный» («Арктический каскад М») контур азотного охлаждения включает в себя кипение легкого хладагента, что увеличивает глубину захолаживания сжиженного природного газа, снижает количество отпарного газа, а также исключается охлаждение легкого хладагента на каждой ступени много ступенчатого предварительного охлаждения с межступенчатым охлаждением в теплообменниках азот-азот. В первую очередь это приводит к уменьшению количества единиц и размеров технологического оборудования, что ведет к упрощению аппаратурного оформления процесса и снижению площади застройки, так как
охлаждение азота происходит только в последней ступени предварительного охлаждения и за счет рекуперации холода испарившегося легкого хладагента снижая гидравлические сопротивления и теплопотери.
По сравнению с техническим решением ЕР 0358100 А2 в предлагаемых способе и установке присутствует дополнительное охлаждение природного газа и легкого хладагента высокого давления за счет испаряющегося тяжелого хладагента, что позволяет снизить энергозатраты на охлаждение и применять изобретение для сжижения природного газа с высокими температурами на входе. Кроме того, разделение потоков легкого хладагента в контуре происходит после охлаждения перегретыми парами и тяжелым хладагентом, что приводит к возможности применения двухпоточного теплообменного аппарата кожухотрубного типа. Также отличие предлагаемого технического решения заключается в том, что давление второго потока после испарения и первого потока после изонтропийного расширения равны, что позволяет осуществить их смешение и использовать единым потоком в кожухотрубном теплообменном аппарате.
Перечень чертежей
На фиг. 1 изображена схема исполнения предложенной установки.
Примеры осуществления изобретения
Установка для сжижения природного газа содержит линию предварительного охлаждения природного газа, линию переохлаждения природного газа, контур тяжелого хладагента, контур легкого хладагента.
Линия предварительного охлаждения природного газа включает последовательно соединенные компрессор 1 природного газа, аппарат 2 или аппараты воздушного или водяного охлаждения и трубные
пространства испарителей 3 тяжелого хладагента, в данном случае этана.
Линия переохлаждения природного газа включает последовательно соединенные второе трубное пространство кожухотрубного теплообменника 7, третье средство 9 понижения давления, в частности, дроссель, первое теплообменное (в частности, трубное) пространство испарителя 8 легкого хладагента, в данном случае азота, и второе средство 10 понижения давления, в частности, дроссель.
Контур тяжелого хладагента включает последовательно соединенные компрессор 4 (компрессоры) тяжелого хладагента, по меньшей мере один аппарат 5 воздушного или водяного охлаждения и межтрубные пространства испарителей 3 тяжелого хладагента. На входе каждого испарителя 3 установлен дроссель 6. Выходы по газу межтрубных пространств испарителей 3 соединены с компрессором 4 (компрессорами). В контуре тяжелого хладагента могут быть установлены последовательно два или более компрессоров в зависимости от мощности компрессоров и требуемого давления хладагента.
Контур легкого хладагента включает последовательно соединенные по меньшей мере два компрессора 11 легкого хладагента и по меньшей мере один аппарат 12 воздушного или водяного охлаждения после каждого компрессора И, первое теплообменное пространство двухпоточного перегревателя 13, второе трубное пространство испарителя 3 легкого хладагента, выход которого соединен с двумя линиями легкого хладагента. Первая линия включает детандер 14. Вторая линия легкого хладагента включает последовательно соединенные первое трубное пространство кожухотрубного теплообменника 7, дроссель 15 и второе теплообменное (в частности,
межтрубное) пространство испарителя 8 легкого хладагента, которое выходом по газу, совместно с выходом детандера 14 первой линии легкого хладагента, соединено с входом холодной стороны межтрубного пространства кожухотрубного теплообменника 7. Выход холодной стороны межтрубного пространства кожухотрубного теплообменника 7 соединен с холодной стороной второго теплообменного (в частности, межтрубного) пространства двухпоточного перегревателя 13, в свою очередь по выходу соединенного с входом первого по ходу потока компрессора 11 легкого хладагента.
В качестве приводов компрессора 1 природного газа, компрессора 4 (компрессоров) тяжелого хладагента и компрессоров 11 легкого хладагента предлагается применять газотурбинные двигатели или электродвигатели, но не ограничиваясь ими, которые могут быть соединены с компрессорами посредством мультипликаторов (на схеме не показаны).
Для работы одного из компрессоров 11 легкого хладагента также можно использовать часть генерируемой на детандере 14 мощности путем обеспечения его кинематической связи с валом компрессора 11.
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 1 природного газа, где его компримируют до давления порядка 10 МПа, далее его охлаждают за счет холода окружающей среды в аппарате 2 или аппаратах воздушного либо водяного охлаждения до температуры порядка +15 град. С и направляют в испарители 3 тяжелого хладагента для предварительного многоступенчатого охлаждения. После последовательного охлаждения в испарителях 3 сжижаемый газ с температурой порядка -84 град.С
направляют во второе теплообменное пространство, где его охлаждают до температур порядка 144,5 град. С и далее подают на расширение в третье средство 9 понижения давления, где его давление снижается до порядка 2 МПа, исключающего образование двухфазного потока для данного состава газа. Далее в испарителе 8 газ переохлаждают до температур -152,3 град.С и направляют в первое средство 10 понижения давления, где его давление снижают до 0,1 МПа с образованием парожидкостного потока, жидкая часть которого является сжиженным природным газом.
В качестве тяжелого хладагента применяют этан, но применение не ограничивается им. Газообразный этан от испарителей 3 с различными давлениями поступает на многоступенчатый компрессор 4 (компрессоры) тяжелого хладагента, где его дожимают до давления порядка 3 МПа и конденсируют в аппарате 5 или аппаратах воздушного или водяного охлаждения при температуре +10 град.С. Жидкий этан направляют в испарители 3, в которых на различных уровнях давления тяжелый хладагент охлаждает природный газ до температуры порядка - 84 град.С., при этом по меньшей мере на последнем испарителе 3 тяжелый хладагент помимо природного газа охлаждает поток легкого хладагента. Разные уровни давления тяжелого хладагента в испарителях 3 достигаются за счет снижения давления на дросселях 6. Газообразный этан от испарителей 3 направляют к компрессору 4 тяжелого хладагента, компримируют, конденсируют и далее по циклу вновь используют при предварительном многоступенчатом охлаждении природного газа.
В качестве легкого хладагента применяется азот, но применение не ограничивается им. Газообразный легкий хладагент низкого давления от двухпоточного перегревателя 13 поступает по меньшей мере на один компрессор И легкого хладагента и по меньшей мере один аппарат 12 воздушного или водяного охлаждения, где его дожимают до давления
10,3 МПа и охлаждают до температуры +15 град. С. Полученный газообразный азот высокого давления направляют в двухпоточный перегреватель 13, в котором он охлаждается за счет рекуперации холода азота низкого давления до температуры порядка -65 град. С, и далее разделяют на два потока. Первый поток направляют по первой линии на детандер 14, где происходит его изоэнтропийное расширение с отводом энергии, в результате чего его давление снижают до 2,1 МПа, а температура до -147,5 град. С. Второй поток направляют по второй линии в кожухотрубный теплообменник 7, где охлаждают за счет рекуперации холода суммарного потока легкого хладагента до температуры порядка -139 град. С. и на втором средстве 15 понижения давления осуществляют его изоэнтальпийное расширение до давления 2,1 МПа с образованием парожидкостного потока. Парожидкостной поток легкого хладагента низкого давления направляют в испаритель 8, где его испаряют за счет переохлаждения потока природного газа и, смешавшись с первым потоком легкого хладагента низкого давления, направляют единым суммарным потоком в кожухотрубный теплообменник 7, где его нагревают, охлаждая второй поток легкого хладагента высокого давления и поток природного газа. Далее суммарный поток азота из теплообменника 7 направляется в двухпоточный перегреватель 13, где перегревается за счет охлаждения азота высокого давления после аппарата 12.
При этом энергию, выделяющуюся при изоэнтропийном расширении на детандере 14, можно использовать в качестве энергетического привода по меньшей мере одного компрессора 11.
Технологическая схема работает в номинальном режиме при температуре окружающей среды +5 град.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 тяжелого хладагента (в частности, этана) в аппаратах охлаждения в жаркий период также могут быть использованы воды арктических, либо антарктических морей, заливов и иных водоемов, которые даже в летний период имеют низкую температуру.
Claims
1. Способ сжижения природного газа, по которому подготовленный природный газ компримируют, снимают теплоту компримирования, предварительно многоступенчато охлаждают за счет испарения тяжелого хладагента, переохлаждают за счет рекуперации холода паров легкого хладагента и его предварительного испарения снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный газ, при этом тяжелый хладагент полученный при испарении, компримируют, конденсируют и вновь используют при предварительном многоступенчатом охлаждении природного газа, а легкий хладагент компримируют, охлаждают и используют при переохлаждении природного газа, отличающийся тем, что легкий хладагент перед охлаждением компримируют, снимают теплоту компримирования, после чего осуществляют его охлаждение последовательно легким хладагентом низкого давления и испаряющимся тяжелым хладагентом, после этого разделяют легкий хладагент высокого давления на два потока, осуществляют изоэнтропийное расширение первого потока и последовательное охлаждение, изоэнтальпийное расширение и испарение второго потока за счет переохлаждения природного газа, затем потоки смешивают при равном давлении и используют в качестве единого потока легкого хладагента низкого давления для охлаждения природного газа, второго потока легкого хладагента перед его изоэнтальпийным расширением и испарением и охлаждения единого потока легкого хладагента высокого давления.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительное многоступенчатое охлаждение газа осуществляют при различных уровнях давления кипения тяжелого хладагента на ступенях, которые обеспечивают путем понижения давления тяжелого хладагента до кипения перед каждой ступенью, при этом по меньшей мере последнюю
ступень используют для охлаждения легкого хладагента высокого давления.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что энергию, выделяющуюся при изоэнтропийном расширении первого потока, используют при компримировании легкого хладагента.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве легкого хладагента используют азот, а в качестве тяжелого хладагента - этан или этилен.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление сжижаемого газа после переохлаждения за счет рекуперации холодных паров легкого хладагента дополнительно понижают до давления, исключающего образование двухфазного потока.
6. Установка для сжижения природного газа, содержащая линию предварительного охлаждения природного газа, линию переохлаждения природного газа, контур тяжелого хладагента, и контур легкого хладагента, линия предварительного охлаждения природного газа включает последовательно соединенные компрессор природного газа, по меньшей мере один аппарат воздушного или водяного охлаждения и трубные пространства испарителей тяжелого хладагента, линия переохлаждения включает кожухотрубный теплообменник и первое средство понижения давления, контур тяжелого хладагента включает последовательно соединенные по меньшей мере один компрессор тяжелого хладагента, по меньшей мере один аппарат воздушного или водяного охлаждения и межтрубные пространства испарителей тяжелого хладагента, выходы которых соединены с компрессором тяжелого хладагента, контур легкого хладагента включает последовательно соединенные по меньшей мере два компрессора легкого хладагента, по меньшей мере один аппарат воздушного или водяного охлаждения расположенный после каждого компрессора
16 легкого хладагента, а также двухпоточный перегреватель легкого хладагента, трубное пространство испарителя тяжелого хладагента, первое трубное пространство кожухотрубного теплообменника и детандер, отличающаяся тем, что линия переохлаждения природного газа включает второе трубное пространство кожухотрубного теплообменника, выход которого соединен с первым теплообменным пространством испарителя легкого хладагента, с выходом которого соединено первое средство понижения давления, в контуре легкого хладагента с последним аппаратом воздушного или водяного охлаждения последовательно соединены первое теплообменное пространство двухпоточного перегревателя и второе трубное пространство испарителя тяжелого хладагента, выход по легкому хладагенту которого соединен с двумя линиями легкого хладагента, первая линия включает указанный детандер, а вторая линия включает последовательно соединенные первое трубное пространство кожухотрубного теплообменника, второе средство понижения давления и второе теплообменное пространство испарителя легкого хладагента, выход по газу которого совместно с выходом детандера соединены с межтрубным пространством кожухотрубного теплообменника, выход которого соединен со вторым теплообменным пространством двухпоточного перегревателя, соединенным по выходу с первым по ходу потока компрессором легкого хладагента.
7. Установка по п.6, отличающаяся тем, что линия переохлаждения содержит третье средство понижения давления, которое по входу соединено с выходом первого трубного пространства кожухотрубного теплообменника, а выходом - с входом первого теплообменного пространства испарителя легкого хладагента.
17
8. Установка по п. 6, отличающаяся тем, что детандер кинематически связан по меньшей мере с одной ступенью компрессора легкого хладагента.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2022130053A RU2792387C1 (ru) | 2022-11-18 | Способ сжижения природного газа "арктический каскад модифицированный" и установка для его осуществления | |
| RU2022130053 | 2022-11-18 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2024107081A1 true WO2024107081A1 (ru) | 2024-05-23 |
Family
ID=91085179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2023/000274 WO2024107081A1 (ru) | 2022-11-18 | 2023-09-15 | Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| WO (1) | WO2024107081A1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2358213C2 (ru) * | 2004-03-09 | 2009-06-10 | Линде Акциенгезельшафт | Способ сжижения богатого углеводородами потока |
| US20140190205A1 (en) * | 2011-06-24 | 2014-07-10 | Marc Bonnissel | Method For Liquefying Natural Gas With A Triple Closed Circuit Of Coolant Gas |
| RU2538192C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления |
| WO2017054929A1 (de) * | 2015-10-01 | 2017-04-06 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum verflüssigen einer kohlenwasserstoff-reichen fraktion |
| RU2645185C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-02-16 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления |
-
2023
- 2023-09-15 WO PCT/RU2023/000274 patent/WO2024107081A1/ru unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2358213C2 (ru) * | 2004-03-09 | 2009-06-10 | Линде Акциенгезельшафт | Способ сжижения богатого углеводородами потока |
| US20140190205A1 (en) * | 2011-06-24 | 2014-07-10 | Marc Bonnissel | Method For Liquefying Natural Gas With A Triple Closed Circuit Of Coolant Gas |
| RU2538192C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления |
| WO2017054929A1 (de) * | 2015-10-01 | 2017-04-06 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum verflüssigen einer kohlenwasserstoff-reichen fraktion |
| RU2645185C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-02-16 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11774173B2 (en) | 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 | |
| JP4741468B2 (ja) | ガス液化用一体型多重ループ冷却方法 | |
| JP4938452B2 (ja) | 複数の膨張機を備えたハイブリッドガス液化サイクル | |
| AU2019281725B2 (en) | Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion | |
| EP1248935A1 (en) | Process for liquefying natural gas by expansion cooling | |
| NO176371B (no) | Fremgangsmåte for flytendegjöring av en trykksatt mateström og apparat for utförelse av samme | |
| CN110411146B (zh) | 使用气相制冷剂来冷却烃流的改进的方法和系统 | |
| CN110411145B (zh) | 用于使用气相制冷剂冷却烃流的改进的方法和系统 | |
| US20230332833A1 (en) | Process for Producing Liquefied Hydrogen | |
| WO2005080892A1 (en) | Liquefying hydrogen | |
| 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 | |
| RU2792387C1 (ru) | Способ сжижения природного газа "арктический каскад модифицированный" и установка для его осуществления | |
| WO2024107081A1 (ru) | Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления | |
| RU2797608C1 (ru) | Способ сжижения природного газа "АРКТИЧЕСКИЙ МИКС" | |
| RU2735977C1 (ru) | Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления | |
| US20230194161A1 (en) | Standalone high-pressure heavies removal unit for lng processing | |
| WO2024172687A1 (ru) | Способ сжижения природного газа | |
| 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: 23892115 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |