Способ обработки потока спг, полученного охлаждением при помощи первого цикла охлаждения, и установка для его осуществления

Номер патента: 11605

Опубликовано: 28.04.2009

Автор: Парадовски Анри

Есть еще 3 страницы.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ обработки потока (11) СПГ, полученного охлаждением при помощи первого цикла (17) охлаждения, при этом способ содержит следующие стадии:

(а) поток (11) СПГ, доведенный до температуры менее -100шС, вводят в первый теплообменник (19);

(б) в первом теплообменнике поток (11) СПГ переохлаждают за счет теплообмена с охлаждающей текучей средой (83), чтобы получить переохлажденный поток СПГ; и

(в) охлаждающую текучую среду (83) подвергают второму полуоткрытому циклу (21) охлаждения, независимому от первого цикла (15),

отличающийся тем, что содержит следующие стадии:

(г) переохлажденный поток СПГ динамически расширяют в промежуточной турбине (47), поддерживая этот поток в основном в жидком состоянии;

(д) выходящий из промежуточной турбины (47) поток (59) охлаждают и расширяют, затем его вводят в дистилляционную колонну (49);

(е) в нижней части колонны (49) получают поток (67) деазотированного СПГ, а в головной части колонны (49) - газовый поток (69); и

(ж) головной газовый поток (69) сжимают в многоступенчатом компрессоре (25) и из ступени (29D) промежуточного давления компрессора (25) извлекают первую часть (16) головного газового потока (69), сжатого до промежуточного давления ПД, для получения потока горючего газа;

и тем, что второй цикл (21) охлаждения содержит следующие стадии:

(i) из второй части головного газового потока (69), сжатого до промежуточного давления ПД, получают поток (73) исходной охлаждающей текучей среды;

(ii) поток (73) исходной охлаждающей текучей среды сжимают до высокого давления ВД, превышающего промежуточное давление ПД, для получения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды;

(iii) поток (75) сжатой охлаждающей текучей среды охлаждают во втором теплообменнике (33);

(iv) поток (75) сжатой охлаждающей текучей среды, выходящий из второго теплообменника (33), разделяют на основной охлаждающий поток (79) и на поток (77) переохлаждения СПГ;

(v) поток (77) переохлаждения охлаждают в третьем теплообменнике (35), затем в первом теплообменнике (19);

(vi) поток (81) переохлаждения, выходящий из первого теплообменника (19), расширяют до низкого давления ниже промежуточного давления ПД для получения в основном жидкого потока (83) переохлаждения СПГ;

(vii) в основном жидкий поток (83) переохлаждения испаряют в первом теплообменнике (19) для получения нагретого потока (85) переохлаждения;

(viii) основной охлаждающий поток (79) расширяют, по существу, до низкого давления НД в главной турбине (41) и охлаждающий поток, выходящий из главной турбины (41), смешивают с нагретым потоком (85) переохлаждения для получения потока (87) смеси;

(ix) поток (87) смеси последовательно нагревают в третьем теплообменнике (35), затем во втором теплообменнике (33) для получения нагретого потока (89) смеси; и

(х) нагретый поток (89) смеси вводят в компрессор (25) на ступень (29С) низкого давления, находящуюся на входе ступени (29D) промежуточного давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что высокое давление ВД находится в пределах примерно от 40 до 100 бар, предпочтительно от 50 до 80 бар и, в частности, примерно от 60 до 75 бар.

3. Способ по одному из пп.1 или 2, отличающийся тем, что низкое давление НД имеет значение примерно меньшее 20 бар.

4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (vi) поток (81) переохлаждения, выходящий из первого теплообменника (19), расширяют в турбине (101) расширения жидкости.

5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (ii) поток (73) исходной охлаждающей текучей среды, по меньшей мере, частично сжимают во вспомогательном компрессоре (39), соединенном с главной турбиной (41).

6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (i) в компрессор (25) вводят поток (92) С2-углеводородов для получения части потока (73) исходной охлаждающей текучей среды.

7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (iii) поток (75) сжатой охлаждающей текучей среды приводят в состояние теплообмена с вторичной охлаждающей текучей средой (117) во втором теплообменнике (33), при этом вторичная охлаждающая текучая среда (117) проходит через третий цикл (105) охлаждения, в котором ее сжимают на выходе второго теплообменника (33), затем ее охлаждают и конденсируют, по меньшей мере, частично, затем ее расширяют перед испарением во втором теплообменнике (33).

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что вторичная охлаждающая текучая среда (117) содержит пропан и, возможно, этан.

9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что перед расширением на стадии (д) поток, выходящий из промежуточной турбины (47), смешивают с добавочным потоком (63) природного газа, охлажденным за счет теплообмена с головным газовым потоком (69) в четвертом теплообменнике (51).

10. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что содержание С2+ головного газа (69) является таким, что поток, охлажденный во втором теплообменнике (33), является чистым газом.

11. Установка (9; 99; 104; 125) обработки потока (11) СПГ, полученного при охлаждении при помощи первого цикла (17) охлаждения, при этом установка (9; 99; 104; 125) содержит

средства переохлаждения потока (11) СПГ, содержащие первый теплообменник (19), предназначенный для теплообмена между потоком СПГ и охлаждающей текучей средой (83), и

второй полуоткрытый цикл (21) охлаждения, независимый от первого цикла (15),

отличающаяся тем, что содержит

промежуточную турбину (47) динамического расширения потока переохлаждения СПГ, выходящего из первого теплообменника (19);

средства (53, 61) охлаждения и расширения потока (59), выходящего из промежуточной турбины (47);

дистилляционную колонну (49), соединенную со средствами (53, 61) охлаждения и расширения;

средства отбора деазотированного потока (67) СПГ в нижней части колонны (49) и средства отбора газового потока (69) в верхней части колонны (49);

многоступенчатый компрессор (25), соединенный со средствами отбора головного газового потока (69) в верхней части колонны (49), и

средства извлечения первой части (16) головного газового потока (69), соединенные со ступенью (29D) промежуточного давления компрессора (25), для получения потока горючего газа;

и тем, что второй цикл (21) охлаждения содержит

средства получения потока (73) исходной охлаждающей текучей среды из второй части головного газа (69), сжатой до промежуточного давления;

средства (39) сжатия потока (73) исходной охлаждающей текучей среды до высокого давления ВД, превышающего промежуточное давление ПД, для получения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды;

второй теплообменник (33) для охлаждения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды;

средства разделения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды, выходящего из второго теплообменника (33), на основной охлаждающий поток (79) и поток (77) переохлаждения СПГ;

третий теплообменник (35) для охлаждения потока (77) переохлаждения;

средства подачи потока (77) переохлаждения, выходящего из третьего теплообменника (35), в первый теплообменник (19);

средства (37; 101) расширения потока (81) переохлаждения, выходящего из первого теплообменника (19), до низкого давления НД ниже промежуточного давления ПД для получения в основном жидкого потока (83) переохлаждения СПГ;

средства циркуляции в основном жидкого потока (83) переохлаждения в первом теплообменнике для получения нагретого потока (85) переохлаждения;

главную турбину (41) расширения основного охлаждающего потока (79) до низкого давления НД;

средства смешивания охлаждающего потока, выходящего из главной турбины (41), с нагретым потоком (85) переохлаждения для получения потока (87) смеси;

средства циркуляции потока (87) смеси последовательно в третьем теплообменнике (35), затем во втором теплообменнике (33) для получения нагретого потока (89) смеси;

средства подрчш нагретого потока (89) смеси в компрессор (25) на ступень (29С) низкого давления, находящуюся на входе ступени (29D) промежуточного давления.

12. Установка (9; 99; 104; 125) по п.11, отличающаяся тем, что средства сжатия потока до высокого давления ВД способны сжимать исходную охлаждающую текучую среду до 40-100 бар, предпочтительно до 50-80 бар и, в частности, до 60-75 бар.

13. Установка (9; 99; 104; 125) по одному из пп.11 или 12, отличающаяся тем, что средства расширения потока переохлаждения до низкого давления НД способны расширять поток до давления менее 20 бар.

14. Установка (99; 104; 125) по любому из пп.11-13, отличающаяся тем, что средства (37, 101) расширения потока (81) переохлаждения, выходящего из первого теплообменника (19), содержат турбину (101) расширения жидкости.

15. Установка (9; 99; 104; 125) по любому из пп.11-14, отличающаяся тем, что средства (39) сжатия потока (73) исходной охлаждающей текучей среды содержат вспомогательный компрессор (39), соединенный с главной турбиной (41).

16. Установка (99) по любому из пп.11-15, отличающаяся тем, что второй цикл (21) охлаждения содержит средства подачи потока (92) С2-углеводородов в компрессор (25) для получения части потока (73) исходной охлаждающей текучей среды.

17. Установка (104; 125) по любому из пп.11-16, отличающаяся тем, что второй теплообменник (33) содержит средства циркуляции вторичной охлаждающей текучей среды (117), при этом установка (104; 125) содержит третий цикл (105) охлаждения, содержащий вторичные средства (107) сжатия вторичной охлаждающей текучей среды (115), выходящей из третьего теплообменника (33), вторичные средства (109, 111) охлаждения и расширения вторичной охлаждающей текучей среды (117), выходящей из вторичных средств (107) сжатия, и средства подачи вторичной охлаждающей текучей среды (117), выходящей из вторичных средств (111) расширения, во второй теплообменник (33).

18. Установка (104; 125) по п.17, отличающаяся тем, что вторичная охлаждающая текучая среда (117) содержит пропан и возможно, этан.

19. Установка (9; 99; 104; 125) по любому из пп.11-18, отличающаяся тем, что содержит средства смешивания переохлажденного потока (59) СПГ с добавочным потоком (63) природного газа и четвертый теплообменник (51) для приведения в состояние теплообмена добавочного потока (63) с головным газовым потоком (69).

Рисунок 1

 

Текст

Смотреть все

011605 Объектом настоящего изобретения является способ обработки потока сжиженного природного газа(СПГ), полученного охлаждением при помощи первого цикла охлаждения, при этом способ содержит следующие стадии:(а) поток СПГ, доведенный до температуры менее -100 С, вводят в первый теплообменник;(б) в первом теплообменнике поток СПГ переохлаждают за счет теплообмена с охлаждающей текучей средой, чтобы получить переохлажденный поток СПГ; и(в) охлаждающую текучую среду подвергают второму полуоткрытому циклу охлаждения, независимому от первого цикла. Уровень техники Из документа US-B-6308531 известен способ вышеуказанного типа, в котором поток природного газа сжижают при помощи первого цикла охлаждения, в котором применяют конденсацию и испарение смеси углеводородов. Температура полученного газа составляет примерно -100 С. Затем полученный СПГ переохлаждают примерно до -170 С при помощи второго полуоткрытого цикла охлаждения, называемого обратным циклом Брайтона, с использованием многоступенчатого компрессора и газорасширительной турбины. Такой способ не приводит к полностью удовлетворительным результатам. Действительно, максимальный коэффициент полезного действия (КПД) так называемого обратного цикла Брайтона составляет примерно 40%. Кроме того, работа в полуоткрытом цикле является трудно осуществимой. Настоящее изобретение предлагает автономный способ обработки потока СПГ, который имеет более высокий КПД и который можно легко применять в установках различной конструкции. Раскрытие изобретения Объектом настоящего изобретения является способ вышеуказанного типа, отличающийся тем, что содержит следующие стадии:(г) переохлажденный поток СПГ динамически расширяют в промежуточной турбине, поддерживая этот поток в основном в жидком состоянии;(д) выходящий из промежуточной турбины поток охлаждают и расширяют, затем его вводят в дистилляционную колонну;(е) в нижней части колонны получают поток деазотированного СПГ, а в головной части колонны газовый поток; и(ж) головной газовый поток сжимают в многоступенчатом компрессоре и на ступени промежуточного давления компрессора извлекают первую часть головного газового потока, сжатого до промежуточного давления ПД, для получения потока горючего газа; и тем, что второй цикл охлаждения содержит следующие стадии:(i) из второй части головного газового потока, сжатого до промежуточного давления ПД, получают поток исходной охлаждающей текучей среды;(ii) поток исходной охлаждающей текучей среды сжимают до высокого давления ВД, превышающего промежуточное давление ПД, для получения потока сжатой охлаждающей текучей среды;(iii) поток сжатой охлаждающей текучей среды охлаждают во втором теплообменнике;(iv) поток сжатой охлаждающей текучей среды, выходящий из второго теплообменника, разделяют на основной охлаждающий поток и на поток переохлаждения СПГ;(v) поток переохлаждения охлаждают в третьем теплообменнике, затем в первом теплообменнике;(vi) поток переохлаждения, выходящий из первого теплообменника, расширяют до низкого давления ниже промежуточного давления ПД для получения в основном жидкого потока переохлаждения СПГ;(vii) в основном жидкий поток переохлаждения испаряют в первом теплообменнике для получения нагретого потока переохлаждения;(viii) основной охлаждающий поток расширяют, по существу, до низкого давления НД в главной турбине, и основной охлаждающий поток, выходящий из главной турбины, смешивают с нагретым потоком переохлаждения для получения потока смеси;(ix) поток смеси последовательно нагревают в третьем теплообменнике, затем во втором теплообменнике для получения нагретого потока смеси; и(х) нагретый поток смеси вводят в компрессор на ступень низкого давления, находящуюся на входе ступени промежуточного давления. Способ в соответствии с настоящим изобретением может содержать один или несколько отличительных признаков, взятых отдельно или в любых технических комбинациях: высокое давление ВД находится в пределах примерно от 40 до 100 бар, предпочтительно от 50 до 80 бар и, в частности, примерно от 60 до 75 бар; низкое давление НД имеет значение, примерно меньшее 20 бар; на стадии (vi) поток переохлаждения, выходящий из первого теплообменника, расширяют в турбине расширения жидкости; на стадии (ii) поток исходной охлаждающей текучей среды, по меньшей мере, частично сжимают во вспомогательном компрессоре, соединенном с главной турбиной;-1 011605 на стадии (i) в компрессор вводят поток С 2-углеводородов для получения части потока исходной охлаждающей текучей среды; на стадии (iii) поток сжатой охлаждающей текучей среды приводят в состояние теплообмена с вторичной охлаждающей текучей средой, циркулирующей во втором теплообменнике, при этом вторичная охлаждающая текучая среда проходит через третий цикл охлаждения, в котором ее сжимают на выходе второго теплообменника, затем ее охлаждают и конденсируют, по меньшей мере, частично, затем ее расширяют перед испарением во втором теплообменнике; вторичная охлаждающая текучая среда содержит пропан и, возможно, этан; и перед расширением на стадии (д) поток, выходящий из промежуточной турбины, смешивают с добавочным потоком природного газа, охлажденным за счет теплообмена с головным газовым потоком в четвертом теплообменнике; и содержание С 2+ головного газа является таким, что поток, охлажденный во втором теплообменнике,является чистым газом. Объектом настоящего изобретения является также установка обработки потока СПГ, полученного охлаждением при помощи первого цикла охлаждения, при этом установка содержит средства переохлаждения потока СПГ, содержащие первый теплообменник, предназначенный для теплообмена СПГ с охлаждающей текучей средой; и второй полуоткрытый цикл охлаждения, независимый от первого цикла,отличающаяся тем, что содержит промежуточную турбину динамического расширения переохлажденного потока СПГ, выходящего из первого теплообменника; средства охлаждения и расширения потока, выходящего из промежуточной турбины; дистилляционную колонну, соединенную со средствами охлаждения и расширения; средства отбора деазотированного потока СПГ в нижней части колонны и средства отбора газового потока в верхней части колонны; многоступенчатый компрессор, соединенный со средствами отбора газового потока в верхней части колонны; и средства извлечения первой части головного газового потока, соединенные со ступенью промежуточного давления компрессора, для получения потока горючего газа; и тем, что второй цикл охлаждения содержит средства получения потока исходной охлаждающей текучей среды из второй части головного газа,сжатой до промежуточного давления; средства сжатия потока исходной охлаждающей текучей среды до высокого давления, превышающего промежуточное давление, для получения потока сжатой охлаждающей текучей среды; второй теплообменник для охлаждения потока сжатой охлаждающей текучей среды; средства разделения потока сжатой охлаждающей текучей среды, выходящего из второго теплообменника, на основной охлаждающий поток и поток переохлаждения СПГ; третий теплообменник для охлаждения потока переохлаждения; средства подачи потока переохлаждения, выходящего из третьего теплообменника, в первый теплообменник; средства расширения потока переохлаждения, выходящего из первого теплообменника, до низкого давления ниже промежуточного давления для получения в основном жидкого потока переохлаждения СПГ; средства циркуляции в основном жидкого потока переохлаждения в первом теплообменнике для получения нагретого потока переохлаждения; главную турбину расширения основного охлаждающего потока до низкого давления; средства смешивания охлаждающего потока, выходящего из главной турбины, с нагретым потоком переохлаждения для получения потока смеси; средства циркуляции потока смеси последовательно в третьем теплообменнике, затем во втором теплообменнике для получения нагретого потока смеси; средства подачи нагретого потока смеси в компрессор на ступень низкого давления, находящуюся на входе ступени промежуточного давления. Установка в соответствии с настоящим изобретением может содержать один или несколько отличительных признаков, взятых отдельно или в любых технических комбинациях: высокое давление ВД находится в пределах примерно от 40 до 100 бар, предпочтительно от 50 до 80 бар и, в частности, примерно от 60 до 75 бар; низкое давление НД имеет значение, примерно меньшее 20 бар; средства расширения потока переохлаждения, выходящего из первого теплообменника, содержат турбину расширения жидкости; средства сжатия потока исходной охлаждающей текучей среды содержат вспомогательный компрессор, соединенный с главной турбиной; второй цикл охлаждения содержит средства подачи потока С 2-углеводородов в компрессор для по-2 011605 лучения части потока исходной охлаждающей текучей среды; второй теплообменник содержит средства циркуляции вторичной охлаждающей текучей среды, приэтом установка содержит третий цикл охлаждения, содержащий вторичные средства сжатия вторичной охлаждающей текучей среды, выходящей из третьего теплообменника, вторичные средства охлаждения и расширения вторичной охлаждающей текучей среды, выходящей из вторичных средств сжатия, и средства подачи вторичной охлаждающей текучей среды, выходящей из вторичных средств расширения, во второй теплообменник; и вторичная охлаждающая текучая среда содержит пропан, и возможно, этан; и установка содержит средства смешивания переохлажденного потока СПГ с добавочным потоком природного газа и четвертый теплообменник для приведения в состояние теплообмена добавочного потока с головным газовым потоком. Далее следует описание примеров применения настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи. Фиг. 1 - функциональная технологическая схема первой установки в соответствии с настоящим изобретением. Фиг. 2 - график, показывающий кривые эффективности второго цикла охлаждения установки, показанной на фиг. 1, в зависимости от температуры СПГ на входе первого теплообменника. Фиг. 3 - схема, аналогичная фиг. 1, второй установки в соответствии с настоящим изобретением. Фиг. 4 - схема, аналогичная фиг. 1, третьей установки в соответствии с настоящим изобретением. Фиг. 5 - схема, аналогичная фиг. 1, четвертой установки в соответствии с настоящим изобретением. Первая установка 9 переохлаждения в соответствии с настоящим изобретением, показанная на фиг. 1, предназначена для производства деазотированного потока 13 СПГ из исходного потока 11 сжиженного природного газа (СПГ), доведенного до температуры ниже -90 С. Установка 9 производит также поток 16 горючего газа с высоким содержанием азота. Как показано на фиг. 1, исходный поток 11 СПГ производят при помощи установки 15 сжижения природного газа, содержащей первый цикл 17 охлаждения. Первый цикл 17 содержит, например, цикл,содержащий средства конденсации и испарения смеси углеводородов. Установка 9 содержит первый теплообменник 19 переохлаждения, второй полуоткрытый цикл 21 охлаждения, независимый от первого цикла 17, и установку 23 деазотирования. Второй цикл 21 охлаждения содержит многоступенчатый компрессорный аппарат 25, содержащий несколько ступеней 27 сжатия. Каждая ступень 27 содержит компрессор 29 и холодильник 31. Кроме того, второй цикл 21 содержит второй теплообменник 33, третий теплообменник 35, расширительный вентиль 37 и вспомогательный компрессор 39, соединенный с главной турбиной 41 расширения. Второй цикл 21 содержит также вспомогательный холодильник 43. В примере, показанном на фиг. 1, многоступенчатый компрессорный аппарат 25 содержит четыре компрессора 29. Четыре компрессора 29 приводятся в действие от одного внешнего источника 45 энергии. Источником 45 может быть, например, двигатель типа газовой турбины. Холодильники 31 и 43 охлаждаются водой и/или воздухом. Установка 23 деазотирования содержит промежуточную гидравлическую турбину 47, соединенную с генератором 48 тока, дистилляционную колонну 49, теплообменник 51 головной части колонны и теплообменник 53 нижней части колонны. Кроме того, она содержит насос 13 для удаления деазотированного СПГ. В дальнейшем тексте описание поток жидкости и транспортирующий его трубопровод обозначены одинаковой позицией, рассматриваемые давления являются абсолютными значениями давления, и рассматриваемые значения процентного содержания являются значениями молярного процентного содержания. Исходный поток 11 СПГ, выходящий из установки 15 сжижения, имеет температуру ниже -90 С,например -130 С. Этот поток 11 содержит, например, 5% азота, 90% метана и 5% этана и его расход составляет 50000 кмоль/ч. Поток 11 СПГ подают в первый теплообменник 19, где он переохлаждается до температуры -150 С,для получения переохлажденного потока 57 СПГ. После этого поток 57 вводят в гидравлическую турбину 47 и динамически расширяют до низкого давления для получения расширенного потока 59. Этот поток 59 в основном является жидким, т.е. содержит менее 3 мол.% газа. Поток 59 охлаждают в нижнем теплообменнике 53, затем подают в расширительный вентиль 61, где он образует поток 64 питания колонны 49. Поток 64 подают в головную часть дистилляционной колонны 49 при низком давлении дистилляции. Низкое давление дистилляции слегка превышает атмосферное давление. В данном примере это давление составляет 1,25 бар, а температура потока 64 примерно равна -165 С. Добавочный поток 63 природного газа, по существу имеющий тот же состав, что и исходный поток 11 СПГ, охлаждают в головном теплообменнике 51, затем расширяют в вентиле 65 и смешивают с расширенным переохлажденным потоком 59 СПГ на входе вентиля 61. Поток 68 повторного испарения извлекают из колонны 49 на промежуточной ступени Ni, находя-3 011605 щейся вблизи дна этой колонны. Поток 68 подают в теплообменник 53, где он нагревается за счет теплообмена с расширенным переохлажденным потоком 59 СПГ, после чего опять вводят в колонну 49 под промежуточным уровнем Ni. Жидкий донный поток 67, содержащий менее 1% азота, извлекают из колонны 49. Этот донный поток 67 откачивают насосом 55, и получают деазотированный поток 13 СПГ, предназначенный для направления на склад. Головной газовый поток 69, содержащий около 50% азота, извлекают из дистилляционной колонны 49. Этот поток 69 нагревают за счет теплообмена с добавочным потоком 63 в головном теплообменнике 51 для получения нагретого головного потока 71. Этот поток 71 подают в первую ступень 27 А компрессорного аппарата 25. Нагретый головной поток 69 последовательно сжимают в первой ступени 27 А и во второй ступени 27 В компрессора 25, по существу, до низкого давления цикла НД, затем сжимают в третьей ступени 27 С сжатия, после чего подают в четвертую ступень 27D сжатия. В каждой ступени 27 компрессора головной поток 71 подвергается сжатию в компрессоре 29 с последующим охлаждением до температуры примерно 35 С в соответствующем холодильнике 31. Первую часть 16 головного потока, сжатого в четвертой ступени 27D сжатия, извлекают из компрессора 29D при промежуточном давлении ПД для получения потока горючего газа. Промежуточное давление ПД, например, превышает 20 бар и предпочтительно, по существу, равно 30 бар. Низкое давление цикла НД, например, меньше 20 бар. Вторую часть 73 головного потока продолжают подвергать сжатию в компрессоре 29D до среднего давления, по существу, равного 50 бар, для получения потока исходной охлаждающей текучей среды. Поток 73 охлаждают в теплообменнике 31D, затем направляют во вспомогательный компрессор 39. Расход потока 73 исходной охлаждающей текучей среды намного превышает расход потока 16 горючего газа. Соотношение между двумя значениями расхода в данном примере, по существу, равно 6,5. После этого поток 73 сжимают в компрессоре 39 до высокого давления цикла ВД. Это высокое давление находится в пределах от 40 до 100 бар, предпочтительно от 50 до 80 бар и еще предпочтительнее от 60 до 75 бар. Поток 73, выходящий из компрессора 39, после прохождения через холодильник 43 образует поток 75 сжатой охлаждающей текучей среды. Головной поток 69 содержит менее 5 мас.% С 2+-углеводородов,т.е. поток 75 является чисто газовым потоком. Если высокое давление превышает 60 бар, поток 75 представляет собой текучую среду в сверхкритическом состоянии. После этого поток 75 охлаждают во втором теплообменнике 33 и разделяют на выходе этого теплообменника 33 на второстепенный поток 77 переохлаждения СПГ и основной поток 79 охлаждения. Соотношение между двумя значениями расхода этих потоков составляет порядка 0,5. Поток 77 переохлаждения охлаждают в третьем теплообменнике 35, затем в первом теплообменнике 19 для получения охлажденного потока 81 переохлаждения. Поток 81 расширяют до низкого давления цикла НД в вентиле 37, откуда он выходит в виде в основном жидкого потока 83 переохлаждения, т.е. содержащего менее 10 мол.% газа. Затем поток 83 вводят в первый теплообменник 19, где он испаряется и за счет теплообмена охлаждает поток 81 и исходный поток 11 СПГ, образуя на выходе первого теплообменника 19 нагретый поток 85 переохлаждения. Основной газовый поток 79 расширяют в турбине 41, по существу, до низкого давления цикла НД и смешивают с нагретым потоком 85, выходящим из первого теплообменника 19, для получения потока 87 смеси. После этого поток 87 смеси последовательно подают в третий теплообменник 35, затем во второй теплообменник 33, где он за счет теплообмена охлаждает соответственно поток 77 переохлаждения и поток 75 сжатой охлаждающей текучей среды. Нагретый поток 89 смеси, выходящий из теплообменника 33, подают в компрессорный аппарат 25 на вход третьей ступени 27 С сжатия, по существу, под низким давлением НД. В качестве примеров в нижеследующей таблице приведены значения давления, температуры и расхода в случае, когда высокое давление цикла ВД, по существу, равно 75 бар. На фиг. 2, кривая 91, показана зависимость эффективности цикла 21 в соответствии с настоящим изобретением от значения температуры потока 11 СПГ. Как показано на этой фигуре, КПД превышает 44%, что является значительным выигрышем по сравнению с известными способами, в которых применяют так называемый полуоткрытый обратный цикл Брайтона. Этот результат достигается просто, поскольку нет необходимости в наличии средств хранения и подготовки охлаждающей текучей среды, и охлаждающая текучая среда 73 поступает из установки 9 в постоянном режиме. Способ и установку 9 в соответствии с настоящим изобретением используют либо в новых установках сжижения, либо для повышения характеристик уже существующих установок производства СПГ. В последнем случае при равном потреблении мощности производство деазотированного СПГ можно увеличить на 5-20%. Способ и установку 9 в соответствии с настоящим изобретением можно также использовать для переохлаждения и деазотирования СПГ, получаемого в результате процессов извлечения жидкостей из природного газа (ЖПГ). Установка 99, показанная на фиг. 3, отличается от первой установки 9 тем, что вместо расширительного вентиля 37, находящегося на выходе первого теплообменника, используют турбину 101 динамического расширения, соединенную с генератором 103 тока. Способ обработки потока СПГ в этой установке идентичен способу, применяемому в установке 9,отличаясь только цифровыми значениями. В варианте, показанном на фиг. 3 пунктирной линией, поток 92 этана смешивают с нагретым потоком 89 смеси до его подачи в третью ступень 27 С сжатия. В этом случае эффективность цикла 21 повышается еще больше, что показано на фиг. 2, кривая 93. Третья установка 104 в соответствии с настоящим изобретением показана на фиг. 4. Эта установка 104 отличается от второй установки 99 тем, что дополнительно содержит замкнутый третий цикл 105 охлаждения, независимый от первого и второго циклов 17 и 21. Третий цикл 105 содержит вторичный компрессор 107, первый и второй вторичные холодильники 109 А и 109 В, расширительный вентиль 111 и сепараторную колбу 113. Этот цикл осуществляют при помощи вторичного потока 115 охлаждающей текучей среды, состоящей из пропана. Газовый поток 115 под низким давлением подают в компрессор 107, затем охлаждают и конденсируют при высоком давлении в холодильниках 109 А и 109 В для получения частично жидкого потока 117 пропана. Этот поток 117 охлаждают в теплообменнике 33, затем вводят в расширительный вентиль 111, где он расширяется в виде двухфазного расширенного потока 119 пропана. Поток 119 вводят в сепараторную колбу 113 для получения жидкой фракции 121, извлекаемой в нижней части колбы 113. Фракцию 121 подают в теплообменник 33, где она испаряется за счет теплообмена с потоком 117 и с потоком 75 сжатой охлаждающей текучей среды перед подачей в колбу 113. Газовая фракция, получаемая в головной части колбы 113, образует газовый поток 115 пропана. Как показано на фиг. 2, кривая 123, эффективность цикла 21 повышается в среднем на 4% по сравнению с эффективностью способа, применяемого в первой установке 9. Четвертая установка 25 в соответствии с настоящим изобретением 125, показанная на фиг. 5, отличается от установки, показанной на фиг. 4, тем, что третий охлаждающий цикл 105 не содержит сепараторной колбы 113. Поток 119, выходящий из вентиля 111, напрямую подают во второй теплообменник 33, и он полностью испаряется в этом теплообменнике. Кроме того, охлаждающая текучая среда 115 состоит из смеси этана и пропана. Содержание этана в текучей среде 115, по существу, равно содержанию пропана. Как показано на фиг. 2, кривая 126, средняя эффективность второго цикла охлаждения повышается-5 011605 примерно на 0,5% по сравнению с эффективностью способа, применяемого в третьей установке 104, когда температура ниже -130 С. Учитывая энергию, обеспечиваемую турбиной 47, КПД установки, показанной на фиг. 5, слегка превышает 50% против 47,5% установки, показанной на фиг. 1, 47,6% установки, показанной на фиг. 3, и 49,6% установки, показанной на фиг. 4. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки потока (11) СПГ, полученного охлаждением при помощи первого цикла (17) охлаждения, при этом способ содержит следующие стадии:(а) поток (11) СПГ, доведенный до температуры менее -100 С, вводят в первый теплообменник (19);(б) в первом теплообменнике поток (11) СПГ переохлаждают за счет теплообмена с охлаждающей текучей средой (83), чтобы получить переохлажденный поток (57) СПГ; и(в) охлаждающую текучую среду (83) подвергают второму полуоткрытому циклу (21) охлаждения,независимому от первого цикла (15),отличающийся тем, что содержит следующие стадии:(г) переохлажденный поток (57) СПГ динамически расширяют в промежуточной турбине (47), поддерживая этот поток в основном в жидком состоянии;(д) выходящий из промежуточной турбины (47) поток (59) охлаждают и расширяют, затем его вводят в дистилляционную колонну (49);(е) в нижней части колонны (49) получают поток (67) деазотированного СПГ, а в головной части колонны (49) - газовый поток (69); и(ж) головной газовый поток (69) сжимают в многоступенчатом компрессоре (25) и из ступени (29D) промежуточного давления компрессора (25) извлекают первую часть (16) головного газового потока (69),сжатого до промежуточного давления ПД, для получения потока горючего газа; и тем, что второй цикл (21) охлаждения содержит следующие стадии:(i) из второй части головного газового потока (69), сжатого до промежуточного давления ПД, получают поток (73) исходной охлаждающей текучей среды;(ii) поток (73) исходной охлаждающей текучей среды сжимают до высокого давления ВД, превышающего промежуточное давление ПД, для получения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды;(iii) поток (75) сжатой охлаждающей текучей среды охлаждают во втором теплообменнике (33);(iv) поток (75) сжатой охлаждающей текучей среды, выходящий из второго теплообменника (33),разделяют на основной охлаждающий поток (79) и на поток (77) переохлаждения СПГ;(vi) поток (81) переохлаждения, выходящий из первого теплообменника (19), расширяют до низкого давления ниже промежуточного давления ПД для получения в основном жидкого потока (83) переохлаждения СПГ;(vii) в основном жидкий поток (83) переохлаждения испаряют в первом теплообменнике (19) для получения нагретого потока (85) переохлаждения;(viii) основной охлаждающий поток (79) расширяют, по существу, до низкого давления НД в главной турбине (41) и охлаждающий поток, выходящий из главной турбины (41), смешивают с нагретым потоком (85) переохлаждения для получения потока (87) смеси;(ix) поток (87) смеси последовательно нагревают в третьем теплообменнике (35), затем во втором теплообменнике (33) для получения нагретого потока (89) смеси; и(х) нагретый поток (89) смеси вводят в компрессор (25) на ступень (29 С) низкого давления, находящуюся на входе ступени (29D) промежуточного давления. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что высокое давление ВД находится в пределах примерно от 40 до 100 бар, предпочтительно от 50 до 80 бар и, в частности, примерно от 60 до 75 бар. 3. Способ по одному из пп.1 или 2, отличающийся тем, что низкое давление НД имеет значение примерно меньшее 20 бар. 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (vi) поток (81) переохлаждения, выходящий из первого теплообменника (19), расширяют в турбине (101) расширения жидкости. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (ii) поток (73) исходной охлаждающей текучей среды, по меньшей мере, частично сжимают во вспомогательном компрессоре (39), соединенном с главной турбиной (41). 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (i) в компрессор(25) вводят поток (92) С 2-углеводородов для получения части потока (73) исходной охлаждающей текучей среды. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что на стадии (iii) поток (75) сжатой охлаждающей текучей среды приводят в состояние теплообмена с вторичной охлаждающей текучей средой (117) во втором теплообменнике (33), при этом вторичная охлаждающая текучая среда(117) проходит через третий цикл (105) охлаждения, в котором ее сжимают на выходе второго теплообменника (33), затем ее охлаждают и конденсируют, по меньшей мере, частично, затем ее расширяют перед испарением во втором теплообменнике (33). 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что вторичная охлаждающая текучая среда (117) содержит пропан и, возможно, этан. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что перед расширением на стадии (д) поток, выходящий из промежуточной турбины (47), смешивают с добавочным потоком (63) природного газа, охлажденным за счет теплообмена с головным газовым потоком (69) в четвертом теплообменнике (51). 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что содержание С 2+ головного газа (69) является таким, что поток, охлажденный во втором теплообменнике (33), является чистым газом. 11. Установка (9; 99; 104; 125) обработки потока (11) СПГ, полученного при охлаждении при помощи первого цикла (17) охлаждения, при этом установка (9; 99; 104; 125) содержит средства переохлаждения потока (11) СПГ, содержащие первый теплообменник (19), предназначенный для теплообмена между потоком СПГ и охлаждающей текучей средой (83), и второй полуоткрытый цикл (21) охлаждения, независимый от первого цикла (15),отличающаяся тем, что содержит промежуточную турбину (47) динамического расширения потока (57) переохлаждения СПГ, выходящего из первого теплообменника (19); средства (53, 61) охлаждения и расширения потока (59), выходящего из промежуточной турбины(47); дистилляционную колонну (49), соединенную со средствами (53, 61) охлаждения и расширения; средства отбора деазотированного потока (67) СПГ в нижней части колонны (49) и средства отбора газового потока (69) в верхней части колонны (49); многоступенчатый компрессор (25), соединенный со средствами отбора головного газового потока(69) в верхней части колонны (49), и средства извлечения первой части (16) головного газового потока (69), соединенные со ступенью(29D) промежуточного давления компрессора (25), для получения потока горючего газа; и тем, что второй цикл (21) охлаждения содержит средства получения потока (73) исходной охлаждающей текучей среды из второй части головного газа (69), сжатой до промежуточного давления; средства (39) сжатия потока (73) исходной охлаждающей текучей среды до высокого давления ВД,превышающего промежуточное давление ПД, для получения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды; второй теплообменник (33) для охлаждения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды; средства разделения потока (75) сжатой охлаждающей текучей среды, выходящего из второго теплообменника (33), на основной охлаждающий поток (79) и поток (77) переохлаждения СПГ; третий теплообменник (35) для охлаждения потока (77) переохлаждения; средства подачи потока (77) переохлаждения, выходящего из третьего теплообменника (35), в первый теплообменник (19); средства (37; 101) расширения потока (81) переохлаждения, выходящего из первого теплообменника (19), до низкого давления НД ниже промежуточного давления ПД для получения в основном жидкого потока (83) переохлаждения СПГ; средства циркуляции в основном жидкого потока (83) переохлаждения в первом теплообменнике для получения нагретого потока (85) переохлаждения; главную турбину (41) расширения основного охлаждающего потока (79) до низкого давления НД; средства смешивания охлаждающего потока, выходящего из главной турбины (41), с нагретым потоком (85) переохлаждения для получения потока (87) смеси; средства циркуляции потока (87) смеси последовательно в третьем теплообменнике (35), затем во втором теплообменнике (33) для получения нагретого потока (89) смеси; средства подачи нагретого потока (89) смеси в компрессор (25) на ступень (29 С) низкого давления,находящуюся на входе ступени (29D) промежуточного давления. 12. Установка (9; 99; 104; 125) по п.11, отличающаяся тем, что средства сжатия потока до высокого давления ВД способны сжимать исходную охлаждающую текучую среду до 40-100 бар, предпочтительно до 50-80 бар и, в частности, до 60-75 бар. 13. Установка (9; 99; 104; 125) по одному из пп.11 или 12, отличающаяся тем, что средства расширения потока переохлаждения до низкого давления НД способны расширять поток до давления менее 20 бар. 14. Установка (99; 104; 125) по любому из пп.11-13, отличающаяся тем, что средства (37, 101) расширения потока (81) переохлаждения, выходящего из первого теплообменника (19), содержат турбину-7 011605 15. Установка (9; 99; 104; 125) по любому из пп.11-14, отличающаяся тем, что средства (39) сжатия потока (73) исходной охлаждающей текучей среды содержат вспомогательный компрессор (39), соединенный с главной турбиной (41). 16. Установка (99) по любому из пп.11-15, отличающаяся тем, что второй цикл (21) охлаждения содержит средства подачи потока (92) С 2-углеводородов в компрессор (25) для получения части потока (73) исходной охлаждающей текучей среды. 17. Установка (104; 125) по любому из пп.11-16, отличающаяся тем, что второй теплообменник (33) содержит средства циркуляции вторичной охлаждающей текучей среды (117), при этом установка (104; 125) содержит третий цикл (105) охлаждения, содержащий вторичные средства (107) сжатия вторичной охлаждающей текучей среды (115), выходящей из третьего теплообменника (33), вторичные средства(109, 111) охлаждения и расширения вторичной охлаждающей текучей среды (117), выходящей из вторичных средств (107) сжатия, и средства подачи вторичной охлаждающей текучей среды (117), выходящей из вторичных средств (111) расширения, во второй теплообменник (33). 18. Установка (104; 125) по п.17, отличающаяся тем, что вторичная охлаждающая текучая среда(117) содержит пропан и возможно, этан. 19. Установка (9; 99; 104; 125) по любому из пп.11-18, отличающаяся тем, что содержит средства смешивания переохлажденного потока (59) СПГ с добавочным потоком (63) природного газа и четвертый теплообменник (51) для приведения в состояние теплообмена добавочного потока (63) с головным газовым потоком (69).

МПК / Метки

МПК: F25J 3/02, F25J 1/02

Метки: потока, первого, спг, осуществления, установка, полученного, обработки, охлаждением, цикла, помощи, охлаждения, способ

Код ссылки

<a href="https://eas.patents.su/11-11605-sposob-obrabotki-potoka-spg-poluchennogo-ohlazhdeniem-pri-pomoshhi-pervogo-cikla-ohlazhdeniya-i-ustanovka-dlya-ego-osushhestvleniya.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ обработки потока спг, полученного охлаждением при помощи первого цикла охлаждения, и установка для его осуществления</a>

Похожие патенты