Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа



Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа
Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа
Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа

 


Владельцы патента RU 2509968:

КОНОКОФИЛЛИПС КОМПАНИ (US)

Описаны установка сжиженного природного газа, которая использует систему для удаления неконденсируемого материала из одного или более холодильных циклов в пределах установки, и способ ее работы. Способ включает охлаждение потока природного газа в первом замкнутом холодильном цикле и в разомкнутом холодильном цикле с получением дополнительно охлажденного потока природного газа. Неконденсируемый материал отделяют от, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением обедненной неконденсируемыми компонентами преимущественно жидкой нижней фракции и обогащенной неконденсируемыми компонентами преимущественно паровой верхней фракции. Обогащенную неконденсируемыми компонентами преимущественно паровую верхнюю фракцию направляют в систему топливного газа для использования в качестве топливного газа. Жидкую нижнюю фракцию возвращают назад в преимущественно метановый холодильный агент разомкнутого холодильного цикла. Использование изобретения позволит стабилизировать работу установки в случае резких изменений концентрации потока поступающего природного газа, введенного в установку. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

Настоящая заявка испрашивает приоритет по разделу 119(e) 35 U.S.С. предварительного патента США №61/095,189, поданного 8 сентября 2008 года, полное раскрытие которого включено в данном документе согласно ссылке.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для сжижения природного газа. В другом аспекте настоящее изобретение относится к установке для сжижения природного газа (СПГ), использующей систему для отделения накопленных неконденсируемых компонентов из одного или более холодильных циклов в установке для сжижения природного газа.

ОПИСАНИЕ ИЗВЕСТНОГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Криогенное сжижение обычно используется для превращения природного газа в более удобное состояние для транспортировки и/или хранения. Поскольку сжижение природного газа значительно уменьшает его удельный объем, большие количества природного газа могут экономично транспортироваться и/или храниться в сжиженном состоянии.

Транспортировка природного газа в его сжиженном состоянии может эффективно связывать источник природного газа с удаленным рынком сбыта, когда источник и рынок сбыта не соединены трубопроводом. Эта ситуация обычно возникает, когда источник природного газа и рынок сбыта природного газа отделены большими водными пространствами. В таких случаях сжиженный природный газ (СПГ) может транспортироваться от источника к рынку сбыта с использованием специально созданных океанских танкеров для сжиженного природного газа.

Хранение природного газа в его сжиженном состоянии может сгладить периодические колебания при поставке и потреблении природного газа. В частности, сжиженный природный газ может быть «зарезервирован» для использования, когда потребление природного газа является низким и/или поставка является высокой. В результате, будущие максимальные потребности в сжиженном природном газе могут быть удовлетворены за счет СПГ из хранилища, который может быть испарен, когда этого требует потребление.

Существует несколько способов сжижения природного газа. Некоторые способы производят сжиженный природный газ под давлением, который является пригодным, но требует дорогих резервуаров для содержания под давлением для хранения и транспортировки. Другие способы дают сжиженный природный газ, имеющий давление, равное или почти равное атмосферному давлению. В общем случае, такие способы производства сжиженного природного газа при нормальном давлении включают в себя охлаждение потока природного газа посредством косвенного теплообмена с одним или более холодильными агентами, и затем, расширение охлажденного потока природного газа до почти атмосферного давления. Кроме того, большая часть установок для СПГ использует одну или более систем для удаления загрязняющих примесей (например, воды, кислых газов, азота, а также этана и более тяжелых компонентов) из потока природного газа в разных точках во время процесса сжижения.

Обычно установки для СПГ используют один или более холодильных циклов для охлаждения входящего потока природного газа за счет первичной конденсации потока холодильного агента и, затем, контакта испаряющегося холодильного агента с природным газом посредством прямого или косвенного теплообмена для уменьшения температуры природного газа ниже его точки сжижения. Со временем один или более относительно неконденсируемых компонентов (например, воздух, азот, гелий, водород или аргон) могут накапливаться в холодильном агенте. Повышенная концентрация неконденсируемых материалов является очень нежелательной, так как, например, эти компоненты при относительно высоком давлении пара не конденсируют при рабочих условиях холодильного цикла, таким образом, эффективно уменьшая хладопроизводительность (т.е. полезную работу) загрязненного холодильного цикла.

Хотя накопление неконденсируемых материалов может происходить в замкнутом холодильном цикле, эта проблема более отчетливо проявляется в разомкнутых циклах, которые используют часть потока поступающего природного газа в качестве холодильного агента. Незначительные изменения в составе поступающего газа могут создавать значительные нарушения процесса, а резкие колебания состава поступающего потока природного газа могут привести к значительным рабочим сбоям, в конечном счете, уменьшая производство кондиционного СПГ, получаемого с установки в течение определенного периода времени.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

В одном варианте осуществления настоящего изобретения описан способ сжижения потока природного газа. В соответствии с одним вариантом осуществления способ включает в себя следующие стадии: (a) охлаждение потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом в первом замкнутом холодильном цикле с получением в результате охлажденного потока природного газа; (b) дополнительное охлаждение, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, в разомкнутом холодильном цикле с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа, где разомкнутый холодильный цикл включает в себя компрессор холодильного агента; и (c) отделение, по меньшей мере, части дополнительно охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением в результате преимущественно жидкого потока и преимущественно парового потока, где, по меньшей мере, часть дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в первую разделительную емкость, прошла через компрессор холодильного агента, где давление дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в первую разделительную емкость, больше, чем около 1690 кПа.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения описан способ сжижения потока природного газа. Способ данного варианта осуществления включает в себя следующие стадии: (a) охлаждение потока природного в первом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа; (b) разделение, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа на головной поток преимущественно метана, и обогащенный тяжелыми компонентами нижний поток в колонне для удаления тяжелых компонентов; (c) мгновенное испарение, по меньшей мере, части головного потока преимущественно метана, с получением в результате преимущественно парового потока и преимущественно жидкого потока; (d) сжатие, по меньшей мере, части преимущественно парового потока с получением в результате сжатого парового потока; (e) охлаждение, по меньшей мере, части сжатого парового потока посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом во втором холодильном цикле с получением в результате охлажденного сжатого потока; (f) отделение, по меньшей мере, части охлажденного сжатого в разделительной емкости с получением в результате головного парового и преимущественно жидкого нижнего потока; и (g) введение первой части преимущественно жидкого нижнего потока в колонну для отделения тяжелых компонентов в качестве потока флегмы.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения описана установка для сжижения потока природного газа, причем установка содержит первый замкнутый холодильный цикл, колонну для удаления тяжелых компонентов, второй замкнутый холодильный цикл, расширитель, компрессор холодильного агента и накопитель холодильного агента. Первый замкнутый холодильный цикл содержит первый впуск для нагретого природного газа и первый выпуск для холодного природного газа, и первый замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа, удаляемого через первый выпуск для холодного природного газа. Колонна для удаления тяжелых компонентов образует первый впуск для текучей среды, первый выпуск для пара, первый выпуск для жидкости и первый впуск для флегмы. Первый впуск для текучей среды колонны для удаления тяжелых компонентов находится в сообщении по потоку текучей среды с первым выпуском для холодного природного газа первого холодильного цикла. Колонна для удаления тяжелых компонентов выполнена с возможностью разделения, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа на преимущественно жидкий поток, удаляемый через первый выпуск для жидкости, и преимущественно паровой поток, удаляемый через первый выпуск для пара. Второй замкнутый холодильный цикл содержит второй впуск для теплого природного газа и второй выпуск для холодного природного газа. Второй впуск для теплого природного газа находится в сообщении по потоку текучей среде с первым выпуском для пара. Второй замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части преимущественно парового потока, удаляемого из первого выпуска для пара колонны для удаления тяжелых компонентов посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа. Расширитель образует впуск высокого давления и выпуск низкого давления. Впуск высокого давления находится в сообщении по потоку текучей среды со вторым выпуском для холодного природного газа второго замкнутого холодильного цикла. Расширитель выполнен с возможностью снижения давления, по меньшей мере, части дополнительно охлажденного потока природного газа, удаляемого из второго замкнутого холодильного цикла с получением в результате двухфазного потока текучей среды, удаляемого через выпуск низкого давления. Компрессор холодильного агента образует всасывающее отверстие и выпуск, и всасывающее отверстие находится в сообщении по потоку текучей среды с выпуском низкого давления расширителя. Компрессор холодильного агента выполнен с возможностью сжатия, по меньшей мере, части двухфазного потока, удаляемого из выпуска низкого давления расширителя с получением в результате сжатого потока холодильного агента, удаляемого через выпуск. Накопитель холодильного агента образует второй впуск для текучей среды, второй выпуск для пара и второй выпуск для жидкости. Второй впуск для текучей среды накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с выпуском компрессора холодильного агента. Накопитель холодильного агента выполнен с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого сжатого потока холодильного агента, выходящего из упомянутого компрессора холодильного агента на второй преимущественно паровой поток, удаляемый из упомянутого второго выпуска для пара, и второй преимущественно жидкий поток, удаляемый из упомянутого второго выпуска для жидкости. Второй выпуск для жидкости накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с первым впуском для флегмы колонны для удаления тяжелых компонентов.

Таким образом, согласно формуле изобретения предложен способ сжижения потока природного газа, причем упомянутый способ включает в себя этапы, на которых

(a) охлаждают упомянутый поток природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом в первом замкнутом холодильном цикле с получением охлажденного потока природного газа;

(b) дополнительно охлаждают, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом в разомкнутом холодильном цикле с получением в дополнительно охлажденного потока природного газа, причем упомянутый разомкнутый холодильный цикл включает в себя компрессор холодильного агента;

(c) отделяют неконденсируемый материал от, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением обедненной неконденсируемыми компонентами преимущественно жидкой нижней фракции и обогащенной неконденсируемыми компонентами преимущественно паровой верхней фракции,

причем, по меньшей мере, часть упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутую первую разделительную емкость, прошла через упомянутый компрессор холодильного агента,

d) направляют обогащенную неконденсируемыми компонентами преимущественно паровую верхнюю фракцию в систему топливного газа для использования в качестве топливного газа; и

e) возвращают упомянутую жидкую нижнюю фракцию назад в преимущественно метановый холодильный агент разомкнутого холодильного цикла.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (b) разделение, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа на обедненный тяжелыми компонентами поток и обогащенный тяжелыми компонентами поток в колонне для удаления тяжелых компонентов, причем упомянутая, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутый разомкнутый холодильный цикл, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого обедненного тяжелыми компонентами потока.

Предпочтительно верхнее давление упомянутой первой разделительной емкости составляет, по меньшей мере, около 170 кПа, которое выше верхнего давления упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого обедненного тяжелыми компонентами потока во втором холодильном цикле посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате охлажденного обедненного тяжелыми компонентами потока, причем упомянутая, по меньшей мере, часть охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутый разомкнутый холодильный цикл, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного обедненного тяжелыми компонентами потока.

Предпочтительно охлажденный поток природного газа, введенный в упомянутую первую разделительную емкость, имеет температуру в диапазоне от около -80°C до около -105°C и давление в диапазоне от около 3790 кПа до около 4485 кПа.

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент является холодильным агентом из чистого компонента.

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент преимущественно содержит пропан, пропилен, этан или этилен.

Предпочтительно упомянутая первая разделительная емкость является горизонтально удлиненной.

Также согласно формуле изобретения предложен способ сжижения потока природного газа, включающий этапы, на которых:

(a) охлаждают упомянутый поток природного газа в первом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа;

(b) разделяют, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа на головной поток преимущественно метана, и обогащенный тяжелыми компонентами нижний поток в колонне для удаления тяжелых компонентов;

(c) мгновенно испаряют, по меньшей мере, часть упомянутого головного потока преимущественно метана с получением в результате преимущественно парового потока и преимущественно жидкого потока;

(a) сжимают, по меньшей мере, часть упомянутого преимущественно парового потока с получением в результате сжатого парового потока;

(e) охлаждают, по меньшей мере, часть упомянутого сжатого парового потока посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом во втором холодильном цикле с получением в результате охлажденного сжатого потока;

(f) разделяют, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного сжатого потока в разделительной емкости с получением в результате преимущественно парового головного потока и преимущественно жидкого нижнего потока; и

(g) вводят первую часть упомянутого преимущественно жидкого нижнего потока в упомянутую колонну для удаления тяжелых компонентов в виде потока флегмы.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя объединение второй части упомянутого преимущественно жидкого нижнего потока с упомянутым головным потоком преимущественно метана перед упомянутым мгновенным испарением этапа (c).

Предпочтительно упомянутое объединение выполняется после упомянутого охлаждения этапа (e).

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (c) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого головного потока преимущественно метана в разомкнутом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с холодильным агентом преимущественно метана.

Предпочтительно упомянутый преимущественно метановый холодильный агент содержит, по меньшей мере, часть упомянутого преимущественно парового потока этапа (c).

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент состоит преимущественно из пропана, пропилена, этана или этилена.

Предпочтительно упомянутые первый и второй холодильные циклы являются замкнутыми холодильными циклами.

Предпочтительно верхнее давление упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов составляет, по меньшей мере, 170 кПа, которое ниже верхнего давления упомянутой разделительной емкости.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с упомянутым вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа, причем упомянутый охлажденный поток природного газа, разделенный в упомянутой колонне для удаления тяжелых компонентов, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя после этапа (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого головного потока преимущественно метана посредством косвенного теплообмена с упомянутым вторым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока преимущественно метана, причем упомянутый головной поток преимущественно метана, подвергнутый упомянутому мгновенному испарению этапа (c), содержит, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока преимущественно метана.

Предпочтительно упомянутый сжатый паровой поток не объединяется с упомянутым охлажденным потоком преимущественно метана перед упомянутым охлаждением этапа (e).

Предпочтительно упомянутый преимущественно жидкий нижний поток имеет давление выше, чем около 1690 кПа.

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент содержит пропан, пропилен, этан или этилен.

Предпочтительно упомянутый второй холодильный агент содержит метан, азот или диоксид углерода.

Кроме того согласно формуле изобретения предлагается установка для сжижения потока природного газа, причем упомянутая установка содержит

первый замкнутый холодильный цикл, содержащий первый впуск для теплого природного газа и первый выпуск для холодного природного газа, причем упомянутый первый замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа, извлеченного через упомянутый первый выпуск для холодного природного газа;

колонну для удаления тяжелых компонентов, определяющую первый впуск для текучей среды, первый выпуск для пара, первый выпуск для жидкости и первый впуск для флегмы, причем упомянутый первый впуск для текучей среды упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым выпуском для холодного природного газа упомянутого первого холодильного цикла, причем упомянутая колонна для удаления тяжелых компонентов выполнена с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа на преимущественно жидкий поток, извлеченный через упомянутый первый выпуск для жидкости, и преимущественно паровой поток, извлеченный через упомянутый первый выпуск для пара;

второй замкнутый холодильный цикл, включающий в себя второй впуск для теплого природного газа и второй выпуск для холодного природного газа, причем упомянутый второй впуск для теплого природного газа находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым выпуском для пара, причем упомянутый второй замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого преимущественно парового потока, извлеченного из упомянутого первого выпуска для пара упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа;

расширитель, определяющий впуск высокого давления и выпуск низкого давления, причем упомянутый впуск высокого давления находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым вторым выпуском для холодного природного газа упомянутого второго замкнутого холодильного цикла, причем упомянутый расширитель выполнен с возможностью уменьшения давления, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, извлеченного из упомянутого второго замкнутого холодильного цикла, с получением в результате двухфазного потока текучей среды, извлеченного через упомянутый выпуск низкого давления;

компрессор холодильного агента, определяющий всасывающее отверстие и выпуск, причем упомянутое всасывающее отверстие находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым выпуском низкого давления упомянутого расширителя, причем упомянутый компрессор холодильного агента выполнен с возможностью сжатия, по меньшей мере, части упомянутого двухфазного потока, извлеченного из упомянутого выпуска низкого давления упомянутого расширителя, с получением в результате сжатого потока холодильного агента, извлеченного через упомянутый выпуск; и

накопитель холодильного агента, определяющий второй впуск для текучей среды, второй выпуск для пара и второй выпуск для жидкости, причем упомянутый второй впуск для текучей среды упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым выпускным отверстием упомянутого компрессора холодильного агента, причем упомянутый накопитель холодильного агента выполнен с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого сжатого потока холодильного агента, выходящего из упомянутого компрессора холодильного агента, на второй преимущественно паровой поток, извлеченный из упомянутого второго выпуска для пара, и второй преимущественно жидкий поток, извлеченный из упомянутого второго выпуска для жидкости, причем упомянутый второй выпуск для жидкости упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым впуском для флегмы упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов.

Предпочтительно упомянутым первым холодильным циклом является холодильный цикл пропана, пропилена, этана, этилена или диоксида углерода, причем упомянутым вторым холодильным циклом является холодильный цикл этилена, этана, метана или азота.

Предпочтительно упомянутый накопитель холодильного агента содержит вертикально удлиненную одноступенчатую емкость мгновенного испарения.

Предпочтительно второй выпуск для жидкости упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым впуском высокого давления упомянутого расширителя.

Предпочтительно установка дополнительно содержит экономичный теплообменник, содержащий первый охлаждающий канал, расположенный по текучей среде между упомянутым вторым холодильным циклом и упомянутым расширителем, и первый нагревающий канал, расположенный по текучей среде между упомянутым расширителем и упомянутым компрессором холодильного агента, причем упомянутый первый охлаждающий канал выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, извлеченного из упомянутого второго холодильного цикла, причем упомянутый первый нагревающий канал выполнен с возможностью использования, по меньшей мере, части упомянутого двухфазного потока текучей среды, извлеченного из упомянутого выпуска низкого давления упомянутого расширителя, для охлаждения упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, проходящего через упомянутый первый охлаждающий канал.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения описаны подробно ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых

фиг.1 - упрощенный вид каскадной установки СПГ, выполненной в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;

фиг.2 - принципиальная схема установки для сжижения природного газа, выполненной в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения; и

фиг.3 - принципиальная схема установки СПГ, выполненной в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

В соответствии с одним вариантом осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в установке, используемой для охлаждения природного газа до его температуры сжижения с получением в результате сжиженного природного газа (СПГ). Установка СПГ обычно использует один или более холодильных агентов для отведения тепла из природного газа и затем сброса тепла в окружающую среду. Существует множество конфигураций систем СПГ, и настоящее изобретение может быть реализовано на многих разных типах систем СПГ.

В одном варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в системе СПГ с использованием смешанного холодильного агента. Примеры процессов со смешенным холодильным агентом могут включать в себя, но не ограничиваться ими, одну систему охлаждения, использующую смешанный холодильный агент, систему предварительно охлажденного смешанного пропанового холодильного агента, и двойную систему смешанного холодильного агента. В основном, смешанные холодильные агенты могут содержать углеводородные и/или неуглеводородные компоненты. Примеры подходящих углеводородных компонентов, обычно используемых в смешанных холодильных агентах могут включать в себя, но не ограничиваются ими, метан, этан, этилен, пропан, пропилен, а также изомеры бутана и бутилена. Неуглеводородные компоненты, обычно используемые в смешанных холодильных агентах, могут включать в себя диоксид углерода и азот. Процессы со смешанным холодильным агентом используют, по меньшей мере, один холодильный агент, содержащий смесь компонентов, но могут также дополнительно использовать холодильные агенты, содержащие один или более чистых компонентов.

В другом варианте осуществления настоящее изобретение реализовано в каскадной системе для сжижения природного газа, использующей каскадный процесс охлаждения с применением холодильных агентов, содержащих один или более чистых компонентов. Холодильные агенты, используемые в каскадных процессах охлаждения, могут иметь последовательно более низкие точки кипения, чтобы максимально отвести тепло из сжижаемого потока природного газа. Кроме того, каскадные процессы охлаждения могут включать в себя некоторый уровень тепловой интеграции. Например, каскадный процесс охлаждения может охлаждать один или более холодильных агентов, имеющих более высокую испаряемость посредством косвенного теплообмена с одним или более холодильными агентами, имеющими более низкую испаряемость. В дополнение к охлаждению потока природного газа посредством косвенного теплообмена с одним или более холодильными агентами, каскадные системы СПГ со смешенным холодильным агентом, могут использовать одну или более ступеней охлаждения расширением для одновременного охлаждения сжиженного природного газа при уменьшении его давления до почти атмосферного давления.

Фиг.1 изображает один вариант осуществления упрощенной установки СПГ, использующей систему охлаждения воздуха на входе в турбину, способную увеличивать эффективность одной или более турбин, используемых в ней. Каскадная установка СПГ на фиг.1 обычно содержит каскадную секцию 10 охлаждения, зона 11 для удаления тяжелых компонентов и секцию 12 охлаждения расширением. Каскадная секция 10 охлаждения изображена, как включающая в себя первый механический холодильный цикл 13, второй механический холодильный цикл 14 и третий механический холодильный цикл 15. В основном, первый, второй и третий холодильные циклы 13, 14, 15 могут быть замкнутыми холодильными циклами, разомкнутыми холодильными циклами или их любым сочетанием. В одном варианте осуществления настоящего изобретения первый и второй холодильные циклы 13 и 14 могут быть замкнутыми циклами, а третий холодильный цикл 15 может быть разомкнутым циклом, который использует холодильный агент, содержащий, по меньшей мере, часть потока поступающего природного газа, подвергающегося сжижению.

В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения первый, второй и третий холодильные циклы 13, 14, 15 могут использовать соответствующий первый, второй и третий холодильные агенты, имеющие последовательно более низкие точки кипения. Например, первый, второй и третий холодильные агенты могут иметь промежуточные точки кипения при нормальном атмосферном давлении (т.е. нормальные промежуточные точки кипения) в пределах около 10°C (18°F), в пределах около 5°C (9°F) или в пределах около 2°C (3,6°F) нормальных точек кипения пропана, этилена и метана, соответственно. В одном варианте осуществления первый холодильный агент может содержать, по меньшей мере, около 75% мол, по меньшей мере, около 90% мол, по меньшей мере, около 95% мол, или может состоять, по существу, из пропана, пропилена или их смеси. Второй холодильный агент может содержать, по меньшей мере, около 75% мол, по меньшей мере, около 90% мол, по меньшей мере, около 95% мол, или может состоять, по существу, из этана, этилена или их смеси. Третий холодильный агент может содержать, по меньшей мере, около 75% мол, по меньшей мере, около 90% мол, по меньшей мере, около 95% мол, или может состоять, по существу, из метана.

Как показано на фиг.1, первый холодильный цикл 13 может содержать первый охладитель 17 и охладитель 18 первого холодильного агента. Компрессор 16 первого холодильного агента может выпускать поток сжатого первого холодильного агента, который затем может быть охлажден и, по меньшей мере, частично сжижен в охладителе 17. Полученный в результате поток холодильного агента, затем, может поступать в охладитель 18 первого холодильного агента, где, по меньшей мере, часть потока холодильного агента может охлаждать входящий поток природного газа в трубе 100 посредством косвенного теплообмена с испаряющимся первым холодильным агентом. Газообразный холодильный агент может выходить из охладителя 18 первого холодильного агента и, затем, может быть направлен во впуск компрессора 16 первого холодильного агента для рециркуляции, как описано выше.

Охладитель 18 первого холодильного агента может содержать одну или более ступеней охлаждения, выполненных с возможностью снижения температуры входящего потока природного газа в трубе 100 на величину в диапазоне от около 20°C (36°F) до около 120°C (216°F), от около 25°C (45°F) до около 110°C (198°F) или от около 40°C (72°F) до около 85°C (153°F). Обычно, природный газ, входящий в охладитель 18 первого холодильного агента через трубу 100, может иметь температуру в диапазоне от около -20°C (-4°F) до около 95°C (203°F), от около -10°C (14°F) до около 75°C (167°F) или от 10°C (50°F) до 50°C (122°F). Обычно, температура охлажденного потока природного газа, выходящего из охладителя 18 первого холодильного агента, может находиться в диапазоне от около -55°C (-67°F) до около -15°C (5°F), от около -45°C (-49°F) до около -20°C (-4°F) или от -40°C (-40°F) до -30°C (-22°F). Обычно, давление потока природного газа в трубе 100 может находиться в диапазоне от около 690 кПа (100,1 фунт/дм2) до около 20690 кПа (3000,8 фунт/дм2), от около 1725 кПа (250,2 фунт/дм2) до около 6900 кПа (1000,8 фунт/дм2) или от 2760 кПа (400,3 фунт/дм2) до 5500 кПа (797,7 фунт/дм2). Так как перепад давления через охладитель 18 первого холодильного агента может быть меньше чем около 690 кПа (100,1 фунт/дм2), меньше чем около 345 кПа (50 фунт/дм2) или меньше 175 кПа (25,4 фунт/дм2), охлажденный поток природного газа в трубе 101 может иметь, по существу, то же давление, что и поток природного газа в трубе 100.

Как показано на фиг.1, охлажденный поток природного газа (также называемый в данном документе «охлажденный поток преимущественно метана»), выходящий из первого холодильного цикла 13, затем может входить во второй холодильный цикл 14, который может включать в себя компрессор 19 второго холодильного агента, второй охладитель 20 и охладитель 21 второго холодильного агента. Сжатый холодильный агент может быть выпущен из компрессора 19 второго холодильного агента и, затем, может быть охлажден и, по меньшей мере, частично сжижен в охладителе 20 перед входом в охладитель 21 второго холодильного агента. Охладитель 21 второго холодильного агента может использовать множество ступеней охлаждения для постепенного уменьшения температуры потока преимущественно метана в трубе 101 на величину в диапазоне от около 30°C (54°F) до около 100°C (180°F), от около 35°C (63°F) до около 85°C (153°F), или от 50°C (90°F) до 70°C (126°F) посредством косвенного теплообмена с испаряющимся вторым холодильным агентом. Как показано на фиг.1, испаренный второй холодильный агент затем может быть возвращен во впуск компрессора 19 второго холодильного агента перед рециркуляцией во втором холодильном цикле 14, как описано выше.

Поток поступающего природного газа по трубе 100 будет обычно содержать этан и более тяжелые компоненты (C 2 + ) , что может привести к образованию жидкой фазы, обогащенной C 2 + , на одной или более ступенях охлаждения второго холодильного цикла 14. Для удаления нежелательных более тяжелых материалов из потока преимущественно метана перед завершением сжижения, по меньшей мере, часть потока природного газа, проходящего через охладитель 21 второго холодильного агента, может быть выведена через трубу 102 и переработана в зоне 11 для удаления тяжелых компонентов, как показано на фиг.1. Поток в трубе 102 может иметь температуру в диапазоне от около -110°C (-166°F) до около -45°C (-49°F), от около -95°C (-139°F) до около -50°C (-58°F) или от -85°C (-121°F) до -65°C (-85°F). Обычно, поток в трубе 102 может иметь давление, которое находится в пределах около 5%, около 10% или 15% от давления потока поступающего природного газа в трубе 100.

Зона 11 для удаления тяжелых компонентов может содержать один или более сепараторов газ-жидкость, выполненных с возможностью удаления, по меньшей мере, части тяжелого углеводородного материала из потока преимущественно метана. Обычно, зона 11 для удаления тяжелых компонентов может быть введен в работу так, чтобы удалять бензол и другие высокомолекулярные ароматические компоненты, которые могут замерзать на последующих стадиях сжижения и забивать технологическое оборудование вниз по потоку. Кроме того, зона 11 для удаления тяжелых компонентов может быть введен в работу так, чтобы извлекать тяжелые углеводороды из потока газоконденсатного продукта (NGL). Примеры типичных углеводородных компонентов, содержащихся в потоках NGL, могут включать в себя этан, пропан, изомеры бутана, изомеры пентана, а также гексан и более тяжелые компоненты (например, C 6 + ). Степень извлечения NGL из потока преимущественно метана, в конечном счете, влияет на одну или более конечных характеристик СПГ, таких как, например, тепловой эквивалент отопительного газа, теплотворная способность, более высокая теплота сгорания, содержание этана и тому подобное. В одном варианте осуществления поток продукта NGL, выходящего из зоны 11 для удаления тяжелых компонентов, может подвергаться дополнительному фракционированию для получения одного или более потоков чистых компонентов. Часто, потоки продукта NGL и/или его составные части могут использоваться в качестве компонента смешения для бензина.

Как показано на фиг.1, обедненный тяжелыми компонентами поток преимущественно метана может быть выведен из колонны 25 для удаления тяжелых компонентов через трубу 103 и может быть направлен обратно во второй холодильный цикл 14. Обычно, поток в трубе 103 может иметь температуру в диапазоне от около -100°C (-148°F) до около -40°C (-40°F), от около -90°C (-130°F) до около -50°C (-58°F) или от -80°C (-112°F) до -55°C (-67°F). Давление потока в трубе 103 может обычно находиться в диапазоне от около 1380 кПа (200,15 фунт/дм2) до около 8275 кПа (1200,2 фунт/дм2), от около 2420 кПа (351 фунт/дм2) до около 5860 кПа (849,9 фунт/дм2) или от 3450 кПа (500,4 фунт/дм2) до 4830 кПа (700,5 фунт/дм2).

Как показано на фиг.1, поток преимущественно метана в трубе 103 может затем дополнительно охлаждаться в охладителе 21 второго холодильного агента. В одном варианте осуществления поток, выходящий из охладителя 21 второго холодильного агента через трубу 104, может быть полностью сжижен и может иметь температуру в диапазоне от около -135°C (-211°F) до около -55°C (-67°F), от около -115°C (-175°F) до около -65°C (-85°F) или от -95°C (-139°F) до -85°C (-121°F). Обычно, поток в трубе 104 может находиться приблизительно при том же давлении, что и поток природного газа, входящий в установку СПГ, в трубе 100.

Как показано на фиг.1, поток, содержащий СПГ под давлением в трубе 104, может объединяться с потоком в трубе 109 перед поступлением в третий холодильный цикл 15, который изображен, как в целом содержащий компрессор 22 третьего холодильного агента, охладитель 23 и экономайзер 24 третьего холодильного агента. Сжатый холодильный агент, выходящий из компрессора 22 третьего холодильного агента, проходит в охладитель 23, где поток холодильного агента охлаждается посредством косвенного теплообмена перед поступлением на зону 29 охлаждения. Зону 29 охлаждения может содержать одну или более ступеней охлаждения, выполненных с возможностью охлаждения и, по меньшей мере, частичной конденсации потока преимущественно метана в трубе 109. В одном варианте осуществления зона 29 охлаждения может быть, по меньшей мере, образована внутри одного или более из охладителей 18, 21 первого и второго холодильных агентов и/или внутри экономайзера 24 третьего холодильного агента. Когда часть зоны 29 охлаждения образована внутри одного или более из первого, второго и третьего холодильных циклов 13, 14, 15, в одном варианте осуществления, соответствующие холодильные циклы могут образовывать один или более дополнительных проходных каналов охлаждения.

В одном варианте осуществления, где третий холодильный цикл 15 включает в себя разомкнутый холодильный цикл, охлажденный поток, выходящий с зоны 29 охлаждения, может необязательно быть разделен на две части. В соответствии с одним вариантом осуществления первая часть, изображенная штрихпунктирной линией 109a, может направляться в уже обсуждавшийся накопитель 25 холодильного агента, в то время как вторая часть, обозначенная сплошной линией 109c, может быть объединена с потоком, удаляемым из охладителя 21 второго холодильного агента, в трубе 104, как показано на фиг.1. В общем случае, первая часть, направленная в накопитель 25 холодильного агента, может содержать, по меньшей мере, часть, основную часть или, по существу, весь поток холодильного агента, выходящего с зоны 29 охлаждения. В другом варианте осуществления, по существу, ни один поток, выходящий с зоны 29 охлаждения, не может быть направлен в накопитель 25 холодильного агента, и, по существу, весь поток, выходящий с зоны 29 охлаждения, может быть объединен с охлажденным потоком преимущественно метана, выходящим из охладителя 21 второго холодильного агента, в трубе 104.

Как показано в одном варианте осуществления, изображенном на фиг.1, объединенный поток в трубе 104a, который может содержать или может не содержать, по меньшей мере, часть сжатого потока, выходящего с зоны 29 охлаждения, может быть необязательно разделен на третью часть и четвертую часть. В соответствии с одним вариантом осуществления третья часть, показанная пунктирной линией 109b, может направляться в накопитель 25 холодильного агента, в то время как четвертая часть, изображенная трубой 104b, может входить в охладитель 24 третьего холодильного агента, как показано на фиг.1. В основном, третья часть, направленная в накопитель 25 холодильного агента, может содержать, по меньшей мере, часть, основную часть или, по существу, весь объединенный поток в трубе 104a, в то время как в другом варианте осуществления, по существу, ни один поток по трубе 104 не может быть направлен в накопитель 25 холодильного агента, так что основная часть объединенного потока преимущественно метана по трубе 104 проходит в охладитель 24 третьего холодильного агента.

В общем случае, накопитель 25 холодильного агента может выполнять ряд функций в пределах установки 10 СПГ, как показано на фиг.1. В одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может быть выполнен с возможностью удаления, по меньшей мере, части неконденсируемого материала, присутствующего в охлажденном потоке преимущественно метана, выходящем из второго холодильного цикла 13 через трубу 104, как показано на фиг.1. В другом варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может способствовать более эффективному разделению на зоне 11 для удаления тяжелых компонентов, например, давая возможность одной или более дистилляционным колоннам на зоне 11 для удаления тяжелых компонентов работать более эффективно при более низком давлении. В еще одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может обеспечивать достаточное время уравновешивания, чтобы дать возможность операторам установки 10 СПГ поддерживать контроль системы и стабильность во время сбоев процесса за счет обеспечения соответствующего времени уравновешивания для холодильного агента, используемого в разомкнутом цикле холодильного агента.

В общем случае, накопителем 25 холодильного агента может быть любая емкость, способная вмещать однофазный или двухфазный поток текучей среды. В одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может содержать одноступенчатую испарительную емкость, в то время как в другом варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может включать в себя в диапазоне от около 2 до около 15, от около 3 до около 10 или от 5 до 8 теоретических ступеней сепарации. Накопитель 25 холодильного агента может использовать один или более типов внутренних элементов емкости (например, тарелки, неструктурная насадка, структурная насадка или любое их сочетание), или накопитель 25 холодильного агента может быть, по существу, пустым. Накопитель 25 холодильного агента может содержать горизонтально удлиненную разделительную емкость или вертикально удлиненную разделительную емкость. В одном варианте осуществления, изображенном на фиг.1, накопитель 35 холодильного агента может быть вертикально ориентированной одноступенчатой испарительной емкостью.

Как обсуждалось ранее, в одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может быть выполнен с возможностью разделения потока текучей среды, введенного в него через трубы 109a и/или 109b, на обедненную неконденсируемыми компонентами нижнюю фракцию в трубе 113a и обогащенную неконденсируемыми компонентами преимущественно паровую верхнюю фракцию в трубе 111, как показано на фиг.1. Как использовано в данном документе, термин «неконденсируемые компоненты» относится к компонентам, имеющим давление паров выше давления паров метана при нормальных условиях 60°F и 1 атмосферы. Примеры неконденсируемых компонентов могут включать в себя, но не ограничиваются ими, водород, гелий, азот, неон, кислород, углерод, оксид углерода, диоксид углерода, аргон, воздух и им подобное. В одном варианте осуществления разделительная емкость для неконденсируемых компонентов может иметь эффективность разделения, по меньшей мере, около 25%, по меньшей мере, около 50%, по меньшей мере, около 75% или, по меньшей мере, около 80%, где эффективность разделения определяется нижеследующим уравнением: [(масса неконденсируемых компонентов, выходящих из накопителя 25 холодильного агента, через трубу 111) / (масса неконденсируемых компонентов, входящих в накопитель 25 холодильного агента, через трубу 109a и/или 109b)], выраженная в процентах. В одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может быть введен в работу в действие по периодической или полунепрерывной схеме, в то время как в другом варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может использоваться для непрерывного отделения неконденсируемого материала из холодильного агента, используемого в разомкнутом холодильном цикле 15.

В одном варианте осуществления давление потока, подаваемого в накопитель 25 холодильного агента, может быть выше чем около 1690 кПа (245,1 фунт/дм2), выше чем 2070 кПа (300,2 фунт/дм2), выше чем около 2585 кПа (374,9 фунт/дм2) или в диапазоне от около 2760 кПа (400,3 фунт/дм2) до около 4830 кПа (700,5 фунт/дм2), от около 3790 кПа (549,7 фунт/дм2) до около 4485 кПа (650,5 фунт/дм2) или от 3860 кПа (559,8 фунт/дм2) до 4070 кПа (650,5 фунт/дм2), в то время как температура охлажденного потока в трубах 109a и/или 109b может находиться в диапазоне от около -80°C (-112°F) до около -105°C (-157°F) или от около -85°C (-121°F) до около -95°C (-139°F). В другом варианте осуществления потоки в трубах 109a и/или 109b могут содержать, по меньшей мере, около 0,5% мол, по меньшей мере, около 1% мол, по меньшей мере, около 2% мол, по меньшей мере, около 5% мол, по меньшей мере, 10% мол неконденсируемого материала, в то время как концентрация неконденсируемых материалов в относительно обогащенном неконденсируемыми компонентами головном, удаленном из накопителя 25 холодильного агента, может быть выше, чем около 10% мол, выше чем около 25 накопителя, выше чем около 50% мол или выше 75% мол неконденсируемых компонентов.

Как показано на фиг.1, поток обедненного неконденсируемыми компонентами продукта может удаляться из накопителя 25 холодильного агента через трубу 113a. В одном варианте осуществления концентрация неконденсируемых материалов в относительно обедненном неконденсируемыми компонентами нижнем потоке, удаляемом из накопителя 25 холодильного агента через трубу 113a, может содержать меньше чем около 5% мол, меньше, чем около 2% мол, меньше чем около 1% мол или меньше 0,5% мол неконденсируемого материала. Поток обедненного неконденсируемыми компонентами продукта по трубе 113a может затем необязательно направляться во впуск (через трубу 113c) и/или выпуск (через трубу 113d) экономайзером 24 третьего холодильного агента, как показано на фиг.1.

В другом варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может обеспечивать достаточное время уравновешивания холодильного агента, чтобы дать возможность операторам установки СПГ реагировать на резкие изменения процесса, при этом все еще поддерживая стабильность системы. В одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может иметь объем, достаточный для обеспечения, по меньшей мере, около 5 минут, по меньшей мере, около 10 минут или, по меньшей мере, около 15 минут, или, по меньшей мере, около 30 минут времени уравновешивания. Это находится в прямом противоречии с другими известными разомкнутыми холодильными циклами, которые могут быть очень чувствительными к резким изменениям рабочих условий установки.

В еще одном варианте осуществления накопитель 25 холодильного агента может, по существу, повысить эффективность разделения одной или более разделительных емкостей газ-жидкость, используемых на зоне 11 для удаления тяжелых компонентов давая возможность, по меньшей мере, одной из дистилляционных колонн, используемых в нем, работать, по существу, при более низком давлении, чем было бы возможным при отсутствии накопителя 25 холодильного агента в разомкнутом цикле. Например, в одном варианте осуществления верхнее давление накопителя 25 холодильного агента могут находиться в диапазоне от около 170 кПа (24,6 фунт/дм2) до около 1035 кПа (150,1 фунт/дм2), от около 345 кПа (50 фунт/дм2) до около 865 кПа (125,5 фунт/дм2) или от 515 кПа (74,7 фунт/дм2) до 725 кПа (105,1 фунт/дм2), которые выше верхнего давления дистилляционной колонны наиболее высокого давления, используемой на зоне 11 для удаления тяжелых компонентов.

Если вернуться к третьему холодильному циклу 15, изображенному на фиг.1, экономайзер 24 третьего холодильного агента может включать в себя одну или более ступеней охлаждения, выполненных с возможностью дополнительного охлаждения потока преимущественно метана под давлением в трубе 104 посредством косвенного теплообмена с испаряющимся холодильным агентом. В одном варианте осуществления температура потока, переносящего СПГ под давлением, в трубе 105 может быть уменьшена на величину в диапазоне от около 2°C (3,6°F) до около 35°C (63°F), от около 3°C (5,4°F) до около 30°C (54°F) или от 5°C (9°F) до 25°C (45°F) в экономайзере 24 третьего холодильного агента. Обычно, температура потока, переносящего СПГ под давлением, выходящего из экономайзера 24 третьего холодильного агента, может находиться в диапазоне от около -170°C (-274°F) до около -55°C (-67°F), от около -145°C (-229°F) до около -70°C (-94°F) или от -130°C (-202°F) до -85°C (-121°F).

Как показано на фиг.1, охлажденный поток, переносящий СПГ, выходящий из экономайзера 24 третьего холодильного агента, может затем направляться в секцию 12 охлаждения расширением, где поток может быть, по меньшей мере, частично переохлажден посредством последующего уменьшения давления до почти атмосферного давления за счет прохождения через одну или более ступеней расширения. Секция 12 охлаждения расширением может содержать в диапазоне от около 1 до около 6, от около 2 до около 5 или от 3 до 4 ступеней расширения. В одном варианте осуществления каждая ступень расширения может уменьшать температуру потока, переносящего СПГ, на величину в диапазоне от около 5°C (9°F) до около 35°C (63°F), от около 7,5°C (13,5°F) до около 30°C (54°F) или от 10°C (18°F) до 25°C (45°F). Каждая ступень расширения содержит один или более расширителей, которые уменьшают давление сжиженного потока так, чтобы в результате испарить или мгновенно испарить его часть. Примеры подходящих расширителей могут включать в себя, но не ограничиваются этим, клапаны Джоуля-Томпсона, сопла Вентури и турбодетандеры. В одном варианте осуществления настоящего изобретения секция 12 расширения может уменьшать давление потока, переносящего СПГ, в трубе 105 на величину в диапазоне от около 520 кПа (75,4 фунт/дм2) до около 3100 кПа (449,6 фунт/дм2), от около 860 кПа (124,7 фунт/дм2) до около 2070 кПа (300,2 фунт/дм2) или от 1030 кПа (149,4 фунт/дм2) до 1500 кПа (244,8 фунт/дм2).

Каждая ступень расширения может дополнительно использовать один или более сепараторов пар-жидкость, выполненных с возможностью отделения паровой фазы (т.е. потока газа мгновенного испарения) от охлажденного потока жидкости. Как описано выше, третий холодильный цикл 15 может содержать разомкнутый холодильный цикл, замкнутый холодильный цикл или любое их сочетание. Когда третий холодильный цикл 15 содержит замкнутый холодильный цикл, поток газа мгновенного испарения может использоваться в качестве топлива в пределах установки или направляться вниз по потоку для хранения, дополнительной переработки и/или продажи. Когда третий холодильный цикл 15 содержит разомкнутый холодильный цикл, по меньшей мере, часть потока газа мгновенного испарения, выходящего из секции 12 расширения, может использоваться в качестве холодильного агента для охлаждения, по меньшей мере, части потока природного газа в трубе 104. Обычно, когда третий холодильный цикл 15 содержит разомкнутый цикл, третий холодильный агент может содержать, по меньшей мере, 50% масс, по меньшей мере, 75% масс или, по меньшей мере, 90% масс газа мгновенного испарения из секции 12 расширения из расчета на общую массу потока. Как показано на фиг.1, газ мгновенного испарения, выходящий из секции 12 расширения через трубу 106, может проходить в экономайзер 24 третьего холодильного агента, в котором поток может охлаждать, по меньшей мере, часть потока природного газа, входящего в экономайзер 24 третьего холодильного агента через трубу 104. Полученный в результате нагретый поток холодильного агента затем может выходить из экономайзера 24 третьего холодильного агента через трубу 108 и после этого может направляться во впуск компрессора 22 третьего холодильного агента. Как показано на фиг.1, компрессор 22 третьего холодильного агента выпускает поток сжатого третьего холодильного агента, который после этого охлаждается в охладителе 23. Полученный в результате охлажденный поток метана в трубе 109 затем может быть дополнительно охлажден на зоне 29 охлаждения перед объединением с потоком природного газа в трубе 104 до поступления в экономайзер 24 третьего холодильного агента, как описано выше.

Как показано на фиг.1, поток жидкости, выходящий из секции 12 расширения через трубу 107, может содержать СПГ. В одном варианте осуществления СПГ в трубе 107 может иметь температуру в диапазоне от около -130°C (-202°F) до около -185°C (-301°F), от около -145°C (-229°F) до около -170°C (-274°F) или от -155°C (-247°F) до -165°C (-265°F) и давление в диапазоне от около 0 кПа (0 фунт/дм2) до около 345 кПа (50 фунт/дм2), от около 35 кПа (5,1 фунт/дм2) до около 210 кПа (30,5 фунт/дм2) или от 82,7 кПа (10,2 фунт/дм2) до 210 кПа (20,3 фунт/дм2).

В соответствии с одним вариантом осуществления СПГ в трубе 107 может содержать, по меньшей мере, около 85% об. метана, по меньшей мере, около 87,5% об. метана, по меньшей мере, около 90% об. метана, по меньшей мере, около 92% об. метана, по меньшей мере, около 95% об. метана или, по меньшей мере, около 97% об. метана. В другом варианте осуществления СПГ в трубе 107 может содержать менее чем около 15% об. этана, менее чем около 10% об. этана, менее чем около 7% об. этана или менее чем около 5% об. этана. В еще одном варианте осуществления СПГ в трубе 107 может содержать менее чем около 2% об. материала C 3 + , менее чем около 1,5% об. материала C 3 + , менее чем около 1% об. материала C 3 + или менее, чем около 0,5% об. материала C 3 + . В одном варианте осуществления (не показан) СПГ по трубе 107 может, по существу, направляться для хранения и/или отгружаться в другое место по трубопроводу, на океанском судне или с помощью любого другого подходящего транспортного средства. В одном варианте осуществления, по меньшей мере, часть СПГ может впоследствии испаряться для транспортировки по трубопроводу или для использования в применениях, для которых требуется природный газ в паровой фазе.

На фиг.2 и 3 изображены варианты осуществления конкретных конфигураций установок СПГ, как описано выше со ссылкой на фиг.1. Для обеспечения понимания фиг.2 и 3, используются следующие цифровые обозначения. Ссылочные позиции 31-49, соответствуют технологическим емкостям и оборудованию, непосредственно связанным с первым пропановым холодильным циклом 30, и ссылочные позиции 51-69, соответствуют технологическим емкостям и оборудованию, относящимся ко второму этиленовому холодильному циклу 50. Ссылочные позиции 71-94, соответствуют технологическим емкостям и оборудованию, связанным с третьим метановым холодильным циклом 70 и/или секцией 80 расширения. Ссылочные позиции 96-99 являются технологические емкости и оборудование, связанные с зоной 95 для удаления тяжелых компонентов. Ссылочные позиции 100-199, соответствуют трубопроводам или трубам, которые содержат потоки преимущественно метана. Ссылочные позиции 200-299 соответствуют трубопроводам или трубам, которые содержат потоки преимущественно этилена. Ссылочные позиции 300-399 соответствуют трубопроводам или трубам, которые содержат потоки преимущественно пропана. Ссылочные позиции 400-499 соответствуют другим технологическим емкостям и оборудованию, используемым в установках СПГ, изображенных на фиг.2 и 3.

Что касается, прежде всего, фиг.2, то на ней изображена каскадная установка СПГ в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Установка СПГ, изображенная на фиг.2, обычно содержит пропановый холодильный цикл 30, этиленовый холодильный цикл 50, метановый холодильный цикл 70 с секцией 80 расширения и зона 95 для удаления тяжелых компонентов. Хотя «пропан», «этилен» и «метан» используются, чтобы обозначить соответствующие первый, второй и третий холодильные агенты, следует понимать, что вариант осуществления, изображенный на фиг.2 и описанный в данном документе, может быть применен к любому сочетанию подходящих холодильных агентов. Основные компоненты пропанового холодильного цикла 30 включают в себя компрессор 31 пропана, охладитель 32 пропана, охладитель 33 пропана высокой ступени, охладитель 34 пропана промежуточной ступени и охладитель 35 пропана низкой ступени. Основные компоненты этиленового холодильного цикла 50 включают в себя компрессор 51 этилена, охладитель 52 этилена, охладитель 53 этилена высокой ступени, необязательный первый охладитель 54 этилена низкой ступени, второй охладитель/конденсатор 55 этилена низкой ступени и экономайзер 56 этилена. Основные компоненты метанового холодильного цикла 70 включают в себя компрессор 71 метана, охладитель 72 метана, основной экономайзер 73 метана, вторичный экономайзер 74 метана и накопитель 402 холодильного агента. Основные компоненты секции 80 расширения включают в себя расширитель 81 метана высокой ступени, барабан 82 мгновенного испарения метана высокой ступени, расширитель 83 метана промежуточной ступени, барабан 84 мгновенного испарения метана промежуточной ступени, расширитель 85 метана низкой ступени и барабан 86 мгновенного испарения метана низкой ступени.

Установка СПГ на фиг.2 включает в себя зону для удаления тяжелых компонентов, расположенный вниз по потоку от необязательного первого охладителя 54 этилена низкой ступени для удаления тяжелых углеводородных компонентов из переработанного природного газа и извлечения полученных в результате газоконденсатов. Зона 95 для удаления тяжелых компонентов на фиг.2 показан, как обычно включающий в себя первую дистилляционную колонну 96 и вторую дистилляционную колонну 97.

Работа установки СПГ, изображенной на фиг.2, будет описана подробно ниже, начиная с пропанового холодильного цикла 30. Пропан сжимается в многоступенчатом (например, трехступенчатом) компрессоре 31 пропана, приводимом в действие, например, газотурбинным приводом (не изображен). Три ступени сжатия, предпочтительно, находятся в одном узле, хотя каждая ступень сжатия может быть отдельным узлом, и узлы механически соединены для приведения в действие одним приводом. После сжатия пропан проходит через трубу 300 в охладитель 32 пропана, в котором он охлаждается и сжижается посредством косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой). Типичные температура и давление сжиженного холодильного агента, содержащего пропан, выходящего из охладителя 32 составляют около 38°C (100,4°F) и около 1310 кПа (190 фунт/дм2). Поток из охладителя 32 пропана затем может проходить через трубу 302 в средство редуцирования давления, показанного в виде расширительного клапана 36, в котором давление сжиженного пропана уменьшается, таким образом, испаряет или мгновенно испаряет его часть. Полученный в результате двухфазный поток затем проходит через трубу 304 в охладитель 33 пропана высокой ступени. Охладитель 33 пропана высокой ступени использует средства 37, 38 и 39 косвенного теплообмена для охлаждения, соответственно, входящих потоков газов, включая описанный уже поток холодильного агента метана в трубе 112, поток поступающего природного газа в трубе 110 и описанный уже поток холодильного агента этилена в трубе 202, посредством косвенного теплообмена с испаряющимся холодильным агентом. Охлажденный поток холодильного агента метана выходит из охладителя 33 пропана высокой ступени через трубу 130 и может затем направляться во впуск основного экономайзера 73 метана, который будет описан более подробно в следующем параграфе.

Охлажденный поток природного газа из охладителя 33 пропана высокой ступени (также называемый в дальнейшем «обогащенный метаном поток») проходит через трубу 114 в разделительную емкость 40, в которой газообразная и жидкая фазы разделяются. Жидкая фаза, которая может быть обогащена пропаном и тяжелыми компонентами ( C 3 + ) , удаляется через трубу 303. Преимущественно паровая фаза выходит из сепаратора 40 через трубу 116 и затем может проходить в охладитель 34 пропана промежуточной ступени, где поток охлаждается в средстве 41 косвенного теплообмена посредством косвенного теплообмена с уже описанным потоком холодильного агента пропана. Полученный в результате двухфазный обогащенный метаном поток по трубе 118 может затем направляться в охладитель 35 пропана низкой ступени, где поток может дополнительно охлаждаться с помощью средства 42 косвенного теплообмена. Получаемый в результате поток преимущественно метана может затем выходить из охладителя 34 пропана низкой ступени через трубу 120. Затем, охлажденный обогащенный метаном поток по трубе 120 может направляться в охладитель 53 этилена высокой ступени, который будет описан более подробно ниже.

Испаренный холодильный агент пропана может удаляться из охладителя 33 пропана высокой ступени через трубу 306 и затем может подаваться во всасывающее отверстие высокой ступени компрессора 31 пропана. Остальной холодильный агент жидкого пропана в охладителе 33 пропана высокой ступени может проходить по трубе 308 через средство редуцирования давления, изображенное в данном документе в виде расширительного клапана 43, после чего часть сжиженного холодильного агента мгновенно испаряется или испаряется. Полученный в результате охлажденный двухфазный поток холодильного агента затем может входить в охладитель 34 пропана промежуточной ступени через трубу 310 с получением в результате охладителя для потока природного газа и уже описанного потока холодильного агента этилена, входящих в охладитель 34 пропана промежуточной ступени. Испаренный холодильный агент пропана выходит из охладителя 34 пропана промежуточной ступени через трубу 312 и затем может входить во впуск промежуточной ступени компрессора 31 пропана. Остальной сжиженный холодильный агент пропана выходит из охладителя 34 пропана промежуточной ступени через трубу 314 и проходит через средство редуцирования давления, изображенное в данном документе в виде расширительного клапана 44, после чего давление потока уменьшается, чтобы в результате мгновенно испарит или испарить его часть. Полученный в результате парожидкостный поток холодильного агента затем входит в охладитель 35 пропана низкой ступени через трубу 316 и охлаждает обогащенный метаном поток холодильного агента и уже обсуждавшийся поток холодильного агента этилена, входящие в охладитель 35 пропана низкой ступени через трубы 118 и 206, соответственно. Поток испаренного холодильного агента пропан затем выходит из охладителя 35 пропана низкой ступени и направляется во впуск низкой ступени компрессора 31 пропана через трубу 318, где его сжимают и рециркулируют, как описано выше.

Как показано на фиг.2, поток холодильного агента этилена из трубы 202 проходит в охладитель пропана высокой ступени, где поток этилена охлаждается в средстве 39 косвенного теплообмена. Полученный в результате охлажденный поток по трубе 204 затем выходит из охладителя 33 пропана высокой ступени, после чего этот поток входит в охладитель 34 пропана промежуточной ступени. После прохождения в охладитель 34 пропана промежуточной ступени поток холодильного агента этилена может дополнительно охлаждаться в средстве 45 косвенного теплообмена. Полученный в результате охлажденный поток этилена затем может выходить из охладителя 34 пропана промежуточной ступени перед введением в охладитель 33 пропана высокой ступени через трубу 206. В охладителе 35 пропана низкой ступени поток холодильного агента этилена может, по меньшей мере, частично конденсироваться или конденсироваться полностью с помощью средства 46 косвенного теплообмена. Полученный в результате охлажденный поток выходит из охладителя 35 пропана низкой ступени через трубу 208 и может, по существу, направляться в накопитель 47, как показано на фиг.2. Поток сжиженного холодильного агента этилена, выходящий из накопителя 47 через трубу 212, может иметь типичные температуру и давление около -30°C (-22°F) и около 2032 кПа (295 фунт/дм2).

Если вернуться к этиленовому холодильному циклу 50 на фиг.2, сжиженный поток холодильного агента этилена из трубы 212 может проходить в экономайзер 54 этилена, где поток может дополнительно охлаждаться с помощью средства 57 косвенного теплообмена. Переохлажденный поток холодильного агента этилена по трубе 214 затем может направляться через средство редуцирования давления, показанного в данном документе в виде расширительного клапана 58, после чего давление потока уменьшается, чтобы в результате мгновенно испарить или испарить его часть. Охлажденный двухфазный поток по трубе 215 затем может проходить в охладитель 33 этилена высокой ступени, где, по меньшей мере, часть потока холодильного агента этилена может быть испарен, чтобы в результате охладить обогащенный метаном поток, входящий в средство 59 косвенного теплообмена охладителя 53 этилена высокой ступени через трубу 120. Испаренный и оставшийся сжиженный холодильный агент выходят из охладителя 53 этилена высокой ступени через соответствующие трубы 216 и 220. Испаренный холодильный агент этилена по трубе 216 может повторно входить в экономайзер 56 этилена, где поток может нагреваться в средстве 60 косвенного теплообмена перед введением во впуск высокой ступени компрессора 51 этилена через трубу 218, как показано на фиг.2.

Оставшийся сжиженный холодильный агент по трубе 220 может повторно входить в экономайзер 56 этилена, где поток может дополнительно переохлаждаться в средстве 61 косвенного теплообмена. Полученный в результате охлажденный поток холодильного агента выходит из экономайзера 56 этилена через трубу 222 и затем может быть направлен в средство редуцирования давления, изображенного в данном документе в виде расширительного клапана 62, после чего давление потока уменьшается, чтобы в результате испарить или мгновенно испарить его часть. Полученный в результате охлажденный двухфазный поток по трубе 224 входит в необязательный первый охладитель 54 этилена низкой ступени, где поток холодильного агента может охлаждать поток природного газа по трубе 122 входящий в необязательный первый охладитель 54 этилена низкой ступени с помощью средства 63 косвенного теплообмена. Как показано на фиг.2, полученный в результате охлажденный обогащенный метаном поток, выходящий из охладителя 54 этилена промежуточной ступени, может затем направляться на зону 95 для удаления тяжелых компонентов через трубу 124. Зона 95 для удаления тяжелых компонентов будет описан более подробно в следующем параграфе.

Испаренный холодильный агент этилена выходит из дополнительного первого охладителя 54 этилена низкой ступени через трубу 226, после чего поток может быть объединен с уже описанным паровым потоком этилена в трубе 238. Объединенный поток по трубе 240 может входить в экономайзер 56 этилена, где поток нагревается в средстве 64 косвенного теплообмена перед подачей во впуск низкой ступени компрессора 51 этилена по трубе 230. Как показано на фиг.2, поток сжатого холодильного агента этилена по трубе 236 может затем направляться в охладитель 52 этилена, где поток этилена может охлаждаться посредством косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водой или воздухом). Полученный в результате, по меньшей мере, частично сконденсированный поток этилена может затем подаваться по трубе 202 в охладитель 33 пропана высокой ступени для дополнительного охлаждения, как описано выше.

Оставшийся сжиженный холодильный агент этилена выходит из необязательного первого охладителя 54 этилена низкой ступени по трубе 228 перед введением во второй охладитель/конденсатор 55 этилена низкой ступени, где холодильный агент может охлаждать обогащенный метаном поток, выходящий из зоны 95 для удаления тяжелых компонентов по трубе 126, при помощи средства 65 косвенного теплообмена во втором охладителе/конденсаторе 55 этилена низкой ступени. Как показано на фиг.2, испаренный холодильный агент этилена может затем выходить из второго охладителя/конденсатора 55 этилена низкой ступени по трубе 238 перед объединением с испаренным этиленом, выходящим из необязательного первого охладителя 54 этилена низкой ступени, и введением во впуск низкой ступени компрессора 51 этилена, как описано выше.

Охлажденный поток природного газа, выходящий из охладителя/конденсатора этилена низкой ступени, может также называться «потоком, переносящим под давлением СПГ». В соответствии с одним вариантом осуществления, изображенным на фиг.2, поток, переносящий под давлением СПГ, по трубе 132 может затем быть направлен во впуск для текучей среды накопителя 402 холодильного агента, где поток может разделяться на преимущественно жидкую и преимущественно паровую фракцию. Как показано на фиг.2, преимущественно паровая фракция может быть направлена в систему топливного газа (не показана), в то время как преимущественно жидкая фаза, удаляемая из нижней секции накопителя 402 холодильного агента, может быть направлена во впуск основного экономайзера 73 метана по трубе 133.

В основном экономайзере 73 метана обогащенный метаном нижний поток может быть охлажден в средстве 75 косвенного теплообмена посредством косвенного теплообмена с одним или более уже обсужденными потоками холодильного агента метана. Охлажденный поток, переносящий под давлением СПГ, выходит из основного экономайзера 73 метана и затем может быть направлен по трубе 134 в секцию 80 расширения метанового холодильного цикла 70. В секции 80 расширения охлажденный поток преимущественно метана проходит через расширитель 81 метана высокой ступени, после чего давление потока уменьшается, чтобы в результате испарить или мгновенно испарить его часть. Полученный в результате двухфазный обогащенный метаном поток по трубе 136 может затем вводиться в барабан 82 для мгновенного испарения метана высокой ступени, после чего паровая и жидкая части могут быть разделены. Паровая часть, выходящая из барабана 82 для мгновенного испарения метана высокой ступени (т.е. газ мгновенного испарения высокой ступени), по трубе 143 может затем входить в основной экономайзер 73 метана, где поток нагревается с помощью средства 76 косвенного теплообмена. Полученный в результате нагретый паровой поток выходит из основного экономайзера 73 метана по трубе 138 и затем объединяется с уже обсужденным паровым потоком, выходящим из зоны 95 для удаления тяжелых компонентов по трубе 140. Объединенный поток по трубе 141 может затем быть направлен во впуск высокой ступени компрессора 71 метана, как показано на фиг.2.

Жидкая фаза, выходящая из барабана 82 для мгновенного испарения метана высокой ступени по трубе 142, может входить во вторичный экономайзер 74 метана, где поток метана может охлаждаться с помощью средства 92 косвенного теплообмена. Полученный в результате охлажденный поток по трубе 144 может затем быть направлен на вторую ступень расширения, изображенную в данном документе в виде расширителя 83 промежуточной ступени. Расширитель 83 промежуточной ступени уменьшает давление потока метана, проходящего через него, чтобы в результате уменьшить температуру потока посредством испарения или мгновенного испарения его части. Полученный в результате двухфазный обогащенный метаном поток по трубе 146 может затем входить в барабан 84 для мгновенного испарения метана промежуточной ступени, где жидкая и паровая части потока могут разделяться и могут выходить из барабана для мгновенного испарения промежуточной ступени через соответствующие трубы 148 и 150. Паровая часть (т.е. газ мгновенного испарения промежуточной ступени) по трубе 150 может повторно входить во вторичный экономайзер 74 метана, где поток может нагреваться с помощью средства 87 косвенного теплообмена. Нагретый поток может затем направляться по трубе 152 в основной экономайзер 73 метана, где поток может дополнительно нагреваться с помощью средства 77 косвенного теплообмена перед введением во впуск промежуточной ступени компрессора 71 метана по трубе 154.

Поток жидкости, выходящий из барабана 84 для мгновенного испарения метана промежуточной ступени по трубе 148, может затем проходить через расширитель 85 низкой ступени, после чего давление сжиженного обогащенного метаном потока может быть дополнительно уменьшено, чтобы в результате испарить или мгновенно испарить его часть. Полученный в результате охлажденный двухфазный поток по трубе 156 может затем проходить в барабан 86 для мгновенного испарения метана низкой ступени, где паровая и жидкая фазы могут быть разделены. Жидкий поток, выходящий из барабана 86 для мгновенного испарения метана низкой ступени, может содержать продукт СПГ. Продукт СПГ, который находится при около атмосферном давлении, может быть направлен по трубе 158 вниз по потоку для последующего хранения, транспортировки и/или использования.

Паровой поток, выходящий из барабана для мгновенного испарения метана низкой ступени (т.е. газ мгновенного испарения метана низкой ступени), по трубе 160 может быть направлен во вторичный экономайзер 74 метана, где поток может нагреваться с помощью средства 89 косвенного теплообмена. Полученный в результате поток может выходить из вторичного экономайзера 74 метана по трубе 162, после чего поток может быть направлен в основной экономайзер 73 метана для дополнительного нагревания с помощью средства 78 косвенного теплообмена. Нагретый паровой поток метана может затем выходить из основного экономайзера 73 метана по трубе 164 перед направлением во впуск низкой ступени компрессора 71 метана.

Обычно, компрессор 71 метана может включать в себя одну или более ступеней сжатия. В одном варианте осуществления компрессор 71 метана содержит три ступени сжатия в одном модуле. В другом варианте осуществления модули сжатия могут быть отдельными, но могут механически соединяться с общим приводом. Обычно, когда компрессор 71 метана включает в себя две или более ступеней сжатия, один или более промежуточных холодильников (не показаны) могут располагаться между последующими ступенями сжатия. Как показано на фиг.2, сжатый поток холодильного агента метана, выходящий из компрессора 71 метана, может быть выгружен в трубу 166, после чего поток может быть охлажден посредством косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, воздухом или водой) в охладителе 72 метана. Охлажденный поток холодильного агента метана, выходящий из охладителя 72 метана, может затем входить в трубу 112, после чего поток холодильного агента метана может дополнительно быть охлажден в пропановом холодильном цикле 30, как описано подробно выше.

После охлаждения в пропановом холодильном цикле 30 поток холодильного агента метана может быть выгружен в трубу 130 и затем направляться в основной экономайзер 73 метана, где поток может быть дополнительно охлажден с помощью средства 79 косвенного теплообмена. Полученный в результате переохлажденный поток выходит из основного экономайзера 73 метана по трубе 168 и затем может быть объединен с обедненным тяжелыми компонентами потоком, выходящим из зоны 95 для удаления тяжелых компонентов по трубе 126, как описано выше.

Возвращаясь к зоне 95 для удаления тяжелых компонентов, по меньшей мере, часть потока преимущественно метана, удаляемого из необязательного первого охладителя 54 этилена низкой ступени по трубе 124, может затем вводиться в первую дистилляционную колонну 96. Как показано на фиг.2, по меньшей мере, часть преимущественно парового головного потока, извлеченного из первой дистилляционной колонны 96, затем может направляться во второй охладитель/конденсатор 55 этилена низкой ступени, где поток может быть дополнительно охлажден с помощью средства 65 косвенного теплообмена, как описано подробно выше. Преимущественно жидкий, обогащенный тяжелыми компонентами нижний поток, извлеченный из первой дистилляционной колонны 96 по трубе 170, может затем подаваться во вторую дистилляционную колонну 97. Преимущественно жидкий нижний поток, выходящий из второй дистилляционной колонны 97 по трубе 171, который обычно содержит NGL, может быть направлен из зоны 95 для удаления тяжелых компонентов для последующего хранения, переработки и/или будущего использования. Преимущественно паровой головной поток, извлеченный из второй дистилляционной колонны 97, может быть направлен по трубе 140 в одно или более мест в пределах установки СПГ. В одном варианте осуществления поток может вводиться во всасывающее отверстие высокой ступени компрессора 71 метана. В другом варианте осуществления поток может быть направлен для хранения или подвергаться дополнительной переработке и/или для использования.

В соответствии с одним вариантом осуществления, изображенном на фиг.2, накопитель 402 холодильного агента может дополнительно включать в себя систему управления, выполненную с возможностью приведения в действие накопителя 402 холодильного агента при другом верхнем давлении по сравнению с колонной 96 для удаления тяжелых компонентов. В общем случае, система управления может включать в себя датчик 404 уровня, клапан 406 регулирования уровня, датчик 408 давления и клапан 410 регулирования давления. В общем случае, датчик уровня и регулирующий клапан 404, 406 и/или датчик давления и регулирующий клапан 408, 410 могут быть выполнены с возможностью регулировки расхода преимущественно жидкого и/или преимущественно парового потоков продукта, извлеченных из накопителя 402 холодильного агента. Как показано на фиг.2, в одном варианте осуществления датчик уровня и регулирующий клапан 404, 406 могут использоваться для регулировки расхода преимущественно парового потока продукта, в то время как датчик давления и регулирующий клапан 408, 410 могут использоваться для регулировки расхода преимущественно жидкого потока продукта, извлеченных из накопителя 402 холодильного агента. В другом варианте осуществления (не показан) датчики уровня и давления 404, 408 могут быть поменяны местами.

Переходя к фиг.3, изображена каскадная установка СПГ, выполненная в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Установка СПГ, выполненная в соответствии с вариантом осуществления, изображенном на фиг.3, подобна установке СПГ, выполненной в соответствии с вариантом осуществления, изображенном на фиг.2, причем подобные ссылочные позиции обозначают подобные элементы. Работа установки СПГ, изображенной на фиг.3, так как она отличается от установки СПГ, описанной выше со ссылкой на фиг.2, будет описана более подробно ниже.

Как показано на фиг.3, поток, переносящий под давлением СПГ, выходящий из второго охладителя/конденсатора 55 этилена низкой ступени по трубе 132, может быть введен в экономайзер метана, в котором поток может быть охлажден в средстве 75 косвенного теплообмена посредством косвенного теплообмена с одним или более уже обсужденных потоков холодильного агента метана. Охлажденный поток, переносящий под давлением СПГ, затем может выходить из основного экономайзера 73 метана по трубе 134 и после этого может проходить через расширитель 81 высокой ступени, чтобы в результате испарялась или мгновенно испарялась его часть, и полученный в результате двухфазный поток может быть введен в емкость 82 мгновенного испарения высокой ступени, как показано на фиг.3.

Как показано на фиг.3, поток сжатого холодильного агента, выпущенный из компрессора 71 метана через трубу 166, может затем быть охлажден посредством косвенного теплообмена с внешней текучей средой (например, водой или воздухом) в охладителе 72 метана. Полученный в результате охлажденный поток затем может быть охлажден в средстве косвенного теплообмена охладителя 33 пропана высокой ступени перед повторным введением в экономайзер 73 метана, где поток может быть снова охлажден с помощью средства 79 косвенного теплообмена. Поток, выходящий из экономайзера 73 метана через трубу 168, после этого может быть направлен в первый необязательный охладитель 54 этилена низкой ступени, где поток может быть снова охлажден с помощью средства 69 косвенного теплообмена. Как показано на фиг.3, полученный в результате поток по трубе 180 может быть направлен во впуск для текучей среды накопителя 402 холодильного агента, где поток может быть разделен на преимущественно паровую фракцию в трубе 182, которая может затем быть направлена в систему топливного газа (не показана), и преимущественно жидкую фракцию в трубе 184, которая может, по существу, быть направлена в барабан 82 для мгновенного испарения высокой ступени.

В одном варианте осуществления, изображенном на фиг.3, установка СПГ, изображенная на фиг.3, может включать в себя одно или более устройств управления, подобных устройствам управления, описанных выше относительно фиг.2. В соответствии с одним вариантом осуществления, изображенном на фиг.3, установка СПГ может содержать датчик 404 уровня, клапан 406 регулирования уровня, датчик 408 давления и клапан 410 регулирования давления, которые приводятся в действие аналогично подобным элементам, описанным выше относительно фиг.2. Кроме того, установка СПГ может содержать второй датчик 412 давления и второй клапан 414 регулирования давления, выполненные с возможностью регулировки расхода потока текучей среды, проходящего через средство 75 косвенного теплообмена экономайзера 73 метана, как показано на фиг.3.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения системы для производства СПГ, изображенные на фиг.1-3, могут быть смоделированы на компьютере с помощью программного обеспечения моделирования стандартного процесса для формирования данных моделирования процесса в виде, удобочитаемом для человека. В одном варианте осуществления данные моделирования процесса могут быть в виде распечатки, полученной на печатающем устройстве. В другом варианте осуществления данные моделирования процесса могут отображаться на экране, мониторе или другом воспроизводящем устройстве. Данные моделирования затем могут быть использованы для управления системой СПГ. В одном варианте осуществления результаты моделирования могут быть использованы для создания новой установки СПГ и/или модернизации или усовершенствования существующей установки. В другом варианте осуществления результаты моделирования могут быть использованы для оптимизации установки СПГ в соответствии с одним или более рабочими параметрами. Примеры подходящего программного обеспечения для получения результатов моделирования включают в себя программный пакет для моделирования технологических процессов (HYSYS™ или Aspen Plus®) компании Aspen Technology, Inc или PRO/II® компании Simulation Sciences Inc.

ОБЛАСТИ ЧИСЛОВЫХ ЗНАЧЕНИЙ

Настоящее описание использует области числовых значений для определения количества некоторых параметров, относящихся к настоящему изобретению. Следует понимать, что когда используются области числовых значений, такие области должны истолковываться, как обеспечивающие буквальное подтверждение для ограничений пункта формулы изобретения, которые только описывают нижнее значение области, а также ограничения формулы изобретения, которые только описывают верхнее значение области. Например, раскрытая область числовых значений от 10 до 100 обеспечивает буквальное подтверждение для пункта формулы изобретения, описывающего «больше 10» (без верхних границ) и пункта формулы изобретения, описывающего «меньше 100» (без нижних границ).

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Как использовано в данном документе, термины "неопределенный артикль", "определенный артикль" и «упомянутый» означают один или более.

Как использовано в данном документе, термин «и/или при использовании в списке из двух или более элементов означает, что один из перечисленных элементов может использоваться сам, или может использоваться любое сочетание из двух или более из перечисленных элементов. Например, если состав описан, как содержащий элементы A, B и/или C, состав может содержать только A; только B; только C; A и B в сочетании; A и C в сочетании; B и C в сочетании; или A, B и C в сочетании.

Как использовано в данном документе, термин «каскадный процесс охлаждения» относится к процессу охлаждения, который использует множество холодильных циклов, причем каждый использует холодильный агент из разного чистого компонента для последовательного охлаждения природного газа.

Как использовано в данном документе, термин «замкнутый холодильный цикл» относится к холодильному циклу, в котором, по существу, холодильный агент не входит или не выходит из цикла во время нормальной работы.

Как использовано в данном документе, термины «содержащий», «содержит» и «содержат» являются свободными переходными терминами, используемыми для перехода от предмета, описанного перед термином, к одному элементу или элементам, описанным после термина, где элемент или элементы, перечисленные после переходного термина, не обязательно являются только элементами, которые составляют данный предмет.

Как использовано в данном документе, термины «включающий», «включает» и «включают» имеют то же самое свободное значение, что и «содержащий», «содержит» и «содержат», описанные выше.

Как использовано в данном документе, термины «экономайзер» или «экономичный теплообменник» относятся к конфигурации, использующей множество теплообменников, использующих средства косвенного теплообмена для эффективной передачи тепла между технологическими потоками.

Как использовано в данном документе, термин «соединение по потоку текучей среды» между двумя элементами означает, что, по меньшей мере, часть текучей среды или материала из первого элемента входит, проходит через, или иначе входит в контакт со вторым элементом.

Как использовано в данном документе, термины «имеющий», «имеет» и «имеют» имеют то же самое свободное значение, что и «содержащий», «содержит» и «содержат», описанные выше.

Как использовано в данном документе, термины «тяжелый углеводород» и «тяжелые компоненты» относятся к любому компоненту, который является менее испаряемым (т.е. имеет более высокую точку кипения), чем метан.

Как использовано в данном документе, термины «включающий в себя», «включает в себя» и «включают в себя» имеют то же самое свободное значение, что и «содержащий», «содержит» и «содержат», описанные выше.

Как использовано в данном документе, термин «неконденсируемые компоненты» относится к компонентам, имеющим давление пара выше давление пара метана при нормальных условиях 60°F и 1 атмосфера.

Как использовано в данном документе, термин «основная часть» относится к, по меньшей мере, 50 молярным процентам данного количества материала. Например, второй технологический поток, содержащий основную часть первого технологического потока, содержит, по меньшей мере, 50 молярных процентов всего первого технологического потока.

Как использовано в данном документе, термин «промежуточная точка кипения при нормальном давлении» относится к температуре, при которой половина веса смеси физических компонентов была испарена (т.е. выкипела) при нормальном давлении.

Как использовано в данном документе, термин «смешанный холодильный агент» относится к холодильному агенту, содержащему множество разных элементов, в котором ни один элемент не составляет более 65 молярных процентов холодильного агента.

Как использовано в данном документе, термин «природный газ» означает поток, содержащий, по меньшей мере, 60 молярных процентов метана, причем остальную часть составляют инертные газы, этан, высшие углеводороды, азот, диоксид углерода и/или незначительное количество других загрязняющих примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптан.

Как использовано в данном документе, термины «газоконденсат» или (NGL) относятся к смесям углеводородов, чьи компоненты, например, обычно являются тяжелее метана. Некоторые примеры компонентов углеводородов потоков NGL включают в себя этан, пропан, бутан, а также изомеры пентана, бензол, толуол и другие ароматические смеси.

Как использовано в данном документе, термин «разомкнутый холодильный цикл» относится к холодильному циклу, в котором, по меньшей мере, часть холодильного агента, используемого во время нормальной работы, образуется из текучей среды, охлаждаемой холодильным циклом.

Как использовано в данном документе, термины «преимущественно», «в основном», «главным образом» и «в основной части» при использовании для описания присутствия конкретного компонента потока текучей среды означает, что поток текучей среды содержит, по меньшей мере, 50 молярных процентов указанного компонента. Например, каждый из потока «преимущественно» метана, потока «в основном» метана, потока, «главным образом» состоящего из метана, или потока, содержащего «в основной части» метан означает поток, содержащий, по меньшей мере, 50 молярных процентов метана.

Как использовано в данном документе, термин «холодильный агент из чистого компонента», означает холодильный агент, который не является смешанным холодильным агентом.

Как использовано в данном документе, термины «вверх по потоку» и «вниз по потоку» относятся к относительным положениям различных элементов установки для сжижения природного газа вдоль траектории потока текучей среды в установке СПГ. Например, элемент A расположен вниз по потоку от другого элемента B, если элемент A расположен вдоль траектории потока текучей среды, который уже прошел через элемент B. Подобным образом, элемент A расположен вверх по потоку от элемента B, если элемент A расположен на траектории потока текучей среды, который еще не прошел через элемент B.

НЕ ОГРАНИЧЕННАЯ РАСКРЫТЫМИ ВАРИАНТАМИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Предпочтительные варианты настоящего изобретения, описанные выше, должны использоваться только в качестве иллюстрации и не должны использоваться для ограничения объяснения объема настоящего изобретения. Модификации примеров осуществления, изложенных выше, могут быть легко осуществлены специалистами в данной области техники без отхода от сущности настоящего изобретения.

Авторы изобретения, таким образом, излагают свою цель, руководствуясь доктриной эквивалентов для определения и оценки достаточно объективного объема настоящего изобретения, что относится к любому устройству, по существу, не выходящему за пределы точного объема настоящего изобретения, как изложено в нижеследующей формуле изобретения.

1. Способ сжижения потока природного газа, причем упомянутый способ включает в себя этапы, на которых
(a) охлаждают упомянутый поток природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом в первом замкнутом холодильном цикле с получением охлажденного потока природного газа;
(b) дополнительно охлаждают, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом в разомкнутом холодильном цикле с получением дополнительно охлажденного потока природного газа, причем упомянутый разомкнутый холодильный цикл включает в себя компрессор холодильного агента;
(c) отделяют неконденсируемый материал от, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением обедненной неконденсируемыми компонентами преимущественно жидкой нижней фракции и обогащенной неконденсируемыми компонентами преимущественно паровой верхней фракции,
причем, по меньшей мере, часть упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутую первую разделительную емкость, прошла через упомянутый компрессор холодильного агента,
d) направляют обогащенную неконденсируемыми компонентами преимущественно паровую верхнюю фракцию в систему топливного газа для использования в качестве топливного газа и
e) возвращают упомянутую жидкую нижнюю фракцию назад в преимущественно метановый холодильный агент разомкнутого холодильного цикла.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя перед этапом (b) разделение, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа на обедненный тяжелыми компонентами поток и обогащенный тяжелыми компонентами поток в колонне для удаления тяжелых компонентов, причем упомянутая, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутый разомкнутый холодильный цикл, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого обедненного тяжелыми компонентами потока,

3. Способ по п.2, в котором верхнее давление упомянутой первой разделительной емкости составляет, по меньшей мере, около 170 кПа, которое выше верхнего давления упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов.

4. Способ по п.2, дополнительно включающий в себя перед этапом (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого обедненного тяжелыми компонентами потока во втором холодильном цикле посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате охлажденного обедненного тяжелыми компонентами потока, причем упомянутая, по меньшей мере, часть охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутый разомкнутый холодильный цикл, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного обедненного тяжелыми компонентами потока.

5. Способ по п.1, в котором дополнительно охлажденный поток природного газа, введенный в упомянутую первую разделительную емкость, имеет температуру от около -80 до около -105°C и давление от около 3790 до около 4485 кПа.

6. Способ по п.1, в котором упомянутый первый холодильный агент является холодильным агентом из чистого компонента.

7. Способ по п.1, в котором упомянутый первый холодильный агент преимущественно содержит пропан, пропилен, этан или этилен.

8. Способ по п.1, в котором упомянутая первая разделительная емкость является горизонтально удлиненной.

9. Способ сжижения потока природного газа, включающий этапы, на которых:
(a) охлаждают упомянутый поток природного газа в первом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа;
(b) разделяют, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа на головной поток преимущественно метана и обогащенный тяжелыми компонентами нижний поток в колонне для удаления тяжелых компонентов;
(c) мгновенно испаряют, по меньшей мере, часть упомянутого головного потока преимущественно метана с получением в результате преимущественно парового потока и преимущественно жидкого потока;
(d) сжимают, по меньшей мере, часть упомянутого преимущественно парового потока с получением в результате сжатого парового потока;
(e) охлаждают, по меньшей мере, часть упомянутого сжатого парового потока посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом во втором холодильном цикле с получением в результате охлажденного сжатого потока;
(f) разделяют, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного сжатого потока в разделительной емкости с получением в результате преимущественно парового головного потока и преимущественно жидкого нижнего потока и
(g) вводят первую часть упомянутого преимущественно жидкого нижнего потока в упомянутую колонну для удаления тяжелых компонентов в виде потока флегмы.

10. Способ по п.9, дополнительно включающий в себя объединение второй части упомянутого преимущественно жидкого нижнего потока с упомянутым головным потоком преимущественно метана перед упомянутым мгновенным испарением этапа (c).

11. Способ по п.10, в котором упомянутое объединение выполняется после упомянутого охлаждения этапа (e).

12. Способ по п.9, дополнительно включающий в себя перед этапом (c) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого головного потока преимущественно метана в разомкнутом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с холодильным агентом преимущественно метана.

13. Способ по п.12, в котором упомянутый преимущественно метановый холодильный агент содержит, по меньшей мере, часть упомянутого преимущественно парового потока этапа (c).

14. Способ по п.9, в котором упомянутый первый холодильный агент состоит преимущественно из пропана, пропилена, этана или этилена.

15. Способ по п.9, в котором упомянутые первый и второй холодильные циклы являются замкнутыми холодильными циклами.

16. Способ по п.9, в котором верхнее давление упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов составляет, по меньшей мере, 170 кПа, которое ниже верхнего давления упомянутой разделительной емкости.

17. Способ по п.9, дополнительно включающий в себя перед этапом (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с упомянутым вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа, причем упомянутый охлажденный поток природного газа, разделенный в упомянутой колонне для удаления тяжелых компонентов, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа.

18. Способ по п.17, дополнительно включающий в себя после этапа (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого головного потока преимущественно метана посредством косвенного теплообмена с упомянутым вторым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока преимущественно метана, причем упомянутый головной поток преимущественно метана, подвергнутый упомянутому мгновенному испарению на этапе (c), содержит, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока преимущественно метана.

19. Способ по п.18, в котором упомянутый сжатый паровой поток не объединяется с упомянутым охлажденным потоком преимущественно метана перед упомянутым охлаждением этапа (e).

20. Способ по п.9, в котором упомянутый преимущественно жидкий нижний поток имеет давление выше чем около 1690 кПа.

21. Способ по п.9, в котором упомянутый первый холодильный агент содержит пропан, пропилен, этан или этилен.

22. Способ по п.9, в котором упомянутый второй холодильный агент содержит метан, азот или диоксид углерода.

23. Установка для сжижения потока природного газа, причем упомянутая установка содержит
первый замкнутый холодильный цикл, содержащий первый впуск для теплого природного газа и первый выпуск для холодного природного газа, причем упомянутый первый замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа, извлеченного через упомянутый первый выпуск для холодного природного газа;
колонну для удаления тяжелых компонентов, определяющую первый впуск для текучей среды, первый выпуск для пара, первый выпуск для жидкости и первый впуск для флегмы, причем упомянутый первый впуск для текучей среды упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым выпуском для холодного природного газа упомянутого первого холодильного цикла, причем упомянутая колонна для удаления тяжелых компонентов выполнена с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа на преимущественно жидкий поток, извлеченный через упомянутый первый выпуск для жидкости, и преимущественно паровой поток, извлеченный через упомянутый первый выпуск для пара;
второй замкнутый холодильный цикл, включающий в себя второй впуск для теплого природного газа и второй выпуск для холодного природного газа, причем упомянутый второй впуск для теплого природного газа находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым выпуском для пара, причем упомянутый второй замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого преимущественно парового потока, извлеченного из упомянутого первого выпуска для пара упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа;
расширитель, определяющий впуск высокого давления и выпуск низкого давления, причем упомянутый впуск высокого давления находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым вторым выпуском для холодного природного газа упомянутого второго замкнутого холодильного цикла, причем упомянутый расширитель выполнен с возможностью уменьшения давления, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, извлеченного из упомянутого второго замкнутого холодильного цикла, с получением в результате двухфазного потока текучей среды, извлеченного через упомянутый выпуск низкого давления;
компрессор холодильного агента, определяющий всасывающее отверстие и выпуск, причем упомянутое всасывающее отверстие находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым выпуском низкого давления упомянутого расширителя, причем упомянутый компрессор холодильного агента выполнен с возможностью сжатия, по меньшей мере, части упомянутого двухфазного потока, извлеченного из упомянутого выпуска низкого давления упомянутого расширителя, с получением в результате сжатого потока холодильного агента, извлеченного через упомянутый выпуск; и
накопитель холодильного агента, определяющий второй впуск для текучей среды, второй выпуск для пара и второй выпуск для жидкости, причем упомянутый второй впуск для текучей среды упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым выпускным отверстием упомянутого компрессора холодильного агента, причем упомянутый накопитель холодильного агента выполнен с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого сжатого потока холодильного агента, выходящего из упомянутого компрессора холодильного агента, на второй преимущественно паровой поток, извлеченный из упомянутого второго выпуска для пара, и второй преимущественно жидкий поток, извлеченный из упомянутого второго выпуска для жидкости, причем упомянутый второй выпуск для жидкости упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым впуском для флегмы упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов.

24. Установка по п.23, в которой упомянутым первым холодильным циклом является холодильный цикл пропана, пропилена, этана, этилена или диоксида углерода, причем упомянутым вторым холодильным циклом является холодильный цикл этилена, этана, метана или азота.

25. Установка по п.23, в которой упомянутый накопитель холодильного агента содержит вертикально удлиненную одноступенчатую емкость мгновенного испарения.

26. Установка по п.23, в которой второй выпуск для жидкости упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым впуском высокого давления упомянутого расширителя.

27. Установка по п.23, дополнительно содержащая экономичный теплообменник, содержащий первый охлаждающий канал, расположенный по текучей среде между упомянутым вторым холодильным циклом и упомянутым расширителем, и первый нагревающий канал, расположенный по текучей среде между упомянутым расширителем и упомянутым компрессором холодильного агента, причем упомянутый первый охлаждающий канал выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, извлеченного из упомянутого второго холодильного цикла, причем упомянутый первый нагревающий канал выполнен с возможностью использования, по меньшей мере, части упомянутого двухфазного потока текучей среды, извлеченного из упомянутого выпуска низкого давления упомянутого расширителя, для охлаждения упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, проходящего через упомянутый первый охлаждающий канал.



 

Похожие патенты:

Способ сжижения природного газа, в котором природный газ охлаждается, конденсируется и переохлаждается в результате непрямого теплообмена с двумя охлаждающими смесями, циркулирующими в контурах.

Подаваемый газ сжижается с использованием замкнутой холодильной системы, в которой поток (150) охлажденного сжатого газообразного хладагента расширяется (136) для предоставления первого потока (154) расширенного газообразного хладагента, который, по существу, является паром, и используется для охлаждения и, по существу, сжижения потока (100) подаваемого газа посредством косвенного теплообмена (110).

Способ привода в действие двух или большего количества компрессоров для хладагента в процессе охлаждения углеводородов. В таком процессе охлаждения углеводородов исходный поток углеводородов может быть пропущен в противотоке с частично испаренными потоками хладагента.

Установка для получения сжиженного природного газа использует улучшенную систему регенерации азота, которая концентрирует все количество азота в потоке исходных материалов в установке регенерации азота, для повышения эффективности разделения установки регенерации азота.

Предложен поток холодильного агента (10) при давлении холодильного агента, который пропускают по меньшей мере через три теплообменных этапа (12, 14, 16, 18), работающих при различных уровнях давления.

Установка для сжижения углеводородов содержит систему 12 для извлечения газоконденсатной жидкости (ГКЖ), контур 42 с основным хладагентом и контур 100 с первым хладагентом, устройство 52 для снижения давления и размещенный после него газожидкостный сепаратор 62.

Способ сжижения природного газа с использованием первого и второго потоков азотного хладагента, при котором каждый поток подвергают циклу сжатия, охлаждения, расширения и нагрева, в течение которых первый поток азота расширяют до первого промежуточного давления, а второй поток азота - до второго, более низкого давления, при этом нагрев происходит в одном или более теплообменниках, в которых по меньшей мере один из потоков расширенного азота находится в теплообмене с природным газом, причем по меньшей мере в одном или более теплообменниках первый и второй потоки расширенного азота находятся в теплообмене с природным газом и как с первым, так и со вторым потоком сжатого азота.

Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника, в котором применяется программируемый контроллер, принимающий входные сигналы, представляющие сигналы датчиков, характеризующие один или более управляемых параметров в выбранном процессе, и генерирующий командные сигналы для регулировки одного или нескольких регулируемых параметров в выбранном процессе.

Способ предлагает сжижать природный газ, осуществляя следующие стадии: охлаждают природный газ, вводят охлажденный природный газ в колонну для фракционирования таким образом, чтобы разделить газовую фазу, обогащенную метаном, и жидкую фазу, обогащенную соединениями, более тяжелыми, чем этан, извлекают вышеупомянутую жидкую фазу из нижней части колонны для фракционирования и удаляют вышеупомянутую газовую фазу из верхней части колонны разделения, частично сжижают вышеупомянутую газовую фазу таким образом, чтобы получить конденсат и газообразный поток, при этом конденсат возвращают в верхнюю часть колонны для фракционирования в качестве флегмы, сжижают вышеупомянутый газообразный поток, за счет теплообмена при давлении выше 50 бар.

В способе и устройстве для охлаждения углеводородного потока охлаждаемый углеводородный поток (45) подвергается теплообмену в первом теплообменнике (50) с по меньшей мере одним потоком хладагента (145b, 185b), характеризующимся скоростью (FR1) первого потока хладагента, в результате чего образуется охлажденный углеводородный поток (55), характеризующимся скоростью (FR2) охлажденного углеводородного потока, и по меньшей мере один возвратный поток (105) хладагента. Скорость (FR1) потока первого хладагента и скорость (FR2) потока охлажденного углеводородного агента регулируются до достижения первого заданного значения (SP1) для скорости (FR1) потока первого хладагента. Если первое заданное значение (SP1) больше скорости (FR1) потока хладагента, то скорость (FR2) углеводородного потока повышают, прежде чем повысить скорость (FR1) потока хладагента, если первое заданное значение (SP1) меньше скорости потока хладагента, то скорость (FR1) потока хладагента понижают, прежде чем понизить скорость (FR2) углеводородного потока, и если скорость (FR2) углеводородного потока снижается, то уменьшают скорость (FR1) потока хладагента. Технический результат - предотвращение переохлаждения теплообменника. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к способу охлаждения потока газообразных углеводородов. Газообразный поток углеводородов охлаждают для получения потока сжиженных углеводородов. Газообразный поток углеводородов охлаждают в одном или большем количестве теплообменников, используя первый хладагент из контура циркуляции первого хладагента, в котором указанный первый хладагент сжимают в первом компрессоре, приводимом в действие первым газотурбинным двигателем, который обеспечивается первым потоком входящего воздуха, и сжижают, используя контур второго хладагента, в котором второй хладагент сжимают во втором компрессоре, приводимом в действие вторым газотурбинным двигателем, который обеспечивается вторым потоком входящего воздуха. Располагаемую охлаждающую способность потока охлажденной охлаждающей жидкости разделяют на первую часть и вторую часть в соответствии с типичным входным параметром. Располагаемую охлаждающую способность первой части используют для охлаждения первого потока входящего воздуха, а располагаемую охлаждающую способность второй части потока используют для охлаждения второго потока входящего воздуха. Описана установка для охлаждения газообразного потока углеводородов. Группа изобретений направлена на повышение надежности установки для охлаждения потока газообразных углеводородов. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.

Описывается способ сжижения фракции с высоким содержанием углеводородов при одновременном удалении фракции с высоким содержанием C2+, при этом охлаждение и сжижение фракции с высоким содержанием углеводородов происходит при непрямом теплообмене посредством смеси хладагентов циркуляционного контура смеси хладагентов, в котором смесь хладагентов подвергается по меньшей мере двухступенчатому сжатию, и удаление фракции с высоким содержанием C2+ происходит на регулируемом уровне температуры, при этом смесь хладагентов разделяется на газообразную и жидкую фракцию, обе фракции переохлаждаются, расширяются, по существу, до давления всасывания первой ступени компрессора и по меньшей мере частично выпариваются. В соответствии с изобретением по меньшей мере временно по меньшей мере один частичный поток (19, 24) сжиженной, прежде газообразной фракции смеси (15) хладагентов расширяется (j, h) и подмешивается к расширенной жидкой фракции смеси (22) хладагентов. Изобретение направлено на создание надежного способа сжижения фракции с высоким содержанием углеводородов и на обеспечение эффективного и контролируемого удаления этана и высших углеводородов в ходе сжижения природного газа. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к способу и устройству для получения охлажденного углеводородного потока. В способе используется охлаждение, по меньшей мере, при двух последовательных уровнях давления. Причем в первом потоке и первом потоке смешанного хладагента используют части первого смешанного хладагента из потока первого смешанного хладагента в первом и втором теплообменниках; первое и второе расширительное устройства; и первый компрессор, чтобы получить поток первого смешанного хладагента. Способ охлаждения регулируется с использованием усовершенствованного регулятора технологического процесса на основе прогнозирующей модели регулирования, чтобы определить одновременные управляющие воздействия для набора манипулируемых переменных с целью оптимизации, по меньшей мере, одного из набора параметров, при регулировании, по меньшей мере, одного из набора контролируемых переменных. Набор манипулируемых переменных включает в себя: состав первого смешанного хладагента; настройку первого расширительного устройства и настройку второго расширительного устройства. Группа изобретений направлена на осуществление оптимального регулирования при различных давлениях вспомогательного многокомпонентного хладагента. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способу сжижения фракции, обогащенной углеводородами. Согласно способу, охлаждение и сжижение фракции, обогащённой углеводородами, происходит путём опосредованного теплообмена с холодильной смесью циркуляционного контура холодильной смеси. Холодильная смесь сжимается в две ступени, а после каждой ступени сжатия разделяется на газообразную и жидкую фракции. Газообразная фракция последней ступени сжатия охлаждается до самого низкого температурного уровня, в то время как жидкая фракция одной из промежуточных ступеней сжатия охлаждается до температурного уровня выше самого низкого температурного уровня. Жидкая фракция, охлаждаемая до температурного уровня выше самого низкого температурного уровня, охлаждается перед опосредованным теплообменом со сжижаемой фракцией, обогащённой углеводородами. Причем указанное охлаждение жидкой фракции, охлаждаемой до более высокого температурного уровня, происходит путём опосредованного теплообмена с кипящими фракциями или одной кипящей фракцией, происходящей со стадии разделения на газообразную и жидкую фракции, которая следует за последующей ступенью сжатия. Изобретение направлено на предотвращение нежелательного образования двухфазного потока и связанных с этим недостатков. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к способу и установке для очистки многофазного углеводородного потока. Многофазный углеводородный поток очищают, получая очищенный жидкий углеводородный поток, такой как поток сжиженного природного газа. Многофазный углеводородный поток подается в первый газожидкостный сепаратор, в котором этот поток разделяется при первом давлении на углеводородный паровой поток первого сепаратора и нижний поток первого сепаратора. Нижний поток первого сепаратора разделяется затем во втором газожидкостном сепараторе при втором давлении, которое меньше первого давления, с образованием углеводородного парового потока второго сепаратора и очищенного жидкого углеводородного потока. Углеводородный паровой поток второго сепаратора подвергается сжатию в компрессоре для верхнего потока, в результате чего получают отпаривающий паровой поток, который подается в первый газожидкостный сепаратор. Группа изобретений направлена на создание способа и установки для получения очищенного жидкого углеводородного потока, который не требует для создания потока орошения использования холода в верхнем газообразном потоке. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к способу сжижения природного газа в установке, состоящей из двух контуров охлаждения, в которой охлаждают природный газ путем теплообмена с первой охлаждающей смесью, в первом контуре охлаждения. Для этого сжимают первую охлаждающую смесь MR1; конденсируют сжатую первую охлаждающую смесь; переохлаждают природный газ и сжатую и сконденсированную первую охлаждающую смесь путем теплообмена с первой расширенной фракцией; разделяют переохлажденную первую охлаждающую смесь на первую и вторую фракции, расширяют первую фракцию до первого уровня давления; охлаждают природный газ и вторую фракцию путем теплообмена со второй фракцией, расширенной до второго уровня давления. Далее сжижают указанный природный газ, путем теплообмена со второй охлаждающей смесью, во втором контуре охлаждения. Для этого сжимают указанную вторую охлаждающую смесь MR2; конденсируют вторую сжатую охлаждающую смесь; охлаждают сжатую и сконденсированную вторую охлаждающую смесь путем теплообмена с первой фракцией и второй фракцией; расширяют вторую охлаждающую смесь до третьего уровня давления; охлаждают природный газ с расширенной второй охлаждающей смесью до получения сжиженного природного газа. В способе первая и вторая охлаждающая смеси содержат один насыщенный углеводород и этилен. Изобретение позволяет упростить установку, а также получить лучший тепловой КПД способа. 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к способу ввода в действие установки сжиженного природного газа, содержащей блок сжижения, расположенный на пути потока установки. Способ содержит следующие этапы: удаление сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после блока сжижения; испарение удаленного сжиженного природного газа или нагрев таким образом, что удаленный сжиженный природный газ преобразуется в газообразную фазу; подача испаренного или преобразованного сжиженного природного газа обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения; а также пропускание всего обратно поданного сжиженного природного газа через блок сжижения. Повторение этих этапов для циркуляции сжиженного природного газа через блок сжижения до тех пор, пока теплообменники в блоке сжижения не достигнут температуры, подходящей для нормальной работы установки сжиженного природного газа. Также описана установка для осуществления данного способа. Группа изобретений позволяет посредством рециркуляции сжиженного природного газа вместо использования природного газа непосредственно из впуска установки при ее запуске уменьшить или устранить выбросы, связанные со сжиганием на факеле. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к способу работы установки сжиженного природного газа с минимальной производительностью и к соответствующей установке сжиженного природного газа, причем установка содержит блок сжижения, расположенный на пути потока установки. Способ содержит следующие этапы: удаление сжиженного природного газа из первого положения на пути потока после установки сжижения газа. Далее испарение или нагревание удаленного сжиженного природного газа таким образом, что удаленный сжиженный природный газ преобразуется в газообразную фазу. А также подача испаренного или преобразованного сжиженного природного газа обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения газа. Группа изобретений позволяет достигнуть более эффективной работы установки, экономить время для перезапуска установки, а также предотвратить износ установки во время остановки и перезапуска. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способу сжижения фракции, обогащенной углеводородами. Способ сжижения фракции, обогащенной углеводородами, включает следующие этапы. Охлаждение и сжижение фракции, обогащенной углеводородами, происходят путем косвенного теплообмена с холодильной смесью циркуляционного контура холодильной смеси. Охлаждение фракции, обогащенной углеводородами, происходит путем косвенного теплообмена с полностью испарившейся холодильной смесью циркуляционного контура холодильной смеси. Сжатая холодильная смесь циркуляционного контура холодильной смеси предварительно охлаждается с помощью циркуляционного контура чистого вещества. Состав холодильной смеси и/или конечное давление компрессора циркуляционного контура холодильной смеси выбираются таким образом, чтобы холодильная смесь полностью сжижалась с помощью циркуляционного контура чистого вещества. Изобретение направлено на повышение экономичности при незначительном повышении энергопотребления. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх