Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота

Способ сжижения природного газа с повышенным удалением азота

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится в основном к способу и устройству для удаления азота из потоков природного газа в установке для сжижения природного газа.

Криогенное сжижение природного газа обычно реализуют как средство преобразования природного газа в более удобную форму для транспортировки и хранения. Такое сжижение уменьшает объем примерно в 600 раз и приводит к получению продукта, который можно хранить и транспортировать при почти атмосферном давлении.

В связи с простотой хранения природный газ часто транспортируют по трубопроводу от источника подачи на отдаленный рынок сбыта. Желательно эксплуатировать трубопровод в условиях, по существу, постоянного и высокого коэффициента нагрузки, но часто транспортная или пропускная способность трубопровода в одни промежутки времени будет превышать спрос, тогда как в другие промежутки времени спрос будет превышать транспортную способность трубопровода. Чтобы сгладить пики, на которых спрос превышает предложение, или спады, когда предложение превышает спрос, желательно хранить избыточный газ так, чтобы его можно было подавать, когда предложение превышает спрос. Такая практика обеспечивает удовлетворение спроса на будущих его пиках за счет материала из хранилища. Одно практическое средство осуществления этого заключается в преобразовании газа в сжиженное состояние для хранения с последующим испарением жидкости в соответствии с потребностями спроса.

Важность сжижения природного газа еще больше возрастает при транспортировке газа от источника подачи, который находится на большом расстоянии от рынка, а трубопровода либо нет, либо его строительство непрактично. В частности, такая ситуация возникает там, где транспортировку должны проводить океанские суда. Морские перевозки природного газа в газообразном состоянии обычно непрактичны, поскольку необходимо повышать давление, чтобы значительно уменьшить удельный объем газа. Такое повышение давления требует использования более дорогих контейнеров для хранения.

Чтобы хранить и транспортировать природный газ в жидком состоянии, природный газ предпочтительно охлаждается до температуры в диапазоне от -151 до -162°С (от -240 до -260°F), в котором сжиженный природный газ (СПГ) обладает почти атмосферным давлением пара. На данном уровне развития техники существуют многочисленные системы для сжижения природного газа, в которых газ сжижается путем последовательного пропускания газа через множество ступеней охлаждения, на которых газ охлаждается последовательно до более низких температур до тех пор, пока не достигается температура сжижения. Охлаждение в общем случае проводится посредством теплообмена с одним или более хладагентами, такими, как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот или комбинации вышеупомянутых хладагентов (например, системы смешанных хладагентов). В методологии сжижения, которая применима, в частности, к настоящему изобретению, используется разомкнутый метановый цикл в качестве заключительного цикла охлаждения, в котором поток, несущий СПГ под повышенным давлением, мгновенно испаряется, а пары мгновенного испарения (т.е. поток(и) мгновенно испаренного газа) затем используются в качестве охлаждающих веществ, повторно сжимаются, охлаждаются, объединяются с питающим потоком обработанного природного газа и сжижаются, вследствие чего получается поток, несущий СПГ под повышенным давлением.

В любом способе сжижения, обеспечивающем получение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, присутствие азота создает проблемы, так как соответствующие компоненты растворяются в СПГ под повышенным давлением. Кроме того, повышенные концентрации азота в разомкнутом метановом цикле могут повысить требования к охлаждению и привести к различным технологическим проблемам. Таким образом, в некотором месте в технологическом процессе требуется удалять азот. Одна разработанная методология такого удаления состоит в мгновенном испарении потока, несущего СПГ под повышенным давлением, и использовании полученного мгновенно испаренного потока (полученных мгновенно испаренных потоков) в качестве топливного газа для приводов (например, турбин) для компрессоров хладагента, применяемых в процессах сжижения, и/или электрических генераторов. Однако для газовых турбин приемлемым является лишь ограниченный диапазон выражаемой в британских тепловых единицах (БТЕ) теплоемкости топливного газа. Следовательно, обычные схемы для удаления азота из процесса сжижения посредством потока топливного газа могут оказаться больше непрактичными, когда выражаемая в БТЕ теплоемкость потока (потоков) топливного газа оказывается слишком малой по сравнению с теплоемкостью топлива, которое используется для запуска турбины. Кроме того, флуктуации количества топливного газа, характерные для срывов процесса, могут сделать такие традиционные методологии непрактичными.

Задачей настоящего изобретения является создание новой системы для удаления азота из потока природного газа в установке для сжижения природного газа.

Другие задачи и преимущества настоящего изобретения станут очевидными из нижеследующего описания и чертежей.

Соответственно технический результат достигается посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, (b) использование, по меньшей мере, части природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере и (с) сжатие ниже по потоку после молекулярного сита, по меньшей мере, части природного газа, используемой в качестве хладагента.

При этом этап (a) включает адсорбирование азота с помощью молекулярного сита.

Способ дополнительно включает этап (d) осуществления десорбции азота из молекулярного сита.

При этом этапы (а) и (d) являются этапами процесса адсорбции с колебаниями давления.

Способ дополнительно включает этап (е) удаления выше по потоку перед молекулярным ситом кислого газа из природного газа.

Способ дополнительно включает этап (f) удаления выше по потоку перед молекулярным ситом воды из природного газа.

Способ дополнительно включает этап (g) удаления выше по потоку перед молекулярным ситом ртути из природного газа.

Способ дополнительно включает этап (h) охлаждения выше по потоку после молекулярного сита природного газа в этиленовом холодильном аппарате.

Способ дополнительно включает этап (i) охлаждения в технологической цепочке после молекулярного сита природного газа в пропановом холодильном аппарате.

Способ дополнительно включает этап (j) охлаждения выше по потоку перед молекулярным ситом природного газа в пропановом холодильном аппарате.

Способ дополнительно включает этап (k) охлаждения выше по потоку перед молекулярным ситом природного газа в этиленовом холодильном аппарате.

Способ дополнительно включает этап (l) охлаждения выше по потоку перед молекулярным ситом природного газа в метановом экономайзере.

Предпочтительно, молекулярное сито имеет размер пор в диапазоне от примерно 3,6 до примерно 3,8 ангстрем или в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем. При этом молекулярное сито выполнено из титаносиликатного цеолита.

Предпочтительно, цеолит выбирают из группы, состоящей из ETS-4, BaETS-4, CTS-1 и их комбинаций.

Технический результат достигается также посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) адсорбирование азота из природного газа, обеспечивая поток природного газа с низким содержанием азота, (b) охлаждение, по меньшей мере, части потока природного газа с низким содержанием азота в пропановом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на первой ступени природного газа, (с) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на первой ступени природного газа в этиленовом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на второй ступени природного газа, и (d) использование, по меньшей мере, части потока охлажденного на второй ступени природного газа в качестве хладагента в разомкнутом метановом цикле.

Предпочтительно, адсорбирование проводят с использованием цеолита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем.

Способ дополнительно включает этап (е) предварительной обработки выше по потоку перед использованием цеолита природного газа, удаляя, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество, которое мешает проявлению цеолитом его способности адсорбировать азот.

При этом, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбирают из группы, состоящей из сероводорода, диоксида углерода, воды, ртути и их комбинаций.

Предпочтительно, цеолит, имеет размер пор в диапазоне от примерно 3,6 до примерно 3,8 ангстрем или в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем, причем цеолит является титаносиликатным цеолитом.

Способ дополнительно включает этап (f) удаления выше по потоку перед использованием цеолита ртути из природного газа.

Способ дополнительно включает этап (g) удаления выше по потоку перед использованием цеолита, по меньшей мере, одного кислого газа из природного газа.

Способ дополнительно включает этап (h) удаления выше по потоку перед использованием цеолита воды из природного газа.

Предпочтительно, цеолит, имеет размер пор в диапазоне от 3,65 до 3,75 ангстрем, причем цеолит является титаносиликатным цеолитом.

Технический результат достигается также посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) охлаждение природного газа в пропановом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на первой ступени природного газа, (в) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на первой ступени природного газа в этиленовом холодильном аппарате, обеспечивая поток охлажденного на второй ступени природного газа, (с) охлаждение, по меньшей мере, части потока охлажденного на второй ступени природного газа в метановом экономайзере, обеспечивая поток охлажденного на третьей ступени природного газа, d) использование, по меньшей мере, части потока охлажденного на третьей ступени природного газа в качестве хладагента в метановом экономайзере, и (е) адсорбирование азота, по меньшей мере, из части природного газа, используемого в качестве хладагента в метановом экономайзере, обеспечивая поток природного газа с низким содержанием азота.

Технический результат достигается также посредством обеспечения способа сжижения природного газа, включающего следующие этапы: (а) удаление азота из природного газа с использованием молекулярного сита, имеющего размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, (b) охлаждение природного газа в первом холодильном аппарате и (с) охлаждение природного газа во втором холодильном аппарате.

При этом первый холодильный аппарат является пропановым холодильным аппаратом, а второй холодильный аппарат является этиленовым холодильным аппаратом.

Способ дополнительно включает этап (d) охлаждения природного газа в метановом экономайзере.

Способ дополнительно включает этап (е) охлаждения ниже по потоку после молекулярного сита с помощью первого холодильника и второго холодильника природного газа в цикле многоступенчатого расширения. Причем этап (е) включает снижение температуры природного газа до температуры от -240 до -260°F и снижение давления потока природного газа примерно до атмосферного давления. При этом первый и второй холодильные аппараты расположены ниже по потоку после молекулярного сита.

Технический результат достигается также посредством обеспечения устройства для сжижения природного газа, содержащего систему для предварительной обработки, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, одного загрязняющего вещества из природного газа, причем, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество выбрано из группы, состоящей из кислого газа, воды, ртути и их комбинаций, систему для удаления азота, расположенную ниже по потоку после системы для предварительной обработки и выполненную с возможностью удаления азота из природного газа, причем система для удаления природного газа включает молекулярное сито, имеющее размер пор в диапазоне от примерно 3,5 до примерно 4,0 ангстрем, пропановый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после системы для удаления азота и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, этиленовый холодильный аппарат, расположенный ниже по потоку после пропанового холодильного аппарата и выполненный с возможностью охлаждения природного газа, и систему с разомкнутым метановым циклом, расположенную ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата.

В одном варианте система для удаления азота расположена выше по потоку перед системой с разомкнутым метановым циклом, и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает кислый газ.

В другом варианте система для удаления азота расположена выше по потоку перед этиленовым холодильным аппаратом, и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает воду.

Еще в одном варианте система для удаления азота расположена выше по потоку перед пропановым холодильным аппаратом, и, по меньшей мере, одно загрязняющее вещество включает ртуть.

Еще в другом варианте система для удаления азота расположена перед этиленовым холодильным аппаратом.

Предпочтительно, система с разомкнутым метановым циклом включает метановый компрессор, выполненный с возможностью сжатия природного газа, а система для удаления азота расположена выше по потоку метанового компрессора.

Система с разомкнутым метановым циклом включает барабан ступени высокого давления для мгновенного испарения метана, расположенный ниже по потоку после этиленового холодильного аппарата и выше по потоку перед компрессором, а система для удаления азота расположена с возможностью сообщения посредством текучей среды между барабаном ступени высокого давления для мгновенного испарения метана и метановым компрессором.

Ниже, со ссылками на прилагаемые чертежи, приведено подробное описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения, при этом

на фиг.1 изображена упрощенная блок-схема последовательности операций каскадного способа охлаждения для производства СПГ, в котором используется разомкнутый метановый цикл охлаждения;

на фиг.2 изображена упрощенная блок-схема предпочтительного варианта осуществления системы для удаления азота, подходящей для удаления азота из природного газа в установке для сжижения природного газа.

В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «каскадный способ охлаждения с разомкнутым циклом» относится к каскадному способу охлаждения, включающему, по меньшей мере, один замкнутый цикл охлаждения и один разомкнутый цикл охлаждения, при этом температура кипения хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, меньше, чем температура кипения холодильного вещества или холодильных веществ, применяемых в замкнутом цикле (замкнутых циклах), а часть режима охлаждения для конденсации сжатого хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, обеспечивается посредством одного или более замкнутых циклов. В настоящем изобретении в качестве хладагента или охлаждающего вещества, применяемого в разомкнутом цикле, применяется поток метана или поток, в котором доминирует метан. Этот поток состоит из питающего потока обработанного природного газа и потоков сжатого газа, применяемых в разомкнутом метановом цикле.

Каскадный способ охлаждения предусматривает балансировку термодинамических кпд и капитальных затрат. В процессах теплопередачи происходит снижение термодинамических необратимых процессов по мере уменьшения градиентов температур между нагревающими и охлаждающими текучими средами, но получение таких малых градиентов температур обычно требует значительного увеличения площади теплопередачи, внесения существенных изменений в различное технологическое оборудование и надлежащего выбора расходов потока через оборудование, чтобы гарантировать, что и расходы потока, и температуры на входе и выходе окажутся совместимыми с требуемым режимом нагревания и/или охлаждения.

Одним из наиболее действенных и эффективных средств сжижения природного газа является оптимизированная каскадная технология в сочетании с охлаждением в режиме расширения. Такой способ сжижения предусматривает последовательное охлаждение потока природного газа при повышенном давлении, например, при абсолютном давлении около 625 psia с последующим охлаждением потока газа путем пропускания через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл и разомкнутый метановый цикл, в котором часть питающего газа используется в качестве источника метана и который включает многоступенчатый цикл расширения для дальнейшего охлаждения газа и снижения давления до почти атмосферного давления. В последовательности циклов охлаждения первым используется хладагент, имеющий наибольшую температуру кипения, после него - хладагент, имеющий некоторую промежуточную температуру кипения, а в конце - хладагент, имеющий наименьшую температуру кипения. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «пропановый холодильный аппарат» следует понимать как обозначающий охлаждающую систему, в которой применяется хладагент, имеющий такой же диапазон кипения, как пропан или пропилен, или сходный диапазон. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «этиленовый холодильный аппарат» следует понимать как обозначающий охлаждающую систему, в которой применяется хладагент, имеющий такой же диапазон кипения, как этан или этилен, или сходный диапазон. В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины «... в технологической цепочке выше по потоку...» и «... в технологической цепочке ниже по потоку...» будут использоваться для описания относительных положений различных составных частей установки для сжижения природного газа.

Различные этапы предварительной обработки обеспечивают средство для удаления нежелательных компонентов, таких, как кислые газы, меркаптан, ртуть и влага, из питающего потока природного газа, подаваемого в оборудование. Состав этого потока газа может претерпевать существенные изменения. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «поток природного газа» обозначает любой поток, состоящий в основном из метана, который изначально является основной частью питающего потока природного газа, составляющей, по меньшей мере, 85% его объема, а остальное составляют этан, высшие углеводороды, диоксид углерода и незначительные количества таких веществ, как ртуть, сероводород и меркаптан. Этапы предварительной обработки могут быть отдельными этапами, проводимыми в технологической цепочке либо перед циклами охлаждения, либо после одной из предыдущих стадий охлаждения в начальном цикле. Ниже приводится не ограничивающий перечень некоторых из возможных средств, которые известны специалисту в данной области техники. Кислые газы и - в меньшей степени - меркаптан обычно удаляют посредством процесса химической реакции, в которой применяется водный аминосодержащий раствор. Этот этап обработки обычно проводят в технологической цепочке перед стадиями охлаждения в начальном цикле. Основную часть воды обычно отводят в виде жидкости посредством двухфазного разделения газа и жидкости с последующим сжатием и охлаждением газа, проводимыми в технологической цепочке перед начальным циклом охлаждения, а также после первой стадии охлаждения в начальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют посредством слоев веществ, сорбирующих ртуть. Остаточные количества воды и кислых газов обычно удаляют, пользуясь слоями надлежащим образом выбранных сорбирующих веществ, такими, как регенерируемые молекулярные сита.

Питающий поток предварительно обработанного природного газа обычно вводят в процесс сжижения при повышенном давлении или сжимают до достижения повышенного давления, которое является абсолютным давлением свыше 3,44 МПа (500 psia), предпочтительно - составляющим от около 3,44 до около 6,20 МПа (от около 500 до около 900 psia). Температура потока в типичном случае находится в диапазоне от несколько меньшей, чем температура окружающей среды, до несколько большей, чем температура окружающей среды. Характерный диапазон температуры составляет от 15,5 до 58,8°С (от 60 до 138°F).

Как отмечалось выше, питающий поток природного газа охлаждают на протяжении множества многоступенчатых циклов или этапов (количество которых составляет, например, три) посредством косвенного теплообмена с множеством хладагентов, количество которых предпочтительно равно трем. Общий кпд охлаждения для некоторого заданного цикла возрастает по мере увеличения количества ступеней, но этот рост кпд сопровождается соответствующим увеличением чистых капитальных затрат и сложности процесса. Питающий газ предпочтительно пропускают через эффективное количество ступеней охлаждения, номинально - две, предпочтительно - от двух до четырех, а более предпочтительно - через три ступени, в первом замкнутом цикле охлаждения с использованием относительно высококипящего хладагента. Такой хладагент предпочтительно состоит в основной части из пропана, пропилена или их смесей, более предпочтительно - из пропана, а в наиболее предпочтительном варианте хладагент состоит, по существу, из пропана. После этого обработанный питающий газ проходит через эффективное количество ступеней, номинально - две, предпочтительно - от двух до четырех, а более предпочтительно - через две или три, во втором замкнутом цикле охлаждения с использованием хладагента, имеющего меньшую температуру кипения. Такой хладагент предпочтительно состоит в основной части из этана, этилена или их смесей, более предпочтительно - из этилена, а в наиболее предпочтительном варианте хладагент состоит, по существу, из этилена. Каждая ступень охлаждения предусматривает отдельную зону охлаждения. Как отмечалось выше, питающий поток обработанного природного газа объединяют с одним или более повторно используемых потоков (т.е. потоков сжатого газа, полученных в открытом метановом цикле) в различных местах во втором цикле, тем самым получая поток сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения поток сжижения конденсируют (т.е. сжижают) в основной части, а предпочтительно - во всей его полноте, тем самым получая поток, несущий СПГ под повышенным давлением. Вообще говоря, технологическое давление в этом месте лишь немного ниже, чем давление предварительно обработанного питающего газа, подаваемого на первую ступень первого цикла.

В общем случае, питающий поток природного газа будет содержать такие количества компонентов C₂+, что это приведет к образованию жидкости, богатой C₂+, на одной или более ступеней охлаждения. Эту жидкость удаляют посредством сепараторов для разделения газа и жидкости. В общем случае, управление последовательным охлаждением природного газа на каждой стадии осуществляют так, чтобы удалить как можно больше С₂ и углеводородов большей молекулярной массы из газа для получения потока газа, в котором преобладает метан, и потока жидкости, содержащей значительные количества этана и более тяжелых компонентов. Средства разделения газа и жидкости размещены в эффективном количестве в стратегически важных местах технологической цепочки после зон охлаждения для удаления потоков жидкости, богатых компонентами С₂+. Точные места расположения и количество средств разделения газа и жидкости, предпочтительно обычных сепараторов для разделения газа и жидкости, будет зависеть от ряда технологических параметров, таких, как состав С₂+ питающего потока природного газа, желаемой теплоемкости, выражаемой в БТЕ, продукта на основе СПГ, количественных параметров компонентов С₂+ для других применений, а также от иных факторов, обычно учитываемых специалистами в области установок для производства СПГ и эксплуатации газовых установок. Поток или потоки углеводородов С₂+ можно деметанизировать посредством колонны для одноступенчатого быстрого испарения или фракционирования. В последнем случае полученный поток, богатый метаном, можно возвращать под давлением непосредственно в процесс сжижения. В первом случае можно снижать давление в этом потоке, богатом метаном, и рециркулировать этот поток, или его можно использовать в качестве топливного газа. Поток или потоки углеводородов С₂+ либо деметанизированный поток или деметанизированные потоки углеводородов С₂+ можно использовать в качестве топлива, или можно дальше обрабатывать, например, посредством фракционирования в одной или более зон фракционирования, чтобы получить отдельные потоки, богатые конкретными ингредиентами (например, С₂, С₃, C₄ и С₅+).

Затем поток, несущий СПГ под повышенным давлением, дополнительно охлаждают в третьем цикле или на третьем этапе, называемом разомкнутым метановым циклом, посредством контакта в основном метановом экономайзере с мгновенно испаренными газами (т.е. потоками мгновенно испаренных газов), образуемыми в этом третьем цикле так, как это описано выше, и посредством расширения потока, несущего находящийся под давлением СПГ, до достижения почти атмосферного давления. Во время этого расширения поток, несущий находящийся под давлением СПГ, охлаждают посредством одного, предпочтительно - двух-четырех, а более предпочтительно - трех расширений, причем в каждом расширении используются средства снижения давления либо расширительные клапаны Джоуля-Томсона или гидравлические детандеры. За расширением следует разделение продукта на газ и жидкость с помощью сепаратора. Когда применяют гидравлический детандер, и он работает надлежащим образом, повышенные кпд, связанные с рекуперацией мощности, более существенным снижением температуры потока и выработкой меньшего количества пара на этапе мгновенного испарения, часто будут более значимыми, чем изменения в сторону увеличения капитальных и технологических затрат, связанных с детандером. В одном варианте осуществления дополнительное охлаждение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, перед мгновенным испарением осуществляют, возможно, путем мгновенного испарения части этого потока сначала посредством одного или более гидравлических детандеров, а затем с помощью средств косвенного теплообмена, в которых поток мгновенно испаренного газа используется для охлаждения остальной части потока, несущего СПГ под повышенным давлением, перед мгновенным испарением. Поток подогретого мгновенно испаренного газа затем повторно используют, возвращая его в подходящее место на основании соображений температуры и давления, в открытом метановом цикле и подвергают повторному сжатию.

Когда поток, несущий СПГ под повышенным давлением, предпочтительно поток жидкости, попадающий в третий цикл, находится под предпочтительным абсолютным давлением 4,134 МПа (около 600 psia), характерные абсолютные давления мгновенного испарения для трехступенчатого процесса мгновенного испарения, составляют примерно 1,30, 0,42 и 0,170 МПа (примерно 190, 61 и 24,7 psia). Мгновенное испарение потока, несущего СПГ под повышенным давлением, предпочтительно, потока жидкости, до достижения почти атмосферного давления позволяет получить продукт СПГ, имеющий температуру в диапазоне от -151 до -162°С (от -240 до -260°F).

Критичным для сжижения природного газа в каскадном способе охлаждения является использование одного или более хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа хладагенту и, в конечном счете, для передачи тепловой энергии окружающей среде. В сущности, вся холодильная система в целом функционирует как тепловой насос за счет отвода тепловой энергии из потока природного газа по мере постепенного охлаждения этого потока до все более и более низких температур.

При осуществлении способа сжижения можно использовать один из нескольких типов охлаждения, которые предусматривают, но не в ограничительном смысле, (а) косвенной теплообмен, (б) испарение и (в) расширение или снижение давления. В том смысле, в каком термин «косвенной теплообмен» употребляется в данном описании, он относится к процессу, при котором хладагент охлаждает охлаждаемое вещество без реального физического контакта между холодильным веществом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры средств косвенного теплообмена включают те, которые обуславливают проведение теплообмена в кожухотрубном теплообменнике, котловом теплообменнике с внутренним сердечником и паяном алюминиевом пластинчато-реберном теплообменнике. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может изменяться в зависимости от потребностей системы и выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник в типичном случае будет использоваться там, где холодильное вещество находится в жидком состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии или когда одно из этих веществ претерпевает фазовое изменение, а технологические условия не благоприятствуют использованию котлового теплообменника с внутренним сердечником. В качестве примера необходимо отметить, что предпочтительными материалами для сооружения сердечника являются алюминий и сплавы алюминия, но такие материалы могут не подойти для использования в проектируемых технологических условиях. Пластинчато-реберный теплообменник в типичном случае будет использоваться там, где хладагент находится в газообразном состоянии, а охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии. И, наконец, котловой теплообменник с внутренним сердечником, как правило, будет использоваться там, где охлаждаемое вещество является жидкостью или газом, а хладагент претерпевает фазовое изменение, переходя из жидкого состояния в газообразное состояние во время теплообмена.

Термин «охлаждение испарением» относится к охлаждению вещества посредством испарения или к испарению части вещества с помощью системы, поддерживаемой под постоянным давлением. Таким образом, во время испарения та часть вещества, которая испаряется, поглощает тепло из части вещества, оставшегося в жидком состоянии и, следовательно, охлаждает жидкую часть.

И, наконец, термин «охлаждение за счет расширения или снижения давления» относится к охлаждению, которое происходит, когда давление газа, жидкости или двухфазной системы снижают путем пропускания через средство снижения давления. В одном конкретном варианте осуществления это средство расширения является расширительным клапаном Джоуля-Томсона. В еще одном варианте осуществления средство расширения является либо жидкостным, либо газовым детандером. Поскольку детандеры осуществляют рекуперацию рабочей энергии из процесса расширения, при расширении возможны более низкие температуры технологических потоков.

На фиг.1 в виде блок-схемы последовательности операций и устройства изображен предпочтительный вариант осуществления каскадного способа сжижения в разомкнутом цикле, представленный в целях иллюстрации. В этом варианте осуществления преднамеренно не показана система для удаления азота, так как местонахождение такой системы в установке для сжижения может изменяться в зависимости от различных параметров подачи и эксплуатации. На фиг.2 в общем виде показана система для удаления азота, подходящая для использования в каскадном способе сжижения, проиллюстрированном на фиг.1. Последующие рассуждения будут посвящены интеграции методологий рассматриваемого способа и связанного с ним устройства, изображенного на фиг.2, в технологическую методологию и устройство, изображенные на фиг.1. Для специалистов в данной области техники будет понятно, что фиг.1 и 2 являются лишь условными, и поэтому многие единицы оборудования, которые потребовались бы для успешной эксплуатации промышленной установки, не показаны в целях ясности изложения и изображения. Такие единицы оборудования могут относиться, например, к средствам управления компрессорами, средствам изменения расходов и уровней и соответствующим контроллерам, средствам регулирования температуры и давления, насосам, электродвигателям, фильтрам, дополнительным теплообменникам, арматуре и т.д. Эти единицы оборудования могут быть выполнены в соответствии со стандартной инженерной практикой.

Чтобы облегчить понимание фиг.1 и 2, применяются нижеследующие ссылочные позиции. Единицы оборудования под номерами 1-99 - это технологические сосуды и оборудование, изображенные на фиг.1, которые непосредственно связаны со способом сжижения, включая единицы оборудования, непосредственно связанные с удалением азота. Единицы оборудования под номерами 100-199 соответствуют проточным магистралям или трубам, изображенным на фиг.1, которые содержат метан в основной части. Единицы оборудования под номерами 200-299 соответствуют проточным магистралям или трубам, изображенным на фиг.1, которые содержат этиленовый хладагент. Единицы оборудования под номерами 300-399 соответствуют проточным магистралям или трубам, изображенным на фиг.1, которые содержат пропановый хладагент. Единицы оборудования под номерами 400-499 соответствуют технологическим сосудам, оборудованию, проточным линиям или трубам, изображенным на фиг.2.

Со ссылкой на фиг.1, питающий поток природного газа, как описано выше, попадает в трубу 100 из трубопровода природного газа. Во входном компрессоре 102 природный газ сжимается и охлаждается воздухом таким образом, что природный газ, выходящий из компрессора 102, имеет абсолютное давление в основном в диапазоне от около 3,44 до около 5,51 МПа (от около 500 до 800 psia) и температуру в основном в диапазоне от около 23,8 до около 79,4°С (от около 75 до около 175°F). Затем природный газ проходит по трубе 104 в блок 106 удаления кислых газов. В блоке 106 удаления кислых газов предпочтительно применяется аминосодержащий растворитель (например, дигликольамин) для удаления таких кислых газов, как CO₂ и H₂S. В предпочтительном варианте блок 106 удаления кислых газов используют для удаления CO₂ до достижения его содержания менее 50 объемных частей CO₂ на миллион объемных частей природного газа и удаления H₂S до достижения его содержания менее 2 объемных частей Н₂S на миллион объемных частей природного газа. После удаления кислого газа природный газ проходит по трубе 108 в блок 110 обезвоживания, который выполнен с возможностью удаления, по существу, всей воды из природного газа. В блоке обезвоживания предпочтительно используется многослойная регенерируемая система молекулярных сит для сушки природного газа. Высушенный природный газ может затем проходить по трубе 112 к системе 114 для удаления ртути. В системе 114 для удаления ртути предпочтительно используется, по меньшей мере, один сосуд с фиксированным слоем, содержащий активированный уголь, пропитанный серой, для удаления ртути из природного газа.

Полученный предварительно обработанный природный газ проходит по трубе 116 в систему сжижения. Газообразный пропан сжимают в многоступенчатом компрессоре 18, приводимым в действие не показанным приводом на основе газовой турбины. Три ступени предпочтительно образуют один блок, хотя они могут быть и отдельными блоками, механически соединенными друг с другом с целью приведения их в действие только одним приводом. После сжатия сжатый пропан пропускают по трубе 300 в холодильник 20, где пропан сжижается. Характерные абсолютное давление и температура сжиженного пропанового хладагента перед мгновенным испарением составляют около 46,6°С и около 1,31 МПа (около 116°F и около 190 psia). Хотя это и не показано на фиг.1, в предпочтительном варианте в технологической цепочке после холодильника 20 и перед расширительным клапаном 12 расположен разделительный сосуд для удаления остаточных легких компонентов из сжиженного пропана. Такие сосуды могут состоять из одноступенчатого сепаратора для разделения газа от жидкости или могут быт