Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа

Усовершенствованная система мгновенного испарения метана для сжижения природного газа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. Изобретение также относится к усовершенствованному циклу многоступенчатого расширения для понижения давления охлажденного и находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа (СПГ) почти до атмосферного давления.

Криогенное сжижение природного газа обычно применяется как средство преобразования природного газа в более удобную для транспортирования и хранения форму. Это сжижение уменьшает объем приблизительно в 600 раз с получением продукции, которую можно хранить и транспортировать при почти равном атмосферному давлении.

Для удобства хранения природного газа его нередко транспортируют по трубопроводу от источника снабжения к удаленному месту его сбыта. Желательно, чтобы трубопровод работал по существу с постоянным и высоким коэффициентом эксплуатационной нагрузки, но производительность и пропускная способность трубопровода нередко будут превышать спрос, а в других случаях спрос будет превышать производительность трубопровода. Для сглаживания пиков превышения спроса над предложением или спадов, когда предложение превышает спрос, желательно обеспечить хранение газа, чтобы его можно было поставлять в случаях превышения спроса над предложением. Этот метод будет обеспечивать будущие повышения спроса поставками материала из хранилища. В этих целях один из практических методов заключается в преобразовании газа в жидкое состояние для хранения, и в последующем испарении жидкости в случае повышения спроса.

Сжижение природного газа получает еще большее значение при транспортировании газа от источника снабжения, находящегося на больших расстояниях от возможного места его сбыта, и когда трубопровода либо нет, либо его использование непрактично. Это обстоятельство особо относится к необходимости транспортирования морским транспортом. Морские перевозки в газообразном состоянии, как правило, не практичны, т.к. для этого необходимо значительное сжатие газа для уменьшения его удельного объема. Для этого сжатия требуется применение более дорогостоящих емкостей хранения.

Для хранения и транспортирования природного газа в жидком состоянии его предпочтительно охлаждают до температур от -240°F до -260°F, при которых СПГ имеет почти атмосферное давление пара. В уровне техники известно много систем сжижения природного газа, в которых газ сжижается при его последовательном прохождении, в условиях повышенного давления, через множество ступеней охлаждения, и при этом газ охлаждается до все более низких температур, до достижения температуры сжижения. Охлаждение обычно осуществляется за счет теплообмена с одним или несколькими хладагентами, такими как пропан, пропилен, этан, этилен, метан, азот, или их комбинациями (например, системы смешанных хладагентов). Методика сжижения, особо пригодная для настоящего изобретения, в качестве цикла окончательного охлаждения использует разомкнутый метановый цикл, в котором находящийся под избыточным давлением поток СПГ подвергается мгновенному испарению, и образовавшиеся при мгновенном испарении пары (т.е. поток(и) мгновенно испарившегося газа) затем используются как хладагенты, снова сжимаются, охлаждаются, объединяются с сырьевым потоком перерабатываемого природного газа и сжижаются, при этом образуя находящийся под избыточным давлением поток СПГ.

В СПГ-установках, использующих разомкнутый метановый цикл, обычно для цикла конечного охлаждения применяются три ступени расширения (т.е. мгновенного испарения), при этом каждая ступень расширения выполняет мгновенное испарение содержащего СПГ потока в расширителе, после чего поток газа мгновенного испарения и поток, содержащий СПГ, разделяются в сепараторе для разделения газовой и жидкой фаз. В обычном разомкнутом метановом цикле конечная ступень мгновенного испарения включает снижение давления содержащего СПГ потока почти до атмосферного давления в расширителе конечной ступени, и затем отделение потока газа мгновенного испарения с низким давлением от содержащего СПГ потока низкого давления в сепараторе разделения газа и жидкости конечной ступени. Из сепаратора конечной ступени криогенный насос перекачивает содержащий СПГ поток низкого давления в резервуар(ы) СПГ.

Желательно, чтобы для СПГ-установок, как и для всех технологических установок, капитальные и эксплуатационные затраты были минимальными за счет уменьшения количества оборудования и средств управления для эксплуатации установки. То есть обеспечение разомкнутого метанового цикла, устраняющего по меньшей мере некоторое оборудование и/или средства управления многоступенчатого цикла расширения, будет существенным вкладом как с точки зрения развития известного уровня техники, так и с точки зрения экономических соображений.

Желательно обеспечить обладающую новизной систему сжижения природного газа, использующую разомкнутый метановый цикл и для которой требуется меньшее количество оборудования.

Также желательно обеспечить разомкнутый метановый цикл, для которого не требуются криогенные насосы для транспортирования содержащего СПГ потока от сепараторной емкости разделения газа и жидкости конечной ступени в резервуар для хранения сжиженного природного газа.

Также желательно обеспечить разомкнутый метановый цикл, в котором используется менее трех сепараторных емкостей.

Нужно упомянуть, что упоминаемые выше цели приводятся в качестве примера и их достижение не является обязательным для данного заявляемого изобретения. Прочие задачи и преимущества изобретения будут очевидны из приводимого ниже описания и чертежей.

Соответственно, один из вариантов осуществления настоящего изобретения обеспечивает способ сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) мгновенное испарение находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа в первом расширителе для обеспечения первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости; (б) мгновенное испарение, по меньшей мере, части первого сжиженного потока во втором расширителе с получением потока второго газа мгновенного испарения и второго потока жидкости; (в) мгновенное испарение, по меньшей мере, части второго потока жидкости в резервуаре для хранения сжиженного природного газа или непосредственно перед ним, с получением потока третьего газа мгновенного испарения и конечного продукта - сжиженного природного газа; и (г) направление потока третьего газа мгновенного испарения и конечного продукта сжиженного природного газа в резервуар для хранения сжиженного природного газа.

Согласно следующему варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают способ для сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) мгновенное испарение находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа в первом расширителе с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости; (б) мгновенное испарение, по меньшей мере, части первого сжиженного потока во втором расширителе с получением потока второго газа мгновенного испарения и второго потока жидкости; (в) мгновенное испарение, по меньшей мере, части второго жидкого потока в резервуаре для хранения сжиженного природного газа или непосредственно перед ним, с получением тем самым потока третьего газа мгновенного испарения и конечного продукта - сжиженного природного газа; (г) разделение, перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа, по меньшей мере, части второго потока на охлаждающую часть и продукционную часть; (д) направление охлаждающей части и, по меньшей мере, части третьего потока газа мгновенного испарения в общий трубопровод; (е) объединение охлаждающей части и, по меньшей мере, части потока третьего газа мгновенного испарения в общем трубопроводе; причем упомянутый общий трубопровод является холодной стороной теплообменника косвенного теплообмена; и (ж) перед резервуаром для хранения сжиженного природного газа, переохлаждение второго потока жидкости путем косвенного теплообмена в теплообменнике.

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают способ для сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) мгновенное испарение находящегося под избыточным давлением потока сжиженного природного газа в первом расширителе, с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости; (б) мгновенное испарение, по меньшей мере, части первого потока жидкости во втором расширителе с получением потока второго газа мгновенного испарения и второго потока жидкости; (в) переохлаждение, по меньшей мере, части второго потока жидкости в теплообменнике, с получением тем самым потока переохлажденного сжиженного природного газа; и (г) направление, по меньшей мере, части потока переохлажденного сжиженного природного газа в резервуар для хранения сжиженного природного газа.

Согласно следующему варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают способ для сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) мгновенное испарение первого потока сжиженного природного газа в первом расширителе с получением потока первого газа мгновенного испарения и первого потока жидкости; (б) направление продукционной части первого потока жидкости в резервуар для хранения сжиженного природного газа, причем упомянутая продукционная часть содержит как жидкость, так и пары; (в) направление охлаждающей части первого потока жидкости в теплообменник; (г) направление паров природного газа из резервуара для хранения сжиженного природного газа в теплообменник; и (д) объединение паров природного газа и охлаждающей части в теплообменнике.

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают устройство для сжижения природного газа, которое содержит: первый расширитель жидкости, имеющий первый выход расширителя; первый сепаратор разделения газа и жидкости, связанный текучей средой с выходом первого расширителя и имеющий первый выход газа и первый выход жидкости; второй расширитель жидкости, связанный текучей средой с первым выходом жидкости и имеющий второй выход расширителя; второй сепаратор разделения газа и жидкости, связанный текучей средой со вторым выходом расширителя и имеющий второй выход газа и второй выход жидкости; теплообменник с косвенным теплообменом, определяющий первый путь течения текучей среды и второй путь течения текучей среды; причем первый и второй пути течения текучей среды изолированы друг от друга в отношении текучих сред; при этом упомянутый теплообменник определяет входы и выходы первого и второго путей течения для первого и второго путей течения текучей среды соответственно; причем упомянутый вход первого пути течения связан текучей средой со вторым выходом жидкости; делитель, связанный текучей средой с первым выходом пути течения и имеющий продукционный выход и охлаждающий выход; и резервуар для хранения сжиженного природного газа, имеющий вход, связанный текучей средой с упомянутым продукционным выходом.

Далее, согласно следующему варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают способ для сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) охлаждение потока природного газа в первом цикле охлаждения с помощью первого хладагента; (б) охлаждение потока природного газа во втором цикле охлаждения с помощью второго хладагента; (в) охлаждение потока природного газа в третьем цикле охлаждения с помощью третьего хладагента; и (г) охлаждение потока природного газа в цикле многоступенчатого расширения, включающем, по меньшей мере, 3 ступени расширения; при этом упомянутый цикл многоступенчатого расширения имеет 2 или менее фазовых сепаратора.

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают способ для сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) охлаждение потока природного газа за счет косвенного теплообмена с первым преимущественно метановым потоком или группой потоков, с получением в результате этого первого охлажденного потока; (б) разделение, по меньшей мере, части первого охлажденного потока на первый разделенный поток и второй разделенный поток, причем данная стадия (б) включает в себя разделение первого охлажденного потока на первый и второй разделенные потоки по существу без разделения фаз, и упомянутые первый и второй разделенные потоки содержат приблизительно менее 5 мольных процентов пара; (в) сжатие, по меньшей мере, части первого разделенного потока в компрессоре; и (г) охлаждение, по меньшей мере, части второго разделенного потока за счет косвенного теплообмена со вторым преимущественно метановым потоком или с группами потоков, с получением в результате этого второго охлажденного потока.

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивают способ для сжижения природного газа, согласно которому осуществляют следующие стадии: (а) понижение давления потока природного газа, с получением тем самым первого потока пониженного давления, содержащего приблизительно менее 5 мольных процентов пара; (б) разделение, по меньшей мере, части первого потока пониженного давления на первый разделенный поток и второй разделенный поток, причем каждый из упомянутых первого и второго разделенных потоков содержит менее приблизительно 5 мольных процентов пара; (в) направление, по меньшей мере, части первого разделенного потока в резервуар для хранения сжиженного природного газа; и (г) нагревание, по меньшей мере, части второго разделенного потока за счет косвенного теплообмена с первым преимущественно метановым потоком, с получением в результате первого подогретого потока.

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается устройство для сжижения потока природного газа, которое содержит: экономайзер метана для осуществления косвенного теплообмена между множеством преимущественно метановых потоков с помощью множества проходов через теплообменник; причем упомянутый экономайзер метана содержит первый проход через теплообменник для охлаждения, по меньшей мере, части потока природного газа; и цикл многоступенчатого расширения метана, в который поступает, по меньшей мере, часть охлажденного потока природного газа из первого прохода теплообменника; причем упомянутый цикл расширения метана содержит, по меньшей мере, 3 расширителя для последовательного понижения давления потока природного газа; и при этом упомянутый цикл расширения метана содержит 2 или менее фазовых сепаратора.

Краткое описание чертежей

Предпочтительное осуществление настоящего изобретения ниже подробно описывается со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

Фиг.1 представляет упрощенную схему технологического процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, в котором применяется обладающий новизной разомкнутый метановый цикл охлаждения с использованием только двух испарительных барабанов;

Фиг.2 представляет упрощенную схему технологического процесса каскадного охлаждения, в котором используют альтернативное осуществление разомкнутого метанового цикла охлаждения с использованием только двух испарительных барабанов;

Фиг.3 представляет упрощенную схему технологического процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, в котором используют обладающий новизной разомкнутый метановый цикл охлаждения, с применением только одного испарительного барабана; и

Фиг.4 представляет упрощенную схему технологического процесса каскадного охлаждения для получения СПГ, в котором используется обладающий новизной разомкнутый метановый цикл охлаждения, без использования испарительных барабанов.

Здесь термин «способ каскадного охлаждения разомкнутого цикла» относится к способу каскадного охлаждения, предусматривающему, по меньшей мере, один замкнутый цикл охлаждения и один разомкнутый цикл охлаждения; причем точка кипения хладагента в разомкнутом цикле ниже точки кипения хладагента(ов) в замкнутом(ых) цикле(ах); и часть нагрузки по охлаждению для конденсирования сжатого хладагента разомкнутого цикла обеспечивается одним или несколькими замкнутыми циклами. Согласно настоящему изобретению в качестве хладагента в разомкнутом цикле используют метан или преимущественно метановый поток. Этот поток состоит из сырьевого потока обрабатываемого природного газа и потоков сжатого газа из разомкнутого метанового цикла. Здесь термины «преимущественно», «в основном», «главным образом», «большей частью», используемые для указания наличия определенного компонента в потоке текучей среды, означают, что данный поток текучей среды содержит, по меньшей мере, 50 мольных процентов упоминаемого компонента. Например, каждый из следующих терминов: «преимущественно» метановый поток»», «в основном» метановый поток»», «поток, «главным образом» состоящий из метана»», или «поток, «большей частью» состоящий из метана»» обозначают поток, содержащий по меньшей мере 50 мольных процентов метана.

Выполнение каскадного способа охлаждения предусматривает уравновешивание термодинамических преимуществ и капитальных затрат. В процессах теплопередачи термодинамических необратимостей становится меньше с уменьшением градиентов температуры между нагреванием и охлаждением текучих сред, но для обеспечения этих небольших градиентов температуры обычно требуется значительное увеличение площади теплопередачи, значительные модификации разного технологического оборудования и выбор надлежащих значений расхода потоков через это оборудование, так чтобы и расход, и температуры у входа и выхода обязательно были совместимы с нужным рабочим циклом нагревания/охлаждения.

Одним из самых рентабельных и действенных средств сжижения природного газа является оптимизированное каскадирование в сочетании с охлаждением за счет расширения. Этот способ сжижения заключается в последовательном охлаждении потока природного газа при повышенном давлении, например - около 625 фунтов/кв.дюйм, путем последовательного охлаждения потока газа при прохождении через многоступенчатый пропановый цикл, многоступенчатый этановый или этиленовый цикл, и разомкнутый метановый цикл, который использует часть сырьевого газа в качестве источника метана и который включает в себя многоступенчатый цикл расширения для его последующего охлаждения и понижения давления почти до атмосферного. В последовательности циклов охлаждения используется хладагент с самой высокой точкой кипения, затем - хладагент с промежуточной точкой кипения, и, наконец, хладагент с низшей точкой кипения. Здесь термины «перед» и «после» используются для указания взаимных положений разных компонентов установки сжижения природного газа на пути течения природного газа в установке.

Различные этапы предварительной обработки в данном способе обеспечивают средства для удаления таких нежелательных компонентов, как кислые газы, меркаптан, ртуть и влага, из сырьевого потока природного газа, направляемого в установку. Состав этого газового потока может значительно изменяться. Используемый здесь термин «поток природного газа» относится к любому потоку, в основном состоящему из метана, большей частью происходящего из сырьевого потока природного газа; причем этот сырьевой поток содержит, например, 85 об.% метана, а остальное составляет этан, высшие углеводороды, азот, диоксид углерода и незначительные количества прочих примесей, таких как ртуть, сероводород и меркаптан. Этапами предварительной обработки могут быть отдельные этапы, выполняемые либо до циклов охлаждения, либо после одного из начальных этапов охлаждения в первоначальном цикле. Ниже следует неисчерпывающий перечень некоторых имеющихся средств, уже знакомых специалистам в данной области техники. Кислые газы и, в меньшей степени, меркаптан обычно удаляют сорбцией с помощью водного содержащего амины раствора. Этот этап обработки обычно выполняют до этапов охлаждения в первоначальном цикле. Основную часть воды обычно удаляют в виде жидкости при разделении газа и жидкости на две фазы после сжатия и охлаждения газа до первоначального цикла охлаждения, а также после первого этапа охлаждения в первоначальном цикле охлаждения. Ртуть обычно удаляют с помощью слоев сорбента ртути. Остающиеся количества воды и кислых газов обычно удаляют с помощью надлежащим образом выбранных слоев сорбента, таких как восстанавливаемые молекулярные сита.

Сырьевой поток предварительно обработанного природного газа вводят в процесс сжижения при повышенном давлении, либо его сжимают до повышенного давления, выше 500 фунтов/кв.дюйм (абс.), предпочтительно около 500 фунтов/кв.дюйм (абс.) до 900 фунтов/кв.дюйм (абс.), еще предпочтительнее от 500 фунтов/кв.дюйм (абс.) до 675 фунтов/кв.дюйм (абс.), еще предпочтительнее от 600 фунтов/кв.дюйм (абс.) до 675 фунтов/кв.дюйм (абс.), и наиболее предпочтительно около 625 фунтов/кв.дюйм (абс.). Температура потока обычно почти равна температуре окружающей среды или несколько превышает ее. Обычный температурный диапазон: от 60°F до 138°F.

Как указано выше, сырьевой поток природного газа охлаждается в нескольких многоступенчатых (например, трехступенчатых) циклах или этапах посредством косвенного теплообмена с помощью нескольких, предпочтительно трех, хладагентов. Общий кпд охлаждения для данного цикла повышается с увеличением числа ступеней, но это увеличение кпд сопровождается соответствующим возрастанием чистых капитальных затрат и усложненности способа. Сырьевой газ предпочтительно проходит через эффективное число этапов охлаждения, в расчетном случае через два этапа, предпочтительно от двух до четырех этапов, и более предпочтительно - через три этапа в первом замкнутом цикле охлаждения, с применением хладагента с относительно высокой точкой кипения. Этот хладагент в основном состоит из пропана, пропилена или их смесей, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере около 75 мольных процентов пропана, еще более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере 90 мольных процентов пропана, и наиболее предпочтительно хладагент состоит по существу из пропана. Затем обработанный сырьевой газ проходит через эффективное число ступеней, в расчетном варианте через две ступени, предпочтительно через две-четыре ступени, и более предпочтительно через две или три ступени, во втором замкнутом цикле охлаждения в теплообмене с хладагентом, имеющим более низкую точку кипения. Этот хладагент предпочтительно состоит в основном из этана, этилена, или их смесей, более предпочтительно хладагент содержит по меньшей мере около 75 мольных процентов этилена, более предпочтительно - по меньшей мере 90 мольных процентов этилена, и наиболее предпочтительно хладагент состоит по существу из этилена. Каждая ступень охлаждения имеет отдельную зону охлаждения. Как указано выше, сырьевой поток обработанного природного газа объединяют с одним или несколькими рециркулирующими потоками (т.е. потоками сжатого газа разомкнутого метанового цикла) в разных положениях во втором цикле, в результате чего получают поток сжижения. На последней ступени второго цикла охлаждения ожижаемый поток конденсируют (т.е. сжижают) в большей его части предпочтительно его весь, получая в результате этого находящийся под избыточным давлением СПГ-содержащий поток. Как правило, давление в этом местоположении только ненамного ниже давления предварительно обработанного сырьевого газа, направляемого на первую ступень первого цикла.

Обычно сырьевой поток природного газа будет содержать такие количества компонентов С₂+, которые формируют жидкость с высоким содержанием С₂+ в одной, или нескольких ступенях охлаждения. Эту жидкость удаляют с помощью средства разделения газа и жидкости, предпочтительно с помощью одного или нескольких стандартных сепараторов разделения газа и жидкости. Обычно последовательное охлаждение природного газа на каждой ступени регулируют таким образом, чтобы удалить из газа как можно большее количество С₂ и с более высокой молекулярной массой, чтобы получить поток газа с преобладанием метана и жидкий поток со значительными количествами этана и более тяжелых компонентов. Эффективное число средств разделения газа и жидкости расположено в самых важных местоположениях после зон охлаждения - для удаления потоков жидкости с высоким содержанием компонентов С₂+. Точные местоположения и число средств разделения газа и жидкости будут зависеть от нескольких рабочих параметров, таких как (С₂+)-состав сырьевого потока природного газа, нужное теплосодержание продукции - СПГ (может быть выражено в Британских тепловых единицах - ВТИ), ценности (С₂+)-компонентов для других применений, и от прочих факторов, обычно учитываемых специалистами, работающими с СПГ-установками и газовыми установками. Поток(и) (С₂+)-углеводородов можно очистить от метана одноэтапным мгновенным испарением или во фракционирующей колонне. В последнем случае получаемый таким образом поток с высоким содержанием метана можно непосредственно вернуть под давлением в процесс сжижения. В первом же случае давление этого потока с высоким содержанием метана можно понизить или рециркулировать, либо его можно использовать как топливный газ. Поток(и) (С₂+)-углеводородов или очищенный от метана поток (С₂+)-углеводородов можно использовать как топливо или подвергнуть дальнейшей переработке, например, фракционированием в одной или нескольких зонах фракционирования с получением отдельных потоков с высоким содержанием определенных химических составляющих (например, С₂, С₃, С₄ и С₅+).

Содержащий СПГ, находящийся под избыточным давлением поток затем охлаждают в третьем цикле или этапе, называемом разомкнутым метановым циклом, за счет осуществления контакта в основном экономайзере метана с потоками хладагента (например, потоками газа мгновенного испарения), образованных в этом третьем цикле описываемым ниже образом, за счет расширения находящегося под избыточным давлением содержащего СПГ потока почти до атмосферного давления. Используемые в качестве хладагента потоки в третьем цикле охлаждения предпочтительно состоят по большей части из метана, более предпочтительно потоки хладагента содержат по меньшей мере 75 мольных процентов метана, еще более предпочтительно - 90 мольных процента метана, и наиболее предпочтительно - потоки хладагент состоят по существу из метана. При расширении находящегося под избыточным давлением содержащего СПГ потока почти до атмосферного давления: находящийся под избыточным давлением содержащий СПГ поток охлаждают с помощью, по меньшей мере, одного, предпочтительно от двух до четырех, более предпочтительно с помощью трех расширений, причем при каждом расширении в качестве средства понижения давления используют расширитель. Соответствующими расширителями являются, например, либо расширительный клапан Джоуля-Томсона, либо гидравлические расширители. За расширением следует разделение потока с пониженным давлением либо в сепараторе разделения газа и жидкости, либо в делителе без разделения фаз (например, тройниковый делитель). Используемые здесь термины «разделительный» и «разделение» относятся к физическому разделению одного сырьевого потока на два продукционных потока, с разделением паровой и жидкой фаз, и без такового разделения. При использовании и должной эксплуатации гидравлического расширителя повышенный кпд регенерации энергии, большее снижение температуры потока и образование меньшего количества пара на этапе расширения с мгновенным испарением часто будут более чем оправдывать повышенные капитальные и эксплуатационные затраты этого расширителя. Согласно одному из осуществлений изобретения дополнительное охлаждение находящегося под избыточным давлением содержащего СПГ потока до расширения стало возможным за счет того, что сначала мгновенно испаряют часть этого потока с помощью одного или нескольких гидравлических расширителей, а затем, с помощью средств косвенного теплообмена, используют упомянутый поток мгновенного испарения для охлаждения остальной части находящегося под избыточным давлением содержащего СПГ потока до его расширения. Ставший более теплым поток газа мгновенного испарения затем рециркулируют с возвращением в соответствующее местоположение, определяемое из соображений целесообразных температуры и давления, в разомкнутый метановый цикл, и затем давление упомянутого потока понижают.

Каскадный способ использует один или несколько хладагентов для передачи тепловой энергии от потока природного газа хладагенту, и в конечном счете для передачи упомянутой тепловой энергии в окружающую среду. По сути система охлаждения в общем функционирует как тепловой насос, удаляя тепловую энергию из потока природного газа по мере того, как поток все более охлаждается до последовательно все более низких температур.

Этот способ сжижения может использовать один из нескольких типов охлаждения, предусматривающий следующие этапы, но не ограничивающийся ими: (а) косвенный теплообмен, (б) испарение; и (в) расширение или понижение давления. Используемый здесь термин «косвенный теплообмен» относится к способу, согласно которому хладагент охлаждает охлаждаемое вещество без самого физического контакта между хладагентом и охлаждаемым веществом. Конкретные примеры средств косвенного теплообмена: теплообмен в кожухотрубном теплообменнике, каркасно-котловом теплообменнике и в паяном алюминиевом пластинчатом теплообменнике. Физическое состояние хладагента и охлаждаемого вещества может изменяться в зависимости от предъявляемых к системе требований и от выбранного типа теплообменника. Так, кожухотрубный теплообменник будет обычно использоваться, если хладагент находится в жидком состоянии и охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состояниях, или если одно из веществ изменяет свою фазу, и при этом технологические условия не благоприятствуют применению каркасно-котлового теплообменника. Например, алюминий и алюминиевые сплавы являются предпочтительными конструкционными материалами для каркаса, но эти материалы могут оказаться нецелесообразными для применения в определенных технологических условиях. Пластинчатый теплообменник будет обычно использоваться, когда хладагент находится в газообразном состоянии и когда охлаждаемое вещество находится в жидком или газообразном состоянии. Наконец, каркасно-котловой теплообменник будет обычно использоваться, когда охлаждаемое вещество является жидкостью или газом, и когда хладагент изменяет фазу из жидкого состояния в газообразное состояние во время теплообмена.

Термин «испарительное охлаждение» относится к охлаждению вещества путем испарения части вещества, причем система остается под постоянным давлением. Поэтому во время испарения испаряемая часть вещества поглощает тепло из части вещества, которое остается в жидком состоянии, и поэтому охлаждает жидкую часть.

Наконец, охлаждение расширением или понижением давления относится к охлаждению, происходящему, когда давление газовой, жидкостной или двухфазной системы понижается при прохождении через средство понижения давления. Согласно одному из осуществлений этим средством расширения является клапан расширения Джоуля-Томсона. Согласно другому осуществлению средством расширения является либо гидравлический, либо газовый расширитель. Поскольку расширители извлекают рабочую энергию из процесса расширения, то поэтому при расширении возможно понижение температур технологического потока.

Блок-схемы и устройства, представленные на чертежах Фиг.1, 2, 3 и 4, представляют первое, второе, третье и четвертое осуществления каскадного способа сжижения с использованием разомкнутого цикла. Специалистам в данной области техники будет ясно, что Фиг.1-4 являются лишь схематическим представлением, и поэтому многие позиции оборудования, нужные в промышленной установке для ее успешной работы, не указаны - для упрощения с целью ясности. Этим оборудованием могут быть, например, средства управления компрессором, приборы измерения расхода и уровня и соответствующие регуляторы, средства регулирования температур и давления, насосы, электродвигатели, фильтры, дополнительные теплообменники, а также вентили и пр.

Для пояснения Фиг.1-4 используются следующие ссылочные обозначения. Позиции 1-99 являются технологическими емкостями и оборудованием, непосредственно связанными со способом сжижения. Позиции 100-199 соответствуют линиям или трубопроводам для движения потоков, содержащих в основном метан. Позиции 200-299 соответствуют линиям или трубопроводам для движения потоков, содержащим этилен как хладагент. Позиции 300-399 соответствуют линиям или трубопроводам для движения потоков, содержащим пропан как хладагент. На фиг.2 позиции 400-499 обозначают емкости, оборудование, линии или трубопроводы разомкнутого метанового цикла, конфигурация которого отличается от конфигурации согласно Фиг.1. На Фиг.3 позиции 500-599 являются емкостями, оборудованием, линиями или трубопроводами разомкнутого метанового цикла, конфигурация которого отличается от конфигурации согласно Фиг.1. На фиг.4 позиции 600-699 являются емкостями, оборудованием, линиями или трубопроводами разомкнутого метанового цикла, конфигурация которого отличается от конфигурации согласно Фиг.3.

Со ссылкой на Фиг.1: предварительно обработанный природный газ поступает в систему сжижения по трубопроводу 110. Газообразный пропан сжимают во многоступенчатом компрессоре 18, приводимом в действие газовой турбиной, которая не показана. Три ступени предпочтительно образуют единую установку, хотя они могут быть и отдельными установками, связанными друг с другом с помощью механических средств, чтобы работать от одного привода. После сжатия сжатый пропан проходит через трубопровод 300 в холодильник 20, где он сжижается. Обычные значения давления и температуры сжиженного хладагента-пропана до мгновенного испарения составляют около 116°F и 190 фунтов/кв.дюйм. На фиг.1 это не показано, но предпочтительно, чтобы сепарационная емкость находилась после холодильника 20 и до клапана 12 расширения для удаления остаточных легких компонентов из сжиженного пропана. Эти емкости могут представлять собой одноступенчатый сепаратор разделения газа и жидкости, либо они могут иметь более сложную конструкцию и состоять из накопительной секции, конденсирующей секции и абсорбционной секции; причем две последние секции могут работать непрерывно или периодически подключаться к линии для удаления остаточных легких компонентов из пропана. Поток из этой емкости или поток из холодильника 20, в зависимости от конкретного случая, проходит через трубопровод 302 в средство понижения давления, такое как клапан 12 расширения, где давление сжиженного пропана понижается за счет испарения или мгновенного испарения его части. Получаемый при этом двухфазный продукт затем проходит через трубопровод 304 в холодильный пропановый аппарат 2 верхней ступени для косвенного теплообмена с газообразным хладагентом-метаном, поступающим по трубопроводу 152, поступающим по трубопроводу 100 сырьевым природным газом, и с поступающим по трубопроводу 202 газообразным хладагентом-этиленом - с помощью средств 4, 6 и 8 косвенного теплообмена, в результате чего образуются охлажденные газовые потоки, соответственно транспортируемые по трубопроводам 154, 102 и 204.

Мгновенно испарившийся газообразный пропан из холодильного пропанового аппарата 2 верхней ступени возвращают в компрессор 18 через трубопровод 306. Этот газ подают во вход верхней ступени компрессора 18. Остающийся жидкий пропан проходит через трубопровод 308, причем давление далее понижается при прохождении через средство понижения давления, показанное в виде клапана 14 расширения, и при этом дополнительная часть сжиженного пропана