[RU]

Криогенную углеводородную композицию, полученную в результате обработки исходного сжиженного потока углеводородов на стадии понижения давления, сначала разделяют на поток возвратного пара и жидкий поток. Жидкий поток отводят в виде сжиженного потока углеводородов. Поток возвратного пара вновь сжимают, частично конденсируют в результате осуществления непрямого теплообмена потока сжатого пара с потоком вспомогательного хладагента и разделяют. Конденсированную фракцию повторно испаряют и сжигают в газовой турбине. Паровую фракцию, которая в общем случае имеет более высокое содержание азота и более низкую теплотворную способность, чем конденсированная фракция, сжигают в устройстве для сгорания, отличном от газовой турбины. Поток вспомогательного хладагента образуется из отдува сжиженного потока углеводородов.

(57) Реферат / Формула:

Криогенную углеводородную композицию, полученную в результате обработки исходного сжиженного потока углеводородов на стадии понижения давления, сначала разделяют на поток возвратного пара и жидкий поток. Жидкий поток отводят в виде сжиженного потока углеводородов. Поток возвратного пара вновь сжимают, частично конденсируют в результате осуществления непрямого теплообмена потока сжатого пара с потоком вспомогательного хладагента и разделяют. Конденсированную фракцию повторно испаряют и сжигают в газовой турбине. Паровую фракцию, которая в общем случае имеет более высокое содержание азота и более низкую теплотворную способность, чем конденсированная фракция, сжигают в устройстве для сгорания, отличном от газовой турбины. Поток вспомогательного хладагента образуется из отдува сжиженного потока углеводородов.

---

1511741
СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПОТОКА
УГЛЕВОДОРОДОВ
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для производства сжиженного потока углеводородов.
Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой важный с экономической точки зрения пример такого криогенного потока углеводородов. Природный газ является применимым источником топлива, а также источником различных углеводородных соединений. Часто желательно сжижать природный газ на заводе сжиженного природного газа, находящемся у источника потока природного газа или вблизи него, по ряду причин. Как пример, природный газ можно хранить и транспортировать на длинные расстояния легче в виде жидкости, чем в виде газа, поскольку он занимает меньший объём и его не нужно хранить при высоком давлении.
В документе WO 2006/120127 описан процесс разделения СПГ и установка для него. Сжиженный природный газ в жидком виде направляют на установку разделения, где получают поток СПГ, очищенный от азота, и пар, обогащенный азотом. На установке разделения используют две колонны. Поток СПГ, подвергнутый сжижению в ожижителе, сначала разделяют в первой колонне, работающей при давлении около 1,25 бар, с получением обеднённой азотом жидкости и верхнего газового потока. Верхний газовый поток вновь сжимают до давления около 4 бар и пропускают во вторую колонну, где повторно конденсируется любое количество остаточного метана. Повторно сконденсированный метан отводят в виде жидкости из второй колонны и смешивают с обеднённой азотом жидкостью из первой колонны для формирования потока СПГ, очищенного от азота. Газообразный азот отводят с верха второй колонны, что позволяет использовать азот, содержащийся в природном газе, со степенью технической чистоты.
Охлаждение или упомянутая повторная конденсация метана во второй колонне обеспечивается за счёт азотного цикла, независимого от ожижителя, в котором используют жидкий хладагент, содержание азота в котором составляет более 80 мол. %.
Недостаток упомянутого процесса разделения СПГ заключается в том, что требуется независимый холодильный цикл, который влечёт за собой капитальные затраты, так же как и эксплуатационные расходы. Кроме того, по мере добавления повторно сконденсированного метана к потоку очищенного СПГ, возрастает потребность в поддержании концентрации азота в потоке очищенного СПГ ниже норматива, требуемого для технического СПГ.
Настоящее изобретение относится к способу производства сжиженного потока углеводородов, включающему в себя следующее:
- получают криогенную углеводородную композицию, имеющую в своём составе азот- и метансодержащую жидкую фазу, при начальном давлении от 1 до 2 бар абс;
- разделяют на фазы криогенную углеводородную композицию в сепараторе мгновенного испарения при первом давлении разделения от 1 до 2 бар абс. на поток возвратного пара и жидкий поток;
- отводят жидкий поток из сепаратора мгновенного испарения в виде сжиженного потока углеводородов;
- сжимают поток возвратного пара в компрессоре мгновенного испарения до давления выше 2 бар абс, получая таким образом поток сжатого пара;
- из сжатого пара формируют частично сконденсированный промежуточный поток, причём упомянутый частично сконденсированный промежуточный поток содержит конденсированную фракцию и паровую фракцию в результате осуществления частичного конденсирования потока сжатого пара, при этом указанное частичное конденсирование включает в себя осуществление непрямого теплообмена потока сжатого пара с потоком вспомогательного хладагента, образуемым отдувом сжиженного потока углеводородов, с помощью пропускания тепла, по меньшей мере, из части потока сжатого пара в поток вспомогательного хладагента;
- отделяют конденсированную фракцию от паровой фракции в газожидкостном сепараторе при втором давлении разделения;
- отводят паровую фракцию из газожидкостного сепаратора, при этом упомянутая паровая фракция имеет первую теплотворную способность;
- сжигают паровую фракцию в устройстве для сгорания, отличном от газовой турбины;
- отводят конденсированную фракцию из газожидкостного сепаратора;
- повторно испаряют конденсированную фракцию, в результате чего превращают конденсированную фракцию в полностью испарённый поток, имеющий вторую теплотворную способность, которая выше первой теплотворной способности;
- сжигают полностью испарённый поток в газовой турбине.
Другой аспект настоящего изобретения относится к устройству для производства сжиженного потока углеводородов, включающему в себя:
криогенную линию подачи, подсоединённую к источнику криогенной углеводородной композиции, заключающей в себе азот и метансодержащую жидкую фазу;
- сепаратор мгновенного испарения, выполненный с возможностью получения криогенной углеводородной композиции и разделения криогенной углеводородной композиции на жидкий поток и поток возвратного пара;
- линию жидкого углеводородного продукта, соединённую по текучей среде с нижней частью сепаратора мгновенного испарения для отведения упомянутого жидкого потока в виде сжиженного потока углеводородов из сепаратора мгновенного испарения;
- линию возвратного пара, соединённую по текучей среде с верхней частью сепаратора мгновенного испарения для отведения упомянутого потока возвратного пара из сепаратора мгновенного испарения;
- компрессор мгновенного испарения, размещённый в линии возвратного пара для сжатия потока возвратного пара и получения в результате этого потока сжатого пара;
- конденсатор, размещённый в линии возвратного пара далее по ходу потока после компрессора мгновенного испарения, выполненный с возможностью приёма потока сжатого пара и формирования частично сконденсированного промежуточного потока из потока сжатого пара, причём упомянутый частично сконденсированный промежуточный поток содержит конденсированную фракцию и паровую фракцию, при этом конденсатор выполнен с возможностью установления контакта, по меньшей мере, между частью потока сжатого пара и потоком вспомогательного хладагента для осуществления непрямого теплообмена;
- вспомогательную линию подачи хладагента, простирающуюся между линией жидкого углеводородного продукта и конденсатором, для поступления отдува потока жидкого углеводородного продукта в конденсатор;
- газожидкостной сепаратор, размещённый далее по ходу потока после конденсатора и выполненный с возможностью приёма конденсированной фракции и паровой фракции;
- линию отвода паровой фракции, соединённую по текучей среде с верхней частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приёма паровой фракции из газожидкостного сепаратора;
- устройство для сгорания, отличное от газовой турбины, соединённое по текучей среде с газожидкостным сепаратором посредством линии отвода паровой фракции, предназначенное для приёма и сжигания отведённой паровой фракции;
- линию отвода конденсированной фракции, соединённую по текучей среде с нижней частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приёма конденсированной фракции из газожидкостного сепаратора;
- газовую турбину, соединённую по текучей среде с газожидкостным сепаратором посредством линии отвода конденсированной фракции, предназначенную для приёма и
-
сжигания отведённой конденсированной фракции;
- устройство для повторного испарения, размещённое на линии отвода конденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и газовой турбиной и выполненное с возможностью превращения конденсированной фракции в полностью испарённый поток до сжигания в газовой турбине.
Далее в настоящем документе изобретение будет дополнительно проиллюстрировано с использованием примеров и со ссылкой на чертежи, на которых:
на фиг. 1 схематично представлена технологическая схема процесса, демонстрирующая способ и устройство согласно варианту осуществления изобретения;
на фиг. 2 схематично представлен вариант выполнения системы понижения давления для использования в данном изобретении;
на фиг. 3 схематично представлена технологическая схема процесса, демонстрирующая способ и устройство согласно другому варианту осуществления изобретения;
на фиг. 4 схематично представлена технологическая схема процесса, отображающая способ и устройство согласно ещё одному варианту осуществления изобретения;
на фиг. 5 схематично представлена технологическая схема процесса, в рамках которой вариант осуществления, соответствующий фиг. 3, применяют в сочетании с выбранным ожижителем;
на фиг. 6 схематично представлена технологическая схема процесса, в рамках которой вариант осуществления, соответствующий фиг. 4, применяют в сочетании с выбранным ожижителем; и
на фиг. 7 схематично представлена технологическая схема процесса, в рамках которой вариант осуществления, соответствующий фиг.4, применяют с использованием специального типа сепаратора мгновенного испарения.
На указанных фигурах одни и те же номера позиций будут использоваться для ссылки на одни и те же или аналогичные элементы. Кроме того, единый номер позиции будет использоваться для идентификации трубы или линии и потока, перемещаемого по указанной линии.
Настоящее описание касается производства сжиженного потока углеводородов, такого, как например, поток сжиженного природного газа. Криогенную углеводородную композицию сначала разделяют на поток возвратного пара и жидкий поток. Жидкий поток отводят в виде сжиженного потока углеводородов. Поток возвратного пара вновь сжимают, частично конденсируют в результате осуществления непрямого теплообмена
потока сжатого пара с потоком вспомогательного хладагента и разделяют. Конденсированную фракцию повторно испаряют и сжигают в газовой турбине. Указанный паровой поток топливного газа идентифицируют как поток топливного газа высокого качества.
Паровую фракцию, которая в общем случае имеет более высокое содержание азота и более низкую теплотворную способность, чем конденсированная фракция, сжигают в устройстве для сгорания, отличном от газовой турбины. В связи с настоящим описанием и конденсированной фракцией, указанное топливо называется топливным газом низкого качества. Низкое качество в данном контексте означает наличие теплотворной способности, более низкой по сравнению с теплотворной способностью парового потока топливного газа высокого качества, который сжигают в газовой турбине.
Поток вспомогательного хладагента предпочтительно образуется из отдува сжиженного потока углеводородов. Никакой высокой степени разделения метана и азота в промежуточном конденсированном потоке, образующемся из потока возвратного пара, не требуется, поскольку и паровую фракцию, и конденсированную фракцию сжигают. С учётом вышесказанного, паровая фракция не должна быть свободна от метана, тогда как конденсированная фракция связана с менее строгими требованиями по содержанию азота, чем в случае, если бы её добавляли к сжиженному потоку углеводородов.
Таким образом, предлагаемый способ и устройство не требуют наличия узла полного возврата азота, поскольку производится поток горючего топливного газа, вместо выпускаемого потока азота.
Предлагаемый способ и устройство предпочтительно можно применять, например, если исходный сжиженный поток содержит азот в диапазоне от 1 мол. % до 7 мол. %. Однако наибольшую пользу извлекают в случаях, когда исходный сжиженный поток содержит более 3 мол.% азота, поскольку в таких случаях с целью поддержания жидкого потока вырабатывают относительно большое количество парового возвратного газа, протекающее в единицу времени, из которого получают сжиженный поток углеводородов в пределах норматива по максимальному содержанию более низкокипящих компонентов, таких как азот, в сжиженном природном газе, продаваемом в промышленном масштабе. Большое количество парового возвратного газа, протекающее в единицу времени, как правило, содержит слишком много азота для использования в качестве топлива в газовых турбинах, и оно обычно превышает заводские требования к топливам в случае, если для привода холодильных циклов в ожижителе используют газовые турбины.
Более 30 мол. % потока возвратного пара и/или более 30 мол. % частично сконденсированного промежуточного потока может состоять из азота. Такое содержание
азота было бы слишком высоким для удовлетворения требований к топливному газу в случае большинства газовых турбин. Затем предлагаемый способ и устройство предпочтительно можно использовать для повторного конденсирования фракции потока возвратного пара с целью получения конденсированной фракции, менее 30 мол.% которой состоят из азота, так что после повторного испарения её можно использовать для питания газовой турбины топливом.
Если содержание азота всё же слишком высоко для выбранной газовой турбины, конденсированную фракцию (предпочтительно после повторного испарения) можно смешивать в определённом соотношении с другим топливным газом для приведения топлива в соответствие с нормативами. В таких случаях изобретение обеспечивает достижение положительного эффекта, заключающегося в том, что требования к составлению смесей являются менее жёсткими, чем в случае, если бы топливный газ содержал более 30 мол. % азота.
Повторно испарённая конденсированная фракция, возможно, должна подвергаться сжатию с целью удовлетворения заданным нормативам по давлению для топливного газа газовой турбины. В качестве альтернативы конденсированную фракцию можно нагнетать, например, при помощи жидкостного насоса, перед повторным испарением, так, чтобы конденсированная фракция могла повторно испаряться при давлении, которое уже является достаточно высоким, чтобы соответствовать нормативам по давлению топлива для газовой турбины, в которой будет сжигаться повторно испарённая конденсированная фракция.
Криогенную углеводородную композицию можно получать, подвергая исходный сжиженный поток углеводородов обработке на стадии понижения давления.
Криогенную углеводородную композицию можно получать из ожижителя. Такой ожижитель может входить в состав контура хладагента для рециркулирования потока хладагента. Контур хладагента может заключать в себе компрессор хладагента, соединённый с приводом компрессора хладагента и выполненный с возможностью сжатия потока хладагента; и криогенный теплообменник, выполненный с возможностью установления контакта для осуществления непрямого теплообмена между потоком углеводородов и потоком хладагента контура, в результате чего исходный сжиженный поток образуется из потока углеводородов, заключающего в себе переохлаждённый поток углеводородов. Ожижитель может дополнительно включать в себя систему понижения давления, размещённую далее по ходу потока после криогенного теплообменника и сообщающуюся с ним по жидкой среде, для приёма исходного сжиженного потока и понижения давления исходного сжиженного потока. Сливная линия может соединять по
текучей среде систему понижения давления с криогенным теплообменником, чтобы устанавливать сообщение по текучей среде для исходного сжиженного потока, который проходит из криогенного теплообменника в систем}' понижения давления, при этом сепаратор мгновенного испарения размещён далее по ходу потока после системы понижения давления и сообщается с ней по текучей среде для приёма криогенной углеводородной композиции из системы понижения давления. Соответственно, газовая турбина, в которой повторно испаряется и сжигается конденсированная фракция, является приводом компрессора хладагента контура хладагента в ожижителе. Газовая турбина предпочтительно выбрана из группы, состоящей из газовых турбин на базе авиационного двигателя.
Следовательно, настоящий способ может соответствующим образом заключать в себе рециркулирование потока хладагента в ожижителе, включая перемещение хладагента компрессора и сжатие упомянутого потока хладагента в компрессоре хладагента. Углеводородный поток можно конденсировать и переохлаждать, включая осуществление непрямого теплообмена упомянутого потока углеводородов с потоком хладагента в ожижителе, в результате чего образуется исходный сжиженный поток при давлении ожижения, составляющем выше 2 бар абс. Исходный сжиженный поток можно проводить через стадию понижения давления, получая таким образом криогенную углеводородную композицию, имеющую в своём составе азот и метансодержащую жидкую фазу. Соответственно, компрессор хладагента приводится в действие упомянутой газовой турбиной, в которой сжигается полностью испарённая конденсированная фракция.
Отдув для формирования вспомогательного потока хладагента предпочтительно образуется из части сжиженного потока углеводородов. Преимущество использования отдува сжиженного потока углеводородов для данной цели заключается в том, что его можно относительно легко осуществлять на уже существующем заводе без необходимости приостанавливать или модифицировать любую часть, относящуюся к источнику криогенной углеводородной композиции. Кроме того, он является самым холодным потоком, легко доступным на заводе, без необходимости обеспечения специально предназначенным для этого циклом охлаждения, и, как правило, он имеется там в большом количестве.
Линия вспомогательного возвратного хладагента соответственно простирается между конденсатором и сепаратором мгновенного испарения. При этом поток вспомогательного хладагента, заключающий в себе тепло, по меньшей мере, из части потока сжатого пара, можно пропускать в направлении сепаратора мгновенного испарения и в него, так, чтобы образовывался полуоткрытый холодильный цикл.
Предпочтительно, насос размещён в линии вспомогательного хладагента, по которой отдув сжиженного потока углеводородов можно закачивать в конденсатор.
На фигуре 1 проиллюстрирован вариант осуществления изобретения. Криогенную углеводородную композицию, имеющую в своём составе азот- и метансодержащую жидкую фазу, подают по линии 8 криогенного сырья. Источник криогенной углеводородной композиции не является ограничением изобретения в его самом широком определении, но для полноты картины отображён один из вариантов осуществления, в котором криогенная углеводородная композиция подаётся из источника в виде ожижителя 100.
Такой ожижитель 100, как правило, предусматривают выше по ходу потока от линии 8 криогенного сырья. Ожижитель 100 может иметь сообщение по текучей среде с линией 8 криогенного сырья через систему 5 понижения давления, которая сообщается с ожижителем 100 по сливной линии 1. Система 5 понижения давления размещена ниже по ходу потока после криогенного теплообменника 180 и выполнена с возможностью приёма и понижения давления исходного сжиженного потока, поступающего из основного криогенного теплообменника 5.
Система 5 понижения давления может заключать в себе динамический блок, такой как турбина-экспандер, статический блок, такой как клапан Джоуля-Томсона, или их сочетание. Пример системы 5 понижения давления с клапаном 7 Джоуля-Томсона, соединённым последовательно с турбиной-экспандером 6, показан на фиг.2. При использовании турбины-экспандера её можно, необязательно, подвижным образом подсоединять к источнику энергии. Многочисленные конфигурации возможны и известны специалисту в данной области техники.
В варианте осуществления, приведённом в качестве примера, показанном на фиг.1, ожижитель 100 заключает в себе контур 101 хладагента для рециркулирования хладагента. Контур 101 хладагента включает в себя компрессор 160 хладагента, соединённый с приводом 190 компрессора хладагента в виде подвижного механического зацепления. Компрессор 160 хладагента выполнен с возможностью сжатия отработанного потока 150 хладагента и отвода хладагента в состоянии избыточного давления в линию 120 сжатого хладагента. В линии 120 сжатого хладагента контура 101 хладагента обычно предусматривают, по меньшей мере, один возвратный теплообменник 124. Возвратный теплообменник 124 выполнен с возможностью отвода тепла из находящегося под избыточным давлением потока хладагента, перемещаемого по линии 120 сжатого хладагента, во внешнюю среду, либо в воздух, либо в водоём, такой как озеро, река или море.
Ожижитель 100, как правило, заключает в себе холодильник хладагента, выполненный с возможностью охлаждения находящегося под избыточным давлением хладагента, поступающего из линии 120 сжатого хладагента, из которого тепло возвращается в возвратный теплообменник 124. При этом охлаждённый поток хладагента получают в линии 131 охлаждённого хладагента.
Ожижитель 100 дополнительно включает в себя криогенный теплообменник 180, соединённый с выпускным патрубком компрессора 160 хладагента посредством линии 120 сжатого хладагента. В варианте осуществления, представленном на фигуре 1, криогенный теплообменник 180 также выполняет функцию холодильника хладагента, обсуждённого в предыдущем абзаце, но это не является требованием изобретения. Криогенный теплообменник в общем случае выполнен с возможностью установления контакта для осуществления непрямого теплообмена между потоком 110 углеводородов и хладагентом контура 101 хладагента.
Линия 150 отработанного хладагента соединяет криогенный теплообменник 180 с основной стороной всасывания компрессора 160 хладагента. Линия 131 охлаждённого хладагента сообщается по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента при посредстве холодной стороны криогенного теплообменника 180. Поток 110 углеводородов протекает по тёплой стороне криогенного теплообменника 180. Холодная сторона и тёплая сторона находятся в теплообменном контакте друг с другом.
Основная линия 133 возвратного хладагента устанавливает сообщение по текучей среде между линией 131 охлаждённого хладагента и холодной стороной криогенного теплообменника 180. Основная линия 133 возвратного хладагента сообщается по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента через посредство упомянутой холодной стороны и по схеме осуществления теплообмена с горячей стороной. Основной контрольный клапан 134 хладагента встроен в основную линию 133 возвратного хладагента.
Криогенный теплообменник 180 принимает поток хладагента в состоянии избыточного давления из основной линии 133 возвратного хладагента через основной контрольный клапан 134 хладагента и отводит в компрессор 160 хладагента. Таким образом, криогенный теплообменник 180 образует часть контура 101 хладагента.
Криогенный теплообменник 180 может быть предусмотрен в любой подходящей форме, включая теплообменник с печатной схемой, теплообменник пластинчато-ребристого типа, необязательно, в конфигурации холодильной камеры, либо кожухотрубного типа, такой как спиральный теплообменник или катушечный теплообменник.
Конкретный неограничивающий пример ожижителя и его контура хладагента на основе теплообменника кожухотрубного типа, включающего в себя компрессор хладагента и криогенный теплообменник, показан на фигурах 5 и 6. Указанные фигуры будут подробно описаны далее ниже.
Обращаясь снова к изобретению, можно видеть, что сепаратор 50 мгновенного испарения выполнен с возможностью приёма криогенной углеводородной композиции 8, необязательно, ниже по ходу потока после системы 5 понижения давления и сообщается с ней по текучей среде, если такая система предусмотрена. В зависимости от требований разделения, сепаратор 50 мгновенного испарения может быть предусмотрен в виде простого барабана, который отделяет пар от жидких фаз в одну равновесную стадию (такой, как отображен на фиг. 1), или более сложной дистилляционной колонны. Неограничивающие примеры возможностей раскрыты в патентах США 5421165, 5893274, 6014869, 6105391 и публикации заявки 2008/0066492 до выдачи патента США.
Линия 90 жидкого углеводородного продукта соединена по текучей среде с нижней частью сепаратора 50 мгновенного испарения. Линия 90 жидкого углеводородного продукта соединяет сепаратор 50 мгновенного испарения с криогенным резервуаром 210 для хранения. Необязательный криогенный насос (не показан) может присутствовать в линии 90 жидкого углеводородного продукта для содействия перемещению любого жидкого углеводородного продукта, отводимого из сепаратора 50 мгновенного испарения, в криогенный резервуар 210 для хранения.
Линия 64 возвратного пара соединена по текучей среде с верхней частью сепаратора 50 мгновенного испарения. Компрессор 260 мгновенного испарения размещён в линии 64 возвратного пара для сжатия потока возвратного пара, поступающего из сепаратора 50 мгновенного испарения. Конденсатор 35 размещён в линии 64 возвратного пара ниже по ходу потока после компрессора 260 мгновенного испарения. Эта часть линии возвратного пара будет называться линией 70 потока сжатого пара.
Конденсатор 35 выполнен с возможностью приёма потока сжатого пара и формирования частично сконденсированного промежуточного потока из потока сжатого пара. Конденсатор выполнен с возможностью установления контакта для осуществления непрямого теплообмена, по меньшей мере, между частью потока сжатого пара и потоком вспомогательного хладагента.
Доохладитель 69 может быть предусмотрен в линии 70 потока сжатого пара между компрессором 260 мгновенного испарения и конденсатором 35. Доохладитель выполнен с возможностью возврата тепла из сжатого пара во внешнюю среду (например, посредством осуществления теплообмена с внешним потоком воздуха или внешним потоком воды).
Такой доохладитель рекомендуется в вариантах осуществления изобретения, в которых температура потока сжатого пара в том виде, как он отводится из компрессора мгновенного испарения, превышает температуру внешнего воздуха и/или внешней воды, так что, по меньшей мере, часть тепла, добавляющегося к пару в компрессоре мгновенного испарения, может возвращаться во внешнюю среду.
Теплообменник 65 для рекуперации холода, необязательно, можно предусматривать в линии 64 возвратного пара, и в результате это приводит к тому, что возвратный пар подают в компрессор 260 мгновенного испарения при температуре всасывания компрессора мгновенного испарения, которая выше температуры, при которой возвратный пар отводят из сепаратора 50 мгновенного испарения в линию 64 возвратного пара. При этом холод, заключённый в возвратном паре в линии 64 возвратного пара, сохраняется в потоке 66 рекуперации холода, в результате осуществления теплообмена с потоком 66 рекуперации холода до выполнения сжатия возвратного пара в компрессоре 260 мгновенного испарения.
В одном из вариантов осуществления изобретения поток 66 рекуперации холода может заключать в себе боковой поток, образующийся из углеводородного потока 110 в ожижителе 100, или состоять из него. Полученный в результате этого охлаждённый боковой поток можно объединять, например, с криогенной углеводородной композицией в линии 8 криогенного сырья. Таким образом, осуществление теплообмена с целью рекуперации холода в теплообменнике 65 для рекуперации холода прибавляет скорость образования криогенной углеводородной композиции.
В другом варианте осуществления изобретения поток 66 рекуперации холода может заключать в себе поток хладагента, подвергаемый рециркуляции в ожижителе 100, или состоять из него, в результате чего поток хладагента (или его отдув) конденсируется или переохлаждается. Например, отдув сжатого хладагента можно отбирать из линии 120 сжатого хладагента и охлаждать при помощи линии 64 возвратного пара.
В ещё одном варианте осуществления изобретения поток 66 рекуперации холода может заключать в себе или состоять из доохлаждённого возвратного пара в линии 70 потока сжатого пара, предпочтительно в той части линии 70 потока сжатого пара, которая простирается между доохладителем 69 и конденсатором 35, по которой сжатый пар пропускают из компрессора 260 мгновенного испарения в конденсатор 35. При этом нагрузка на конденсатор 35, требуемая от потока 132 вспомогательного хладагента, будет уменьшаться.
Поток вспомогательного хладагента подают из линии 132 подачи вспомогательного хладагента, которая простирается между линией 90 жидкого углеводородного продукта и
конденсатором 35. Как показано в примере, линия 90 сжиженного углеводородного продукта расщепляется на линию 132 подачи вспомогательного хладагента и линию 91 основного продукта. Линия 138 вспомогательного возвратного хладагента простирается между конденсатором 35 и сепаратором 50 мгновенного испарения и выполнена с возможностью возвращения вспомогательного хладагента, заключающего в себе тепло, полученное из потока сжатого пара, обратно в сепаратор 50 мгновенного испарения. Контрольный клапан 135 вспомогательного хладагента размещён в линии 132 подачи вспомогательного хладагента. Необязательный насос вспомогательного хладагента (не показан), необязательно, может быть предусмотрен в линии 132 подачи вспомогательного хладагента.
Газожидкостной сепаратор 33 размещён ниже по ходу потока от конденсатора 35. Линия 80 отвода паровой фракции соединена по текучей среде с верхней частью газожидкостного сепаратора 33, а линия 40 отвода конденсированной фракции соединена по текучей среде с нижней частью газожидкостного сепаратора 33. Газовая турбина 320 соединена по текучей среде с газожидкостным сепаратором при помощи линии 40 отвода конденсированной фракции. Устройство 220 для сгорания, отличное от газовой турбины, соединено по текучей среде с газожидкостным сепаратором посредством линии 80 отвода паровой фракции.
Устройство 220 для сгорания может заключать в себе множественные блоки сгорания. Оно может включать в себя, например, один или несколько из следующих блоков: печь, кипятильник, печь дожигания, двухтопливный дизельный двигатель или их перекрёстные сочетания. Кипятильник и двухтопливный дизельный двигатель предпочтительно могут подсоединяться к генератору электрической энергии.
Устройство 285 для повторного испарения размещено в линии 40 отвода конденсированной фракции между газожидкостным сепаратором 33 и газовой турбиной 320. Устройство для повторного испарения выполнено с возможностью приведения конденсированной фракции, находящейся в линии 40 отвода конденсированной фракции, в контакт с нагревающей текучей средой 286 с целью осуществления непрямого теплообмена, посредством чего в ходе работы тепло передаётся от нагревающей текучей среды 286 к конденсированной фракции, находящейся в линии 40 отвода конденсированной фракции. Необязательно, компрессор 360 топливного газа размещают в линии 40 отвода конденсированной фракции между устройством 285 для повторного испарения и газовой турбиной 320.
Теплообменник 85 для рекуперации холода, необязательно, может быть предусмотрен в линии 80 отвода паровой фракции для рекуперации холода, заключённого
в паровой фракции, до сжигания её в устройстве 220 для сгорания. Теплообменник 85 для рекуперации холода выполнен с возможностью приведения паровой фракции, находящейся в линии 80 отвода паровой фракции, в контакт с потоком 86 рекуперации холода с целью осуществления непрямого теплообмена. В ходе работы тепло передаётся от потока 86 рекуперации холода паровой фракции, находящейся в линии 80 отвода паровой фракции. Указанный теплообменник 85 для рекуперации холода можно называть вторым теплообменником для рекуперации холода, имеющимся в вариантах осуществления изобретения, в которых теплообменник 65 для рекуперации холода предусмотрен в линии 64 возвратного пара. В таких вариантах осуществления изобретения теплообменник 65 для рекуперации холода в линии 64 возвратного пара можно называть первым теплообменником для рекуперации холода.
Устройство, описанное выше, можно использовать в способе, излагаемом следующим образом.
Криогенную углеводородную композицию 8, имеющую в своём составе азот- и метансодержащую жидкую фазу, подают при начальном давлении в диапазоне от 1 до 2 бар абс. и начальной температуре. Осуществление подачи криогенной углеводородной композиции 8 может включать в себя пропускание углеводородного потока 110 через ожижитель 100. Углеводородный поток 110 можно конденсировать и переохлаждать в ожижителе 100. Конденсирование и переохлаждение углеводородного потока 110 предпочтительно включает в себя осуществление непрямого теплообмена углеводородного потока 110 с хладагентом в ожижителе 100. Сформированный таким образом переохлаждённый сжиженный поток углеводородов называется исходным сжиженным потоком. Следовательно, исходный сжиженный поток образуется из углеводородного потока в результате конденсирования и последующего переохлаждения углеводородного потока.
Например, в таком ожижителе 100 углеводородный поток 110, заключающий в себе исходный углеводородсодержащий пар, может подвергаться теплообмену с основным потоком хладагента, например, в криогенном теплообменнике 180, в результате чего имеет место ожижение исходного пара сырьевого потока с получением исходного сжиженного потока внутри сливной линии 1. Затем из исходного сжиженного потока 1 можно получать желаемую криогенную углеводородную композицию 8. Исходный сжиженный поток можно отводить из ожижителя 100 по сливной линии 1. Криогенную углеводородную композицию 8 можно получать из исходного сжиженного потока, например, при прохождении исходного сжиженного потока через стадию понижения давления в системе 5 понижения давления. На указанной стадии понижения давления
давление можно понижать от давления ожижения до начального давления.
Криогенная углеводородная композиция 8 далее подвергается фазовому разделению на поток 64 возвратного пара и жидкий поток 90 при первом давлении разделения от 1 до 2 бар абс. Соответственно, указанное фазовое разделение осуществляют в сепараторе 50 мгновенного испарения. Поток 64 возвратного пара заключает в себе большую часть от любого количества пара мгновенного испарения, предпочтительно весь такой пар, который образовался в течение стадии понижения давления. Жидкий поток 90 отводят в виде сжиженного потока углеводородов, который может быть потоком сжиженного природного газа, при условии, что содержание метана составляет, по меньшей мере, 81 мол. %. Жидкий поток 90 обычно направляют в криогенный резервуар 210 для хранения.
Поток 64 возвратного пара отводят из сепаратора 50 мгновенного испарения и затем сжимают в компрессоре 260 мгновенного испарения до давления выше 2 бар абс, получая таким образом поток 70 сжатого пара.
Поток 70 сжатого пара пропускают в конденсатор 35. Если в линии 70 потока сжатого пара предусмотрен доохладитель 69, поток 70 сжатого пара пропускают через доохладитель 69 по мере пропускания потока в конденсатор 35. В доохладителе 69 тепло возвращается из сжатого пара во внешнюю среду (например, в результате осуществления теплообмена с внешним потоком воздуха или внешним потоком воды). Сжатый пар 70 отводят из необязательного доохладителя 69 при температуре доохлаждения, близкой к внешней температуре, например, на 2°С выше внешней температуры. Полагают, что внешняя температура является температурой внешней среды (воздуха или воды), к которой возвращается тепло.
В конденсаторе 35 из сжатого пара 70 образуется частично сконденсированный промежуточный поток в результате частичного конденсирования потока сжатого пара. Частично сконденсированный промежуточный поток имеет в своём составе конденсированную фракцию 40 и паровую фракцию 80. Частичное конденсирование включает в себя осуществление непрямого теплообмена потока 70 сжатого пара с потоком 132 вспомогательного хладагента, образуемым отдувом жидкого потока 90. В ходе воплощения непрямого теплообмена тепло проходит, по меньшей мере, из части потока 70 сжатого пара в поток 132 вспомогательного хладагента. Предполагается, что лишь около 0,2% жидкого потока 90 требуется в качестве вспомогательного потока 132 хладагента. В общем случае от 0,05 до 0,40% жидкого потока 90 может требоваться в качестве потока 132 вспомогательного хладагента.
Затем конденсированную фракцию 40 отделяют от паровой фракции 80 в газожидкостном сепараторе 33 при втором давлении разделения. Предпочтительно,
паровая фракция и конденсированная фракция сосуществуют в газожидкостном сепараторе 33 и подвергаются разделению, находясь в одном состоянии термодинамического равновесия между упомянутой паровой фракцией и конденсированной фракцией, пребывая внутри газожидкостного сепаратора 33. В общем случае это может достигаться, если газожидкостной сепаратор 33 выполнен в виде простого барабана без каких-либо внутренних элементов для осуществления газожидкостного контакта, таких как тарелки или насадка, что в силу этого представляет собой по существу одну единственную теоретическую стадию.
Паровую фракцию 80 отводят из газожидкостного сепаратора 33 обычно в виде паровой фазы в её точке росы. Паровая фракция 80 в том виде, как её отводят из газожидкостного сепаратора 33, имеет первую теплотворную способность. Паровую фракцию 80 сжигают в устройстве 220 для сгорания.
Конденсированную фракцию 40 также отводят из газожидкостного сепаратора 33, но в виде жидкой фазы в её точке кипения. Затем конденсированную фракцию 40 повторно испаряют в устройстве 285 для повторного испарения. Повторное испарение включает в себя приведение конденсированной фракции 40 в контакт с нагревающей текучей средой 286 для осуществления непрямого теплообмена, посредством чего тепло передаётся от нагревающей текучей среды 286 к конденсированной фракции 40. В ходе повторного испарения конденсированная фракция 40 превращается в полностью испарённый поток, имеющий вторую теплотворную способность. По завершении повторного испарения конденсированная фракция 40 находится полностью в паровой фазе. Полностью испарённый поток, образующийся из конденсированной фракции 40, сжигают в газовой турбине 320.
Вспомогательную нагрузку по холоду, передаваемую потоком 132 вспомогательного хладагента в конденсатор 35, можно изменять при помощи регулирования контрольным клапаном 135 вспомогательного хладагента. Возможны различные стратегии контроля. Например, контрольный клапан 135 вспомогательного хладагента функционально связан с необязательным регулятором 37 уровня, размещённым в газожидкостном сепараторе 33 для установления постоянного уровня жидкости в газожидкостном сепараторе 33 посредством регулирования степени частичной конденсации сжатого пара 70, которая имеет место в конденсаторе 35. Другой пример включает в себя то, что контрольный клапан 135 вспомогательного хладагента функционально связан с необязательным датчиком температуры (не показан), размещённым между конденсатором 35 и газожидкостным сепаратором 33 для установления постоянной температуры частично сконденсированного промежуточного потока.
Подходящая величина, заданная для датчика температуры, может основываться на желаемом содержании азота в конденсированной фракции 40, которое сопряжено с нормативом на состав топливного газа для газовой турбины 320. Остальной азот остаётся в паровой фракции. Температуру слива исходного сжиженного потока, находящегося в сливной линии 1, можно регулировать с целью обеспечения того, чтобы общее количество доступной тепловой энергии, имеющейся в возвратном паре 64 и/или частично сконденсированном промежуточном потоке, удовлетворяло требованию, предъявляемому к объединённому топливному газу для камеры (камер) 220 сгорания и газовой турбины (турбин) 320. Например, если в возвратном паре 64 имеется слишком много тепловой энергии, температуру слива можно понижать для уменьшения количества метана, который испаряется на стадии понижения давления в системе 5 понижения давления. Распределение азота между паровой фракцией 80 и конденсированной фракцией 40 регулируется вспомогательной нагрузкой по холоду.
Содержание азота в жидком потоке 90 можно поддерживать в пределах нормативов во всём диапазоне температур слива, предполагаемых в ходе работы, посредством корректного выбора и определения размеров сепаратора 50 мгновенного испарения на стадии проектирования.
Первая и вторая теплотворная способности определяют количество тепла, которое может выделяться при сгорании моля топливного газа. Это может быть либо так называемая "высокая" теплотворная способность, либо "низкая" теплотворная способность, если только для сравнения двух теплотворных способностей используются одни и те же условия. Предпочтительно, для сравнения двух теплотворных способностей применяют "низкую" теплотворную способность, поскольку это наиболее близко к условиям горения, используемым в изобретении. Теплотворную способность можно определять с использованием стандарта ASTM D3588-98, применяемого безотносительно к составу паровой фракции 80 и/или конденсированной фракции 40. В результате разделения в охлаждаемом газожидкостном сепараторе 33 вторая теплотворная способность (относящаяся к конденсированной фракции 40) выше первой теплотворной способности (относящейся к паровой фракции 80). Однако, поскольку частично сконденсированный промежуточный поток состоит по существу из двух компонентов, метана и азота, первая и вторая теплотворные способности однозначно отображают содержание азота в паровой фракции 80 и в конденсированной фракции 40, соответственно.
Паровую фракцию 80 сжигают в устройстве 220 для сгорания, предпочтительно, при первом давлении топливного газа, которое не выше второго давления разделения. Таким
образом компрессор можно исключить, поскольку давление в паровой фракции 80 не должно повышаться. Предпочтительно, паровую фракцию 80 сжигают в устройстве для сгорания при давлении от 2 до 15 бар абс, более предпочтительно, при давлении от 2 до 6 бар абс.
Конденсированную фракцию 40, возможно, необходимо нагнетать до второго давления топливного газа, которое выше второго давления разделения. Если компрессор 360 топливного газа размещён на линии 40 отвода конденсированной фракции между устройством 285 для повторного испарения и газовой турбиной 320, полностью испарённый поток, необязательно, можно сжимать в таком компрессоре 360 топливного газа до второго давления топливного газа перед сжиганием полностью испарённого потока в газовой турбине 320. Второе давление топливного газа в общем случае выше второго давления разделения и, предпочтительно, адаптировано для удовлетворения требований по давлению топливного газа, налагаемых выбранной газовой турбиной 320.
Клапан 245 понижения давления, необязательно, можно размещать в линии 40 отвода конденсированной фракции между газожидкостным сепаратором 33 и устройством 285 для повторного испарения. Это позволяет однократно испарять некоторое количество конденсированной фракции 40 до пропускания конденсированной фракции 40 через устройство 285 для повторного испарения вначале за счёт пропускания конденсированной фракции 40 через клапан 245 понижения давления, а затем осуществления непрямого теплообмена конденсированной фракции 40 с нагревающей текучей средой 286. При этом может достигаться более низкая температура нагревающей текучей среды 286, когда её отводят из устройства 285 для повторного испарения, и/или больше холода, заключённого в конденсированной фракции 40, можно извлекать в нагревающую текучую среду 286. Клапан 245 понижения давления контролирует температуру отвода испарённого потока, отводимого из устройства 285 для повторного испарения. Клапан 245 понижения давления, соответственно, может быть функционально связан с первым датчиком 247 температуры, размещённым в линии 40 отвода конденсированной фракции ниже по ходу потока после устройства 285 для повторного испарения, в силу чего положение клапана контролируется в соответствии с первым температурным сигналом, генерируемым в первом датчике 247 температуры. Если предусмотрен необязательный компрессор 390 топливного газа, первый датчик температуры, соответственно, размещают в линии 40 отвода конденсированной фракции между устройством 285 для повторного испарения и необязательным компрессором 390 топливного газа. Настраиваемое значение первой целевой температуры для указанного контура управления можно устанавливать на несколько градусов ниже, например, на 2°С ниже температуры нагревающей текучей
среды 286 на входе устройства 285 для повторного испарения. Предпочтительно, температура конденсированной фракции 40 на выходе устройства для повторного испарения находится в диапазоне от внешней температуры до величины на 10°С ниже внешней температуры с целью действенного получения наибольшего положительного эффекта от холода, имеющегося в конденсированной фракции 40.
Второе давление разделения предпочтительно выше первого давления разделения. Второе давление разделения, соответственно, может составлять от 2 до 22 бар абс, предпочтительно, от 5 до 22 бар абс, более предпочтительно, от 5 до 15 бар абс. Второе давление разделения на верхней границе диапазона от 2 до 22 бар абс. способствует частичной конденсации сжатого потока 70 и обеспечению наличия интервала для большего перепада давления в необязательном клапане 245 понижения давления и/или поддержанию более высокого давления даже после клапана 245 понижения давления, что приводит к экономии на нагрузке сжатия топливного газа в необязательном компрессоре 360 топливного газа. Давление на нижней границе диапазона способствует эффективности разделения в газожидкостном сепараторе 33 и оказывает меньшее воздействие на процесс сжатия паровой фракции 80, которая должна сжигаться в устройстве 220 для сгорания при относительно низком давлении, обычно менее 15 бар абс. В предложенном диапазоне от 5 до 15 бар абс. для второго давления разделения достигается надлежащее равновесие между полезными и неблагоприятными эффектами, обобщёнными ранее в данном абзаце.
Найдено, что типичный перепад давления от 1,0 до 4,0 бар на необязательном клапане 245 понижения давления является адекватным в обычных режимах.
В некоторых вариантах осуществления изобретения второе давление разделения находится в диапазоне от 5 до 8 бар абс, указанное давление чаще всего удовлетворяет требованиям к потоку топливного газа низкого давления, подходящему для подачи паровой фракции 80 в устройство 220 для сгорания без необходимости в дополнительном сжатии. Можно выбирать более высокое давление, если устройство 220 для сгорания находится на относительно большом расстоянии от первого газожидкостного фазового сепаратора и/или когда паровая фракция 80 предназначена для пропускания через один или несколько теплообменников 85 для рекуперации холода. В таких обстоятельствах можно ожидать дополнительного падения давления в ходе осуществления подачи отпарного газа в устройство 220 для сгорания. В одном из вариантов осуществления изобретения второе давление разделения составляет около 6,5 бар абс.
Криогенную углеводородную композицию 8 можно получать из залежей природного газа или нефти, либо из угольных пластов. В качестве альтернативы криогенную углеводородную композицию 8 также можно получать из другого источника, включая,
например, синтетический источник, такой как процесс Фишера-Тропша. Предпочтительно, криогенная углеводородная композиция 8 содержит, по меньшей мере, 50 мол. % метана, более предпочтительно, по меньшей мере, 80 мол. % метана. Предпочтительная начальная температура ниже -130°С может достигаться при прохождении углеводородного потока 110 через систему 100 ожижения. Вариант осуществления пропускания углеводородного потока 110 через систему 100 ожижения будет описан более подробно ниже.
Хладагент подвергают рециркуляции в контуре 101 хладагента ожижителя 100. Рециркулирование включает в себя приведение в действие компрессора 160 хладагента и сжатие потока хладагента в компрессоре 160 хладагента. Поток 110 углеводородов конденсируется и переохлаждается. Конденсирование и переохлаждение включает в себя осуществление непрямого теплообмена потока 110 углеводородов с хладагентом в ожижителе 100. Сформировавшийся таким образом переохлаждённый поток сжиженных углеводородов называется исходным сжиженным потоком. Следовательно, исходный сжиженный поток образуется из углеводородного потока в результате конденсирования и последующего переохлаждения углеводородного потока.
Углеводородный поток 110 в любом из примеров, раскрытых в настоящем документе, можно получать из залежей природного газа или нефти, либо из угольных пластов. В качестве альтернативы криогенную углеводородную композицию 8 также можно получать из другого источника, включая, например, синтетический источник, такой как процесс Фишера-Тропша. Предпочтительно, криогенный углеводородный поток 110 содержит, по меньшей мере, 50 мол. % метана, более предпочтительно, по меньшей мере, 80 мол. % метана. Полученный в результате этого жидкий углеводородный продукт, подаваемый в линию 90 жидкого углеводородного продукта и/или собираемый в криогенном резервуаре 210 для хранения, предпочтительно представляет собой сжиженный природный газ (СПГ).
В зависимости от источника, углеводородный поток 110 может содержать варьирующиеся количества компонентов, отличных от метана и азота, включая один или несколько неуглеводородных компонентов, отличных от воды, таких как СО2, Hg, H2S и другие соединения серы; и один или несколько углеводородов тяжелее метана, в частности, таких как этан, пропан и бутаны, и, возможно, меньшие количества пентанов и ароматических углеводородов. Углеводороды с молекулярной массой, по меньшей мере, равной массе пропана, в настоящем документе могут называться Сз+-углеводородами, а углеводороды с молекулярной массой, по меньшей мере, равной массе этана, в настоящем документе могут называться С2+ -углеводородами.
Если желательно, углеводородный поток 110 может быть подвергнут предварительной обработке для уменьшения количества и/или удаления одного или нескольких нежелательных компонентов, таких как СО2 и H2S, или может претерпевать воздействие на других стадиях, таких как предварительное создание избыточного давления или тому подобное. Такие стадии хорошо известны специалисту в данной области техники и их механизмы дополнительно не обсуждаются здесь. Таким образом, состав углеводородного потока 110 изменяется в зависимости от типа и местоположения газа, а также применяемой предварительной обработки (обработок).
Исходный сжиженный поток отводят из ожижителя 100 по сливной линии 1. Исходный сжиженный поток может содержать азот в диапазоне от 1 мол. % до 7 мол.% и более 81 мол.% метана. Температура исходного сжиженного потока в сливной лини 1 может составлять примерно от -165°С до -120°С. Криогенную углеводородную композицию 8 получают из исходного сжиженного потока при прохождении исходного сжиженного потока через стадию понижения давления в системе 5 понижения давления, в результате чего давление понижается от давления ожижения до начального давления, составляющего от 1 до 2 бар абс. Пар мгновенного испарения обычно образуется в продолжение такой стадии понижения давления.
Криогенная углеводородная композиция 8 имеет в своём составе азот- и метансодержащую жидкую фазу и обычно находится при температуре ниже 130°С.
Во многих случаях температура исходного сжиженного потока в сливной линии 1 может находиться в диапазоне от -160°С до -145°С. В пределах указанного более узкого диапазона нагрузка по холоду, требуемая в системе 100 ожижения, ниже, чем в случае, если желательны более низкие температуры, тогда как степень переохлаждения при давлении выше 15 бар абс. является достаточно высокой для исключения избыточного образования паров мгновенного испарения при понижении давления до начального значения, составляющего от 1 до 2 бар абс.
Система 100 ожижения в настоящем описании до сих пор изображалась очень схематично. Она может представлять собой любую подходящую систему и/или процесс ожижения углеводородов, в частности, любой процесс ожижения природного газа с получением сжиженного природного газа, и данное изобретение не ограничивается конкретным вариантом выбора системы ожижения. В примерах подходящих систем ожижения используются процессы с одним циклом хладагента (обычно с одним циклом на смешанном хладагенте - SMR - процессы, такие как процесс PRICO, описанный в работе авторов К R Johnsen и Р Christiansen, представленной в 1998 на конференции Gastech (Дубай)), но возможен и процесс с однокомпонентным хладагентом, такой, как
например, процесс BHP-cLNG, также описанный в вышеупомянутой работе авторами Johnsen и Christiansen); процессы с двойным циклом хладагента (например, весьма применяемый процесс Propane-Mixed-Refrigerant, часто сокращаемый как C3MR, такой как описанный, например, в патенте США 4404008, или, например, процессы с двойным циклом на смешанном хладагенте - DMR, пример которых описан в патенте США 6658891; или, например, процессы с двумя циклами, в которых каждый цикл хладагента заключает в себе однокомпонентный хладагент); и процессы на основе трёх или более блоков компрессоров для трёх или более холодильных циклов, пример которых описан в патенте США 7114351.
Другие примеры подходящих систем ожижения описаны в патенте США 5832745 (Shell SMR), патенте США 6295833, патенте США 5657643 (оба являются вариантами Black and Veatch SMR), патенте США 6370910 (Shell DMR).
Другим подходящим примером процесса DMR является так называемый процесс Axens LIQUEFIN, такой как, описанный, например, в работе под названием "LIQUEFIN: AN INNOVATIVE PROCESS ТО REDUCE LNG COSTS" авторов P-Y Martin et al, представленной на 22-й всемирной конференции по газу (World Gas Conference) в Токио, Япония (2003). Другие подходящие процессы с тремя циклами охватывают, например, патент США 6962060; документ WO 2008/020044; патент США 7127914; заявку на патент Германии DE3521060A1; патент США 5669234 (известный в промышленности как оптимизированный каскадный процесс); патент США 6253574 (известный в промышленности как каскадный процесс со смешанной текучей средой); патент США 6308531; публикацию заявки на патент США 2008/0141711; работу Mark J. Roberts et al "Large capacity single train AP-X(TM) Hybrid LNG Process", Gastech 2002, Доха, Катар (1316 октября 2002). Указанные предложения приведены для демонстрирования широкой применимости изобретения и не предназначены для представления исключительного и/или исчерпывающего перечня возможностей. Не во всех примерах, перечисленных выше, в качестве первичных приводов компрессоров хладагента используются газовые турбины (на базе авиационного двигателя). Ясно, что любые приводы, отличные от газовых турбин, можно заменять газовой турбиной для достижения некоторых предпочтительных положительных эффектов настоящего изобретения.
Пример, в котором система 100 ожижения создана на основе, например, C3MR или Shell DMR, кратко проиллюстрирован на фигурах 5 и 6. В обоих случаях выбрано, что криогенный теплообменник 180 в системе 100 ожижения является спиральным теплообменником, включающим в себя тёплую часть, заключающую в себе все трубы, в том числе нижние и верхние пучки труб для углеводородного продукта (181 и 182,
соответственно), нижние и верхние пучки труб для LMR (183 и 184, соответственно) и пучок 185 труб для HMR. Холодная часть образуется со стороны кожуха криогенного теплообменника 180.
Нижние и верхние пучки 181 и 182 труб для углеводородного продукта соединяют по текучей среде линию 110 углеводородного потока со сливной линией 1. В линии 110 углеводородного потока можно предусматривать, по меньшей мере, один теплообменник 115 предварительного охлаждения охлаждаемого углеводорода, выше по ходу потока от криогенного теплообменника 180.
Хладагент, подаваемый в контуре 101 хладагента, будет называться "основным хладагентом" для различения его от других хладагентов, которые могут использоваться в системе 100 ожижения, таких как хладагент 127 предварительного охлаждения, который может обеспечивать нагрузку по холоду на теплообменник 115 предварительного охлаждения охлаждаемого углеводорода. Основной хладагент в настоящем варианте осуществления изобретения является смешанным хладагентом.
Контур 101 хладагента включает в себя линию 150 отработанного хладагента, соединяющую криогенный теплообменник 180 (в данном случае сторону 186 кожуха криогенного теплообменника 180) с основной стороной всасывания компрессора 160 хладагента, и линию 120 сжатого хладагента, соединяющую выпускной патрубок компрессора 160 хладагента с MR сепаратором 128. Один или несколько теплообменников предусмотрены в линии 120 сжатого хладагента, в том числе в настоящем примере, по меньшей мере, один возвратный теплообменник 124. MR сепаратор 128 сообщается по текучей среде с нижним пучком 183 труб LMR посредством линии 121 лёгкой фракции хладагента и с пучком труб HMR посредством линии 122 тяжёлой фракции хладагента.
По меньшей мере, один теплообменник 115 предварительного охлаждения охлаждаемого углеводорода и, по меньшей мере, один охлаждаемый теплообменник 125 предварительного охлаждения основного хладагента охлаждаются хладагентом предварительного охлаждения (посредством линий 127 и 126, соответственно). Один и тот же хладагент предварительного охлаждения можно распределять из одного и того же цикла хладагента предварительного охлаждения. Кроме того, по меньшей мере, один теплообменник 115 предварительного охлаждения охлаждаемого углеводорода и, по меньшей мере, один охлаждаемый теплообменник 125 предварительного охлаждения основного хладагента можно объединять в один блок теплообменников предварительного охлаждения (не показан). В качестве неограничивающего примера приводится ссылка на патент США 6370910.
В переходной зоне между верхними (182, 184) и нижними (181, 183) пучками труб HMR пучок 185 труб сообщается по текучей среде с HMR линией 141. HMR линия 141 сообщается по текучей среде со стороной 186 кожуха криогенного теплообменника 180 через первую HMR возвратную линию 143, в которой размещён HMR контрольный клапан 144. Посредством упомянутой стороны 186 кожуха и по схеме теплообмена с каждой из нижнего пучка 181 труб углеводородного продукта и нижнего LMR пучка 183 труб, а также HMR пучка труб 185 первая HRM возвратная линия 143 соединена по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента.
Выше верхних пучков 182 и 184 труб, вблизи верхней части криогенного теплообменника 180, LMR пучок 184 труб сообщается по текучей среде с линией 131 охлаждаемого хладагента. Линия 133 основного возвратного хладагента устанавливает сообщение по текучей среде между линией 131 охлаждаемого хладагента и стороной 186 кожуха криогенного теплообменника 180. Контрольный клапан 134 основного хладагента размещён в линии 133 основного возвратного хладагента. Линия 133 основного возвратного хладагента сообщается по текучей среде с линией 150 отработанного хладагента при посредстве упомянутой стороны 186 кожуха и по схеме теплообмена с каждым из верхних и нижних пучков 182 и 181 труб углеводородного продукта, соответственно, а также каждым из LMR пучков 183 и 184 труб и HMR пучком 185 труб.
Обвязка вокруг сепаратора 50 мгновенного испарения и газожидкостного сепаратора 33, показанная на фигуре 5, соответствует обвязке, показанной на фиг.З. Обвязка вокруг сепаратора 50 мгновенного испарения и газожидкостного сепаратора 33, показанная на фигуре 6, соответствует обвязке, показанной на фиг. 4. В обоих случаях линия вспомогательного хладагента, своим верхним по ходу потока концом, соединяется по текучей среде с линией 90 жидкого углеводородного продукта, а нижним по ходу потока концом с конденсатором 35. Необязательный насос 96 вспомогательного хладагента размещён в линии 132 подачи вспомогательного хладагента. Линия 138 вспомогательного возвратного хладагента, своим верхним по ходу потока концом, соединяется по текучей среде с линией 132 подачи вспомогательного хладагента через конденсатор 35. В вариантах осуществления, представленных на фигурах 5 и 6, линия 138 вспомогательного возвратного хладагента, своим нижним по ходу потока концом, в конечном итоге соединяется с сепаратором 50 мгновенного испарения.
Использование отдува из потока жидкого углеводородного продукта имеет то преимущество, что объём дополнительного оборудования, подлежащего установлению, является минимальным. Например, не потребуется никакого дополнительного компрессора вспомогательного хладагента и конденсатора вспомогательного хладагента,
что было бы в случае, если бы был предложен отдельный независимый цикл вспомогательного хладагента.
Хладагент, находящийся в ожижителе 100, подвергают рециркуляции в контуре 101 хладагента, в соответствии с чем отработанный хладагент 150 сжимают в компрессоре 160 хладагента с получением сжатого хладагента 120 из отработанного хладагента 150. Тепло отводят из сжатого хладагента, отбираемого из компрессора 160 хладагента, при помощи одного или нескольких теплообменников, которые предусмотрены в линии 120 сжатого хладагента, включая, по меньшей мере, один возвратный теплообменник 124. В результате это приводит к получению частично сконденсированного сжатого хладагента, который подвергают фазовому разделению в MR сепараторе 128 на лёгкую фракцию 121 хладагента, состоящую из паровых компонентов частично сконденсированного сжатого хладагента, и тяжёлую фракцию 122 хладагента, состоящую из жидких компонентов частично сконденсированного сжатого хладагента.
Лёгкую фракцию 121 хладагента пропускают последовательно по нижнему LMR пучку 183 и верхнему LMR пучку 184 через криогенный теплообменник 180, тогда как тяжёлую фракцию 122 хладагента пропускают по HMR пучку 185 через криогенный теплообменник 180 в переходную зону. При прохождении по указанным соответствующим пучкам труб соответственные фракции хладагента, лёгкая и тяжёлая, охлаждаются за счёт лёгкой и тяжёлой фракций хладагента, которые испаряются со стороны 186 кожуха, снова производя отработанный хладагент 150, который завершает цикл. Одновременно углеводородный поток 110 проходит через криогенный теплообменник 180 последовательно по нижнему пучку 181 для углеводородов и верхнему пучку 182 для углеводородов и сжижается, испаряя тяжёлую фракцию хладагента, и переохлаждается за счёт испарения лёгкой фракции хладагента.
Предпочтительно, испаритель 285 размещают в линии 70 сжатого пара между компрессором 260 мгновенного испарения и выше по ходу потока от газожидкостного сепаратора 33, так, чтобы нагревающую текучую среду 286 можно было подавать в виде потока 70 сжатого пара. Примеры таких вариантов осуществления изобретения, в которых конденсированная фракция 40 подвергается непрямому теплообмену, по меньшей мере, с частью потока 70 сжатого пара, что приводит к полному испарению конденсированной фракции 40, показаны на фигурах 3 и 4. В результате этого нагрузка по холоду, требуемая от вспомогательного хладагента 132 в конденсаторе 35 для генерирования той же степени конденсации, становится меньше.
На фиг. 3 и 4 также проиллюстрировано то, что компрессор 260 мгновенного испарения и необязательный компрессор 360 топливного газа могут совместно
использовать один привод 290 компрессора. Указанные компрессоры могут быть выполнены в виде двух отдельных корпусов компрессора на общем приводном валу или в действительности они могут быть двумя ступенями компрессора внутри одного корпуса.
На фигуре 4 показана специальная группа вариантов осуществления изобретения, в которых делитель 75 потока предусмотрен в линии 70 потока сжатого пара, в силу чего линия 70 потока сжатого пара разделяется на первую ветвь 71 и вторую ветвь 72. Первая ветвь 71 выполнена с возможностью подачи первой части потока сжатого пара в газожидкостной сепаратор 33, и вторая ветвь 72 выполнена с возможностью подачи второй части потока сжатого пара в тот же газожидкостной сепаратор 33. Делитель 70 потока лишь разделяет входящий поток 70 сжатого пара на две части потоков равного состава и в одинаковой фазе. Делитель 70 потока может представлять собой соединение труб в форме простого Т-образного соединения, предпочтительно в сопряжении с контрольным клапаном 76 деления потока в одной из ветвей, первой или второй.
Конденсатор 35 размещён в первой ветви 71. Предпочтительно, что необязательный теплообменник 85 для рекуперации холода также размещён в первой ветви 71, так что первую часть потока сжатого пара используют в качестве текучей среды 86 для рекуперации холода, указанной в общем виде на фигуре 1. Устройство 285 для повторного испарения можно размещать во второй ветви 72 таким образом, чтобы использовать вторую часть потока сжатого пара в качестве нагревающей текучей среды 286, указанной в общем виде на фигуре 1.
В варианте осуществления изобретения, проиллюстрированном на фиг. 4, поток 70 сжатого пара расщепляется на первую часть потока сжатого пара и вторую часть потока сжатого пара. Первую часть потока сжатого пара отводят из делителя 75 потока и подают в газожидкостной сепаратор 33 по первой ветви 71, тогда как вторую часть потока сжатого пара отводят из делителя 75 потока и подают в газожидкостной сепаратор 33 по второй ветви 72. Обе части, первая часть потока сжатого пара и вторая часть потока сжатого пара, имеют тот же состав и находятся в той же фазе, что и сжатый пар 70. Часть потока 70 сжатого пара, из которой пропускают тепло в поток 132 вспомогательного хладагента, формируется из первой части потока сжатого пара. Однако перед пропусканием тепла из первой части потока сжатого пара в поток 132 вспомогательного хладагента, первую часть потока сжатого пара подвергают непрямому теплообмену с паровой фракцией 80, выходящей из газожидкостного сепаратора 33, в теплообменнике 85 для рекуперации холода. Далее по ходу потока после осуществления указанного теплообмена паровая фракция 80 теплее, чем в зоне между газожидкостным сепаратором 33 и теплообменником 85 для рекуперации холода. Затем её можно сжигать в устройстве
220 для сгорания, как пояснялось в настоящем документе ранее.
Снова обращаясь к фигуре 4, можно видеть, что часть потока сжатого пара, которая подвергается непрямому теплообмену с конденсированной фракцией 40 в устройстве 285 для повторного испарения, формируется из второй части потока сжатого пара. Таким образом, частично сконденсированный промежуточный поток, который направляют в газожидкостной сепаратор 33, образуется в результате объединения первой и второй частей сжатого потока.
Расщепление потока сжатого пара предпочтительно осуществляют при регулируемом отношении деления потока. Отношение деления потока соответствует соотношению массовых скоростей потоков во второй ветви 71 и линии 70 сжатого пара. Отношение деления потока можно регулировать в соответствии с показателем сигнала температуры паровой фракции 80, поступающей из газожидкостного сепаратора 33, отводимой из теплообменника 85 для рекуперации холода, перед сжиганием. Указанная температура предпочтительно поддерживается при заданном расчётном значении посредством регулирования отношения деления потока, и, таким образом, будет возможным достижение определённой степени рекуперации холода из паровой фракции 80 безотносительно к изменениям скорости потока паровой фракции 80. Скорость протекания первой части потока сжатого пара, которая выполняет функции текучей среды для рекуперации холода, эффективно согласуется с доступной скоростью потока паровой фракции 80. Для этой цели в линии 80 паровой фракции между теплообменником 85 для рекуперации холода и устройством 220 для сгорания можно предусматривать второй датчик 77 температуры, который электронно соединён с контрольным клапаном 76 деления потока таким образом, что положение контрольного клапана 76 деления потока регулируется с использованием показателя сигнала температуры, генерируемого во втором датчике 77 температуры. Настраиваемое значение второй целевой температуры для указанного контура управления можно устанавливать на несколько градусов ниже, например, на 2 °С ниже температуры текучей среды 86 для рекуперации холода на входе теплообменника 85 для рекуперации холода. Если температура паровой фракции 80 на выходе из теплообменника 85 для рекуперации холода все ещё ниже второй целевой температуры, отношение деления потока можно настраивать в сторону увеличения (например, путём уменьшения степени раскрытия для потока в контрольном клапане 76 деления потока). Дополнительные стратегии контроля, известные специалисту в данной области техники, можно воплощать во избежание скачка температур в теплообменнике 85 для рекуперации холода при регулировании по температуре на выходе.
Предпочтительно, температура паровой фракции 80 на выходе теплообменника 85
для рекуперации холода находится в диапазоне от внешней температуры до величины, по большей мере, на 10 °С ниже внешней температуры с целью достижения наибольшей степени рекуперации холода из паровой фракции 80.
Расчёты материального и теплового баланса выполнены с использованием программы моделирования Рго2 для демонстрирования возможности осуществления предложенных способов и устройств. В таблицах 1-4 показаны результаты для вариантов осуществления на основе фигуры 7. В варианте осуществления, соответствующем фигуре 7, воплощена расширенная система сепаратора мгновенного испарения, описанная ранее в патенте США 6014869, содержание которого включено в настоящий документ ссылкой. Сепаратор 50 мгновенного испарения в данном случае заключает в себе газожидкостное контактное устройство (например, в виде насадки или комплекта контактных тарелок), нижнее входное устройство 52, соединённое с кипятильником 55, и верхнее входное устройство 53. Поток 66 для рекуперации холода состоит из бокового потока природного газа того же состава, что и исходный сжиженный поток 1. Следует отметить, что для ясности не начерчена большая часть линии 132 подачи вспомогательного хладагента и линии 138 вспомогательного возвратного хладагента. Показаны только концевые участки вблизи конденсатора 35 и сепаратора 50 мгновенного испарения, и следует понимать, что концевые участки линии 132 подачи вспомогательного хладагента взаимосвязаны, так же, как и концевые участки линии 138 подачи вспомогательного хладагента.
Полагают, что криогенная углеводородная композиция 8 состоит из потока 66 для рекуперации холода и исходного сжиженного потока 1, поступающего из системы 5 понижения давления. Остальная часть фигуры 7 соответствует фигуре 4.
Для выполнения расчётов дополнительно предполагается, что поток 64 возвратного пара, находящийся между теплообменником 65 для рекуперации холода и компрессором 260 мгновенного испарения, заключает в себе пар из сепаратора 50 мгновенного испарения вместе с потоком отпарного газа из криогенного резервуара 210 для хранения. Дополнительно предполагают, что контрольный клапан 77 обводного канала пара, контрольный клапан 88 рециркуляции пара, клапан 14 рециркуляции и внешний контрольный клапан 73 потока отпарного пара закрыты и находятся в непроточном состоянии.
Таблицы 1 и 2 соответствуют одному и тому же варианту расчёта, в рамках которого второе давление разделения попадает в диапазон от 4 до 8 бар абс. Это называется режимом низкого давления. Таблицы 3 и 4 соответствуют другому варианту расчёта, который относится к режиму высокого давления.
В другом варианте расчёта второе давление разделения попадает в диапазон от 10 до 20 бар абс. Это влияет на перепад давления, достижимый на клапане 245 понижения давления, что в свою очередь оказывает воздействие на нагрузку по холоду, которая достижима в устройстве 285 для повторного испарения. И, конечно, на расходование добавочной энергии сжатия. Можно видеть, что температура, при которой осуществляют фазовое разделение в газожидкостном сепараторе 33, может быть выше в указанном диапазоне давления. Несмотря на это, больший объём жидкого углеводородного потока должен использоваться в качестве потока вспомогательного хладагента.
Вариант режима низкого давления, рассчитанный в настоящем примере, обеспечивает получение низкокачественного топливного газа, который отводят из теплообменника 85 для рекуперации холода при давлении 5,00 бар абс. и температуре 22°С; и повторно испарённой конденсированной фракции, которую отводят из устройства 285 для повторного испарения при давлении 3,00 бар абс. и температуре 25°С. Последнюю можно использовать как высококачественный топливный газ.
Вариант режима высокого давления, рассчитанный в настоящем примере, обеспечивает получение низкокачественного топливного газа, который отводят из теплообменника 85 для рекуперации холода при давлении 5,00 бар абс. и температуре 28°С; и повторно испарённой конденсированной фракции, которую отводят из устройства 285 для повторного испарения при давлении 9,00 бар абс. и температуре 19°С. Последнюю можно использовать как высококачественный топливный газ.
И в режиме низкого давления, и в режиме высокого давления конечный состав материального запаса сжиженных углеводородов, собираемого в криогенном резервуаре 210 для хранения, представляет собой следующее: 0,83 мол. % азота; 98,74 мол.% метана и 0,43 мол.% Сг+, при этом d+ указывает на все углеводороды, имеющие массу, соответствующую массе этана и выше. Поток сжиженных углеводородов, пропускаемый по линии 91 основного продукта в криогенный резервуар 210 для хранения, содержит немного больше азота, чем материальный запас сжиженных углеводородов, собираемый в криогенном резервуаре 210 для хранения.
В любом из примеров, приведённых выше, предпочтительный диапазон давления ожижения, при котором исходный сжиженный поток отводят в сливную линию 1 из ожижителя 100, составляет от 15 бар абс. до 120 бар абс, более предпочтительно, от 15 бар абс. до 90 бар абс. или от 45 бар абс. до 120 бар абс. Наиболее предпочтительно, диапазон для давления ожижения составляет от 45 бар абс. до 90 бар абс. В случае, если исходный сжиженный поток состоит, по меньшей мере, на 80 мол. % из метана и азота, предпочтительный температурный диапазон для исходного сжиженного потока в сливной
линии 1 может составлять от -165°С до -120°С.
В любом из примеров, приведённых выше, предполагается, что паровая фракция 80 содержит в диапазоне от 30 мол. % до 90 мол.% азота, предпочтительно в диапазоне от 30 мол.% до 80 мол.% азота или в диапазоне от 45 мол.% до 90 мол.% азота, предпочтительно в диапазоне от 45 мол.% до 80 мол.% азота, наиболее предпочтительно от 50 мол.% до 80 мол.% азота. Для достижения содержания азота в диапазоне от 50 мол.% до 80 мол.%, как например, около 60 мол. %, из потока 70 сжатого пара необходимо повторно сконденсировать достаточное количество метана. Это можно сделать, например, с использованием давления потока 70 сжатого пара в интервале от 4 до 8 бар абс. и путём достижения температуры частично сконденсированного промежуточного потока в диапазоне от -150°С до -135°С. Температурный диапазон может иметь более высокие граничные точки, если давление выше 8 бар абс.
Кроме того, конденсированная фракция 40, как правило, содержит до 30 мол. % азота и не менее 5 мол.%, предпочтительно не менее 10 мол. %. Стремление к более низким значениям будет сопряжено с большей вспомогательной нагрузкой по холоду, тогда как это не является необходимым для типичных газовых турбин и, конкретно, для газовых турбин на базе авиационного двигателя.
Компрессоры, формирующие часть процесса ожижения углеводородов в системе 100 ожижения, конкретно, любой компрессор хладагента, включая компрессор 160 хладагента, можно приводить в действие с помощью подходящего привода 190 любого типа компрессора, включая любой тип, выбранный из группы, состоящей из газовой турбины, паровой турбины и электродвигателя, а также их взаимных сочетаний. В общем случае это относится также и к приводу 190 хладагента компрессора.
Газовая турбина может быть выбрана из группы так называемых промышленных газовых турбин или из группы так называемых газовых турбин на базе авиационного двигателя. Группа газовых турбин на базе авиационного двигателя включает в себя: Rolls Royce Trent 60, RB211, или 6761, а также General Electric LMS100TM, LM6000, LM5000 и LM2500, а также их любые варианты (например, LM2500+).
Соответственно, газовая турбина 320, в которой в конечном итоге сжига
ют конденсированную фракцию 40, является приводом 190 компрессора хладагента, который находится в подвижном зацеплении с компрессором 160 хладагента. Газовая турбина 320 может приводить в движение компрессор 160 хладагента.
Обычно второе давление топливного газа выбирают в диапазоне от 15 до 75 бар абс, более предпочтительно, в диапазоне от 45 до 75 бар абс. Типичное заданное давление топливного газа для наиболее традиционных типов промышленных газовых турбин
составляет от значения около 15 примерно до 25 бар абс, в среднем. Однако самое последнее поколение промышленных газовых турбин требует относительно высокого давления топливного газа, как например, в диапазоне от 35 до 45 бар абс. Для удовлетворения требований по давлению топливного газа типичных газовых турбин на базе авиационного двигателя рекомендуется диапазон от 45 до 75 бар абс.
Содержание азота в жидком потоке 90, как правило, не превышает желаемого максимума, составляющего около 1,1 мол. %. В некоторых вариантах осуществления изобретения количество азота в потоке 90 жидких углеводородов составляет от 0,5 до 1 мол. %, предпочтительно, как можно ближе к 1,0 мол.%, по возможности всё же не превышая упомянутого максимума, составляющего около 1,1 мол. %.
Это представляет собой известное явление, что отпарной газ образуется в результате термического испарения, обусловленного воздействием тепла, подведённого к сжиженному продукту, например, в виде потери тепла в резервуарах для хранения, при перекачивании СПГ, а также тепла, поступающего с насосов завода СПГ. В любых примерах и вариантах осуществления изобретения, проиллюстрированных в настоящем документе, отпарной газ, необязательно, можно впрыскивать в линию 64 возвратного пара, либо выше, либо ниже по ходу потока от компрессора 260 мгновенного испарения для воздействия на фазовое разделение в газожидкостном сепараторе 33. Это, соответственно, может включать в себя сбор отпарного газа, поступающего из криогенного резервуара 210 для хранения, возможно, по линии 230 подачи отпарного газа, как проиллюстрировано, например, на фигуре 5. Отпарной газ получается в результате подведения тепла, по меньшей мере, к части сжиженных углеводородов, в силу чего часть метансодержащей жидкой фазы, имеющейся в сжиженных углеводородах, испаряется с образованием упомянутого отпарного газа.
Специалисту в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение можно осуществлять многими разнообразными способами в пределах объёма прилагаемой формулы изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ производства сжиженного потока углеводородов, включающий в себя операции, на которых:
- получают криогенную углеводородную композицию, имеющую в своём составе азот- и метансодержащую жидкую фазу, при начальном давлении от 1 до 2 бар абс;
- проводят фазовое разделение криогенной углеводородной композиции в сепараторе мгновенного испарения при первом давлении разделения от 1 до 2 бар абс. на поток возвратного пара и жидкий поток;
- отводят жидкий поток из сепаратора мгновенного испарения в виде сжиженного потока углеводородов;
- сжимают поток возвратного пара в компрессоре мгновенного испарения до давления выше 2 бар абс, получая таким образом поток сжатого пара;
- из сжатого пара формируют частично сконденсированный промежуточный поток, причём упомянутый частично сконденсированный промежуточный поток содержит конденсированную фракцию и паровую фракцию в результате осуществления частичного конденсирования потока сжатого пара, при этом указанное частичное конденсирование включает в себя осуществление непрямого теплообмена потока сжатого пара с потоком вспомогательного хладагента, образуемым отдувом сжиженного потока углеводородов, с помощью пропускания тепла, по меньшей мере, из части потока сжатого пара в поток вспомогательного хладагента;
- отделяют конденсированную фракцию от паровой фракции в газожидкостном сепараторе при втором давлении разделения;
- отводят паровую фракцию из газожидкостного сепаратора, при этом упомянутая паровая фракция имеет первую теплотворную способность;
- сжигают паровую фракцию в устройстве для сгорания, отличном от газовой турбины;
- отводят конденсированную фракцию из газожидкостного сепаратора;
- повторно испаряют конденсированную фракцию, в результате чего превращают конденсированную фракцию в полностью испарённый поток, имеющий вторую теплотворную способность, которая выше первой теплотворной способности;
- сжигают полностью испарённый поток в газовой турбине.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя пропускание потока вспомогательного хладагента, заключающего в себе упомянутое тепло, по меньшей мере, из части потока сжатого пара по направлению к сепаратору мгновенного испарения и в
2.
него.
3. Способ по любому из предшествующих пп., в котором упомянутое повторное испарение конденсированной фракции включает в себя пропускание конденсированной фракции через клапан понижения давления, а затем осуществление непрямого теплообмена конденсированной фракции, по меньшей мере, с частью потока сжатого пара, в результате чего проходит полное испарение конденсированной фракции.
4. Способ по п.З, дополнительно включающий в себя операции, на которых:
- расщепляют сжатый пар на первую часть потока сжатого пара и вторую часть потока сжатого пара, при этом обе части, первая часть потока сжатого пара и вторая часть потока сжатого пара, имеют тот же состав и фазу, что и сжатый пар;
при этом часть потока сжатого пара, из которой пропускают тепло в поток вспомогательного хладагента, образуется из упомянутой первой части потока сжатого пара, и
при этом упомянутая часть потока сжатого пара, которую подвергают непрямому теплообмену с конденсированной фракцией, образуется из второй части потока сжатого пара.
5. Способ по п.4, в котором упомянутое формирование частично
сконденсированного промежуточного потока из сжатого пара дополнительно включает
осуществление непрямого теплообмена первой части потока сжатого пара с паровой
фракцией, поступающей из газожидкостного сепаратора, до указанного сжигания паровой
фракции в упомянутой камере сгорания.
6. Способ по п.5, в котором упомянутое расщепление потока сжатого пара осуществляют при регулируемом отношении деления потока, при этом упомянутый способ дополнительно включает в себя регулирование отношения деления потока в соответствии с показателем сигнала температуры паровой фракции, поступающей из газожидкостного сепаратора, отводимой при осуществлении упомянутого непрямого теплообмена с первой частью потока сжатого пара, в результате чего поддерживают упомянутую температуру паровой фракции при заданном расчётном значении.
7. Способ по любому из предшествующих пп., в котором после повторного испарения конденсированной фракции и до сжигания полностью испарённого потока полностью испарённый поток сжимают в компрессоре топливного газа до второго давления топливного газа, которое выше второго давления разделения и составляет от 15 до 75 бар абс, предпочтительно, до второго давления топливного газа, составляющего от 45 до 75 бар абс.
8. Способ по любому из предшествующих пп., в котором паровую фракцию сжигают
в упомянутом устройстве для сгорания при первом давлении топливного газа, которое не выше второго давления разделения, при этом предпочтительно, паровую фракцию сжигают в упомянутом устройстве для сгорания при давлении от 2 до 15 бар абс.
9. Способ по любому из предшествующих пп., в котором второе давление разделения составляет от 2 до 22 бар абс, предпочтительно, от 5 до 22 бар абс, более предпочтительно, от 5 до 15 бар абс.
10. Способ по любому из предшествующих пп., в котором жидкий поток и сжиженный поток углеводородов содержит менее 1,1 мол. % азота.
11. Способ по любому из предшествующих пп., в котором более 30 мол. % частично сконденсированного промежуточного потока состоит из азота, и менее 30 мол. % конденсированной фракции, отводимой из газожидкостного сепаратора, состоит из азота.
12. Способ по любому из предшествующих пп., в котором паровая фракция и конденсированная фракция сосуществуют и их подвергают разделению, когда они находятся в одном состоянии термодинамического равновесия между упомянутой паровой фракцией и конденсированной фракцией.
13. Устройство для производства сжиженного потока углеводородов, включающее в
себя:
- криогенную линию подачи, подсоединённую к источнику криогенной углеводородной композиции, включающей в себе азот и метансодержащую жидкую фазу;
- сепаратор мгновенного испарения, выполненный с возможностью получения криогенной углеводородной композиции и разделения криогенной углеводородной композиции на жидкий поток и поток возвратного пара;
- линию жидкого углеводородного продукта, соединённую по текучей среде с нижней частью сепаратора мгновенного испарения для отведения упомянутого жидкого потока в виде сжиженного потока углеводородов из сепаратора мгновенного испарения;
- линию возвратного пара, соединённую по текучей среде с верхней частью сепаратора мгновенного испарения для отведения упомянутого потока возвратного пара из сепаратора мгновенного испарения;
- компрессор мгновенного испарения, размещённый в линии возвратного пара для сжатия потока возвратного пара и получения в результате этого потока сжатого пара;
- конденсатор, размещённый в линии возвратного пара далее по ходу потока после компрессора мгновенного испарения, выполненный с возможностью приёма потока сжатого пара и формирования частично сконденсированного промежуточного потока из потока сжатого пара, причём упомянутый частично сконденсированный промежуточный поток содержит конденсированную фракцию и паровую фракцию, при этом конденсатор
-
выполнен с возможностью установления контакта, по меньшей мере, между частью потока сжатого пара и потоком вспомогательного хладагента для осуществления непрямого теплообмена;
- линию подачи вспомогательного хладагента, простирающуюся между линией жидкого углеводородного продукта и конденсатором, для поступления отдува потока жидкого углеводородного продукта в конденсатор;
- газожидкостной сепаратор, размещённый далее по ходу потока после конденсатора и выполненный с возможностью приёма конденсированной фракции и паровой фракции;
- линию отвода паровой фракции, соединённую по текучей среде с верхней частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приёма паровой фракции из газожидкостного сепаратора;
- устройство для сгорания, отличное от газовой турбины, соединённое по текучей среде с газожидкостным сепаратором посредством линии отвода паровой фракции, предназначенное для приёма и сжигания отведённой паровой фракции;
- линию отвода конденсированной фракции, соединённую по текучей среде с нижней частью газожидкостного сепаратора, выполненную с возможностью приёма конденсированной фракции из газожидкостного сепаратора;
- газовую турбину, соединённую по текучей среде с газожидкостным сепаратором посредством линии отвода конденсированной фракции, предназначенную для приёма и сжигания отведённой конденсированной фракции;
- устройство для повторного испарения, размещённое на линии отвода конденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и газовой турбиной и выполненное с возможностью превращения конденсированной фракции в полностью испарённый поток до сжигания в газовой турбине.
14. Устройство по п. 13, дополнительно включающее в себя:
- линию вспомогательного возвратного хладагента, простирающуюся между конденсатором и сепаратором мгновенного испарения и выполненную с возможностью возвращения вспомогательного хладагента, заключающего в себе тепло, полученное из потока сжатого пара, в сепаратор мгновенного испарения.
15. Устройство по любому из пп. 13 - 14, в котором газожидкостной сепаратор состоит из барабана без внутренних элементов, образующих секцию газожидкостного контактирования.
16. Устройство по любому из пп. 13 - 15, в котором линия возвратного пара ниже по ходу потока от компрессора мгновенного испарения представляет собой линию потока сжатого пара, при этом упомянутое устройство дополнительно включает:
14.
- клапан понижения давления, размещённый в линии отвода конденсированной фракции между газожидкостным сепаратором и устройством для повторного испарения,
- делитель потока, размещённый в линии сжатого пара, для разделения линии сжатого пара на первую ветвь и вторую ветвь, причём первая ветвь расположена между делителем потока и газожидкостным сепаратором, и вторая ветвь расположена между делителем потока и газожидкостным сепаратором, при этом конденсатор размещён в первой ветви, а устройство для повторного испарения размещёно во второй ветви.
17. Устройство по п. 16, дополнительно включающее теплообменник для рекуперации холода, размещённый в линии отвода паровой фракции выше по ходу потока от камеры сгорания, при этом теплообменник для рекуперации холода размещён в первой ветви, дополнительно к конденсатору.
WO 2014/173599
PCT/EP2014/055960
WO 2014/173599
PCT/EP2014/055960
WO 2014/173599
PCT/EP2014/055960
WO 2014/173599
PCT/EP2014/055960