Способ управления процессом сжижения природного газа

Изобретение относится к системам управления компрессионных холодильных машин, а именно к способам управления процессом сжижения природного газа (СПГ), и может быть использовано для сжижения и переохлаждения природного газа. Способ управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключается в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава поступающего в основной криогенный теплообменник хладагента с целью достижения оптимальных параметров процесса. В качестве критерия оптимальности параметров процесса используют коэффициент Карно. Состав хладагента регулируют путем непосредственного расчета на основе текущих параметров процесса и уравнения состояния (например, уравнения состояния Пенга-Робинсона) количеств вещества компонентов смешанного хладагента, необходимых для достижения в основном криогенном теплообменнике температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса, и ввода указанных компонентов в рассчитанном количестве в основной криогенный теплообменник. Изобретение позволяет повысить эффективность цикла сжижения природного газа и, как следствие, минимизировать удельную мощность компрессора, требуемую для производства СПГ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к системам управления компрессионных холодильных машин, а именно к способам управления процессом производства сжижения природного газа (СПГ), и может быть использовано для сжижения и переохлаждения природного газа на большинстве крупных технологических линий и установок производства СПГ, работающих на смешанном хладагенте (СХ).

Из документа US 4809154 А известна автоматизированная система управления процессом производства СПГ, работающим на СХ. Известная система реализует алгоритм, предусматривающий три варианта управления: 1) в случае, когда фактическое производство СПГ находится ниже планового производства, его следует увеличить за счет добавления азота или метана в контур СХ с учетом разницы температур на холодном конце основного криогенного теплообменника (ОКТ); 2) в случае, когда фактическое производство СПГ находится выше планового производства, его следует снижать за счет уменьшения давления на всасывании компрессора СХ; 3) в случае, когда фактическое производство СПГ равно плановому производству, процесс следует оптимизировать путем поддержания запаса жидкого СХ в заранее определенном диапазоне. В случаях 1) и 2) состав, количество СХ и коэффициент сжатия компрессора должны быть оптимизированы с точки зрения общей эффективности. Когда производство СПГ идет с желаемой скоростью, запускают процедуру оптимизации процесса. Она начинается с проверки уровня СХ в сепараторе высокого давления. При необходимости излишнее количество жидкого СХ удаляется из системы или, наоборот, добавляются все компоненты СХ пропорционально их текущему содержанию в смеси для достижения требуемого уровня. Затем последовательно корректируются параметры, связанные с хладагентом: расход потока тяжелой фракции СХ, содержание азота в СХ и отношение содержания этана к пропану в СХ. При этом алгоритм пытается достигнуть максимальной эффективности, которая рассчитывается непрерывно как отношение стоимости произведенного СПГ к количеству теплоты сгорания топливного газа, использованного для производства данного количества СПГ.

Недостатком реализованного в известной системе алгоритма оптимизации и управления является то, что достижение оптимального режима эксплуатации установки производства СПГ требует длительного времени и стабильных внешних условий: температур окружающей среды и сырьевого газа, заданной производительности установки, заданной температуры СПГ на выходе из ОКТ. Поскольку шаги выполняются последовательно, а не непрерывно, и при этом имеются несколько критериев оптимизации: уровень жидкости СХ в сепараторе высокого давления, разность температур на холодном конце ОКТ и отношение стоимости произведенного СПГ к количеству теплоты сгорания топливного газа, оптимальный режим может быть достигнут только после нескольких итераций. Дополнительный недостаток заключается в том, что использует неинвариантный критерий эффективности, который зависит от внешних условий.

Наиболее близким по технической сущности к настоящему изобретению является описанный в международной заявке WO 2012125018 способ управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключающийся в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава хладагента в основном криогенном теплообменнике (ОКТ) с целью достижения оптимальных параметров процесса. Существо способа заключается в использовании «системы управления на инструкциях» в форме программного кода, обеспечивающей поддержание желаемого температурного профиля ОКТ.

Недостатками известного способа являются недостаточные точность и скорость регулирования для условий с быстро меняющейся температурой окружающей среды.

Технической проблемой, решаемой изобретением, является устранение указанных недостатков и создание способа управления, позволяющего осуществлять быстрый поиск оптимальных уставок для концентраций отдельных компонентов СХ, а также их точное и устойчивое регулирование. Технический результат заключается в повышении эффективности цикла сжижения природного газа и, как следствие, минимизации удельной мощности компрессора, требуемой для производства СПГ.

Поставленная проблема решается, а технический результат достигается тем, что в способе управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключающемся в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава поступающего в ОКТ хладагента с целью достижения оптимальных параметров процесса, в качестве критерия оптимальности параметров процесса используют коэффициент Карно, а состав хладагента регулируют путем непосредственного расчета на основе текущих параметров процесса и уравнения состояния количеств вещества компонентов хладагента, необходимых для достижения в ОКТ температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса, и ввода указанных компонентов в рассчитанном количестве в цикл хладагента.

Предпочтительно, в качестве уравнения состояния используют уравнение состояния Пенга-Робинсона.

На фиг. 1 представлена диаграмма действительного цикла охлаждения (1-2 сжатие с промежуточным и последующим охлаждением в аппаратах воздушного охлаждения; 2-3 охлаждение СХ в цикле предварительного охлаждения (СХПО); 3-4 самоохлаждение СХ в ОКТ; 4-5 дросселирование (изоэнтальпийное расширение); 5-1 кипение СХ в ОКТ; а на фиг. 2 - то же для идеального цикла охлаждения Карно.

Способ управления процессом сжижения газа на установке производства СПГ, использующей СХ, согласно изобретению заключается в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава СХ, поступающего в ОКТ, с целью достижения оптимальных параметров процесса.

Статистическая обработка эксплуатационных данных за прошлые периоды эксплуатации является наиболее распространенным методом, принятым в отрасли СПГ для оптимизации состава СХ на работающих заводах. Он дает достоверные результаты, если выборка данных достаточно репрезентативна для представления вариаций состава СХ и эффективности работы цикла. Метод основан на получении данных с максимальными показателями эффективности из общей выборки и установлении для выбранных данных взаимосвязей между температурой охлаждения в цикле СХПО и оптимальными концентрациями компонентов СХ. Основная трудность данного метода заключается в выборе инвариантного показателя работы цикла, который был бы самодостаточным для описания его эффективности.

В качестве критерия оптимальности параметров процесса согласно способу по настоящему изобретению используют коэффициент Карно, который является инвариантным. Свойство инвариантности для параметра означает отсутствие корреляции с условиями эксплуатации (температура окружающей среды, режим хранения/отгрузки СПГ и т.д.). Данный коэффициент используют в качестве критерия оптимизации цикла сжижения на СХ. Оптимизацию проводят в два этапа. На первом этапе устанавливают связь между эффективностью цикла сжижения и температурным профилем ОКТ. Было экспериментально подтверждено, что эффективность цикла зависит от температурного напора в ОКТ. На втором этапе устанавливают связь между оптимальными температурными профилями ОКТ и составом СХ.

Расчет целевых концентраций компонентов СХ проводят на основе выборки данных соответствующих наиболее высокой производительности (верхние 15% значений коэффициента Карно). Далее данную выборку используют для получения зависимостей между температурой природного газа (ПГ) на входе в ОКТ и оптимальными температурными напорами внутри ОКТ на теплом и холодном концах, а также в середине. Наконец, на основе эксплуатационных данных о процессе сжижения с оптимальными температурными напорами внутри ОКТ получают зависимости между температурой ПГ на входе в ОКТ и оптимальными концентрациями компонентов СХ. Использование инвариантного параметра в качестве критерия оптимизации увеличивает точность расчета целевых концентраций. Преимущество использования в качестве инвариантного параметра коэффициента Карно, вытекает из того, что, с одной стороны, его значение не зависит от условий эксплуатации (производительность установки, температура окружающей среды, изменения режимов хранения/отгрузки СПГ), а с другой - оно выражает эффективность работы холодильного цикла. Таким образом, может быть проведено сравнение эффективности работы в широком диапазоне условий эксплуатации на основе единой шкалы.

В соответствии с базовыми законами физики эффективность цикла сжижения (выраженная коэффициентом Карно) зависит от температурного профиля ОКТ, который зависит, в свою очередь, от состава СХ. Следование данной причинно-следственной связи при выводе зависимостей для оптимальных концентраций СХ повышает их точность. Это объясняется тем фактом, что шум измерительных приборов, заключенный в расчетных значениях коэффициента Карно, не оказывает влияния на корреляции для оптимальных концентраций компонентов СХ, поскольку для их нахождения используются зависимости для оптимального температурного профиля ОКТ.

Согласно изобретению состав СХ регулируют путем непосредственного расчета количеств вещества компонентов СХ (вместо непосредственного использования концентраций компонентов СХ в мольных %), необходимых для достижения в ОКТ температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса. Как актуальные значения концентраций компонентов СХ, так и уставки для концентраций компонентов СХ используют для расчета актуальных и целевых количеств вещества для каждого из компонентов в закрытой системе цикла СХ. Параллельный расчет текущих и целевых количеств вещества каждого из компонентов выполняют в распределенной системе управления для непрерывного и синхронизированного получения результатов. Данные о текущих параметрах процесса с датчиков давления и температуры, установленных по всему циклу СХ, являются общими для использования при вычислении текущих и целевых количеств вещества компонентов СХ, при этом результаты расчетов периодически обновляют с фиксированной частотой. Эти расчеты основаны на знании внутреннего объема сегментов цикла СХ и оценке свойств одно- и двухфазных смесей СХ на основе уравнения состояния. В качестве уравнения состояния используют любое из известных уравнений состояния реального газа, применимое к смесям легких углеводородов, например уравнение состояния Пенга-Робинсона. Разницу между текущими и целевыми значениями количеств вещества компонентов регулируют на уставке, равной нулю, с помощью регулирующей арматуры. Способ, основанный согласно изобретению на расчетных значениях количеств вещества каждого компонента в закрытой системе цикла СХ, позволяет устранить взаимосвязь между контурами регулирования для каждого из компонентов. Другими словами, регулирование одного компонента СХ не оказывает (или оказывает, но малое) влияния на регулирование других компонентов. Отсутствие взаимодействия между контурами регулирования позволяет осуществлять точное (с минимальной разницей между уставкой и регулируемой переменной) и устойчивое (к изменению условий эксплуатации) регулирование концентраций. Такой подход к регулированию состава СХ обеспечивает максимальное приближение концентраций его компонентов к оптимальным значениям, позволяя эксплуатировать установку на максимальной производительности.

После расчета вводят компоненты СХ в рассчитанном количестве в ОКТ. Цикл СХ оборудован регулирующей арматурой подачи, которую используют для добавления какого-либо компонента в систему, а также регулирующей арматурой слива и сдувки, которая позволяет удалить излишние количества жидкой или паровой смесей компонентов из системы.

Способ, соответствующий настоящему изобретению, реализуют путем совершения следующей последовательности действий:

1. На основе записанных параметров для достаточно длительного периода эксплуатации установки производства СПГ рассчитывают коэффициент Карно по формуле, приведенной в примере ниже.

2. Определяют математическую функцию зависимости состава СХ от температуры ПГ на входе в холодильный цикл для периодов эксплуатации с максимальными значениями коэффициента Карно, рассчитанными на предыдущем этапе.

3. С помощью математической зависимости, полученной на предыдущем этапе, для текущей температуры ПГ на входе в холодильный цикл рассчитывают оптимальные значения концентраций компонентов СХ.

4. Для оптимальных значений концентраций компонентов СХ, полученных на предыдущем этапе, и для текущих значений концентраций компонентов СХ рассчитывают целевые и текущие количества вещества компонентов СХ с использованием уравнения состояния, а также рассчитывают разность между целевыми и текущими значениями количества вещества.

5. Используя регулирующую арматуру, добавляют в контур СХ и/или выводят из контура количества компонентов СХ, соответствующие разности между целевыми и текущими значениями, которые были получены на предыдущем этапе. Для выполнения данного этапа специально разрабатывают и используют контуры автоматического регулирования.

6. Повторяют этапы 3-5 периодически во время всего периода эксплуатации установки производства СПГ с частотой, достаточной для постоянного поддержания концентраций компонентов СХ на оптимальных значениях. Повторяют этапы 1-2 при значительном изменении технологического режима процесса производства СПГ (например, после проведения модернизации установки производства СПГ) после накопления достаточного количества данных.

Пример.

Ниже описано применение способа по изобретению для оптимизации состава СХ на заводе СПГ ПК «Пригородное».

При допущении о том, что холодопроизводительность цикла СХПО является величиной заданной и постоянной, суммарный расход СПГ, измеренный сразу на выходе из ОКТ, будет зависеть от нескольких факторов:

- температуры природного газа (ПГ) на входе или так называемой «температуры точки разделения» Тср - определяется эксплуатационными условиями цикла СХПО;

- температуры СПГ на выходе из ОКТ или так называемой «температуры слива СПГ» Trd - определяется системой управления;

- доступной мощности приводов компрессоров СХ;

- холодильного коэффициента цикла СХ, который представляет собой отношение количества холода, переданного потоку ПГ, к полной мощности приводов компрессоров. Он может меняться в зависимости от технологических условий цикла СХ, а также от работоспособности оборудования.

Фактический холодильный коэффициент цикла СХ может быть рассчитан по формуле:

где FLNG - расход потока СПГ;

ΔHLNG - изменение энтальпии ПГ в диапазоне температур от Тср до Тrd;

PMR - мощность приводов компрессоров СХ.

Холодильный коэффициент цикла СХ инвариантен по отношению к изменениям доступной мощности, поскольку производительность СПГ (FLNG) является функцией мощности (1).

В качестве параметра, который инвариантен не только к изменениям доступной мощности, но и к Тср и Тrd, было использовано отношение фактического холодильного коэффициента к идеальному холодильному коэффициенту - коэффициенту Карно:

где Wid - минимальная удельная работа на 1 кг ПГ, необходимая для его охлаждения от Тср до Тrd в условиях идеального цикла охлаждения.

При определении идеального цикла охлаждения для сжижения ПГ (фиг. 1, 2) было сделано несколько допущений:

- идеальный цикл можно представить как последовательность циклов Карно, каждый из которых работает между определенной температурой холодильника, соответствующей кривой конденсации ПГ, и температурой приемника, которая является одинаковой для всех циклов;

- температура приемника совпадает с температурой ПГ на входе в цикл СХ. Минимальная удельная работа идеального цикла может быть определена, исходя из основных положений цикла Карно:

где dqPMR - количество теплоты, отведенной от потока ПГ и переданной приемнику, которым является цикл СХПО;

dS - изменение энтропии, соответствующее теплоте dqNG, отведенной от потока ПГ при абсолютной температуре Т.

Теплота конденсации, отведенная от ПГ, может быть получена в численном виде с помощью моделирования технологического процесса и затем переведена в аналитическую форму функции от температуры:

где λ(Т) - удельная теплоемкость ПГ как функция абсолютной температуры.

Наконец, после интегрирования (6) минимальная удельная работа Wid может быть выражена как функция от Тср и Trd и затем использована для вычисления коэффициента Карно (2):

Основное преимущество коэффициента Карно заключается в его инвариантности, что позволяет сравнивать характеристики цикла СХ на базе одной шкалы вне зависимости от производительности цикла СХПО, доступной мощности приводов компрессоров и изменений температуры слива СПГ. Таким образом, вероятностное распределение коэффициента Карно за год работы завода может помочь оценить потенциал для увеличения эффективности холодильного цикла, а также подтвердить положительный эффект после внедрения изменений, связанных с оптимизацией. Эксплуатационные данные за прошедшие временные периоды, включая массив значений коэффициента Карно, были обработаны с помощью ряда операций:

- фильтрации, исключающей данные, связанные с поломкой датчиков, эксплуатацией на минимальной производительности или в неустановившемся режиме, эксплуатацией без оборудования, находящегося в простое или ремонте и влияющего на эффективность процесса;

- оценки погрешности в расчете коэффициента Карно, связанной с шумом сигнала, а также оценки дисперсии, вызванной эксплуатацией завода при неоптимальных условиях;

- оценки максимально возможного повышения эффективности цикла СХ;

- проверки данных на наличие корреляции между различными технологическими параметрами и коэффициентом Карно;

- получения функций для оптимальных значений уставок состава СХ на основе эксплуатационных данных, характеризующихся максимальной производительностью;

- проверки функций, полученных для оптимальных значений уставок, путем их применения ко всей выборке данных с последующей оценкой ожидаемого экономического эффекта.

Перечень технологических параметров, проверенных на корреляцию с коэффициентом Карно, включал температурные напоры между теплыми и холодными потоками внутри ОКТ, значения перегрева СХ над точкой росы на выходе из ОКТ, степень сжатия в компрессоре СХ, отношение массового расхода легкого СХ (ЛСК) к тяжелому СХ (ТСХ), составы ЛСХ и ТСХ и их производные, количества вещества и концентрации компонентов СХ в цикле, а также различные сочетания всех вышеупомянутых параметров. Явные корреляции были выявлены только между температурными напорами внутри ОКТ и коэффициентом Карно, а также между концентрациями компонентов СХ и температурными напорами. Это подтверждает теоретический вывод о том, что КПД цикла СХ сильно зависит от температурных напоров внутри ОКТ. В то же время данные, полученные с объекта управления, указывают на то, что низкие температурные напоры не всегда соответствует максимальной эффективности цикла, скорее всего, по причине ограниченной поверхности теплообмена и развития области с минимальным температурным напором, что ведет к падению интенсивности процесса теплообмена. Более того, выяснилось, что количество компонентов СХ в цикле не влияет на его эффективность в той мере, как это делает концентрация компонентов. Именно поэтому количества компонентов не могут быть использованы в схеме управления составом СХ как самодостаточные оптимизируемые переменные. Иными словами, одному сочетанию количеств компонентов СХ соответствует широкий диапазон концентраций компонентов, включая как оптимальные, так и неоптимальные значения.

Были получены срезы эксплуатационных данных по величинам Тср с интервалом 1°С. Далее эти срезы были обработаны для выборки данных с высоким коэффициентом Карно (верхние 15%) и соответствующими температурными напорами внутри ОКТ. Для выведения оптимальных функций температурных напоров были использованы их усредненные значения. Наконец, функции оптимальных температурных напоров были использованы для выборки соответствующих концентраций компонентов СХ и установления зависимости между Тср и оптимальным составом СХ. Эти зависимости впоследствии используют для непрерывного расчета и обновления значений уставок для концентраций компонентов СХ в системе управления.

Результаты статистической обработки эксплуатационных данных и эффективности цикла СХ определяют требования к точности управления составом СХ, которые необходимы для достижения ожидаемого повышения производительности. Стандартные отклонения концентраций компонентов СХ, соответствующие эксплуатации с максимальной производительностью, от выведенных функций оптимального состава СХ использовались в качестве эталона соблюдения требований к точности управления. Это обусловлено тем, что точность управления составом должна быть не хуже, чем точность зависимости между составом СХ и эффективностью цикла. Поддержание концентраций компонентов СХ в пределах целевых диапазонов ± 0,3% осложнено тем, что измеряемый количественный состав СХ постоянно испытывает на себе возмущающее воздействие таких факторов, как:

- регулирование соотношения ЛСХ/ТСХ системой управления;

- колебание производительности цикла СХПО, приводящее к изменениям Тср;

- регулирование системой управления давления на впуске компрессора СХ;

- колебание скорости циркуляции СХ;

- вероятное изменение состава СХ по причине пропускания регулирующей арматуры подачи компонентов или течи из трубок ОКТ в межтрубное пространство.

Все эти факторы требуют устойчивого управления составом СХ.

С точки зрения управляемости технологического процесса количество каждого из компонентов СХ является более подходящей переменной для регулирования по сравнению с его концентрацией. Количества компонентов СХ не зависят от изменений технологического процесса (Тср, соотношение ЛСХ/ТСХ и т.д.) и никак не связаны друг с другом, что упрощает структуру модели с MIMO (множество входов множество выходов) до MISО (множество входов единственный выход).

Преобразование фактических и целевых концентраций компонентов СХ в фактические и целевые их количества в системе СХ подразумевает ввод измеряемых значений уровня жидкости в сепараторе (где охлажденный и частично сконденсированный СХ разделяется на ЛСХ и ТСХ) и значения уставки уровня жидкости. Это приводит к опосредованному регулированию не только состава СХ, но и уровня жидкости в сепараторе. Благодаря более высокой точности регулирования с использованием количеств компонентов СХ, изменения температуры в емкости сепаратора приводят лишь к незначительным колебаниям давления. Это устраняет необходимость в использовании дополнительного защитного контура регулирования давления.

Управление составом СХ обычно осуществляют с помощью методов многомерного прогностического регулирования. Однако в результате разрыва взаимосвязей между регулируемыми переменными (то есть статической развязки регулируемых переменных) может быть применено базовое управление на основе регулятора с пропорциональным и интегральным звеном.

Несмотря на то, что термобарические условия и объемы известны для большинства участков контура СХ, непрерывная оценка в реальном времени количества каждого из компонентов СХ, накопленного в контуре хладагента, осложнено неодинаковостью состава хладагента в различных сегментах контура, переменными коэффициентом сжимаемости газа и плотностью жидкости, а также присутствием двухфазных смесей на некоторых участках контура СХ:

где nj - количество вещества компонента j в смеси;

R - универсальная газовая постоянная;

Cij - концентрация компонента j на участке г в системе СХ;

Pi, Ti - давление и температура на участке i;

Vi - внутренний объем оборудования и трубопроводов на участке г;i

Zi - коэффициент сжимаемости реального газа на участке i.

В таких условиях целесообразно использование алгоритма для уравнения состояния, который позволяет непрерывно оценивать свойства газа, жидкости или двухфазной смеси на всех участках контура СХ. В частности, алгоритм решения уравнения состояния Пенга-Робинсона был внедрен в распределенную систему управления в форме программы, устойчивой к аномальным технологическим условиям, таким как быстрому изменению параметров или выводу оборудования из эксплуатации, а также к аномальным сигналам датчиков. Расчеты количеств компонентов на основе известных внутренних объемов оборудования и трубопроводов позволили оценить текущие и целевые значения количеств компонентов в контуре СХ и использовать их для управления составом СХ.

Предполагалось, что температура сепаратора одинакова для текущих и целевых условий, поскольку температура является внешним к системе параметром, зависящим только от холодопроизводительности цикла СХПО. Наряду с такими параметрами, как температура и состав двухфазной смеси, давление и доля паровой фазы полностью определяют равновесие двух фаз. В частном случае сепарации СХ, для целей регулирования его состава, доля паровой фазы может быть использована как переменная с присвоенным значением, поскольку она непосредственно связана с регулируемым отношением ЛСХ/ТСХ. Тогда давление в емкости сепаратора будет являться искомой переменной, значение которой подбирается отдельным алгоритмом, чтобы достичь заданной доли паровой фазы. Именно поэтому на вход в расчет уравнения состояния для целевых условий подают значение отношения ЛСХ/ТСХ для текущих параметров процесса производства СПГ, а давление в емкости разделения подбирают для расчета так, чтобы достичь заданного значения отношения ЛСХ/ТСХ. Расчет парожидкостного равновесия в емкости сепаратора синхронизируют во времени для фактического и целевого составов СХ, что обеспечивает одновременный вывод результатов расчета парожидкостного равновесия и их соответствие одним и тем же параметрам. Это позволяет минимизировать влияние шума датчиков на расчет текущих и целевых количеств компонентов СХ.

Внедрение регулирования состава СХ на основе количества его компонентов дало отличные результаты с точки зрения соответствия текущего состава СХ оптимальным целевым значениям. Анализ эксплуатационных данных за месяц после внедрения новой схемы регулирования показал, что состав СХ поддерживался в пределах заданного целевого диапазона на протяжении приблизительно 98,5% времени работы регулятора, при этом указанный диапазон составлял в среднем ± 0,3 мол.%. Среднее значение разницы между концентрациями компонентов СХ и динамически обновляемыми уставками было минимизировано до нуля, а стандартное отклонение ошибки регулирования уменьшилось в несколько раз. В то же время, надежность предложенного способа управления позволила ей работать автономно без вмешательства оператора. Эти результаты свидетельствуют о том, что опосредованное регулирование состава СХ через количества его компонентов позволяет повысить эффективность эксплуатации завода СПГ.

1. Способ управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключающийся в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава поступающего в основной криогенный теплообменник хладагента с целью достижения оптимальных параметров процесса, отличающийся тем, что в качестве критерия оптимальности параметров процесса используют коэффициент Карно, а состав хладагента регулируют путем непосредственного расчета на основе текущих параметров процесса и уравнения состояния количеств вещества компонентов хладагента, необходимых для достижения в основном криогенном теплообменнике температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса, и ввода указанных компонентов в рассчитанном количестве в цикл хладагента.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве уравнения состояния используют уравнение состояния Пенга-Робинсона.



 

Похожие патенты:

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.

Изобретение относится к газовой промышленности и криогенной технике, конкретно к технологиям сжижения природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа включает подачу потока сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления со входа газораспределительной станции и разделение потока на продукционный и технологический потоки.

Изобретение может быть использовано для обеспечения экспорта природного газа. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при сжижении природного газа, отбираемого из магистрального газопровода.

В компрессоре, приводимом в действие электрическим двигателем, сжимают, по меньшей мере, часть текучей среды. Компрессор содержит регулируемые входные направляющие лопатки, угол поворота которых можно регулировать.

Изобретение относится к отделению диоксида углерода от газового потока. Заявлены способ отделения диоксида углерода (CO2) от газового потока и устройство отделения диоксида углерода (CO2) от потока, содержащего CO2.

Изобретение может быть использовано в газовой промышленности. Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью, включающий стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, азота и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, при этом исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть отправляют на выработку энергоресурсов для собственных нужд, вторую часть отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, третью часть отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа.

Изобретение относится к криогенной технике. Способ сжижения природного газа включает очистку природного газа от тяжелых углеводородов, сернистых соединений и паров ртути, смешение с технологическим газом и сжатие компрессором с двигателем внутреннего сгорания в качестве привода.

Данное изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; объединение охлажденного питающего потока природного газа со сжатым потоком орошения с формированием объединенного потока природного газа; разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций; и сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к ожижению природного газа. Холодильная машина содержит компрессор, вход которого сообщен с паровой зоной циркуляционного ресивера, а выход сообщен с жидкостной зоной циркуляционного ресивера, которая через циркуляционный насос сообщена со входом испарителя.

Группа изобретений относится к газовой промышленности, а именно, к технологиям производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции (ГРС), энергонезависимый, при котором одновременно производят сжиженный и компримированный природный газ. Природный газ отбирают из магистрального газопровода, разделяют на два потока: первый поток направляют на ожижение природного газа и, одновременно с этим, второй поток направляют на компримирование природного газа. Второй поток пропускают поочередно через второй компрессор и аппарат воздушного охлаждения. Одновременно с этим, первый поток на ожижение фильтруют, очищают в адсорбере, охлаждают в по меньшей мере одном теплообменнике и разделяют на два потока: технологический и продукционный. Технологический поток направляют на детандер, с генератором которого устанавливают электрическую связь двигателей первого компрессора, который используют при ожижении продукционного потока входящего первого потока газа, и второго компрессора, который используют при компримировании входящего второго потока газа, а также двигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. Продукционный поток пропускают через первый компрессор, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения, затем дополнительно охлаждают в по меньшей мере одном теплообменнике и пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси. От нее отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, направляют его через теплообменники продукционного потока, соединив с выходящим после детандера расширенным и низкотемпературным технологическим потоком. Комплекс для реализации способа включает в себя две линии. Первая линия подачи природного газа содержит блок фильтрации, адсорбер, теплообменник и разделяется на технологическую, продукционную и обратную линии. Продукционная линия содержит первый компрессор, аппарат воздушного охлаждения и по меньшей мере один теплообменник, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Обратная линия берет начало в сепараторе, проходит через теплообменники продукционной линии и соединена на выходе с газораспределительной сетью. Технологическая линия содержит детандер и подключена к обратной линии, одновременно с этим вторая линия подачи природного газа содержит второй компрессор, аппарат воздушного охлаждения и соединена с потребителями компримированного природного газа, а генератор детандера связан посредством электрической связи с двигателями первого и второго компрессоров, а также с двигателями вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям производства компримированного природного газа, и может найти применение на газораспределительных станциях (ГРС). Способ производства компримированного природного газа на газораспределительной станции, при котором в месте поступления природного газа из магистральной сети в газораспределительную сеть устанавливают бустер-компрессор с газовым приводом, направляют в бустер-компрессор природный газ из магистральной сети и используют этот газ одновременно в качестве приводного и компримируемого газов. В процессе работы бустер-компрессора производят компримированный природный газ для технологических нужд и, одновременно с этим, отработанный природный газ из привода бустер-компрессора направляют потребителям в газораспределительную сеть. Изобретение направлено на повышение энергетической эффективности процессов производства компримированного природного газа на ГРС. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к комплексным технологиям и устройствам для сжижения природного газа и извлечения газоконденсатных жидкостей. Охлаждают и частично конденсируют поступающий поток, содержащий легкие углеводороды в одном или большем количестве теплообменников. Вводят частично конденсированный поток в холодный сепаратор газа/жидкости, производящий отбираемый сверху газообразный поток и поток кубовой жидкости, которые вводят во фракционирующую систему, содержащую (а) фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций или (b) метаноотгонную колонну. Расширяют отобранный сверху газообразный поток и вводят его в (а) нижнюю зону фракционирующей колонны легких фракций или (b) верхнюю зону метаноотгонной колонны. Вводят поток кубовой жидкости в (а) фракционирующую колонну тяжелых фракций в ее промежуточной точке или (b) в метаноотгонную колонну в ее промежуточной точке. Удаляют поток жидких продуктов из нижней части (а) фракционирующей колонны тяжелых фракций или (b) нижней части метаноотгонной колонны. Удаляют отбираемый сверху газообразный поток из верхней части (а) фракционирующей колонны легких фракций или (b) метаноотгонной колонны. Удаляют поток кубовой жидкости из нижней зоны фракционирующей колонны легких фракций и вводят его в верхнюю зону фракционирующей колонны тяжелых фракций. Если система содержит фракционирующую колонну легких фракций и фракционирующую колонну тяжелых фракций, за счет косвенного теплообмена с первой частью отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций, охлаждают и частично конденсируют удаленный сверху фракционирующей колонны тяжелых фракций газообразный поток и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций. Удаляют вторую часть отбираемого сверху газообразного потока из фракционирующей колонны легких фракций как бокового погона, и охлаждают и частично конденсируют его за счет косвенного теплообмена. Вводят частично сжиженный боковой погон в дополнительное устройство сепарации, извлекают жидкий продукт и вводят его во фракционирующую колонну легких фракций и/или во фракционирующую колонну тяжелых фракций в качестве потока жидкой флегмы. Извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, охлаждают и конденсируют его за счет косвенного теплообмена и подают полученный пар и конденсат к сепаратору LNG, где получают конечный продукт LNG. Извлекают верхний поток пара из дополнительного устройства сепарации, сжимают его для образования остаточного газа. Также предлагаются способ и устройство, где вместо колонны тяжелых фракций используется метаноотгонная колонна. Техническим результатом является снижение потребления энергии установкой сжиженного природного газа. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 27 ил.

Обеспечены способы и системы для производства сжиженного природного газа (СПГ) с одним замкнутым контуром охлаждения со смесью холодильных агентов. Установки для сжижения природного газа, выполненные согласно вариантам выполнения настоящего изобретения, включают в себя контуры охлаждения, оптимизированные для обеспечения повышенной эффективности и улучшенных эксплуатационных качеств с минимальными дополнительными оборудованием или расходами. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено для частичного сжижения в каскадных установках на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник. Затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется. В нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно. После испарителя нижнего каскада природный газ расширяют в расширительном устройстве, а затем подают в сборник-сепаратор. Его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа. Обратный поток подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего отводят в распределительный газопровод на ГРС. Часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник. Природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада. При увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к технологии сжижения природного газа. Способ сжижения природного газа заключается в том, что подготовленный природный газ предварительно охлаждают, отделяют этан, переохлаждают сжижаемый газ с использованием охлажденного азота в качестве хладагента, снижают давление сжижаемого газа, отделяют несжиженный газ и отводят сжиженный природный газ. При этом перед предварительным охлаждением природный газ компримируют, отделение этана осуществляют в процессе многоступенчатого предварительного охлаждения сжижаемого газа с одновременным испарением этана с использованием охлажденного этана в качестве хладагента. Этан, полученный при испарении, компримируют, конденсируют и используют в качестве хладагента при охлаждении сжижаемого газа и азота, причем азот компримируют, охлаждают, расширяют и подают на стадию переохлаждения природного газа. Изобретение направлено на упрощение технологического процесса сжижения природного газа. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области криогенной техники. Способ заключается в том, что формируют воздушный поток атмосферного воздуха, осушают его в роторном адсорбционном осушителе воздуха низкого давления 1, направляют осушенный воздух в воздушный компрессор 2 для его сжатия, разделяют сжатый воздух с помощью разделителя воздуха 3 на два потока, один поток сжатого воздуха направляют потребителю кислорода, а другой - через азотный компрессор 4 в накопительный азотный ресивер 5 для последующего осуществления пневматического привода криогенной арматуры. Технический результат - повышается безопасность управления приводом криогенной арматуры. 1 ил.

Изобретение относится к системам управления компрессионных холодильных машин, а именно к способам управления процессом сжижения природного газа, и может быть использовано для сжижения и переохлаждения природного газа. Способ управления процессом сжижения природного газа с помощью установки, работающей на смешанном хладагенте, заключается в периодическом измерении текущих параметров указанного процесса и регулировании состава поступающего в основной криогенный теплообменник хладагента с целью достижения оптимальных параметров процесса. В качестве критерия оптимальности параметров процесса используют коэффициент Карно. Состав хладагента регулируют путем непосредственного расчета на основе текущих параметров процесса и уравнения состояния количеств вещества компонентов смешанного хладагента, необходимых для достижения в основном криогенном теплообменнике температурного профиля, соответствующего оптимальным параметрам процесса, и ввода указанных компонентов в рассчитанном количестве в основной криогенный теплообменник. Изобретение позволяет повысить эффективность цикла сжижения природного газа и, как следствие, минимизировать удельную мощность компрессора, требуемую для производства СПГ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх