СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В УСЛОВИЯХ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ
LIQUEFIED NATURAL GAS UNDER CONDITIONS OF THE GAS DISTRIBUTION STATION PRODUCTION METHOD

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям сжижения природного газа (СПГ).
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2247908, опубл. 10.03.2005 г.), согласно которому газ с входа газораспределительной станции (ГРС) разделяют на два потока, один из которых подают в расширительную турбину детандер-компрессорного агрегата, а второй - в газовый компрессор этого же агрегата. Охлажденный газ с выхода турбины направляют в межтрубное пространство одного из двух переключающихся теплообменников-вымораживателей, а затем на выход ГРС. Сжатый газ с выхода газового компрессора также разделяют на две части, одну из которых направляют сначала в один из двух переключающихся теплообменников-вымораживателей, а затем в рекуперативный теплообменник. После теплообменника газ разделяют на два потока, каждый из которых дросселируют, и один подают в конденсатосборник, а другой смешивают с газом низкого давления, выходящим из конденсатосборника. Вторую часть потока сжатого газа с выхода газового компрессора направляют в вихревую трубу, генерирующую горячий газ низкого давления для отогрева выведенного из работы предварительного теплообменника-вымораживателя и холодный, подаваемый на дополнительное охлаждение потока сжатого газа, проходящего через работающий предварительный теплообменник-вымораживатель.
Недостатки данного способа заключаются в подключении внедряемого оборудования параллельно самой станции, что приводит к неполному извлечению избыточной энергии магистрального потока газа. Также в рамках данного способа применяется такое сложное в изготовлении оборудование, обладающее низкими показателями надежности, как детандер-компрессорный агрегат и вихревая труба. Отсутствие системы предварительной очистки и осушки газа создает опасность выпадения конденсата в турбине детандер-компрессорного агрегата.
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2306500, опубл. 20.09.2007 г.), который предполагает, что газовый поток с входа газораспределительной станции разделяется на три потока, один из которых подается в основной теплообменник верхнего температурного уровня, второй - параллельно ему в байпасный трубопровод с регулирующим вентилем, третий поток подается на вход вспомогательного теплообменника. Далее первый и второй потоки смешиваются, а затем снова разделяются на две части, большая часть направляется на вход расширительной турбины детандер-компрессорного агрегата, а меньшая часть - на вход теплообменника нижнего температурного уровня. Охлажденный газ низкого давления с выхода детандера последовательно направляется в основной теплообменник нижнего температурного уровня, основной теплообменник верхнего температурного уровня, а затем на вход компрессора - детандер компрессорного агрегата, где он сжимается до давления, соответствующего давлению газа на выходе с газораспределительной станции, и направляется в ее выходную магистраль. Охлажденный газ высокого давления после основного теплообменника нижнего температурного уровня смешивается с потоком газа после вспомогательного теплообменника, дросселируется, несжижившаяся часть отводится и подается в вспомогательный теплообменник и далее на выход газораспределительной станции.
Недостатки данного способа заключаются в неполном извлечении избыточной энергии магистрального потока газа, за счет подключения внедряемого оборудования параллельно самой станции. Низкие показатели надежности оборудования детандер-компрессорного агрегата снижают данный показатель для всего способа. Предлагаемая система очистки газа не позволяет избежать образования отложений и выпадения жидкой фазы компонентов газовой смеси в турбодетандерном агрегате.
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2541360, опубл. 10.02.2015 г.), согласно которому входящий поток газа очищают от примесей и компримируют до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала. Жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя.
Недостатки данного способа заключаются в подключении внедряемого оборудования параллельно газораспределительной станции, что приводит к неполному извлечению избыточной энергии магистрального потока газа. За счет применения вращательного момента на валу турбодетандера для непосредственного приведения в действие компрессора создается ситуация, при которой наблюдается взаимная зависимость работы данного оборудования. Конденсация тяжелых углеводородов в сопловом узле детандера обладает недостаточной эффективностью для полного исключения попадания конденсата на лопатки рабочего колеса турбины, что приводит к снижению надежности оборудования.
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2534832, опубл. 10.12.2014 г.), который заключается в отводе потока газа из магистрального трубопровода высокого давления, расширении его в многоступенчатой турбине с получением в ней механической энергии, теплообмене в теплообменнике и раздаче полученного газа низкого давления потребителю, при этом газ из магистрального трубопровода высокого давления направляют на вход тракта горячего теплоносителя теплообменного устройства и охлаждают, а на выходе из тракта его направляют в многоступенчатую турбину, где охлажденный поток газа расширяют до давления меньше заданного давления подачи потребителю в трубопроводе низкого давления, при котором подаваемый поток сжатого природного газа меняет свои параметры и свое агрегатное состояние, переходя из однофазного на входе в многоступенчатую турбину в двухфазный поток на выходе из нее, при этом из последнего отделяют в сепараторе жидкую фазу и направляют для раздачи в трубопровод сжиженного газа, а оставшуюся после отделения часть потока направляют на вход тракта холодного теплоносителя теплообменного устройства для подогрева при теплообмене с подаваемым потоком сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления и далее сжимают эту часть в дожимающем компрессоре до давления, равного давлению в трубопроводе низкого давления, одновременно нагревая ее до положительных температур, а затем направляют для раздачи в трубопровод низкого давления, причем на сжатие этой части природного газа в компрессоре используют механическую энергию расширения, полученную в многоступенчатой турбине, при этом отделение сжиженной части природного газа осуществляют после каждой ступени турбины.
Основным недостатком данного способа является то, что сжижение природного газа только за счет его расширения в турбине турбодетандера создает условия для образования конденсата в корпусе агрегата, что негативно сказывается на работе оборудования. Использование полезной мощности на валу турбодетандера для компримирования газа до величины необходимой для дальнейшей его поставки по трубопроводу низкого давления потребителю значительно ограничивает возможный диапазон регулирования расходов газа, что неприемлемо для объектов, выполняющих функции редуцирования с целью дальнейшей поставки потребителям, в силу неравномерности потребления газа.
Известен способ получения сжиженного природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, представляющим собой холодильный цикл с использованием испарительного теплообменника, «Integrated methane expander and flash cycle» (Roberts M.J. Briton refrigeration cycles for small-scale LNG / Mark J. Roberts, Fei Chen,  Saygi-Arslan // Gas Processing. - 2015. - Vol. 4(1). - P. 27-32), принятый за прототип, согласно которому природный газ подвергается охлаждению в основном теплообменнике, затем сжиженный газ отделяется от паровой фазы в конденсатосборнике, после чего направляется во второй конденсаотосборник через флэш-цикл, где происходит теплообмен с паровой фазой из второго конденсатосборника. Паровая фаза подлежит компримированию и повторному охлаждению в основном теплообменнике. Охлаждение достигается за счет метанового замкнутого контура с интергированным детандером.
Основным недостатком данного способа является отсутствие турбодетандерного оборудования, позволяющего использовать избыточную энергию магистрального потока газа. Помимо этого, данный способ не предусматривает подключения к газораспределительной станции, то делает невозможным его применение в исходном виде.
Техническим результатом является создание высокоэффективного способа получения сжиженного природного газа за счет оптимального применения энергии, полученной при расширении от перепада давлений на входе в газораспределительную станцию и на выходе из нее.
Технический результат достигается тем, что полезную мощность турбодетандерного агрегата используют для выработки электрической энергии, после расширения в турбодетандере поток газа разделяют на технологический, предназначенный для сжижения, который направляют в цикл сжижения природного газа с внедренным детандером и испраительным циклом, и продукционный, предназначенный для подачи потребителю, который после дополнительного подогрева одорируют и направляют на выход из ГРС, сброс паровой фазы из резервуарного парка сжиженного природного газа осуществляют в следующий за флэш-циклом конденсатосборник.
Способ поясняется следующей фигурой:
фиг. 1 - способ получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции;
фиг. 2 - графики зависимостей доли извлекаемой при помощи турбодетандерной установки энергии в энергозатратах на производство сжиженного природного газа в условиях ГРС Сокол;
фиг. 3 - график удельные энергозатраты на сжижение природного газа при различных значениях давлений и температур.
Способ осуществляется следующим образом. Газ из магистрального газопровода поступает на вход ГРС, после чего направляется в узел очистки ГРС, где проходит первоначальную очистку от пыли и капельной влаги, затем, при необходимости, газ подогревают в узле подогрева ГРС до температуры 283-285 К.
2
После чего газ проходит через узел дополнительной очистки и подготовки газа, где предусматривается удаление капельной жидкости из потока газа, чтобы избежать образования гидратов в криогенной секции. Дальнейшая очистка природного газа от водяных паров и диоксида углерода СО проводится в аппаратах-осушителях, заполненных адсорбентом. В качестве адсорбента применяются молекулярные сита. Осушенный и очищенный природный газ после осушителей проходит через фильтры-пылеуловители для удаления пыли адсорбента. Для удаления паров ртути предусмотрен специализированный мембранный адсорбер.
В случае же, когда турбодетандер простаивает, используется узел редуцирования ГРС.
После очистки поток газа редуцируется в турбодетандерном агрегате с подключенным электрогенератором с 5,2-5,4 МПа до 0,6 МПа, в результате чего на валу турбодетандерного агрегата генерируется полезная мощность, которая затем используется для выработки электрической энергии в подключенном электрогенераторе, после чего поток газа разделяется на технологический и продукционный. Продукционный поток направляется к узлу одоризации газа, проходя через устройство дополнительного подогрева газа, предназначенное для повышения температуры газа до необходимой величины от 273 до 281 К, требуемой нормативно-технической документацией, после чего производится учет газа и поток направляется в газораспределительные сети к потребителям.
Технологический поток газа при низкой температуре, от 195 до 200 К, направляется в основной теплообменник цикла сжижения с внедренным детандером и флэш-циклом, пройдя через который, оказывается в конденсатосборнике при температуре 135-137 К и давлении 0,6 МПа. Охлаждение технологического потока газа в рамках основного теплообменника достигается за счет основного метанового цикла, в котором задействован компрессор основного цикла с электродвигателем, теплообменник основного цикла типа холодильник, и детандер основного цикла с подключенным электрогенератором. Но также эффективность охлаждения потока в основном теплообменнике повышается за счет теплообмена с паровой фазой из конденсатосборников, которая подвергается повторному сжижению в рамках цикла сжижения паровой фазы, в котором задействован компрессор цикла сжижения паровой фазы и теплообменник типа холодильник цикла сжижения паровой фазы. При перетекании СПГ из одного конденсатосборника в другой паровая фаза из первого теплообменника перед попаданием в цикл сжижения паровой фазы подвергается теплообмену с СПГ из последующего конденсатосборника в рамках флэш-цикла, что позволяет значительно сократить затраты энергии в рамках цикла сжижения паровой фазы. Описанные выше процессы происходят в рамках цикла сжижения с внедренным детандером и флэш-циклом.
Из конечного конденсатосборника СПГ самотеком поступает в резервуарный парк СПГ, который состоит из криогенных резервуаров, оснащенных необходимым набором запорной и предохранительной арматуры. Хранение на складе осуществляется при постоянном давлении 0,6 МПа и постоянной температуре 138 К.
Постоянное давление поддерживается за счет постоянного отвода паровой фазы из резервуаров в линию отвода паровой фазы, пройдя которую она смешивается с паровой фазой в конечном конденсатосборнике цикла сжижения с внедренным детандером и флэш-циклом. В случае превышения регламентированного давления в резервуарах предусмотрен сброс паровой фазы в факельную установку, которая также используется при продувке технологического оборудования.
Отпуск готовой продукции СПГ в автоцистерны осуществляется при помощи специальных насосов для криогенных газов.
Способ предполагает редуцирование всего магистрального потока газа в турбодетанде для обеспечения возможности наиболее полного использования избыточной энергии магистрального потока. Такое решение позволяет обеспечить полное покрытие энергозатрат на производство СПГ в малых объемах за счет извлечения избыточной энергии магистрального потока в турбодетандере. Эффективность метода подтверждается графиками, представленными на фиг. 2 - Графики зависимостей доли извлекаемой при помощи турбодетандерной установки энергии в энергозатратах на производство сжиженного природного газа в условиях ГРС Сокол. Помимо высокой энергоэффективности такое решение позволяет обеспечить повышенные показатели надежности станции за счет наличия альтернативного способа редуцирования - прохождения потока через узел редуцирования ГРС.
Разделение потока газа на технологический, предназначенный для сжижения, и продукционный, предназначенный для подачи в сети газораспределения, после прохождения им турбодетандера позволяет обеспечить также значительное охлаждение потока, с 273-281 К (при давлении 5,2-5,4 МПа) до 195-200 К (при давлении 0,6 МПа). Это позволяет существенно снизить энергозатраты на производство СПГ, что находит подтверждение в графиках, приведенных в фиг. 3 - график удельные энергозатраты на сжижение природного газа при различных значениях давлений и температур. Таким образом после прохождения турбодетандерного агрегата энергозатраты на сжижение природного газа снижаются более чем в 4 раза.
В рамках способа редуцирование магистрального потока газа производится с использованием турбодетандерного агрегата, а компримирование в рамках основного цикла - при помощи компрессора, как отдельного устройства, что позволяет повысить надежность способа по сравнению со способами, предусматривающими применение детандер-компрессорного агрегата.
Полезная мощность на валу турбодетандера и детандера цикла сжижения газа с внедренным детандером и флэш-циклом используется для выработки электрической энергии, с последующим ее использованием на покрытие потребности оборудования по сжижению газа в электричестве или для сбыта в сети общего пользования при простое оборудования линий сжижения газа, что позволяет не только обеспечить электроэнергией используемое технологическое оборудование, но и создает условия для взаимной независимости процессов работы турбодетандерного агрегата и линий по производству СПГ.
3
Пример 1, при среднем значении расхода газа через ГРС Сокол в 22 тыс.м/час, давлении на входе 5,4 МПа и давлении на выходе станции 0,6 МПа при использовании разработанного способа получения СПГ в условиях ГРС достигается полезная мощность на валу турбодетандера 0,8 МВт, что позволяет покрыть энергозатраты на производство СПГ в объеме 0,5 т/час.