EA 008336B1 20070427

	Патентная документация ЕАПВ
Запрос:	ea000008336b*\id
Результат:	ID\|Номер и дата охранного документа

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

1. Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая блок фракционирования сжиженного природного газа, обеспечивающий получение продукта процесса из сжиженного природного газа, и детандер, расширяющий продукт процесса, причем блок фракционирования сжиженного природного газа включает, по меньшей мере, деметанизатор и теплообменник, в котором выходящий из деметанизатора дистиллятный пар подвергают сжижению, используя при этом в качестве охладителя сжиженный природный газ, поступающий в деметанизатор, и получают продукт процесса, включающий дистиллятный пар деметанизатора.

2. Установка регазификации по п.1, в которой продукт процесса дополнительно включает рецикловый пар.

3. Установка регазификации по п.2, в которой дистиллятный пар деметанизатора и рецикловый пар сжижают в теплообменнике, используя сжиженный природный газ в качестве охладителя, в которой теплообменник расположен выше по потоку от детандера.

4. Установка регазификации по п.3, в которой сжиженные пары нагревают и испаряют с получением сверхкритического продукта процесса, который расширяют в детандере.

5. Установка регазификации по п.2, в которой рецикловый пар представляет собой продукт процесса после расширения продукта процесса в детандере.

6. Установка регазификации по п.1, дополнительно включающая второй детандер, который расширяет по меньшей мере часть сжиженного природного газа, который сжимают и нагревают в источнике тепла перед расширением во втором детандере.

7. Установка регазификации по п.6, в которой источником тепла является по меньшей мере один член из ряда, включающего дистиллятный теплообменник деметанизатора, конденсатор рефлюкса деэтанизатора, охладитель воздуха для горения в турбине, отходящий газ из газовой турбины, блок рекуперации тепла, воздухоразделитель, теплообменник с морской водой и топочный нагреватель.

8. Установка регазификации по п.3, в которой часть продукта процесса получают из установки в виде сжатого природного газа, и в которой часть сжиженных паров получают из установки в виде сжиженного топливного газа.

9. Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая деметанизатор, который принимает природный газ и производит дистиллятный газовый продукт, и первый теплообменник, который охлаждает газовый продукт с получением жидкого продукта; насос, который повышает давление по меньшей мере части жидкого продукта с получением жидкого продукта под давлением; второй теплообменник, который испаряет жидкий продукт под давлением с получением сверхкритического сжатого газового продукта; и детандер, который расширяет по меньшей мере часть сверхкритического сжатого газового продукта с произведением работы.

10. Установка по п.9, также содержащая второй детандер, который производит работу за счет сверхкритического природного газа перед поступлением природного газа в деметанизатор.

11. Установка по п.10, в которой часть дистиллятного газового продукта сжимают до давления в трубопроводе, используя компрессор, который технологически соединен со вторым детандером.

12. Установка по п.9, в которой расширенный сжатый газовый продукт объединяют с дистиллятным газовым продуктом.

13. Установка по п.9, в которой деметанизатор принимает нагретый сжиженный природный газ в виде рефлюкса деметанизатора.

14. Установка по п.13, в которой первый теплообменник нагревает сжиженный природный газ с получением нагретого сжиженного природного газа.

15. Установка по п.9, в которой другую часть сжатого газового продукта получают из установки в виде сжатого природного газа, и в которой другую часть жидкого продукта получают из установки в виде сжиженного природно-газового топлива.

16. Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая первый детандер, который расширяет нагретый и сверхкритический сжиженный природный газ; второй детандер, который расширяет нагретый и сжатый дистиллят деметанизатора до первого давления; необязательно третий детандер, который дополнительно расширяет расширенный дистиллят деметанизатора до второго давления ниже первого давления; и в которой первый, второй и необязательный третий детандер по флюиду соединены друг с другом и производят работу за счет по меньшей мере компонента сжиженного природного газа.

17. Установка по п.16, в которой первый насос повышает давление по меньшей мере части сжиженного природного газа, и в которой часть сжиженного природного газа нагревают источником тепла с получением нагретого и испаренного сжиженного природного газа.

18. Установка по п.17, в которой источником тепла является по меньшей мере один член из ряда: дистиллятный теплообменник деметанизатора, конденсатор рефлюкса деэтанизатора, охладитель воздуха для горения в турбине, отходящий газ из газовой турбины, блок рекуперации тепла, воздухоразделитель, теплообменник с морской водой и пламенный нагреватель.

19. Установка по п.16, в которой первый теплообменник сжижает дистиллят деметанизатора, второй насос повышает давление сжиженного дистиллята деметанизатора и в которой второй теплообменник нагревает и испаряет находящийся под давлением сжиженный дистиллят деметанизатора с получением нагретого и сжатого дистиллята деметанизатора.

20. Установка по п.19, в которой первый теплообменник охлаждает дистиллят деметанизатора с использованием сырьевого сжиженного природного газа в качестве охладителя.

21. Установка по п.20, в которой второй теплообменник нагревает находящийся под давлением сжиженный дистиллят деметанизатора с использованием расширенного дистиллята деметанизатора.

22. Установка по п.16, в которой первое давление представляет собой давление в трубопроводе, составляющее примерно 700-1500 фунт/кв.дюйм, и в которой второе давление представляет собой рабочее давление деметанизатора, составляющее примерно 300-750 фунт/кв.дюйм.

Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:
Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая блок фракционирования сжиженного природного газа, обеспечивающий получение продукта процесса из сжиженного природного газа, и детандер, расширяющий продукт процесса, причем блок фракционирования сжиженного природного газа включает, по меньшей мере, деметанизатор и теплообменник, в котором выходящий из деметанизатора дистиллятный пар подвергают сжижению, используя при этом в качестве охладителя сжиженный природный газ, поступающий в деметанизатор, и получают продукт процесса, включающий дистиллятный пар деметанизатора.

2. Установка регазификации по п.1, в которой продукт процесса дополнительно включает рецикловый пар.

008336
Данная заявка основана на предварительной заявке США с регистрационным номером 60/476770, поданной 5 июня 2003 г., и которая включена в настоящее описание в качестве ссылки.
Область техники
Областью техники является переработка газа, в частности, регазификация и переработка сжиженного природного газа.
Уровень техники
В связи с ростом потребности в природном газе в США импорт сжиженного природного газа (СПГ) привлек значительное внимание. Однако вследствие непостоянного химического состава СПГ, взятого из разных источников, природный газ часто требует дополнительных стадий переработки, чтобы удовлетворять промышленным и экологическим стандартам, в частности, на рынке США. Поэтому большую часть импортированного СПГ регазифицируют и перерабатывают дополнительно (например, фракционируют или разбавляют азотом), что требует значительного количества энергии, но также обеспечивает значительное количество холода. Известны многочисленные процессы, которые соединяют регазифика-цию с другими процессами, чтобы снизить затраты энергии и/или использовать запасы холода в СПГ.
Например, регазификация СПГ может быть термически соединена с установкой частичного окисления, в которой, по меньшей мере, часть регазифицируемого СПГ используется для охлаждения и как топливо в горелках, как описано Чилдом (Child) в патентах США 5295350 и 5394686. Несмотря на то, что в таких конфигурациях источник использованного тепла относительно ограничен, регазификации СПГ для производства природного газа в больших количествах обычно не достигают. В других примерах, описанных в патентах США 4036028 и 4231226 Мэндрина и Грипентрога (Mandrin and Griepentrog), соответственно, в заявке США 2003/0005698 Келлера (Keller), в ЕР 0683847 Джонсона (Johnson) и др. и в WO 02/097252 Келлера (Keller), тепло для регазификации СПГ обеспечивается теплообменным флюидом, который обменивается теплом с отходящим паром турбины или энергетической установки с комбинированным циклом. Несмотря на то, что эти конфигурации обеспечивают значительное снижение энергетических затрат на регазификацию СПГ, тем не менее остаются некоторые трудности, которые ограничивают полное использование запаса холода СПГ.
Наиболее важно среди прочих трудностей, что теплоперенос, по меньшей мере, в некоторых из этих конфигураций, ограничивается точкой замерзания теплонесущей среды. Кроме того, несмотря на то, что запас холода СПГ используется, по меньшей мере до некоторой степени, энергия в таких конфигурациях не генерируется. Заслуживает внимания, что в заявке ЕР 0496283 описывается система, в которой энергия генерируется паровой расширительной турбиной, которая приводится в действие рабочим флюидом (водой), который нагревается отходящим газом газовой турбины и охлаждается в линии регазифика-ции СПГ. Такая конфигурация повышает эффективность установки по меньшей мере до некоторой степени, но тем не менее некоторые проблемы остаются. Например, ценный криогенный запас холода СПГ остается неиспользованным, так как точка замерзания воды (или смеси вода-гликоль) относительно высока.
Следовательно, несмотря на то, что многочисленные процессы и конфигурации использования СПГ и регазификации известны в уровне техники, все или почти все они имеют один или более недостатков. Таким образом, еще имеется потребность создания улучшенных конфигураций и способов использования и регазификации СПГ.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к конфигурациям и способам переработки СПГ в установке, в которой источник тепла (например, объединенный с или термически соединенный с установкой) испаряет СПГ под давлением, который затем расширяется, производя работу в открытом энергетическом цикле. Особенно предпочтительные конфигурации также включают замкнутый энергетический цикл (предпочтительно, работающий с метаном в качестве рабочего флюида), в котором используется запас холода СПГ для конденсации рабочего флюида (предпочтительно), полученного способом разделения. Такие конфигурации могут также эффективно производить концентрированное метановое топливо в энергетическом цикле для транспортировочного СПГ и КПГ (компремированный природный газ) топливного рынка.
Таким образом, в одном аспекте объекта изобретения установка регазификации может включать детандер, который расширяет продукт переработки сжиженного природного газа, производя работу. Особенно предпочтительные продукты переработки содержат дистиллятный пар деметанизатора, а также могут включать рецикловый пар замкнутого энергетического цикла (наиболее предпочтительно), имеющий концентрацию метана по меньшей мере 95 об.%. В особенно предпочтительных установках дистил-лятный пар деметанизатора и рецикловый пар сжижают в теплообменнике, используя сжиженный природный газ в качестве охладителя, в которых теплообменник располагают выше детандера по потоку. Пар, полученный таким образом, затем нагревают и испаряют с получением перегретого сверхкритического газа, который затем расширяют в детандере.
Рассматриваемые установки могут также включать второй детандер, который расширяет по меньшей мере часть сжиженного природного газа, в котором сжиженный газ сжимают и нагревают в источнике тепла (например, дистиллятном теплообменнике деметанизатора, конденсаторе рефлюкса деэтани
- 1 -
008336
затора, охладителе воздуха для горения в турбине, отходящем газе из газовой турбины, блоке рекуперации отходящего тепла, воздухоразделителе, теплообменнике с морской водой и/или топочном нагревателе) перед расширением во втором детандере. Кроме того, следует отметить, что часть продукта процесса может быть получена из установки в виде сжатого природного газа и/или часть сжиженных паров может быть получена из установки в виде сжиженного топливного газа.
В другом аспекте объекта изобретения установка регазификации сжиженного природного газа может включать деметанизатор, который принимает природный газ и производит дистиллятный газовый продукт, и первый теплообменник, который охлаждает газовый продукт с получением жидкого продукта. Также полагают, что в таких установках насос повышает давление, по меньшей мере, части жидкого продукта с получением жидкого продукта под повышенным давлением, второй теплообменник испаряет и перегревает жидкий продукт при повышенном давлении с получением перегретого сжатого газового продукта, и что детандер расширяет, по меньшей мере, часть сжатого газового продукта с произведением работы. Предпочтительно, сжатый газовый продукт находится в перегретой сверхкритической области.
Такие установки преимущественно могут включать второй детандер, который производит работу природного газа перед поступлением природного газа в деметанизатор, в котором часть головного газового продукта сжимают до давления в трубопроводе, используя компрессор, который технологически соединен со вторым детандером. Еще в одном предпочтительном аспекте таких конфигураций расширенный сжатый газовый продукт объединяют с дистиллятным газовым продуктом и/или деметанизатор принимает нагретый сжиженный природный газ в виде рефлюкса деметанизатора, в котором первый теплообменник нагревает сжиженный природный газ с получением нагретого сжиженного природного газа. Более того, следует полагать, что часть сжатого газового продукта может быть получена из установки в виде сжатого природного газа и что часть жидкого продукта может быть получена из установки в виде сжиженного природно-газового топлива. Эти сжатый природный газ и сжиженный природный газ имеют высокое качество и содержат более 99% метана, который эффективен в транспортировке и снижении выбросов и загрязнений.
Таким образом, еще в одном рассматриваемом аспекте установка для регазификации сжиженного природного газа может включать первый детандер, который расширяет нагретый и испаренный сжиженный природный газ, и второй детандер, который расширяет нагретый и сжатый дистиллятный продукт деметанизатора до первого давления. Возможный третий детандер далее расширяет расширенный дистиллят деметанизатора до второго давления, ниже первого давления, в которой первый, второй и необязательный третий детандеры по флюиду соединены друг с другом и производят работу за счет, по меньшей мере, компонента сжиженного природного газа. В таких конфигурациях обычно предпочтительно, чтобы первый насос повышал давление, по меньшей мере, части сжиженного природного газа, где часть сжиженного природного газа нагревают источником тепла (например, дистиллятным теплообменником деметанизатора, конденсатором рефлюкса деэтанизатора, охладителем воздуха для горения в турбине, отходящим газом из газовой турбины, блоком рекуперации тепла, воздухоразделителем, теплообменником с морской водой и топочным нагревателем) с получением нагретого и испаренного сжиженного природного газа. Дополнительно или альтернативно, первый теплообменник в таких конфигурациях сжижает дистиллят деметанизатора, второй насос повышает давление сжиженного дистиллята деметанизатора и второй теплообменник нагревает и испаряет находящийся под давлением сжиженный дистиллят деме-танизатора с получением находящегося под давлением нагретого дистиллята деметанизатора. Первый теплообменник предпочтительно охлаждает дистиллят деметанизатора с использованием сырьевого сжиженного природного газа в качестве охладителя, тогда как второй теплообменник предпочтительно нагревает находящийся под давлением сжиженный дистиллят деметанизатора, с использованием расширенного дистиллята деметанизатора. Далее считают, что первое давление - это давление в трубопроводе, составляющее примерно 700-1500 фунт/кв.дюйм, а второе давление - это рабочее давление деметаниза-тора, составляющее примерно 300-750 фунт/кв.дюйм.
Различные цели, признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения и сопроводительных схем.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - схематическая диаграмма одной типичной конфигурации энергетического цикла согласно объекту изобретения.
Фиг. 2 - схематическая диаграмма одной типичной конфигурации установки в соответствии с объектом изобретения.
Фиг. 3 - схематическая диаграмма другой типичной конфигурации установки в соответствии с объектом изобретения.
Фиг. 4 - таблица, содержащая общий расчетный баланс типичной суммарной схемы согласно фиг. 2.
Подробное описание
Автором изобретения было обнаружено, что СПГ может быть переработан таким способом, который эффективно использует запас холода СПГ. То есть автором изобретения был открыт способ, в котором поток СПГ может быть накачан до желаемого давления и разделен на первую и вторую части, и в
- 2 -
008336
котором первая часть действует как рабочий флюид, а вторая - как рефлюкс для деметанизатора. В таких конфигурациях СПГ восполняет замкнутый метановый энергетический цикл Ренкина, в котором метан генерируется из СПГ в деметанизаторе.
Примерный замкнутый энергетический цикл схематически показан на фиг. 1, в котором замкнутый цикл генерации энергии технологически соединен с установкой регазификации и переработки СПГ. Здесь СПГ является сырьем установки регазификации и переработки, и запас холода СПГ используется, чтобы конденсировать рабочий флюид в замкнутом цикле (а также в генерации энергии, соединенной с энергетической установкой с комбинированным циклом - не показана).
Более конкретно - СПГ из резервуара-хранилища или другого источника доводится до заранее установленного давления насосом Р1. СПГ под давлением затем разделяется на первую и вторую части, которые обе используются в качестве охлаждающей среды в теплообменниках Е3 и Е4 соответственно (вторая часть также может быть дополнительно сжата насосом Р2). В конечном счете обе части подаются в деметанизатор (например, одна часть в виде рефлюкса, а другая - в виде сырья для деметанизатора), который производит дистиллят деметанизатора (трубопроводный газ, обычно содержащий от 90 до 99% метана). Часть дистиллята деметанизатора, полученного таким образом, может использоваться как рабочий флюид, который конденсируют в теплообменнике Е3, в то время как другая часть может поступить на рынок в виде сжиженного моторного топлива ("моторное топливо СПГ"). Часть, которая работает как рабочий флюид, затем накачивается до некоторого давления насосом Р4 и испаряется в теплообменниках Е5, Е6 и Е7. По меньшей мере, часть нагретого и сжатого сверхкритического газа затем расширяют в расширительной турбине, чтобы генерировать энергию, в то время как другая часть может поступить на рынок в виде сжатого (компремированного) топливного газа ("КПГ"). Расширенный газ затем охлаждают в теплообменниках Е5 и Е4 перед объединением с дистиллятом деметанизатора, завершая таким образом замкнутый цикл генерации энергии.
Фиг. 2 более подробно иллюстрирует одну типичную конфигурацию установки регазификации. Здесь СПГ сжимают и разделяют на две части. Первую часть нагревают подачей порции конденсируемого флюида в замкнутый метановый энергетический цикл и затем далее нагревают конденсируемым реф-люксом в деэтанизаторе, с последующим выделением бросового тепла энергетической установки с комбинированным циклом для генерации энергии в открытом цикле детандера. Вторая часть также в некоторой степени выполняет роль конденсируемого флюида в замкнутом метановом энергетическом цикле перед использованием в качестве холодного рефлюкса в деметанизаторе.
В примерной конфигурации фиг. 2 скорость потока в установку эквивалентна 1.2 BSCFD (миллион нормальных кубических футов в сутки) природного газа, типичный состав которого представлен в табл. 1. Поток 1 СПГ из резервуара-хранилища (или другого подходящего источника) находится под давлением 15 фунт/кв.дюйм абс. и при температуре обычно примерно от -260 до -255°F. Поток 1 закачивают насосом СПГ 101 до подходящего давления, обычно примерно 400-500 фунт/кв.дюйм изб. с получением потока СПГ 2 под таким давлением, какое требуется для входа в деметанизатор 114. Поток СПГ 2 под давлением затем разделяют на поток 4 и поток 3, предпочтительно в отношении 0,4-0,7. (Термин "отношение" относится к объемному расходу потока 4, поделенному на объемный расход потока 3). Поток 3 нагревают в теплообменнике 104 обычно до -210 - -180°F, обеспечивая охлаждающую функцию, чтобы конденсировать метановый паровой поток 19 с получением жидкого потока 20 в замкнутой петле метанового цикла Ренкина. В описании настоящего изобретения термин "примерно" в соединении с числительным относится к интервалу, начиная от 10% ниже абсолютного значения, до 10% выше абсолютного значения, включительно. Например, термин "примерно 100 фунт/кв. дюйм" относится к интервалу 90-110 фунт/кв. дюйм.
Следует отметить, что более высокое соотношение расходов в потоке 3 будет повышать рефлюкс деметанизатора 114 и увеличивать отвод C2+ компонентов. Например, для соотношения разделения 0,50,6 уровни отвода составляют примерно 90% для этана и примерно 99% для пропана. Когда соотношение разделения понижается до 0,4-0,5, уровень отвода соответственно понижается до 10-50% для этана. Изменение в соотношении рефлюксов оказывает только незначительное влияние на рекуперацию пропана, которая может поддерживаться на уровне 90% и выше, так как сжиженный нефтяной газ является более ценным продуктом. Таким образом, следует отметить, что изменяя соотношение разделения, количество C2+ компонентов в газе для поставки можно регулировать, чтобы соответствовать определенным требованиям рынка. Несмотря на то, что соотношение разделения 0,4-0,7 обычно является предпочтительным, подходящими соотношениями разделения также являются 0,3-0,39 и 0,71-0,9.
Поток 4 далее накачивается насосом 102 примерно до 2000-3000 фунт/кв.дюйм изб. (сверхкритическая область), образуя поток 5, и нагревается в несколько стадий. Поток 5 нагревают в теплообменнике 105 с получением потока 7, обычно при -210 - -180°F, обеспечивая функцию охлаждения, чтобы охладить поток 30 метанового пара до частично конденсированного потока 18 в замкнутой петле метанового цикла Ренкина. Поток 7 далее нагревают с получением потока 11, обычно при -80 - -50°F, обеспечивая необходимое рефлюксовое охлаждение в дистиллятном конденсаторе 115 деэтанизатора. Поток 11 далее нагревают еще до 150-350°F в теплообменнике 117 с получением потока 14, используя бросовое тепло энергетической установки с комбинированным циклом (бросовое тепло предпочтительно включает от
- 3 -
008336
ходящий газ, бросовое тепло блока рекуперации, воздух для горения в турбине и так далее). Поток сверхкритического нагретого природного газа под высоким давлением затем расширяют в детандере 112. Часть энергии детандера может быть использована, чтобы управлять компрессором 113 остаточного газа, а избыток энергии используется, чтобы генерировать электрическую энергию в генераторе 111.
Выходящий поток 8 детандера при температуре от 40 до -40°F подают в деметанизатор 114, работающий при 400-500 фунт/кв.дюйм изб. Следует заметить, что поток 8 дает, по меньшей мере, часть, если не всю, теплоты ребойлера, нужную для деметанизатора. Функцию рефлюкса в деметанизаторе 114 выполняет поток 6. Следует заметить, что такая конфигурация рефлюкс/отгонка является самодостаточной и обычно не требует каких-либо затрат топлива. Однако при необходимости может быть использован нижний ребойлер 118, чтобы восполнить потребности в нагревании (например, используя бросовое тепло установки с комбинированным циклом).
Кубовый поток 10 продукта из деметанизатора 114 подают в деэтанизатор 116, где функция дис-тиллятного рефлюкса обеспечивается в дистиллятном конденсаторе 115 использованием потока СПГ 7 в качестве охладителя. Дополнительный конденсатор 115 предпочтительно является суммарным конденсатором, который предназначен для обеспечения внутреннего рефлюкса в деэтанизаторе. Дистиллятный поток деэтанизатора охлаждают СПГ до 0-40°F. Следует заметить, что суммарный теплообменник способен заменить внешний теплообменник, сепаратор и насосы, используемые в обычной системе и, следовательно, значительно снизить расходы на планировку и оборудование. Деэтанизатор подогревают ребойлером 119 (предпочтительно используя бросовое тепло комбинированного цикла) для получения кубового С3+ продукта с желательным соотношением этана к пропану, обычно при примерно 150-250°F. Этот поток 12 может поступить на продажу в виде жидкого продукта ("ЖПГ"). Деэтанизатор производит дистиллятный поток 13 этана, который может быть использован как сырье для нефтехимического завода или как топливный газ.
Дистиллятный поток 9 деметанизатора при температуре примерно -120°F и давлении 450 фунт/кв. дюйм изб. разделяют на потоки 15 и 16, причем поток 15 сжимают компрессором 113 с получением потока 17 обычно при давлении в трубопроводе. Поток 16 обычно при скорости потока 24 млн. норм. куб. фут/сут (или при скорости потока, требуемой рынком транспортировки топлива) входит в метановый энергетический цикл, соединяясь с потоком 18 в замкнутой петле цикла Ренкина, с получением потока 19, который последовательно охлаждают и полностью конденсируют в теплообменнике 104 с получением потока 20 при примерно -150°F. На этом этапе поток 21 при примерно 12 млн. норм.куб.фут/сут или, эквивалентно, примерно 200000 галлонам в день моторного топлива СПГ, может быть разделен и поставлен на продажу.
Оставшийся поток 22 обычно при примерно 500 млн.норм.куб.фут/сут закачивают насосом 103 энергетического цикла примерно до 2000-3000 млн.норм.куб.фут/сут при примерно -150°F с получением потока 23, который далее нагревают в теплообменнике 106 теплом, доставляемым выходящим потоком 29 детандера 109. Поток 24, полученный таким образом, далее нагревают отходящим теплом энергетической установки с комбинированным циклом в теплообменнике 107 с получением потока 25. Поток 26 при примерно 12 млн.норм.куб.фут/сут природного газа высокого давления может быть отобран из этого места как соответствующий требованиям СПГ моторного топлива. Основную часть пара (поток 27) далее перегревают в теплообменнике 108 до примерно 300°F с использованием системы нагрева бросовым теплом с получением потока 29. Высокотемпературный сверхкритический метан высокого давления затем расширяют через детандер 109, генерируя электроэнергию генератором 110. Выходящий поток 29 при 120°F затем охлаждают в теплообменнике 106 входящим холодным паром и частично конденсируют в теплообменнике 105, используя запас холода СПГ из СПГ насоса 102. Эту двухфазную смесь затем смешивают с разделенным потоком дистиллята деметанизатора и цикл повторяют.
В этой примерной конфигурации примерно 22000 кВ генерируют в открытом цикле, когда высокотемпературный сверхкритический природный газ высокого давления расширяют до примерно 400-500 фунт/кв.дюйм.изб. Примерно 50% энергии используют, чтобы обеспечивать работу компрессора 113 остаточного газа, который требуется, чтобы сжать дистиллят деметанизатора от 440-490 до примерно 1100 фунт/кв.дюйм.изб. (обычное давление в трубопроводе). Избыток 11000 кВ может быть использован, чтобы генерировать энергию в генераторе 111 для внутреннего использования и/или на экспорт. Следует отметить, что во всех или почти всех таких конфигурациях метановый энергетический цикл с замкнутой петлей не требует какого-либо расхода топлива, иного чем отходящее тепло энергетической установки, в качестве источника тепла. Чистая выработка энергии замкнутым энергетическим циклом составляет примерно 15000 кВ. Следовательно, полная выработка энергии энергетическими циклами с открытой и замкнутой петлями составляет примерно 26000 кВ.
Общий массовый баланс процесса фракционирования 1200 млн. норм.куб.фут/сут СПГ показан в таблице 1 (см. примеры). В дополнение к производству СПГ и КПГ этот процесс производит 37100 баррелей в день этанового продукта, 51000 баррелей в день продукта ЖПГ и 1046 млн.норм.куб.фут/сут тощего газа для поставляемых газовых трубопроводов.
Альтернативно, если необходимы прямая тепловая интеграция энергетической установки с комбинированным циклом (в противоположность конфигурации фиг. 2, где тепловая интеграция осуществля
- 4 -
008336
ется посредством теплообменников 107 и 117) и использование второго детандера, генерирующего энергию в замкнутом цикле, может быть использована типичная конфигурация согласно фиг. 3, в которой подобные цифры обозначают компоненты, подобные компонентам фиг. 2.
Здесь поток 1 СПГ из резервуара-хранилища (или другого подходящего источника) находится под давлением примерно 15 фунт/кв. дюйм абс. и температуре от примерно -260 до -255°F. Поток 1 закачивается СПГ насосом 101 до давления, выше давления в трубопроводе (обычно примерно 1500-3000 фунт/кв. дюйм. изб. с образованием потока СПГ 2 под давлением, который служит охладителем в теплообменнике 104А, чтобы по меньшей мере частично конденсировать дистиллятный поток 9 деметанизато-ра, который объединяют с метановым рабочим флюидом из замкнутого энергетического цикла. Поток СПГ 2 под давлением затем разделяют на потоки 4 и 3 в соотношении 0,4-0,7. Давление потока 3 снижают до рабочего давления деметанизатора (обычно от примерно 350 до примерно 500 фунт/кв.дюйм.изб., предпочтительно используя дроссельный клапан 3А) и затем подают в деметанизатор 114 в виде реф-люкса деметанизатора. Поток 4 используют как охладитель в различных теплообменниках: поток 4 в теплообменнике 104В охлаждает дистиллят деметанизатора и далее обеспечивает функцию дистиллятного конденсатора деэтанизатора (в теплообменнике 115А) перед охлаждением воздуха для горения в турбине в охладителе 117А и блоке 117В рекуперации тепла. Нагретый, сжатый и испаренный СПГ затем расширяют в детандере 112 с произведением работы (предпочтительно электроэнергии, используя генератор) и вводят в виде потока 8 в деметанизатор 114 примерно при давлении деметанизатора.
Следует отметить, что в таких конфигурациях детандер 112 в открытом энергетическом цикле обычно будет обеспечивать большую выработку энергии по сравнению с конфигурацией фиг. 2 вследствие значительно более высокого давления потока 4 перед входом в детандер. Генерация более высоких давлений в замкнутом энергетическом цикле может быть выполнена, подобно тому, как это показано в фиг. 3. Здесь насос 103 будет повышать давление конденсированного дистиллята деметанизатора и метанового рабочего флюида до давления выше, чем давление в трубопроводе (например, примерно 15003000 фунт/кв.дюйм.изб.), который затем нагревают и испаряют в теплообменнике 106 (например, используя тепло расширенного рабочего флюида) и блоке 117В HRSG (теплоутилизационный парогенератор). Расширение метановых паров высокого давления, полученных таким образом, в детандере 109А может быть использовано, чтобы произвести работу и, возможно, чтобы привести метановый продукт к давлению в трубопроводе. По меньшей мере часть тощего природного газа, полученного таким образом, затем может поступить на продажу в виде продукта 17. Оставшийся рабочий флюид (уже в виде пара) может быть далее расширен в детандере 109В (предпочтительно примерно до давления деметанизатора) и соединен с дистиллятом деметанизатора, таким образом, завершая петлю замкнутого цикла.
Подобно конфигурации фиг. 2, деэтанизатор 116 принимает кубовый продукт 10 деметанизатора и производит этановый дистиллят 13, который, по меньшей мере, частично конденсируют в дистиллятном конденсаторе деэтанизатора (функция охлаждения обеспечивается СПГ). Жидкая часть потока 13* затем будет подана в деэтанизатор в виде рефлюкса, в то время как паровая часть 13** может служить топливом для газовых турбин в энергетической установке с комбинированным циклом, которая термически соединена с установкой регазификации. Кубовый продукт 12 деэтанизатора может поступить на продажу в виде товарного сжиженного нефтяного газа (СНГ).
Таким образом, следует отметить, что рассматриваемые установки используют СПГ или его фракцию как рабочий флюид по меньшей мере в одном, более предпочтительно - в обоих, открытом энергетическом цикле и замкнутом энергетическом цикле. Подходящие источники тепла, в особенности, включают воздух для горения в газовой турбине, охлаждающую воду поверхностного конденсатора и/или отходящий газ газовой турбины. Однако также рассматриваются многие другие источники тепла и, следует отметить, что установки, отличные от установки с комбинированным циклом, также считаются подходящим источником тепла. Например, подходящие альтернативные источники тепла включают различные криогенные процессы (например, установки разделения воздуха), в которых СПГ охлаждает воздух или другой газ, процессы, обеспечивающие отходящий газ (например, турбины горения, отходящий газ реформинг-установки), и другие процессы, действующие как холодное отстаивание (например, установка по производству жидкого диоксида, углерода, опреснительные установки или установки для замораживания продуктов).
Однако в целом предпочтительно, чтобы подходящие установки включали устройства регазифика-ции СПГ и приемные терминалы СПГ, а особенно предпочтительные конфигурации включают те, в которых СПГ регазифицируют в процессах, в которых по меньшей мере часть СПГ производит работу. Примерные подходящие конфигурации описаны в совместной действующей международной заявке с названием "КОНФИГУРАЦИЯ И СПОСОБ РЕГАЗИФИКАЦИИ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА", авторы Мак, Грэм и Шюлт (Mak, Graham and Schulte), которая была подана примерно 13 августа 2003 года и которая включена в настоящее описание в качестве ссылки. Следовательно, в зависимости от вида источника тепла, следует отметить, что энергия, требуемая для регазификации СПГ, может быть целиком или только частично обеспечена рассматриваемыми источниками тепла. Если источник тепла не обеспечивает достаточное количество тепла для полной регазификации СПГ, то следует отметить, что можно использовать дополнительное тепло. Подходящие источники дополнительного тепла включают
- 5 -
008336
бросовое тепло от разрядки паровой турбины, тепло конденсации от отходящего газа, нагревание окружающим воздухом (при обеспечении кондиционирования в зданиях), морской водой или топочным газом. Следовательно, следует отметить, что рассматриваемые конфигурация и процессы можно использовать для модификации существующих установок регазификации, улучшения эффективности генерации энергии и гибкости, или в новых установках.
Поэтому следует отметить, что многочисленные преимущества могут быть достигнуты при использовании конфигураций согласно объекту изобретения. Например, рассматриваемые конфигурации обеспечивают высокоэффективный цикл генерации энергии из СПГ, который может быть соединен с обычной энергетической установкой с комбинированным циклом. Кроме того, в большинстве конфигураций не требуется никакого внешнего нагревания и, таким образом, устраняются прежние потребности в нагреве СПГ отходящим газом или морской водой для регазификации СПГ. Еще в одном особенно предпочтительном аспекте следует отметить, что рассматриваемые конфигурации (в силу изменяющегося соотношения разделения сжатого потока СПГ) позволяют перерабатывать СПГ с изменяющимся составом и запасом тепла, производя природный газ "на риск" и/или транспортировочное топливо для рынка Северной Америки или других рынков со сниженным выпуском. Кроме того, рассматриваемые конфигурации будут производить высокочистый этан в виде коммерческого продукта или источника энергии для энергетических установок с комбинированным циклом.
Примеры
Примерный расчет компонентов в выбранных потоках Для типичной конфигурации установки, показанной на фиг. 2, рассчитывали мольные доли различных компонентов выбранных потоков; и результаты приведены в таблице ниже, где термин "ЖПГ" относится к кубовой С3+ фракции деэтанизатора, "трубопроводный газ" относится к дистилляту деметани-затора и "этан" относится к дистилляту деэтанизатора. Моторные топлива КПГ и СПГ получают из дистиллята деметанизатора. Табл. 1 на фиг. 4 содержит результаты расчетов. Ясно видно, что концентрация метана в трубопроводном газе может быть значительно увеличена, тогда как С2 компоненты отделяются в этановый поток продукта, а С3+ компоненты - в поток ЖПГ.
Следовательно, с одной стороны авторы изобретения предлагают ректификационную установку для сжиженного природного газа, в которой детандер расширяет продукт переработки сжиженного природного газа, наиболее предпочтительно содержащий дистиллят деметанизатора и/или рецикловый пар, для произведения работы. Термин "рецикловый пар", использованный здесь, относится к рабочему флюиду замкнутого энергетического цикла в по меньшей мере частично испаренной форме; рабочий флюид наиболее предпочтительно является тощим природным газом (то есть газ, содержащий по меньшей мере 90 об.% метана).
В другом аспекте авторы изобретения предлагают установку регазификации, которая включает де-метанизатор, который принимает природный газ и производит газовый дистиллят.
Подходящие установки далее могут включать первый теплообменник, который охлаждает газовый продукт с получением жидкого продукта, насос, который повышает давление по меньшей мере части жидкого продукта с получением жидкого продукта, находящегося под давлением, и второй теплообменник, который испаряет жидкий продукт под давлением с получением сжатого сверхкритического газового продукта. Детандер затем может расширять по меньшей мере часть сжатого сверхкритического газового продукта с произведением работы. Далее, как описано выше, рассматриваемые установки могут дополнительно включать второй детандер, который производит работу природного газа перед поступлением природного газа в деметанизатор (в котором часть дистиллята сжимают до давления в трубопроводе, используя компрессор, который технологически соединен со вторым детандером).
Еще в одном аспекте объекта изобретения установка регазификации сжиженного природного газа может включать первый детандер, который расширяет нагретый и испаренный природный газ, второй детандер, который расширяет нагретый и сжатый дистиллят деметанизатора до первого давления (например, давления в трубопроводе между примерно 700 и 1500 фунт/кв.дюйм изб., и необязательно третий детандер, который далее расширяет расширенный дистиллят деметанизатора до второго давления (например, рабочего давления деметанизатора между примерно 300 и 750 фунт/кв.дюйм изб., ниже первого давления, в котором первый, второй и необязательный третий детандеры по флюиду соединены друг с другом и производят работу по меньшей мере компонента сжиженного природного газа. В таких установках, в целом, предпочтительно, чтобы первый насос повышал давление по меньшей мере части сжиженного природного газа, и в которых часть сжиженного природного газа нагревают источником тепла (например, дистиллятным теплообменником деметанизатора, конденсатором рефлюкса деэтаниза-тора, охладителем воздуха для горения в турбине, отходящим газом из газовой турбины, блоком рекуперации тепла, воздухоразделителем, теплообменником с морской водой и/или топочным нагревателем) с получением нагретого и испаренного сжиженного природного газа. Дополнительно или альтернативно, первый теплообменник сжижает дистиллят деметанизатора, второй насос повышает давление сжиженного дистиллята деметанизатора, а второй теплообменник нагревает и испаряет сжиженный дистиллят де-метанизатора под давлением с получением нагретого и сжатого дистиллята деметанизатора.
Таким образом, раскрыты специальные варианты и назначения конфигурации и способа регазифи
- 6 -
008336
кации сжиженного природного газа. Однако специалистам в этой области техники должно быть очевидно, что, наряду с уже описанными, возможны многие другие модификации без отклонения от сущности изобретения. Объект изобретения, следовательно, не должен ограничиваться ничем, кроме сущности прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, при интерпретации как описания, так и формулы изобретения, все термины следует интерпретировать в самом широком смысле в соответствии с контекстом. В частности, термины "включает" и "включающий" следует интерпретировать как относящиеся к элементам, компонентам или ступеням без исключений с указанием, что упоминаемые факторы, компоненты или стадии могут присутствовать, использоваться или комбинироваться с другими элементами, компонентами или стадиями, которые не обозначены точно.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая блок фракционирования сжиженного природного газа, обеспечивающий получение продукта процесса из сжиженного природного газа, и детандер, расширяющий продукт процесса, причем блок фракционирования сжиженного природного газа включает, по меньшей мере, деметанизатор и теплообменник, в котором выходящий из де-метанизатора дистиллятный пар подвергают сжижению, используя при этом в качестве охладителя сжиженный природный газ, поступающий в деметанизатор, и получают продукт процесса, включающий дистиллятный пар деметанизатора.
2. Установка регазификации по п.1, в которой продукт процесса дополнительно включает рецикло-вый пар.
3. Установка регазификации по п.2, в которой дистиллятный пар деметанизатора и рецикловый пар сжижают в теплообменнике, используя сжиженный природный газ в качестве охладителя, в которой теплообменник расположен выше по потоку от детандера.
4. Установка регазификации по п.3, в которой сжиженные пары нагревают и испаряют с получением сверхкритического продукта процесса, который расширяют в детандере.
5. Установка регазификации по п.2, в которой рецикловый пар представляет собой продукт процесса после расширения продукта процесса в детандере.
6. Установка регазификации по п.1, дополнительно включающая второй детандер, который расширяет по меньшей мере часть сжиженного природного газа, который сжимают и нагревают в источнике тепла перед расширением во втором детандере.
7. Установка регазификации по п.6, в которой источником тепла является по меньшей мере один член из ряда, включающего дистиллятный теплообменник деметанизатора, конденсатор рефлюкса деэта-низатора, охладитель воздуха для горения в турбине, отходящий газ из газовой турбины, блок рекуперации тепла, воздухоразделитель, теплообменник с морской водой и топочный нагреватель.
8. Установка регазификации по п.3, в которой часть продукта процесса получают из установки в виде сжатого природного газа, и в которой часть сжиженных паров получают из установки в виде сжиженного топливного газа.
9. Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая деметанизатор, который принимает природный газ и производит дистиллятный газовый продукт, и первый теплообменник, который охлаждает газовый продукт с получением жидкого продукта; насос, который повышает давление по меньшей мере части жидкого продукта с получением жидкого продукта под давлением; второй теплообменник, который испаряет жидкий продукт под давлением с получением сверхкритического сжатого газового продукта; и детандер, который расширяет по меньшей мере часть сверхкритического сжатого газового продукта с произведением работы.
10. Установка по п.9, также содержащая второй детандер, который производит работу за счет сверхкритического природного газа перед поступлением природного газа в деметанизатор.
11. Установка по п.10, в которой часть дистиллятного газового продукта сжимают до давления в трубопроводе, используя компрессор, который технологически соединен со вторым детандером.
12. Установка по п.9, в которой расширенный сжатый газовый продукт объединяют с дистиллят-ным газовым продуктом.
13. Установка по п.9, в которой деметанизатор принимает нагретый сжиженный природный газ в виде рефлюкса деметанизатора.
14. Установка по п.13, в которой первый теплообменник нагревает сжиженный природный газ с получением нагретого сжиженного природного газа.
15. Установка по п.9, в которой другую часть сжатого газового продукта получают из установки в виде сжатого природного газа, и в которой другую часть жидкого продукта получают из установки в виде сжиженного природно-газового топлива.
16. Установка регазификации сжиженного природного газа, включающая первый детандер, который расширяет нагретый и сверхкритический сжиженный природный газ; второй детандер, который расширяет нагретый и сжатый дистиллят деметанизатора до первого давления; необязательно третий детандер, который дополнительно расширяет расширенный дистиллят деметанизатора до второго давления
- 7 -
008336
ниже первого давления; и в которой первый, второй и необязательный третий детандер по флюиду соединены друг с другом и производят работу за счет по меньшей мере компонента сжиженного природного газа.
17. Установка по п.16, в которой первый насос повышает давление по меньшей мере части сжиженного природного газа, и в которой часть сжиженного природного газа нагревают источником тепла с получением нагретого и испаренного сжиженного природного газа.
18. Установка по п.17, в которой источником тепла является по меньшей мере один член из ряда: дистиллятный теплообменник деметанизатора, конденсатор рефлюкса деэтанизатора, охладитель воздуха для горения в турбине, отходящий газ из газовой турбины, блок рекуперации тепла, воздухораздели-тель, теплообменник с морской водой и пламенный нагреватель.
19. Установка по п.16, в которой первый теплообменник сжижает дистиллят деметанизатора, второй насос повышает давление сжиженного дистиллята деметанизатора и в которой второй теплообменник нагревает и испаряет находящийся под давлением сжиженный дистиллят деметанизатора с получением нагретого и сжатого дистиллята деметанизатора.
20. Установка по п.19, в которой первый теплообменник охлаждает дистиллят деметанизатора с использованием сырьевого сжиженного природного газа в качестве охладителя.
21. Установка по п.20, в которой второй теплообменник нагревает находящийся под давлением сжиженный дистиллят деметанизатора с использованием расширенного дистиллята деметанизатора.
22. Установка по п.16, в которой первое давление представляет собой давление в трубопроводе, составляющее примерно 700-1500 фунт/кв. дюйм, и в которой второе давление представляет собой рабочее давление деметанизатора, составляющее примерно 300-750 фунт/кв.дюйм.
СПГ из резервуара-хранилища
моторное топливо
В конденсатор рефлюкса деэтанатора
Дистиллят деметанизатора На рефлюкс деэтанизатора
Фиг. 1
кпг
Трубопроводный газ
СПГ из резервуара-хранилища
СПГ
моторное топливо
Фиг. 2
- 8 -
008336
СЗ+ жпг
Фиг. 3
Таблица 1. Общий баланс суммарной установки производства СПГ и КПГ
Мольные доли компонентов
СПГ сырье
Этан
ЖПГ
Трубный газ
КПГ
моторное
СПГ моторное
0.0065
0.0000
0.0000
0.0073
0.0073
0.0073
0.8816
0.0243
0.0000
0.9868
0.9868
0.9668
0.0522
0.9657
0.0053
0.0050
0.0050
0.0050
0.0328
0.0092
0.5399
0.0007
0.0007
0.0007
изо-С*
0.0071
0.0000
0.1208
0.0001
0.0001
0.0001
н-С*
0.0107
0.0000
0.1821
0.0001
0.0001
0.0001
ИЗО-СБ
0.0040
0.0000
0.0675
0.0000
0.0000
0.0000
н-Св
0.0020
0.0000
0.0338
0.0000
0.0000
0.0000
Св +
0.0030
0.0000
0.0507
0.0000
0.0000
0.0000
¦я тииюмв "дмч^норшт**
лоеобность)
1,153
.1.745
2,985
1000
1000
1000
МИЛЛИОН норм.куб.футов в
1,200
1,046
Стандартный баррель в лень г
519,900
37,100
51,000
421,900
4.900
5.000
Фиг. 4
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 9 -