способ сжижения природного газа и установка для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ сжижения природного газа, который включает следующие стадии:

(a) охлаждение природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом, преимущественно содержащим пропан, пропилен или диоксид углерода, с получением первого охлажденного потока природного газа;

(b) разделение охлажденного природного газа на поток легких компонентов и на поток тяжелых компонентов с применением колонны для удаления тяжелых компонентов;

(c) охлаждение по меньшей мере части потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом, имеющим иной состав по сравнению с первым хладагентом, с получением охлажденного потока легких компонентов;

(d) разделение охлажденного потока легких компонентов на преимущественно жидкофазный поток легких компонентов и на преимущественно газофазный поток легких компонентов;

(e) введение части преимущественно жидкофазного потока легких компонентов в колонну для удаления тяжелых компонентов;

(f) введение части потока природного газа в колонну для удаления тяжелых компонентов в качестве отпаривающего газа, причем колонна включает первый впускной клапан для приема потока охлажденного природного газа, второй впускной клапан для приема преимущественно жидкофазного потока легких компонентов, третий впускной клапан для приема отпаривающего газа; первый выпускной клапан, предназначенный для выпуска преимущественно газофазного потока легких компонентов, второй выпускной клапан, предназначенный преимущественно для выпуска жидкофазного потока легких компонентов, и первый выпускной клапан и второй впускной клапан расположены выше первого впускного клапана, второй выпускной клапан расположен ниже первого впускного клапана и третий впускной клапан расположен ниже первого впускного клапана.

2. Способ по п.1, в котором первый выпускной клапан расположен выше второго впускного клапана, а второй выпускной клапан расположен ниже третьего впускного клапана.

3. Способ по п.1, в котором стадии (a)-(f) проводят в многоступенчатой установке сжижения природного газа каскадного типа с использованием по меньшей мере трех хладагентов, каждый из которых имеет различный состав.

4. Способ по п.1, в котором осуществляют выпаривание сжиженного природного газа, полученного на стадиях (а)-(f).

5. Способ по п.1, в котором осуществляют введение по меньшей мере части преимущественно жидкофазного потока легких компонентов в колонну для удаления тяжелых компонентов.

6. Способ по п.1, в котором используют по меньшей мере часть преимущественно жидкофазного потока легких компонентов для орошения в колонне для удаления тяжелых компонентов.

7. Способ по п.1, в котором поток легких компонентов выходит из верхней части колонны для удаления тяжелых компонентов, а поток тяжелых компонентов выходит из нижней части колонны для удаления тяжелых компонентов.

8. Способ по п.1, в котором осуществляют охлаждение по меньшей мере части преимущественно газофазного потока легких компонентов во втором цикле охлаждения за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом с получением второго потока охлажденного природного газа.

9. Способ по п.1, в котором осуществляют охлаждение по меньшей мере части второго потока охлажденного природного газа в третьем цикле охлаждения за счет косвенного теплообмена с третьим хладагентом, содержащим преимущественно метан.

10. Способ по п.1, в котором осуществляют охлаждение по меньшей мере части преимущественно газофазного потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена с хладагентом, содержащим преимущественно метан, с получением дополнительного потока охлажденных легких компонентов.

11. Способ по п.1, в котором осуществляют охлаждение по меньшей мере части дополнительно охлажденного потока легких компонентов с помощью многоступенчатого расширения.

12. Способ по п.1, в котором указанный второй хладагент представляет собой преимущественно этан, этилен или двуокись углерода.

13. Способ по п.1, в котором многоступенчатое расширение включает дальнейшее охлаждение потока легких компонентов с получением преимущественно паровой фазы и преимущественно жидкой фазы, и преимущественно паровую фазу применяют в качестве преимущественно метанового хладагента.

14. Способ по п.1, в котором первый хладагент преимущественно содержит пропан, пропилен или диоксид углерода.

15. Способ по п.1, в котором первый хладагент содержит преимущественно пропан, а второй хладагент содержит преимущественно этилен.

16. Способ по п.1, в котором применяют криогенный насос для перекачивания преимущественно жидкофазного потока легких компонентов в колонну для удаления тяжелых компонентов.

17. Способ по п.1, в котором применяют по меньшей мере часть преимущественно жидкофазного потока легких компонентов в качестве орошения в колонне для удаления тяжелых компонентов.

18. Установка для сжижения природного газа, которая включает

первый теплообменник для охлаждения природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом;

колонну для удаления тяжелых компонентов, расположенную ниже по потоку первого теплообменника, причем колонна для удаления тяжелых компонентов работает в режиме разделения природного газа на поток легких компонентов и на поток тяжелых компонентов и включает первый впускной клапан для приема потока природного газа; второй впускной клапан для приема преимущественно жидкофазного потока легких компонентов и третий впускной клапан для приема потока охлажденного природного газа;

второй теплообменник для охлаждения потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом и

сепаратор для разделения охлажденного потока из второго теплообменника на преимущественно газофазный поток легких компонентов и на преимущественно жидкофазный поток легких компонентов;

исходный теплообменник, расположенный выше по потоку первого теплообменника и работающий в режиме охлаждения природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом с получением потока охлажденного природного газа,

теплообменник отпаривающего газа для осуществления косвенного теплообмена между потоком охлажденного природного газа и потоком тяжелых компонентов.

19. Установка по п.18, в которой первый впускной клапан расположен выше второго впускного клапана.

20. Установка для сжижения природного газа, которая включает

первый теплообменник для охлаждения природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом;

колонну для удаления тяжелых компонентов, расположенную ниже по потоку первого теплообменника, причем указанная колонна для удаления тяжелых компонентов работает в режиме разделения природного газа на поток легких компонентов и на поток тяжелых компонентов и включает первый впускной клапан для приема потока природного газа; второй впускной клапан для приема преимущественно жидкофазного потока легких компонентов; третий впускной клапан для приема потока охлажденного природного газа; причем первый впускной клапан расположен ниже второго впускного клапана и над третьим впускным клапаном,

второй теплообменник для охлаждения потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом; сепаратор для разделения охлажденного потока из второго теплообменника на преимущественно газофазный поток легких компонентов и на преимущественно жидкофазный поток легких компонентов;

исходный теплообменник, расположенный выше по потоку первого теплообменника и работающий в режиме охлаждения природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом с получением потока охлажденного природного газа.

21. Установка по п.20, в которой колонна для удаления тяжелых компонентов включает первый ряд внутренней насадки, расположенный между первым и вторым впускными клапанами, и второй ряд внутренней насадки, расположенный между вторым и третьим впускными клапанами.

22. Установка по п.20, в которой

колонна для удаления тяжелых компонентов включает первый выпускной клапан для выпуска потока легких компонентов и второй выпускной клапан для выпуска потока тяжелых компонентов, причем первый выпускной клапан расположен выше первого впускного клапана, а второй выпускной клапан расположен ниже третьего впускного клапана.

23. Установка для сжижения природного газа, которая включает первый теплообменник для охлаждения природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом;

колонну для удаления тяжелых компонентов, расположенную ниже по потоку первого теплообменника, причем указанная колонна для удаления тяжелых компонентов работает в режиме разделения природного газа на поток легких компонентов и на поток тяжелых компонентов и включает первый впускной клапан для приема природного газа; второй впускной клапан для приема преимущественно жидкофазного потока легких компонентов;

второй теплообменник для охлаждения потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом;

сепаратор для разделения охлажденного потока из второго теплообменника на преимущественно газофазный поток легких компонентов и на преимущественно жидкофазный поток легких компонентов,

третий теплообменник для дополнительного охлаждения по меньшей мере части охлажденного природного газа, выходящего из второго теплообменника, за счет косвенного теплообмена со вторым теплообменником,

систему обходного канала, предназначенную для направления по меньшей мере части охлажденного потока природного газа, выходящего из второго теплообменника, в обход третьего теплообменника.

24. Установка по п.23, в которой система обходного канала включает устройство измерения температуры и регулирующий клапан, устройство измерения температуры генерирует температурный сигнал, соответствующий температуре потока охлажденного природного газа, выходящего из третьего теплообменника, и регулирующий клапан обеспечивает регулирование количества природного газа, направляемого в обход третьего теплообменника, на основе температурного сигнала.

25. Установка по п.24, которая включает четвертый теплообменник для охлаждения по меньшей мере части потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом с получением охлажденного потока легких компонентов.

26. Установка по п.25, которая включает пятый теплообменник для охлаждения по меньшей мере части охлажденного потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена с преимущественно метановым хладагентом с получением дополнительно охлажденного потока легких компонентов.

27. Установка по п.26, в которой первый хладагент преимущественно содержит пропан, пропилен или диоксид углерода, и второй хладагент преимущественно содержит этан, этилен или диоксид углерода.

28. Установка по п.26, в которой первый хладагент преимущественно содержит пропан, а второй хладагент преимущественно содержит этилен.

29. Установка по п.26, в которой многоступенчатый цикл расширения работает в режиме охлаждения дополнительно охлажденного потока легких компонентов за счет постепенного снижения давления.

30. Установка по п.23, которая включает криогенный насос для передачи преимущественно жидкофазного потока легких компонентов из сепаратора во второй впускной клапан колонны для удаления тяжелых компонентов.

31. Установка по п.23, в которой первый и второй хладагенты имеют различный состав.

32. Установка по п.23, в которой первый хладагент преимущественно содержит пропан, пропилен или диоксид углерода, и второй хладагент преимущественно содержит этан, этилен или диоксид углерода.

33. Установка по п.23, в которой первый хладагент преимущественно содержит пропан, и второй хладагент преимущественно содержит этилен.

34. Установка по п.23, которая представляет собой установку сжижения природного газа каскадного типа, имеющую по меньшей мере три цикла охлаждения, причем в каждом цикле используют другой хладагент.

35. Установка по п.34, в которой используют открытый метановый цикл охлаждения.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Это изобретение относится к способу и установке для сжижения природного газа. В другом аспекте изобретение относится к усовершенствованной установке сжиженного природного газа (СПГ) с использованием орошаемой колонны удаления тяжелых компонентов с конденсацией верхнего погона.

Криогенное сжижение природного газа обычно осуществляется как средство превращения природного газа в форму, более удобную для транспортировки и хранения. За счет сжижения объем природного газа уменьшается приблизительно в 600 раз и образуется продукт, который можно хранить и транспортировать под давлением, близким к атмосферному.

Уровень техники

Природный газ обычно транспортируется по трубопроводу от источника снабжения на удаленный рынок. Желательно эксплуатировать трубопровод практически при постоянном и высоком коэффициенте нагрузки, однако часто пропускная способность или производительность трубопровода может превышать спрос, тогда как в другое время спрос может превышать пропускную способность трубопровода. Для того чтобы срезать пиковые периоды спроса, превышающего предложение, или «области минимума», когда предложение превышает спрос, желательно хранить избыток газа таким образом, чтобы его можно было подать в период, когда спрос превышает предложение. Подобная практика позволяет удовлетворить будущий пиковый спрос за счет материала из хранилища. Практическим средством осуществления этого варианта является превращение газа в сжиженное состояние для хранения с последующим испарением жидкости при росте спроса.

Сжижение природного газа имеет еще большее значение, когда транспортируемый газ из источника снабжения находится на большом расстоянии от предполагаемого рынка, и трубопроводный транспорт является либо недоступным, либо нецелесообразным. В частности, это верно, когда транспортировка должна осуществляться с помощью океанских судов. Транспортировка морскими судами в газообразном состоянии обычно является нецелесообразной по причине потребности в значительном повышении давления для того, чтобы существенно снизить удельный объем газа. Для такого повышения давления требуется применение более дорогих емкостей для хранения.

Для хранения и транспортировки природного газа (ПГ) в жидком состоянии природный газ предпочтительно охлаждают до температуры от -151°С до -162°С (от -240°F до -260°F), если сжиженный природный газ (СПГ) находится под давлением паров, близким к атмосферному. Из существующего уровня техники для сжижения природного газа известно, что, когда сжижение происходит за счет последовательного пропускания газа при повышенном давлении через множество ступеней охлаждения, газ охлаждается до весьма низких температур, пока не будет достигнута температура сжижения. Обычно охлаждение осуществляется за счет косвенного теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, диоксид углерода или сочетания указанных выше хладагентов (например, системы со смешанными хладагентами). В технологии сжижения, которая особенно применима для настоящего изобретения, применяется открытый метановый цикл для завершающего холодильного цикла, в котором сжатый поток, содержащий СПГ, мгновенно испаряется и пары мгновенного испарения (то есть поток газа (газов) мгновенного испарения) в последующем используются в качестве охлаждающих агентов, повторно сжимается, охлаждается, объединяется с обработанным сырьевым потоком природного газа и сжижается, в результате чего образуется сжатый поток, содержащий СПГ.

Природный газ состоит главным образом из метана, но также может включать небольшие количества тяжелых углеводородных компонентов. Эти тяжелые углеводородные компоненты должны быть удалены из природного газа до сжижения, так как если их не удалить, тяжелые углеводородные компоненты могут вымораживаться и загрязнять расположенные ниже теплообменники. Поэтому большинство установок сжижения ПГ включают одну или несколько колонн для осуществления этой функции - удаление тяжелых компонентов. Традиционные колонны удаления тяжелых компонентов должны работать в очень узком диапазоне температур, давлений и состава сырья для того, чтобы удалить тяжелые углеводородные компоненты соответствующим образом, при исключении удаления легких компонентов. Фактически, изменение на несколько градусов температуры сырья в традиционной колонне для удаления тяжелых компонентов может вызвать ожижение всего потока в колонне, в результате чего потребуется остановка колонны. Это длительные операции, которые обеспечивают работу колонн для удаления тяжелых компонентов в определенном узком диапазоне параметров.

Желательно разработать систему сжижения ПГ с усовершенствованным способом удаления тяжелых компонентов с использованием конденсации и орошения верхнего погона.

Кроме того, желательно разработать более гибкую систему сжижения ПГ, обладающую более широким диапазоном параметров, чтобы обеспечить более широкие изменения по составу сырьевого потока и рабочим условиям.

Следует понимать, что указанные выше пожелания являются лишь иллюстративными, и что не все указанные выше цели должны быть осуществлены с помощью описанного и заявленного здесь изобретения.

Соответственно, в одном замысле настоящее изобретение обеспечивает способ сжижения природного газа, который включает в себя ступени: (а) охлаждение потока верхнего погона из колонны для удаления тяжелых компонентов за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом, тем самым обеспечивается охлажденный поток верхнего погона; (b) разделение охлажденного потока верхнего погона на преимущественно жидкофазный поток и на преимущественно газофазный поток; и (с) введение, по меньшей мере, части преимущественно жидкофазного потока в колонну для удаления тяжелых компонентов.

В другом замысле настоящее изобретение относится к способу сжижения природного газа, который включает в себя ступени: (а) охлаждение природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом, тем самым обеспечивается охлажденный поток природного газа; (b) использование колонны для удаления тяжелых компонентов для разделения потока охлажденного природного газа на поток легких компонентов и поток тяжелых компонентов; (с) охлаждение, по меньшей мере, части потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом другого состава, чем первый хладагент, тем самым обеспечивается охлажденный поток легких компонентов; (d) разделение охлажденного потока легких компонентов на преимущественно жидкофазный поток легких компонентов и преимущественно газофазный поток легких компонентов; и (е) введение, по меньшей мере, части преимущественно жидкофазного потока легких компонентов в колонну для удаления тяжелых компонентов.

В дополнительном аспекте настоящее изобретение относится к способу сжижения природного газа, который включает в себя стадии: (а) охлаждение природного газа в первом цикле рефрижерации за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом, содержащим преимущественно пропан, пропилен или диоксид углерода, тем самым обеспечивается первый поток охлажденного природного газа; (b) использование колонны для удаления тяжелых компонентов для разделения, по меньшей мере, части потока охлажденного природного газа на поток легких компонентов, выходящий из верхней части колонны для удаления тяжелых компонентов, и поток тяжелых компонентов, выходящий из нижней части колонны для удаления тяжелых компонентов; (с) охлаждение, по меньшей мере, части потока легких компонентов во втором цикле рефрижерации за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом, содержащим преимущественно этан, этилен или диоксид углерода, тем самым обеспечивается охлажденный поток легких компонентов; (d) разделение, по меньшей мере, части охлажденного потока легких компонентов на преимущественно жидкофазный поток легких компонентов и преимущественно газофазный поток легких компонентов; (е) охлаждение, по меньшей мере, части преимущественно газофазного потока легких компонентов во втором цикле рефрижерации за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом, тем самым обеспечивается второй поток охлажденного природного газа; и (f) охлаждение, по меньшей мере, части второго потока охлажденного природного газа в третьем цикле рефрижерации за счет косвенного теплообмена с третьим хладагентом, содержащим преимущественно метан.

Еще один аспект настоящего изобретения относится к устройству для сжижения природного газа, которое включает в себя: первый теплообменник для охлаждения природного газа за счет косвенного теплообмена с первым хладагентом; колонну для удаления тяжелых компонентов, расположенную ниже по потоку первого теплообменника, и включает первый впускной клапан для приема природного газа, причем колонна для удаления тяжелых компонентов эксплуатируется таким образом, чтобы разделить природный газ на поток легких компонентов и поток тяжелых компонентов; второй теплообменник для охлаждения потока легких компонентов за счет косвенного теплообмена со вторым хладагентом; и сепаратор для разделения охлажденного потока из второго теплообменника на преимущественно газофазный поток легких компонентов и преимущественно жидкофазный поток легких компонентов, причем колонна для удаления тяжелых компонентов включает второй впускной клапан для приема преимущественно жидкофазного потока легких компонентов.

Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения подробно описан ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых:

фиг.1 представляет собой упрощенную технологическую схему каскадного процесса рефрижерации для производства СПГ с использованием орошаемой колонны для удаления тяжелых компонентов с конденсацией верхнего погона; и

фиг.2 представляет собой детальный вид орошаемой колонны для удаления тяжелых компонентов с конденсацией верхнего погона и предпочтительной системой регулирования.

В каскадном процессе рефрижерации применяется один или несколько хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа к хладагенту и окончательной передачи указанной тепловой энергии в окружающую среду. В сущности, вся система рефрижерации работает как тепловой насос путем удаления тепловой энергии из потока природного газа, когда этот поток постепенно охлаждается до все более низкой температуры. Расчет каскадного процесса рефрижерации включает нахождение баланса между термодинамической эффективностью и капитальными затратами. В процессах теплопередачи, термодинамическая эффективность снижается по мере уменьшения градиента температур между нагревающим и охлаждающим потоками, однако для получения таких небольших градиентов температуры обычно требуется значительное увеличение площади поверхности теплопередачи, существенной модификации различного технологического оборудования и надлежащего подбора скорости потока в таком оборудовании для того, чтобы обеспечить совместимость как скоростей потока, так и сближения температуры на выходе с требуемой нагрузкой нагревания/охлаждения.

Используемый здесь термин "открытый цикл каскадного процесса рефрижерации" относится к каскадному процессу рефрижерации, который включает, по меньшей мере, один закрытый цикл рефрижерации и один открытый цикл рефрижерации, где температура кипения хладагента/охлаждающего агента, используемых в открытом цикле, меньше, чем температура кипения охлаждающего агента или агентов, используемых в закрытом цикле (циклах), и часть охлаждающей нагрузки для конденсации сжатого хладагента (охлаждающего агента) открытого цикла обеспечивается с помощью одного или нескольких закрытых циклов. В настоящем изобретении в открытом цикле применяется преимущественно метановый поток в качестве хладагента/охлаждающего агента. Этот преимущественно метановый поток происходит из обработанного сырьевого потока природного газа и может включать потоки сжатых газов открытого метанового цикла. Используемые здесь термины "преимущественно", "главным образом", " в основном" и "в большей части", когда они используются для описания наличия конкретных компонентов потока среды, будут означать, что поток среды содержит, по меньшей мере, 50 мольных процентов указанного компонента. Например, каждый термин "преимущественно" метановый поток, "в основном" метановый поток, поток, "главным образом" состоящий из метана, или поток, содержащий "в большей части" метан, означает поток, содержащий, по меньшей мере, 50 мольных процентов метана.

Одним из наиболее целесообразных и эффективных средств для сжижения природного газа является оптимизированный процесс каскадного типа в сочетании с охлаждением за счет расширения. Такой процесс сжижения включает охлаждение потока природного газа каскадного типа при повышенном давлении, например, приблизительно 4,48 МПа (например, около 650 абс. фунт/кв. дюйм) путем последовательного охлаждения газового потока за счет прохождения через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл, и метановый цикл с открытым концом, в котором используется часть исходного газа в качестве источника метана и который включает в себя многоступенчатый цикл расширения, чтобы дополнительно охладить газ и снизить давление почти до атмосферного давления. В последовательности циклов охлаждения первым используется хладагент, имеющий самую высокую температуру кипения, затем хладагент, имеющий промежуточную температуру кипения, и окончательно используется хладагент, имеющий самую низкую температуру кипения. Используемые здесь термины "выше по потоку" и "ниже по потоку" будут использованы для описания относительных положений различных компонентов установки сжижения природного газа вдоль пути следования природного газа через установку.

Различные стадии предварительной обработки предусмотрены в качестве средства для удаления определенных нежелательных компонентов, таких как кислые газы, меркаптаны, ртуть и влага из сырьевого потока природного газа, поступившего на установку сжижения ПГ. Состав этого газового потока может существенно изменяться. Использованный в изобретении поток природного газа представляет собой любой поток, который, главным образом, содержит метан, который в основном происходит из сырьевого потока природного газа, такой сырьевой поток содержит, например, по меньшей мере, 85 мольных процентов метана, причем остальное приходится на этан, высшие углеводороды, азот, диоксид углерода и небольшое количество других примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптаны. Стадии предварительной обработки могут представлять собой отдельные стадии, находящиеся или выше (по потоку) циклов охлаждения или ниже по потоку ранних стадий охлаждения в начальном цикле. Следующее ниже описание представляет собой неисчерпывающий перечень некоторых из имеющихся средств, которые хорошо известны специалистам в этой области техники. Кислые газы и в меньшей степени меркаптаны обычно удаляются в результате химического взаимодействия с использованием водного раствора, содержащего амин. Обычно эту стадию обработки осуществляют выше (по потоку) стадий начального цикла охлаждения. Большая часть воды традиционно удаляется в виде жидкости путем двухфазного газожидкостного разделения после сжатия и охлаждения газа выше (по потоку) начального цикла охлаждения, а также ниже по потоку первой стадии охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют в слое сорбента ртути. Остаточные количества воды и кислых газов традиционно удаляют путем использования соответствующих слоев сорбента, такого как регенерируемые молекулярные сита.

Обработанный сырьевой поток природного газа обычно поступает в установку сжижения при повышенном давлении или его сжимают до повышенного давления обычно больше чем 3,44 МПа (500 абс. фунт/кв. дюйм), предпочтительно приблизительно от 3,44 МПа до 20,67 МПа (приблизительно от 500 до 3000 абс. фунт/кв. дюйм), еще более предпочтительно приблизительно от 3,44 до 6,89 МПа (приблизительно от 500 до 1000 абс. фунт/кв. дюйм) и еще более предпочтительно приблизительно от 4,13 до 5,51 МПа (приблизительно от 600 до 800 абс. фунт/кв. дюйм). Обычно температура сырьевого потока близка или немного выше температуры окружающей среды. Типичным температурным диапазоном является диапазон от 15,5°С до 65,5°С (от 60°F до 150°F).

Как отмечено ранее, сырьевой поток природного газа охлаждается во множестве многоступенчатых циклов или стадий (предпочтительно трех) за счет косвенного теплообмена с множеством различных хладагентов (предпочтительно трех). Суммарная эффективность охлаждения для данного цикла улучшается с увеличением числа ступеней, однако это увеличение эффективности сопровождается соответствующим ростом полных капитальных затрат и усложнением технологии. Предпочтительно сырьевой газ проходит через эффективное число ступеней рефрижерации, номинально две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно три ступени, в первом замкнутом цикле рефрижерации с использованием хладагента с относительно высокой температурой кипения. Предпочтительно, такой относительно высококипящий хладагент в большей части состоит из пропана, пропилена или их смесей, более предпочтительно хладагент содержит приблизительно 75 мольных процентов пропана, еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90 мольных процентов пропана, и наиболее предпочтительно хладагент практически состоит из пропана. Затем обработанный сырьевой газ проходит через эффективное число ступеней, номинально две, предпочтительно от двух до четырех и более предпочтительно две или три, во втором замкнутом цикле рефрижерации в теплообмене с хладагентом, имеющим пониженную температуру кипения. Такой хладагент с пониженной температурой кипения предпочтительно содержит большую часть этана, этилена или их смесей, более предпочтительно хладагент содержит, по меньшей мере, приблизительно 75 мольных процентов этилена, еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90 мольных процентов этилена, и наиболее предпочтительно хладагент практически состоит из этилена. На каждой ступени охлаждения имеется отдельная зона охлаждения. Как отмечено ранее, обработанный сырьевой поток природного газа предпочтительно объединяют с одним или несколькими рециркулирующими потоками (то есть потоки сжатых газов открытого метанового цикла) в различных местах второго цикла, таким образом, образуется сжижаемый поток. На последней ступени второго цикла охлаждения большая часть сжижаемого потока конденсируется (то есть сжижается) предпочтительно полностью, таким образом, образуется поток, содержащий СПГ под давлением. Обычно технологическое давление в этой точке только немного ниже, чем давление предварительно обработанного сырьевого газа на первой ступени первого цикла.

Обычно сырьевой поток природного газа может содержать такое количество компонентов С₂+, которое приводит к образованию обогащенной C ₂+ жидкой фазы на одной или нескольких ступенях охлаждения. Эту жидкость удаляют с помощью устройства газожидкостного разделения предпочтительно в одном или нескольких традиционных газожидкостных сепараторах. Обычно постепенное охлаждение природного газа на каждой ступени регулируется таким образом, чтобы удалить как можно больше углеводородов C₂ (и большей молекулярной массы) из газа для того, чтобы получить газовый поток, содержащий преимущественно метан, и жидкий поток, содержащий значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Эффективное число устройств газожидкостного разделения располагается в стратегических местах, ниже зон охлаждения для удаления жидких потоков, обогащенных C₂+ компонентами. Точное расположение и количество устройств газожидкостного разделения, предпочтительно традиционных газожидкостных сепараторов, будет зависеть от числа технологических параметров, таких как состав фракции С₂+ сырьевого потока природного газа, желаемая теплотворность продукта СПГ, ценность компонентов С₂+ для других областей применения, и других факторов, которые обычно рассматриваются специалистами в области техники установок СПГ и эксплуатации газовых установок. Метан может быть удален из углеводородного потока С₂ + (или потоков) с помощью одной стадии мгновенного испарения или фракционирующей колонны. В последнем случае образовавшийся поток, обогащенный метаном, может быть непосредственно возвращен под давлением в процесс сжижения. В первом случае этот поток, обогащенный метаном, может быть повторно компримирован и возвращен в цикл или может быть использован в качестве топливного газа. Поток углеводородов С₂+ (или потоки) или поток углеводородов С₂+ без метана может быть использован в качестве топлива или может быть дополнительно обработан, например, путем фракционирования в одной или нескольких зонах фракционирования, чтобы получить индивидуальные потоки, обогащенные конкретными химическими компонентами (например, С₂, С₃, С₄ и С ₅+).

Затем содержащий СПГ поток под давлением дополнительно охлаждается в третьем цикле или ступени, называемой «открытый метановый цикл», за счет контакта в основном метановом подогревателе с газами мгновенного испарения (то есть потоками мгновенно испаренного газа), образовавшимися в этом третьем цикле описанным ниже способом, и за счет постепенного расширения сжатого потока, содержащего СПГ, до давления, близкого к атмосферному. Газы мгновенного испарения, использованные в качестве хладагента в третьем цикле рефрижерации, предпочтительно содержат большей частью метан, более предпочтительно, хладагент из газа мгновенного испарения содержит, по меньшей мере, 75 мольных процентов метана, еще более предпочтительно, по меньшей мере, 90 мольных процентов метана, и наиболее предпочтительно хладагент практически состоит из метана. Во время расширения сжатого потока, содержащего СПГ, до давления, близкого к атмосферному, поток под давлением, содержащий СПГ, охлаждается, по меньшей мере, на одной, предпочтительно от двух до четырех, и более предпочтительно на трех ступенях расширения, где при каждом расширении используется детандер в качестве устройства для снижения давления. Подходящие детандеры включают, например, или клапаны расширения Джоуля-Томсона, или гидравлические детандеры. После расширения следует разделение газожидкостного продукта с помощью сепаратора. Когда гидравлический детандер используется в соответствующем режиме, реализуется повышенная эффективность, связанная с экономией энергии, более значительным снижением температуры потока, и получением меньшего объема паров на ступени расширения при мгновенном испарении, и часто эти выгоды могут оправдать повышенные капитальные и эксплуатационные затраты, связанные с детандером. В одном варианте осуществления дополнительное охлаждение потока под давлением, содержащего СПГ, до мгновенного испарения стало возможным за счет первоначального мгновенного испарения части этого потока с помощью одного или нескольких гидравлических детандеров и затем с помощью устройства косвенного теплообмена с использованием указанного газового потока мгновенного испарения для того, чтобы охладить оставшуюся часть потока под давлением, содержащего СПГ, до мгновенного испарения. Затем нагретый газовый поток мгновенного испарения рециркулируют путем возврата в соответствующее место в открытый метановый цикл с учетом температуры и давления, и поток может быть повторно компримирован.

В описанном здесь процессе сжижения может быть использован один из нескольких типов охлаждения, который включает (но не ограничивается) (а) косвенный теплообмен, (b) парообразование и (с) расширение или снижение давления. Использованный в изобретении термин «косвенный теплообмен» относится к процессу, в котором хладагент охлаждает охлаждаемое вещество фактически без физического контакта между охлаждающим агентом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры устройств косвенного теплообмена включают теплообмен, осуществляемый в кожухотрубном теплообменнике, в котле теплообменника с полостью и в теплообменнике с паяными алюминиевыми пластинчатыми ребрами. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может изменяться в зависимости от потребностей системы и выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник обычно может быть использован, когда охлаждающий агент находится в жидком состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии, или когда одно из веществ претерпевает фазовое превращение, и условия процесса не благоприятны для использования котла теплообменника с полостью. В качестве примера, алюминий и алюминиевые сплавы являются предпочтительными конструкционными материалами для полой сердцевины, но такие материалы могут не соответствовать применению в заданных условиях процесса. Обычно теплообменник с пластинчатыми ребрами может быть использован, когда хладагент находится в газообразном состоянии, и охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии. Наконец, обычно котел теплообменника с полостью может быть использован, когда охлаждаемое вещество представляет собой жидкость или газ, и хладагент претерпевает фазовое превращение из жидкого состояния в газообразное состояние в ходе теплообмена.

Термин «охлаждение при парообразовании» относится к охлаждению вещества путем испарения или парообразования части вещества в системе, в которой поддерживается постоянное давление. Так, в ходе парообразования часть вещества, которая испаряется, поглощает тепло от другой части вещества, которое остается в жидком состоянии, и поэтому эта часть жидкости охлаждается. Наконец, термин «охлаждение за счет расширения или снижения давления» относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы снижается за счет прохождения через устройство для снижения давления. В одном варианте осуществления это устройство расширения представляет собой клапан расширения Джоуля-Томсона. В другом варианте осуществления это устройство расширения представляет собой или гидравлический или газовый детандер. Поскольку в детандерах используется энергия работы в процессе расширения, в этом случае при расширении можно получить пониженную температуру технологического потока.

Приведенные на фиг.1 технологическая схема и устройство представляют собой предпочтительный вариант осуществления установки СПГ согласно изобретению, в котором используется колонна для удаления тяжелых компонентов с конденсацией верхнего погона и орошением. На фиг.2 представлен предпочтительный вариант колонны для удаления тяжелых компонентов с конденсацией верхнего погона и устройство для орошения части потока с пониженным содержанием тяжелых компонентов, возвращая их в колонну для удаления тяжелых компонентов. Специалисты в этой области техники могут признать, что фиг.1 и 2 представляют собой лишь схемы, и поэтому многие позиции оборудования, которые могут быть необходимы для успешной работы промышленной установки, были исключены с целью ясности. Такие позиции могут включать, например, регуляторы компрессоров, средства измерения потока и уровня и соответствующие регуляторы, регуляторы температуры и давления, насосы, моторы, фильтры, дополнительные теплообменники, клапаны и др. Эти позиции оборудования могут быть предоставлены в соответствии с обычной инженерной практикой.

Для облегчения понимания фиг.1 и 2 используется следующая номенклатура нумерации. Номера позиций от 1 до 99 означают технологические резервуары и оборудование, которое непосредственно связано с процессом сжижения. Номера позиций от 100 до 199 соответствуют линиям для потоков или трубопроводам, которые содержат преимущественно метановые потоки. Номера позиций от 200 до 299 соответствуют линиям для потоков или трубопроводам, которые содержат преимущественно этиленовые потоки. Номера позиций от 300 до 399 соответствуют линиям для потоков или трубопроводам, которые содержат преимущественно пропановые потоки. Номера позиций от 400 до 499 на фиг.2 соответствуют дополнительным линиям для потоков или трубопроводам. Номера позиций от 500 до 599 на фиг.2 соответствуют дополнительному технологическому оборудованию, такому как клапаны для системы удаления тяжелых компонентов. Номера позиций от 600 до 699 на фиг.2 вообще относятся к системе регулирования процесса, за исключением регулирующих клапанов, и конкретно включают датчики, преобразователи, регуляторы и устройства для ввода установок.

Обратимся к фиг.1, где газообразный пропан сжимается в многоступенчатом (предпочтительно трехступенчатом) компрессоре 18, который приводится в действие от газотурбинного привода (не показан). Предпочтительно три ступени сжатия осуществляются в одном блоке, хотя каждая ступень сжатия может быть в отдельном блоке, и эти блоки механически соединяются, для того чтобы работать от единого привода или от комбинации приводов. При компримировании сжатый пропан проходит через трубопровод 300 в холодильник 20, где он охлаждается и сжижается. Типичные значения давления и температуры сжиженного пропанового хладагента до мгновенного испарения составляют приблизительно 38°С (100°F) и 1,34 МПа (190 абс. фунт/кв. дюйм). Поток из холодильника 20 проходит через трубопровод 302 в устройство для снижения давления, показанное как клапан расширения 12, в котором снижается давление сжиженного пропана, таким образом, происходит выпаривание или мгновенное испарение части пропана. Затем образовавшийся двухфазный продукт проходит через трубопровод 304 в камеру 2 охлаждения пропана высокой ступени, в которой соответственно охлаждаются газообразный метановый хладагент, введенный по трубопроводу 152, сырьевой природный газ, введенный по трубопроводу 100, и газообразный этиленовый хладагент, введенный по трубопроводу 202, с помощью устройств косвенного теплообмена 4, 6 и 8, и, таким образом, образуются охлажденные газовые потоки, выходящие соответственно по трубопроводам 154, 102 и 204. Газ в трубопроводе 154 поступает в основной метановый подогреватель 74, который будет рассмотрен более подробно в следующем разделе, и в котором поток охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 98. Затем образовавшийся охлажденный сжатый метановый рециркулирующий поток, выходящий из трубопровода 158, объединяется в трубопроводе 137 с преимущественно газофазным потоком, имеющим малое содержание тяжелых компонентов (то есть обогащен легкими углеводородами), из парожидкостного сепаратора 71 и поступает в этиленовую камеру охлаждения 68.

Газообразный пропан из камеры охлаждения 2 возвращается в компрессор 18 через трубопровод 306. Этот газ поступает на входное отверстие верхней ступени компрессора 18. Оставшийся жидкий пропан проходит через трубопровод 308, причем давление дополнительно снижается за счет прохождения через устройство для снижения давления, показанное как клапан расширения 14, вследствие чего происходит мгновенное испарение дополнительной части сжиженного пропана. Затем образовавшийся двухфазный поток поступает на промежуточную ступень пропановой камеры охлаждения 22 через трубопровод 310, тем самым обеспечивается хладагент для камеры охлаждения 22. Охлажденный поток сырьевого газа из камеры охлаждения 2 поступает по трубопроводу 102 в аппарат 10 для разделения, в котором разделяются газовая и жидкая фазы. Жидкая фаза, которая может быть обогащена компонентами С₃+, удаляется по трубопроводу 103. Газообразная фаза удаляется по трубопроводу 104 и затем расщепляется на два отдельных потока, которые транспортируются по трубопроводам 106 и 108. Поток в трубопроводе 106 поступает в пропановую камеру охлаждения 22. Поток в трубопроводе 108 становится сырьем для теплообменника 62 и окончательно становится отпаривающим газом для колонны удаления тяжелых компонентов 60, рассмотренной ниже более подробно. Этиленовый хладагент из камеры охлаждения 2 вводится в камеру охлаждения 22 по трубопроводу 204. В камере охлаждения 22 сырьевой газ-поток, также называемый в описании как поток, обогащенный метаном, и поток этиленового хладагента соответственно охлаждаются с помощью устройств косвенного теплообмена 24 и 26, таким образом, образуются охлажденные потоки хладагента, обогащенного метаном и этиленом, и отводятся по трубопроводам 110 и 206. Выпаренная таким образом часть пропанового хладагента отделяется и проходит через трубопровод 311 на промежуточную ступень впуска компрессора 18. Жидкий пропановый хладагент из камеры охлаждения 22 удаляется по трубопроводу 314, мгновенно испаряется, проходя через устройство для снижения давления, показанное как клапан расширения 16, и затем поступает на низшую ступень пропановой камеры охлаждения/холодильника 28 по трубопроводу 316.

Как показано на фиг.1, поток, обогащенный метаном, выходит из промежуточной ступени пропановой камеры охлаждения 22 на нижнюю ступень пропановой камеры охлаждения 28 по трубопроводу 110. В камере охлаждения 28 поток охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 30. Аналогичным образом поток этиленового хладагента выходит из промежуточной ступени пропановой камеры охлаждения 22 на нижнюю ступень пропановой камеры охлаждения 28 по трубопроводу 206. В последнем трубопроводе этиленовый хладагент полностью конденсируется или конденсируется почти полностью с помощью устройства косвенного теплообмена 32. Испаренный пропан удаляется из нижней ступени пропановой камеры охлаждения 28 и возвращается на вход нижней ступени компрессора 18 по трубопроводу 320.

Как показано на фиг.1, обогащенный метаном поток, покидающий нижнюю ступень пропановой камеры охлаждения 28, вводится в колонну для удаления тяжелых компонентов 60. В колонне для удаления тяжелых компонентов 60 сырьевой поток, введенный по трубопроводу 112, разделяется на паровой поток с малым содержанием тяжелых компонентов, покидающий колонну 60 по трубопроводу 125, и жидкий поток, обогащенный тяжелыми компонентами, покидающий колонну 60 по трубопроводу 114. Как описано более подробно ниже со ссылкой на фиг.2, удаление тяжелых компонентов из сырьевого потока в колонне для удаления тяжелых компонентов 60 облегчается за счет введения отпаривающего газового потока по трубопроводу 109 и потока орошения по трубопроводу 141 в колонну 60. Размещение колонны для удаления тяжелых компонентов 60 непосредственно после (по потоку) нижней ступени пропановой камеры охлаждения 28 расширяет область возможных технологических параметров колонны для удаления тяжелых компонентов 60 по сравнению с системами уровня техники. В конфигурации согласно изобретению колонна для удаления тяжелых компонентов 60 работает достаточно далеко от критического давления парового потока верхнего погона в трубопроводе 125. Предпочтительно фактическое давление вверху колонны для удаления тяжелых компонентов 60 составляет, по меньшей мере, на 350 кПа (50 фунт/кв. дюйм) меньше критического давления потока верхнего погона в трубопроводе 125, более предпочтительно, по меньшей мере, на 75 (фунт/кв. дюйм) меньше критического давления потока верхнего погона в трубопроводе 125.

Как отмечено ранее, обогащенный метаном поток в линии 104 расщепляется на два потока в трубопроводах 106 и 108. Содержимое трубопровода 108, которое называется в описании отпаривающим газом, сначала поступает в первый теплообменник 62, где этот поток охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 66 и, таким образом, становится охлажденным отпаривающим газовым потоком, который затем поступает по трубопроводу 109 в колонну для удаления тяжелых компонентов 60. Обогащенный тяжелыми компонентами жидкий поток, содержащий значительное количество углеводородов С₄ +, таких как бензол, циклогексан, другие ароматические и/или тяжелые углеводородные компоненты, выводится из колонны для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 114, предпочтительно подвергается мгновенному испарению с помощью средства регулирования потока 97, предпочтительно регулирующего клапана, который также может работать как устройство для снижения давления, и отправляется в теплообменник 62 по трубопроводу 117. Предпочтительно поток, мгновенно испаренный с помощью средства регулирования 97, мгновенно вскипает до давления, приблизительно равного или выше, чем давление на высшей ступени впускного отверстия в метановом компрессоре 83. Мгновенное испарение также обеспечивает повышенную производительность охлаждения потока. В первом теплообменнике 62 обогащенный тяжелыми компонентами поток, поступающий по трубопроводу 117, обеспечивает возможность охлаждения с помощью устройства косвенного теплообмена 64 и покидает теплообменник 62 по трубопроводу 119. Обогащенный тяжелыми компонентами поток, выходящий из теплообменника 62 по трубопроводу 119, в последующем разделяется на жидкую и паровую части или предпочтительно подвергается мгновенному вскипанию или фракционированию в колонне 67. В любом случае обогащенный тяжелыми компонентами жидкий поток отводится по трубопроводу 123, а второй обогащенный метаном паровой поток отводится по трубопроводу 121. В предпочтительном варианте осуществления, который показан на фиг.1, поток в трубопроводе 121 в последующем объединяется со вторым потоком, поступающим по трубопроводу 128, и объединенный поток поступает на впускной клапан верхней ступени метанового компрессора 83.

Обедненный тяжелыми компонентами паровой поток, выходящий из колонны для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 125, поступает на верхнюю ступень этиленовой камеры охлаждения 42 для охлаждения за счет косвенного теплообмена с преимущественно этиленовым хладагентом. Этиленовый хладагент покидает нижнюю ступень пропановой камеры охлаждения 28 по трубопроводу 208 и предпочтительно поступает в разделяющий сосуд 37, из которого легкие компоненты удаляются по трубопроводу 209, а конденсированный этилен удаляется по трубопроводу 210. В этой точке процесса этиленовый хладагент обычно имеет температуру приблизительно -31°С (около -24°F) и давление приблизительно 1,96 МПа (около 285 абс. фунт/кв. дюйм). Затем этиленовый хладагент поступает в этиленовый подогреватель 34, в котором хладагент охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 38, удаляется по трубопроводу 211 и проходит в устройство для снижения давления, показанное как клапан расширения 40, вследствие чего хладагент мгновенно вскипает до заданных значений температуры и давления и поступает на верхнюю ступень этиленовой камеры охлаждения 42 по трубопроводу 212. Пары удаляются из камеры охлаждения 42 по трубопроводу 214 и направляются в этиленовый подогреватель 34, в котором эти пары играют роль хладагента с помощью устройства косвенного теплообмена 46. Затем этиленовые пары удаляются из этиленового подогревателя 34 по трубопроводу 216 и поступают на впускной клапан верхней ступени этиленового компрессора 48. Этиленовый хладагент, который не испаряется на верхней ступени этиленовой камеры охлаждения 42, удаляется по трубопроводу 218 и возвращается в этиленовый подогреватель 34 для дополнительного охлаждения с помощью устройства косвенного теплообмена 50, удаляется из этиленового подогревателя по трубопроводу 220 и мгновенно вскипает в устройстве для снижения давления, показанном как клапан расширения 52, вследствие чего образовавшийся двухфазный продукт вводится на промежуточную ступень этиленовой камеры охлаждения 54 по трубопроводу 222.

Обогащенный метаном поток после охлаждения в аппарате косвенного теплообмена 44 верхней ступени этиленовой камеры охлаждения 42 удаляется из верхней ступени этиленовой камеры охлаждения 42 по трубопроводу 127. Затем этот поток частично конденсируется за счет охлаждения, обеспечиваемого с помощью устройства косвенного теплообмена 56 на промежуточной ступени этиленовой камеры охлаждения 54, таким образом, образуется двухфазный поток, который поступает по трубопроводу 129 и трубопроводу 131 в газожидкостной сепаратор 71. Температура обогащенного метаном потока, поступающего в газожидкостной сепаратор 71, может регулироваться с помощью обводного клапана 69, который направляет часть метанового потока в обход промежуточной ступени этиленовой камеры охлаждения 54. Часть обогащенного метаном потока в трубопроводе 127 направляется в обход, через обводной клапан 69, в трубопровод 133 и в трубопровод 135. Поток, обогащенный метаном, из трубопроводов 129 и 135 объединяется в трубопроводе 131 и направляется в сепаратор 71 для разделения газовой и жидкой фаз. Жидкая фаза покидает сепаратор 71 по трубопроводу 139. Криогенный насос 73 по трубопроводу 141 откачивает жидкостный поток, обогащенный метаном, в колонну для удаления тяжелых компонентов 60, в которой он используется в качестве орошающего потока, чтобы улучшить удаление тяжелых компонент из сырьевого потока, поступающего в колонну 60 по трубопроводу 112.

Как отмечено ранее, газ в трубопроводе 154 поступает в главный метановый подогреватель 74, в котором поток охлаждается с помощью устройства косвенного теплообмена 98. В предпочтительном варианте осуществления образовавшийся охлажденный сжатый метановый поток рециркулирующего продукта или хладагента объединяется в трубопроводе 158 с обедненным тяжелыми компонентами паровым потоком из сепаратора 71, подаваемым по трубопровод 137, и поступает на нижнюю ступень этиленовой камеры охлаждения 68. На нижней ступени этиленовой камеры охлаждения 68 этот поток охлаждается и конденсируется с помощью устройства косвенного теплообмена 70 с жидким потоком, выпускаемым из клапана 52, который направляется на нижнюю ступень этиленовой камеры охлаждения 68 по трубопроводу 226. Конденсированный обогащенный метаном продукт с нижней ступени конденсатора 68 выводится по трубопроводу 122. Пары из промежуточной ступени этиленовой камеры охлаждения 54, выведенные по трубопроводу 224, и из нижней ступени этиленовой камера охлаждения 68, выведенные по трубопроводу 228, объединяются и направляются по трубопроводу 230 в этиленовый подогреватель 34, в котором эти пары играют роль хладагента с помощью устройства косвенного теплообмена 58. Затем поток направляется по трубопроводу 232 из этиленового подогревателя 34 на впускной клапан нижней ступени этиленового компрессора 48.

Как показано на фиг.1, паровой поток из компрессора, введенный на сторону нижней ступени этиленового компрессора 48, удаляется по трубопроводу 234, охлаждается на промежуточной ступени холодильника 71 и возвращается в компрессор 48 по трубопроводу 236 для инжекции с потоком высшей ступени, присутствующим в трубопроводе 216. Предпочтительно обе ступени объединены в одном модуле, хотя они могут быть отдельными модулями и модулями, соединенными механически с общим приводом. Компримированный этиленовый продукт из компрессора 48 направляется в холодильник 72, расположенный ниже, по трубопроводу 200. Продукт из холодильника 72 поступает по трубопроводу 202 и входит, как рассмотрено выше, на высшую ступень пропановой камеры охлаждения 2.

Поток под давлением, содержащий СПГ, предпочтительно полностью жидкий поток, в трубопроводе 122 предпочтительно находится при температуре в диапазоне приблизительно от -128,8°С до -45°С (приблизительно от -200 до -50°F), более предпочтительно в диапазоне приблизительно от -115°С до -73°С (приблизительно от -175 до -100°F), наиболее предпочтительно в диапазоне приблизительно от -101°С до -87,2°С (от -150 до -125°F). Давление потока в трубопроводе 122 предпочтительно находится в диапазоне приблизительно от 3,44 МПа до 4,82 МПа (приблизительно от 500 до 700 абс. фунт/кв. дюйм), наиболее предпочтительно в диапазоне от 3,79 МПа до 4,99 МПа (от 550 до 725 абс. фунт/кв. дюйм).

Поток в трубопроводе 122 направляется в основной метановый подогреватель 74, в котором поток дополнительно охлаждается с помощью аппарата косвенного теплообмена/проходного канала теплообменника 76, как поясняется ниже. Предпочтительно, чтобы основной метановый подогреватель 74 включал множество теплообменных проходных каналов, которые предназначены для косвенного теплообмена между различными преимущественно метановыми потоками в подогревателе 74. Предпочтительно метановый подогреватель 74 содержит один или несколько теплообменников с пластинчатым оребрением. Охлажденный поток из теплообменного проходного канала 76 покидает метановый подогреватель 74 по трубопроводу 124. Предпочтительно, чтобы температура потока в трубопроводе 124 имела значение, по меньшей мере, приблизительно на 5,6°С (10°F) меньше, чем температура потока в трубопроводе 122, более предпочтительно, по меньшей мере, приблизительно на 14°С (25°F) меньше, чем температура потока в трубопроводе 122. Наиболее предпочтительно температура потока в трубопроводе 124 находится в диапазоне приблизительно от -129°С до -106°С (приблизительно от -200 до -160°F). Затем давление потока в трубопроводе 124 понижается с помощью устройства для снижения давления, показанное как клапан расширения 78, который обеспечивает испарение или мгновенное вскипание части жидкого потока, таким образом, образуется двухфазный поток. Затем этот двухфазный поток из клапана расширения 78 проходит на высшую ступень метанового испарительного барабана 80, в котором он разделяется на газовый поток мгновенного испарения, который выводят через трубопровод 126, и жидкофазный поток (то есть поток под давлением, содержащий СПГ), который выводят через трубопровод 130. Затем газовый поток мгновенного испарения направляется в основной метановый подогреватель 74 по трубопроводу 126, в котором этот поток играет роль хладагента в теплообменном проходном канале 82 и способствует охлаждению потока в теплообменном проходном канале 76. Таким образом, преимущественно метановый поток в теплообменном проходном канале 82, по меньшей мере, частично нагревается за счет косвенного теплообмена с преимущественно метановым потоком в теплообменном проходном канале 76. Нагретый поток покидает теплообменный проходной канал 82 и метановый подогреватель 74 по трубопроводу 128. Предпочтительно температура нагретого преимущественно метанового потока, выходящего из теплообменного проходного канала 82 по трубопроводу 128, имеет значение, по меньшей мере, приблизительно на 5,6°С (10°F) выше, чем температура потока в трубопроводе 124, более предпочтительно, по меньшей мере, приблизительно на 14°С (25°F) выше, чем температура потока в трубопроводе 124. Предпочтительно, значение температуры потока, выходящего из теплообменного проходного канала 82 по трубопроводу 128, выше, чем приблизительно -45°С (около -50°F), более предпочтительно выше, чем приблизительно -17,7°С (около 0°F), еще более предпочтительно выше, чем приблизительно -3,8°С (около 25°F), и наиболее предпочтительно находится в диапазоне от 4,4 до 37,7°С (от 40 до 100°F).

Жидкофазный поток, покидающий верхнюю ступень испарительного барабана 80 по трубопроводу 130, проходит через второй метановый подогреватель 87, в котором жидкость дополнительно охлаждается полученным ниже потоком паров с помощью устройства косвенного теплообмена 88. Охлажденная жидкость покидает второй метановый подогреватель 87 по трубопроводу 132 и расширяется или мгновенно вскипает с помощью устройства для понижения давления, показанного как клапан расширения 91, чтобы дополнительно снизить давление и в то же время испарить вторую часть жидкости. Затем этот двухфазный поток проходит на промежуточную ступень метанового испарительного барабана 92, где поток разделяется на газовую фазу, проходящую через трубопровод 136, и жидкую фазу, проходящую через трубопровод 134. Газофазный поток через трубопровод 136 попадает во второй метановый подогреватель 87, в котором пары охлаждают жидкость, подведенную в подогреватель 87 по трубопроводу 130, за счет аппарата косвенного теплообмена 89. Трубопровод 138 играет роль переточной трубки между аппаратом косвенного теплообмена 89 во втором метановом подогревателе 87 и теплообменным проходным каналом 95 в основном метановом подогревателе 74. Нагретый паровой поток из теплообменного проходного канала 95 покидает основной метановый подогреватель 74 по трубопроводу 140 и поступает на впускной клапан промежуточной ступени метанового компрессора 83.

Давление жидкофазного потока, покидающего промежуточную ступень испарительного барабана 92 по трубопроводу 134, дополнительно снижается за счет прохождения через устройство для снижения давления, показанное как клапан расширения 93. И в этом случае испаряется или мгновенно вскипает третья часть сжиженного природного газа. Двухфазный поток из клапана расширения 93 проходит на завершающую или нижнюю ступень испарительного барабана 94. В испарительном барабане 94 отделяется паровая фаза и проходит через трубопровод 144 во второй метановый подогреватель 87, в котором пары играют роль хладагента с помощью устройства косвенного теплообмена 90, покидают второй метановый подогреватель 87 по трубопроводу 146, который соединен с первым метановым подогревателем 74, в котором пары играют роль хладагента с помощью теплообменного проходного канала 96. Нагретый паровой поток из теплообменного проходного канала 96 покидает основной метановый подогреватель 74 по трубопроводу 148 и поступает на впускной клапан нижней ступени компрессора 83.

Продукт - сжиженный природный газ - из нижней ступени испарительного барабана 94, в котором поддерживается почти атмосферное давление, проходит через трубопровод 142 в цистерну 99 для хранения СПГ. В соответствии с общепринятой практикой сжиженный природный газ в цистерне для хранения 99 может быть транспортирован в желаемое место назначения (обычно с помощью океанских танкеров СПГ). Затем СПГ можно испарить на береговом терминале СПГ для транспортировки в газообразном состоянии по традиционным трубопроводам природного газа.

Как показано на фиг.1, верхняя, промежуточная и нижняя ступени компрессора 83 предпочтительно объединены в единый блок. Однако каждая ступень может существовать как отдельный узел, причем эти узлы механически соединяются вместе для того, чтобы работать от единого привода. Компримированный газ из секции нижней ступени проходит через внутреннюю ступень холодильника 85 и объединяется с газом промежуточного давления в трубопроводе 140 до второй ступени сжатия. Компримированный газ из промежуточной ступени компрессора 83 проходит через внутреннюю ступень холодильника 84 и объединяется с газом высокого давления, подаваемым по трубопроводам 121 и 128 до третьей ступени сжатия. Компримированный газ (то есть компримированный газовый поток открытого метанового цикла) выбрасывается из высшей ступени метанового компрессора через трубопровод 150, охлаждается в холодильнике 86 и направляется в пропановую камеру охлаждения высокого давления 2 по трубопроводу 152, как описано выше. Поток охлаждается в камере охлаждения 2 с помощью устройства косвенного теплообмена 4 и поступает в основной метановый подогреватель 74 по трубопроводу 154. Компримированный газовый поток открытого метанового цикла из камеры охлаждения 2, который поступает в основной метановый подогреватель 74, полностью подвергается охлаждению за счет протока через аппарат косвенного теплообмена 98. Затем этот охлажденный поток удаляется по трубопроводу 158 и объединяется с обработанным сырьевым потоком природного газа до нижней ступени этиленового охлаждения.

На фиг.2 показан предпочтительный вариант осуществления системы для удаления более тяжелых углеводородных компонентов из обогащенного метаном сырьевого потока в трубопровод 112. Колонна для удаления тяжелых компонентов 60 включает верхнюю 20 внутреннюю насадку 60а и нижнюю внутреннюю насадку 60b. Колонна для удаления тяжелых компонентов с внутренней насадкой 60а, b подразделяется на верхнюю, среднюю и нижнюю зоны. Двухфазный сырьевой поток вводится в среднюю зону колонны для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 112. Поток отпаривающего газа поступает в нижнюю зону колонны для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 109. Поток орошающей жидкости поступает трубопроводу 141 в верхнюю зону колонны 60 для удаления тяжелых компонентов. Внутренняя насадка 60а, b имеет конфигурацию, усиливающую противоточное контактирование различных потоков, введенных в колонну для удаления тяжелых компонентов 60. Это противоточное контактирование способствует эффективному удалению тяжелых углеводородных компонентов из сырьевого потока таким образом, что газовый поток, практически не содержащий тяжелых компонентов, выводится из колонны 60 по трубопроводу 125, а обогащенный тяжелыми компонентами жидкий поток выводится по трубопроводу 114.

Предпочтительно двухфазный сырьевой поток, поступающий в колонну для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 112, имеет температуру приблизительно между -23,3°С и -51°С (приблизительно от -10°F до -60°F), более предпочтительно между -29°С и -40°С (от -20°F до -40°F) и давление приблизительно 4,13-4,82 МПа (около 600-700 абс. фунт/кв. дюйм), более предпочтительно приблизительно 4,30-4,65 МПа (около 625-675 абс. фунт/кв. дюйм). Отпаривающий газовый поток, поступающий в колонну для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 109, предпочтительно имеет температуру, которая, по меньшей мере, на 3°С (5°F) выше, чем температура сырьевого потока, поступающего по трубопроводу 109. Предпочтительно поток орошающей жидкости, поступающий по трубопроводу 141 в колонну 60 для удаления тяжелых компонентов, имеет температуру, которая, по меньшей мере, на 3°С (5°F) ниже, чем температура сырьевого потока, поступающего по трубопроводу 109.

Как показано на фиг.2, обогащенный метаном отпаривающий газ для использования в колонне для удаления тяжелых компонентов 60 сначала поступает по трубопроводу 108 в систему 60 для удаления тяжелых компонентов. Хотя на фиг.1 показано, что этот поток происходит из сырьевого газового потока, выходящего из первой ступени пропанового охлаждения, этот поток необязательно может происходить из любого места внутри процесса или может быть внешним потоком, который обогащен метаном. Как показано на фиг.2, по меньшей мере, часть обогащенного метаном отпаривающего газа подвергается охлаждению в теплообменнике 62 с помощью устройства косвенного теплообмена 66 до поступления вниз колонны 60. Температуру и скорость потока обогащенного метаном отпаривающего газа, поступающего в колонну 60 по трубопроводу 109, можно регулировать различными способами, которые вполне доступны для специалиста в этой области техники. В предпочтительном варианте осуществления поток обогащенного метаном отпаривающего газа поступает по трубопроводу 108, проходит через регулирующий клапан 500 в трубопровод 400, впоследствии этот поток расщепляется и транспортируется по трубопроводам 402 и 403. Поток, проходящий через трубопровод 403, окончательно поступает через устройство косвенного теплообмена 66 в теплообменник 62. Средство для регулирования относительной скоростью потоков в трубопроводах 402 и 403 предусмотрено или в трубопроводе 402, или в 403, или в обоих трубопроводах. Показанные на фиг.2 устройства являются простыми клапанами ручного регулирования, которые обозначены позициями 502 и 504 и которые соответственно соединены с трубопроводами 404 и 407. Однако регулирующий клапан, положение которого устанавливается с помощью регулятора и в котором устройство ввода в регулятор включает в себя установку и сигнал, представляющий такой поток в трубопроводе, который был рассмотрен выше для потока, содержащего тяжелые компоненты, может быть заменен одним или двумя клапанами ручного регулирования. В любом случае клапаны эксплуатируются таким образом, что сближение разности температур для потоков в трубопроводах 117 и 404, которые нагревают теплообменник 62, не превышает 50°F, в противном случае может произойти повреждение теплообменника. Охлажденный поток покидает устройство косвенного теплообмена 66 по трубопроводу 405 и объединяется в точке смешения с неохлажденным обогащенным метаном отпаривающим газом, подаваемым по трубопроводу 407, таким образом, получается охлажденный обогащенный метаном отпаривающий газовый поток, который поступает в колонну по трубопроводу 109.

В трубопроводе 109 расположен работающий преобразователь потока 616, который в сочетании с сенсорным элементом потока, таким как измерительная диафрагма (не показана), выдает выходной сигнал 618, который типизирует фактическую скорость потока в трубопроводе. Сигнал 618 предоставляется в виде технологической переменной, вводимой в регулятор потока 620. Кроме того, выходной сигнал, предоставляемый или вручную или с помощью компьютера, представляет собой величину уставки для скорости потока, представленной посредством сигнала 622. Затем регулятор потока обеспечивает выходной сигнал 624, который представляет собой отклик на разность между соответствующими сигналами ввода и уставки и имеет шкалу, соответствующую положению регулирующего клапана, которое требуется для поддержания желаемой скорости потока в трубопроводе 109.

В другом варианте осуществления относительную скорость потока среды через трубопроводы 402 и 403 можно регулировать с помощью расположенного в трубопроводе 109 температурного сенсорного устройства и преобразователя, соединенного с указанным устройством, если потребуется, и использования полученного выходного сигнала и уставки температуры в качестве ввода в регулятор потока, который может генерировать выходной сигнал, соответствующий разности этих двух сигналов, и имеет шкалу, соответствующую положению регулирующего клапана, которое требуется для поддержания желаемой скорости потока в трубопроводе 109. Такие клапаны регулирования могут быть заменены ручными клапанами 502 и/или 504.

Как показано на фиг.2, обогащенный тяжелыми компонентами жидкий поток, выходящий по трубопроводу 114, проходит через клапан регулирования 97 и трубопровод 117, чтобы нагреть теплообменник 62, в котором указанный поток обеспечивает охлаждение за счет устройства косвенного теплообмена 64, и выводится из теплообменника 62 по трубопроводу 119 в виде нагретого потока, обогащенного тяжелыми компонентами. В зависимости от рабочего давления в следующих процессах охлаждающая способность этого потока может быть усилена путем мгновенного испарения до пониженного давления при течении через регулирующий клапан 97. Этот технологический поток, полученный из трубопровода 119, может быть использован непосредственно или его подвергают последующей обработке удаления более легких компонентов.

Скорость потока жидкости, обогащенной тяжелыми компонентами, из колонны 60 можно регулировать с помощью различных способов, вполне доступных для специалиста в этой области техники. Устройство для регулирования, показанное на фиг.2, представляет собой предпочтительное устройство и включает в себя устройство для регулирования уровня 600, а также сенсорное устройство и преобразователь сигнала, связанный с указанным устройством для регулирования уровня и расположенный для работы в нижней секции колонны 60. Регулятор 600 выдает выходной сигнал 602, который или типизирует скорость потока в трубопроводе 114, необходимую для того, чтобы поддержать желаемый уровень в колонне 60, или показывает, что фактический уровень превышает заданный уровень. Устройство для регулирования потока и преобразователь 604, расположенное для работы в трубопроводе 114, выдает выходной сигнал 606, который типизирует фактическую скорость потока жидкости в трубопроводе 114. Устройство для измерения потока предпочтительно расположено выше (по потоку) регулирующего клапана для того, чтобы избежать распознавания двухфазного потока. Сигнал 602 предназначается в качестве сигнала уставки для регулятора потока 608. Сигналы 602 и 608 соответственно сопоставляются в регуляторе потока 608, и регулятор 608 выдает выходной сигнал 614, соответствующий разности между сигналами 602 и 606. Сигнал 614 предназначается для регулирования клапана 97, и управление клапаном 97 выполняется в соответствии с сигналом 614. Сигнал уставки (не показан), соответствующий желаемому уровню в колонне 60, может быть введен вручную в регулятор уровня 600 оператором, или в качестве альтернативы может осуществляться компьютерное регулирование с помощью алгоритма. В зависимости от рабочих условий используется логика оператора или управляющего компьютера для того, чтобы определить, будет ли регулирование основано на уровне жидкости или на скорости потока. В ответ на ввод сигнала переменной скорости потока 606 и сигнала заданной уставки регулятор 608 выдает выходной сигнал 614, который соответствует разности между соответствующими сигналами ввода и уставки. Этот сигнал масштабирован таким образом, чтобы соответствовать, в зависимости от обстоятельств, необходимому положению клапана регулирования 97 для того, чтобы поддержать скорость потока жидкости, практически равной желаемой скорости потока, или, в случае необходимости, уровень жидкости, практически равный желаемому уровню жидкости.

Как показано на фиг.2, поток верхнего погона из колонны 60 поступает на верхнюю ступень этиленовой камеры охлаждения 42 по трубопроводу 125. Этот поток верхнего погона подвергается охлаждению с помощью устройства косвенного теплообмена 44. Этот частично охлажденный поток покидает камеру охлаждения 42 по трубопроводу 127. По меньшей мере, часть потока, обогащенного метаном, из трубопровода 127 направляется в обводной трубопровод 133 под действием клапанов 69 и 532. Другая часть потока, обогащенного метаном, протекает через трубопровод 127 на промежуточную ступень этиленовой камеры охлаждения 54, где поток охлаждается с помощью устройства для теплообмена 56. Поток, обогащенный метаном, покидает камеру охлаждения 54 по трубопроводу 129. Часть обогащенного метаном потока, направленного в обход камеры 54, проходит через клапан 69 в трубопровод 135. Обе части обогащенного метаном потока в трубопроводах 129 и 135 объединяются в трубопроводе 131.

Предпочтительно соотношение жидкостей в двухфазном потоке в трубопроводе 131 регулируется путем поддержания желаемой температуры потоков. Это осуществляется таким образом. Устройство преобразования температуры 688 в сочетании с устройством распознавания, таким как термопара, расположенная в трубопроводе 131, обеспечивает входной сигнал 686 в регулятор температуры 682. Кроме того, для регулятора 682 предусмотрена уставка температурного сигнала 684 с помощью оператора или компьютерного алгоритма. Регулятор 682 срабатывает на разность между двумя сигналами ввода и посылает сигнал 680 на клапан регулирования потока 69, расположенный в трубопроводе, в котором протекает часть потока, поданного по трубопроводу 127, который не подвергается охлаждению с помощью устройства теплообмена 56 в камере охлаждения 54. Посланный сигнал 680 масштабирован таким образом, чтобы соответствовать необходимому положению клапана регулирования 69, чтобы поддержать требуемую скорость потока жидкости, чтобы получить желаемую температуру в трубопроводе 131.

Обогащенный метаном поток из трубопровода 131 поступает в сепаратор 71, где жидкая часть этого потока отделяется от газообразной части потока, обогащенного метаном. Газообразная часть удаляется из сепаратора 71 по трубопроводу 137 и направляется на нижнюю ступень этиленовой камеры охлаждения 68. Жидкая часть потока удаляется из сепаратора 71 по трубопроводу 139. Криогенный насос 73 перекачивает жидкий, обогащенный метаном, поток орошения в колонну для удаления тяжелых компонентов 60 по трубопроводу 141, причем поток поступает непосредственно наверх колонны 60. Предпочтительно температура жидкого обогащенного метаном потока в насосе 73 находится приблизительно между -62 и -84°С (от -80 до -120°F).

В рассмотренных выше регуляторах могут быть использованы различные типы регулирования, такие как пропорциональный, пропорционально-интегральный или пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД). В предпочтительных вариантах осуществления регулирования температуры и потока используется пропорционально-интегральный регулятор, однако в объем защиты согласно изобретению входит любой регулятор, который способен принимать два входных сигнала и выдавать масштабированный выходной сигнал, соответствующий сопоставлению двух входных сигналов. Работа ПИД-регуляторов хорошо известна из уровня техники. Существенно, что выходной сигнал регулятора может быть масштабирован для того, чтобы представлять любой желаемый фактор или переменную. Один пример соответствует ситуации, когда желаемая температура и фактическая температура сопоставляются с помощью регулятора. Выходной сигнал регулятора может представлять собой сигнал, соответствующий изменению скорости потока некой текучей среды, которая необходима для достижения равенства желаемой и фактической температуры. С другой стороны, аналогичный выходной сигнал может быть масштабирован для того, чтобы представлять проценты, или может быть масштабирован, чтобы представлять необходимое изменение давления для достижения равенства желаемой и фактической температуры.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения системы производства СПГ, показанные на фиг.1 и 2, моделируются на компьютере с помощью традиционного программного обеспечения для моделирования процессов. Примеры подходящих программ для моделирования включают HYSYS от фирмы Hyprotech, Aspen Plus® от Aspen Technology, Inc. и PRO/II® от Simulation Sciences Inc.

Описанные выше предпочтительные варианты изобретения могут быть использованы только с целью иллюстрации и не должны использоваться при интерпретации настоящего изобретения в смысле ограничения его объема. Специалисты в этой области техники могут легко выполнить очевидные модификации приведенных выше примеров осуществления изобретения без отклонения от духа настоящего изобретения.

В этой заявке авторы изобретения формулируют свои намерения на основе Доктрины эквивалентов, чтобы определить и вполне беспристрастно оценить объем настоящего изобретения, который относится к любому устройству, фактически не отклоняющемуся, но буквально не указанному в объеме изобретения, как изложено в следующей ниже формуле изобретения.