Система ожижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода
NATURAL GAS LIQUEFACTION SYSTEM AT MAIN GAS LINE COMPRESSOR STATION

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при организации процесса сжижения природного газа в условиях компрессорной станции магистрального газопровода.
В большинстве своем, запатентованные технические решения по технологиям ожижения природного газа предлагают располагать установки и комплексы по производству сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС), что дает возможность использовать давление газа в газопроводе для реализации технологического цикла.
Например, известен «Минизавод по производству СПГ на ГРС», заявка №2003124342, кл. F25J 1/00, опубл. 20.02.2005 г., который содержит установку, работающую на перепаде давления по дроссель-сепарационному циклу сжижения природного газа с контуром внешнего охлаждения на базе вихревой трубы. Минизавод дополнительно снабжен установкой со 100% сжижением поступающего на ее вход природного газа, использующей внешние источники холода в цикле сжижения, которая работает постоянно в течение года, при этом установка, работающая на перепаде давления, включается в работу при увеличении расхода газа в потребительской сети за счет подключения сезонных потребителей.
Известен также «Способ получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции», защищенный патентом РФ №2665088, кл. F25J 1/00, опубл. 28.08.2018 г., который включает предварительную очистку газа, подогрев газа, расширение газа в турбодетандере, сжижение газа в рамках цикла сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, хранение газа в резервуарном парке. Полезную мощность турбодетандера 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 флэш-циклом, и продукционный, предназначенный для подачи потребителю, который после дополнительного подогрева одорируют и направляют на выход из ГРС. Известный способ обеспечивает наиболее полное использование избыточной энергии магистрального потока.
Вышеперечисленные известные технические решения направлены на организацию процесса сжижения природного газа именно в условиях газораспределительной станции, однако, при осуществлении таких технологических процессов необходимо применение дополнительных циклов ожижения с использованием компрессоров, теплообменников, детандер-генераторов, дополнительных трубных обвязок с запорной арматурой, что усложняет процесс сжижения, снижая надежность и эффективность известных решений.
В отличие от газораспределительной станции, на компрессорной станции мы имеем уже сжатый газ, не применяя цикл ожижения, поскольку на выходе из компрессорной станции давление газа достигает до 120 атм, а на входе - до 85 атм. Энергию этого сжатого газа можно преобразовать в холод и получить сжиженный природный газ.
Целью изобретения является получение сжиженного природного газа высокого качества на компрессорной станции магистрального газопровода, повышение термодинамической эффективности процесса получения СПГ, повышение эффективности работы компрессорной станции.
Техническим результатом изобретения является разработка системы ожижения природного газа применительно именно к компрессорной станции магистрального газопровода, обеспечивающей получение сжиженного природного газа высокого качества, выработку электроэнергии на собственные нужды КС, повышение кпд ГПА КС.
Поставленная цель и требуемый технический результат достигаются за счет того, что система ожижения природного газа смонтирована на компрессорной станции магистрального газопровода и включает соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа установку подготовки топливного и импульсного газов, один, но не ограничиваясь этим, газоперекачивающий агрегат с системами маслообеспечения и топливопитания, блоки комплексной очистки, управляемые клапаны, дожимающий компрессор и блок ожижения, содержащий четыре рекуперативных теплообменных аппарата: четырехпоточный предварительного охлаждения, двухпоточный технологического потока, трехпоточный криогенный и двухпоточный окончательного охлаждения, а также детандер-генератор, дроссели, ректификационные колонны технологического и продукционного потоков, сепараторы технологического и продукционного потоков и блок хранения сжиженного природного газа. Система маслообеспечения и топливопитания газоперекачивающего агрегата содержит два, но не ограничиваясь этим, соединенных между собой последовательно газомасляных теплообменных аппарата, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора газоперекачивающего агрегата, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя газоперекачивающего агрегата. Ко выходу второго газомасляного теплообменного аппарата подключен охладитель смазочного масла. На трубопроводах подвода природного газа перед блоком ожижения установлены управляемые клапаны с функцией отключения блока ожижения и направления потока природного газа через установку подготовки топливного и импульсного газов и, далее, через систему маслообеспечения и топливопитания газоперекачивающего агрегата на вход газоперекачивающего агрегата. В системе ожижения использованы два источника природного газа: природный газ, поступающий из магистрального газопровода и формирующий технологический поток, а также природный газ, поступающий от газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции и формирующий продукционный поток. Природный газ из технологического и продукционного потоков, охлаждясь в теплообменных аппаратах блока ожижения, дополнительно очищается от низкокипящих компонентов в ректификационных колоннах блока ожижения и формирует два обратных потока, проходящих через системы маслообеспечения и топливопитания на вход газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции.
При осуществлении изобретения, с использованием в системе ожижения ректификационных колонн и для технологического и для продукционного потоков природного газа, дополнительно очищаем газ от низкокипящих компонентов и на выходе получаем продукт СПГ высокого качества, с высоким содержанием метана.
Направляемый на ожижение поток природного газа от ГПА КС выступает дополнительным эффективным источником холода, тем самым заметно повышая термодинамическую эффективность процесса сжижения.
Конструктивное исполнение систем маслообеспечения и топливопитания каждого ГПА КС с соединенными между собой последовательно газомасляными теплообменными аппаратами, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора ГПА, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя ГПС, с подключенными охладителями смазочного масла, позволяет заметно повысить кпд ГПА за счет повышения температуры топливного газа на входе в газотурбинную установку
Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемый чертеж. На чертеже показана упрощенная блок-схема технологического процесса одного, но не ограничиваясь этим, конкретного конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующая процесс ожижения природного газа в соответствии с практическим применением этого изобретения. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как смесители потоков, системы регулирования и датчики исключены из чертежа в целях упрощения.
Система ожижения включает в себя установку 1 подготовки топливного и импульсного газов, блоки 2 комплексной очистки, блок 32 ожижения, дожимающий компрессор 15, управляемые клапаны 33, 34 и три ГПА 3, 13, 14 компрессорной станции, у каждого из которых система маслообеспечения и топливопитания исполнена с двумя соединенными между собой последовательно газомасляными теплообменными аппаратами 4 и 5, 7 и 8, 10 и 11 с охладителями 6, 9, 12 смазочного масла. Блок ожижения 32 содержит четыре рекуперативных теплообменных аппарата: четырехпоточный 16 предварительного охлаждения на входе, двухпоточный 17 технологического потока, криогенный трехпоточный 27 и двухпоточный 28 окончательного охлаждения, а также детандер-генератор 23, дроссели 19, 21, 22, 24, 26, 29, ректификационную колонну 20 технологического потока, ректификационную колонну 25 продукционного потока, сепаратор 18 технологического потока, сепаратор 30 продукционного потока и блок 31 хранения СПГ.
В одном конкретном исполнении, с функционированием на КС трех ГПА, в соответствии с прилагаемым чертежом, система ожижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода работает следующим образом.
Система ожижения смонтирована на КС магистрального газопровода и использует для ожижения природный газ, поступающий из магистрального газопровода и от ГПА 3, 13, 14 КС. Поток природного газа, отбираемого из магистрального газопровода, делится на два потока: первый поток направляется на вход соответствующего компрессора (на чертеже не обозначен) в ГПА 3, 13, 14, а второй формирует технологический поток природного газа. В свою очередь, природный газ, поступающий от ГПА 3, 13, 14 КС также делится на два потока: первый поток направляется в магистральный газопровод для дальнейшей транспортировки, а второй формирует продукционный поток природного газа, направляемый для сжижения в блок 32 ожижения.
Технологический поток с давлением 5,5 МПа и температурой +10°С проходит через блок 2 комплексной очистки и охлаждается до температуры -55°С в четырехпоточном теплообменном аппарате 16 предварительного охлаждения на входе блока 32 ожижения. Далее технологический поток поступает в двухпоточный теплообменный аппарат 17 технологического потока, где охлаждается до температуры -65°С. При этих температурах возможно образование жидкой фазы низкокипящих компонентов. Жидкость отделяется в сепараторе 18 технологического потока, после чего дросселируется посредством дросселя 21 до давления 2,66 МПа и направляется в первый обратный поток. В свою очередь, паровая фаза после сепаратора 18 технологического потока дросселируется посредством дросселя 19 до давления 4,5 МПа и направляется в ректификационную колонну 20 технологического потока, где технологический поток разделяется на паровую фазу с уменьшенным содержанием низкокипящих компонентов и на жидкую фазу с увеличенным содержанием низкокипящих компонентов. Жидкая фаза дросселируется посредством дросселя 22 до давления 2,66 МПа и направляется также в первый обратный поток. Паровая фаза подогревается в двухпоточном теплообменном аппарате 17 технологического потока, затем расширяется до давления 2,66 МПа в детандер-генераторе 23 и также направляется в первый обратный поток.
В детандер-генератор 23 поступает поток природного газа с минимальным содержанием низкокипящих компонентов, поэтому на выходе из детандер-генератора 23 паросодержание достигает отметки 0,99, что допустимо для надежной работы детандер-генератора. Полученная в процессе работы детандер-генератора 23 электроэнергия идет на собственные нужды КС.
Продукционный поток с давлением 7,5 МПа и температурой +30°С, поступающий от ГПА КС, проходит через блок 2 комплексной очистки и охлаждается до температуры -55°С в четырехпоточном теплообменном аппарате 16 предварительного охлаждения на входе блока 32 ожижения. Далее продукционный поток дросселируется посредством дросселя 24 до давления 4,9 МПа и полученная парожидкостная смесь направляется в ректификационную колонну 25 продукционного потока. В ректификационной колонне 25 продукционный поток разделяется на паровую фазу с уменьшенным содержанием низкокипящих компонентов и жидкую фазу с увеличенным содержанием низкокипящих компонентов. Жидкая фаза дросселируется посредством дросселя 26 до давления 2,66 МПа и поступает в первый обратный поток. Первый обратный поток последовательно проходит через теплообменные аппараты 27, 16 и с давлением 2,6 Мпа, после выхода из блока 32 ожижения, поступает в системы маслообеспечения и топливопитания ГПА 3, 13, 14.
В свою очередь, паровая фаза из ректификационной колонны 25 направляется в криогенный трехпоточный теплообменный аппарат 27, где охлаждается до температуры -80°С за счет холода двух (первого и второго) обратных потоков. После этого, продукционный поток проходит в двухпоточный теплообменный аппарат 28 окончательного охлаждения, затем дросселируется посредством дросселя 29 до давления 0,4 МПа и в сепараторе 30 продукционного потока полученная парожидкостная смесь разделяется на жидкую и паровую фазы. Жидкая фаза - продукт СПГ. Паровая фаза формирует второй обратный поток, который последовательно подогревается в двухпоточном теплообменном аппарате 28 окончательного охлаждения, в криогенном трехпоточном теплообменном аппарате 27 и в четырехпоточном теплообменном аппарате 16 предварительного охлаждения и через дожимающий компрессор 15 направляется для подачи в систему маслообеспечения и топливопитания ГПА 3, 13, 14.
Установленные по пути технологического и продукционного потоков ректификационные колонны 20 и 25 дополнительно очищают поток природного газа от низкокипящих компонентов, что позволяет получить продукт СПГ высокого качества, с высоким содержанием метана.
Системы маслообеспечения и топливопитания каждого ГПА исполнены с двумя соединенными между собой последовательно газомасляными теплообменными аппаратами, соответственно, 4 и 5, 7 и 8, 10 и 11, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора ГПА, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя ГПА. К выходам вторых газомасляных теплообменных аппаратов 5, 8, 11 подключены охладители, соответственно, 6, 9, 12 смазочного масла, что позволяет полностью охладить смазочное масло до необходимой температуры в случае невозможности полного его охлаждения за счет холода топливного газа. Такое конструктивное исполнение систем маслообеспечения и топливопитания каждого ГПА КС позволяет повысить кпд ГПА за счет повышения температуры топливного газа на входе в газотурбинную установку, способствует экономии электроэнергии за счет отказа от штатных аппаратов воздушного охлаждения масла, повышая эффективность работы КС.
При необходимости прекращения работы блока 32 ожижения, на трубопроводах технологического и продукционного потоков перед блоком 32 установлены управляемые клапаны 33 и 34, позволяющие направить поток природного газа сквозь установку 1 подготовки топливного и импульсного газов в системы маслообеспечения и топливопитания ГПА 3, 13, 14 на вход газоперекачивающего агрегата.
Такая компоновка системы ожижения природного газа обеспечивает возможность организации процесса ожижения именно на КС магистрального газопровода с получением при этом гарантированно качественного продукта - СПГ за счет подключения по пути и технологического и продукционного потоков природного газа ректификационных колонн для дополнительного очищения потока природного газа от низкокипящих компонентов. Повышение термодинамической эффективности процесса получения СПГ достигается за счет отбора на ожижение потока природного газа от ГПА КС, выступающего дополнительным эффективным источником холода.
Наличие первого обратного потока с давлением 2,6 МПа позволяет отказаться от установки дожимающего компрессора перед поступлением топливного газа в систему топливопитания газотурбинных двигателей ГПА 3, 13, 14, что, соответственно, способствует энергосбережению, а полученная в процессе работы детандер-генератора 23 электроэнергия, направляемая на собственные нужды КС, позволят повысить эффективность работы КС в целом.
Таким образом, организация системы ожижения природного газа именно на компрессорной станции магистрального газопровода позволяет получить качественный продукт - СПГ, повысить термодинамическую эффективность цикла ожижения, улучшить эффективность работы компрессорной станции магистрального газопровода в целом.