Способ сжижения природного газа Российский патент 2023 года по МПК F25J1/00 

Способ сжижения природного газа предназначен для производства сжиженного природного газа (СПГ) с рациональным обеспечением производства хладагентами и может быть использован на предприятиях газоперерабатывающей промышленности.

Процесс переработки природного газа в сжиженный газ в значительной степени зависит от свойств сырого газа, наличия в нем различных нежелательных примесей (Н₂О, СО₂, H₂S, Hg, N₂, He, OCS, меркаптаны и т.д.) и тяжелых углеводородов (ТУВ). Подготовка сырого газа на газоперерабатывающих предприятиях включает очистку от примесей с последующим компримированием и криогенной переработкой, являющейся высокоэнергозатратным процессом. На модуль сжижения газа приходится 45% капитальных затрат всего завода по производству СПГ, что составляет 25-35% всех затрат проекта и до 50% последующих эксплуатационных затрат (О.В. Крюков. Развитие технологий производства сжиженного природного газа. Химическая техника - 2015, №1). Технологии сжижения основаны на использовании холодильных циклов, в которых хладагент посредством последовательного расширения и сжатия охлаждает встречный поток природного газа. Большинство современных технологий сжижения газа предполагает использование нескольких холодильных циклов, поскольку при этом более совершенен процесс конденсации природного газа. В крупнотоннажных технологических процессах сжижение природного газа осуществляется двумя способами: каскадным (каскад «пропан - этилен - метан») или замкнутыми холодильными циклами с использованием смешанных хладагентов. Более 80% действующих заводов по производству СПГ применяют смешанный хладагент с предварительным пропановым охлаждением (C₃ MR), четверть из них приходится на модификации данной технологии (AP-X и технологию Split MR). (В.В. Василевич и др. Сравнительный анализ современных технологий крупнотоннажного производства сжиженного природного газа. Газовая промышленность - 2017, №9, 757). Выбор способа сжижения природного газа определяется исходным составом природного газа. Все современные технологии сжижения используют потенциал природных хладагентов, таких как вода или воздух в зависимости от территориального расположения предприятий.

Использование обширного набора хладагентов (вода, воздух, индивидуальные и смешанные углеводороды и др.) приводит к формированию в схеме производства сжиженного природного газа большого числа замкнутых и разомкнутых циклов теплообмена с охлаждением и нагреванием хладагентов, что усложняет и удорожает производство СПГ. Наличие в природном газе большого числа примесей создает еще одну проблему при его сжижении: поскольку основная доля производства СПГ приходится на арктический север и дальний восток, то существенно усложняется дальнейшая утилизация извлекаемых примесей, в частности, широкой фракции легких углеводородов, являющихся ценным сырьем газохимической промышленности и более дорогих, чем топливный метан.

Известен объединенный многоконтурный способ охлаждения для сжижения газа, включающий охлаждение подаваемого газового потока последовательно, по меньшей мере, в двух зонах теплообмена для обеспечения сжиженного продукта, в котором охлаждение потока подаваемого газа обеспечивают посредством испаряющихся хладагентов. Хладагент в диапазоне самых холодных температур только частично испаряют в самой холодной зоне теплообмена, чтобы получить частично испаренный хладагент. Осуществляют рециркуляцию частично испаренного хладагента в процессе рециркуляционного охлаждения, который включает стадии дополнительного испарения частично испаренного хладагента в зоне дополнительного теплообмена при температурах выше самой высокой температуры в самой холодной зоне теплообмена, сжатия дополнительно испаренного хладагента и охлаждения потока сжатого хладагента, чтобы получить самый холодный хладагент. Весь поток сжатого хладагента охлаждают посредством стадий охлаждения всего потока сжатого хладагента в зоне дополнительного теплообмена посредством косвенного теплообмена с дополнительно испаряющимся частично испаренным хладагентом или охлаждения всего потока сжатого хладагента в зоне теплообмена, предшествующей самой холодной зоне теплообмена, посредством косвенного теплообмена с соответствующим испаряющимся хладагентом, дополнительного охлаждения сжатого хладагента в зоне дополнительного теплообмена посредством косвенного теплообмена с частично испаренным хладагентом (патент на изобретение RU 2307990, МПК F25J 1/02, заявл. 16.03.2004 г., опубл. 10.10.2007 г.). Недостатками изобретения являются:

• применение многоконтурных схем сжижения сопровождается большим количеством используемого дорогостоящего динамического оборудования;

• использование газожидкостного потока для охлаждения в последовательно расположенном оборудовании требует соблюдения определенных гидродинамических условий течения среды, что в свою очередь может сильно ограничить диапазон работы установки.

Известен также комбинированный цикл сжижения газа, использующий множество детандеров, включающий охлаждение исходного газа первой холодильной системой в первой теплообменной зоне и отведение по существу сжиженного исходного потока из нее; при этом выполняют дальнейшее охлаждение по существу сжиженного исходного потока во второй теплообменной зоне за счет косвенного теплообмена с одним или несколькими потоками расширенного с совершением работы хладагента, обеспечиваемыми второй холодильной системой, и охлажденный в еще большей степени по существу сжиженный исходный поток отводят из нее. По меньшей мере один поток из числа одного или нескольких потоков расширенного с совершением работы хладагента обеспечивают сжатием одного или нескольких паров хладагента, чтобы обеспечить поток сжатого хладагента; при этом охлаждают весь, или его часть, поток сжатого хладагента в третьей теплообменной зоне, чтобы обеспечить поток охлажденного сжатого хладагента; и расширяют с совершением работы поток охлажденного сжатого хладагента, чтобы обеспечить один поток из числа одного или нескольких потоков расширенного с совершением работы хладагента. Расход потока расширенного с совершением работы хладагента во второй теплообменной зоне меньше совокупного расхода одного или нескольких потоков расширенного с совершением работы хладагента в третьей теплообменной зоне; либо дополнительный цикл охлаждения обеспечивают для третьей теплообменной зоны третьей холодильной системой. Использование изобретения позволит повысить КПД и эксплуатационную гибкость процессов сжижения газа (патент на изобретение RU 2331826, МПК F25J 1/062, заявл. 14.09.2004 г., опубл. 20.08.2008 г.). Недостатками изобретения являются:

• обеспечение определенного фазового равновесия на этапе компримирования и воздушного и/или водяного охлаждения потоков смешанного хладагента, в данном изобретении не рассматривается;

• охлаждение исходного газа первой холодильной системой в первой теплообменной зоне и отведение по существу сжиженного исходного потока из нее приводит к конденсации всех углеводородов исходного газа, что приводит к потере тяжелых углеводородов природного газа, являющихся ценным сырьем нефтехимии и газохимии.

Известен также способ производства СПГ, характеризующийся разделением сырьевого потока природного газа на технологический и продукционный потоки, где технологический поток направляют в расширительное устройство, в частности турбодетандер, продукционный поток направляют на охлаждение и сжижение, при этом технологический поток перед подачей в расширительное устройство нагревают в теплообменниках тепловой энергией газа, переносимой холодильным циклом от продукционного потока к технологическому, а внутреннюю энергию сжатого газа, извлекаемую в расширительном устройстве, используют для сжатия хладагента холодильного цикла и охлаждения продукционного потока газа, совмещая таким образом необходимый по технологическому циклу нагрев природного газа перед расширительным устройством и полезное использование энергии сжатого газа для производства СПГ (патент на изобретение RU 2772632, МПК F25J 1/00, F25J 1/02, заявл. 25.05.2021 г., опубл. 23.05.2022 г.). Недостатками изобретения являются:

• технологический поток составляет 85-90% от исходного природного газа, что соответственно снижает выход СПГ от исходного сырья;

• тяжелые углеводороды извлекаются только из продукционного потока и в основной массе теряются с технологическим потоком;

• в период пуска производства после строительства и ремонта, а также в форс мажорных обстоятельствах длительное время СПГ или не производится или производится в количествах меньших проектных из-за недостатка хладагента, вырабатываемого из продукционного потока;

• в малонаселенных районах добычи природного газа (арктический север, дальний восток) добытый, но не сжиженный природный газ сжигается на факелах, что приводит к утрате до 90% добытого природного ресурса во время простоя или пуска производства сжиженного природного газа;

• мощность производства СПГ ограничена потреблением природного газа, вырабатываемого из технологического потока и направляемого в сеть низкого давления.

Известен также, являющийся прототипом, способ ввода в действие установки СПГ, содержащей блок сжижения, расположенный на пути потока установки, содержащий следующие этапы:

- удаление СПГ из первого положения на пути потока после блока сжижения;

- испарение удаленного СПГ или нагрев удаленного СПГ таким образом, что удаленный СПГ преобразуется в газообразную фазу;

- подача испаренного или преобразованного СПГ обратно на путь потока во втором положении перед блоком сжижения;

- пропускание всего обратно поданного СПГ через блок сжижения;

- повторение этих этапов для циркуляции СПГ через блок сжижения до тех пор, пока теплообменники в блоке сжижения не достигнут температуры, подходящей для нормальной работы установки СПГ (патент на изобретение RU 2561958, МПК F25J 1/02, заявл. 25.02.2011 г., опубл. 10.09.2015 г.). Недостатками изобретения являются:

• необходимость в наличии достаточного запаса СПГ для формирования холодильного цикла;

• значительная продолжительность пускового периода;

• невозможность первичного запуска производства в связи с отсутствием хладагента.

Общим недостатком рассмотренных способов производства СПГ является необходимость осуществления длительного пускового периода производства, связанная с наработкой хладагента, и потери в некоторых случаях значительной части исходного природного газа.

При создании изобретения ставилась задача разработки способа сжижения природного газа, обеспечивающего ускорение пускового периода и выработки за счет этого дополнительного количества СПГ и компенсирующего потери хладагента за счет использования дополнительных ресурсов исходного природного газа.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе сжижения природного газа, включающем процедуры:

а) очистки сырьевого природного газа от нежелательных примесей и подготовки к сжижению;

б) предварительного охлаждения природного газа потоком индивидуального однокомпонентного хладагента или потоком многокомпонентного смешанного хладагента;

в) сжижения предварительно охлажденного природного газа потоком индивидуального однокомпонентного хладагента или потоком многокомпонентного смешанного хладагента;

г) переохлаждения природного газа потоком индивидуального однокомпонентного хладагента или потоком многокомпонентного смешанного хладагента;

д) дросселирования переохлажденного СПГ;

е) хранения СПГ;

ж) компримирования и циркуляции потоков индивидуальных однокомпонентных хладагентов и/или потока многокомпонентного смешанного хладагента;

з) приема, подготовки и хранения компонентов хладагента,

при выполнении процедуры а) осуществляют извлечение из природного газа компонентов, используемых в рамках выполнения процедур б) и/или в) и/или г) в качестве индивидуальных или составных частей смешанных хладагентов, при этом в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедур б) и/или в) и/или г) используются принятые со стороны и подготовленные в рамках выполнения процедуры з) компоненты хладагента, а затем производится плавный частичный или полный переход работы со сторонних компонентов хладагента на извлеченные при выполнении процедуры а) собственные компоненты хладагента.

В поступающем на сжижение природном газе помимо метана всегда присутствуют в тех или иных количествах этан, пропан, бутан, которые как в чистом виде, так и в смесях могут служить хладагентами, используемыми в холодильных циклах, и при извлечении их из поступающего природного газа в ходе выполнения процедуры а) могут далее вводиться в циркулирующие потоки индивидуальных однокомпонентных хладагентов и/или потока многокомпонентного смешанного хладагента процедуры ж) для компенсации потерь хладагентов в процессе производства сжиженного газа, при этом используются дополнительные ресурсы исходного природного газа.

В ходе выполнения процедуры а) поступающий природный газ подвергают также очистке от метанола, сероводорода и диоксида углерода, осушке, извлечению ртути любым известным способом. При пуске производства сжиженного газа в эксплуатацию после строительства или капитального ремонта необходимый для выполнения процедур б) и/или в) и/или г) хладагент в жидкой фазе завозится на предприятие со стороны железнодорожными или автомобильными цистернами или в танках газовозах и хранится в резервуарах в рамках выполнения процедуры з), что позволяет сократить продолжительность пускового периода по сравнению с наработкой хладагента из части углеводородного сырья. В ходе эксплуатации производства СПГ может производится плавный частичный или полный переход работы со сторонних компонентов хладагента на извлеченные при выполнении процедуры а) собственные компоненты хладагента, что уменьшает поставку хладагента со стороны.

Целесообразно при выполнении процедуры а) для извлечения из природного газа компонентов хладагента использовать процесс низкотемпературной ректификации или низкотемпературной абсорбции, при ректификации можно вырабатывать хладагент как индивидуальный компонент, а при регенерации абсорбента - смешанный хладагент.

Рекомендуется в качестве индивидуального однокомпонентного хладагента при выполнении процедуры б) предварительного охлаждения природного газа использовать пропан или пропилен с температурой испарения, соответственно, минус 42 и минус 48°C, при этом в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедуры б) использовать принятый со стороны и подготовленный в рамках выполнения процедуры з) пропилен, а затем произвести плавный полный или частичный переход работы с пропилена на извлеченный при выполнении процедуры а) пропан или пропан-пропиленовую смесь.

Рекомендуется также в качестве индивидуального однокомпонентного хладагента при выполнении процедуры в) сжижения предварительно охлажденного природного газа использовать этан или этилен с температурой испарения, соответственно, минус 89 и минус 103°С , при этом в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедуры в) использовать принятый со стороны и подготовленный в рамках выполнения процедуры з) этилен, а затем произвести плавный полный или частичный переход работы с этилена на извлеченный при выполнении процедуры а) этан или этан-этиленовую смесь.

Кроме того, рекомендуется в качестве индивидуального однокомпонентного хладагента при выполнении процедуры г) переохлаждения природного газа использовать метан или азот с температурой испарения, соответственно, минус 162 и минус 196°C. Подобное использование различных хладагентов позволяет использовать более дешевые хладагенты, при относительно высоких температурах сжижаемого природного газа на начальных стадиях процесса, что снижает стоимость товарного сжиженного газа.

Полезно в рамках выполнения процедуры ж) предусматривать компримирование смешанного хладагента, состоящего из азота и/или метана и/или этана и/или этилена и/или пропана и/или пропилена и/или бутана и/или изобутана, по меньшей мере в две стадии с промежуточным охлаждением в воздушных и/или водяных холодильниках и разделением в системе сепараторов на потоки тяжелого жидкого смешанного хладагента, используемого после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагента при выполнении процедур б) или в), и газообразного смешанного хладагента, используемого после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагента при выполнении процедур в) или г) с реализацией одноконтурной схемы сжижения, что обеспечивает вариативность способа сжижения природного газа как по набору смешанных хладагентов, так и по температурам реализации процедур охлаждения сжижаемого природного газа.

Возможен также вариант использования смешанных хладагентов, при котором поток тяжелого жидкого смешанного хладагента используется после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагента при выполнении процедуры б), а поток газообразного смешанного хладагента охлаждается, частично конденсируется и сепарируется с формированием среднего смешанного жидкого хладагента и легкого газообразного смешанного хладагента, используемых после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагентов при выполнении процедур в) и г) соответственно.

Полезно в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедур б) и/или в) и/или г) в составе смешанного хладагента использовать принятые со стороны и подготовленные в рамках выполнения процедуры з) этилен и/или пропилен, а затем произвести плавный частичный или полный переход работы с этилена и/или пропилена на извлеченные при выполнении процедуры а) этан и/или этан-этиленовую смесь и/или пропан и/или пропан-пропиленовую смесь.

При выделении из природного газа этана и/или пропана и/или бутана и/или изобутана в рамках выполнения процедуры а) в избытке по отношению к потерям указанных компонентов при циркуляции хладагента в рамках выполнения процедуры ж) и при их хранении в рамках выполнения процедуры з) избыточное количество извлеченных компонентов направляют в сжиженный природный газ. При этом не исключается возможность использования избытка парафиновых углеводородов С₂-С₄ в качестве сырья газохимического предприятия при его наличии и доступности в данном регионе.

Необходимо при выделении из природного газа этана и/или пропана и/или бутана и/или изобутана в рамках выполнения процедуры а) в недостатке по отношению к потерям указанных компонентов при циркуляции хладагента в рамках выполнения процедуры ж) и при их хранении в рамках выполнения процедуры з) данный недостаток восполнять за счет стороннего этилена и/или этана и/или пропилена и/или пропана и/или бутана и/или изобутана, при этом, как вариант, вместо стороннего этилена можно также использовать стороннюю этан-этиленовую фракцию.

При выполнении процедуры з) предусматривается адсорбционная очистка компонентов хладагентов от нежелательных критических примесей с обеспечением возможности проведения предпусковой регенерации адсорбентов. К таким примесям, в частности, относится метанол, добавляемый в поступающий на производство природный газ для предотвращения образования кристаллогидратов. Предпусковая регенерация может осуществляться любым известным методом, приемлемым в условиях конкретного производства СПГ.

Целесообразно для снижения потерь хладагента в рамках выполнения процедуры з) пары этана, образующиеся при хранении этана, принятого со стороны или извлеченного из природного газа в рамках выполнения процедуры а), направлять в трубопровод отпарного газа резервуара хранения СПГ, реализованного в рамках процедуры е).

Рекомендуется при наработке хладагента при выполнении процедуры а) из природного газа извлекать этан и/или пропан и/или бутан и/или изобутан как компонент или группу компонентов с максимальной концентрацией в исходном природном газе.

Реализуемость заявляемого способа сжижения природного газа в качестве примера иллюстрируется одной из возможных схем установки получения СПГ, приведённой на фигуре 1, с использованием следующих обозначений:

101 - звено подготовки природного газа к сжижению;

101а - подзвено очистки сырьевого природного газа от нежелательных примесей и компримирования подготовленного к сжижению газа;

101б - подзвено фракционирования углеводородов C_{2 и выше};

102 - звено компримирования и циркуляции смешанного хладагента;

103 - звено приема, подготовки и хранения компонентов хладагента;

201 - теплообменник предварительного охлаждения природного газа;

202 - теплообменник сжижения природного газа;

203 - теплообменник переохлаждения СПГ;

301 - резервуар хранения СПГ;

401-404 - регулирующие клапаны;

1-34 - трубопроводы.

Установка получения СПГ согласно фигуре 1 функционирует следующем образом. Сырьевой природный газ c давлением 6,3 МПа (изб.) и температурой 20 °C подается по трубопроводу 1 в подзвено очистки сырьевого природного газа от нежелательных примесей и компримирования подготовленного к сжижению газа 101а для очистки от нежелательных примесей, таких как ртуть, метанол, диоксид углерода, вода и тяжелые углеводороды, компримируется до 7,5 МПа (изб.) и направляется по трубопроводу 2 в теплообменник предварительного охлаждения природного газа 201, далее по трубопроводу 3 в теплообменник сжижения природного газа 202 и по трубопроводу 4 в теплообменник переохлаждения СПГ 203, в которых последовательно охлаждается до минус 40°C, минус 110°C и минус 150°C, соответственно. Затем поток переохлажденного СПГ подается по трубопроводу 5 в регулирующий клапан 401, где давление сбрасывается до 6 кПа (изб.) и далее поступает по трубопроводу 6 в резервуар хранения СПГ 301. Товарный СПГ выводится с установки по трубопроводу 7. В процессе низкотемпературной очистки природного газа от тяжелых углеводородов образующаяся фракция углеводородов C_{2 и выше} отводится по трубопроводу 8 в подзвено фракционирования углеводородов С_{2 и выше} 101б, в котором производится низкотемпературное разделение потока на этан, пропан, изобутан и стабилизированный остаток фракционирования, состоящий из углеводородов C_{5 и выше}, который выводится по трубопроводу 9 в качестве товарного продукта. Подзвено очистки сырьевого природного газа от нежелательных примесей и компримирования подготовленного к сжижению газа 101а и подзвено фракционирования углеводородов C_{2 и выше} 101б формируют звено подготовки природного газа к сжижению 101. В качестве хладагента для охлаждения природного газа используется смесь, состоящая из изобутана, пропана, этана или этилена, метана и азота, для циркуляции которой через систему теплообменников: теплообменник предварительного охлаждения природного газа 201, теплообменник сжижения природного газа 202, теплообменник переохлаждения СПГ 203 предусматривается звено компримирования и циркуляции смешанного хладагента 102. В звене компримирования и циркуляции смешанного хладагента 102 за счет последовательного компримирования, как минимум в две стадии, воздушного или водяного межступенчатого охлаждения и разделения сжатых и охлажденных потоков в системе сепараторов формируется поток тяжелого смешанного хладагента (ТСХ), состоящего преимущественно из изобутана, пропана, этана или этилена, поток среднего смешанного хладагента (ССХ), состоящего преимущественно из пропана, этана или этилена, метана, поток легкого смешанного хладагента (ЛСХ), состоящего преимущественно из этана или этилена, метана и азота.

Поток ЛСХ поступает по трубопроводу 10 на охлаждение до минус 40 °C в теплообменник предварительного охлаждения природного газа 201, далее по трубопроводу 11 на охлаждение до минус 110°C в теплообменник сжижения природного газа 202, далее по трубопроводу 12 на охлаждение до минус 150°C в теплообменник переохлаждения СПГ 203, далее по трубопроводу 13 поступает в регулирующий клапан 404, в котором сбрасывается давление до 0,4 МПа (изб.), и после по трубопроводу 14 в качестве хладагента в теплообменник переохлаждения СПГ 203, после которого по трубопроводу 15 поступает на смешение с потоком ССХ низкого давления.

Поток ССХ поступает по трубопроводу 16 на охлаждение до минус 40°C в теплообменник предварительного охлаждения природного газа 201, далее по трубопроводу 17 на охлаждение до минус 110°C в теплообменник сжижения природного газа 202 и далее поступает по трубопроводу 18 в регулирующий клапан 403 для сброса давления до 0,35 МПа (изб.), смешивается с потоком ЛСХ низкого давления и общим потоком поступает по трубопроводу 19 в качестве хладагента в теплообменник сжижения природного газа 202, после которого смешивается с потоком ТСХ низкого давления.

Поток ТСХ поступает по трубопроводу 21 на охлаждение до минус 40°C в теплообменник предварительного охлаждения природного газа 201 и после сброса давления в регулирующем клапане 402 до 0,3 МПа (изб.) смешивается с суммарным потоком ССХ и ЛСХ низкого давления, поступающим по трубопроводу 20, и общим потоком поступает по трубопроводу 23 в качестве хладагента в теплообменник предварительного охлаждения природного газа 201, после которого по трубопроводу 24 направляется в звено компримирования и циркуляции смешанного хладагента 102.

Для пуска установки предусматривается прием компонентов хладагента со стороны. Этилен, пропан, изобутан поступают в звено приема, подготовки и хранения компонентов хладагента 103 по трубопроводам 25, 26 и 27, соответственно. В звене приема, подготовки и хранения компонентов хладагента 103 предусматриваются соответствующие емкости хранения компонентов хладагента и оборудование для их доочистки в случае необходимости. Первичное заполнение системы циркуляции хладагента звена компримирования и циркуляции смешанного хладагента 102 и подпитка компонентов хладагента для компенсации потерь предусматривается по трубопроводам подачи компонентов хладагента 31, 32 и 33, соответственно. После полного запуска установки сжижения природного газа предусматривается подача извлеченных этана, пропана и изобутана от подзвена фракционирования углеводородов C_{2 и выше} 101б в звено приема, подготовки и хранения компонентов хладагента 103 по трубопроводам 28, 29 и 30, соответственно, с обеспечением плавного замещения поступающих со стороны этилена, пропан и изобутана по трубопроводам 25, 26 и 27, соответственно. В случае избыточной выработки одного или нескольких извлеченных в подзвене фракционирования углеводородов C_{2 и выше} 101б компонентов хладагента предусматривается подача по трубопроводу 34 для вовлечения данного избытка в поток подготовленного к сжижению природного газа, что в свою очередь увеличит калорийность производимого СПГ.

Пример

Выполнены проектные расчеты среднетоннажного производства СПГ мощностью 1,2 млн т/год. В качестве сырьевого газа рассмотрено два варианта состава - сухой и жирный газ. Смешанный хладагент (СХ) состоит из следующих компонентов: метан, этан или этилен, пропан, изобутан, азот. Технология позволяет применить как этан, так и этилен. В связи с недоступностью поставки со стороны этана, рассматривается поставка этилена и пуск установки производства СПГ на привозных этилене, пропане и изобутане. Рассмотрена целесообразность извлечения этана, пропана и изобутана из природного газа для использования в качестве компонентов СХ. Для возможности извлечения компонентов СХ из природного газа потребуется в низкотемпературном блоке удаления тяжелых углеводородов предусмотреть дополнительные ректификационные колонные (капитальные затраты небольшие относительно всего Комплекса сжижения).

Исходные данные:

Число часов работы в год - 8000 ч/год.

Степень извлечения компонентов СХ из природного газа - 70 % (для расчета времени первичного заполнения).

Состав сырьевого природного газа приведен в Таблице 1.

Объем компонентов хладагента для первичного заполнения системы и их годовое потребление (подпитка контура СХ в связи с потерями компонентов через уплотнения компрессоров) приведен в Таблице 2:

Как правило, пуск производства СПГ производится при 30%-yой нагрузке от номинальной мощности производства. При указанной нагрузке необходимое время для накопления компонентов хладагента для первичного заполнения системы при работе на сухом и жирном природном газе приведено в Таблице 3.

Расчеты показали, что в случае переработки жирного газа можно заполнить систему хладагента сторонним пропаном, изобутаном и собственным этаном, накопленным за трое суток, что снижает затраты на доставку сторонних хладагентов.

Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу разработки способа сжижения природного газа, обеспечивающего ускорение пускового периода и выработки за счет этого дополнительного количества сжиженного природного газа и компенсирующего потери хладагента за счет использования дополнительных ресурсов исходного природного газа.

Таблица 1 - Состав сырьевого природного газа Компонент Состав природного газа, % масс. Сухой газ Жирный газ Метан 96,30 90,96 Этан 1,05 6,02 Пропан 0,07 1,12 Изобутан 0,06 0,32 Бутан 0,02 0,31 С_{5 и выше} 0,08 0,29 Азот 2,42 0,98 НТС, кДж/кмоль 796 138 829 410

Таблица 2 - Объем компонентов хладагента для первичного заполнения системы и их годовое потребление Компонент Первичное заполнение, т Годовое потребление, т/год Этан/этилен 130 65 Пропан 105 55 Изобутан 165 70

Таблица 3 - Время для накопления компонентов хладагента для первичного заполнения системы при работе на сухом и жирном природном газе Компонент Время для первичного заполнения, сутки На сухом природном газе На жирном природном газе Этан 17 3 Пропан 199 13 Изобутан 364 69

Изобретение относится к производству сжиженного природного газа с рациональным обеспечением производства хладагентами и может быть использовано на предприятиях газоперерабатывающей промышленности. Способ сжижения природного газа включает очистку сырьевого природного газа от нежелательных примесей и подготовку к сжижению, предварительное охлаждение, сжижение и переохлаждение природного газа потоками хладагентов, дросселирование переохлажденного сжиженного природного газа (СПГ) и хранение СПГ. При этом осуществляют компримирование и циркуляцию потоков хладагентов. При очистке и подготовке газа осуществляют извлечение из природного газа компонентов, используемых в качестве хладагентов. В период пуска производства в эксплуатацию используются принятые со стороны и подготовленные компоненты хладагента, а затем производится плавный частичный или полный переход работы со сторонних компонентов хладагента на извлеченные собственные компоненты хладагента. Технический результат состоит в обеспечении ускорения пускового периода и выработки за счет этого дополнительного количества сжиженного природного газа, а также компенсации потери хладагента. 15 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 1 пр.

1. Способ сжижения природного газа, включающий процедуры:

а) очистки сырьевого природного газа от нежелательных примесей и подготовки к сжижению;

б) предварительного охлаждения природного газа потоком индивидуального однокомпонентного хладагента или потоком многокомпонентного смешанного хладагента;

в) сжижения предварительно охлажденного природного газа потоком индивидуального однокомпонентного хладагента или потоком многокомпонентного смешанного хладагента;

г) переохлаждения природного газа потоком индивидуального однокомпонентного хладагента или потоком многокомпонентного смешанного хладагента;

д) дросселирования переохлажденного сжиженного природного газа (СПГ);

е) хранения СПГ;

ж) компримирования и циркуляции потоков индивидуальных однокомпонентных хладагентов и/или потока многокомпонентного смешанного хладагента;

з) приема, подготовки и хранения компонентов хладагента,

отличающийся тем, что при выполнении процедуры а) осуществляют извлечение из природного газа компонентов, используемых в рамках выполнения процедур б) и/или в), и/или г) в качестве индивидуальных или составных частей смешанных хладагентов, при этом в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедур б) и/или в), и/или г) используются принятые со стороны и подготовленные в рамках выполнения процедуры з) компоненты хладагента, а затем производится плавный частичный или полный переход работы со сторонних компонентов хладагента на извлеченные при выполнении процедуры а) собственные компоненты хладагента.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при выполнении процедуры а) для извлечения из природного газа компонентов хладагента используют процесс низкотемпературной ректификации или низкотемпературной абсорбции.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве индивидуального однокомпонентного хладагента при выполнении процедуры б) используют пропан или пропилен.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедуры б) используют принятый со стороны и подготовленный в рамках выполнения процедуры з) пропилен, а затем производят плавный полный или частичный переход работы с пропилена на извлеченный при выполнении процедуры а) пропан или пропан-пропиленовую смесь.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве индивидуального однокомпонентного хладагента при выполнении процедуры в) используют этан или этилен.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедуры в) используют принятый со стороны и подготовленный в рамках выполнения процедуры з) этилен, а затем производят плавный полный или частичный переход работы с этилена на извлеченный при выполнении процедуры а) этан или этан-этиленовую смесь.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве индивидуального однокомпонентного хладагента при выполнении процедуры г) используют метан или азот.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в рамках выполнения процедуры ж) предусматривают компримирование смешанного хладагента, состоящего из азота и/или метана, и/или этана и/или этилена, и/или пропана и/или пропилена, и/или бутана и/или изобутана, по меньшей мере в две стадии с промежуточным охлаждением в воздушных и/или водяных холодильниках и разделением в системе сепараторов на потоки тяжелого жидкого смешанного хладагента, используемого после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагента при выполнении процедур б) или в), и газообразного смешанного хладагента, используемого после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагента при выполнении процедур в) или г) с реализацией одноконтурной схемы сжижения.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что поток тяжелого жидкого смешанного хладагента используют после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагента при выполнении процедуры б), а поток газообразного смешанного хладагента охлаждают, частично конденсируют и сепарируют с формированием среднего смешанного жидкого хладагента и легкого газообразного смешанного хладагента, используемых после переохлаждения и дросселирования в качестве хладагентов при выполнении процедур в) и г) соответственно.

10. Способ по пп. 8 и 9, отличающийся тем, в период пуска производства в эксплуатацию при выполнении процедур б) и/или в), и/или г) в составе смешанного хладагента используют принятые со стороны и подготовленные в рамках выполнения процедуры з) этилен и/или пропилен, а затем производят плавный частичный или полный переход работы с этилена и/или пропилена на извлеченные при выполнении процедуры а) этан и/или этан-этиленовую смесь и/или пропан и/или пропан-пропиленовую смесь.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при выделении из природного газа этана и/или пропана и/или бутана и/или изобутана в рамках выполнения процедуры а) в избытке по отношению к потерям указанных компонентов при циркуляции хладагента в рамках выполнения процедуры ж) и при их хранении в рамках выполнения процедуры з) избыточное количество извлеченных компонентов направляют в сжиженный природный газ.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при выделении из природного газа этана и/или пропана, и/или бутана, и/или изобутана в рамках выполнения процедуры а) в недостатке по отношению к потерям указанных компонентов при циркуляции хладагента в рамках выполнения процедуры ж) и при их хранении в рамках выполнения процедуры з) данный недостаток восполняют за счет стороннего этилена и/или этана, и/или пропилена и/или пропана, и/или бутана и/или изобутана.

13. Способ по п. 12 отличающийся тем, что вместо стороннего этилена используют стороннюю этан-этиленовую фракцию.

14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при выполнении процедуры з) предусматривают адсорбционную очистку компонентов хладагентов от нежелательных критических примесей с обеспечением возможности проведения предпусковой регенерации адсорбентов.

15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в рамках выполнения процедуры з) пары этана, образующиеся при хранении этана, принятого со стороны или извлеченного из природного газа в рамках выполнения процедуры а), направляют в трубопровод отпарного газа резервуара хранения СПГ, реализованного в рамках процедуры е).

16. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что при выполнении процедуры а) из природного газа извлекают этан и/или пропан и/или бутан и/или изобутан.