Способ определения состава смешанного хладагента для установки сжижения природного газа

Предложен способ определения состава смешанного хладагента. При создании модели создается имитационная модель на основе рабочих параметров, полученных от устройства для сжижения природного газа, с определением условий подачи природного газа для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, из устройства для сжижения природного газа. При расчете значения UA, получаемого путем умножения общего коэффициента теплопередачи криогенного теплообменника на площадь теплопередачи, значение UA криогенного теплообменника рассчитывается путем выполнения имитационной модели. При предварительном расчете общая потребляемая мощность рассчитывается путем выполнения имитационной модели для множества случаев смешанного хладагента с различным составом компонентов хладагента в новых условиях подачи природного газа. При определении состава состав смешанного хладагента в случае смешанного хладагента, в котором общая потребляемая мощность на единицу сжиженного природного газа становится наименьшей, устанавливают как состав смешанного хладагента в новых условиях подачи. Техническим результатом является уменьшение энергопотребления. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

 

Область техники

[0001] Настоящее изобретение относится к технологии сжижения природного газа с применением смешанного хладагента, полученного путем смешивания множества охлаждающих компонентов.

Уровень техники

[0002] В устройстве для сжижения природного газа (далее «установка сжижения ПГ») осуществляют охлаждение подаваемого природного газа (ПГ) в нескольких последовательно соединенных теплообменниках для получения сжиженного природного газа (СПГ). В основном устройстве сжижения ПГ после предварительного охлаждения ПГ за счет применения хладагента предварительного охлаждения, такого как пропан, происходит сжижение и переохлаждение предварительно охлажденного ПГ в результате применения смешанного хладагента (СХ), полученного путем смешивания различных компонентов хладагента, таких как азот, метан, этан и пропан.

[0003] Установка сжижения ПГ предпочтительно сконструирована таким образом, что эффективное получение СПГ возможно после определения предварительных условий, таких как состав сырья и давление подачи ПГ, а также факторов окружающей среды (таких как температура окружающей среды и барометрическое давление) в месте расположения установки сжижения ПГ. В частности, СХ, полученный смешиванием множества компонентов хладагента, может обеспечить кривую охлаждения, в которой температура изменяется вдоль кривой охлаждения ПГ. Следовательно, возможно осуществление эффективного цикла сжижения с малыми потерями.

[0004] Однако в некоторых случаях состав сырья или давление подачи ПГ отличаются от значений, заданных в качестве предварительных условий во время проектирования, из-за изменений с течением времени природного газа, полученного из газовой скважины, переключения газовых скважин и тому подобного. Отклонение от значения, установленного в качестве одного из указанных выше предварительных условий, приводит к сокращению объема производства СПГ и увеличению потребляемой мощности устройством сжижениям ПГ для поддержания заданного объема производства, что приводит к потенциальному снижению эффективности эксплуатации установки сжижения ПГ (увеличение потребления энергии на единицу объема производства СПГ).

[0005] В патентной литературе 1 описана технология оптимизации совокупности заданных контролируемых переменных (например, разности температур между природным газом и испаренным СХ на теплом конце основного теплообменника (что соответствует «криогенному теплообменнику» в настоящей заявке) для сжижения природного газа и температурой сжиженного природного газа) путем настройки совокупности множества регулируемых переменных (таких как массовый расход тяжелой фракции и легкой фракции СХ, а также количества компонентов хладагента (соответствует «смешанному хладагенту» в настоящей заявке)), относящихся к работе основного теплообменника с использованием известного управления на основе прогнозирующих моделей.

Список литературы

Патентная литература

[0006] [Патентная литература 1] США 7266975

Сущность изобретения

Техническая задача

[0007] Однако управление на основе прогнозирующих моделей, описанное в патентной литературе 1, соответствует технологии создания модели откликов с использованием эмпирической зависимости отклика конкретной регулируемой переменной от изменения заданной регулируемой переменной в каждой из совокупностей регулируемых переменных для осуществления управления с применением модели отклика, в результате чего, например, объем производства СПГ становится максимальным. Следовательно, зависимость отклика регулируемой переменной и контролируемой переменной ограничено данными, полученными в ходе предшествующей эксплуатации установки сжижения ПГ.

[0008] В целом, каждый диапазон регулирования регулируемых переменных и допустимый диапазон изменения контролируемых переменных установки сжижения ПГ ограничен диапазоном, в котором установка сжижения ПГ позволяет эффективно получать СПГ в заранее определенных условиях, как описано выше. Следовательно, в случае изменения состава сырья или давления подачи ПГ, заданных в качестве предварительных условий, существует вероятность того, что в это время произойдет отклонение допустимого диапазона изменения от оптимального состояния, которое может быть реализовано на каждом из устройств, составляющих установку сжижения ПГ. По указанной причине после изменения состава сырья или давления подачи ПГ возможно более эффективное рабочее состояние, чем полученное в результате управления на основе прогнозирующих моделей.

[0009] Настоящее изобретение выполнено с учетом описанного выше уровня техники, задачей изобретения является обеспечение способа определения состава смешанного хладагента, подходящего для новых условий подачи природного газа, даже после изменения по меньшей мере одного из условий подачи природного газа.

Решение задачи

[0010] Согласно одному из вариантов реализации настоящего изобретения предложен способ определения состава смешанного хладагента для устройства сжижения природного газа, при этом устройство сжижения природного газа включает:

теплообменник предварительного охлаждения, выполненный с возможностью предварительного охлаждения природного газа с помощью хладагента предварительного охлаждения;

криогенный теплообменник, выполненный с возможностью сжижения предварительно охлажденного природного газа с помощью смешанного хладагента, содержащего множество компонентов хладагента, выбранных из группы компонентов хладагента, состоящей из азота и углеводородов, число атомов углерода в которых составляет от 1 до 3; а также

множество компрессоров, выполненных с возможностью сжатия газообразного хладагента предварительного охлаждения и газообразного смешанного хладагента, при этом способ включает:

создание имитационной модели, в которую обеспечена возможность ввода информации о работе установки сжижения природного газа, причем информация о работе необходима для расчета значения UA путем умножения общего коэффициента теплопередачи криогенного теплообменника на площадь теплопередачи, а также общей потребляемой мощности множества компрессоров на основе данных о работе устройства сжижения природного газа при определении состава сырья, давления подачи природного газа и состава смешанного хладагента для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры;

расчет значения UA путем выполнения имитационной модели с использованием состава смешанного хладагента, а также состава сырья и давления подачи природного газа во время получения данных о работе;

предварительный расчет общей потребляемой мощности путем выполнения имитационной модели, скорректированной таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным значению UA, которое является результатом расчета значения UA для множества случаев смешанного хладагента, в которых состав множества компонентов хладагента отличается от состава смешанного хладагента во время получения данных о работе в новых условиях подачи, в которых изменено по меньшей мере одно условие из состава сырья или давления подачи природного газа; а также

определение, в качестве состава смешанного хладагента в новых условиях подачи, состава смешанного хладагента в случае смешанного хладагента, в котором общая потребляемая мощность в расчете на единицу сжиженного природного газа становится наименьшей среди результатов выполнения имитационной модели соответственно для множества случаев смешанного хладагента, полученных при предварительном расчете общей потребляемой мощности.

[0011] Способ определения состава смешанного хладагента для устройства сжижения природного газа может иметь следующие характеристики.

(a) Смешанный хладагент содержит четыре компонента хладагента.

Способ дополнительно включает:

определение предварительного количества первого компонента хладагента, имеющего самое высокое давление пара среди множества компонентов хладагента, содержащихся в смешанном хладагенте, при котором разность температур между температурой сжиженного природного газа в верхней части башни криогенного теплообменника и температурой смешанного хладагента для охлаждения сжиженного природного газа в верхней части башни становится равной или меньше максимальной разности температур, необходимой для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, путем выполнения имитационной модели, скорректированной таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным значению UA, которое является результатом расчета значения UA при изменении содержания первого компонента хладагента; а также

определение предварительного количества второго компонента хладагента, имеющего самое низкое давление пара среди множества компонентов хладагента, содержащихся в смешанном хладагенте, при котором разность температур между температурой природного газа в нижней части башни криогенного теплообменника и температурой смешанного хладагента для охлаждения природного газа в нижней части башни становится равным или меньше максимальной разности температур, необходимой для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, путем выполнения имитационной модели, скорректированной таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным значению UA, которое является результатом расчета значения UA при изменении содержания второго компонента хладагента.

Во множестве случаев смешанного хладагента при предварительном расчете общей потребляемой мощности множество компонентов хладагента содержит первый компонент хладагента, содержащийся в предварительном количестве, полученном при определении предварительного количества первого компонента хладагента, а также второй компонент хладагента, содержащийся в предварительном количестве, полученном при определении предварительного количества второго компонента хладагента.

(б) Во множестве случаев смешанного хладагента при предварительном расчете общей потребляемой мощности содержание первого компонента хладагента устанавливают в пределах диапазона величиной ±0,5% от уровня содержания первого компонента хладагента в смешанном хладагенте при предварительном количестве первого компонента хладагента, содержание второго компонента хладагента устанавливают в пределах диапазона величиной ±0,5% от уровня содержания второго компонента хладагента в смешанном хладагенте при предварительном количестве второго компонента хладагента, а содержание остальных двух компонентов хладагента, кроме первого компонента хладагента и второго компонента хладагента, изменяют.

Преимущества изобретения

[0012] В соответствии с одним из вариантом реализации настоящего изобретения значение UA, полученное путем умножения общего коэффициента теплопередачи криогенного теплообменника на площадь теплообмена, рассчитывают с помощью имитационной модели установки сжижения ПГ, созданной на основе фактических рабочих параметров. Затем имитационную модель создают в новых условиях подачи, в которых по меньшей мере одно условие из состава сырья или давления подачи природного газа изменяется при настройке таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным расчетному значению UA. Затем на основе результатов выполнения имитационной модели для множества случаев смешанного хладагента, в которых состав компонентов хладагента изменен по сравнению с составом смешанного хладагента на время получения рабочих параметров, состав смешанного хладагента в случае смешанного хладагента, в котором общая потребляемая мощность на единицу сжиженного природного газа (далее «общая потребляемая мощность на единицу СПГ») становится наименьшей, устанавливается как состав смешанного хладагента в новых условиях подачи. Таким образом, может быть выбран состав смешанного хладагента с меньшим энергопотреблением.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0013] Фигура 1 представляет собой пояснительную схему, на которой представлен пример конфигурации установки сжижения ПГ.

Фигура 2 представляет собой пояснительный график, на котором представлены кривые охлаждения для ПГ и хладагентов в устройстве сжижения ПГ.

Фигура 3 представляет собой пояснительную диаграмму, на которой представлен пример способа определения состава СХ, применяемого для сжижения ПГ в устройстве сжижения ПГ.

Описание вариантов реализации изобретения

[0014] Далее со ссылкой на Фигуру 1 описан пример установки сжижения ПГ, для которой применен способ определения состава СХ в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения.

Как показано на Фигуре 1, установка сжижения ПГ в данном варианте реализации включает теплообменники предварительного охлаждения 101 - 104, предназначенные для предварительного охлаждения ПГ в результате применения хладагента предварительного охлаждения, скрубберную колонну 2, предназначенную для отделения тяжелой фракции от ПГ, главный криогенный теплообменник (ГКТО) 3, выполненный с возможностью сжижения предварительно охлажденного ПГ, и компрессоры 41, 42 и 51, предназначенные для сжатия газообразного хладагента предварительного охлаждения и газообразного СХ после теплообмена.

[0015] После предварительной обработки с целью удаления ртути, кислого газа и воды, содержащихся в ПГ, в блоке предварительной обработки (не показан), ПГ, подаваемый из устья скважины, направляют в теплообменники предварительного охлаждения 101 - 104. В установке сжижения ПГ согласно данному варианту реализации ПГ, который подают при температуре, например, от 40 до 50°С, охлаждают до температуры примерно -30°С с помощью хладагента предварительного охлаждения на основе пропана (далее также указан как «хладагент C3»), например, в последовательно соединенных четырехступенчатых теплообменниках предварительного охлаждения 101 - 104 после предварительной обработки.

[0016] Выше по потоку относительно трубопроводов для подачи хладагента C3 соответственно в теплообменники предварительного охлаждения 101 - 104 предусмотрены расширительные клапаны (на фигуре не показаны). Потоки хладагента C3, подвергнутые адиабатическому расширению для понижения температуры с помощью расширительных клапанов, соответственно подают в теплообменники предварительного охлаждения 101 - 104. В результате ПГ охлаждают в теплообменниках предварительного охлаждения 101 - 104 с помощью потоков хладагента C3 (на Фигуре 1 обозначены соответственно как «HPC3», «MPC3», «LPC3» и «LLPC3»), при этом корректируют уровни давления для постепенного снижения в направлении потока ПГ от стороны впуска (теплообменник предварительного охлаждения 101) к стороне выпуска (теплообменник предварительного охлаждения 104).

[0017] Скрубберная колонна 2 предназначена для фракционной перегонки ПГ, предварительно охлажденного в теплообменниках предварительного охлаждения 101 - 104, в газ, содержащий большое количество метана, в верхней части скрубберной колонны 2, и жидкость, содержащую большое количество углеводородных компонентов тяжелее метана, в нижней части скрубберной колонны 2. В скрубберной колонне 2 данного варианта реализации предусмотрен ребойлер 201, выполненный с возможностью нагрева жидкости, извлеченной из нижней секции скрубберной колонны 2, и возврата нагретого газа и жидкости в скрубберную колонну 2.

[0018] Газ, выходящий из верхней части скрубберной колонны 2, протекает по трубам для ПГ в описанном далее нижнем пучке, входящем в ГКТО 3, и подвергается охлаждению с помощью СХ, имеющего относительно высокую температуру около нижней части башни ГКТО 3, с целью частичного сжижения. Затем поток газожидкостной смеси ПГ, извлеченной из труб в нижнем пучке, подают в емкость орошения 202 для разделения газожидкостной смеси. После разделения газожидкостной смеси жидкость с помощью насоса для орошения 203 возвращают в скрубберную колонну, а газ вводят в трубы для ПГ в среднем пучке ГКТО 3.

[0019] Кроме того, жидкость, вытекающую из нижней части скрубберной колонны 2, разделяют на конденсат, который представляет собой жидкость при нормальной температуре, и газ легче конденсата в ректификационной установке 21, включающей ректификационную колонну (на фигуре не показана). Отделенный от конденсата газ подают в ГКТО 3.

[0020] В конструкции ГКТО 3 в данном варианте реализации большое количество труб для ПГ и СХ расположены в направлении потока СХ внутри корпуса, в котором СХ стекает вниз от верхней части башни к нижней части башни. ПГ и СХ протекают по трубам от нижней части башни к верхней части башни в направлении, противоположном направлению потока СХ внутри корпуса.

[0021] Указанное выше большое количество труб для ПГ и СХ собрано в пучок. Пучок труб можно разделить на три зоны, а именно, верхний пучок, расположенный в области корпуса в верхней части башни, средний пучок и нижний пучок соответственно, расположенные в указанном порядке в области от нижней части верхнего пучка до нижней части корпуса. ГКТО 3, включающий разделенные таким образом три области, соответствующие верхнему пучку, среднему пучку и нижнему пучку, далее упоминается как «трехпучковый ГКТО 3».

Некоторые из труб для ПГ расположены так, что часть ПГ (ПГ, выходящего из верхней части описанной выше скрубберной колонны 2) извлекается из ГКТО 3 после протекания через нижний пучок. Некоторые из труб для СХ расположены так, что часть СХ (газ СХ, полученный в результате разделения газожидкостной смеси в сепараторе СХ 31, описанном далее) извлекают из ГКТО 3 после протекания через средний пучок и нижний пучок. Остальные трубы для ПГ и СХ расположены так, что ПГ и СХ извлекают из верхней части башни ГКТО 3 после протекания через нижний пучок, средний пучок и верхний пучок.

[0022] В ГКТО 3 газ после отделения от конденсата, который подается из описанного выше ректификационного устройства 21, вводят в трубы для ПГ в нижнем пучке для постепенного охлаждения с помощью СХ, протекающего в межтрубном пространстве. Газ, извлеченный из емкости орошения 202, описанной выше, соединяется с текучей средой. Затем указанные потоки газа (ПГ) направляются в средний пучок и верхний пучок для сжижения в процессе охлаждения. ПГ дополнительно подвергают переохлаждению и извлекают из верхней части башни ГКТО 3 в виде СПГ, охлажденного до температуры от примерно -150°С до примерно -155°С.

[0023] СПГ, вытекающий из ГКТО 3, подвергается рекуперации через расширительную турбину 33, а затем расширению с помощью расширительного клапана V5. После быстрого испарения азота и части легких компонентов в испарительной емкости 61 для корректировки температуры кипения СПГ на уровне примерно -161°С происходит отвод в резервуар для СПГ (не показан). Легкие компоненты, которые быстро испаряются из СПГ в конечной испарительной емкости 61, используются, например, в качестве газового топлива на заводе, на котором эксплуатируют установку сжижения ПГ.

[0024] Далее следует описание потока СХ для сжижения и переохлаждения ПГ в ГКТО 3 (цикл СХ). СХ, который используют для охлаждения ПГ, извлекают в виде СХ низкого давления (при температуре примерно -40°C и давлении примерно 3,5 бар) в газообразном состоянии из нижней части корпуса ГКТО 3. После отделения капель от СХ низкого давления во всасывающем барабане 413 давление СХ низкого давления повышают от низкого давления до среднего давления в компрессоре 41 СХ низкого давления. Кроме того, СХ среднего давления охлаждают в дополнительном охладителе 411. После отделения капель от СХ среднего давления во всасывающем барабане 423 давление СХ среднего давления, охлажденного в дополнительном охладителе 411, повышают от среднего давления до высокого давления (до давления от 50 бар до 55 бар) в компрессоре СХ высокого давления 42. Кроме того, СХ высокого давления охлаждают в дополнительном охладителе 421 (до температуры примерно +30°С).

[0025] Компрессоры СХ 41 и 42 соответственно приводятся в действие приводными устройствами 412 и 422, такими как газовые турбины, в которых в качестве топлива используют ПГ, паровые турбины, которые приводятся в действие паром, полученным при сжигании газового топлива, или электродвигателями. Каждый из дополнительных охладителей 411 и 421 состоит, например, из теплообменника с воздушным охлаждением, включающего пучок труб, образованный путем связывания большого количества труб, через которые протекает СХ после выпуска из одного из соответствующих компрессоров СХ 41 и 42, и вентилятора, предназначенного для подачи воздуха к пучку труб или теплообменнику с водяным охлаждением.

[0026] СХ высокого давления дополнительно охлаждают хладагентом C3 в охлаждающих установках 431 - 434, а затем подают в виде жидкой смеси газа и жидкости в сепаратор СХ 31, где выполняют разделение газожидкостной смеси. Как и в теплообменниках предварительного охлаждения 101 - 104, СХ высокого давления охлаждают также в охлаждающих установках 431 - 434 потоками хладагента C3, которые были подвергнуты расширению для понижения температуры с помощью расширительных клапанов, и уровни их давления постепенно снижаются от впуска (охлаждающее устройство 431) к выпуску (охлаждающее устройство 434) в направлении потока СХ высокого давления (для удобства иллюстрации уровни давления потоков хладагента C3 «HPC3», «MPC3», «LPC3» и «LLPC3» для охлаждающих устройств 431 - 443 на фигуре не представлены).

[0027] После того, как газ СХ (при температуре от примерно -30°C до примерно -40°C), полученный разделением газожидкостной смеси в сепараторе СХ 31, вводят в трубки для СХ их нижней части башни ГКТО 3, газ СХ охлаждается при протекании через нижний пучок, средний пучок и верхний пучок и затем извлекается из верхней части башни ГКТО 3 (при температуре от примерно -150°C до примерно -155°С). После расширения с помощью расширительного клапана V1 СХ, извлеченный из ГКТО 3, подают в межтрубное пространство ГКТО 3 через отверстие 302, предусмотренное в верхней части башни ГКТО 3.

[0028] С другой стороны, после введения жидкого СХ (при температуре от примерно -30°C до примерно -40°C), полученного в результате газожидкостной сепарации в сепараторе СХ 31, в трубы для СХ со стороны нижней части башни ГКТО 3 жидкий СХ охлаждают при протекании через нижний пучок и средний пучок и затем извлекают из ГКТО 3 (при температуре от примерно -120°C до примерно -125°C). После того, как жидкий СХ, извлеченный из среднего пучка, подвергают рекуперации через расширительную турбину 32 и затем расширяют с помощью расширительного клапана V2, жидкий СХ вводят в межтрубное пространство ГКТО 3 через отверстие 301, расположенное ниже указанного отверстия 302 для газообразного СХ (ниже верхнего пучка).

[0029] После того, как СХ, введенный в межтрубное пространство ГКТО 3 через отверстия 302 и 301, расположенные на двух вертикальных уровнях, соответствующих верхнему уровню и нижнему уровню, использован для сжижения и переохлаждения ПГ, протекающего по трубам для ПГ, а также для охлаждения газообразного СХ и жидкого СХ, проходящих через трубки для СХ, СХ извлекают из нижней части башни ГКТО 3 в виде СХ низкого давления, который затем снова подают в компрессор СХ низкого давления 41.

[0030] В описанном выше цикле СХ трубопровод отбора для удаления газообразного СХ и трубопровод отбора для удаления жидкого СХ за пределы установки сжижения ПГ соответственно отходят от трубопровода для извлечения газообразного СХ из сепаратора СХ 31 для подачи извлеченного газообразного СХ в ГКТО 3 и трубопровода для извлечения жидкого СХ из сепаратора СХ 31 для подачи извлеченного жидкого СХ в ГКТО 3. Подачу СХ в ГКТО 3 можно регулировать путем изменения степени открытия клапанов V1 и V2. Компоненты СХ можно корректировать, изменив степень открытия выпускных клапанов V3 и V4.

[0031] Кроме того, например, в положении выше по потоку относительно всасывающего барабана 413, который предусмотрен вместе с компрессором СХ низкого давления 41, обеспечены трубы подачи компонентов СХ, обеспечивающие добавление по отдельности азота (N2), метана (C1), этана (C2) и пропана (С3), которые представляют собой компоненты СХ. Добавление компонентов хладагента из труб для подачи компонентов СХ можно регулировать путем изменения степени открытия регулирующих клапанов V51 - V54.

[0032] Далее следует описание потока хладагента C3 (цикл C3), который применяется для предварительного охлаждения ПГ и охлаждения СХ высокого давления. После теплообмена с ПГ в теплообменниках предварительного охлаждения 101 - 104 и теплообмена с СХ высокого давления в охлаждающих установках 431 - 443 от газообразного хладагента C3 отделяют капли во всасывающих емкостях 512 - 515. Потоки хладагента C3 подают со стороны всасывания компрессора C3 51, который выполняет, например, четырехступенчатое сжатие в соответствии с уровнями давления потоков хладагента C3.

[0033] Для удобства иллюстрации представлено отдельное изображение теплообменников предварительного охлаждения 101 - 104, охлаждающих установок 431 - 443 и расширительных клапанов, соответственно предусмотренных выше по потоку относительно теплообменников предварительного охлаждения 101 - 104, а охлаждающие установки 431 - 443 в цикле C3 не изображены. Теплообменники предварительного охлаждения, охлаждающие установки и расширительные клапаны, описанные выше, вместе обозначены как «устройство теплообмена хладагента С3 50».

Аналогично компрессорам СХ 41 и 42, компрессор С3 51 приводится в действие приводным устройством 511, таким как газовая турбина, в которой в качестве топлива используют ПГ, паровая турбина, которая приводится в действие паром, полученным при сжигании газового топлива, или электродвигатель.

[0034] Хладагент C3, сжатый до заданного давления в компрессоре C3 51, охлаждают в пароохладителе 521 и конденсаторе 522. После сбора в сепараторе 53 конденсированный хладагент С3 снова направляют в расширительные клапаны, предусмотренные выше по потоку относительно теплообменника предварительного охлаждения 101 и охлаждающей установки 431, входящих в устройство теплообмена хладагента С3 50. Как и дополнительный охладитель 411 со стороны компрессора СХ 41 и дополнительный охладитель 421 со стороны компрессора СХ 42, пароохладитель 521 и конденсатор 522 соответственно состоят из, например, теплообменников с воздушным охлаждением или теплообменников с водяным охлаждением.

[0035] Пример конфигурации установки сжижения ПГ описан выше со ссылкой на Фигуру 1. Однако конфигурация установки сжижения ПГ, для которого возможно применение способа определения состава СХ согласно варианту реализации настоящего изобретения, не ограничивается приведенным выше примером. Конфигурация установки сжижения ПГ может быть применена для множества модификаций существующих установок сжижения ПГ.

[0036] Например, количество стадий сжатия компрессора C3 51 может составлять три или пять. В указанном случае количество установленных теплообменников предварительного охлаждения 101 - 104 и охлаждающих установок 431 - 444 может быть увеличено или уменьшено в соответствии с количеством стадий сжатия компрессора С3 51. Кроме того, между сепаратором 53 и устройством теплообмена хладагента С3 50 может быть предусмотрен переохладитель для переохлаждения хладагента С3.

Кроме того, конфигурация ГКТО 3 не ограничивается описанным выше трехпучковым типом, а также может быть двухпучкового типа, включающего верхний пучок и нижний пучок.

[0037] В следующем далее описании применение способа определения состава СХ в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения для установки сжижения ПГ, изображенной на Фигуре 1, представлено как типичный пример различных вариантов установок сжижения ПГ.

Установка сжижения ПГ, предназначенная для предварительного охлаждения ПГ с помощью хладагента предварительного охлаждения и сжижения ПГ с помощью СХ, спроектирована таким образом, что возможно охлаждение ПГ в соответствии с кривой охлаждения, представленной на Фигуре 2. На горизонтальной оси на Фигуре 2 показаны изменения энтальпии ПГ, хладагента С3 и СХ, а на вертикальной оси - температуры указанных жидкостей. На Фигуре 2 сплошная линия и линия с чередующимися длинными и короткими штрихами указывают кривую охлаждения ПГ. Пунктирная линия с длинными штрихами представляет кривую охлаждения хладагента С3 (показана как «цикл предварительного охлаждения»), а пунктирная линия с короткими штрихами представляет кривую охлаждения СХ (показана как «цикл сжижения»).

[0038] После того, как ПГ, поданный на вход теплообменника предварительного охлаждения 101 при температуре, например, 40°C, предварительно охлажден в многостадийном цикле предварительного охлаждения (для удобства изображения на Фигуре 2 представлен трехстадийный цикл предварительного охлаждения) с помощью хладагента C3, ПГ подвергают дальнейшему сжижению и переохлаждению в цикле сжижения с применением СХ в ГКТО 3.

В цикле сжижения определяют состав СХ, содержащего N2, C1, C2 и C3 (уровни содержания компонентов хладагента в СХ), на основе проектных данных состава сырья и давления подачи ПГ из устья скважины.

[0039] Однако состав сырья или давление подачи ПГ в установку сжижения ПГ время от времени меняется из-за изменения условий добычи ПГ из устья скважины, переключения скважин, из которых получают ПГ или тому подобного.

Например, линия с чередующимися длинными и короткими штрихами на Фигуре 2 представляет пример кривой охлаждения ПГ, который является более тяжелым по сравнению с ПГ, имеющим кривую охлаждения, обозначенную сплошной линией. В данном случае разность температур между ПГ и СХ в ГКТО 3 увеличивается, и эффективность сжижения ПГ понижается. С другой стороны, если ПГ становится легче, а разность температур между СХ и ПГ в ГКТО 3 является очень малой, технологические возможности ГКТО 3 ограничиваются.

[0040] Для решения описанной выше задачи в данном варианте реализации вместо состава СХ, который обычно используют в неизменном виде, определяют новый состав СХ, который позволяет осуществлять эффективную переработку в соответствии с изменениями состава сырья или давления подачи ПГ.

Далее приведен пример способа определения состава СХ согласно варианту реализации настоящего изобретения со ссылкой на Фигуру 3.

[0041] Сначала создают имитационную модель установки сжижения ПГ (стадия создания модели: P1). Имитационная модель может быть создана с помощью известного имитатора процесса, описывающего отдельные операции, которые выполняет в устройстве сжижения ПГ каждое из устройств, такие как теплообмен в теплообменниках предварительного охлаждения 101 - 104 и ГКТО 3, фракционная перегонка ПГ в скрубберной колонне 2 и сжатие каждого из потоков газообразного хладагента в компрессорах 41, 42 и 51.

[0042] В имитационной модели установлены рабочие параметры, такие как состав сырья, давление подачи и температура подачи ПГ, давление и температура каждой из текучих сред в ГКТО 3, а также скорость потока, давление и температура каждого из хладагентов, таких как C3 и СХ. Указанные рабочие параметры устанавливают на основе фактических рабочих параметров установки сжижения ПГ, для которых определяют состав нового СХ. Например, на Фигуре 1 манометр (PI), термометр (TI), расходомер (FI), анализатор состава (AI) и измеритель мощности компрессора (SC), от которых получают рабочие параметры, обведены пунктирными линиями. Например, средние значения величин, измеренных указанными выше измерительными устройствами в течение заданного периода времени, могут использоваться в качестве рабочих параметров.

[0043] На основе созданной имитационной модели установки сжижения ПГ путем умножения общего коэффициента теплопередачи ГКТО 3 на площадь теплообмена и мощность, потребляемую каждым из компрессоров 41, 42, и 51, можно рассчитать значение UA.

Значение UA может быть рассчитано на основе зависимости UA=q/LMTD, где количество передаваемой теплоты за единицу времени от ПГ к СХ в ГКТО 3 равно q, и среднелогарифмическая разность температур (LMTD) между температурой ПГ и температурой СХ в ГКТО 3 составляет LMTD. Количество передаваемой теплоты q и разность температур LMTD получают в результате выполнения имитационной модели.

[0044] Кроме того, работу, которая выполняется в каждом из компрессоров 41, 42 и 51, рассчитывают на основе скорости потока, температуры, давления на входе и давления на выходе СХ или хладагента предварительного охлаждения. На основе эффективности (отношения работы к входной мощности) каждого из компрессоров 41, 42 и 51 можно определить потребляемую мощность. Общее значение потребляемой мощности всех компрессоров 41, 42 и 51 получают как общую потребляемую мощность.

[0045] После создания имитационной модели имитационную модель выполняют с использованием состава СХ, состава сырья и давления подачи ПГ в момент получения рабочих параметров. При достаточном соответствии рассчитанных значений рабочим параметрам имитационная модель может быть оценена как модель, надлежащим образом описывающая установку сжижения ПГ, которая является целью исследования.

[0046] Затем на основании результата выполнения имитационной модели рассчитывают значение UA (стадия расчета значения UA: P2). Как описано выше, имитационная модель соответствующим образом описывает состояние установки сжижения ПГ в момент получения рабочих параметров. Поэтому можно утверждать, что значение UA, вычисленное на основе результата выполнения имитационной модели, также является показателем, который соответствующим образом выражает охлаждающую способность ГКТО 3 во время получения рабочих параметров.

[0047] Затем состав СХ изменяют, корректируя имитационную модель таким образом, что значение UA ГКТО 3 становится равным вычисленному значению UA в новых условиях подачи ПГ, в которых по меньшей мере одно условие из состава сырья или давления подачи изменено по сравнению с условиями подачи, установленными во время создания имитационной модели. Необязательно, чтобы результате корректировки, выполненной для того, чтобы «значение UA для ГКТО 3 равнялось рассчитанному значению UA», значение UA и вычисленное значение UA были точно равны друг другу. Значения UA могут иметь отклонение, например, от примерно ± 1% до примерно ± 2% в зависимости от точности, которая требуется для имитационной модели.

[0048] Как описано выше, значение UA выражено как отношение количества передаваемой теплоты в единицу времени в ГКТО 3 к разности температур между ПГ и СХ. Поэтому для корректировки значений UA корректируют параметры, влияющие на значения количества передаваемой теплоты и разности температур. В качестве примеров параметров можно привести количество СПГ, степени открытия расширительных клапанов V1 и V2 и тому подобное. Кроме того, при необходимости может быть отрегулировано открытие выпускных клапанов V3 и V4 для отвода газообразного СХ и жидкого СХ или открытие регулирующих клапанов V51, V52, V53 и V54 соответственно, предусмотренных в линиях подачи компонентов СХ.

[0049] Для обеспечения эффективного охлаждения, подобного представленному кривой охлаждения, обозначенной сплошной линией на Фигуре 2, даже для нового состава СХ, определяют предварительное количество компонента хладагента с самым высоким давлением пара (N2 в данном варианте реализации) (PAH) и предварительное количество компонента хладагента с самым низким давлением пара (C3 в данном варианте реализации) (PAL) (стадия определения первого предварительного количества и второго предварительного количества: P3).

[0050] Для PAH создают имитационную модель, корректируя содержание N2 в СХ и значение UA ГКТО 3 , чтобы оно было равно рассчитанному значению UA в условиях, включающих новый состав и давление подачи ПГ. Расход N2 при разности температур между температурой ПГ в верхней части башни ГКТО 3 и температурой СХ в верхней части башни, равной или меньшей максимальной разности температур, которая требуется для получения СПГ, охлажденного до предварительно заданной температуры (заданная температура в диапазоне от -150°С до -155°С в данном варианте реализации) получают как PAH (стадия определения первого предварительного количества). На указанной стадии содержание компонентов хладагента, отличных от N2 , определяют на стадии определения второго предварительного количества и стадии предварительного расчета в качестве последующий стадий. Поэтому для содержания остальных компонентов хладагента устанавливают временные значения (например, для текущего содержания C1, C2 и C3).

[0051] Затем создают имитационную модель для PAL, корректируя содержание C3 в СХ и значение UA ГКТО 3, чтобы оно было равно рассчитанному значению UA в условиях, включающих новый состав и давление подачи ПГ. Расход C3 при разности температур между температурой ПГ в нижней части башни ГКТО 3 и температурой СХ для охлаждения ПГ в нижней части башни ГКТО 3, равной или меньшей максимальной разности температур, которая требуется для получения СПГ, охлажденного до заданной температуры, получают как PAL (стадия определения второго предварительного количества). На указанной стадии содержания компонентов хладагента, отличных от C3 и N2, определяют на стадии определения первого предварительного количества, описанной выше, а остальные два компонента хладагента (C1 и C2) определяют на стадии предварительного расчета на следующем этапе. Поэтому для содержания остальных компонентов хладагента устанавливают временные значения (например, для текущего содержания C1 и C2).

[0052] Затем для множества случаев СХ, в которых содержание остальных компонентов хладагента (C1 и C2) изменяют в условиях нового состава и давления подачи ПГ в пределах диапазона ограничений, обусловленных PAH и PAL, выполняют имитационную модель, которую корректируют таким образом, что значение UA ГКТО 3 становится равным рассчитанному значению UA. В это время содержание N2 и C3 в СХ не обязательно точно равно PAH и PAL соответственно. Например, уровень содержания каждого из N2 и С3 может отличаться в пределах диапазона величиной ±0,5% от уровня содержания каждого из компонентов хладагента в PAH и PAL (например, в пределах от 9,5% до 10,5% в случае, в котором уровень содержания N2 в СХ при PAH составляет 10%).

Для множества случаев СХ, для которых выполнена имитационная модель, получают общую потребляемую мощность компрессоров 41, 42 и 51 (стадия предварительного расчета: P4).

[0053] Кроме того, на основании результатов определения полной потребляемой мощности для множества случаев СХ рассчитали удельную мощность установки (PSP: общая потребляемая мощность на единицу СПГ), которая представляет собой значение, полученное путем деления общей потребляемой мощности на ориентировочное значение выхода СПГ из установки сжижения ПГ. Состав СХ в случае СХ, в котором значение PSP становится минимальным, определяют как состав СХ, подходящий для нового состава и давления подачи ПГ (стадия определения состава: P5).

После определения состава СХ, подходящего для новых условий подачи, выполняют корректировку для определения состава СХ, фактически циркулирующего через установку сжижения ПГ, близкого к значениям, определенным на стадии определения состава, путем корректировки открытия регулирующих клапанов V51 - V54.

[0054] В соответствии со способом определения состава СХ для установки сжижения ПГ в данном варианте реализации обеспечены следующие результаты. В частности, значение UA, полученное путем умножения общего коэффициента теплопередачи ГКТО 3 на поверхность теплообмена, рассчитывают с использованием имитационной модели установки сжижения ПГ, созданной на основе фактических рабочих параметров. Имитационную модель выполняют в новых условиях подачи, в которых по меньшей мере одно условие из состава сырья или давления подачи ПГ изменяют при корректировке таким образом, что значение UA ГКТО 3 становится равным расчетному значению UA. Затем на основании результатов создания имитационной модели для множества случаев СХ, в которых состав компонентов хладагента отличается от состава СХ во время получения рабочих параметров, состав СХ в случае СХ, в котором общая потребляемая мощность на единицу СПГ становится наименьшей, определяют в качестве состава СХ в новых условиях подачи. Поэтому можно выбрать состав СХ, при котором потребляемая мощность ниже.

[0055] Для определения состава СХ в новых условиях подачи ПГ необязательно использовать способ изменения содержания остальных компонентов хладагента (C1 и C2) в условиях, при которых содержание N2 и C3 в СХ соответственно корректируются до PAH и PAL после определения PAH и PAL.

В качестве альтернативы имитационную модель выполняют для множества случаев СХ, в том числе случая с текущим составом СХ, и таким образом рассчитывают PSP. Когда случай СХ, в котором PSP становится наименьшим, является случаем СХ, отличным от случая с текущим составом СХ, эффективность работы установки сжижения ПГ может быть улучшена.

[0056] Необязательно, чтобы СХ содержал все компоненты хладагента, включенные в группу компонентов хладагента, состоящую из N2, C1, C2 и C3. Если СХ содержит множество компонентов хладагента, выбранных из группы компонентов хладагента, случай СХ, в котором PSP становится наименьшим, может быть определен на основании результата выполнения имитационной модели для множества случаев СХ.

[Пример]

[0057] Далее на основе варианта реализации настоящего изобретения описано влияние изменения состава СХ на PSP, которое определяют при изменении по меньшей мере одного из условий подачи ПГ.

В данном примере для случая, в котором среднюю молекулярную массу ПГ, подаваемого при заданном давлении в установку сжижения ПГ, изображенную на Фигуре 1, увеличили с 17,15 до 18,29, влияние изменения состава СХ на PSP было проверено с помощью имитационной модели. Использовали СХ, содержащий N2, C1, C2 и C3 в качестве компонентов хладагента. В таблицах ниже средняя молекулярная масса указана как совокупный показатель вместо отдельных показателей уровня содержания компонентов хладагента. Для создания имитационной модели использовали имитатор технологического процесса UNISIM (торговая марка) от компании Honeywell International Inc.

[0058] (Справочные примеры)

Имитационная модель была создана с использованием текущих рабочих параметров установки сжижения ПГ. Для ПГ, средняя молекулярная масса которого составляет 17,15 до увеличения средней молекулярной массы ПГ, PSP были получены путем выполнения имитационной модели для случаев СХ, в которых средняя молекулярная масса СХ постепенно увеличивалась. Указанные PSP приведены в качестве справочных примеров 1 - 5 в Таблице 1.

Согласно результатам, представленным в Таблице 1, отношение PSP является минимальным в Справочном примере 3, соответствующем случаю СХ, в котором средняя молекулярная масса составляла 25,73. В случае СХ в Справочном примере 3 содержание компонентов хладагента составляло 13% мол. для N2, 40% мол. для С1, 36% мол. для С2 и 11% мол. для С3.

Таблица 1

Справочный пример 1 Справочный пример 2 Справочный пример 3 Справочный пример 4 Справочный пример 5
СХ Средняя молекулярная масса СХ - 25,31 25,60 25,73 25,80 25,87
Установка сжижения ПГ PSP кВт-ч/т 312,1 302,3 299,0 300,1 302,8
Коэфф. PSP - 1,000 0,968 0,958 0,963 0,970
Коэффициент выхода СПГ - 1 1 1 1 1
Отношение значения UA - 1 1 1 1 1

[0059] (Пример)

Имитационная модель была выполнена в новых условиях подачи, в которых средняя молекулярная масса ПГ была увеличена до 18,29 для случая СХ со средней молекулярной массой СХ, составляющей 25,87, а содержание компонентов хладагента составляло 13% мол. для N2, 39% мол. для С1, 37% мол. для С2 и 11% мол. для С3, таким образом рассчитали PSP, общую потребляемую мощность и выход СПГ. Для выполнения имитационной модели скорректировали значение UA для ГКТО 3 таким образом, чтобы оно было равно значению UA в Справочных примерах 1 - 5.

(Сравнительный пример)

Имитационную модель была выполнена в новых условиях подачи, в которых среднюю молекулярную массу ПГ увеличили до 18,29 для случая СХ, соответствующего Справочному примеру 3, таким образом рассчитали PSP, общую потребляемую мощность и выход СПГ тем же способом, что и в Примере.

Результаты Примера и Сравнительного примера приведены в Таблице 2. Аналогичные данные для Справочного примера 3 также приведены в Таблице 2.

[Таблица 2]

Средняя молекулярная масса ПГ Средняя молекулярная масса СХ PSP Общая потребляемая мощность Выход СПГ
- - кВт-ч/т МВт т/ч
Пример 18,29 25,87 292 182,7 626
Сравнительный пример 18,29 25,73 296 182,7 617
Справочный пример 3 17,15 25,73 299 182,7 611

[0060] В соответствии с результатами, представленными в Таблице 2, PSP была больше в Сравнительном примере со случаем СХ, соответствующим Справочному примеру 3, в котором PSP была минимальной до того, как увеличили среднюю молекулярную массу ПГ. С другой стороны, выход СПГ стал больше в Примере, в котором средняя молекулярная масса СХ была увеличена (что соответствует случаю СХ в Справочном примере 5). В результате PSP стала меньше.

В соответствии с описанными выше результатами можно утверждать, что при изменении по меньшей мере одного из условий подачи ПГ применяют и выполняют имитационную модель, созданную с использованием рабочих параметров, а значение UA корректируют, чтобы оно стало равным рассчитанному значению UA для множества случаев СХ (случаи СХ в Примере и Сравнительном примере) для расчета и сравнения PSP. В результате может быть определен СХ, подходящий для новых условий подачи.

Список обозначений

[0061] 101-104 теплообменник предварительного охлаждения

3 ГКТО

41 компрессор СХ низкого давления

42 компрессор СХ среднего давления

412, 422 приводное устройство

431 - 434 охлаждающая установка

50 устройство теплообмена хладагента C3

51 компрессор C3

511 приводное устройство

1. Способ определения состава смешанного хладагента для устройства сжижения природного газа, при этом устройство сжижения природного газа содержит:

теплообменник предварительного охлаждения, выполненный с возможностью предварительного охлаждения природного газа с помощью хладагента предварительного охлаждения;

криогенный теплообменник, выполненный с возможностью сжижения предварительно охлажденного природного газа с помощью смешанного хладагента, содержащего множество компонентов хладагента, выбранных из группы компонентов хладагента, состоящей из азота и углеводородов с числом атомов углерода от 1 до 3; и

множество компрессоров, выполненных с возможностью сжатия газообразного хладагента предварительного охлаждения и газообразного смешанного хладагента,

при этом способ включает:

создание имитационной модели, в которую обеспечена возможность ввода информации о работе устройства сжижения природного газа, причем информация о работе необходима для расчета значения UA, получаемого путем умножения общего коэффициента теплопередачи криогенного теплообменника на площадь теплопередачи, а также общей потребляемой мощности множества компрессоров на основе данных о работе, полученных от устройства сжижения природного газа, при определении состава сырья, давления подачи природного газа и состава смешанного хладагента для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры;

расчет значения UA путем выполнения имитационной модели, созданной при создании имитационной модели, с использованием состава смешанного хладагента, а также состава сырья и давления подачи природного газа во время получения данных о работе;

предварительный расчет общей потребляемой мощности путем выполнения имитационной модели, скорректированной таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным значению UA, которое является результатом расчета значения UA для множества случаев смешанного хладагента, в которых состав множества компонентов хладагента отличается от состава смешанного хладагента во время получения данных о работе в новых условиях подачи, в которых изменено по меньшей мере одно условие из состава сырья или давления подачи природного газа; и

определение, в качестве состава смешанного хладагента в новых условиях подачи, состава смешанного хладагента в случае смешанного хладагента, когда общая потребляемая мощность в расчете на единицу сжиженного природного газа становится наименьшей среди результатов выполнения имитационной модели соответственно для множества случаев смешанного хладагента, полученных при предварительном расчете общей потребляемой мощности.

2. Способ определения состава смешанного хладагента для устройства сжижения природного газа по п. 1, в котором:

смешанный хладагент содержит четыре компонента хладагента;

при этом способ дополнительно включает:

определение предварительного количества первого компонента хладагента, имеющего самое высокое давление пара среди множества компонентов хладагента, содержащихся в смешанном хладагенте, при котором разность температур между температурой сжиженного природного газа в верхней части башни криогенного теплообменника и температурой смешанного хладагента для охлаждения сжиженного природного газа в верхней части башни становится равной или меньше максимальной разности температур, необходимой для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, путем выполнения имитационной модели, скорректированной таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным значению UA, которое является результатом расчета значения UA при изменении содержания первого компонента хладагента; и

определение предварительного количества второго компонента хладагента, имеющего самое низкое давление пара среди множества компонентов хладагента, содержащихся в смешанном хладагенте, при котором разность температур между температурой природного газа в нижней части башни криогенного теплообменника и температурой смешанного хладагента для охлаждения природного газа в нижней части башни равно или меньше максимальной разности температур, необходимой для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, путем выполнения имитационной модели, скорректированной таким образом, что значение UA криогенного теплообменника становится равным значению UA, которое является результатом расчета значения UA при изменении содержания второго компонента хладагента; а также

во множестве случаев смешанного хладагента при предварительном расчете общей потребляемой мощности множество компонентов хладагента содержит первый компонент хладагента, содержащийся в предварительном количестве, полученном при определении предварительного количества первого компонента хладагента, и второй компонент хладагента, содержащийся в предварительном количестве, полученном при определении предварительного количества второго компонента хладагента.

3. Способ определения состава смешанного хладагента для устройства сжижения природного газа по п. 2, в котором во множестве случаев смешанного хладагента при предварительном расчете общей потребляемой мощности содержание первого компонента хладагента устанавливают в пределах диапазона величиной ±0,5% от уровня содержания первого компонента хладагента в смешанном хладагенте при определении предварительного количества первого компонента хладагента, и содержание второго компонента хладагента устанавливают в пределах диапазона величиной ±0,5% от уровня содержания второго компонента хладагента в смешанном хладагенте при определении предварительного количества второго компонента хладагента и изменяют содержание остальных двух компонентов хладагента, отличных от первого компонента хладагента и второго компонента хладагента.



 

Похожие патенты:

Система производства сжиженного природного газа содержит теплообменник, выполненный с возможностью осуществления теплообмена между потоком хладагента и потоком природного газа, для испарения потока хладагента конденсации потока природного газа; компрессор природного газа, охладитель природного газа для охлаждения потока сжатого природного газа до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и расширитель природного газа для расширения природного газа после охлаждения.

Изобретение относится к способу получения сжатой и, по меньшей мере, частично сконденсированной смеси углеводородов. Способ включает: обеспечение смеси углеводородов в паровой фазе и пропускание указанной смеси углеводородов через входной газоочиститель, содержащий входную ёмкость, посредством которой из входного газоочистителя отводятся пары углеводородов; транспортирование паров, поступающих из входного газоочистителя, через приемный газоочиститель компрессора, содержащий всасывающую ёмкость, посредством которой из приемного газоочистителя компрессора отводят поток паров, поступающих в компрессор; cжатие поступающего в компрессор парообразного потока в агрегате, образованном из одного или большего числа компрессоров, с получением более высокого давления и образованием при этом сжатого парообразного выходящего потока; уменьшение перегрева сжатого парообразного выходящего потока в системе для уменьшения перегрева, содержащей теплообменник-пароохладитель, включающее приведение, по меньшей мере, части сжатого парообразного выходящего потока в косвенный контакт с теплообменом с потоком из окружающей среды в теплообменнике- пароохладителе, что позволяет передавать теплоту от сжатого парообразного выходящего потока потоку из окружающей среды с получением в результате из сжатого парообразного выходящего потока охлажденного потока перегретых паров углеводородов, причем система для уменьшения перегрева снабжена регулятором температуры, который функционально связан с клапаном регулирования температуры для изменения степени открытия клапана в зависимости от температуры потока перегретых паров углеводородов; транспортирование, по меньшей мере, части охлажденного потока перегретых паров углеводородов из системы уменьшения перегрева в конденсатор через выходной трубопровод пароохладителя и дополнительное охлаждение части охлажденного перегретого потока углеводородов в указанном конденсаторе с помощью косвенного теплообмена указанной части охлажденного перегретого потока углеводородов с охлаждающим потоком, при этом указанную часть охлажденного перегретого потока углеводородов, по меньшей мере, частично конденсируют с образованием сжатой и, по меньшей мере, частично сконденсированной смеси углеводородов; отделение от охлажденного перегретого потока углеводородов, проходящего через выходной трубопровод пароохладителя, рециркуляционной части с образованием рециркуляционного потока с определенным расходом на рециркуляцию, поступающего из выходного трубопровода пароохладителя в агрегат, состоящий из одного или большего количества компрессоров, через барабан-сепаратор для противопомпажной рециркуляции, клапан противопомпажной рециркуляции и приемный газоочиститель компрессора, при этом расход на рециркуляцию регулируется с помощью клапана противопомпажной рециркуляции, и извлечение жидких компонентов из рециркуляционной части охлажденного перегретого потока углеводородов и отвод через выпускной патрубок для жидкости, имеющийся в барабане-сепараторе противопомпажной рециркуляции; подачу жидких компонентов, отведенных из рециркуляционной части охлажденного потока перегретых паров углеводородов, во входной газоочиститель.

Изобретение относится к технологии сжижения природного газа и может быть использовано в газовой промышленности. Установка для сжижения природного газа включает трубопровод подачи газа в компрессорную станцию, выход газа из которой соединен с охладителем и далее с криогенным теплообменником, имеющим по меньшей мере три последовательно расположенные секции охлаждения.

Предложен способ сжижения потока углеводородов из сырьевого потока (1). Пропускают сырьевой газ (1) через теплообменник (2), чтобы обеспечить получение, по меньшей мере, частично сжиженного углеводородного потока, имеющего температуру ниже -140°C.

Изобретение относится к обработке природных газов. Станция для снижения давления газа и для сжижения природного газа содержит турбодетандер (12), устройство для утилизации механической работы, произведенной в процессе снижения давления газа, систему охлаждения, содержащую устройства для сжатия (С1, С2, С3), устройство для конденсации (14) сжижаемого газа, снабженное ответвлением трубопровода (09) вниз по потоку от турбодетандера (12), устройство для утилизации тепла (Q), производимого устройствами для сжатия (С1, С2, С3; С) системы охлаждения, которые связаны с устройствами (10; 40; 110) для нагрева газа выше по потоку от турбодетандера (12).

Изобретение относится к способу утилизации попутного газа, образующегося при морской добыче нефти. Технический результат - исключение выбросов попутного газа в атмосферу в виде продуктов его сжигания и снижение затрат на утилизацию по сравнению с существующими методами.

Изобретение относится к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ). Способ производства СПГ включает разделение потока природного газа на технологический и продукционный потоки, расширение технологического потока газа и возвращение его обратным потоком с охлаждением продукционного потока газа, дросселирование продукционного потока газа после его охлаждения, разделение полученной парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы с последующим направлением в обратный поток несконденсировавшегося природного газа.

Изобретение относится к газоперерабатывающей промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа на газораспределительных станциях (ГРС). Отбираемый перед ГРС 14 газ осушают в блоке 1 осушки и разделяют на продукционный и технологический потоки.

Изобретение относится к технологии сжижения газов. Система 1 сжижения природного газа включает в себя установку 2 понижения давления сырьевого газа, первый теплообменник 14 для нагревания с помощью теплообмена с хладагентом сырьевого газа, давление которого было понижено, нагревательное устройство 8 для нагревания сырьевого газа, который подается из первого теплообменника.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к компримированию природного газа на газораспределительных станциях (ГРС). Система содержит бустер-компрессор, детандер, аппарат воздушного охлаждения и теплообменник.

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано для получения сжиженного природного газа на газораспределительных станциях. Установка включает линию газа высокого давления, включающую блок осушки и разделяющуюся на линию продукционного газа и линию технологического газа. Линия технологического газа оснащена предварительным теплообменником и детандером и соединена с линией обратного газа, образуя линию газа низкого давления. Линия продукционного потока оснащена компрессором, связанным с детандером, блоком очистки, основным теплообменником, редуцирующим устройством и сепаратором с линиями обратного газа и слива СПГ. На линии сжатого продукционного газа установлен теплообменник "сжатый продукционный газ/газ низкого давления". После блока очистки размещен теплообменник "очищенный сжатый продукционный газ/редуцированный технологический газ", после которого линия технологического газа соединяется с линией обратного газа после основного теплообменника. В качестве редуцирующего устройства установлен детандер, связанный с компрессором. Во втором варианте изобретения на линии сжатого продукционного газа установлен холодильник. Технический результат - увеличение выхода сжиженного природного газа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к разработке глубоководных морских месторождений природного газа, в частности арктического Штокмановского газоконденсатного месторождения. Предложен комплекс производства сжиженного природного газа (СПГ) с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли, повторного сжижения испарившегося в рейсе, в мембранных танках метановоза, природного газа (ПГ), включающий плавучую морскую платформу TLP добычи, осушки, очистки ПГ вплоть до требований ГОСТ 5542 и концентрации влаги выше требований ГОСТ 27577 - 0,009 г/м3, морскую систему транспорта цеха завода на платформу эстакады, систему транспорта ПГ газопроводом на подводный завод и систему охлаждения ПГ в цехе завода до низких и криогенных температур, причем система охлаждения до низких и криогенных температур ПГ комплекса выполнена последовательным соединением теплообменников, установленных на фундаментах цехов завода или платформы TLP, трехпоточных вихревых труб (ТВТ), установленных на фундаментах цехов завода, турбодетандеров цехов завода с детандер-генераторными агрегатами (ДГА), с выработкой электроэнергии на заводе с передачей ее по электрокабелям на метановоз для функционирования электроприводов криогенно-газовых машин (КГМ) Стирлинга при сжижении, загрузке СПГ в танки, при этом уменьшение выброса метана в атмосферу Земли осуществляют сокращением времени выхода на рабочий режим, преимущественно КГМ Стирлинга сжижения ПГ, путем переключения КГМ Стирлинга сжижения ПГ на ее захолаживание азотом, предварительно, до температуры сжижения ПГ или ниже, повторное сжижение испарившегося СПГ в рейсе на метановозе осуществляют КГМ Стирлинга и посредством электроприводов и электроэнергии, вырабатываемой в рейсе газотурбинной электростанцией с паровым циклом, сопряжение КГМ Стирлинга сжижения ПГ, охлаждающих ПГ до криогенных температур, размещенных в коффердаме, с танками метановоза и с турбодетандерами, размещенными на заводе, осуществляют посредством гибкой сборной конструкции «труба в трубе». 9 з.п. ф-лы, 11 ил.

Предложен способ определения состава смешанного хладагента. При создании модели создается имитационная модель на основе рабочих параметров, полученных от устройства для сжижения природного газа, с определением условий подачи природного газа для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, из устройства для сжижения природного газа. При расчете значения UA, получаемого путем умножения общего коэффициента теплопередачи криогенного теплообменника на площадь теплопередачи, значение UA криогенного теплообменника рассчитывается путем выполнения имитационной модели. При предварительном расчете общая потребляемая мощность рассчитывается путем выполнения имитационной модели для множества случаев смешанного хладагента с различным составом компонентов хладагента в новых условиях подачи природного газа. При определении состава состав смешанного хладагента в случае смешанного хладагента, в котором общая потребляемая мощность на единицу сжиженного природного газа становится наименьшей, устанавливают как состав смешанного хладагента в новых условиях подачи. Техническим результатом является уменьшение энергопотребления. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Наверх