Способ и система сжижения сырьевого потока природного газа - RU2018136794A
Код документа: RU2018136794A
Формула
1. Способ сжижения сырьевого потока (1) природного газа, включающий по меньшей мере этапы:
a) обеспечения технологического сырьевого потока (11) путем смешивания сырьевого потока (1) природного газа с рециркуляционным потоком (105),
б) сжатия технологического сырьевого потока и охлаждения технологического сырьевого потока (11) по отношению к температуре окружающей среды на этапе компрессора (20), в результате чего получают сжатый технологический поток (25), давление (P25) которого составляет по меньшей мере 120 бар, а первая температура (T25) ниже 40°C,
c1) получения первого отделившегося потока (32) из сжатого технологического потока (25) и расширения первого отделившегося потока (32) в детандере предварительного охлаждения (33) с получением расширенного первого отделившегося потока (34), вторая температура которого ниже первой температуры,
c2) охлаждения остальной части сжатого технологического потока (31) в первом теплообменнике (40) по отношению к расширенному первому отделившемуся потоку (34) с получением предварительно охлажденного технологического потока (41) и нагретого первого отделившегося потока (42),
d1) получения второго отделившегося потока (52) из предварительно охлажденного технологического потока (41) и расширения второго отделившегося потока (52) в детандере (53) с получением расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54), третья температура которого ниже второй температуры,
d2) отделения расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54) в фазовом сепараторе (55) для получения парового потока (56) и жидкого потока (57),
d3) охлаждения остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) во втором теплообменнике (60) по отношению к паровому потоку (56) с получением дополнительного охлажденного технологического потока (61) и нагретого парового потока (62),
e) расширения дополнительного охлажденного технологического потока (61) с получением жидкого потока природного газа (71),
f) пропускания нагретого первого отделившегося потока (42) и нагретого парового потока (62) на этап повторного сжатия (200), причем на этапе повторного сжатия (200) образуется рециркуляционный поток (105).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что массовый расход сырьевого потока природного газа 1 (MF1)и массовый расход рециркуляционного потока 105 (MF105) находится в диапазоне MF1: MF105 = 1:2 – 1:4, предпочтительно, по существу, равно 1:3.
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что способ дополнительно включает пропускание потока сжиженного природного газа (71) в испарительную емкость (80) и получение производственного потока сжиженного природного газа (81) в качестве нижнего потока из испарительной емкости (80).
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что способ включает получение потока газа мгновенного испарения (82) в виде верхнего потока из испарительной емкости (80), пропускание потока газа мгновенного испарения (82) на этап повторного сжатия (200), при этом пропускание потока газа мгновенного испарения (82) на этап повторного сжатия (200) необязательно включает пропускание потока газа мгновенного испарения (82) по меньшей мере частично через третий теплообменник (75, 75’) для обеспечения охлаждения по меньшей мере части жидкого потока (57), полученного на этапе d2).
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что способ включает:
e1) разделение жидкого потока (57), полученного на этапе d2) на первую часть жидкости (71) и вторую часть жидкости (74),
е2) расширение первой части жидкости (71) в первом устройстве (72) для снижения давления для получения второго потока сжиженного природного газа (73) и
е3) охлаждение второй части жидкости (74) путем пропускания второй части жидкости через третий теплообменник (75) и второе устройство (78) для снижения давления для получения третьего потока сжиженного природного газа (76),
e4) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e), второго потока сжиженного природного газа (73), полученного на этапе e2), и третьего потока сжиженного природного газа (76), полученного на этапе e3), в испарительной емкости (80).
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что способ включает:
e1’) пропускание жидкого потока (57), полученного на этапе d2), через третий теплообменник (75'), и клапан или детандер (78’) для получения дополнительного потока сжиженного природного газа (76’),
e2’) сбор потока сжиженного природного газа, полученного на этапе e), и дополнительного потока сжиженного природного газа (76’), полученного на этапе e1’), в испарительной емкости (80).
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что нагретый паровой поток (62), полученный из второго теплообменника (60) на этапе d3), пропускают через первый теплообменник (40) для обеспечения охлаждения остальной части сжатого технологического потока (31) с получением дополнительного нагретого парового потока (43) перед тем, как пропустить его на этап повторного сжатия (200).
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что этап f) включает отдельное пропускание нагретого первого отделившегося потока (42) и одного из нагретого парового потока (62) и дополнительного нагретого парового потока (43) на этап повторного сжатия (200) для получения рециркуляционного потока (105).
9. Способ по любому из пп. 4-6, отличающийся тем, что этап f) дополнительно включает пропускание потока газа мгновенного испарения (82) или нагретого потока газа мгновенного испарения (77) на этап повторного сжатия (200).
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что способ дополнительно включает:
g) получение потока топлива (95) из промежуточного местоположения на этапе повторного сжатия (200), предпочтительно выше по потоку от местоположения, в котором нагретый первый отделившийся поток (42) подается на этап повторного сжатия (200).
11. Система сжижения сырьевого потока (1) природного газа, содержащая:
- этап компрессора (20), выполненный с возможностью приема технологического сырьевого потока (11), содержащего сырьевой поток (1) природного газа и рециркуляционный поток (105), причем этап компрессора (20) дополнительно выполнен с возможностью сжатия технологического сырьевого потока (11) и охлаждения технологического сырьевого потока (11) для получения сжатого технологического потока (25), давление (Р25) которого составляет по меньшей мере 120 бар, а первая температура (Т25) ниже 40°C,
- первый разделитель (30), выполненный с возможностью приема сжатого технологического потока (25) и вывода первого отделившегося потока (32) и остальной части сжатого технологического потока (31),
- детандер (33) предварительного охлаждения, выполненный с возможностью приема и расширения первого отделившегося потока (32) для получения расширенного первого отделившегося потока (34), вторая температура которого ниже первой температуры,
- первый теплообменник (40), выполненный с возможностью приема расширенного первого отделившегося потока (34) и остальной части сжатого технологического потока (31) с последующим охлаждением остальной части сжатого технологического потока (31) по отношению к расширенному первому отделившемуся потоку (34) с получением предварительно охлажденного технологического потока (41) и нагретого первого отделившегося потока (42),
- второй разделитель (50), выполненный с возможностью приема предварительно охлажденного технологического потока (41) и выпуска второго отделившегося потока (52) и остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51),
- детандер (53), выполненный с возможностью приема и расширения второго отделившегося потока (52) с получением расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54), третья температура которого ниже второй температуры,
- фазовый сепаратор (55), выполненный с возможностью приема расширенного и охлажденного многофазного второго отделившегося потока (54) и выпуска парового потока (56) и жидкого потока (57),
- второй теплообменник (60), выполненный с возможностью приема парового потока (56) и остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) с последующим охлаждением остальной части предварительно охлажденного сжатого технологического потока (51) по отношению к потоку пара (56) с получением дополнительного охлажденного технологического потока (61) и нагретого парового потока (62),
- жидкостный детандер (70), выполненный с возможностью приема дополнительного охлажденного технологического потока (61) с получением потока сжиженного природного газа (71),
- этап повторного сжатия (200), выполненный с возможностью приема, объединения и повторного сжатия по меньшей мере нагретого первого отделившегося потока (42) и нагретого парового потока (62) для получения рециркуляционного потока (105).
12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит испарительную емкость (80), выполненную с возможностью приема потока сжиженного природного газа (71), причем испарительная емкость (80) дополнительно выполнена с возможностью выпуска производственного потока сжиженного природного газа (81).
13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что испарительная емкость (80) выполнена с возможностью выпуска потока газа мгновенного испарения (82), причем система содержит трубу (82, 77) для газа мгновенного испарения, выполненную с возможностью пропускания потока (82) газа мгновенного испарения на этап повторного сжатия (200), причем система необязательно содержит третий теплообменник (75, 75’), выполненный с возможностью приема потока (82) газа мгновенного испарения и по меньшей мере части жидкого потока (57) с последующим охлаждением по меньшей мере части жидкого потока (57) по отношению к потоку (82) газа мгновенного испарения.
14. Система по п. 13, содержащая:
- дополнительный разделитель, выполненный с возможностью приема жидкого потока (57) и разделения жидкого потока (57) на первую часть жидкости (71) и вторую часть жидкости (74),
- первое устройство (72) для снижения давления, выполненное с возможностью приема и расширения первой части жидкости (71) для получения второго потока сжиженного природного газа (73),
- третий теплообменник (75), выполненный с возможностью приема потока газа мгновенного испарения (82) и второй части жидкости (74) с последующим охлаждением второй части жидкости (74) и передачи второй части жидкости (74) во второе устройство (78) для снижения давления для получения третьего потока сжиженного природного газа (76),
причем испарительная емкость (80) дополнительно выполнена с возможностью приема второго потока сжиженного природного газа (73) и третьего потока сжиженного природного газа (76).
15. Система по п. 13, отличающаяся тем, что система содержит третий теплообменник (75, 75’), выполненный с возможностью приема потока (82) газа мгновенного испарения и по меньшей мере части жидкого потока (57) с последующим охлаждением по меньшей мере части жидкого потока (57) относительно потока (82) газа мгновенного испарения, причем система дополнительно содержит клапан или детандер (78’), расположенный ниже по потоку от третьего теплообменника (75’), выполненного с возможностью приема по меньшей мере части жидкого потока из третьего теплообменника (75’) для расширения по меньшей мере части жидкого потока (57) с получением дополнительного потока сжиженного природного газа (76’),
причем испарительная емкость (80) дополнительно выполнена с возможностью приема дополнительного потока сжиженного природного газа (76’).
Комментарии