Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа

Система для отделения неконденсируемого компонента на установке для сжижения природного газа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

Настоящая заявка испрашивает приоритет по разделу 119(e) 35 U.S.С. предварительного патента США №61/095,189, поданного 8 сентября 2008 года, полное раскрытие которого включено в данном документе согласно ссылке.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для сжижения природного газа. В другом аспекте настоящее изобретение относится к установке для сжижения природного газа (СПГ), использующей систему для отделения накопленных неконденсируемых компонентов из одного или более холодильных циклов в установке для сжижения природного газа.

ОПИСАНИЕ ИЗВЕСТНОГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Криогенное сжижение обычно используется для превращения природного газа в более удобное состояние для транспортировки и/или хранения. Поскольку сжижение природного газа значительно уменьшает его удельный объем, большие количества природного газа могут экономично транспортироваться и/или храниться в сжиженном состоянии.

Транспортировка природного газа в его сжиженном состоянии может эффективно связывать источник природного газа с удаленным рынком сбыта, когда источник и рынок сбыта не соединены трубопроводом. Эта ситуация обычно возникает, когда источник природного газа и рынок сбыта природного газа отделены большими водными пространствами. В таких случаях сжиженный природный газ (СПГ) может транспортироваться от источника к рынку сбыта с использованием специально созданных океанских танкеров для сжиженного природного газа.

Хранение природного газа в его сжиженном состоянии может сгладить периодические колебания при поставке и потреблении природного газа. В частности, сжиженный природный газ может быть «зарезервирован» для использования, когда потребление природного газа является низким и/или поставка является высокой. В результате, будущие максимальные потребности в сжиженном природном газе могут быть удовлетворены за счет СПГ из хранилища, который может быть испарен, когда этого требует потребление.

Существует несколько способов сжижения природного газа. Некоторые способы производят сжиженный природный газ под давлением, который является пригодным, но требует дорогих резервуаров для содержания под давлением для хранения и транспортировки. Другие способы дают сжиженный природный газ, имеющий давление, равное или почти равное атмосферному давлению. В общем случае, такие способы производства сжиженного природного газа при нормальном давлении включают в себя охлаждение потока природного газа посредством косвенного теплообмена с одним или более холодильными агентами, и затем, расширение охлажденного потока природного газа до почти атмосферного давления. Кроме того, большая часть установок для СПГ использует одну или более систем для удаления загрязняющих примесей (например, воды, кислых газов, азота, а также этана и более тяжелых компонентов) из потока природного газа в разных точках во время процесса сжижения.

Обычно установки для СПГ используют один или более холодильных циклов для охлаждения входящего потока природного газа за счет первичной конденсации потока холодильного агента и, затем, контакта испаряющегося холодильного агента с природным газом посредством прямого или косвенного теплообмена для уменьшения температуры природного газа ниже его точки сжижения. Со временем один или более относительно неконденсируемых компонентов (например, воздух, азот, гелий, водород или аргон) могут накапливаться в холодильном агенте. Повышенная концентрация неконденсируемых материалов является очень нежелательной, так как, например, эти компоненты при относительно высоком давлении пара не конденсируют при рабочих условиях холодильного цикла, таким образом, эффективно уменьшая хладопроизводительность (т.е. полезную работу) загрязненного холодильного цикла.

Хотя накопление неконденсируемых материалов может происходить в замкнутом холодильном цикле, эта проблема более отчетливо проявляется в разомкнутых циклах, которые используют часть потока поступающего природного газа в качестве холодильного агента. Незначительные изменения в составе поступающего газа могут создавать значительные нарушения процесса, а резкие колебания состава поступающего потока природного газа могут привести к значительным рабочим сбоям, в конечном счете, уменьшая производство кондиционного СПГ, получаемого с установки в течение определенного периода времени.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

В одном варианте осуществления настоящего изобретения описан способ сжижения потока природного газа. В соответствии с одним вариантом осуществления способ включает в себя следующие стадии: (a) охлаждение потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом в первом замкнутом холодильном цикле с получением в результате охлажденного потока природного газа; (b) дополнительное охлаждение, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом, в разомкнутом холодильном цикле с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа, где разомкнутый холодильный цикл включает в себя компрессор холодильного агента; и (c) отделение, по меньшей мере, части дополнительно охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением в результате преимущественно жидкого потока и преимущественно парового потока, где, по меньшей мере, часть дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в первую разделительную емкость, прошла через компрессор холодильного агента, где давление дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в первую разделительную емкость, больше, чем около 1690 кПа.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения описан способ сжижения потока природного газа. Способ данного варианта осуществления включает в себя следующие стадии: (a) охлаждение потока природного в первом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа; (b) разделение, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа на головной поток преимущественно метана, и обогащенный тяжелыми компонентами нижний поток в колонне для удаления тяжелых компонентов; (c) мгновенное испарение, по меньшей мере, части головного потока преимущественно метана, с получением в результате преимущественно парового потока и преимущественно жидкого потока; (d) сжатие, по меньшей мере, части преимущественно парового потока с получением в результате сжатого парового потока; (e) охлаждение, по меньшей мере, части сжатого парового потока посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом во втором холодильном цикле с получением в результате охлажденного сжатого потока; (f) отделение, по меньшей мере, части охлажденного сжатого в разделительной емкости с получением в результате головного парового и преимущественно жидкого нижнего потока; и (g) введение первой части преимущественно жидкого нижнего потока в колонну для отделения тяжелых компонентов в качестве потока флегмы.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения описана установка для сжижения потока природного газа, причем установка содержит первый замкнутый холодильный цикл, колонну для удаления тяжелых компонентов, второй замкнутый холодильный цикл, расширитель, компрессор холодильного агента и накопитель холодильного агента. Первый замкнутый холодильный цикл содержит первый впуск для нагретого природного газа и первый выпуск для холодного природного газа, и первый замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа, удаляемого через первый выпуск для холодного природного газа. Колонна для удаления тяжелых компонентов образует первый впуск для текучей среды, первый выпуск для пара, первый выпуск для жидкости и первый впуск для флегмы. Первый впуск для текучей среды колонны для удаления тяжелых компонентов находится в сообщении по потоку текучей среды с первым выпуском для холодного природного газа первого холодильного цикла. Колонна для удаления тяжелых компонентов выполнена с возможностью разделения, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа на преимущественно жидкий поток, удаляемый через первый выпуск для жидкости, и преимущественно паровой поток, удаляемый через первый выпуск для пара. Второй замкнутый холодильный цикл содержит второй впуск для теплого природного газа и второй выпуск для холодного природного газа. Второй впуск для теплого природного газа находится в сообщении по потоку текучей среде с первым выпуском для пара. Второй замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части преимущественно парового потока, удаляемого из первого выпуска для пара колонны для удаления тяжелых компонентов посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа. Расширитель образует впуск высокого давления и выпуск низкого давления. Впуск высокого давления находится в сообщении по потоку текучей среды со вторым выпуском для холодного природного газа второго замкнутого холодильного цикла. Расширитель выполнен с возможностью снижения давления, по меньшей мере, части дополнительно охлажденного потока природного газа, удаляемого из второго замкнутого холодильного цикла с получением в результате двухфазного потока текучей среды, удаляемого через выпуск низкого давления. Компрессор холодильного агента образует всасывающее отверстие и выпуск, и всасывающее отверстие находится в сообщении по потоку текучей среды с выпуском низкого давления расширителя. Компрессор холодильного агента выполнен с возможностью сжатия, по меньшей мере, части двухфазного потока, удаляемого из выпуска низкого давления расширителя с получением в результате сжатого потока холодильного агента, удаляемого через выпуск. Накопитель холодильного агента образует второй впуск для текучей среды, второй выпуск для пара и второй выпуск для жидкости. Второй впуск для текучей среды накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с выпуском компрессора холодильного агента. Накопитель холодильного агента выполнен с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого сжатого потока холодильного агента, выходящего из упомянутого компрессора холодильного агента на второй преимущественно паровой поток, удаляемый из упомянутого второго выпуска для пара, и второй преимущественно жидкий поток, удаляемый из упомянутого второго выпуска для жидкости. Второй выпуск для жидкости накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с первым впуском для флегмы колонны для удаления тяжелых компонентов.

Таким образом, согласно формуле изобретения предложен способ сжижения потока природного газа, причем упомянутый способ включает в себя этапы, на которых

(a) охлаждают упомянутый поток природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом в первом замкнутом холодильном цикле с получением охлажденного потока природного газа;

(b) дополнительно охлаждают, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с преимущественно метановым холодильным агентом в разомкнутом холодильном цикле с получением в дополнительно охлажденного потока природного газа, причем упомянутый разомкнутый холодильный цикл включает в себя компрессор холодильного агента;

(c) отделяют неконденсируемый материал от, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением обедненной неконденсируемыми компонентами преимущественно жидкой нижней фракции и обогащенной неконденсируемыми компонентами преимущественно паровой верхней фракции,

причем, по меньшей мере, часть упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутую первую разделительную емкость, прошла через упомянутый компрессор холодильного агента,

d) направляют обогащенную неконденсируемыми компонентами преимущественно паровую верхнюю фракцию в систему топливного газа для использования в качестве топливного газа; и

e) возвращают упомянутую жидкую нижнюю фракцию назад в преимущественно метановый холодильный агент разомкнутого холодильного цикла.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (b) разделение, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа на обедненный тяжелыми компонентами поток и обогащенный тяжелыми компонентами поток в колонне для удаления тяжелых компонентов, причем упомянутая, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутый разомкнутый холодильный цикл, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого обедненного тяжелыми компонентами потока.

Предпочтительно верхнее давление упомянутой первой разделительной емкости составляет, по меньшей мере, около 170 кПа, которое выше верхнего давления упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого обедненного тяжелыми компонентами потока во втором холодильном цикле посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате охлажденного обедненного тяжелыми компонентами потока, причем упомянутая, по меньшей мере, часть охлажденного потока природного газа, введенного в упомянутый разомкнутый холодильный цикл, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного обедненного тяжелыми компонентами потока.

Предпочтительно охлажденный поток природного газа, введенный в упомянутую первую разделительную емкость, имеет температуру в диапазоне от около -80°C до около -105°C и давление в диапазоне от около 3790 кПа до около 4485 кПа.

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент является холодильным агентом из чистого компонента.

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент преимущественно содержит пропан, пропилен, этан или этилен.

Предпочтительно упомянутая первая разделительная емкость является горизонтально удлиненной.

Также согласно формуле изобретения предложен способ сжижения потока природного газа, включающий этапы, на которых:

(a) охлаждают упомянутый поток природного газа в первом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа;

(b) разделяют, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока природного газа на головной поток преимущественно метана, и обогащенный тяжелыми компонентами нижний поток в колонне для удаления тяжелых компонентов;

(c) мгновенно испаряют, по меньшей мере, часть упомянутого головного потока преимущественно метана с получением в результате преимущественно парового потока и преимущественно жидкого потока;

(a) сжимают, по меньшей мере, часть упомянутого преимущественно парового потока с получением в результате сжатого парового потока;

(e) охлаждают, по меньшей мере, часть упомянутого сжатого парового потока посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом во втором холодильном цикле с получением в результате охлажденного сжатого потока;

(f) разделяют, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного сжатого потока в разделительной емкости с получением в результате преимущественно парового головного потока и преимущественно жидкого нижнего потока; и

(g) вводят первую часть упомянутого преимущественно жидкого нижнего потока в упомянутую колонну для удаления тяжелых компонентов в виде потока флегмы.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя объединение второй части упомянутого преимущественно жидкого нижнего потока с упомянутым головным потоком преимущественно метана перед упомянутым мгновенным испарением этапа (c).

Предпочтительно упомянутое объединение выполняется после упомянутого охлаждения этапа (e).

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (c) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого головного потока преимущественно метана в разомкнутом холодильном цикле посредством косвенного теплообмена с холодильным агентом преимущественно метана.

Предпочтительно упомянутый преимущественно метановый холодильный агент содержит, по меньшей мере, часть упомянутого преимущественно парового потока этапа (c).

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент состоит преимущественно из пропана, пропилена, этана или этилена.

Предпочтительно упомянутые первый и второй холодильные циклы являются замкнутыми холодильными циклами.

Предпочтительно верхнее давление упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов составляет, по меньшей мере, 170 кПа, которое ниже верхнего давления упомянутой разделительной емкости.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя перед этапом (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа посредством косвенного теплообмена с упомянутым вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа, причем упомянутый охлажденный поток природного газа, разделенный в упомянутой колонне для удаления тяжелых компонентов, содержит, по меньшей мере, часть упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа.

Предпочтительно способ дополнительно включает в себя после этапа (b) охлаждение, по меньшей мере, части упомянутого головного потока преимущественно метана посредством косвенного теплообмена с упомянутым вторым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока преимущественно метана, причем упомянутый головной поток преимущественно метана, подвергнутый упомянутому мгновенному испарению этапа (c), содержит, по меньшей мере, часть упомянутого охлажденного потока преимущественно метана.

Предпочтительно упомянутый сжатый паровой поток не объединяется с упомянутым охлажденным потоком преимущественно метана перед упомянутым охлаждением этапа (e).

Предпочтительно упомянутый преимущественно жидкий нижний поток имеет давление выше, чем около 1690 кПа.

Предпочтительно упомянутый первый холодильный агент содержит пропан, пропилен, этан или этилен.

Предпочтительно упомянутый второй холодильный агент содержит метан, азот или диоксид углерода.

Кроме того согласно формуле изобретения предлагается установка для сжижения потока природного газа, причем упомянутая установка содержит

первый замкнутый холодильный цикл, содержащий первый впуск для теплого природного газа и первый выпуск для холодного природного газа, причем упомянутый первый замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого потока природного газа посредством косвенного теплообмена с первым холодильным агентом с получением в результате охлажденного потока природного газа, извлеченного через упомянутый первый выпуск для холодного природного газа;

колонну для удаления тяжелых компонентов, определяющую первый впуск для текучей среды, первый выпуск для пара, первый выпуск для жидкости и первый впуск для флегмы, причем упомянутый первый впуск для текучей среды упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым выпуском для холодного природного газа упомянутого первого холодильного цикла, причем упомянутая колонна для удаления тяжелых компонентов выполнена с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого охлажденного потока природного газа на преимущественно жидкий поток, извлеченный через упомянутый первый выпуск для жидкости, и преимущественно паровой поток, извлеченный через упомянутый первый выпуск для пара;

второй замкнутый холодильный цикл, включающий в себя второй впуск для теплого природного газа и второй выпуск для холодного природного газа, причем упомянутый второй впуск для теплого природного газа находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым выпуском для пара, причем упомянутый второй замкнутый холодильный цикл выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого преимущественно парового потока, извлеченного из упомянутого первого выпуска для пара упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов посредством косвенного теплообмена со вторым холодильным агентом с получением в результате дополнительно охлажденного потока природного газа;

расширитель, определяющий впуск высокого давления и выпуск низкого давления, причем упомянутый впуск высокого давления находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым вторым выпуском для холодного природного газа упомянутого второго замкнутого холодильного цикла, причем упомянутый расширитель выполнен с возможностью уменьшения давления, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, извлеченного из упомянутого второго замкнутого холодильного цикла, с получением в результате двухфазного потока текучей среды, извлеченного через упомянутый выпуск низкого давления;

компрессор холодильного агента, определяющий всасывающее отверстие и выпуск, причем упомянутое всасывающее отверстие находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым выпуском низкого давления упомянутого расширителя, причем упомянутый компрессор холодильного агента выполнен с возможностью сжатия, по меньшей мере, части упомянутого двухфазного потока, извлеченного из упомянутого выпуска низкого давления упомянутого расширителя, с получением в результате сжатого потока холодильного агента, извлеченного через упомянутый выпуск; и

накопитель холодильного агента, определяющий второй впуск для текучей среды, второй выпуск для пара и второй выпуск для жидкости, причем упомянутый второй впуск для текучей среды упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым выпускным отверстием упомянутого компрессора холодильного агента, причем упомянутый накопитель холодильного агента выполнен с возможностью разделения, по меньшей мере, части упомянутого сжатого потока холодильного агента, выходящего из упомянутого компрессора холодильного агента, на второй преимущественно паровой поток, извлеченный из упомянутого второго выпуска для пара, и второй преимущественно жидкий поток, извлеченный из упомянутого второго выпуска для жидкости, причем упомянутый второй выпуск для жидкости упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым первым впуском для флегмы упомянутой колонны для удаления тяжелых компонентов.

Предпочтительно упомянутым первым холодильным циклом является холодильный цикл пропана, пропилена, этана, этилена или диоксида углерода, причем упомянутым вторым холодильным циклом является холодильный цикл этилена, этана, метана или азота.

Предпочтительно упомянутый накопитель холодильного агента содержит вертикально удлиненную одноступенчатую емкость мгновенного испарения.

Предпочтительно второй выпуск для жидкости упомянутого накопителя холодильного агента находится в сообщении по потоку текучей среды с упомянутым впуском высокого давления упомянутого расширителя.

Предпочтительно установка дополнительно содержит экономичный теплообменник, содержащий первый охлаждающий канал, расположенный по текучей среде между упомянутым вторым холодильным циклом и упомянутым расширителем, и первый нагревающий канал, расположенный по текучей среде между упомянутым расширителем и упомянутым компрессором холодильного агента, причем упомянутый первый охлаждающий канал выполнен с возможностью охлаждения, по меньшей мере, части упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, извлеченного из упомянутого второго холодильного цикла, причем упомянутый первый нагревающий канал выполнен с возможностью использования, по меньшей мере, части упомянутого двухфазного потока текучей среды, извлеченного из упомянутого выпуска низкого давления упомянутого расширителя, для охлаждения упомянутого дополнительно охлажденного потока природного газа, проходящего через упомянутый первый охлаждающий канал.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения описаны подробно ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых

фиг.1 - упрощенный вид каскадной установки СПГ, выполненной в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;

фиг.2 - принципиальная схема установки для сжижения природного газа, выполненной в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения; и

фиг.3 - принципиальная схема установки СПГ, выполненной в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

В соответствии с одним вариантом осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в установке, используемой для охлаждения природного газа до его температуры сжижения с получением в результате сжиженного природного газа (СПГ). Установка СПГ обычно использует один или более холодильных агентов для отведения тепла из природного газа и затем сброса тепла в окружающую среду. Существует множество конфигураций систем СПГ, и настоящее изобретение может быть реализовано на многих разных типах систем СПГ.

В одном варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в системе СПГ с использованием смешанного холодильного агента. Примеры процессов со смешенным холодильным агентом могут включать в себя, но не ограничиваться ими, одну систему охлаждения, использующую смешанный холодильный агент, систему предварительно охлажденного смешанного пропанового холодильного агента, и двойную систему смешанного холодильного агента. В основном, смешанные холодильные агенты могут содержать углеводородные и/или неуглеводородные компоненты. Примеры подходящих углеводородных компонентов, обычно используемых в смешанных холодильных агентах могут включать в себя, но не ограничиваются ими, метан, этан, этилен, пропан, пропилен, а также изомеры бутана и бутилена. Неуглеводородные компоненты, обычно используемые в смешанных холодильных агентах, могут включать в себя диоксид углерода и азот. Процессы со смешанным холодильным агентом используют, по меньшей мере, один холодильный агент, содержащий смесь компонентов, но могут также дополнительно использовать холодильные агенты, содержащие один или более чистых компонентов.

В другом варианте осуществления настоящее изобретение реализовано в каскадной системе для сжижения природного газа, использующей каскадный процесс охлаждения с применением холодильных агентов, содержащих один или более чистых компонентов. Холодильные агенты, используемые в каскадных процессах охлаждения, могут иметь последовательно более низкие точки кипения, чтобы максимально отвести тепло из сжижаемого потока природного газа. Кроме того, каскадные процессы охлаждения могут включать в себя некоторый уровень тепловой интеграции. Например, каскадный процесс охлаждения может охлаждать один или более холодильных агентов, имеющих более высокую испаряемость посредством косвенного теплообмена с одним или более холодильными агентами, имеющими более низкую испаряемость. В дополнение к охлаждению потока природного газа посредством косвенного теплообмена с одним или более холодильными агентами, каскадные системы СПГ со смешенным холодильным агентом, могут использовать одну или более ступеней охлаждения расширением для одновременного охлаждения сжиженного природного газа при уменьшении его давления до почти атмосферного давления.

Фиг.1 изображает один вариант осуществления упрощенной установки СПГ, использующей систему охлаждения воздуха на входе в турбину, способную увеличивать эффективность одной или более турбин, используемых в ней. Каскадная установка СПГ на фиг.1 обычно содержит каскадную секцию 10 охлаждения, зона 11 для удаления тяжелых компонентов и секцию 12 охлаждения расширением. Каскадная секция 10 охлаждения изображена, как включающая в себя первый механический холодильный цикл 13, второй механический холодильный цикл 14 и третий механический холодильный цикл 15. В основном, первый, второй и третий холодильные циклы 13, 14, 15 могут быть замкнутыми холодильными циклами, разомкнутыми холодильными циклами или их любым сочетанием. В одном варианте осуществления настоящего изобретения первый и второй холодильные циклы 13 и 14 могут быть замкнутыми циклами, а третий холодильный цикл 15 может быть разомкнутым циклом, который использует холодильный агент, содержащий, по меньшей мере, часть потока поступающего природного газа, подвергающегося сжижению.

В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения первый, второй и третий холодильные циклы 13, 14, 15 могут использовать соответствующий первый, второй и третий холодильные агенты, имеющие последовательно более низкие точки кипения. Например, первый, второй и третий холодильные агенты могут иметь промежуточные точки кипения при нормальном атмосферном давлении (т.е. нормальные промежуточные точки кипения) в пределах около 10°C (18°F), в пределах около 5°C (9°F) или в пределах около 2°C (3,6°F) нормальных точек кипения пропана, этилена и метана, соответственно. В одном варианте осуществления первый холодильный агент может содержать, по меньшей мере, около 75% мол, по меньшей мере, около 90% мол, по меньшей мере, около 95% мол, или может состоять, по существу, из пропана, пропилена или их смеси. Второй холодильный агент может содержать, по меньшей мере, около 75% мол, по меньшей мере, около 90% мол, по меньшей мере, около 95% мол, или может состоять, по существу, из этана, этилена или их смеси. Третий холодильный агент может содержать, по меньшей мере, около 75% мол, по меньшей мере, около 90% мол, по меньшей мере, около 95% мол, или может состоять, по существу, из метана.

Как показано на фиг.1, первый холодильный цикл 13 может содержать первый охладитель 17 и охладитель 18 первого холодильного агента. Компрессор 16 первого холодильного агента может выпускать поток сжатого первого холодильного агента, который затем может быть охлажден и, по меньшей мере, частично сжижен в охладителе 17. Полученный в результате поток холодильного агента, затем, может поступать в охладитель 18 первого холодильного агента, где, по меньшей мере, часть потока холодильного агента может охлаждать входящий поток природного газа в трубе 100 посредством косвенного теплообмена с испаряющимся первым холодильным агентом. Газообразный холодильный агент может выходить из охладителя 18 первого холодильного агента и, затем, может быть направлен во впуск компрессора 16 первого холодильного агента для рециркуляции, как описано выше.

Охладитель 18 первого холодильного агента может содержать одну или более ступеней охлаждения, выполненных с возможностью снижения температуры входящего потока природного газа в трубе 100 на величину в диапазоне от около 20°C (36°F) до около 120°C (216°F), от около 25°C (45°F) до около 110°C (198°F) или от около 40°C (72°F) до около 85°C (153°F). Обычно, природный газ, входящий в охладитель 18 первого холодильного агента через трубу 100, может иметь температуру в диапазоне от около -20°C (-4°F) до около 95°C (203°F), от около -10°C (14°F) до около 75°C (167°F) или от 10°C (50°F) до 50°C (122°F). Обычно, температура охлажденного потока природного газа, выходящего из охладителя 18 первого холодильного агента, может находиться в диапазоне от около -55°C (-67°F) до около -15°C (5°F), от около -45°C (-49°F) до около -20°C (-4°F) или от -40°C (-40°F) до -30°C (-22°F). Обычно, давление потока природного газа в трубе 100 может находиться в диапазоне от около 690 кПа (100,1 фунт/дм²) до около 20690 кПа (3000,8 фунт/дм²), от около 1725 кПа (250,2 фунт/дм²) до около 6900 кПа (1000,8 фунт/дм²) или от 2760 кПа (400,3 фунт/дм²) до 5500 кПа (797,7 фунт/дм²). Так как перепад давления через охладитель 18 первого холодильного агента может быть меньше чем около 690 кПа (100,1 фунт/дм²), меньше чем около 345 кПа (50 фунт/дм²) или меньше 175 кПа (25,4 фунт/дм²), охлажденный поток природного газа в трубе 101 может иметь, по существу, то же давление, что и поток природного газа в трубе 100.

Как показано на фиг.1, охлажденный поток природного газа (также называемый в данном документе «охлажденный поток преимущественно метана»), выходящий из первого холодильного цикла 13, затем может входить во второй холодильный цикл 14, который может включать в себя компрессор 19 второго холодильного агента, второй охладитель 20 и охладитель 21 второго холодильного агента. Сжатый холодильный агент может быть выпущен из компрессора 19 второго холодильного агента и, затем, может быть охлажден и, по меньшей мере, частично сжижен в охладителе 20 перед входом в охладитель 21 второго холодильного агента. Охладитель 21 второго холодильного агента может использовать множество ступеней охлаждения для постепенного уменьшения температуры потока преимущественно метана в трубе 101 на величину в диапазоне от около 30°C (54°F) до около 100°C (180°F), от около 35°C (63°F) до около 85°C (153°F), или от 50°C (90°F) до 70°C (126°F) посредством косвенного теплообмена с испаряющимся вторым холодильным агентом. Как показано на фиг.1, испаренный второй холодильный агент затем может быть возвращен во впуск компрессора 19 второго холодильного агента перед рециркуляцией во втором холодильном цикле 14, как описано выше.

Поток поступающего природного газа по трубе 100 будет обычно содержать этан и более тяжелые компоненты (C 2 + ) , что может привести к образованию жидкой фазы, обогащенной C 2 + , на одной или более ступенях охлаждения второго холодильного цикла 14. Для удаления нежелательных более тяжелых материалов из потока преимущественно метана перед завершением сжижения, по меньшей мере, часть потока природного газа, проходящего через охладитель 21 второго холодильного агента, может быть выведена через трубу 102 и переработана в зоне 11 для удаления тяжелых компонентов, как показано на фиг.1. Поток в трубе 102 может иметь температуру в диапазоне от около -110°C (-166°F) до около -45°C (-49°F), от около -95°C (-139°F) до около -50°C (-58°F) или от -85°C (-121°F) до -65°C (-85°F). Обычно, поток в трубе 102 может иметь давление, которое находится в пределах около 5%, около 10% или 15% от давления потока поступающего природного газа в трубе 100.

Зона 11 для удаления тяжелых компонентов может содержать один или более сепараторов газ-жидкость, выполненных с возможностью удаления, по меньшей мере, части тяжелого углеводородного материала из потока преимущественно метана. Обычно, зона 11 для удаления тяжелых компонентов может быть введен в работу так, чтобы удалять бензол и другие высокомолекулярные ароматические компоненты, которые могут замерзать на последующих стадиях сжижения и забивать технологическое оборудование вниз по потоку. Кроме того, зона 11 для удаления тяжелых компонентов может быть введен в работу так, чтобы извлекать тяжелые углеводороды из потока газоконденсатного продукта (NGL). Примеры типичных углеводородных компонентов, содержащихся в потоках NGL, могут включать в себя этан, пропан, изомеры бутана, изомеры пентана, а также гексан и более тяжелые компоненты (например, C 6 + ).