EA007310B1 - Способ и устройство для сжижения природного газа - Google Patents

Способ и устройство для сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA007310B1
EA007310B1 EA200500623A EA200500623A EA007310B1 EA 007310 B1 EA007310 B1 EA 007310B1 EA 200500623 A EA200500623 A EA 200500623A EA 200500623 A EA200500623 A EA 200500623A EA 007310 B1 EA007310 B1 EA 007310B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
refrigerant
compressors
compressor
refrigeration cycle
turbine
Prior art date
Application number
EA200500623A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500623A1 (ru
Inventor
Бобби Д. Мартинез
Шрикант Р. Таккар
Пол Р. Хан
Нед П. Бодат
Уэсли Р. Кволлс
Original Assignee
Конокофиллипс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Конокофиллипс Компани filed Critical Конокофиллипс Компани
Publication of EA200500623A1 publication Critical patent/EA200500623A1/ru
Publication of EA007310B1 publication Critical patent/EA007310B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F25J1/0209—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0282—Steam turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0289—Use of different types of prime drivers of at least two refrigerant compressors in a cascade refrigeration system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/029—Mechanically coupling of different refrigerant compressors in a cascade refrigeration system to a common driver
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0294—Multiple compressor casings/strings in parallel, e.g. split arrangement
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0298—Safety aspects and control of the refrigerant compression system, e.g. anti-surge control
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Compressor (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Устройство для сжижения природного газа, имеющее оптимальную конфигурацию механических приводов и компрессоров. Устройство регенерации тепла может быть использовано с системой сжижения, чтобы повысить термический КПД. Уникальная система запуска также может быть использована.

Description

Это изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В другом аспекте изобретение относится к конфигурации привода и компрессора для установки сжижения природного газа каскадного типа.
Криогенное сжижение природного газа представляет собой установившуюся технологию, как средство для превращения природного газа в более удобную форму для транспортирования и хранения. Такое сжижение обеспечивает уменьшение объема примерно в 600 раз и получение в результате продукта, который может храниться и транспортироваться при давлении, близком к атмосферному.
Принимая во внимание облегчение хранения, природный газ часто транспортируется по трубопроводу от источника подачи на отдаленный рынок. Требуется эксплуатировать трубопровод при, по существу, постоянном и высоком коэффициенте нагрузки, но часто возможность подачи или пропускная способность трубопровода превышает требование, в то время как в других случаях требование может превысить возможность подачи трубопровода. Для того чтобы срезать пики, в которых требование превышает подачу, или провалы, когда подача превышает требование, требуется хранить избыток газа таким образом, чтобы его можно было подать, когда подача превышает требование. Такой режим работы обеспечивает возможность удовлетворять будущие пики требований материалом из хранения. Одним практическим средством для выполнения этого является превращение газа в жидкое состояние для хранения и затем испарения жидкости, если имеется такая потребность.
Сжижение природного газа является еще более важным, когда газ транспортируется от источника подачи, который расположен на большом расстоянии от предполагаемого рынка, и трубопровод либо недоступен, либо является непрактичным. Это особенно действительно там, где транспортирование должно производиться посредством океанских кораблей. Транспортирование на кораблях в газообразном состоянии, в общем, является непрактичным, поскольку требуется существенное сжатие для значительного уменьшения удельного объема газа. Такое сжатие требует использования более дорогих контейнеров для хранения.
Для того чтобы хранить и транспортировать природный газ в жидком состоянии, природный газ предпочтительно охлаждается до от -151 до -162°С (от -240 до -260°Р), где сжиженный природный газ (СПГ) имеет давление пара, близкое к атмосферному. На известном уровне техники существуют многочисленные системы для сжижения природного газа, в которых газ сжижается посредством последовательного прохода газа при повышенном давлении через множество ступеней охлаждения, после чего газ охлаждается до значительно более низких температур до тех пор, пока не будет достигнута температура сжижения. Охлаждение, главным образом, осуществляется путем теплообмена с одним или большим числом хладагентов, таких как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот или сочетание предшествующих хладагентов (например, системы смешанных хладагентов). Методика сжижения, которая особенно применима в настоящем изобретении, использует открытый метановый цикл в качестве конечного холодильного цикла, в котором поток, несущий сжатый СПГ, мгновенно испаряется, и пары мгновенного испарения, (т. е. поток(и) газов мгновенного испарения) впоследствии используются как хладагенты, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с потоком подаваемого обработанного природного газа и сжижаются посредством этого, производя поток, несущий сжатый СПГ.
Имеются пять ключевых экономических тенденций, которые должны быть приняты во внимание при проектировании установки для сжижения природного газа: 1) капитальные затраты; 2) эксплуатационные расходы; 3) работоспособность; 4) производственный КПД; и 5) термический КПД. Капитальные затраты и эксплуатационные расходы являются обычными финансовыми критериями, используемыми для анализа экономической осуществимости проекта. Однако работоспособность, производственный КПД и термический КПД являются менее общими терминами, которые применяются в проектах, использующих сложное оборудование и термическую энергию, чтобы производить определенное количество продукта при определенном расходе. В области сжижения природного газа «работоспособность» является просто мерой количества времени, в течение которого установка находится в рабочем режиме (т.е. производит СПГ), не принимая во внимание количество СПГ, произведенного в то время, когда установка находится в рабочем режиме. «Производственный КПД» установки СПГ является мерой времени, в течение которого установка находится в рабочем режиме и обеспечивает полную расчетную производительность. «Термический КПД» установки СПГ является мерой количества энергии, которую она потребляет для производства определенного количества СПГ.
Конфигурация компрессоров и механических приводов (например, газовых турбин, паровых турбин, электродвигателей и т.п.) в установке СПГ значительно влияет на капитальные затраты, эксплуатационные расходы, работоспособность, производственный КПД и термический КПД установки. Типично, когда число компрессоров и приводов в установке СПГ увеличивается, работоспособность установки также повышается благодаря способности установки оставаться в рабочем режиме в течение большего процента времени. Такая повышенная работоспособность может быть обеспечена посредством конструкции «два агрегата в одном», в которой компрессоры холодильного цикла соединены с холодильным циклом параллельно, так что, если один из компрессоров выходит из строя, холодильный цикл может продолжать работать с уменьшенной производительностью. Один недостаток дублирования, требуемого
- 1 007310 во многих конструкциях «два агрегата в одном», заключается в том, что число компрессоров и приводов должно быть увеличено, благодаря чему увеличиваются капитальные затраты на проект.
Также известно, что термический КПД установки для сжижения природного газа может быть повышен путем регенерации тепла от определенных циклов обработки с производством тепла в установке СПГ и передачи регенерированного тепла к циклам обработки с потреблением тепла в установке. Однако расходы на добавляемое оборудование, трубопроводы и конструкции, требуемые для систем регенерации тепла, могут значительно повысить капитальные затраты на установку СПГ.
Таким образом, очевидно, что существует баланс между капитальными затратами, эксплуатационными расходами, работоспособностью, производственным КПД и термическим КПД для всех проектов установок СПГ. Ключом к созданию экономически конкурентоспособной установки СПГ является предложение проекта, в котором используется оптимальный баланс между капитальными затратами, эксплуатационными расходами, работоспособностью, производственным КПД и термическим КПД.
Требуется создать новейшую систему для сжижения природного газа, имеющую оптимальную конфигурацию привода и компрессора, которая сводит к минимуму капитальные и эксплуатационные расходы, в то же время обеспечивая максимум работоспособности, производственного КПД и термического КПД.
Кроме того, требуется создать новейшую систему для сжижения природного газа, имеющую систему регенерации отходящего тепла, которая значительно повышает термический КПД без значительного добавления к капитальным или эксплуатационным расходам.
Необходимо отметить, что вышеупомянутые требования являются примерами и не должны все быть осуществлены посредством заявленного изобретения. Другие задачи и преимущества изобретения будут очевидны из последующего описания и чертежей.
В соответствии с одним конструктивным вариантом настоящего изобретения создан способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) используют первую газовую турбину для приведения в действие первого компрессора, посредством этого сжимают первый хладагент первого холодильного цикла; (Ь) используют вторую газовую турбину для приведения в действие второго компрессора, посредством этого сжимают первый хладагент первого холодильного цикла; (с) используют первую паровую турбину для приведения в действие третьего компрессора, посредством этого сжимают второй хладагент второго холодильного цикла; и (б) используют вторую паровую турбину для приведения в действие четвертого компрессора, посредством этого сжимают второй хладагент второго холодильного цикла.
В другом конструктивном варианте настоящего изобретения создан способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) используют первую газовую турбину для приведения в действие первого компрессора и второго компрессора, посредством этого сжимают первый и второй хладагенты в первом и втором компрессорах, соответственно; (Ь) используют вторую газовую турбину для приведения в действие третьего компрессора и четвертого компрессора, посредством этого сжимают первый и второй хладагенты в третьем и четвертом компрессорах, соответственно; (с) регенерируют отходящее тепло от по меньшей мере одной из первой и второй газовых турбин; (б) используют по меньшей мере часть регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией первой паровой турбины; и (е) сжимают третий хладагент в пятом компрессоре, приводимом в действие первой паровой турбиной.
Еще в одном конструктивном варианте настоящего изобретения создан способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) сжимают первый хладагент в первом компрессоре, приводимом в действие первой газовой турбиной; (Ь) регенерируют отходящее тепло от первой газовой турбины; (с) используют по меньшей мере часть отходящего тепла, регенерированного от первой газовой турбины для снабжения энергией первой паровой турбины; и (б) сжимают второй хладагент во втором компрессоре, приводимом в действие первой паровой турбиной, в котором второй хладагент содержит в основной части метан.
Еще в одном конструктивном варианте настоящего изобретения создан способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) сжимают первый хладагент в первом компрессоре, приводимом в действие первой турбиной, в котором первый хладагент содержит в основной части углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена и их сочетаний; (Ь) сжимают второй хладагент во втором компрессоре, приводимом в действие первой турбиной, в котором второй хладагент содержит в основной части углеводород, выбранный из группы, состоящей из этана, этилена и их сочетаний; (с) используют первый хладагент в первом охладителе, чтобы охладить природный газ; и (б) используют второй хладагент во втором охладителе, чтобы охладить природный газ.
Еще в одном конструктивном варианте настоящего изобретения создан способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии: (а) используют по меньшей мере часть природного газа как первый хладагент, чтобы охладить природный газ; (Ь) сжимают по меньшей мере часть первого хладагента первой группой компрессоров, приводимой в действие первой паровой турбиной; и (с) сжимают по меньшей мере часть первого хладагента второй группой компрессоров, приводимой в действие второй паровой турбиной.
В дополнительном конструктивном варианте настоящего изобретения создано устройство для сжижения природного газа, в котором используется множество хладагентов для охлаждения природного газа в множестве ступеней. Устройство содержит первый, второй, третий, четвертый и пятый компрессоры,
- 2 007310 первую и вторую газовые турбины, первую паровую турбину и систему регенерации тепла. Первый и третий компрессоры используются для сжатия первого хладагента, второй и четвертый компрессоры используются для сжатия второго хладагента, и пятый компрессор используется для сжатия третьего хладагента. Первая газовая турбина приводит в действие первый и второй компрессоры, вторая газовая турбина приводит в действие третий и четвертый компрессоры, и первая паровая турбина приводит в действие пятый компрессор. Система регенерации тепла используется для регенерации отходящего тепла от по меньшей мере одной из первой или второй газовых турбин и для снабжения энергией первой паровой турбины посредством регенерированного отходящего тепла.
Еще в одном дополнительном конструктивном варианте настоящего изобретения создано устройство для сжижения природного газа, в котором используется по меньшей мере часть природного газа как первый хладагент. Устройство содержит первую и вторую паровые турбины и первую и вторую группы компрессоров. Первая группа компрессоров приводится в действие первой паровой турбиной для сжатия по меньшей мере части первого хладагента. Вторая группа компрессоров приводится в действие второй паровой турбиной для сжатия по меньшей мере части первого хладагента.
Краткое описание чертежа
Предпочтительное конструктивное исполнение настоящего изобретения подробно описано ниже со ссылкой на прилагаемый чертеж, где фигура представляет собой упрощенную технологическую схему каскадного охлаждения для производства СПГ, в которой использована новая конфигурация привода/компрессора и система регенерации тепла. Схема нумерации на фигуре может быть суммирована следующим образом:
100-199 Трубопроводы для потоков, главным образом, метана
200-299 Оборудование и резервуары для потоков, главным образом, метана
300-399 Трубопроводы для потоков, главным образом, пропана
400-499 Оборудование и резервуары для потоков, главным образом, пропана
500-599 Трубопроводы для потоков, главным образом, этилена
600-699 Оборудование и резервуары для потоков, главным образом, этилена
700-799 Приводы и связанное с ними оборудование
800-899 Трубопроводы и оборудование для регенерации тепла, выработки пара и различные компоненты
Как использовано здесь, термин «способ каскадного охлаждения в открытом цикле» относится к способу каскадного охлаждения, включающему по меньшей мере один замкнутый холодильный цикл и один открытый холодильный цикл, где точка кипения рефрижеранта/хладагента, используемого в открытом цикле, является более низкой, чем точка кипения хладагента или хладагентов, используемых в замкнутом(ых) цикле(ах), и часть холодопроизводительности для конденсации рефрижеранта/хладагента, сжатого в открытом цикле, обеспечивается посредством одного или большего числа замкнутых циклов. В настоящем изобретении поток метана или преобладающего метана используется как рефрижерант/хладагент в открытом цикле. Этот поток содержит поток подаваемого обработанного природного газа и потоки газа, сжатого в открытом метановом цикле.
Проект способа каскадного охлаждения включает компенсацию термодинамических КПД и капитальных затрат. В процессе теплопередачи термодинамическая необратимость понижается, когда градиенты температуры между нагревающей и охлаждающей текучими средами становятся меньше, но получение таких малых градиентов температуры обычно требует значительного повышения величины поверхности теплопередачи, больших модификаций различного оборудования процесса и надлежащего выбора расходов через такое оборудование для того, чтобы обеспечить как расходы, так и температуры на подходе и выходе сравнимыми с требуемой теплопроизводительностью/холодопроизводительностью.
Одним из наиболее рентабельных и эффективных средств для сжижения природного газа является оптимизированный цикл обработки каскадного типа в сочетании с охлаждением расширительного типа. Такой способ сжижения содержит последовательное охлаждение потока природного газа при повышенном давлении, например примерно 4,30 МПа (0,625 фунтов на кв.дюйм абс.) путем последовательного охлаждения потока газа посредством прохода через многоступенчатый цикл пропана, многоступенчатый цикл этана или этилена и открытый конечный метановый цикл, в котором используют часть подаваемого газа как источник метана и который включает многоступенчатый расширительный цикл, чтобы дополнительно охладить его и понизать давление до давления, близкого к атмосферному. В этой последовательности холодильных циклов хладагент, имеющий наиболее высокую точку кипения, используется первым, следом за ним хладагент, имеющий промежуточную точку кипения, и, в конце концов, хладагент, имеющий наиболее низкую точку кипения. Как использовано здесь, термин «пропановый охладитель» будет означать холодильную систему, в которой используется хладагент, имеющий такую же или подобную точку кипения, как пропан или пропилен. Как использовано здесь, термин «этиленовый охладитель» будет означать холодильную систему, в которой используется хладагент, имеющий такую же или подобную точку кипения, как этан или этилен. Как использовано здесь, термины «выше по потоку» и «ниже по потоку» будут использованы, чтобы описать относительные положения различных элементов установки для сжижения природного газа вдоль пути потока природного газа через установку.
- 3 007310
Различные стадии предварительной обработки обеспечивают устройство для удаления нежелательных компонентов, таких как кислые газы, меркаптан, ртуть и влага, из потока подаваемого природного газа, направляемого на оборудование. Состав этого потока газа может значительно изменяться. Как использовано здесь, поток природного газа представляет собой любой поток, содержащий, в принципе, метан, который образуется в большей части из потока подаваемого природного газа, причем такой подаваемый поток, например, содержит по меньшей мере 85 об.% метана, остальной частью являются этан, высшие углеводороды, азот, двуокись углерода и небольшие количества других примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптан. Стадии предварительной обработки могут быть отдельными стадиями, размещенными либо выше по потоку, чем холодильные циклы, либо размещенными ниже по потоку, чем одна из более ранних стадий охлаждения в начальном цикле. Последующее представляет собой не исключительное перечисление некоторых доступных средств, которые являются легко доступными специалисту в этой области техники. Кислые газы и до меньшей степени меркаптан обычно удаляются посредством процесса сорбции, использующего водный раствор, содержащий амины. Эта стадия обработки обычно предпочтительно выполняется выше по потоку, чем ступени охлаждения в начальном цикле. Основная часть воды обычно удаляется как жидкость посредством двухфазной сепарации газ-жидкость, за которой следует сжатие газа и охлаждение выше по потоку, чем начальный цикл охлаждения, и также ниже по потоку, чем первая ступень охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляется посредством сорбирующих ртуть слоев. Остаточные количества воды и кислых газов обычно удаляются посредством использования надлежащим образом выбранных слоев сорбента, такого как регенерируемые молекулярные сита.
Предварительно обработанный поток подаваемого природного газа, в основном, поставляется в процесс сжижения при повышенном давлении или сжимается до повышенного давления, которое является давлением, большим чем 3,44 МПа (500 фунтов на кв.дюйм абс.), предпочтительно от примерно 3,44 до примерно 6,20 МПа (от примерно 500 до примерно 900 фунтов на кв.дюйм абс.), еще более предпочтительно от примерно 3,44 до примерно 4,65 МПа (от примерно 500 до примерно 675 фунтов на кв.дюйм абс.), еще более предпочтительно от примерно 4,13 до примерно 4,65 МПа (от примерно 500 до примерно 675 фунтов на кв.дюйм абс.), и наиболее предпочтительно примерно 4,30 МПа (625 фунтов на кв.дюйм абс.). Температура потока является обычно от близкой к окружающей до слегка выше окружающей. Типичный диапазон температуры находится в пределах от 15,5 до 58,8°С (от 60 до 138°Т).
Как было отмечено ранее, поток подаваемого природного газа охлаждается в множестве многоступенчатых (например, трехступенчатых) циклов или стадий посредством косвенного теплообмена с множеством хладагентов, предпочтительно с тремя. Общая холодопроизводительность для данного цикла улучшается, когда увеличивается число ступеней, но это увеличение холодопроизводительности сопровождается соответствующим увеличением чистых капитальных затрат и сложности процесса. Подаваемый газ предпочтительно проходит через эффективное число ступеней охлаждения, номинально две, предпочтительно от двух до четырех, и более предпочтительно три ступени в первом замкнутом холодильном цикле, с использованием относительно более высококипящего хладагента. Такой хладагент предпочтительно содержит в основной части пропан, пропилен или их смеси, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% пропана, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% пропана, и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, из пропана. После этого обрабатываемый подаваемый газ проходит через эффективное число ступеней охлаждения, номинально две, предпочтительно от двух до четырех, и более предпочтительно две или три, во втором замкнутом холодильном цикле, при теплообмене с хладагентом, имеющим более низкую точку кипения. Такой хладагент предпочтительно содержит в основной части этан, этилен или их смеси, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% этилена, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% этилена, и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, из этилена. Каждая ступень охлаждения содержит отдельную зону охлаждения. Как было отмечено ранее, поток подаваемого обрабатываемого природного газа объединяется с одним или большим числом рециркулирующих потоков (т.е. потоков газа, сжатого в открытом метановом цикле) в различных местах во втором цикле, посредством этого производя поток снижения. На последней ступени второго холодильного цикла поток сжижения конденсируется (т.е. сжижается) в основной части предпочтительно полностью, посредством этого производится поток, несущий сжатый СПГ. В основном, давление в процессе в этом месте только немного ниже, чем давление предварительно обработанного газа, подаваемого на первую ступень первого цикла.
В общем, поток подаваемого природного газа будет содержать такие количества компонентов С2+, что в результате образуется жидкость, богатая С2+ в одной или большем числе ступеней охлаждения. Эта жидкость удаляется при помощи средства для разделения газ-жидкость, предпочтительно одного или большего числа традиционных сепараторов газ-жидкость. В общем, последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени контролируется так, чтобы удалять так много, как возможно, С2 и углеводородов с более высоким молекулярным весом из газа для производства потока газа с преобладанием метана и потока жидкости, содержащего значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Эффективное число средств для разделения газ-жидкость размещено в стратегических местам хранения ниже по потоку, чем зоны охлаждения для удаления потоков жидкостей, богатых компонентами С2+.
- 4 007310
Точные места и число средств для разделения газ-жидкость, предпочтительно традиционных сепараторов газ-жидкость, будут зависеть от числа параметров процесса, таких как состав С2+ потока подаваемого природного газа, требуемая энтальпия продукта СПГ, значение компонентов С2+ для других применений и другие факторы, обычно учитываемые специалистами в области техники установки СПГ и работы газовой установки. Поток или потоки углеводородов С2+ могут быть деметанизированы посредством одноступенчатого мгновенного испарения и ректификационной колонны. В последнем случае полученный в результате поток, богатый метаном, может быть возвращен под давлением непосредственно в процесс сжижения. В последнем случае этот поток, богатый метаном, может быть подвергнут повторному сжатию и рециркуляции или может быть использован как топливный газ. Поток или потоки углеводородов С2+ или поток деметанизированных углеводородов С2+ могут быть использованы как топливо или могут быть дополнительно обработаны, как, например, фракционированием в одной или большем числе зон фракционирования, чтобы получить отдельные потоки, богатые конкретными химическими компонентами (например, С2, С3, С4 и С5+).
Поток, несущий сжатый СПГ, затем дополнительно охлаждается в третьем цикле или стадии, названном как открытый метановый цикл, посредством контакта в основном метановом экономайзере с газами мгновенного испарения (т.е. потоками газов мгновенного испарения), выработанными в этом третьем цикле способом, который будет описан позже, и посредством расширения потока, несущего сжатый СПГ, до давления, близкого к атмосферному. Газы мгновенного испарения, использованные как хладагент в третьем холодильном цикле, предпочтительно содержат в основной части метан, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере примерно 75 мол.% метана, еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% метана, и наиболее предпочтительно хладагент состоит, по существу, из метана. В продолжение расширения потока, несущего сжатый СПГ, до давления, близкого к атмосферному, поток, несущий сжатый СПГ, охлаждается посредством по меньшей мере одного, предпочтительно от двух до четырех, и более предпочтительно трех расширений, где в каждом расширении используются в качестве уменьшающего давление средства либо дроссельные вентили Джоуля-Томсона, либо гидравлические детандеры. Расширение сопровождается разделением продукта газ-жидкость посредством сепаратора. Когда гидравлический детандер используется и работает надлежащим образом, большие КПД, связанные с регенерацией энергии, большее понижение температуры потока и производство меньшего количества пара в продолжение стадии мгновенного испарения будут зачастую превышать компенсацию более дорогих капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с детандером. В одном конструктивном исполнении дополнительное охлаждение потока, несущего сжатый СПГ, перед мгновенным испарением становится возможным путем первого мгновенного испарения части потока посредством одного или большего числа гидравлических детандеров и затем при помощи средства для косвенного теплообмена, использующего поток газа мгновенного испарения для охлаждения оставшейся части потока, несущего сжатый СПГ, перед мгновенным испарением. Поток нагретого газа мгновенного испарения затем рециркулируется посредством возврата в соответствующее место на основе расчетов температуры и давления, в открытом метановом цикле, и будет повторно сжат.
Когда поток, несущий сжатый СПГ, предпочтительно поток жидкости, входит в третий цикл при предпочтительном давлении примерно 3,79-4,48 МПа (примерно 550-650 фунтов на кв.дюйм абс.), типичные давления мгновенного испарения для трехступенчатого способа мгновенного испарения представляют примерно 1,171-1,447 (170-210), 310-517 (45-75) и 68,9-276 (10-40) кПа (фунтов на кв.дюйм абс.). Мгновенное испарение потока, несущего сжатый СПГ, предпочтительно потока жидкости, до давления, близкого к атмосферному, обеспечивает получение продукта СПГ, имеющего температуру от примерно -151 до -162°С (от примерно -240 до -260°Р).
В каскадном способе используется один или большее число хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа к хладагенту и, в конце концов, передачи тепловой энергии в окружающую среду. По существу, вся система охлаждения действует как тепловой насос посредством удаления тепловой энергии из потока природного газа, когда поток постепенно охлаждается до все более и более низких температур.
В способе сжижения может использоваться один или несколько типов охлаждения, которые включают (а) косвенный теплообмен, (Ь) испарение и (с) расширение или уменьшение давления, но не ограничиваются этим. Косвенный теплообмен, как использовано здесь, относится к процессу, в котором хладагент охлаждает вещество, подлежащее охлаждению, без фактического физического контакта между хладагентом и веществом, подлежащим охлаждению. Конкретные примеры средств косвенного теплообмена включают теплообмен, который имеет место в кожухотрубчатом теплообменнике, теплообменнике типа центральной трубы в трубе и ребристом пластинчатом теплообменнике из паянного алюминия. Физическое состояние хладагента и вещества, подлежащего охлаждению, могут изменяться в зависимости от требований системы и типа выбранного теплообменника. Таким образом, кожухотрубчатый теплообменник обычно используется там, где хладагент находится в жидком состоянии, и вещество, подлежащее охлаждению, находится в жидком или газообразном состоянии, или когда одно из веществ подвергается фазовому изменению, и условия процесса не благоприятствуют использованию теплообменника типа “центральная труба в трубе”. Как пример, алюминий или сплавы алюминия являются пред
- 5 007310 почтительными материалами для конструкции центральной трубы, но такие материалы могут быть неподходящими для использования при определенных условиях процесса. Ребристый пластинчатый теплообменник типично используется там, где хладагент находится в газообразном состоянии и вещество, подлежащее охлаждению, находится в жидком или газообразном состоянии. В конце концов, теплообменник типа “центральная труба в трубе” обычно используется там, где вещество, подлежащее охлаждению, представляет собой жидкость или газ и хладагент подвергается изменению фазы из жидкого состояния в газообразное состояние в продолжение теплообмена.
Охлаждение испарением относится к охлажденио вещества посредством испарения или парообразования части вещества в системе, поддерживаемой при постоянном давлении. Таким образом, в продолжение испарения часть вещества, которая испаряется, абсорбирует тепло от части вещества, которая остается в жидком состоянии, и, следовательно, охлаждает жидкую часть.
В конце концов, охлаждение путем расширения или понижения давления относится к охлаждению, которое имеет место, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы понижается путем прохода через средство для понижения давления. В одном конструктивном исполнении это средство для расширения представляет собой дроссельный вентиль Джоуля-Томсона. В другом конструктивном исполнении средство для расширения представляет собой либо гидравлический, либо газовый детандер. Поскольку детандеры регенерируют рабочую энергию из процесса расширения, более низкие температуры обрабатываемого потока являются возможными при расширении.
Схема потоков и устройство, показанные на фигуре, являются предпочтительным конструктивным исполнением способа сжижения по изобретению. Специалисты в этой области техники легко поймут, что фигура представляет собой только схематическое представление и, следовательно, многие позиции оборудования, которые будут необходимы в промышленной установке для успешной работы, были опущены для ясности. Такие позиции могут включать, например, регуляторы компрессоров, измерители потока и уровня и соответствующие контроллеры, регуляторы температуры и давления, насосы, двигатели, фильтры, дополнительные теплообменники и клапаны и т.п. Эти позиции должны быть предусмотрены в соответствии со стандартной технической практикой.
Чтобы облегчить понимание фигуры, использована следующая нумерация элементов. Позиции, пронумерованные 100-199, соответствуют линиям потоков или трубопроводам, которые содержат, главным образом, метан. Позиции, пронумерованные 200-299, представляют собой резервуары процесса и оборудование, которые содержат поток текучей среды, содержащий, главным образом, метан, и/или действуют на него. Позиции, пронумерованные 300-399, соответствуют линиям потоков или трубопроводам, которые содержат, главным образом, пропан. Позиции, пронумерованные 400-499, представляют собой резервуары процесса и оборудование, которые содержат поток текучей среды, содержащий, главным образом, пропан, и/или действуют на него. Позиции, пронумерованные 500-599, соответствуют линиям потоков или трубопроводам, которые содержат, главным образом, этилен. Позиции, пронумерованные 600-699, представляют собой резервуары процесса и оборудование, которые содержат поток текучей среды, содержащий, главным образом, этилен, и/или действуют на него. Позиции, пронумерованные 700799, представляют собой механические приводы. Позиции, пронумерованные 800-899, представляют собой трубопроводы или оборудование, которые связаны с системой регенерации тепла, выработкой пара или другими различными элементами системы, проиллюстрированной на фигуре.
На фигуре показан поток подаваемого природного газа, как было описано ранее, который входит в трубопровод 100 из трубопровода природного газа. Во входном компрессоре 202 природный газ сжимается и воздух охлаждается, так что природный газ, выходящий из компрессора 202, имеет давление, в основном, в диапазоне от примерно 3,44 до примерно 5,51 МПа (от примерно 500 до примерно 800 фунтов на кв.дюйм абс.) и температуру, в основном, в диапазоне от примерно 23,8 до примерно 79,4°С (от примерно 75 до примерно 175°Р). Природный газ затем проходит в блок 204 для удаления кислого газа через трубопровод 102. В блоке 204 для удаления кислого газа предпочтительно используется растворитель амин (например, Эщ1усо1 Лтше) для удаления кислых газов, таких как СО2 и Н2§. Предпочтительно блок 204 для удаления кислого газа используется для удаления СО2 до менее чем 50 частей на миллион (об.) и Н2§ до менее чем 2 части на миллион (об.). После удаления кислого газа природный газ перемещается через трубопровод 104 в блок 206 для обезвоживания для удаления, по существу, всей воды из природного газа. В блоке 206 для обезвоживания предпочтительно используется система многослойного регенерируемого молекулярного сита для осушения природного газа. Высушенный природный газ может затем проходить в систему 208 для удаления ртути через трубопровод 106. В системе 208 для удаления ртути предпочтительно используется по меньшей мере один резервуар с фиксированным слоем, содержащий пропитанный серой активированный уголь, чтобы удалить ртуть из природного газа. Полученный в результате предварительно обработанный природный газ вводится в систему для сжижения через трубопровод 108.
В части первого холодильного цикла газообразный пропан сжимается в первом и втором многоступенчатых пропановых компрессорах 400, 402, приводимых в действие первым и вторым газотурбинными приводами 700, 702, соответственно. Три ступени сжатия предпочтительно предусмотрены в одном блоке (т.е. корпусе), хотя могут быть использованы отдельные блоки, механически соединенные вместе, чтобы приводить их в действие одним приводом. После сжатия сжатый пропан из первого и второго
- 6 007310 пропановых компрессоров 400, 402 проходит через трубопроводы 300, 302, соответственно, в общий трубопровод 304. Сжатый пропан затем проходит через общий трубопровод 304 в охладитель 404. Давление и температура схиженного пропана непосредственно ниже по потоку, чем охладитель 404, предпочтительно составляют примерно 37,7-54,4°С (примерно 100-130°?) и 1,17-1,45 МПа (170-210 фунтов на кв.дюйм абс.). Хотя на фигуре не показано, предпочтительно, чтобы резервуар для разделения был размещен ниже по потоку, чем охладитель 404, и выше по потоку, чем дроссельный вентиль 406, для удаления остатков легких компонентов из сжиженного пропана. Такие резервуары могут содержать одноступенчатый сепаратор газ-жидкость или могут быть более сложными и содержать секцию аккумулятора, секцию конденсатора и секцию абсорбера, последние две из которых могут работать непрерывно или периодически приводиться в рабочий режим для удаления остаточных легких компонентов из пропана. Поток из этого резервуара или поток из охладителя 404, в зависимости от обстоятельств, проходит через трубопровод 396 в средство для понижения давления, такое как дроссельный вентиль 406, в котором давление сжиженного пропана понижается, посредством этого испаряется или мгновенно испаряется его часть. Полученный в результате двухфазный продукт затем проходит через трубопровод 308 в пропановый охладитель 408 ступени высокого давления для косвенного теплообмена с газообразным хладагентом метаном, вводимым через трубопровод 153 посредством подачи природного газа, вводимого через трубопровод 108, и газообразного хладагента этилена, вводимого через трубопровод 506 при помощи средств 239, 210 и 606 для косвенного теплообмена, посредством этого производятся потоки охлажденных газов, соответственно транспортируемые через трубопроводы 160, 110 и 312.
Газообразный пропан мгновенного испарения из охладителя 408 возвращается к входам ступени высокого давления первого и второго пропановых компрессоров 400, 402 через трубопровод 310. Оставшийся жидкий пропан проходит через трубопровод 312, давление дополнительно понижается посредством прохода через средство для понижения давления, показанное как дроссельный вентиль 410, после чего мгновенно испаряется дополнительная часть сжиженного пропана. Полученный в результате двухфазный поток затем подается в пропановый охладитель 412 промежуточной ступени через трубопровод 314, посредством этого обеспечивается хладагент для охладителя 412.
Поток подаваемого охлажденного природного газа из пропанового охладителя 408 ступени высокого давления проходит через трубопровод 110 в резервуар 210 для ударной сепарации, в котором газовая и жидкая фазы разделяются. Жидкая фаза, которая богата компонентами С3+, удаляется через трубопровод 112. Газовая фаза удаляется через трубопровод 114 и транспортируется в пропановый охладитель 412 промежуточной ступени. Хладагент этилен вводится в охладитель 412 через трубопровод 508. В охладителе 412 поток обработанного природного газа и поток хладагента этилена соответственно охлаждаются при помощи средств 214 и 608 для косвенного теплообмена, посредством этого производятся поток охлажденного обработанного природного газа и поток хладагента этилена через трубопроводы 116 и 510. Испаренная таким образом часть хладагента пропана отделяется и проходит через трубопровод 316 к входам промежуточной ступени пропановых компрессоров 400, 402. Жидкий пропан проходит через трубопровод 318, давление дополнительно понижается при помощи прохода через средство для понижения давления, показанное как дроссельный вентиль 414, после чего мгновенно испаряется дополнительная часть жидкого пропана. Полученный в результате двухфазный поток затем подается в пропановый охладитель/конденсатор 416 ступени низкого давления через трубопровод 320, посредством этого обеспечивается хладагент для охладителя 416.
Как показано на фигуре, поток охлажденного обработанного природного газа проходит из пропанового охладителя 412 промежуточной ступени в пропановый охладитель/конденсатор 416 ступени низкого давления через трубопровод 116. В охладителе 416 поток охлаждается при помощи средства 216 для косвенного теплообмена. Таким же способом поток хладагента этилена проходит из пропанового охладителя 412 промежуточной ступени в пропановый охладитель/конденсатор 416 ступени низкого давления через трубопровод 510. Позднее хладагент этилен конденсируется при помощи средства 610 для косвенного теплообмена почти полностью. Испаренный пропан удаляется из пропанового охладителя/конденсатора 416 ступени низкого давления и возвращается к входам ступени низкого давления пропановых компрессоров 400, 402 через трубопровод 322. Хотя на фигуре показано охлаждение потоков, подаваемых по трубопроводам 116 и 510 так, чтобы оно происходило в том же резервуаре, охлаждение потока 116 и охлаждение и конденсация потока 510 могут, соответственно, иметь место в отдельных резервуарах процесса (например, отдельный охладитель и отдельный конденсатор, соответственно).
Как показано на фигуре, часть потока газа, охлажденного и сжатого в открытом метановом цикле, подается через трубопровод 162, объединяется с потоком подаваемого обработанного природного газа, выходящим из пропанового охладителя/конденсатора 416 ступени низкого давления через трубопровод 118, посредством этого образуется поток сжижения, и этот поток затем вводится в этиленовый охладитель 618 ступени высокого давления через трубопровод 120. Хладагент этилен выходит из пропанового охладителя/конденсатора 416 ступени низкого давления через трубопровод 512 и подается в резервуар 612 для разделения, в котором легкие компоненты удаляются через трубопровод 513, и сконденсированный этилен удаляется через трубопровод 514. Резервуар 612 для разделения является аналогичным резервуару, описанному ранее, для удаления легких компонентов из сжиженного хладагента пропана и
- 7 007310 может быть одноступенчатым сепаратором газ-жидкость или может быть многоступенчатым циклом обработки, что приводит в результате к большей избирательности легких компонентов, удаляемых из системы. Хладагент этилен в этом месте в процессе обычно находится при температуре в диапазоне от примерно -26 до примерно -34,4°С (от примерно -15 до примерно -30°Р) и давлении в диапазоне от примерно 1,86 до примерно 2,07 МПа (от примерно 270 до примерно 300 фунтов на кв.дюйм абс.). Хладагент этилен через трубопровод 514 затем проходит в основной этиленовый экономайзер 690, в котором он охлаждается при помощи средства 614 для косвенного теплообмена, и удаляется через трубопровод 516, и проходит к средству для понижения давления, такому как дроссельный вентиль 616, после чего хладагент мгновенно испаряется до заранее заданных температуры и давления и подается в этиленовый охладитель 618 ступени высокого давления через трубопровод 518. Пар удаляется из этого охладителя через трубопровод 520 и направляется в основной этиленовый экономайзер 690, в котором пар действует как хладагент, в средстве 619 для косвенного теплообмена. Парообразный этилен затем удаляется из этиленового экономайзера 690 через трубопровод 522 и подается к входам ступени высокого давления первого и второго этиленовых компрессоров 600, 602. Хладагент этилен, который не испарился в этиленовом охладителе 618 ступени высокого давления, удаляется через трубопровод 524 и возвращается в этиленовый экономайзер 690 для дальнейшего охлаждения при помощи средства 620 для косвенного теплообмена, удаляется из этиленового экономайзера 690 через трубопровод 526 и мгновенно испаряется в средстве для понижения давления, показанном как дроссельный вентиль 622, после чего полученный в результате двухфазный продукт вводится в этиленовый охладитель 624 ступени низкого давления через трубопровод 528. Поток сжижения удаляется из этиленового охладителя 618 ступени высокого давления через трубопровод 122 и непосредственно подается в этиленовый охладитель 624 ступени низкого давления, в котором он подвергается дополнительному охлаждению и частичной конденсации при помощи средства 220 для косвенного теплообмена. Полученный в результате двухфазный поток затем проходит через трубопровод 124 в двухфазный сепаратор 222, из которого производится поток пара, богатого метаном, через трубопровод 128 и, через трубопровод 126, поток жидкости, богатой компонентами С2+, который впоследствии мгновенно испаряется или фракционируется в резервуаре 224, посредством этого производятся через трубопровод 132 высокомолекулярный поток и второй поток, богатый метаном, который перемещается через трубопровод 164 и после объединения со вторым потоком через трубопровод 150 подается в метановые компрессоры 234, 236 ступени высокого давления.
Поток в трубопроводе 128 и поток газа, охлажденного и сжатого в открытом метановом цикле, подаваемый через трубопровод 129, объединяются и подаются через трубопровод 130 в этиленовый конденсатор 628 ступени низкого давления, в котором этот поток обменивает тепло при помощи средства 226 для косвенного теплообмена с потоком жидкости, вытекающим из этиленового охладителя 624 ступени низкого давления, который направляется в этиленовый конденсатор 628 ступени низкого давления через трубопровод 532. В конденсаторе 628 объединенные потоки конденсируются, и произведенный в конденсаторе 628 поток через трубопровод 134 представляет собой поток, несущий сжатый СПГ. Пар из этиленового охладителя 624 ступени низкого давления через трубопровод 530 и из этиленового конденсатора 628 ступени низкого давления через трубопровод 534 объединяется и направляется через трубопровод 536 в основной этиленовый экономайзер 690, в котором пары действуют как хладагент в средстве 630 для косвенного теплообмена. Поток затем направляется через трубопровод 538 из основного этиленового экономайзера 690 на входы ступени низкого давления этиленовых компрессоров 600, 602. Как отмечено на фигуре, выходящий из компрессора поток пара, введенного через входы ступени низкого давления компрессоров 600, 602, удаляется, охлаждается посредством охладителей 640, 642 промежуточной ступени и возвращается в этиленовые компрессоры 600, 602 для инжекции в поток ступени высокого давления, присутствующий в трубопроводе 522. Предпочтительно две ступени представляют собой единый модуль, хотя каждая из них может быть отдельным модулем, и модули механически соединены с общим приводом. Сжатый продукт этилен из этиленовых компрессоров 600, 602 направляется в общий трубопровод 504 через трубопроводы 500 и 502. Сжатый этилен затем проходит через общий трубопровод 504 в охладитель 604 ниже по потоку. Продукт из охладителя 604 проходит через трубопровод 506 и вводится, как описано ранее, в пропановый охладитель 408 ступени высокого давления.
Поток, несущий сжатый СПГ, предпочтительно полностью поток жидкости, в трубопроводе 134 обычно находится при температуре в диапазоне от примерно -95,5 до примерно -78,8°С (от примерно -140 до примерно -110°Р) и давлении в диапазоне от примерно 4,14 до примерно 4,34 МПа (от примерно 600 до примерно 630 фунтов на кв.дюйм абс.). Этот поток проходит через трубопровод 134 через основной метановый экономайзер 290, в котором поток дополнительно охлаждается при помощи средства 228 для косвенного теплообмена, как изложено ниже. Из основного метанового экономайзера 290 поток, несущий сжатый СПГ, проходит через трубопровод 136, и его давление понижается при помощи средства для понижения давления, показанного как дроссельный вентиль 229, в котором испаряется или мгновенно испаряется часть потока газа, посредством этого вырабатывается поток газа мгновенного испарения. Поток мгновенного испарения затем проходит через трубопровод 138 в метановый испарительный барабан 230 ступени высокого давления, где он разделяется на поток газа мгновенного испарения, выходящий через трубопровод 140, и поток жидкой фазы (т.е. поток, несущий сжатый СПГ), выходящий через
- 8 007310 трубопровод 166. Поток газа мгновенного испарения затем перемещается в основной метановый экономайзер 290 через трубопровод 140, в котором поток функционирует как хладагент в средстве 232 для косвенного теплообмена. Поток газа мгновенного испарения (т.е. поток нагретого газа мгновенного испарения) выходит из основного метанового экономайзера 290 через трубопровод 150, где он объединяется с потоком газа, подаваемого по трубопроводу 164. Эти потоки затем подаются на входы метановых компрессоров 234, 236 ступени высокого давления. Жидкая фаза в трубопроводе 166 проходит через второй метановый экономайзер 244, в котором жидкость дополнительно охлаждается при помощи средства 246 для косвенного теплообмена посредством потока газа мгновенного испарения ниже по потоку. Охлажденная жидкость выходит из второго метанового экономайзера 244 через трубопровод 168 и расширяется или мгновенно испаряется при помощи средства для понижения давления, показанного как дроссельный вентиль 248, для дальнейшего понижения давления и в то же время испарения второй его части. Этот поток газа мгновенного испарения затем проходит в метановый испарительный барабан 250 промежуточной ступени, где поток разделяется на поток газа мгновенного испарения, проходящий через трубопровод 172, и поток жидкой фазы, проходящий через трубопровод 170. Поток газа мгновенного испарения проходит через трубопровод 172 во второй метановый экономайзер 244, в котором газ охлаждает жидкость, вводимую в экономайзер 244 через трубопровод 166, при помощи средства 252 для косвенного теплообмена. Трубопровод 174 служит как трубопровод потока между средством 252 для косвенного теплообмена во втором метановом экономайзере 244 и средством 254 для косвенного теплообмена в основном метановом экономайзере 290. Поток нагретого газа мгновенного испарения выходит из основного метанового экономайзера 290 через трубопровод 176, который соединен с вводами метановых компрессоров 256, 258 промежуточной ступени. Давление жидкой фазы, выходящей из испарительного барабана 250 промежуточной ступени через трубопровод 170, дополнительно понижается предпочтительно до примерно 172 кПа (25 фунтов на кв.дюйм абс.) путем прохода через средство для понижения давления, показанное как дроссельный вентиль 260. Кроме того, третья часть сжиженного газа испаряется или мгновенно испаряется. Текучие среды из дроссельного вентиля 260 проходят в испарительный барабан 262 конечной ступени или ступени низкого давления. В испарительном барабане 262 паровая фаза отделяется как поток газа мгновенного испарения и проходит через трубопровод 180 во второй метановый экономайзер 244, в котором поток газа мгновенного испарения действует как хладагент при помоши средства 264 для косвенного теплообмена, выходит из второго метанового экономайзера 244 через трубопровод 182, который соединен с основным метановым экономайзером 290, в котором поток газа мгновенного испарения действует как хладагент при помощи средства 266 для косвенного теплообмена, и, в конце концов, покидает основной метановый экономайзер 290 через трубопровод 184, который соединен со входами метановых компрессоров 268, 270 ступени низкого давления. Продукт, сжиженный природный газ (т.е. поток СПГ), из испарительного барабана 262, который находится под давлением, приблизительно равным атмосферному, проходит через трубопровод 178 в блок хранения. Поток пара кипящей жидкости СПГ с низким давлением, низкой температурой из блока для хранения предпочтительно регенерируется путем объединения такого потока с газами мгновенного испарения с низким давлением, присутствующими в любом из трубопроводов 180, 182 или 184, причем выбор трубопровода основан на том требовании, чтобы он соответствовал температурам потока газа так близко, как это возможно.
Как показано на фигуре, метановые компрессоры 234, 236, 256, 258, 268, 270 предпочтительно существуют как отдельные блоки, которые механически соединены вместе, чтобы они приводились в действие посредством двух приводов 704, 706. Сжатый газ из метановых компрессоров 268, 273 ступени низкого давления проходит через охладители 280, 282 промежуточной ступени и объединяется с газом промежуточного давления в трубопроводе 176 перед второй ступенью сжатия. Сжатый газ из метановых компрессоров 256, 258 промежуточной ступени проходит через охладители 284, 286 промежуточной ступени и объединяется с газом высокого давления, подаваемым через трубопровод 150 перед третьей ступенью сжатия. Сжатый газ (т.е. поток газа, сжатого в открытом метановом цикле) выпускается из метановых компрессоров 234, 236 ступени высокого давления через трубопроводы 152, 154 и объединяется в трубопроводе 156. Сжатый газообразный метан затем охлаждается в охладителе 238 и направляется в пропановый охладитель 408 ступени высокого давления через трубопровод 158, как было описано ранее. Поток охлаждается в охладителе 408 при помощи средства 239 для косвенного теплообмена и проходит в основной метановый экономайзер 290 через трубопровод 160. Как использовано здесь и отмечено ранее, компрессор также относится к каждой ступени сжатия и любому оборудованию, связанному с охлаждением промежуточной ступени.
Как показано на фигуре, поток газа, сжатого в открытом метановом цикле, из охладителя 408, который входит в основной метановый экономайзер 290, подвергается охлаждению полностью посредством потока через средство 240 для косвенного теплообмена. Часть этого охлажденного потока затем удаляется через трубопровод 162 и объединяется с потоком подаваемого обработанного природного газа выше по потоку, чем этиленовый охладитель 618 ступени высокого давления. Оставшаяся часть этого охлажденного потока подвергается дальнейшему охлаждению при помощи средства 242 для косвенного теплообмена в основном метановом экономайзере 290 и подается оттуда через трубопровод 129. Этот поток объединяется с потоком в трубопроводе 128 в месте выше по потоку, чем этиленовый конденсатор 628, и
- 9 007310 этот поток сжижения затем подвергается сжижению в основной части в этиленовом конденсаторе 628 посредством потока через средство 226 для косвенного теплообмена.
Как показано на фигуре, предпочтительно, чтобы первый пропановый компрессор 400 и первый этиленовый компрессор 600 приводились в действие одной первой газовой турбиной 700, в то время как второй пропановый компрессор 402 и второй этиленовый компрессор 602 приводились в действие одной второй газовой турбиной 702. Первая и вторая газовые турбины 700, 702 могут быть любыми подходящими имеющимися в продаже газовыми турбинами. Предпочтительно газовые турбины 700, 702 являются газовыми турбинами Ргате 7 или Ртате 9, поставляемыми СЕ Ротеег §у81ет8, А11ап1а, Сеогща. Можно увидеть на фигуре, что как пропановые компрессоры 400, 402, так и этиленовые компрессоры 600, 602 соединены по потоку с их соответствующими пропановым и этиленовым холодильными циклами параллельно так, что каждый компрессор обеспечивает повышение давления до полного для приблизительно половины потока хладагента, используемого в этом соответствующем холодильном цикле. Такая параллельная конфигурация множества пропановых и этиленовых компрессоров обеспечивает конструкцию «два агрегата в одном», что значительно увеличивает работоспособность установки СПГ. Таким образом, например, если требуется отключить первую газовую турбину 700 для технического обслуживания или ремонта, вся установка СПГ не должна быть отключена, так как вторая газовая турбина 702, второй пропановый компрессор 402 и второй этиленовый компрессор 602 все еще могут быть использованы для того, чтобы удержать установку в рабочем режиме.
Такой принцип «два агрегата в одном» далее обозначается путем использования двух приводов 704, 706, чтобы снабжать энергией метановые компрессоры 234, 236, 256, 258, 268, 270. Первая паровая турбина 704 используется, чтобы снабжать энергией первый метановый компрессор 234 ступени высокого давления, первый метановый компрессор 256 промежуточной ступени и первый метановый компрессор 268 ступени низкого давления, в то время как вторая паровая турбина 706 используется, чтобы снабжать энергией второй метановый компрессор 236 ступени высокого давления, второй метановый компрессор 258 промежуточной ступени и второй метановый компрессор 270 ступени низкого давления. Первая и вторая паровые турбины 704, 706 могут быть любыми подходящими имеющимися в продаже паровыми турбинами. Можно увидеть на фигуре, что первые метановые компрессоры 234, 256, 268 соединены по потоку текучей среды с открытым метановым холодильным циклом последовательно друг с другом и параллельно со вторыми метановыми компрессорами 236, 258, 270. Таким образом, первые метановые компрессоры 234, 256, 268 взаимодействуют, чтобы обеспечить повышение давления до полного для приблизительно половины потока хладагента метана в открытом метановом холодильном цикле, с каждым первым компрессором 268, 256, 234, обеспечивая возрастающую часть такого повышения давления до полного. Аналогично, вторые метановые компрессоры 236, 258, 270 взаимодействуют, чтобы обеспечить повышение давления до полного для другой половины потока хладагента метана в открытом метановом холодильном цикле, с каждым вторым компрессором 270, 258, 236, обеспечивая возрастающую часть такого повышения давления до полного. Такая конфигурация метановых приводов и компрессоров соответствует принципу проекта «два агрегата в одном». Таким образом, например, если требуется отключить первую паровую турбину 704 для технического обслуживания или ремонта, вся установка СПГ не должна быть отключена, поскольку вторая паровая турбина 706 и вторые метановые компрессоры 236, 258, 270 все еще могут быть использованы для того, чтобы поддержать установку в рабочем режиме.
Кроме того, преимущества «двух агрегатов в одном», обеспечиваемые конфигурацией привод/компрессор для открытого метанового цикла, использование двух паровых турбин 704, 706 предпочтительнее, чем одного привода, обеспечивает возможность исключить редукторы между последовательно соединенными метановыми компрессорами 234, 256, 268 и 236, 258, 270. Такие редукторы могут быть дорогими при покупке, установке и техническом обслуживании. Возможность эксплуатировать две паровые турбины 704, 706 при более высоких скоростях, чем одну большую традиционную турбину, обеспечивает возможность исключить редуктор (обычно размещенный между компрессорами промежуточной ступени и ступени высокого давления). Кроме того, капитальные затраты на две меньшие паровые турбины по сравнению с одной большой турбиной являются минимальными, особенно с точки зрения выгод, обеспечиваемых таким проектом.
Использование паровых турбин 704, 706 предпочтительнее, чем газовых турбин, в открытом метановом холодильном цикле также обеспечивает возможность повысить термический КПД установки посредством регенерации отходящего тепла. На фигуре показано, что горячие отходящие газы выходят из газовых турбин 700, 702 и проходят в теплообменник 802 для косвенного теплообмена через трубопровод 800. В теплообменнике 802 тепло из выпуска газовой турбины передается потоку вода/пар, проходящему в трубопроводе 804. Нагретый пар в трубопроводе 804 может затем быть подведен к первой и второй паровым турбинам 704, 706 через трубопроводы 806, 810 пара. Таким образом, тепло, регенерированное из выпуска газовых турбин 700, 702, может быть использовано, чтобы обеспечивать снабжение энергией паровых турбин 704, 706, посредством этого повышается термический КПД установки СПГ.
Одной проблемой, которая существует в установках СПГ, использующих газовые турбины для привода компрессоров, является запуск газовых турбин. Для того чтобы запустить газовую турбину, турбина должна приводиться во вращение посредством внешнего пускового привода, такого как электродвига- 10 007310 тель или паровая турбина. Паровая турбина, однако, может быть запущена без использования внешнего пускового привода. На фигуре показано, что источник пара, такой, например, как блок бойлера 812, может быть использован для запуска паровых турбин 704, 706 посредством прохода пара высокого давления к паровым турбинам 704, 706 через трубопроводы 814, 804, 806, 810. Кроме того, вспомогательные/пусковые паровые турбины 708, 710 могут быть механически соединены с газовыми турбинами 700, 702. Такие вспомогательные/пусковые паровые турбины 708, 710 могут быть снабжены энергией посредством блока бойлера 812 (через трубопроводы 816, 818, 820) и использованы для приведения во вращение газовых турбин 700, 702 вплоть до необходимого стартового числа оборотов в минуту. Далее, вспомогательные/пусковые турбины 708, 710 могут также быть использованы в продолжение нормальной работы установки СПГ, чтобы обеспечить дополнительное снабжение энергией для приведения в действие пропановых компрессоров 400, 402 и этиленовых компрессоров 600, 602.
Предпочтительные варианты изобретения, описанные выше, должны быть использованы только как иллюстрация и не должны быть использованы в смысле ограничения объема настоящего изобретения. Очевидные модификации вариантов конструктивных исполнений, изложенных выше, должны быть легко выполнены специалистами в этой области техники, не выходя за пределы сущности настоящего изобретения.
Изобретатели, таким образом, подтверждают свое намерение полагаться на Доктрину Эквивалентов, чтобы определить и оценить обоснованно справедливый объем настоящего изобретения, что относится к любому устройству, которое существенно не выходит за рамки точного объема изобретения, как оно изложено в следующих пунктах формулы изобретения.

Claims (25)

1. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) используют первую газовую турбину для приведения в действие первого компрессора, посредством этого сжимают первый хладагент первого холодильного цикла, и (b) используют вторую газовую турбину для приведения в действие второго компрессора, посредством этого сжимают первый хладагент первого холодильного цикла, (c) используют первую паровую турбину для приведения в действие третьего компрессора, посредством этого сжимают второй хладагент второго холодильного цикла, (б) используют вторую паровую турбину для приведения в действие четвертого компрессора, посредством этого сжимают второй хладагент второго холодильного цикла.
2. Способ по п.1, при котором:
(е) используют первую газовую турбину для приведения в действие пятого компрессора, посредством этого сжимают третий хладагент, и (I) используют вторую газовую турбину для приведения в действие шестого компрессора, посредством этого сжимают третий хладагент, при этом, в особенности, второй и третий хладагенты имеют, по существу, разные составы или первый и третий хладагенты имеют, по существу, разные составы, при этом предпочтительно первый хладагент содержит в основной части пропан, более предпочтительно второй хладагент содержит в основной части метан, а третий хладагент содержит в основной части этилен.
3. Способ по п.1, при котором первый холодильный цикл представляет собой замкнутый холодильный цикл, в особенности второй холодильный цикл представляет собой открытый холодильный цикл.
4. Способ по п.1, при котором первый и второй компрессоры соединяют с первым холодильным циклом параллельно и третий и четвертый компрессоры соединяют со вторым холодильным циклом параллельно, при этом дополнительно (д) регенерируют отходящее тепло от по меньшей мере одной из первой и второй газовых турбин, и (II) используют по меньшей мере часть регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией по меньшей мере одной из первой и второй паровых турбин, или при этом дополнительно (ί) регенерируют отходящее тепло как от первой, так и от второй газовых турбин, и (ί) используют по меньшей мере часть регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией первой и второй паровых турбин, или при этом дополнительно (k) используют третью паровую турбину для приведения в действие первого компрессора, и (l) используют четвертую паровую турбину для приведения в действие второго компрессора, или при этом дополнительно (т) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(б).
5. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) используют первую газовую турбину для приведения в действие первого компрессора и второго компрессора, посредством этого сжимают первый и второй хладагенты в первом и втором компрессорах, соответственно, (b) используют вторую газовую турбину для приведения в действие третьего компрессора и четвертого компрессора, посредством этого сжимают первый и второй хладагенты в третьем и четвертом компрессорах, соответственно, (c) регенерируют отходящее тепло от по меньшей мере одной из первой и второй газовых турбин;
- 11 007310 (ά) используют по меньшей мере часть регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией первой паровой турбины, и (е) сжимают третий хладагент в пятом компрессоре, приводимом в действие первой паровой турбиной.
6. Способ по п.5, при котором первый, второй и третий хладагенты содержат каждый по меньшей мере 50 мол.% различных первого, второго и третьего углеводородов, соответственно, в особенности первый углеводород является пропаном или пропиленом, второй углеводород является этаном или этиленом, третий углеводород является метаном, предпочтительно первый, второй и третий хладагенты содержат каждый по меньшей мере 75 мол.% первого, второго и третьего углеводородов, соответственно.
7. Способ по п.5, при котором:
(I) используют по меньшей мере часть регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией второй паровой турбины, и (д) сжимают третий хладагент в шестом компрессоре, приводимом в действие второй паровой турбиной, при этом в особенности первый и третий компрессоры соединяют с первым холодильным циклом параллельно, второй и четвертый компрессоры соединяют со вторым холодильным циклом параллельно и пятый и шестой компрессоры соединяют с третьим холодильным циклом параллельно, при этом предпочтительно (II) сжимают третий хладагент в седьмом и восьмом компрессорах, приводимых в действие первой паровой турбиной, и (ί) сжимают третий хладагент в девятом и десятом компрессорах, приводимых в действие второй паровой турбиной, при этом, более предпочтительно, пятый, седьмой и восьмой компрессоры соединяют с третьим холодильным циклом последовательно и шестой, девятый и десятый компрессоры соединяют с третьим холодильным циклом последовательно, при этом в особенности пятый, седьмой и восьмой компрессоры соединяют с третьим холодильным циклом параллельно с шестым, девятым и десятым компрессорами, при этом предпочтительно первый хладагент содержит в основной части пропан, второй хладагент содержит в основной части этилен и третий хладагент содержит в основной части метан.
8. Способ по п.5, при котором первый и третий компрессоры соединяют с первым холодильным циклом параллельно и второй и четвертый компрессоры соединяют со вторым холодильным циклом параллельно, при этом дополнительно:
(ί) объединяют по меньшей мере часть третьего хладагента с природным газом, или (k) используют по меньшей мере часть природного газа в качестве третьего хладагента в открытом метановом холодильном цикле, или (l) охлаждают третий хладагент посредством первого и второго хладагентов, или (т) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(е).
9. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) сжимают первый хладагент в первом компрессоре, приводимом в действие первой газовой турбиной, (b) регенерируют отходящее тепло от первой газовой турбины, (c) используют по меньшей мере часть отходящего тепла, регенерированного из первой газовой турбины для снабжения энергией первой паровой турбины, и (ά) сжимают второй хладагент во втором компрессоре, приводимом в действие первой паровой турбиной, причем второй хладагент содержит в основной части метан.
10. Способ по п.9, при котором:
(е) охлаждают природный газ первым хладагентом в первом охладителе, и (1) ниже по потоку, чем первый охладитель, охлаждают природный газ вторым хладагентом в экономайзере, при этом в особенности (д) сжимают третий хладагент в третьем компрессоре, приводимом в действие второй газовой турбиной, (1) регенерируют отходящее тепло от второй газовой турбины, и (ί) используют по меньшей мере часть отходящего тепла, регенерированного от второй газовой турбины для снабжения энергией первой паровой турбины, при этом предпочтительно (ί) ниже по потоку, чем первый охладитель, и выше по потоку, чем экономайзер, охлаждают природный газ третьим хладагентом во втором охладителе.
11. Способ по п.10, при котором первый хладагент содержит в основной части пропан или пропилен и второй хладагент содержит в основной части метан, и третий хладагент содержит в основной части этан или этилен, при этом предпочтительно (k) ниже по потоку, чем второй охладитель, отделяют по меньшей мере часть природного газа для использования в качестве второго хладагента, или дополнительно (l) сжимают по меньшей мере часть третьего хладагента в четвертом компрессоре, приводимом в действие первой газовой турбиной, и (т) сжимают по меньшей мере часть первого хладагента в пятом компрессоре, приводимом в действие второй газовой турбиной.
- 12 007310
12. Способ по п.9, при котором:
(п) используют по меньшей мере часть отходящего тепла, регенерированного из первой газовой турбины для снабжения энергией второй паровой турбины, и (о) сжимают по меньшей мере часть второго хладагента в шестом компрессоре, приводимом в действие второй паровой турбиной, при этом в особенности (р) сжимают по меньшей мере часть второго хладагента в седьмом и восьмом компрессорах, приводимых в действие первой паровой турбиной, и (с.|) сжимают по меньшей мере часть второго хладагента в девятом и десятом компрессорах, приводимых в действие второй паровой турбиной, при этом предпочтительно первый хладагент содержит в основной части пропан, второй хладагент содержит в основной части метан и третий хладагент содержит в основной части этилен.
13. Способ по п.9, при котором первый хладагент содержит в основной части углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена, этана, этилена и их сочетаний, или первый хладагент содержит в основной части пропан или пропилен, второй хладагент содержит по меньшей мере 75 мол.% метана, при этом дополнительно (г) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(б).
14. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) сжимают первый хладагент в первом компрессоре, приводимом в действие первой турбиной, причем первый хладагент содержит в основной части углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена и их сочетаний, (b) сжимают второй хладагент во втором компрессоре, приводимом в действие первой турбиной, причем второй хладагент содержит в основной части углеводород, выбранный из группы, состоящей из этана, этилена и их сочетаний, (с) используют первый хладагент в первом охладителе для охлаждения природного газа, и (б) используют второй хладагент во втором охладителе для охлаждения природного газа.
15. Способ по п.14, при котором:
(е) сжимают по меньшей мере часть первого хладагента в третьем компрессоре, приводимом в действие второй турбиной, и (I) сжимают по меньшей мере часть второго хладагента в четвертом компрессоре, приводимом в действие второй турбиной, при этом в особенности первая и вторая турбины представляют собой газовые турбины, при этом предпочтительно:
(д) используют часть природного газа как третий хладагент в экономайзере для охлаждения природного газа, при этом более предпочтительно (II) сжимают по меньшей мере часть третьего хладагента в третьем компрессоре, приводимом в действие третьей турбиной, причем третья турбина представляет собой паровую турбину, при этом наиболее предпочтительно:
(ί) регенерируют отходящее тепло от по меньшей мере одной из первой и второй турбин, и (ί) используют по меньшей мере часть регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией третьей турбины, при этом в особенности второй охладитель размещают ниже по потоку, чем первый охладитель, а экономайзер размещают ниже по потоку, чем второй охладитель, при этом предпочтительно первый хладагент содержит в основной части пропан, второй хладагент содержит в основной части этилен и третий хладагент содержит в основной части метан, более предпочтительно (k) сжимают по меньшей мере часть третьего хладагента в шестом компрессоре, приводимом в действие четвертой турбиной, причем четвертая турбина представляет собой паровую турбину.
16. Способ по п.14, при котором:
(l) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(б).
17. Способ сжижения природного газа, включающий следующие стадии:
(a) используют часть природного газа как первый хладагент для охлаждения природного газа, (b) сжимают по меньшей мере часть первого хладагента первой группой компрессоров, приводимой в действие первой паровой турбиной, и (c) сжимают по меньшей мере часть первого хладагента второй группой компрессоров, приводимой в действие второй паровой турбиной.
18. Способ по п.17, при котором примыкающие отдельные компрессоры первой группы компрессоров соединены приводом друг с другом без использования редуктора и примыкающие отдельные компрессоры второй группы компрессоров соединены приводом друг с другом без использования редуктора, при этом в особенности первая группа компрессоров содержит по меньшей мере три отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, и вторая группа компрессоров содержит по меньшей мере три отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, при этом дополнительно (б) сжимают второй хладагент во втором холодильном компрессоре, приводимом в действие первой газовой турбиной, (е) охлаждают природный газ вторым хладагентом,
- 13 007310 (ί) регенерируют отходящее тепло от первой газовой турбины, и (д) используют регенерированное отходящее тепло для снабжения энергией по меньшей мере одной из первой и второй паровых турбин, при этом в особенности первый хладагент содержит в основной части метан, второй хладагент содержит в основной части углеводород, выбранный из группы, состоящей из пропана, пропилена, этана, этилена и их сочетаний.
19. Способ по п.17, при котором дополнительно:
(11) испаряют сжиженный природный газ, полученный на стадиях (а)-(с), при этом первая и вторая группы компрессоров соединены с первым холодильным циклом параллельно, при этом в особенности первая группа компрессоров содержит по меньшей мере два отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, и вторая группа компрессоров содержит по меньшей мере два отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, при этом предпочтительно стадия (Ь) включает приведение во вращение отдельных компрессоров первой группы компрессоров, по существу, при одинаковой скорости, стадия (с) включает приведение во вращение отдельных компрессоров второй группы компрессоров, по существу, при одинаковой скорости.
20. Способ запуска установки сжиженного природного газа, включающий следующие стадии:
(a) вырабатывают пар высокого давления в генераторе пара, (b) используют первую часть пара высокого давления для снабжения энергией первой пусковой паровой турбины, которую соединяют приводом с первой газовой турбиной, (c) используют вторую часть пара высокого давления для снабжения энергией второй пусковой паровой турбины, которая соединена приводом со второй газовой турбиной, (б) используют третью часть пара высокого давления для снабжения энергией первой основной паровой турбины, которая соединена приводом с первой группой компрессоров, и (е) используют четвертую часть пара высокого давления для снабжения энергией второй основной паровой турбины, которая соединена приводом с первой группой компрессоров.
21. Устройство для сжижения природного газа, использующее множество хладагентов в множестве холодильных циклов для охлаждения природного газа в множестве ступеней, содержащее первый компрессор для сжатия первого хладагента в первом холодильном цикле, второй компрессор для сжатия второго хладагента во втором холодильном цикле, первую газовую турбину для приведения в действие первого и второго компрессоров, третий компрессор для сжатия первого хладагента в первом холодильном цикле, четвертый компрессор для сжатия второго хладагента во втором холодильном цикле, вторую газовую турбину для приведения в действие третьего и четвертого компрессоров, пятый компрессор для сжатия третьего хладагента в третьем холодильном цикле, первую паровую турбину для приведения в действие пятого компрессора и систему регенерации тепла для регенерации отходящего тепла по меньшей мере от одной из первой и второй газовых турбин и использования регенерированного отходящего тепла для снабжения энергией первой паровой турбины.
22. Устройство по п.21, в котором первая газовая турбина включает выходное отверстие, первая паровая турбина включает вход пара, система регенерации тепла включает теплообменник косвенного теплообмена, имеющий первую сторону, соединенную по потоку текучей среды с выходным отверстием первой газовой турбины, и вторую сторону, соединенную по потоку текучей среды со входом пара первой паровой турбины, при этом первый и третий компрессоры соединены по потоку текучей среды с первым холодильным циклом параллельно, второй и четвертый компрессоры соединены по потоку текучей среды со вторым холодильным циклом параллельно, при этом в особенности используется шестой компрессор для сжатия третьего хладагента в третьем холодильном цикле и вторая паровая турбина для снабжения энергией шестого компрессора, предпочтительно пятый и шестой компрессоры соединены по потоку текучей среды с третьим холодильным циклом параллельно, более предпочтительно используется седьмой компрессор для сжатия третьего хладагента, причем седьмой компрессор приводится в действие первой паровой турбиной, и восьмой компрессор для сжатия третьего хладагента, причем восьмой компрессор приводится в действие второй паровой турбиной, при этом в особенности используется девятый компрессор для сжатия третьего хладагента, причем девятый компрессор приводится в действие первой паровой турбиной, и десятый компрессор для сжатия третьего хладагента, причем десятый компрессор приводится в действие второй паровой турбиной, при этом предпочтительно пятый, седьмой и девятый компрессоры соединены по потоку текучей среды с третьим холодильным циклом последовательно, шестой, восьмой и десятый компрессоры соединены по потоку текучей среды с третьим холодильным циклом последовательно, при этом более предпочтительно пятый, седьмой и девятый компрессоры соединены по потоку текучей среды с третьим холодильным циклом параллельно с шестым, восьмым и десятым компрессорами.
23. Устройство для сжижения природного газа, использующее первый хладагент в первом холодильном цикле для охлаждения природного газа, содержащее первую паровую турбину,
- 14 007310 первую группу компрессоров, приводимых в действие первой паровой турбиной, для сжатия по меньшей мере части первого хладагента, вторую паровую турбину, и вторую группу компрессоров, приводимых в действие второй паровой турбиной, для сжатия по меньшей мере части первого хладагента, при этом в особенности первая группа компрессоров содержит по меньшей мере два отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, вторая группа компрессоров содержит по меньшей мере два отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно.
24. Устройство по п.23, в котором отдельные компрессоры первой группы компрессоров соединены приводом друг с другом таким образом, чтобы все отдельные компрессоры первой группы компрессоров приводились во вращение, по существу, с одинаковой скоростью, когда они приводятся в действие первой паровой турбиной, и отдельные компрессоры второй группы компрессоров соединены приводом друг с другом таким образом, чтобы все отдельные компрессоры второй группы компрессоров приводились во вращение, по существу, с одинаковой скоростью, когда они приводятся в действие второй паровой турбиной, или первая и вторая группы компрессоров соединены с первым холодильным циклом параллельно, при этом в особенности первый хладагент содержит в основной части метан.
25. Устройство по п.23, в котором отдельные компрессоры первой группы компрессоров соединены приводом друг с другом без использования редуктора и отдельные компрессоры второй группы компрессоров соединены приводом друг с другом без использования редуктора, при этом в особенности первая группа компрессоров содержит по меньшей мере три отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, и вторая группа компрессоров содержит по меньшей мере три отдельных компрессора, соединенных с первым холодильным циклом последовательно, предпочтительно первый хладагент содержит по меньшей мере 75 мол.% метана.
EA200500623A 2002-10-07 2003-09-24 Способ и устройство для сжижения природного газа EA007310B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/266,528 US6691531B1 (en) 2002-10-07 2002-10-07 Driver and compressor system for natural gas liquefaction
PCT/US2003/030219 WO2004033975A2 (en) 2002-10-07 2003-09-24 Improved driver and compressor system for natural gas liquefaction

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500623A1 EA200500623A1 (ru) 2005-12-29
EA007310B1 true EA007310B1 (ru) 2006-08-25

Family

ID=31188107

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500623A EA007310B1 (ru) 2002-10-07 2003-09-24 Способ и устройство для сжижения природного газа

Country Status (15)

Country Link
US (1) US6691531B1 (ru)
EP (1) EP1561078A4 (ru)
JP (2) JP5006515B2 (ru)
KR (1) KR101053265B1 (ru)
CN (1) CN1703606B (ru)
AR (1) AR041427A1 (ru)
AU (1) AU2003275248C1 (ru)
BR (1) BR0315076B1 (ru)
EA (1) EA007310B1 (ru)
EG (1) EG23433A (ru)
MY (1) MY127768A (ru)
NO (1) NO341516B1 (ru)
OA (1) OA12423A (ru)
PE (1) PE20040269A1 (ru)
WO (1) WO2004033975A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731153C2 (ru) * 2016-01-11 2020-08-31 ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. Способ сжижения и устройство для переработки газа

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6962060B2 (en) * 2003-12-10 2005-11-08 Air Products And Chemicals, Inc. Refrigeration compression system with multiple inlet streams
US7866184B2 (en) * 2004-06-16 2011-01-11 Conocophillips Company Semi-closed loop LNG process
EP1782008A4 (en) * 2004-06-18 2018-06-20 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable capacity liquefied natural gas plant
US7600395B2 (en) * 2004-06-24 2009-10-13 Conocophillips Company LNG system employing refluxed heavies removal column with overhead condensing
US7353662B2 (en) * 2004-12-22 2008-04-08 York International Corporation Medium voltage starter for a chiller unit
US8590329B2 (en) 2004-12-22 2013-11-26 Johnson Controls Technology Company Medium voltage power controller
US20080173043A1 (en) * 2005-03-09 2008-07-24 Sander Kaart Method For the Liquefaction of a Hydrocarbon-Rich Stream
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
US20070044485A1 (en) * 2005-08-26 2007-03-01 George Mahl Liquid Natural Gas Vaporization Using Warm and Low Temperature Ambient Air
US7422543B2 (en) * 2005-09-14 2008-09-09 Conocophillips Company Rotation coupling employing torque converter and synchronization motor
US20080289360A1 (en) * 2005-12-16 2008-11-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Refrigerant Circuit
AU2006333510B2 (en) * 2005-12-23 2012-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Multi-compressor string with multiple variable speed fluid drives
EP1994307A2 (en) * 2006-03-06 2008-11-26 ExxonMobil Upstream Research Company Dual end gear fluid drive starter
US7691028B2 (en) * 2006-05-02 2010-04-06 Conocophillips Company Mechanical soft-start system for rotating industrial equipment
US20080016768A1 (en) 2006-07-18 2008-01-24 Togna Keith A Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof
US9400134B2 (en) * 2006-08-02 2016-07-26 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US9746218B2 (en) * 2006-10-26 2017-08-29 Johnson Controls Technology Company Economized refrigeration system
US20080115529A1 (en) * 2006-11-16 2008-05-22 Conocophillips Company Liquefied natural gas plant with enhanced operating flexibility
WO2008081018A2 (en) * 2007-01-04 2008-07-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US8591199B2 (en) * 2007-01-11 2013-11-26 Conocophillips Company Multi-stage compressor/driver system and method of operation
US20080210092A1 (en) * 2007-02-02 2008-09-04 Chevron U.S.A. Inc. Methods and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream
US20080264099A1 (en) * 2007-04-24 2008-10-30 Conocophillips Company Domestic gas product from an lng facility
WO2008136121A1 (ja) * 2007-04-26 2008-11-13 Hitachi, Ltd. 天然ガス液化設備
WO2008139534A1 (ja) * 2007-04-27 2008-11-20 Hitachi, Ltd. 天然ガス液化プラント及びその電力供給システム、制御装置、運用方法
GB2466891B (en) * 2007-11-07 2012-07-11 Shell Int Research Method and apparatus for cooling and liquefying a hydrocarbon stream
WO2009073838A1 (en) * 2007-12-07 2009-06-11 Dresser-Rand Company Compressor system and method for gas liquefaction system
JP4910042B2 (ja) * 2008-01-31 2012-04-04 株式会社日立製作所 プラント用動力供給システム、その運転方法及び改造方法
NO331740B1 (no) * 2008-08-29 2012-03-12 Hamworthy Gas Systems As Fremgangsmate og system for optimalisert LNG produksjon
BRPI0918769B1 (pt) * 2008-09-09 2021-01-05 Conocophillips Company sistema para melhoria de performance de turbina a gás em uma usina a gás natural
BRPI0919160A2 (pt) * 2008-09-17 2017-02-07 Siemens Concentrated Solar Power Ltd usina de energia térmica solar
AU2009228000B2 (en) 2008-09-19 2013-03-07 Woodside Energy Limited Mixed refrigerant compression circuit
NO331154B1 (no) * 2008-11-04 2011-10-24 Hamworthy Gas Systems As System for kombinert syklusmekanisk drift i kryogene kondensasjonsprosesser.
AU2009316236B2 (en) * 2008-11-17 2013-05-02 Woodside Energy Limited Power matched mixed refrigerant compression circuit
US20100147024A1 (en) * 2008-12-12 2010-06-17 Air Products And Chemicals, Inc. Alternative pre-cooling arrangement
DE102008062355A1 (de) * 2008-12-18 2010-07-08 Siemens Aktiengesellschaft Turboverdichterstrang und Verfahren zum Betreiben desselben sowie Erdgasverflüssigungsanlage mit dem Turboverdichterstrang
US8522574B2 (en) * 2008-12-31 2013-09-03 Kellogg Brown & Root Llc Method for nitrogen rejection and or helium recovery in an LNG liquefaction plant
KR101722917B1 (ko) * 2010-01-27 2017-04-04 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 향상된 천연 가스 제조를 위한 초전도 시스템
JP5832526B2 (ja) 2010-05-21 2015-12-16 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 並列動的圧縮機装置及び関連方法
JP5660845B2 (ja) 2010-10-13 2015-01-28 三菱重工業株式会社 液化方法、液化装置およびこれを備える浮体式液化ガス製造設備
ITMI20102463A1 (it) * 2010-12-30 2012-07-01 Stamicarbon Metodo per l'avviamento e la gestione di un impianto termico a ciclo combinato per la produzione di energia e relativo impianto
EP2676090A4 (en) * 2011-02-16 2018-03-28 ConocoPhillips Company Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility
WO2013171856A1 (ja) * 2012-05-16 2013-11-21 石油資源開発株式会社 天然ガスの処理方法及び処理装置
US20140260251A1 (en) * 2013-03-13 2014-09-18 Apache Corporation Combined Heat and Power Technology for Natural Gas Liquefaction Plants
US20140366577A1 (en) * 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
US9759480B2 (en) 2014-10-10 2017-09-12 Air Products And Chemicals, Inc. Refrigerant recovery in natural gas liquefaction processes
US9939194B2 (en) * 2014-10-21 2018-04-10 Kellogg Brown & Root Llc Isolated power networks within an all-electric LNG plant and methods for operating same
DE102015002164A1 (de) * 2015-02-19 2016-08-25 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
CN105649777B (zh) * 2016-01-07 2017-10-10 北京碧海舟腐蚀防护工业股份有限公司 节能型天然气加压装置
CN108603413B (zh) * 2016-02-12 2021-01-05 西门子股份公司 具有启动电机的燃气轮机线路
DE102016004606A1 (de) * 2016-04-14 2017-10-19 Linde Aktiengesellschaft Verfahrenstechnische Anlage und Verfahren zur Flüssiggasherstellung
ITUA20164168A1 (it) * 2016-06-07 2017-12-07 Nuovo Pignone Tecnologie Srl Treno di compressione con due compressori centrifughi e impianto lng con due compressori centrifughi
US10393431B2 (en) * 2016-08-05 2019-08-27 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method for the integration of liquefied natural gas and syngas production
JP6764020B2 (ja) * 2016-08-16 2020-09-30 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー タービン入口冷却を用いて天然ガスを液化するためのシステム及び方法
RU2645185C1 (ru) * 2017-03-16 2018-02-16 Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом "арктический каскад" и установка для его осуществления
AU2018321557B2 (en) * 2017-08-24 2021-09-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for LNG production using standardized multi-shaft gas turbines, compressors and refrigerant systems
GB2582763A (en) * 2019-04-01 2020-10-07 Linde Ag Method and device for the recovery of waste energy from refrigerant compression systems used in gas liquefaction processes
WO2020204218A1 (ko) * 2019-04-01 2020-10-08 삼성중공업 주식회사 냉각시스템
WO2020228986A1 (en) * 2019-05-13 2020-11-19 Nuovo Pignone Tecnologie - S.R.L. Compressor train with combined gas turbine and steam turbine cycle
US11703278B2 (en) * 2020-06-19 2023-07-18 Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation Liquefied natural gas compression system
US20220316406A1 (en) * 2021-04-02 2022-10-06 Ice Thermal Harvesting, Llc Systems and methods utilizing gas temperature as a power source

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3581510A (en) * 1968-07-08 1971-06-01 Phillips Petroleum Co Gas liquefaction by refrigeration with parallel expansion of the refrigerant
JPS4921699B1 (ru) 1970-11-28 1974-06-03
US3964891A (en) * 1972-09-01 1976-06-22 Heinrich Krieger Process and arrangement for cooling fluids
US4404008A (en) * 1982-02-18 1983-09-13 Air Products And Chemicals, Inc. Combined cascade and multicomponent refrigeration method with refrigerant intercooling
JPS58160502A (ja) * 1982-03-19 1983-09-24 Toshiba Corp コンバインドサイクルプラントの起動方法
GB2149902B (en) * 1983-11-18 1987-09-03 Shell Int Research A method and a system for liquefying a gas in particular a natural gas
IT1176290B (it) * 1984-06-12 1987-08-18 Snam Progetti Processo per raffreddamento e liquefazione di gas a basso punto di ebollizione
US4680041A (en) * 1985-12-30 1987-07-14 Phillips Petroleum Company Method for cooling normally gaseous material
JPH0689655B2 (ja) * 1986-07-25 1994-11-09 東京瓦斯株式会社 発電装置
US4755200A (en) * 1987-02-27 1988-07-05 Air Products And Chemicals, Inc. Feed gas drier precooling in mixed refrigerant natural gas liquefaction processes
US4911741A (en) * 1988-09-23 1990-03-27 Davis Robert N Natural gas liquefaction process using low level high level and absorption refrigeration cycles
US5139548A (en) 1991-07-31 1992-08-18 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process control system
JP3563143B2 (ja) 1995-02-14 2004-09-08 千代田化工建設株式会社 天然ガス液化プラントのコンプレッサ駆動装置
DE19716415C1 (de) * 1997-04-18 1998-10-22 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
FR2778232B1 (fr) * 1998-04-29 2000-06-02 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction d'un gaz naturel sans separation de phases sur les melanges refrigerants
US6158240A (en) * 1998-10-23 2000-12-12 Phillips Petroleum Company Conversion of normally gaseous material to liquefied product
TW421704B (en) * 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
MY117548A (en) * 1998-12-18 2004-07-31 Exxon Production Research Co Dual multi-component refrigeration cycles for liquefaction of natural gas
US6070429A (en) * 1999-03-30 2000-06-06 Phillips Petroleum Company Nitrogen rejection system for liquified natural gas
US6324867B1 (en) * 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
TW480325B (en) * 1999-12-01 2002-03-21 Shell Int Research Plant for liquefying natural gas
MY122625A (en) * 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
US6412302B1 (en) * 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731153C2 (ru) * 2016-01-11 2020-08-31 ДжиИ Ойл энд Гэс, Инк. Способ сжижения и устройство для переработки газа

Also Published As

Publication number Publication date
AR041427A1 (es) 2005-05-18
KR20050055751A (ko) 2005-06-13
WO2004033975A3 (en) 2004-05-27
NO341516B1 (no) 2017-11-27
NO20052259L (no) 2005-07-07
AU2003275248B2 (en) 2009-07-02
JP2012098023A (ja) 2012-05-24
CN1703606A (zh) 2005-11-30
EG23433A (en) 2005-08-22
OA12423A (en) 2006-04-18
EA200500623A1 (ru) 2005-12-29
US6691531B1 (en) 2004-02-17
NO20052259D0 (no) 2005-05-06
WO2004033975A2 (en) 2004-04-22
BR0315076B1 (pt) 2014-11-04
PE20040269A1 (es) 2004-05-01
KR101053265B1 (ko) 2011-08-01
EP1561078A2 (en) 2005-08-10
AU2003275248C1 (en) 2010-02-18
AU2003275248A1 (en) 2004-05-04
CN1703606B (zh) 2010-10-27
BR0315076A (pt) 2005-08-16
JP5006515B2 (ja) 2012-08-22
JP2006503252A (ja) 2006-01-26
EP1561078A4 (en) 2015-05-27
MY127768A (en) 2006-12-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA007310B1 (ru) Способ и устройство для сжижения природного газа
US6640586B1 (en) Motor driven compressor system for natural gas liquefaction
RU2300061C2 (ru) Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота
RU2170894C2 (ru) Способ распределения нагрузки в процессе каскадного охлаждения
RU2177127C2 (ru) Повышение эффективности каскадного способа охлаждения открытого цикла
US6793712B2 (en) Heat integration system for natural gas liquefaction
RU2241181C2 (ru) Способ ожижения газообразного вещества (варианты) и устройство для его осуществления (варианты)
EA013234B1 (ru) Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа
US20120204598A1 (en) Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility
US7591149B2 (en) LNG system with enhanced refrigeration efficiency
US20070056318A1 (en) Enhanced heavies removal/LPG recovery process for LNG facilities
AU2003287356B2 (en) Motor driven compressor system for natural gas liquefaction
US20100218551A1 (en) Method for Utilization of Lean Boil-Off Gas Stream as a Refrigerant Source
OA16540A (en) Integrated waste heat recovery in liquefied natural gas facility

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM