Модульное устройство для отделения спг и теплообменник газа мгновенного испарения

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа с получением готового СПГ. В указанных способах и системах используется устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) с получением готового СПГ и рекуперацией холода из газа мгновенного испарения. Устройство содержит кожух, в котором находятся зона теплообмена, где размещен витой теплообменник, и зона разделения. Зона теплообмена расположена выше зоны разделения и сообщается по текучей среде с ней. Газ мгновенного испарения отделяется от готового СПГ в зоне разделения и течет вверх из зоны разделения в зону теплообмена, где холод рекуперируется из отделенного газа мгновенного испарения. Техническим результатом является повышение компактности. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 10 ил., 3 табл.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[001] Данное изобретение в целом относится к способам и системам для производства готового сжиженного природного газа (СПГ). Более конкретно, изобретение относится к устройству для отделения газа мгновенного испарения от потока СПГ с получением готового СПГ и для рекуперации холода из газа мгновенного испарения. Кроме того, данное изобретение относится к способам и системам для получения готового СПГ, в которых применяется указанное устройство.

[002] Сжижение природного газа является промышленным процессом, имеющим большое значение. Во всем мире мощности по производству СПГ составляют более чем 300 миллион тон в год (MTPA). Ряд систем для сжижения, предназначенных для охлаждения, сжижения и необязательно переохлаждения природного газа хорошо известны в данной области техники.

[003] В типичной системе сжижения, первый сырьевой поток природного газа предварительно охлаждают, сжижают и необязательно переохлаждают в основном криогенном теплообменнике (ОКТ) за счет непрямого теплообмена с одним или большим количеством хладагентов с получением первого потока СПГ. Далее первый поток СПГ может быть подвергнут дальнейшей обработке путем мгновенного испарения первого потока СПГ с получением мгновенно испаренного первого потока СПГ, который затем направляют в парожидкостный сепаратор (испарительный барабан), чтобы отделить готовый СПГ от газа мгновенного испарения (см. заявку US 2008/256976 A1, 23.10.2008).

[004] Отделенный газ мгновенного испарения удаляют из парожидкостного сепаратора и нагревают на холодной стороне теплообменника газа мгновенного испарения с получением нагретого потока газа мгновенного испарения, таким образом рекуперируя холод из газа мгновенного испарения и обеспечивая холодопроизводительность в теплообменнике газа мгновенного испарения. Затем нагретый поток газа мгновенного испарения может быть сжат, охлажден и рециркулирован обратно в сырьевой поток природного газа. Второй сырьевой поток природного газа (например, отделенный от первого сырьевого потока природного газа до сжижения последнего в ОКТ) может быть охлажден и сжижен в теплообменнике газа мгновенного испарения с получением второго потока СПГ, который может быть подвергнут мгновенному испарению и объединен с первым потоком мгновенно испаренного СПГ. В качестве альтернативы, поток другого типа можно пропускать сквозь и охлаждать на теплой стороне теплообменника газа мгновенного испарения, такой как поток хладагента, циркулирующего в контуре охлаждения ОКТ.

[005] Общий признак систем сжижения из предшествующего уровня техники состоит в том, что парожидкостный сепаратор и теплообменник газа мгновенного испарения представляют собой отдельные модули, которые соединены трубопроводом. В случае типичного наземного завода СПГ, который производит около 3 миллионов тонн СПГ в год, наземная площадь, требуемая для размещения паро-жидкостного сепаратора и теплообменника газа мгновенного испарения, как описано выше, составляет около 10×20 футов с приблизительно 100-300 футами трубопровода диаметром от 24 дюймов до 30 дюймов, с теплоизоляцией.

[006] В данное время в отрасли СПГ существует тенденция к разработке удаленных морских газовых месторождений, для чего потребуется система сжижения природного газа, построенная на плавучей платформе; такие модели дополнительно известны в данной области техники как плавучие установки СПГ. При проектировании и эксплуатации такой установки СПГ на плавучей платформе возникает ряд проблем. Одной из основных проблем является ограниченный объем пространства, доступного на таких плавучих платформах. Как правило, площадь участка, доступного для плавучих установок СПГ, составляет около 60% от обычного наземного завода СПГ.

[007] Еще одной тенденцией в отрасли является разработка установок для сжижения меньшего масштаба, например, в случае установок с ограничением максимума нагрузки или модульных установок для сжижения, в которых применяется несколько линий сжижения природного газа меньшей мощности вместо одной линии большой мощности.

[008] В результате, в данной области техники существует возрастающая потребность в способах и системах для сжижения природного газа, подходящих для использования в плавучих установках СПГ, установках с ограничением максимума нагрузки и других сценариях, в которых доступная наземная площадь меньше, чем в случае обычных наземных установок СПГ.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[009] В данном документе раскрыты способы и системы для производства готового СПГ. В способах и системах используется устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) с получением готового СПГ, а также для рекуперации холода из газа мгновенного испарения. Устройство содержит кожух, в котором находится зона теплообмена, содержащая витой теплообменник, и зона разделения. Зона теплообмена расположена выше зоны разделения и сообщается по текучей среде с ней. Газ мгновенного испарения отделяется от готового СПГ в зоне разделения и течет вверх из зоны разделения в зону теплообмена, где из отделенного газа мгновенного испарения рекуперируется холод. Устройство по данному изобретению предлагает более компактные и экономичные системы и способы сжижения, которые требуют меньшей наземной площади, чем системы и способы сжижения для обычных наземных установок СПГ из предшествующего уровня техники.

[0010] Некоторые предпочтительные аспекты устройства, системы и способа по данному изобретению изложены ниже.

[0011] Аспект 1: Устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) с получением готового СПГ, а также для рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения, причем устройство содержит кожух, в котором находится зона теплообмена и зона разделения, и, при этом, зона теплообмена расположена выше зоны разделения и сообщается по текучей среде с ней, притом, что зона разделения выполнена с возможностью отделения газа мгновенного испарения от готового СПГ, а зона теплообмена выполнена с возможностью рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения;

причем зона теплообмена содержит по меньшей мере один витой трубный пучок, определяющий внутритрубное пространство и межтрубное пространство зоны теплообмена, и, при этом, внутритрубное пространство определяет один или большее количество проходов сквозь зону теплообмена для охлаждения и/или сжижения первого потока текучей среды, а межтрубное пространство определяет проход сквозь зону теплообмена для нагревания отделенного газа мгновенного испарения;

притом, что зона разделения выполнена с возможностью протекания газа мгновенного испарения, отделенного от готового СПГ в зоне разделения, из зоны разделения вверх, в межтрубное пространство зоны теплообмена и сквозь него;

причем кожух снабжен:

первым входным отверстием, сообщающимся по текучей среде с внутритрубным пространством зоны теплообмена, для ввода первого потока текучей среды, который должен быть охлажден и/или сжижен;

первым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с внутритрубным пространством зоны теплообмена для отведения первого потока охлажденной и/или сжиженной текучей среды;

вторым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с межтрубным пространством зоны теплообмена, для отведения нагретого потока газа мгновенного испарения;

вторым входным отверстием, сообщающимся по текучей среде с зоной разделения, для ввода потока СПГ, содержащего газ мгновенного испарения, подлежащий отделению; и

третьим выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с зоной разделения, для отведения потока готового СПГ.

[0012] Аспект 2: Устройство по аспекту 1, дополнительно содержащее туманоуловитель, расположенный между зоной теплообмена и зоной разделения.

[0013] Аспект 3: Устройство по аспекту 1 или 2, отличающееся тем, что секция кожуха, в которой находится зона теплообмена, и секция кожуха, в которой находится зона разделения, имеют по существу одинаковый диаметр.

[0014] Аспект 4: Устройство по аспекту 1 или 2, отличающееся тем, что секция кожуха, в которой находится зона разделения, имеет больший диаметр, чем секция кожуха, в которой находится зона теплообмена.

[0015] Аспект 5: Устройство по любому из предшествующих аспектов, отличающееся тем, что зона разделения содержит одно или большее количество массообменных устройств для приведения нисходящей текучей среды в контакт с генерируемым восходящим паром, причем второе входное отверстие расположено выше одного или большего количества массообменных устройств.

[0016] Аспект 6: Устройство по любому из предыдущих аспектов, отличающееся тем, что устройство дополнительно содержит ребойлерный теплообменник для нагревания части СПГ из нижнего конца зоны разделения, таким образом, чтобы генерировать пар, поднимающийся вверх сквозь зону разделения.

[0017] Аспект 7: Устройство согласно любому из аспектов 1-4, отличающееся тем, что зона разделения представляет собой пустую секцию кожуха, определяющую зону отстойника для сбора СПГ и зону газоотделителя, находящуюся выше зоны отстойника и ниже зоны теплообмена, для сбора газа мгновенного испарения.

[0018] Аспект 8: Устройство согласно любому из предшествующих аспектов, отличающееся тем, что зона теплообмена содержит первый витой трубный пучок, расположенный выше второго витого трубного пучка, причем пучки определяют внутритрубное пространство и межтрубное пространство зоны теплообмена, и, при этом, внутритрубное пространство определяет один или большее количество проходов сквозь зону теплообмена для охлаждения и/или сжижения первого потока текучей среды, а межтрубное пространство определяет проход сквозь зону теплообмена для нагревания отделенного газа мгновенного испарения;

притом, что внутритрубное пространство, определяемое первым трубным пучком, сообщается по текучей среде с первым входным отверстием и определяет по меньшей мере один проход для охлаждения и/или сжижения первого потока текучей среды;

причем кожух снабжен четвертым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с внутритрубным пространством первого трубного пучка, для отведения охлажденной и/или сжиженной части первого потока текучей среды из первого трубного пучка; и

при этом, внутритрубное пространство, определяемое вторым трубным пучком, сообщается по текучей среде с внутритрубным пространством первого трубного пучка и с первым выходным отверстием и определяет по меньшей мере один проход для дополнительного охлаждения и/или сжижения другой части первого потока текучей среды из первого трубного пучка.

[0019] Аспект 9: Устройство согласно любому из аспектов 1-7, отличающееся тем, что кожух снабжен четвертым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с межтрубным пространством зоны теплообмена, и расположенным ниже второго выходного отверстия, для отведения частично нагретого потока газа мгновенного испарения при более низкой температуре, чем температура потока нагретого газа мгновенного испарения, отводимого из второго выходного отверстия.

[0020] Аспект 10: Система для производства готового сжиженного природного газа (СПГ), причем указанная система включает в себя:

основной криогенный теплообменник (ОКТ) для охлаждения и сжижения сырьевого потока природного газа таким образом, чтобы получить поток СПГ;

контур охлаждения, сообщающийся по текучей среде с ОКТ, для циркуляции основного хладагента и пропускания одного или большего количества холодных потоков хладагента сквозь ОКТ, таким образом, чтобы обеспечить холодопроизводительность для сжижения потока природного газа, причем один или большее количество холодных потоков хладагента нагреваются в ОКТ за счет непрямого теплообмена с потоком природного газа;

первое устройство для понижения давления, сообщающееся по текучей среде с ОКТ, которое предназначено для понижения давления всего потока СПГ или его части с образованием потока СПГ пониженного давления;

устройство согласно любому из аспектов 1-9, сообщающееся по текучей среде с первым устройством для понижения давления, которое предназначено для отделения газа мгновенного испарения от потока СПГ пониженного давления и рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения, с получением потока готового СПГ и нагретого потока газа мгновенного испарения.

[0021] Аспект 11: Система по аспекту 10, отличающаяся тем, что первый поток текучей среды представляет собой вспомогательный сырьевой поток природного газа, предназначенный для охлаждения и сжижения в зоне теплообмена с образованием вспомогательного потока СПГ, причем система выполнена с возможностью понижения давления вспомогательного потока СПГ, а устройство согласно любому из аспектов 1-9 выполнено с возможностью дополнительного приема вспомогательного потока СПГ пониженного давления, отделения газа мгновенного испарения от вспомогательного потока СПГ пониженного давления и рекуперации холода из указанного отделенного газа мгновенного испарения.

[0022] Аспект 12: Система по аспекту 10, отличающаяся тем, что контур охлаждения сообщается по текучей среде с устройством по любому из аспектов 1-9, причем первый поток текучей среды представляет собой поток хладагента, предназначенный для охлаждения и/или сжижения в зоне теплообмена, с образованием потока охлажденного и/или сжиженного хладагента, а контур охлаждения выполнен с возможностью ввода потока хладагента в первое входное отверстие устройства, отведения потока охлажденного и/или сжиженного хладагента из первого выходного отверстия устройства и пропускания потока охлажденного и/или сжиженного хладагента сквозь ОКТ.

[0023] Аспект 13: Способ получения готового сжиженного природного газа (СПГ), причем в способе используется система по аспекту 10, и, при этом, способ включает в себя:

(a) пропускание сырьевого потока природного газа сквозь, охлаждение и сжижение сырьевого потока природного газа в ОКТ с получением потока СПГ;

(b) отведение потока СПГ из ОКТ и понижение давления всего потока СПГ или его части с образованием потока СПГ пониженного давления;

(c) ввод потока СПГ пониженного давления в зону разделения устройства и отделение газа мгновенного испарения от потока СПГ пониженного давления с получением потока готового СПГ; и

(d) рекуперация холода из отделенного газа мгновенного испарения в зоне теплообмена устройства с образованием потока нагретого газа мгновенного испарения.

[0024] Аспект 14: Способ по аспекту 13, отличающийся тем, что первый поток текучей среды представляет собой вспомогательный сырьевой поток природного газа, причем стадия (d) включает в себя охлаждение и сжижение вспомогательного сырьевого потока природного газа в зоне теплообмена с образованием вспомогательного потока СПГ, и, при этом, способ дополнительно включает в себя понижение давления вспомогательного потока СПГ, ввод вспомогательного потока СПГ пониженного давления в зону разделения устройства для отделения газа мгновенного испарения от вспомогательного потока СПГ пониженного давления, а также рекуперацию холода из отделенного газа мгновенного испарения.

[0025] Аспект 15: Способ по аспекту 13, отличающийся тем, что первый поток текучей среды представляет собой поток хладагента, причем стадия (d) включает в себя охлаждение и/или сжижение потока хладагента в зоне теплообмена устройства, с образованием потока охлажденного и/или сжиженного хладагента, и, при этом, способ дополнительно включает в себя отведение потока охлажденного и/или сжиженного хладагента из устройства и пропускание потока охлажденного и/или сжиженного хладагента сквозь ОКТ.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0026] ФИГ. 1 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую способ и систему для сжижения природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники.

[0027] ФИГ. 2 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую способ и систему для сжижения природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники.

[0028] ФИГ. 3 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую способ и систему для сжижения природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники.

[0029] ФИГ. 4 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) в соответствии с первым вариантом реализации изобретения.

[0030] ФИГ. 5 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) в соответствии со вторым вариантом реализации изобретения.

[0031] ФИГ. 6 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) в соответствии с третьим вариантом реализации изобретения.

[0032] ФИГ. 7 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) в соответствии с четвертым вариантом реализации изобретения.

[0033] ФИГ. 8 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) в соответствии с пятым вариантом реализации изобретения.

[0034] ФИГ. 9 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую способ и систему для сжижения природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники.

[0035] ФИГ. 10 представляет собой схему технологического процесса, иллюстрирующую способ и систему для сжижения природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0036] В данном документе описано устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) с получением готового СПГ, а также для рекуперации холода из газа мгновенного испарения, и способы и системы для получения готового СПГ, в которых применяется указанное устройство. Устройство, способы и системы согласно данному изобретению являются особенно подходящими и привлекательными для плавучих установок СПГ, установок с ограничением максимума нагрузки или построенных из модулей установок для сжижения, небольших установок и/или любых других установок, для которых доступная наземная площадь для размещения завода накладывает ограничения на размеры системы для сжижения.

[0037] Как используется в данном документе и если в тексте прямо не указано противоположное, формы единственного числа существительных означают один или большее количество применительно к любому признаку в вариантах реализации данного изобретения, описанных в описании и формуле изобретения. Использование форм единственного числа не ограничивает значение одним признаком, если в тексте прямо не указано такое ограничение.

[0038] Если в данном документе используются буквы для идентификации перечисленных стадий способа (например, (a), (b) и (c)), то указанные буквы используются только с целью упрощения ссылки на стадии способа и не предназначены для указания конкретного порядка, в котором выполняются заявленные стадии, если только и только в той степени, в которой такой порядок прямо указан.

[0039] Как используется в данном документе для идентификации перечисленных признаков способа или системы, термины «первый», «второй», «третий» и т. д. используются только с целью упрощения ссылки и для различения из множества признаков, о которых идет речь, и не являются показателем любого конкретного порядка признаков, если только и только в той степени, в которой такой порядок прямо указан.

[0040] Ссылочные позиции, которые вводятся в описание в связи с чертежом на фигуре, могут повторяться на одной или большем количестве фигур подряд без дополнительного описания в спецификации, чтобы обеспечить контекст для других признаков. На фигурах элементы, которые аналогичны элементам из других вариантов реализации изобретения, представлены ссылочными позициями, увеличенными на 100. Например, парожидкостный сепаратор 120, связанный с вариантом реализации изобретения в соответствии с ФИГ. 1, соответствует парожидкостному сепаратору 220, связанному с вариантом реализации изобретения в соответствии с ФИГ. 2. Такие элементы следует рассматривать как имеющие одинаковую функцию и признаки, если противоположное прямо не указано или не представлено в данном документе, и поэтому обсуждение таких элементов может не повторяться для нескольких вариантов реализации изобретения.

[0041] Как используется в данном документе, термины «природный газ» и «поток природного газа» дополнительно включают в себя газы и потоки, содержащие синтетические аналоги и/или заменители природных газов. Основным компонентом природного газа является метан (который обычно составляет по меньшей мере 85 молярных %, чаще по меньшей мере 90 молярных % и в среднем около 95 молярных % от сырьевого потока). Кроме того, природный газ может содержать меньшие количества других, более тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутаны, пентаны и т. д. Другие типичные компоненты неочищенного природного газа включают в себя один или большее количество компонентов, таких как азот, гелий, водород, диоксид углерода и/или другие кислые газы и ртуть. Однако сырьевой поток природного газа, обработанный в соответствии с данным изобретением, будет предварительно обработан, если и как это необходимо, чтобы снизить уровни любых компонентов с (относительно) высокой температурой замерзания, таких как влага, кислые газы, ртуть и/или более тяжелые углеводороды, до таких уровней, которые необходимы, чтобы избежать замерзания или других проблем в работе секции или секций теплообменника, в которых природный газ должен быть сжижен и/или переохлажден.

[0042] Как используется в данном документе, термин «цикл хладагента» относится к серии стадий, которые проходит циркулирующий хладагент, чтобы обеспечить охлаждение другой жидкости, а термин «контур охлаждения» относится к серии соединенных между собой устройств, в которых хладагент циркулирует, и в которых проходят вышеуказанные стадии цикла охлаждения. Контур охлаждения обычно будет включать в себя сжатие одного или большего количества потоков теплого хладагента с образованием сжатого хладагента, охлаждение сжатого хладагента, расширение охлажденного сжатого хладагента с образованием одного или большего количества потоков расширенного холодного хладагента в одной или большем количестве секций теплообменника для обеспечения желаемой холодопроизводительности. Сжатие может выполняться в одном или большем количестве компрессоров/ступеней сжатия. Охлаждение может осуществляться в одном или большем количестве промежуточных охладителей и/или выходных охладителей и/или в одной или большем количестве секций теплообменника, в которых нагревается расширенный холодный хладагент. Расширение может быть осуществлено в устройстве для понижения давления любого подходящего вида, таком как один или большее количество турбодетандеров и/или клапанов J-T.

[0043] Как используется в данном документе, термин «смешанный хладагент» относится, если в тексте прямо не указано противоположное, к композиции, содержащей метан и один или большее количество более тяжелых и/или более легких компонентов. Термин «более тяжелый компонент» относится к компонентам смешанного хладагента, которые обладают более низкой летучестью (т.е., более высокой температурой кипения), чем метан. Термин «более легкий компонент» относится к компонентам, обладающим такой же или более высокой летучестью (т.е., такой же или более низкой температурой кипения), чем метан. Типичные более тяжелые компоненты включают более тяжелые углеводороды, такие как, но не ограничиваясь этим, этан/этилен, пропан, бутаны и пентаны. Дополнительные или альтернативные более тяжелые компоненты могут включать в себя гидрофторуглероды (ГФУ). Кроме того, азот часто присутствует в смешанном хладагенте и является типичным дополнительным легким компонентом.

[0044] Как используется в данном документе, термин «секция теплообменника» относится к модулю или части модуля, в которой происходит непрямой теплообмен между одним или большим количеством потоков более холодной текучей среды (такой как хладагент) и одним или большим количеством других потоков более теплой текучей среды, таким образом, что поток(-и) более холодной текучей среды нагреваются, а поток(-и) более теплой текучей среды охлаждаются при каждом прохождении сквозь секцию теплообменника.

[0045] Как используется в данном документе, термин «основной криогенный теплообменник» относится к модулю теплообменника, содержащему одну или большее количество секций теплообменника, в которых сжижается основной сырьевой поток природного газа.

[0046] Как используется в данном документе, термин «зона теплообмена» относится к зоне, в которой происходит непрямой теплообмен между двумя или большим количеством потоков текучей среды.

[0047] Как используется в данном документе, термин «зона разделения» относится к зоне, в которой происходит разделение парожидкостной смеси. Зона разделения может быть пустой нижней секцией кожуха устройства, определяющей зону отстойника в нижней части кожуха для сбора СПГ и зону газоотделителя выше зоны отстойника и ниже зоны теплообмена для сбора газа мгновенного испарения. В качестве альтернативы, зона разделения может содержать одно или большее количество массообменных устройств для приведения нисходящей текучей среды в контакт с поднимающимся вверх паром. Одно или большее количество массообменных устройств может представлять собой любое подходящее устройство, известное в данной области техники, такое как, например, неструктурированная насадка, структурированная насадка и/или одна или большее количество тарелок или пластин.

[0048] Как используется в данном документе, термин «непрямой теплообмен» относится к теплообмену между двумя текучими средами, в ходе которого две текучие среды содержатся отдельно друг от друга при помощи некоторой формы физического барьера.

[0049] Как используется в данном документе, термин «сообщение по текучей среде» относится к характеру соединения между двумя или большим количеством элементов, которое позволяет жидкостям, парам и/или двухфазным смесям перемещаться между элементами контролируемым образом (т.е., без утечки), прямо или косвенно. Соединение двух или большего количества элементов таким образом, что они находятся в сообщении по текучей среде друг с другом, может включать в себя любой подходящий способ, известный в данной области техники, например, с использованием сварных швов, фланцевых каналов, прокладок и болтов. Два или большее количество элементов могут быть дополнительно соединены вместе посредством других элементов системы, которые могут их разделять, например, клапаны, заслонки или другие устройства, способные избирательно ограничивать или направлять поток текучей среды.

[0050] Как используется в данном документе, термин «витой теплообменник» относится к теплообменнику известного в данной области техники типа, содержащему один или большее количество витых трубных пучков, помещенных в кожух, причем каждый трубный пучок может иметь свой собственный кожух или два или большее количество трубных пучков могут быть помещены в общий кожух. Каждый трубный пучок может представлять собой «секцию витого теплообменника», причем внутритрубное пространство пучка, как правило, представляет теплую сторону указанной секции и определяет один или большее количество проходов сквозь секцию, а межтрубное пространство пучка, как правило, представляет холодную сторону указанной секции, определяющую один проход сквозь секцию.

[0051] Термины «пучок», «трубный пучок» и «витой трубный пучок» в данной заявке используются взаимозаменяемо и являются синонимическими.

[0052] Как используется в данном документе, термин «теплая сторона», используемый для обозначения части секции теплообменника, относится к той стороне теплообменника, сквозь которую проходит один или большее количество потоков текучей среды, предназначенных для охлаждения путем непрямого теплообмена с текучей средой, протекающей сквозь холодную сторону секции теплообменника. Теплая сторона может определять один проход сквозь секцию теплообменника для приема одного потока текучей среды или более одного прохода сквозь секцию теплообменника для приема нескольких потоков одинаковых или разных текучих сред, которые содержатся отдельно друг от друга по мере прохождения сквозь секцию теплообменника.

[0053] Как используется в данном документе, термин «холодная сторона», используемый для обозначения части секции теплообменника, относится к той стороне теплообменника, сквозь которую проходит один или большее количество потоков текучей среды, предназначенных для нагревания путем непрямого теплообмена с текучей средой, протекающей сквозь теплую сторону секции теплообменника. Холодная сторона может включать в себя один проход для приема одного потока текучей среды или более одного прохода для приема нескольких потоков текучей среды, которые содержатся отдельно друг от друга по мере их прохождения сквозь секцию теплообменника.

[0054] Как используется в данном документе, термин «мгновенное испарение» (в данной области техники дополнительно называется «мгновенным парообразованием») относится к процессу понижения давления жидкого или двухфазного (т.е., газожидкостного) потока, таким образом, чтобы он частично испарялся, тем самым генерируя «мгновенно испаренный» поток, который представляет собой двухфазный поток с пониженным давлением и температурой. Пар (т. е., газ), присутствующий в мгновенно испаренном потоке, называется в данном документе «газом мгновенного испарения». Жидкий или двухфазный поток может быть мгновенно испарен путем пропускания потока сквозь любое устройство для понижения давления, подходящее для понижения давления потока, и, тем самым, частичного испарения потока, такое как, например, клапан J-T или гидравлическая турбина (или другое устройство расширения с выполнением работы).

[0055] Как используется в данном документе, термин «клапан J-T» или «клапан Джоуля-Томсона» относится к клапану, в котором и сквозь который текучая среда дросселируется, с понижением таким образом давления и температуры текучей среды за счет расширения Джоуля-Томсона.

[0056] Как используется в данном документе, термин «парожидкостный сепаратор» относится к емкости, такой как, но не ограничиваясь этим, испарительный барабан или каплеотбойный сепаратор, в которую может быть введен двухфазный поток с целью разделения потока на составляющие его паровую и жидкостную фазы, в результате чего паровая фаза собирается в верхней части емкости и может отводиться из нее, а жидкая фаза собирается в нижней части емкости и может отводиться из нее. Пар, который собирается в верхней части емкости, дополнительно называется в данном документе «верхним погоном» или «головным паром», а жидкость, которая собирается в нижней части емкости, дополнительно называется в данном документе «нижним погоном» или «кубовой жидкостью». Если клапан J-T используется для мгновенного испарения жидкого или двухфазного потока, а парожидкостный сепаратор (например, испарительный барабан) используется для разделения получаемого газа мгновенного испарения и жидкости, то клапан и сепаратор могут быть объединены в одном устройстве, таком как, например, устройство, в котором клапан расположен на входе в сепаратор, сквозь который вводится жидкий или двухфазный поток.

[0057] Как используется в данном документе, термин «туманоуловитель» относится к устройству для удаления захваченных капелек или тумана из потока пара. Туманоуловитель может представлять собой любое подходящее устройство, известное в данной области техники, в том числе, но не ограничиваясь этим, туманоуловитель с сетчатой насадкой или туманоуловитель лопастного типа.

[0058] Обращаясь теперь к ФИГ. 1, проиллюстрированы способ и система для сжижения природного газа в соответствии с предшествующим уровнем техники. Неочищенный сырьевой поток природного газа 150 необязательно предварительно обрабатывается в системе предварительной обработки 160 для удаления примесей, таких как ртуть, вода, кислые газы и тяжелые углеводороды и получения предварительно обработанного сырьевого потока природного газа 151, который необязательно может быть предварительно охлажден в системе предварительного охлаждения 161 с получением сырьевого потока природного газа 152 (в данном документе дополнительно называется основным сырьевым потоком природного газа).

[0059] Далее сырьевой поток природного газа 152 предварительно охлаждают, сжижают и переохлаждают на теплой стороне основного криогенного теплообменника (ОКТ) 162 с получением первого потока СПГ 100. ОКТ 162 может представлять собой витой теплообменник, как проиллюстрировано на ФИГ. 1, или он может быть теплообменником другого типа, таким как ребристый пластинчатый теплообменник или кожухотрубный теплообменник или любой другой подходящий тип теплообменника, известный в данной области техники. Кроме того, он может состоять из одной или большего количества секций. Указанные секции могут быть одинакового или разных типов и могут быть помещены в отдельные кожухи или в один и тот же кожух. Если ОКТ 162 представляет собой витой теплообменник, то секции могут быть трубными пучками теплообменника.

[0060] ОКТ 162, проиллюстрированный на ФИГ. 1, содержит три секции теплообменника, а именно первую секцию теплообменника 162A, расположенную на теплом конце ОКТ 162 (и дополнительно называемую в данном документе теплой секцией), в которой сырьевой поток природного газа 152 предварительно охлаждают с получением предварительно охлажденного потока природного газа 153, вторую секцию теплообменника 162B, расположенную в середине МКТ 162 (и дополнительно называемую в данном документе средней секцией), в которой предварительно охлажденный поток природного газа 153 из первой секции 162A дополнительно охлаждается и сжижается, и третью секцию теплообменника 162C на холодном конце ОКТ 162 (в данном документе дополнительно называется холодной секцией), в которой поток СПГ из второй секции 162B переохлаждают с получением переохлажденного потока СПГ 100. Далее переохлажденный поток СПГ 100, выходящий из холодной секции 162C ОКТ 162, мгновенно испаряют путем пропускания потока сквозь первое устройство для понижения давления 110 (например, клапан J-T) с образованием потока СПГ 101 пониженного давления (в данном документе дополнительно называется мгновенно испаренным потоком СПГ или мгновенно испаренным основным потоком СПГ).

[0061] Сырьевой поток природного газа 152 предварительно охлаждают, сжижают и переохлаждают в ОКТ 162 путем непрямого теплообмена с холодным испаренным или испаряющимся смешанным хладагентом, протекающим сквозь холодную сторону ОКТ.

[0062] Холодопроизводительность в ОКТ 162 обеспечивается хладагентом, циркулирующим в контуре охлаждения, включающем в себя секции 162A-C ОКТ 162; компрессорную линию, содержащую компрессоры/ступени сжатия 164, 167 и 171, промежуточные охладители 165 и 168 и выходной охладитель 172; фазовый сепаратор 173; и клапаны J-T 174 и 175. Хладагент, как правило, представляет собой смешанный хладагент (MR), содержащий смесь углеводородов (преимущественно метана) и азота, как хорошо известно в данной области техники.

[0063] Обращаясь к ФИГ. 1, поток теплого газообразного смешанного хладагента 141 отводится из ОКТ 162, и жидкость, присутствующую в нем во время переходных нештатных операций, можно удалять в первом каплеотбойном сепараторе 163. Далее поток теплого газообразного хладагента верхнего погона 142 сжимают в первом компрессоре 164 с получением первого потока сжатого хладагента 143 и охлаждают путем теплообмена с окружающим воздухом или охлаждающей водой в первом промежуточном охладителе 165 с получением первого потока охлажденного сжатого хладагента 144. Жидкость, присутствующую в первом потоке охлажденного сжатого хладагента 144 во время переходных нештатных операций, удаляют во втором каплеотбойном сепараторе 166. Далее первый поток охлажденного сжатого хладагента верхнего погона 145 дополнительно сжимают во втором компрессоре 167 с получением второго потока сжатого хладагента 146, и охлаждают путем теплообмена с окружающим воздухом или охлаждающей водой во втором промежуточном охладителе 168 с образованием второго потока охлажденного сжатого хладагента 147. Жидкость, присутствующую во втором потоке охлажденного сжатого хладагента 147 во время переходных нештатных операций, удаляют в третьем каплеотбойном сепараторе 169. Далее второй поток охлажденного сжатого хладагента верхнего погона 148 дополнительно сжимают в третьем компрессоре 171 с получением третьего потока сжатого смешанного хладагента 149 и охлаждают путем теплообмена с окружающим воздухом или охлаждающей водой в выходном охладителе 172 с получением третьего потока охлажденного сжатого хладагента 153.

[0064] Третий поток охлажденного сжатого хладагента 153 вводят в систему предварительного охлаждения 161, где он охлаждается с образованием двухфазного потока хладагента 154. В системе предварительного охлаждения можно применять любой подходящий контур/цикл охлаждения, известный в данной области техники, такой как, например, цикл охлаждения пропаном. Поток двухфазного хладагента 154 вводят в фазовый сепаратор 173, где он разделяется на поток паров смешанного хладагента (MRV) 155 и поток жидкого смешанного хладагента (MRL) 156.

[0065] Поток MRL 156 пропускают сквозь теплую сторону теплой секции 162A и средней секции 162B в ОКТ 162, сквозь отдельный проход на указанной теплой стороне относительно прохода, сквозь который пропускают сырьевой поток природного газа 152, таким образом, охлаждая в нем, а затем расширяют в клапане J-T 174 с образованием потока холодного хладагента 157, который вводят на холодную сторону ОКТ 162, чтобы обеспечить холодный испаренный или испаряющийся смешанный хладагент, протекающий сквозь холодную сторону средней и теплой секций 162В и 162А.

[0066] Поток MRV 155 пропускают сквозь теплую сторону теплой секции 162A, средней секции 162B и холодной секции 162C ОКТ 162, сквозь отдельный проход на указанной теплой стороне относительно прохода, сквозь который пропускают сырьевой поток природного газа 152, и прохода, сквозь который пропускают поток MLR 156, чтобы он таким образом охлаждался и по меньшей мере частично сжижался, а затем расширяют в расширительном устройстве 175 с образованием потока холодного хладагента 159, который вводят на холодную сторону ОКТ 162, чтобы обеспечить холодный испаренный или испаряющийся смешанный хладагент, протекающий сквозь холодную сторону холодной, средней и теплой секций 162C, 162B и 162C.

[0067] Вспомогательный сырьевой поток природного газа 105, который выделен из сырьевого потока природного газа 152 до сжижения последнего в ОКТ 162, охлаждают и сжижают в теплообменнике газа мгновенного испарения 130 с получением вспомогательного потока СПГ 106, который мгновенно испаряют путем пропускания потока сквозь второе устройство для понижения давления 170, чтобы получить мгновенно испаренный вспомогательный сырьевой поток СПГ 111, который затем смешивают с мгновенно испаренным основным потоком СПГ 101 с получением смешанного потока СПГ 112.

[0068] Смешанный поток СПГ 112 направляют в парожидкостный сепаратор 120, где он разделяется на газ мгновенного испарения и готовый СПГ. Отделенный газ мгновенного испарения удаляют из парожидкостного сепаратора 120 в виде потока газа мгновенного испарения 103 и вводят в теплообменник газа мгновенного испарения 130, где он нагревается с образованием нагретого потока газа мгновенного испарения 104, тем самым обеспечивая холодопроизводительность в теплообменнике газа мгновенного испарения 130. Поток нагретого газа мгновенного испарения 104, выходящий из теплообменника газа мгновенного испарения 130, может быть сжат и охлажден с получением потока сжатого газа мгновенного испарения, который рециркулируют обратно в сырьевой поток природного газа 152 (не показано). При охлаждении и сжижении вспомогательного сырьевого потока природного газа 105 в теплообменнике газа мгновенного испарения 130 за счет непрямого теплообмена с потоком газа мгновенного испарения 103 холод может быть рекуперирован из потока газа мгновенного испарения 103.

[0069] Поток нижнего погона из парожидкостного сепаратора 120 удаляют в виде потока готового СПГ 102, давление которого может быть сброшено в третьем устройстве для понижения давления 180 (как показано) с образованием потока готового СПГ пониженного давления 115, который направляют в резервуар для хранения СПГ 140. Отпарной газ (или дополнительный газ мгновенного испарения), образующийся или присутствующий в резервуаре для хранения СПГ, удаляют из резервуара в виде потока отпарного газа (BOG) 116, который можно использовать в качестве топлива на установке, сжигать в факеле или смешивать с потоком газа мгновенного испарения 103, и затем рециркулировать в исходное сырье (не показано).

[0070] ФИГ. 2 иллюстрирует схему размещения из предшествующего уровня техники, альтернативную представленной на ФИГ. 1. На ФИГ. 2, вместо охлаждения и сжижения вспомогательного сырьевого потока природного газа, теплообменник газа мгновенного испарения 230 используется для охлаждения потока хладагента, который затем расширяется и вводится на холодную сторону ОКТ 262. В представленном варианте реализации изобретения поток MRV разделяется на две части. Первую, основную часть пропускают в виде потока 252 сквозь теплую сторону ОКТ 262, как было описано выше, а затем расширяют в расширительном устройстве 275 с получением потока холодного хладагента 259, который затем вводят на холодную сторону ОКТ 262, чтобы обеспечить холодный испаренный или испаряющийся хладагент, протекающий сквозь холодную сторону ОКТ 262. Вторую, меньшую часть потока MRV пропускают в виде потока 205 сквозь, охлаждают и по меньшей мере частично сжижают в теплообменнике газа мгновенного испарения 230 с образованием потока охлажденного хладагента 206. Поток охлажденного хладагента 206 далее пропускают сквозь расширительное устройство 270, чтобы получить поток холодного хладагента 211, который объединяют с потоком 259 перед введением их на холодную сторону ОКТ 262.

[0071] ФИГ. 3 иллюстрирует дополнительную схему размещения из предшествующего уровня техники, альтернативную представленной на ФИГ. 1. В схеме размещения, проиллюстрированной на ФИГ. 3, понижение давления потока готового СПГ (который соответствует 102 на ФИГ. 1) представляет собой двухстадийный процесс и является пригодным для рекуперации потока с повышенной концентрацией гелия. В этом случае давление потока СПГ 300, выходящего из ОКТ 362, понижают при помощи первого устройства для понижения давления 310 до промежуточного давления около 2-7 бар абсолютного давления, с образованием мгновенно испаренного потока СПГ 301.

[0072] Вспомогательный сырьевой поток природного газа 305 охлаждают и сжижают в теплообменнике газа мгновенного испарения 330 с получением вспомогательного потока СПГ 306, давление которого понижают путем пропускания потока сквозь второе устройство для понижения давления 370 с получением мгновенно испаренного вспомогательного потока СПГ 311 при том же давлении, что и мгновенно испаренный основной поток СПГ 301, который смешивают с мгновенно испаренным основным потоком СПГ, чтобы получить поток смешанного СПГ 312.

[0073] Далее поток смешанного СПГ 312 вводят в парожидкостный сепаратор 322, где смешанный поток СПГ 312 разделяется на поток СПГ 313, который направляют в парожидкостный сепаратор низкого давления 320, и холодный поток газа мгновенного испарения 307, содержащий повышенную концентрацию гелия. Промежуточное давление, до которого понижают давление основного и вспомогательного потоков СПГ, выбирают таким образом, чтобы образовывалось только небольшое количество пара (обычно менее 1 молярного % от потока смешанного СПГ 312), и таким образом гелий концентрируется в потоке газа мгновенного испарения 307. Давление потока СПГ 313 понижают, пропуская поток сквозь третье устройство для понижения давления 390, до промежуточного давления около 1 бар абсолютного давления, с образованием мгновенно испаренного потока СПГ 314. Далее мгновенно испаренный поток СПГ 314 вводят в парожидкостный сепаратор низкого давления 320, в котором поток разделяется на поток готового СПГ 302 и холодный поток газа мгновенного испарения 303. Давление потока готового СПГ 302 может быть (как показано) понижено в четвертом устройстве для понижения давления 380 с получением потока готового СПГ пониженного давления 315, который направляют в резервуар для хранения СПГ 340. Отпарной газ (или дополнительный газ мгновенного испарения), образующийся или присутствующий в резервуаре для хранения СПГ, удаляют из резервуара в виде потока отпарного газа (BOG) 316, который можно использовать в качестве топлива на установке, сжигать в факеле или смешивать с потоком газа мгновенного испарения 303, с последующей рециркуляцией в исходное сырье (не показано).

[0074] Потоки газа мгновенного испарения 307 и 303 далее нагревают в отдельных проходах на холодной стороне теплообменника газа мгновенного испарения 330. При охлаждении и сжижении вспомогательного сырьевого потока природного газа 305 в теплообменнике газа мгновенного испарения 330 посредством непрямого теплообмена с потоками газа мгновенного испарения холод может быть рекуперирован из потоков газа мгновенного испарения 307 и 303.

[0075] На ФИГ. 9 проиллюстрирована схема размещения из предшествующего уровня техники, которая используется для сжижения природного газа, содержащего азот. Типичная спецификация для коммерческого СПГ включает в себя содержание азота менее 1 молярного %, однако во многих случаях содержание азота в сырье природного газа выше. В целях снижения содержания азота в готовом СПГ, в системе в соответствии с ФИГ. 9 используется сепаратор в виде отпарной колонны 920. Основной поток СПГ 900 из ОКТ 962 дополнительно охлаждают в ребойлере 965, что обеспечивает тепловую нагрузку для нижней части отпарной колонны 920. Поток СПГ затем расширяется при помощи необязательной гидравлической турбины 964, за которой следует первое устройство для понижения давления (например, клапан J-T) 910, с образованием потока СПГ пониженного давления 901, который далее вводят в верхнюю часть отпарной колонны 920 при давлении около 1 бар абсолютного давления. Внутри колонны имеются перегонные тарелки или пластины, таким образом, что азот в СПГ, стекающем по колонне, истощается за счет поднимающегося пара, генерируемого ребойлером 965. Поток газа мгновенного испарения 903, покидающий верхнюю часть отпарной колонны 920, обогащен азотом и составляет около 5-20% от всего потока СПГ, подаваемого на колонну. Поток газа мгновенного испарения 903 далее нагревают в теплообменнике газа мгновенного испарения 930 путем теплообмена с потоком текучей среды, таким как вспомогательный поток природного газа 905, аналогично ФИГ. 1 (как показано) или, в качестве альтернативы, поток хладагента, аналогично ФИГ. 2 (не показано).

[0076] Недостаток схем размещения из предшествующего уровня техники, проиллюстрированных на ФИГ.1, 2, 3 и 9, состоит в том, что парожидкостный сепаратор 120/220/320/920 и теплообменник газа мгновенного испарения 130/230/330/930 представляют собой отдельные емкости, соединенные трубопроводом. Использование отдельных емкостей требует большой площади участка, что нежелательно для плавучих установок СПГ, где площадь участка ограничена. Кроме того, падение давления, которое происходит в линии 103/203/303/903, значительно увеличивает мощность, необходимую для сжатия потока 104/204/304/904, чтобы использовать его в качестве топлива на установке или рециркулировать в сырьевой поток природного газа,

[0077] ФИГ. 10 иллюстрирует еще одну схему размещения из предшествующего уровня техники. В этой схеме размещения природный газ сжижают с применением цикла охлаждения газового детандера (или Брайтона) и дополнительно охлаждают в серии стадий мгновенного испарения. Сырьевой поток газа 1000 разделяется на три потока природного газа 1002, 1010 и 1016. Самый большой поток, основной поток природного газа 1016, который составляет около 2/3 от общего количества сырья, смешивают с рециркулированным газом мгновенного испарения 1028, а затем направляют в ОКТ 1018, где он сжижается путем непрямого теплообмена с газообразным хладагентом с образованием основного потока СПГ 1020. Затем давление основного потока СПГ 1020 сбрасывают в устройстве для понижения давления до около 8 бар абсолютного давления и направляют его в парожидкостный сепаратор 1014, где он разделяется на поток газа мгновенного испарения 1024 и поток СПГ 1022. Затем давление потока СПГ 1022 из парожидкостного сепаратора сбрасывают в другом устройстве для понижения давления до около 1 бар абсолютного давления, и далее направляют его в парожидкостный сепаратор 1006, с образованием потока готового СПГ 1008 и еще одного потока газа мгновенного испарения 1026. Полученные в результате потоки газа мгновенного испарения 1024 и 1026 нагревают в теплообменниках газа мгновенного испарения 1012 и 1004, соответственно, при одновременном охлаждении и сжижении вспомогательных потоков природного газа 1002 и 1010. Нагретые потоки газа мгновенного испарения затем сжимают до давления сырья и охлаждают в выходном охладителе с получением рециркулируемого потока газа мгновенного испарения 1028.

[0078] Каждый из теплообменников газа мгновенного испарения 1004 и 1012 содержит теплую секцию (например, теплый трубный пучок, в котором теплообменники представляют собой витые теплообменники) и холодную секцию (например, холодный трубный пучок). Вспомогательные потоки природного газа 1002 и 1010 охлаждают на теплых участках теплообменников газа мгновенного испарения 1004 и 1012, соответственно. После охлаждения, небольшую часть (около 20%) из каждого потока (1030 и 1032) отводят из каждого теплообменника газа мгновенного испарения и объединяют с основным потоком природного газа в ОКТ. За счет удаления этих потоков улучшаются кривые охлаждения в теплообменниках мгновенного испарения. Оставшиеся части вспомогательных потоков природного газа дополнительно охлаждают и сжижают в холодной секции теплообменников газа мгновенного испарения 1004 и 1012, их давление понижают в устройствах для понижения давления, а затем вводят в парожидкостные сепараторы 1006 и 1004, соответственно.

[0079] ФИГ. 4 иллюстрирует первый типичный вариант реализации изобретения для устройства в соответствии с данным изобретением, который может, например, быть использован в схемах размещения из предшествующего уровня техники в соответствии с ФИГ. 1 или ФИГ. 2, вместо парожидкостного сепаратора 120/220; теплообменника газа мгновенного испарения 130/230 и соответствующих трубопроводов. Устройство содержит кожух 425, в котором находится зона теплообмена 430 и зона разделения 420. Следовательно, данное изобретение предпочтительным образом объединяет функции барабанного парожидкостного сепаратора 120/220 и теплообменника газа мгновенного испарения 130/230 в соответствии с ФИГ. 1/ФИГ. 2 в одной компактной емкости, в то же время исключая линию 103/203 и связанное с ней падение давления.

[0080] Зона теплообмена 430 расположена выше зоны разделения 420 и сообщается по текучей среде с ней. Секция кожуха 425, в которой находится зона теплообмена 430, и секция кожуха 425, в которой находится зона разделения 420, имеют по существу одинаковый диаметр. Зона разделения 420 выполнена с возможностью отделения газа мгновенного испарения от готового СПГ, а зона теплообмена 430 выполнена с возможностью рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения. В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на ФИГ. 4, зона разделения 420 представляет собой пустую нижнюю секцию кожуха 425 и определяет зону отстойника 421 для сбора СПГ и зону газоотделителя 422, выше зоны отстойника 421 и ниже зоны теплообмена 430, для сбора газа мгновенного испарения. Зона теплообмена 430 содержит по меньшей мере один витой трубный пучок, определяющий внутритрубное пространство 432 внутри труб трубного пучка и межтрубное пространство 433 между наружной поверхностью труб трубного пучка и внутренней стенкой кожуха 425.

[0081] Давление потока СПГ 400, выходящего из ОКТ (не показано), такого как, например, поток СПГ 100 или 200 в соответствии с ФИГ. 1/ФИГ. 2, понижают в первом устройстве для понижения давления 410 (например, клапан J-T) с образованием потока СПГ пониженного давления 401 (в данном документе дополнительно называется мгновенно испаренным основным потоком СПГ).

[0082] В одном варианте реализации изобретения в соответствии с ФИГ. 4, вспомогательный сырьевой поток природного газа 405A (например, такой как поток 105 на ФИГ. 1) вводят в зону теплообмена 430 сквозь первое входное отверстие 435 в верхней части зоны теплообмена 430, где он охлаждается и сжижается во внутритрубном пространстве 432 зоны теплообмена 430, с получением вспомогательного потока СПГ 406A, который удаляют из зоны теплообмена 430 сквозь первое выходное отверстие 436, расположенное в нижней части зоны теплообмена 430. Давление вспомогательного потока СПГ 406A понижают во втором устройстве для понижения давления 470, с получением мгновенно испаренного вспомогательного потока СПГ 411, который смешивают с мгновенно испаренным основным потоком СПГ 401 с образованием смешанного потока СПГ 412. В качестве альтернативы, вспомогательный поток СПГ 406A мог бы быть объединен с основным потоком СПГ 400, чтобы получить объединенный поток, который в дальнейшем мгновенно испаряют с образованием смешанного потока СПГ 412.

[0083] Смешанный поток СПГ 412 вводится в зону разделения 420 сквозь второе входное отверстие 423, где готовый СПГ отделяется от газа мгновенного испарения. Готовый СПГ собирается в зоне отстойника 421 внизу зоны разделения 420, где он удаляется из зоны разделения 420 сквозь третье выходное отверстие 424 в виде потока готового СПГ 402. Поток отделенного газа мгновенного испарения, который собирается в зоне туманоуловителя 422, проходит сквозь необязательный туманоуловитель 426 для удаления захваченных капель жидкости, и затем нагревается в межтрубном пространстве 433 зоны теплообмена 430 с образованием потока нагретого газа мгновенного испарения 404, таким образом, обеспечивая холодопроизводительность в зоне теплообмена 430. Поток нагретого газа мгновенного испарения 404 удаляют из зоны теплообмена 430 сквозь третье выходное отверстие 434, расположенное в верхней части зоны теплообмена, и необязательно сжимают и охлаждают, чтобы получить поток сжатого газа мгновенного испарения, который рециркулируют обратно в сырьевой поток природного газа или используют в качестве топливного газа (не показано). Путем охлаждения и сжижения вспомогательного сырьевого потока природного газа 405A во внутритрубном пространстве 432 зоны теплообмена 430 посредством непрямого теплообмена с отделенным газом мгновенного испарения, холод может быть рекуперирован из отделенного газа мгновенного испарения.

[0084] В альтернативном варианте реализации изобретения, аналогично ФИГ. 2 из предшествующего уровня техники, вместо охлаждения и сжижения вспомогательного сырьевого потока природного газа 405А для нагревания потока газа мгновенного испарения 403, зону теплообмена 430 можно использовать для охлаждения потока хладагента 405В с образованием охлажденного и/или сжиженного хладагента 406. Поток хладагента 405B (например, часть 205 потока MRV, как описано со ссылкой на ФИГ. 2) вводят сквозь первое входное отверстие 435 во внутритрубное пространство 432 зоны теплообмена 430, где он охлаждается с образованием потока охлажденного хладагента 406B, который отводится сквозь первое выходное отверстие 426 (и который в дальнейшем можно использовать, например, как описано со ссылкой на ФИГ. 2).

[0085] ФИГ. 5 иллюстрирует еще один вариант реализации устройства по данному изобретению и вариацию ФИГ. 4. В этом варианте реализации изобретения секция кожуха, в которой находится зона разделения 520, имеет больший диаметр, чем секция кожуха, в которой находится зона теплообмена 530. Такая схема размещения может быть предпочтительной, если оптимальный диаметр зоны теплообмена значительно меньше минимального диаметра зоны разделения, необходимого для эффективного разделения пара и жидкости в зоне разделения.

[0086] ФИГ. 6 иллюстрирует вариант реализации устройства по данному изобретению применительно к схеме размещения из предшествующего уровня техники в соответствии с ФИГ. 9. В этом варианте реализации изобретения в зоне разделения 620 находится одно или большее количество массообменных устройств, таких как, например, множество дистилляционных тарелок или пластин 619 (как показано). Поток СПГ 600 (такой как, например, поток СПГ 900 на ФИГ. 9) охлаждают в ребойлере 616 с получением охлажденного потока СПГ 613. Охлажденный поток СПГ 613 расширяют в необязательном турбодетандере 614, и его давление дополнительно понижают путем пропускания потока сквозь устройство для понижения давления 615 с получением потока СПГ пониженного давления 617. Поток СПГ пониженного давления 617 вводят в зону разделения 620 сквозь первое входное отверстие 623, расположенное в верхней части зоны разделения 620 над одним или большим количеством массообменных устройств, и пропускают сквозь необязательный распределитель 618. СПГ, стекающий вниз сквозь зону разделения 620, приводят в контакт с восходящим паром, который генерируется ребойлером 615. Отделенный поток газа мгновенного испарения пропускают сквозь необязательный туманоуловитель для удаления захваченных капелек жидкости (не показано), а затем нагревают в межтрубном пространстве 633 зоны теплообмена 630 путем теплообмена с потоком текучей среды, таким как вспомогательный поток природного газа 605A, аналогично ФИГ. 9 или, в качестве альтернативы, поток хладагента 605B, аналогично ФИГ. 2, с получением нагретого потока газа мгновенного испарения 604, обеспечивая таким образом холодопроизводительность в зоне теплообмена 630. Нагретый газ мгновенного испарения 604 отводится из зоны теплообмена 630 сквозь третье выходное отверстие 634, расположенное в верхней части зоны теплообмена 630, и может быть использован любым подходящим образом, например, путем сжатия и использования в качестве топливного газа (не показано).

[0087] ФИГ. 7 иллюстрирует вариант реализации устройства по данному изобретению, который, например, можно применять в схеме размещения из предшествующего уровня техники в соответствии с ФИГ. 3, вместо теплообменника газа мгновенного испарения 330, парожидкостного сепаратора 322, парожидкостного сепаратора низкого давления 320 и соответствующего трубопровода. Устройство содержит кожух 725, в котором находится зона теплообмена 730, зона разделения высокого давления 722 и зона разделения низкого давления 720, причем две зоны разделения отделены торо-сферическим днищем емкости высокого давления 721. В зоне теплообмена 730 расположены первый витой трубный пучок 731А и второй витой трубный пучок 731В.

[0088] Давление потока СПГ 700 (такого как, например, поток СПГ 300 на ФИГ. 3) понижают путем пропускания потока сквозь первое устройство для понижения давления 710 с получением мгновенно испаренного основного потока СПГ 701.

[0089] В одном варианте реализации изобретения в соответствии с ФИГ. 7, вспомогательный сырьевой поток природного газа 705A (такой как, например, поток 305 на ФИГ. 3) вводят в зону теплообмена 730 сквозь первое входное отверстие 735 в верхней части зоны теплообмена 730, где он охлаждается и сжижается во внутритрубном пространстве первого трубного пучка 731A с образованием вспомогательного потока СПГ 706A, который удаляют из зоны теплообмена 730 сквозь первое выходное отверстие 763, расположенное в нижней части зоны теплообмена 730. Давление вспомогательного потока СПГ 706A может быть понижено с образованием мгновенно испаренного вспомогательного потока СПГ, который может быть смешан с мгновенно испаренным основным потоком СПГ 701 (не показано). В качестве альтернативы, вспомогательный поток СПГ 706A может быть объединен с основным потоком СПГ 700 (не показано).

[0090] Мгновенно испаренный основной поток СПГ 701 вводят в зону разделения высокого давления 722 (выполняющую ту же функцию, что и парожидкостный сепаратор высокого давления 322 на ФИГ. 3) сквозь второе входное отверстие 723, где он разделяется на СПГ и поток холодного газа мгновенного испарения с повышенной концентрацией гелия. Холодный газ мгновенного испарения проходит сквозь дополнительный туманоуловитель 726 и отводится в виде потока холодного газа мгновенного испарения 707 сквозь выходное отверстие 727. Давление потока СПГ 713, проходящего сквозь выходное отверстие 724, понижают до промежуточного давления, пропуская его сквозь второе устройство для понижения давления 790 с получением мгновенно испаренного потока СПГ 714. Мгновенно испаренный поток СПГ 714 вводят в зону разделения низкого давления 720 сквозь входное отверстие 728, где он разделяется на поток готового СПГ 702 и отделенный газ мгновенного испарения 703.

[0091] Отделенный газ мгновенного испарения 703 поднимается сквозь зону разделения низкого давления 720 и проходит сквозь дополнительный туманоуловитель 729 в межтрубное пространство 733 зоны теплообмена 730, где он нагревается с образованием потока нагретого газа мгновенного испарения 704, обеспечивая таким образом холодопроизводительность в зоне теплообмена 730. Нагретый поток газа мгновенного испарения 704 удаляют из зоны теплообмена 730 сквозь третье выходное отверстие 734, расположенное в верхней части зоны теплообмена. Поток газа мгновенного испарения 707 нагревают во внутритрубном пространстве второго трубного пучка 731B с получением второго потока нагретого газа мгновенного испарения 708. Второй поток нагретого газа мгновенного испарения 708 удаляют из зоны теплообмена 730 сквозь выходное отверстие 738. При охлаждении и сжижении вспомогательного сырьевого потока природного газа 705A во внутритрубном пространстве 732 зоны теплообмена 730 за счет непрямого теплообмена с отделенным газом мгновенного испарения холод может быть рекуперирован из отделенного газа мгновенного испарения.

[0092] В альтернативном варианте реализации изобретения в соответствии с ФИГ. 7, аналогично ФИГ. 2 из предшествующего уровня техники, вместо охлаждения и сжижения вспомогательного сырьевого потока природного газа 705A для нагревания потока газа мгновенного испарения 703, зону теплообмена 730 можно использовать для охлаждения потока хладагента 705B с получением охлажденного и/или сжиженного хладагента 706A. Поток хладагента 705B (например, часть 205 потока MRV, как описано в связи с ФИГ. 2) вводят в зону теплообмена 730 сквозь первое входное отверстие 735 в верхней части зоны теплообмена 730, где его охлаждают и сжижают во внутритрубном пространстве первого трубного пучка 731А, чтобы обеспечить поток охлажденного хладагента 706В, который отводится сквозь первое выходное отверстие 736 (и который в дальнейшем можно использовать, например, как описано со ссылкой на ФИГ. 2).

[0093] ФИГ. 8 иллюстрирует дополнительный вариант реализации устройства по данному изобретению, примененного в схеме размещения из предшествующего уровня техники в соответствии с ФИГ. 10. В соответствии с изобретением, устройство согласно ФИГ. 8 может заменить парожидкостные сепараторы 1014 и 1012 с ФИГ. 10, или, в качестве альтернативы, может заменить теплообменники газа мгновенного испарения 1006 и 1004 с ФИГ. 10. На ФИГ. 8 зона теплообмена 830 содержит первый (верхний) витой трубный пучок 831A, расположенный выше второго (нижнего) витого трубного пучка 831B.

[0094] Давление потока СПГ 800 (такого как, например, поток СПГ 1000 на ФИГ. 10) понижают путем пропускания сквозь первое устройство для понижения давления 810 (например, клапан J-T) с получением мгновенно испаренного основного потока СПГ 801, который вводят сквозь второе входное отверстие 823 в зону разделения 820, где готовый СПГ отделяют от газа мгновенного испарения. Готовый СПГ собирают в зоне отстойника 821 в нижней части зоны разделения 820, где его удаляют из зоны разделения 820 сквозь третье выходное отверстие 824 в виде потока готового СПГ 802. Отделенный поток газа мгновенного испарения, который собирается в зоне газоотделителя 822, пропускают сквозь необязательный туманоуловитель 826, а затем нагревают в межтрубном пространстве зоны теплообмена 830, определяемом нижним (холодным) витым трубным пучком 831B, с последующим нагреванием в межтрубном пространстве зоны теплообмена 830, определяемом верхним витым трубным пучком 831A, с получением потока нагретого газа мгновенного испарения 804, обеспечивая таким образом холодопроизводительность в зоне теплообмена 830. Нагретый поток газа мгновенного испарения 804 отводят при температуре, близкой к температуре окружающей среды сквозь выходное отверстие 834, расположенное в верхней части зоны теплообмена 830. Поток нагретого газа мгновенного испарения 804 затем может быть подан в компрессор, который сжимает его до давления, требуемого для топлива на установке, или до давления подаваемого сырья.

[0095] При охлаждении и/или сжижении вспомогательного сырьевого потока природного газа 805 во внутритрубном пространстве зоны теплообмена 830, определяемом первым и вторым витыми трубными пучками 831A и 831B, за счет непрямого теплообмена с отделенным газом мгновенного испарения холод может быть рекуперирован из отделенного газа мгновенного испарения.

[0096] Охлажденную и/или сжиженную часть 808 вспомогательного сырьевого потока природного газа 805 можно необязательно отводить из первого витого трубного пучка 831A сквозь четвертое выходное отверстие 838, а оставшуюся часть вспомогательного сырьевого потока природного газа 805 можно дополнительно охлаждать и/или сжижать во внутритрубном пространстве второго витого трубного пучка 831B, перед тем, как она выходит в качестве вспомогательного потока СПГ 806 сквозь выходное отверстие 836, расположенное в нижней части зоны теплообмена 830. Преимущества удаления части 808 сквозь четвертое выходное отверстие являются такими же, как преимущества удаления потоков 1030 и 1032 на ФИГ. 10.

[0097] ФИГ. 8 дополнительно иллюстрирует альтернативную конфигурацию, не показанную на ФИГ. 10 из предыдущего уровня техники, в которой скорее удаляют частично нагретый поток газа мгновенного испарения 809 из межтрубного пространства зоны теплообмена 830 сквозь четвертое выходное отверстие 837, чем удаляют часть частично охлажденного и/или сжиженного вспомогательного сырьевого потока природного газа из внутритрубного пространства зоны теплообмена 830. Это обеспечивает преимущества, аналогичные преимуществам удаления части 808 из вспомогательного сырьевого потока природного газа 805.

ПРИМЕР 1

[00100] Этот пример основан на применении устройства по данному изобретению, как описано и проиллюстрировано на ФИГ. 4, которое используется в схеме размещения из предшествующего уровня техники в соответствии с ФИГ. 2, для завода СПГ, производящего 1 MTPA. Используются ссылочные позиции в соответствии с ФИГ. 4, а результаты приведены в Табл. 1-3.

[00101] Поток хладагента 405B (например, часть 205 потока MRV, как описано со ссылкой на ФИГ. 2) вводят в зону теплообмена 430 сквозь первое входное отверстие 435. Температура потока хладагента 405B близка к температуре окружающей среды, а давление составляет около 900 фунт/кв. дюйм, абс. Расход составляет около 1100 фунт-моль/час, что соответствует около 4% от потока MRV. Поток хладагента 405B охлаждают и сжижают во внутритрубном пространстве 432 зоны теплообмена 430. Охлажденный поток хладагента 406B отводят из зоны теплообмена 430 сквозь первое выходное отверстие 436 при температуре около -245 °F. Давление потока охлажденного хладагента 406B затем понижают до около 75 фунт /кв. дюйм, абс. с получением потока охлажденного хладагента, который вводят на холодную сторону ОКТ.

[00102] Расход основного потока СПГ 400 составляет около 19000 фунт-моль/час, причем он выходит из ОКТ при температуре около -232 °F до прохождения потока сквозь первое устройство для понижения давления 410 с образованием мгновенно испаренного основного потока СПГ 401, давление которого составляет около 16,5 фунт/кв. дюйм, абс. Понижение давления дает двухфазный поток, содержащий мольную фракцию паров около 14%. Мгновенно испаренный основной поток СПГ 401 вводят в зону разделения 420 сквозь второе входное отверстие 423, где он разделяется на готовый СПГ и газ мгновенного испарения. Готовый СПГ собирается в зоне отстойника 421 и отводится из зоны разделения 420 сквозь третье выходное отверстие 424. Отделенный поток газа мгновенного испарения, который собирается в зоне газоотделителя 422, проходит сквозь туманоуловитель 426 для удаления захваченных капелек жидкости, а отделенный газ мгновенного испарения далее нагревают в межтрубном пространстве 433 зоны теплообмена 430 с получением потока нагретого газа мгновенного испарения 404, таким образом обеспечивая холодопроизводительность в зоне теплообмена 430. Поток нагретого газа мгновенного испарения 404 отводится из зоны теплообмена 430 сквозь третье выходное отверстие 434 при давлении около 15 фунт/кв. дюйм, абс., после чего его сжимают до давления около 900 фунт/кв. дюйм, абс., рециркулируют и объединяют с сырьевым потоком природного газа.

[00103] В этом примере, общий диаметр кожуха 425 составляет около 5,6 футов, а высота составляет около 70 футов. Высота зоны разделения 420 составляет около 30 футов.

[00104] В Табл. 1 и 2 приведены репрезентативные значения диаметра кожуха как функция от производства СПГ. Таблицы основаны на показателях основного потока СПГ 400, выходящего из ОКТ при температуре -232 °F и давлении около 810 фунт/кв. дюйм, абс. После понижения давления потока СПГ до около 18 фунт/кв. дюйм, абс. (давление внизу зоны разделения 420) смешанный поток СПГ 412, поступающий в зону разделения 420, на 12% (молярных) состоит из пара.

Таблица 1

Мощность, MTPA Оптимальный диаметр пучка, футы Минимальный диаметр сепаратора, футы Объединенный диаметр устройства, футы
1 5,61 6,24 6,24
2 7,57 8,41 8,41
3 8,93 9,92 9,92
4 10,30 11,44 11,44
5 11,34 12,60 12,60
6 12,46 13,84 13,84
7 13,51 15,01 15,01
8 14,32 15,91 15,91

Таблица 2

Мощность, MTPA Оптимальный диаметр пучка, футы Минимальный диаметр сепаратора, футы Объединенный диаметр устройства, футы
1 5,61 4,93 5,61
2 7,57 6,65 7,57
3 8,93 7,84 8,93
4 10,30 9,04 10,30
5 11,34 9,96 11,34
6 12,46 10,94 12,46
7 13,51 11,87 13,51
8 14,32 12,58 14,32

[00105] Определение диаметра кожуха зависит от двух факторов. В частности, необходимость эффективного отделения и выведение жидких капель в зоне разделения 420 определяет минимальный диаметр кожуха, в котором находится зона разделения 420 (в Табл. 1 и 2 называется «минимальным диаметром сепаратора»), и в то же время существует оптимальный диаметр кожуха, в котором находится зона теплообмена 430 (в Табл. 1 и 2 называется «оптимальным диаметром пучка»)

[00106] Табл. 1 основана на парожидкостном разделении без туманоуловителя. В этом примере оптимальный диаметр кожуха, в котором находится зона теплообмена 430, на 11% меньше минимального диаметра, необходимого для эффективного разделения в зоне разделения 420. Таким образом, если отсутствует туманоулавливающее устройство, то предпочтительно принять кожух, имеющий больший общий диаметр (в Табл. 1 и 2 называется «комбинированным диаметром устройства»), чем оптимальный диаметр кожуха, в котором находится зона теплообмена. В качестве альтернативы, может понадобиться принять кожух с переменным диаметром для двух зон, т. е., с большим диаметром зоны разделения 420, чем зоны теплообмена 430 (как показано на ФИГ. 5).

[00107] Табл. 2 основана на парожидкостном разделении с использованием туманоуловителя для улавливания капелек, захваченных восходящим паром, что позволяет, таким образом, сконструировать зону разделения с меньшим минимальным диаметром. В этом примере, использование туманоуловителя уменьшает требуемый минимальный диаметр кожуха, в котором находится зона разделения 420, до значительно меньшего оптимального диаметра кожуха, в котором находится зона теплообмена 430, что позволяет построить емкость с оптимальным для зоны теплообмена 430 диаметром. Приведенные значения диаметра были получены с использованием стандартных методик проектирования теплообменника и разделительной емкости, известных квалифицированным специалистам в данной области техники.

[00108] Данные в Табл. 3 демонстрируют преимущества данного изобретения с точки зрения площади участка, количества оборудования и падения давления по сравнению со схемой размещения из предшествующего уровня техники на ФИГ. 1. Уменьшение перепада давления представляет собой значительное преимущество по причине низкого рабочего давления испарительного барабана. Мощность, необходимая для повторного сжатия мгновенного испарения, снижается на около 2% при уменьшении перепада давления на 1 фунт/кв. дюйм.

Таблица 3

Предшествующий уровень техники Изобретение
Количество элементов оборудования 2 1
Наземная площадь 10 футов x 10 футов для барабана 120
10 футов x 10 футов для холодного блока обменника мгновенного испарения130
10 футов x 10 футов для комплексного функционала
Линия соединяющего трубопровода 103 300 футов с 6 коленами, используемыми для соединения газоотделителя испарительного барабана и холодного блока, с теплоизоляцией Исключена
Падение давления между испарительным барабаном (парожидкостный сепаратор) 120 и теплообменником газа мгновенного испарения 130 1-1.5 фунт/кв. дюйм 0 фунт/кв. дюйм

ПРИМЕР 2

[00109] Этот пример основан на применении устройства по данному изобретению, описанного и проиллюстрированного на ФИГ. 8, к схеме размещения из предшествующего уровня техники в соответствии с ФИГ. 10, для завода СПГ, производящего 3 MTPA. Используются ссылочные позиции в соответствии с ФИГ. 8.

[00110] Поток СПГ 800 выходит из ОКТ (соответствует 1000 на ФИГ. 10) при температуре -159 °F, и его давление понижают до 153 фунт/кв. дюйм, абс., с получением мгновенно испаренного основного потока СПГ 801. Мгновенно испаренный основной поток СПГ 801 вводят в зону разделения 820 вместе со вспомогательным потоком СПГ 806, с получением потока пара мгновенного испарения с расходом 18000 фунт-моль/час, что составляет 23% от объединенного потока, поступающего в зону разделения 820.

[00111] Готовый СПГ и газ мгновенного испарения разделяют в зоне разделения 820. Готовый СПГ собирается в зоне отстойника 821, и его отводят из зоны разделения 820 сквозь третье выходное отверстие 824. Отделенный газ мгновенного испарения нагревают до температуры, близкой к температуре окружающей среды (78 °F), путем последовательного пропускания отделенного газа мгновенного испарения сквозь межтрубное пространство зоны теплообмена 830, определяемое нижним витым трубным пучком 831B (трубный пучок холодной секции), а затем сквозь межтрубное пространство зоны теплообмена, определяемое верхним витым трубным пучком 831A (трубный пучок теплой секции). Диаметр нижнего витого трубного пучка 831B составляет 7,7 футов, его длина составляет 40 футов, диаметр верхнего витого трубного пучка 831A составляет 7,7 футов, а его длина составляет 32 фута.

[00112] Отделенный газ мгновенного испарения нагревают путем охлаждения и сжижения вспомогательного сырьевого потока природного газа 805, который составляет около 20% от общего количества исходного сырья на заводе. Расход вспомогательного сырьевого потока природного газа составляет 12000 фунт-моль/час, давление составляет около 1350 фунт/кв. дюйм, абс., а температура составляет около 85 °F. Вспомогательный сырьевой поток природного газа 805 охлаждают до температуры 0 °F в верхнем витом трубном пучке 831A, а также охлажденную и/или сжиженную часть 808 вспомогательного сырьевого потока природного газа 805, расход которой составляет 3600 фунт-моль/час, отводят сквозь выходное отверстие 838 и направляют в ОКТ (не показано). Оставшуюся часть вспомогательного сырьевого потока природного газа 805 дополнительно охлаждают и/или сжижают в нижнем витом трубном пучке 831B и отводят сквозь выходное отверстие 836 как вспомогательный поток СПГ 806 при температуре -196 °F. Давление вспомогательного потока СПГ 806 понижают до 153 фунт/кв. дюйм, абс., чтобы получить мгновенно испаренный вспомогательный поток СПГ 811, который затем объединяют с мгновенно испаренным первым основным потоком СПГ 801 и вводят в зону разделения 820, где он разделяется на готовый СПГ и газ мгновенного испарения.

[00113] В качестве альтернативы, 20% нагретого потока отделенного газа мгновенного испарения удаляют сквозь выходное отверстие 837 в виде потока 809. Дополнительно, это будет улучшать кривые охлаждения в теплообменнике мгновенного испарения.

[00114] Для этого примера, в зоне разделения расположен туманоуловитель. Диаметр кожуха составляет около 8 футов, а высота составляет около 165 футов.

[00115] Необходимо понимать, что изобретение не ограничивается деталями, описанными выше со ссылкой на предпочтительные варианты реализации изобретения, но многочисленные модификации и вариации могут быть осуществлены без выхода за пределы сути или объема данного изобретения, как определяется нижеследующей формулой изобретения.

1. Устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа (СПГ) с получением готового СПГ, а также для рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения, причем устройство содержит кожух, в котором находятся зона теплообмена и зона разделения, при этом зона теплообмена расположена выше зоны разделения и сообщается с ней по текучей среде, причем зона разделения выполнена с возможностью отделения газа мгновенного испарения от готового СПГ, а зона теплообмена выполнена с возможностью рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения;

причем зона теплообмена содержит по меньшей мере один витой трубный пучок, определяющий внутритрубное пространство и межтрубное пространство зоны теплообмена, при этом внутритрубное пространство определяет один или большее количество проходов сквозь зону теплообмена для охлаждения и/или сжижения первого потока текучей среды, а межтрубное пространство определяет проход сквозь зону теплообмена для нагревания отделенного газа мгновенного испарения;

при этом зона разделения выполнена с возможностью протекания газа мгновенного испарения, отделенного от готового СПГ в зоне разделения, из зоны разделения вверх в межтрубное пространство зоны теплообмена и сквозь него;

при этом кожух снабжен:

первым входным отверстием, сообщающимся по текучей среде с внутритрубным пространством зоны теплообмена, для ввода первого потока текучей среды, предназначенного для охлаждения и/или сжижения;

первым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с внутритрубным пространством зоны теплообмена, для отведения первого потока охлажденной и/или сжиженной текучей среды;

вторым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с межтрубным пространством зоны теплообмена, для отведения нагретого потока газа мгновенного испарения;

вторым входным отверстием, сообщающимся по текучей среде с зоной разделения, для ввода потока СПГ, содержащего газ мгновенного испарения, подлежащий отделению; и

третьим выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с зоной разделения, для отведения потока готового СПГ.

2. Устройство по п. 1, дополнительно содержащее туманоуловитель, расположенный между зоной теплообмена и зоной разделения.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что секция кожуха, в которой находится зона теплообмена, и секция кожуха, в которой находится зона разделения, имеют по существу одинаковый диаметр.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что секция кожуха, в которой находится зона разделения, имеет больший диаметр, чем секция кожуха, в которой находится зона теплообмена.

5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что зона разделения содержит одно или большее количество массообменных устройств для приведения нисходящей текучей среды в контакт с восходящим паром, причем второе входное отверстие расположено выше одного или большего количества массообменных устройств.

6. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что устройство дополнительно содержит ребойлерный теплообменник для нагревания части СПГ из нижнего конца зоны разделения, таким образом, чтобы генерировать пар, поднимающийся вверх сквозь зону разделения.

7. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что зона разделения представляет собой пустую секцию кожуха, определяющую зону отстойника для сбора СПГ и зону газоотделителя, находящуюся выше зоны отстойника и ниже зоны теплообмена, для сбора газа мгновенного испарения.

8. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что зона теплообмена содержит первый витой трубный пучок, расположенный выше второго витого трубного пучка, причем пучки определяют внутритрубное пространство и межтрубное пространство зоны теплообмена, при этом внутритрубное пространство определяет один или большее количество проходов сквозь зону теплообмена для охлаждения и/или сжижения первого потока текучей среды, а межтрубное пространство определяет проход сквозь зону теплообмена для нагревания отделенного газа мгновенного испарения;

при этом внутритрубное пространство, определяемое первым трубным пучком, сообщается по текучей среде с первым входным отверстием и определяет по меньшей мере один проход для охлаждения и/или сжижения первого потока текучей среды;

причем кожух снабжен четвертым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с внутритрубным пространством первого трубного пучка, для отведения охлажденной и/или сжиженной части первого потока текучей среды из первого трубного пучка; и

при этом внутритрубное пространство, определяемое вторым трубным пучком, сообщается по текучей среде с внутритрубным пространством первого трубного пучка и с первым выходным отверстием и определяет по меньшей мере один проход для дополнительного охлаждения и/или сжижения другой части первого потока текучей среды из первого трубного пучка.

9. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что кожух снабжен четвертым выходным отверстием, сообщающимся по текучей среде с межтрубным пространством зоны теплообмена и расположенным ниже второго выходного отверстия, для отведения частично нагретого потока газа мгновенного испарения при более низкой температуре, чем температура нагретого потока газа мгновенного испарения, отводимого из второго выходного отверстия.

10. Система для производства готового сжиженного природного газа (СПГ) и для рекуперации холода из газа мгновенного испарения, причем указанная система включает в себя:

основной криогенный теплообменник (ОКТ) для охлаждения и сжижения сырьевого потока природного газа таким образом, чтобы получить поток СПГ;

контур охлаждения, сообщающийся по текучей среде с ОКТ, для циркуляции основного хладагента и пропускания одного или большего количества холодных потоков хладагента сквозь ОКТ, таким образом, чтобы обеспечить холодопроизводительность для сжижения потока природного газа, причем один или большее количество холодных потоков хладагента нагреваются в ОКТ за счет непрямого теплообмена с потоком природного газа;

первое устройство для понижения давления, сообщающееся по текучей среде с ОКТ, для понижения давления всего потока СПГ или его части с образованием потока СПГ пониженного давления;

устройство по п. 1, сообщающееся по текучей среде с первым устройством для понижения давления, для отделения газа мгновенного испарения от потока СПГ пониженного давления и рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения с получением потока готового СПГ и нагретого потока газа мгновенного испарения.

11. Система по п. 10, отличающаяся тем, что первый поток текучей среды представляет собой вспомогательный сырьевой поток природного газа, предназначенный для охлаждения и сжижения в зоне теплообмена с образованием вспомогательного потока СПГ, причем система выполнена с возможностью понижения давления вспомогательного потока СПГ, а устройство по п. 1 выполнено с возможностью дополнительного приема вспомогательного потока СПГ пониженного давления, отделения газа мгновенного испарения от вспомогательного потока СПГ пониженного давления и рекуперации холода из отделенного газа мгновенного испарения.

12. Система по п. 10, отличающаяся тем, что контур охлаждения сообщается по текучей среде с устройством по п. 1, причем первый поток текучей среды представляет собой поток газообразного хладагента, предназначенный для охлаждения и/или сжижения в зоне теплообмена с образованием потока охлажденного и/или сжиженного хладагента, а контур охлаждения выполнен с возможностью ввода потока газообразного хладагента в первое входное отверстие устройства, отведения потока охлажденного и/или сжиженного хладагента из первого выходного отверстия устройства и пропускания потока охлажденного и/или сжиженного хладагента сквозь ОКТ.

13. Способ получения готового сжиженного природного газа (СПГ), причем в способе используют систему по п. 10, при этом способ включает в себя:

(a) пропускание сырьевого потока природного газа сквозь и охлаждение и сжижение сырьевого потока природного газа в ОКТ с получением потока СПГ;

(b) отведение потока СПГ из ОКТ и понижение давления всего потока СПГ или его части с образованием потока СПГ пониженного давления;

(c) ввод потока СПГ пониженного давления в зону разделения устройства и отделение газа мгновенного испарения от потока СПГ пониженного давления с получением потока готового СПГ; и

(d) рекуперацию холода из отделенного газа мгновенного испарения в зоне теплообмена устройства с образованием потока нагретого газа мгновенного испарения.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что первый поток текучей среды представляет собой вспомогательный сырьевой поток природного газа, причем стадия (d) включает в себя охлаждение и сжижение вспомогательного сырьевого потока природного газа в зоне теплообмена с образованием вспомогательного потока СПГ, при этом способ дополнительно включает в себя понижение давления вспомогательного потока СПГ, и ввод вспомогательного потока СПГ пониженного давления в зону разделения устройства для отделения газа мгновенного испарения от вспомогательного потока СПГ пониженного давления, а также рекуперацию холода из газа мгновенного испарения, отделенного от вспомогательного потока СПГ пониженного давления.

15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что первый поток текучей среды представляет собой поток хладагента, причем стадия (d) включает в себя охлаждение и/или сжижение потока хладагента в зоне теплообмена устройства с образованием потока охлажденного и/или сжиженного хладагента, при этом способ дополнительно включает в себя отведение потока охлажденного и/или сжиженного хладагента из устройства и пропускание потока охлажденного и/или сжиженного хладагента сквозь ОКТ.



 

Похожие патенты:

Предложен способ криогенного разделения сырьевого потока, содержащего метан и газы воздуха, содержащие азот и кислород. Сырьевой поток (1) охлаждают (4) с получением охлажденного потока (7), который является по меньшей мере частично конденсированным.

Изобретение относится к области использования природных ресурсов и может быть использовано в газоперерабатывающей промышленности. Комплекс по переработке природного газа с получением сжиженного природного газа (СПГ) регулируемого качества включает газоперерабатывающий блок с выработкой товарного природного газа, подготовленного к сжижению, этановой фракции и продуктов разделения широкой фракции углеводородов (ШФЛУ).

Изобретение относится к установке и способу для регенерации метанола и может быть использовано для борьбы с гидратообразованием при добыче, транспортировке и хранении углеводородного газа, а также в областях, где метанол применяют в качестве основы для производства топлива или формальдегидных смол.

Описан способ выделения высоко- и низкокипящих соединений из сырьевой фракции с высоким содержанием углеводородов, предпочтительно из природного газа, согласно которому сырьевую фракцию (1) частично конденсируют (E1, E2), ректификацией (T1) отделяют жидкую фракцию (8) с высоким содержанием высококипящих компонентов (первая ступень разделения).

Предложены способы и системы для удаления азота из углеводородосодержащего газа. Восстановление метана из углеводородосодержащего газа осуществляют с использованием системы хладагента.

Изобретение относится к системам и способам для извлечения легких углеводородов из газообразных отходов рафинирования с использованием турбодетандера в оконечной части системы.

Установка и способ служат для получения кислорода низкотемпературным разделением воздуха в системе дистилляционных колонн. Установка содержит колонну (1) высокого давления и колонну (2) низкого давления, главный конденсатор (3), линию (37) для продуктового кислорода, которая соединена с колонной (2) низкого давления, вспомогательную колонну (4), устройство для введения газообразной фракции (12), содержание кислорода в которой равно содержанию его в воздухе или выше, в сборник вспомогательной колонны (4), линию (19, 20, 20b) для флегмовой жидкости, для введения потока жидкости из колонны (1) высокого давления, главного конденсатора (3) или колонны (2) низкого давления в качестве флегмы на верх вспомогательной колонны (4), причем поток жидкости имеет содержание азота, которое по меньшей мере равно содержанию его в воздухе.

Способ сжижения сырьевого потока природного газа и удаления азота из него включает в себя пропускание сырьевого потока природного газа через главный теплообменник с образованием первого потока СПГ и разделение сжиженного или частично сжиженного потока природного газа в дистилляционной колонне с образованием обогащенного азотом парообразного продукта.

Изобретение может быть использовано в газоперерабатывающей и химической отраслях промышленности. Комплекс по переработке и сжижению природного газа включает газоперерабатывающий блок, блок сжижения подготовленного газа, магистральный газопровод сырьевого газа, магистральный газопровод товарного газа и блок транспортировки товарной продукции, объединенные трубопроводами.

Изобретение относится к сжижению потока сырьевого природного газа и удалению из него азота с получением обедненного азотом продукта LNG. Поток сырьевого природного газа проходит через главный теплообменник с получением первого потока LNG, который отделяется с образованием обедненного азотом продукта LNG и потока рецикла, состоящего из обогащенных азотом паров природного газа.

Предложен способ криогенного разделения сырьевого потока, содержащего метан и газы воздуха, содержащие азот и кислород. Сырьевой поток (1) охлаждают (4) с получением охлажденного потока (7), который является по меньшей мере частично конденсированным.
Изобретение относится к сжижению газов. В предложенном способе сжижения газообразного потока испарения посредством замкнутого цикла охлаждения текучий хладагент сжимают в первом средстве сжатия, охлаждают, снижают давление, после чего повторно нагревают в основном теплообменнике посредством теплообмена между потоком испарения, подлежащим сжижению, и текучим хладагентом.
Изобретение относится к способу сжижения потока природного газа посредством замкнутого цикла охлаждения и установке для его осуществления. Текучий хладагент сжимают в первом средстве сжатия, охлаждают, снижают давление, после чего повторно нагревают в основном теплообменнике посредством теплообмена между потоком подлежащего сжижению природного газа и текучим хладагентом.

Предложены способы и системы для удаления азота из углеводородосодержащего газа. Восстановление метана из углеводородосодержащего газа осуществляют с использованием системы хладагента.

Изобретение относится к сжижению богатой углеводородами фракции. Богатую углеводородами фракцию предварительно охлаждают и подвергают обработке для отделения воды и последующему процессу сушки перед сжижением.

Способ сжижения сырьевого потока природного газа и удаления азота из него включает в себя пропускание сырьевого потока природного газа через главный теплообменник с образованием первого потока СПГ и разделение сжиженного или частично сжиженного потока природного газа в дистилляционной колонне с образованием обогащенного азотом парообразного продукта.

Изобретение относится к низкотемпературному разделению воздуха. Установка разделения воздуха содержит основной воздушный компрессор, основной теплообменник (8) и систему дистилляционных колонн с колоннами высокого и низкого давления.

Изобретение относится к судам для транспортировки сжиженного газа, в частности к устройству для повторного сжижения, использующему отпарной газ в качестве охлаждающей текучей среды с тем, чтобы повторно сжижать отпарной газ, образующийся из резервуара-хранилища сжиженного газа, предусмотренного на судне.

Изобретение относится к газоперерабатывающей промышленности и может использоваться для сжижения природного газа. Трубопровод подвода природного газа подключен после смесителя к входу блока компрессии, на выходе из которого подключен к входу блока сжижения и проходит последовательно первый противоточный теплообменный аппарат, блок осушки блока комплексной очистки, первый вспомогательный теплообменный аппарат, блок очистки, дополнительный теплообменный аппарат и вторые вспомогательный и противоточный теплообменные аппараты и далее через дроссель-эжектор подключен на вход фазового сепаратора, на выходе из которого трубопровод с жидкой фазой подключен к криогенной емкости.

Группа изобретений относится к газоперерабатывающей промышленности. Комплекс сжижения природного газа содержит блоки комплексной очистки, компрессии, сжижения и блок газовой электростанции.

Изобретение относится к области использования природных ресурсов и может быть использовано в газоперерабатывающей промышленности. Комплекс по переработке природного газа с получением сжиженного природного газа (СПГ) регулируемого качества включает газоперерабатывающий блок с выработкой товарного природного газа, подготовленного к сжижению, этановой фракции и продуктов разделения широкой фракции углеводородов (ШФЛУ).

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа с получением готового СПГ. В указанных способах и системах используется устройство для отделения газа мгновенного испарения от потока сжиженного природного газа с получением готового СПГ и рекуперацией холода из газа мгновенного испарения. Устройство содержит кожух, в котором находятся зона теплообмена, где размещен витой теплообменник, и зона разделения. Зона теплообмена расположена выше зоны разделения и сообщается по текучей среде с ней. Газ мгновенного испарения отделяется от готового СПГ в зоне разделения и течет вверх из зоны разделения в зону теплообмена, где холод рекуперируется из отделенного газа мгновенного испарения. Техническим результатом является повышение компактности. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 10 ил., 3 табл.

Наверх