СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА, ОТКАЧИВАЕМОГО ИЗ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА (ВАРИАНТЫ)
LIQUEFACTION METHOD OF NATURAL GAS PUMPED FROM MAIN GAS LINE (VERSIONS)

Изобретение относится к транспортировке природного газа по магистральным газопроводам и может быть использовано для малотоннажного производства сжиженного газа из природного газа путем его откачки из действующих магистральных газопроводов и выделения жидкой фазы в мобильных установках для сжижения природного газа с последующим снабжением сжиженным газом потребителей.
3
Проблема повышения эффективности магистральных газопроводов и сокращения затрат на их эксплуатацию имеет первостепенное значение. Например, в отключенном для капитального ремонта участке магистрального газопровода диаметром 1420 мм, протяженностью 30 км (проектное расстояние участка магистрального газопровода между отсечными кранами), находящемся под рабочим давлением 7,5 МПа, содержится более 3,0 млн м природного газа, и предлагаемые технические решения по его сжижению можно рассматривать как альтернативный источник доставки газа в отдаленные от магистрального газопровода районы газификации, а также снабжения транспортной техники газомоторным топливом.
В заявленном способе сжижения природного газа совмещены две технологии: технология откачки газа из магистрального газопровода и технология сжижения природного газа в процессе его откачки из магистрального газопровода.
При этом способ сжижения природного газа должен быть унифицирован для двух способов откачки газа из магистрального газопровода мобильными компрессорными установками:
- способа откачки газа из действующего магистрального газопровода в условиях, когда для сжижения отбирают часть транспортируемого природного газа с постоянным давлением, равным рабочему давлению газа в магистральном газопроводе (5,5 МПа, 7,5 МПа, 10 МПа);
- способа откачки газа из отключенного для ремонта участка газопровода в действующий газопровод в условиях, когда давление отбираемого для сжижения природного газа снижается в течении времени опорожнения отключенного участка газопровода от начального давления в нем до конечного давления, равного минимальному давлению всасывания мобильной компрессорной установки.
Известны способы сжижения, основанные на расширении газа в вихревой трубе (патент №2135913, патент №2285212).
Недостаток данных способов заключается в их зависимости от давления и расхода газа на входе в установку для сжижения газа, что снижает эффективность использования данных способов сжижения газа, например, при откачке природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в условиях нестационарного режима, при котором в процессе откачки природного газа снижается давление на входе в установку для сжижения.
Известен аналог того же назначения, как и заявляемые технические решения (патент RU №2247908).
Известный способ сжижения природного газа заключается в том, что первоначально перед подачей на установку для сжижения природный газ разделяют на два потока, один из которых расширяют в турбине детандер-компрессорного агрегата, а другой поток сжимают в компрессоре и после сжатия газ также разделяют на две части.
Одну часть сжатого в компрессоре газа подают на сжижение, а другую часть подают в вихревую трубу, где генерируют нагретый газ низкого давления для подогрева теплообменника.
Способ сжижения позволяет производить сжиженный газ при условии создания перепада давления между магистральным газопроводом и установкой для сжижения газа для использования в контуре охлаждения на базе детандер-компрессорного агрегата.
Недостаток данных технических решений заключается в том, что в данном способе сжиженный газ производят при низком входном давлении, что снижает эффективность применения указанного способа в технологии откачки природного газа компрессорного установкой из отключенного участка газопровода в действующий газопровод, так как давление на входе в компрессорную установку изменяется от рабочего давления (например 7,5 МПа) до минимального давления, равного давлению всасывания компрессорной установки (например 0,6 МПа), а давление в действующем газопроводе равно рабочему давлению (7,5 МПа).
Наиболее близким аналогом того же назначения по способу сжижения природного газа применительно к технологиям откачки природного газа из магистрального газопровода, как и заявляемые технические решения, является способ сжижения природного газа (патент RU №2306500).
Способ сжижения природного газа включает осушку в блоке адсорберов сжатого природного газа, его охлаждение в блоке теплообменников с использованием контура на базе детандер-компрессорного агрегата и отделение жидкой фазы.
Технологически указанный способ сжижения природного газа применительно к газораспределительной станции осуществляют следующим образом: газовый поток высокого давления с входа газораспределительной станции разделяют на три потока, один из которых подают в основной теплообменник верхнего температурного уровня, второй - параллельно ему в байпасный трубопровод с регулирующим вентилем, третий поток подают на вход вспомогательного теплообменника. Далее первый и второй потоки смешивают, а затем снова разделяют на две части, большую часть направляют на вход расширительной турбины детандер-компрессорного агрегата, а меньшую часть - на вход теплообменника нижнего температурного уровня. Охлажденный газ низкого давления с выхода детандера последовательно направляют в основной теплообменник нижнего температурного уровня, основной теплообменник верхнего температурного уровня, а затем газ низкого давления направляют на вход компрессора детандер-компрессорного агрегата, где он сжимается до давления, соответствующего давлению газа на выходе с газораспределительной станции, и сжатый газ направляют в ее выходную магистраль. Охлажденный газ высокого давления после основного теплообменника нижнего температурного уровня смешивают с потоком газа после вспомогательного теплообменника, дросселируют, а несжижившуюся часть подают во вспомогательный теплообменник и далее на выход газораспределительной станции.
Указанный способ позволяет повысить эффективность процесса сжижения природного газа для условий отбора газа для сжижения с нестабильными давлениями.
Наиболее близким аналогом по способу откачки природного газа из магистрального газопровода применительно к технологиям сжижения газа мобильными компрессорными установками является способ откачки газа из отключенного участка газопровода и мобильная компрессорная установка для откачки газа (патент RU №2330182).
Способ откачки газа указанной компрессорной установкой заключается в том, что участок магистрального газопровода отключают для ремонта и отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим магистральным газопроводом через компрессорную станцию, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок, и производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод.
В указанном способе при снижении давления в процессе откачки газа из отключенного участка газопровода краном-регулятором поддерживают постоянное давление на входе в компрессорную установку, а на ее выходе устанавливают давление, равное рабочему давлению в действующем газопроводе, причем управление режимами работы компрессорной установки осуществляют в соответствии с заданным законом регулирования , где dV(τ) - объем откачиваемого газа за время τ, dP(τ) - заданный интервал снижения давления в отключенном участке газопровода, что обеспечивает возможность работы компрессорной установки с постоянной производительностью и постоянным давлением на выходе компрессорной установки, равным давлению в действующем газопроводе.
Основным недостатком технических решений по способу сжижения природного газа и способу откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод системой для откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод - аналогов - является то, что в указанных технологиях отсутствует возможность использования несжижившейся части природного газа низкого давления в технологическом цикле сжижения природного газа, что исключает возможность повышения коэффициента сжижения природного газа (отношение объема сжиженного газа к объему природного газа, поданного на сжижение).
В основу изобретения положена задача повышения эффективности использования природного газа, откачиваемого из магистральных газопроводов, за счет:
- снижения давления природного газа на входе в компрессорную установку до величины, равной минимальному давлению всасывания компрессорной установки, и подачи на ее вход несжижившейся части природного газа;
- рециркуляции с выхода установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанного потока несжижившегося газа и газа с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата и выделения жидкой фазы при каждом последующем цикле рециркуляции для увеличения объема сжиженного газа в общем объеме природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода;
- отбора газа высокого давления с выхода компрессорной установки на вход установки для сжижения природного газа с постоянным давлением, равным рабочему давлению газа в действующем газопроводе.
Поставленные задачи по способу сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, решаются тем, что способ сжижения природного газа включает осушку сжатого природного газа в блоке адсорберов, его охлаждение в блоке теплообменников с использованием контура на базе детандер-компрессорного агрегата и отделение жидкой фазы.
В заявленном изобретении способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, может быть осуществлен в варианте, когда откачку части природного газа производят из действующего магистрального газопровода с постоянным давлением, равным рабочему давлению в магистральном газопроводе.
Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, может быть осуществлен в другом варианте, когда откачку природного газа в действующий магистральный газопровод производят из отключенного участка магистрального газопровода путем его опорожнения при снижении давления в отключенном участке газопровода.
Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода по первому варианту, заключается в том, что действующий магистральный газопровод соединяют с мобильной компрессорной установкой и производят откачку природного газа из действующего магистрального газопровода в мобильную установку для сжижения природного газа.
Согласно изобретению первоначально из действующего магистрального газопровода для сжижения отбирают часть объема перекачиваемого по действующему магистральному газопроводу природного газа с давлением, равным давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе. Затем природный газ направляют во входную магистраль компрессорной установки, включающую проходной вентиль с регулятором расхода природного газа, установленным в байпасе проходного вентиля, дросселирующее устройство и промежуточный теплообменник. Перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа, а в дросселирующем устройстве понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки. С выхода дросселирующего устройства охлажденный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе. Далее с выхода компрессорной установки через промежуточную магистраль природный газ высокого давления подают на вход мобильной установки для сжижения природного газа и после осушки в блоке адсорберов, охлаждения в блоке теплообменников с использованием детандер-компрессорного агрегата, дросселирования и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода емкости для хранения сжиженного газа подают потребителю. Несжижившуюся часть природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор подают во входную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку. Во входной магистрали компрессорной установки несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике потоком сжатого в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода промежуточного теплообменника. Далее смешанный поток природного газа через входную магистраль компрессорной установки направляют на вход компрессорной установки. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки.
В предлагаемом способе при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных во входной магистрали компрессорной установки потоков природного газа согласно изобретению осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из действующего магистрального газопровода через регулятор расхода подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.
Согласно изобретению сжатый в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом после дросселирования, подаваемым для сжижения из магистрального газопровода, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки. Кроме того, топливный природный газ для компрессорной установки отбирают из входной магистрали между дросселирующим устройством и входом компрессорной установки.
В предлагаемом способе сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по первому варианту:
- подача несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор в байпасную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку позволяет смешивать несжижившуюся часть природного газа низкого давления с газом, поступающим с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа, и с потоком природного газа из магистрального газопровода, подаваемым в байпасную магистраль после снижения давления природного газа в дросселирующем устройстве;
- перекачка несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа в режиме рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки позволяет наращивать производство сжиженного природного газа из несжижившейся части природного газа с каждым последующим циклом рециркуляции, что повышает эффективность способа сжижения природного газа по сравнению с прототипом по патенту RU №2306500.
Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по второму варианту заключается в том, что участок магистрального газопровода отключают для ремонта. Отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим магистральным газопроводом через компрессорную станцию, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок. Затем производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод.
Согласно изобретению отключенный участок магистрального газопровода последовательно через компрессорную установку компрессорной станции соединяют с мобильной установкой для сжижения природного газа и первоначально из всасывающего коллектора компрессорной станции для сжижения отбирают часть объема откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод природного газа. Затем природный газ с давлением, равным давлению природного газа в отключенном участке магистрального газопровода, направляют во входную магистраль, включающую проходной вентиль с регулятором расхода природного газа, установленным в байпасе проходного вентиля, дросселирующее устройство и промежуточный теплообменник. Далее перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа. В дросселирующем устройстве понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки. С выхода дросселирующего устройства охлажденный поток природного газа низкого давления через входную магистраль подают на вход компрессорной установки, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению газа в нагнетательном коллекторе компрессорной станции. Далее с выхода компрессорной установки через промежуточную магистраль природный газ высокого давления подают на вход мобильной установки для сжижения природного газа и после осушки в блоке адсорберов, охлаждения в блоке теплообменников с использованием детандер-компрессорного агрегата, дросселирования и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода емкости для хранения сжиженного газа подают потребителю, а несжижившуюся часть природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор подают во входную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку. Во входной магистрали несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике потоком сжатого в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода промежуточного теплообменника. Смешанный поток природного газа через входную магистраль направляют на вход компрессорной установки. Затем закрытием отсечного вентиля на обводном трубопроводе компрессорную установку отключают от всасывающего коллектора компрессорной станции. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор и входную магистраль на вход компрессорной установки компрессорной станции.
Согласно изобретению при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из отключенного участка магистрального газопровода через регулятор расхода подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа. При снижении давления в отключенном участке магистрального газопровода ниже заданного минимального давления всасывания компрессорной установки подачу природного газа в мобильную установку для сжижения природного газа завершают.
Согласно изобретению сжатый в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом после дросселирования, подаваемым для сжижения из отключенного участка магистрального газопровода, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки.
Кроме того, топливный природный газ для компрессорной установки отбирают из входной магистрали между дросселирующим устройством и входным трубопроводом компрессорной установки.
В заявленном способе сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по второму варианту:
- откачка природного газа в действующий газопровод из отключенного участка газопровода компрессорной станцией, состоящей по меньшей мере из двух параллельно соединенных мобильных компрессорных установок, и отключение одной компрессорной установки от всасывающего коллектора компрессорной станции позволяют одновременно осуществлять перекачку природного газа в действующий газопровод и обеспечить автономную работу компрессорной установки в режиме рециркуляции на ее вход несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа, что расширяет функциональные возможности предлагаемого способа для сжижения природного газа по сравнению с прототипом (патент RU №2330182);
- подача природного газа через регулятор расхода природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из отключенного участка газопровода в объеме, равном объему сжиженного газа, позволяет осуществлять стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью;
- выделение дополнительного количества жидкой фазы из несжижившейся части природного газа при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных потоков природного газа низкого давления позволяет повысить эффективность способа сжижения природного газа по сравнению с прототипом по патенту RU №2306500.
Кроме того, в способах сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода по любому из заявленных вариантов, согласно изобретению в компрессоре детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа газ сжимают до величины давления, равного заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки.
Для коммерческого учета природного газа в процессе его откачки из магистрального газопровода согласно изобретению расходомером, установленным на выходе компрессорной установки, измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа, расходомером, установленным на выходе емкости для хранения сжиженного газа, измеряют расход сжиженной части природного газа, а расход топливного природного газа для компрессорной установки измеряют расходомером топливного природного газа, установленным в трубопроводе топливного природного газа компрессорной установки.
Таким образом решена поставленная в изобретении задача - повышена эффективность использования природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода за счет повышения коэффициента сжижения природного газа путем выделения дополнительного объема жидкой фазы из несжижившейся части природного газа.
Настоящее изобретение поясняется последующим описанием способов сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, со ссылкой на иллюстрации, представленные на фиг.1, 2 и 3.
На фиг.1 представлена общая пневмосхема способа сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по первому варианту, в которой мобильная установка для сжижения природного газа подключена последовательно с компрессорной установкой к действующему магистральному газопроводу, где 1 - действующий магистральный газопровод; 2 - компрессорная установка; 3 - мобильная установка для сжижения природного газа; 4 - входная магистраль компрессорной установки; 5 - проходной вентиль; 6 - регулятор расхода природного газа; 7 - байпас проходного вентиля; 8 - дросселирующее устройство; 9 - выход дросселирующего устройства; 10 - промежуточный теплообменник; 11 - детандер-компрессорный агрегат; 12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата; 13 - выход компрессора детандер-компрессоного агрегата; 14 - вход компрессорной установки; 15 - выход компрессорной установки; 16 - промежуточная магистраль; 17 - вход мобильной установки для сжижения природного газа; 18 - блок адсорберов; 19 - блок теплообменников; 20 - емкость для хранения сжиженного газа; 21 - выход емкости для хранения сжиженного газа; 22 - выход промежуточного теплообменника; 23 - выход мобильной установки для сжижения природного газа; 24 - рециркуляционный коллектор; 25 - расходомер природного газа; 26 - расходомер сжиженного газа; 27 - расходомер топливного природного газа; 28 - трубопровод топливного природного газа.
На фиг.2 - общая пневмосхема способа сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по второму варианту, в которой мобильная установка для сжижения природного газа подключена последовательно с компрессорной установкой компрессорной станции к отключенному для ремонта участку магистрального газопровода, где 1 -действующий магистральный газопровод; 2 - компрессорная установка; 3 - мобильная установка для сжижения природного газа; 4 - входная магистраль компрессорной установки; 5 - проходной вентиль; 6 - регулятор расхода природного газа; 7 - байпас проходного вентиля; 8 - дросселирующее устройство; 9 - выход дросселирующего устройства; 10 - промежуточный теплообменник; 11 - детандер-компрессорный агрегат; 12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата; 13 - выход компрессора детандер-компрессорного агрегата; 14 - вход компрессорной установки; 15 - выход компрессорной установки; 16 - промежуточная магистраль; 17 - вход мобильной установки для сжижения природного газа; 18 - блок адсорберов; 19 - блок теплообменников; 20 - емкость для хранения сжиженного газа; 21 - выход емкости для хранения сжиженного газа; 22 - выход промежуточного теплообменника; 23 - выход мобильной установки для сжижения природного газа; 24 - рециркуляционный коллектор; 25 - расходомер природного газа; 26 - расходомер сжиженного газа; 27 - расходомер топливного природного газа; 28 - трубопровод топливного природного газа; 29 - отключенный участок магистрального газопровода; 30 - компрессорная станция; 31 - всасывающий коллектор; 32 - нагнетательный коллектор; 33 - отсечной вентиль; 34 -обводной трубопровод.
На фиг.3 в качестве примера заявленных технических решений представлены графики, характеризующие динамику изменения коэффициента сжижения природного газа в процессе его откачки из магистрального газопровода.
Сжижение природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по первому варианту осуществляют следующим образом (см. фиг.1). Первоначально из действующего магистрального газопровода 1 для сжижения отбирают часть объема перекачиваемого по действующему магистральному газопроводу 1 природного газа с давлением, равным давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе 1. Затем природный газ направляют во входную магистраль 4 компрессорной установки 2, включающую проходной вентиль 5 с регулятором расхода природного газа 6, установленным в байпасе 7 проходного вентиля 5, дросселирующее устройство 8 и промежуточный теплообменник 10. Перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода 13 компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3, а в дросселирующем устройстве 8 понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. С выхода 9 дросселирующего устройства 8 охлажденный поток природного газа низкого давления подают на вход 14 компрессорной установки 2, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в действующем газопроводе 1.
Далее, с выхода 15 компрессорной установки 2 через промежуточную магистраль 16 природный газ высокого давления подают на вход 17 мобильной установки для сжижения природного газа 3 и после осушки в блоке адсорберов 18, охлаждения в блоке теплообменников 19 с использованием детандер-компрессорного агрегата 11, дросселирования (на схеме не показано) и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода 21 емкости для хранения сжиженного газа 20 подают потребителю. Несжижившуюся часть природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 через рециркуляционный коллектор 24 подают во входную магистраль 4 между дросселирующим устройством 8 и входом 14 в компрессорную установку 2. Во входной магистрали 4 компрессорной установки 2 несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике 10 потоком сжатого в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода 22 промежуточного теплообменника 10. Далее смешанный поток природного газа через входную магистраль 4 компрессорной установки 2 направляют на вход 14 компрессорной установки 2. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа 3 осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 на вход 14 компрессорной установки 2.
При рециркуляции с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных во входной магистрали 4 компрессорной установки 2 потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки 2 с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа 3 сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход 17 мобильной установки для сжижения природного газа 3 из действующего магистрального газопровода 1 через регулятор расхода 6 подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.
С целью подачи на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных потоков несжижившегося природного газа и природного газа из действующего магистрального газопровода 1 с одинаковым давлением в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3 природный газ сжимают до величины давления, равной заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. Затем сжатый в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом, подаваемым после дросселирования из действующего магистрального газопровода 1, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход 14 компрессорной установки 2 с постоянным давлением, равным заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. Топливный природный газ, например, для газового двигателя (не показан) компрессорной установки 2 отбирают из входной магистрали 4 между дросселирующим устройством 9 и входом 14 компрессорной установки 2.
Для коммерческого учета природного газа в процессе его откачки из действующего магистрального газопровода 1 расходомером природного газа 25 на выходе 15 компрессорной установки 2 измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа, расходомером сжиженного газа 26 на выходе 21 емкости для хранения сжиженного газа 20 измеряют расход сжиженной части природного газа, а расход топливного природного газа для компрессорной установки 2 измеряют расходомером топливного природного газа 27, установленным в трубопроводе топливного природного газа 28 компрессорной установки 2.
Для сжижения природного газа по второму варианту (см. фиг.2) участок магистрального газопровода отключают для ремонта и отключенный участок магистрального газопровода 29 соединяют с действующим магистральным газопроводом 1 через компрессорную станцию 30, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок 2, и производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода 29 в действующий магистральный газопровод 1. Сжижение природного газа, откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода 29 в действующий магистральный газопровод 1, осуществляют следующим образом.
Отключенный участок магистрального газопровода 29 последовательно через компрессорную установку 2 компрессорной станции 30 соединяют с мобильной установкой для сжижения природного газа 3. Первоначально из всасывающего коллектора 31 компрессорной станции 30 для сжижения отбирают часть объема природного газа, откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода 29 в действующий магистральный газопровод 1. Затем природный газ с давлением, равным давлению природного газа в отключенном участке магистрального газопровода 29, направляют во входную магистраль 4, включающую проходной вентиль 5 с регулятором расхода природного газа 6, установленным в байпасе 7 проходного вентиля 5, дросселирующее устройство 8 и промежуточный теплообменник 10. Далее, перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода 13 компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3. В дросселирующем устройстве 8 понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. С выхода 9 дросселирующего устройства 8 охлажденный поток природного газа низкого давления через водную магистраль 4 подают на вход 14 компрессорной установки 2, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в нагнетательном коллекторе 32 компрессорной станции 30. Далее, с выхода 15 компрессорной установки 2 через промежуточную магистраль 16 природный газ высокого давления подают на вход 17 мобильной установки для сжижения природного газа 3 и после осушки в блоке адсорберов 18, охлаждения в блоке теплообменников 19 с использованием детандер-компрессорного агрегата 11 и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода 21 емкости для хранения сжиженного газа 20 подают потребителю, а несжижившуюся часть природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 через рециркуляционный коллектор 24 подают во входную магистраль 4 между дросселирующим устройством 8 и входом 14 в компрессорную установку 2. Во входной магистрали 4 несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике 10 потоком сжатого в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода 22 промежуточного теплообменника 10. Смешанный поток природного газа через входную магистраль 4 направляют на вход 14 компрессорной установки 2. Затем закрытием отсечного вентиля 33 на обводном трубопроводе 34 компрессорную установку 2 отключают от всасывающего коллектора 31 компрессорной станции 30. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа 3 осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 через рециркуляционный коллектор 24 и входную магистраль 4 на вход 14 компрессорной установки 2.
При рециркуляции с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки 2 с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа 3 сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа из отключенного участка магистрального газопровода 29 через регулятор расхода 6 подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.
При снижении давления в отключенном участке магистрального газопровода 29 ниже заданного минимального давления всасывания компрессорной установки 2 подачу природного газа в мобильную установку для сжижения природного газа 3 завершают.
С целью подачи на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных потоков природного газа с одинаковым давлением в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3 природный газ сжимают до величины давления, равного заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. Затем сжатый в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом, подаваемым для сжижения из отключенного участка магистрального газопровода 29 после дросселирования, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход 14 компрессорной установки 2 с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2.
Топливный природный газ, например, для газового двигателя (не показан) компрессорной установки 2 отбирают из входной магистрали 4 между дросселирующим устройством 8 и обводным трубопроводом 34.
Для коммерческого учета природного газа расходомером природного газа 25, установленным на выходе 15 компрессорной установки 2, измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа, расходомером сжиженного природного газа 26, установленным на выходе 21 емкости для хранения сжиженного газа 20, измеряют расход сжиженного природного газа, а расход топливного природного газа для компрессорной установки 2 измеряют расходомером топливного природного газа 27, установленным в трубопроводе топливного природного газа 28 компрессорной установки 2. В качестве примера реализации заявленных технических решений на фиг.3 приведены графики, характеризующие динамику изменения объема сжиженного газа в установке для сжижения природного газа в процессе его откачки из действующего газопровода.
На графике 1 показано изменение коэффициента сжижения природного газа в зависимости от относительного времени его подачи на вход установки для сжижения по известному способу-прототипу (патент RU №2306500). На графике 2 показано изменение коэффициента сжижения природного газа в зависимости от относительного времени откачки природного газа из магистрального газопровода по заявленным способам (см. фиг.1 и фиг.2), по которым подачу несжижившейся части природного газа осуществляют с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор в компрессорную установку, что позволяет смешивать несжижившуюся часть природного газа низкого давления с потоком природного газа из магистрального газопровода.
i
i
0
0
Приняты следующие условные обозначения: К - коэффициент сжижения природного газа; V - объем сжиженного природного газа за промежуток времени t; V - объем подаваемого для сжижения природного газа; t - время, затраченное на производство заданного объема сжиженного газа.
3
Преимущества заявленных способов сжижения природного газа по сравнению с прототипом, а именно повышение коэффициента сжижения и сокращение времени, затрачиваемого для сжижения природного газа, показаны на примере сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода мобильной компрессорной установкой производительностью 4000 нм/час.
OAD
3
3
Как видно из графика 1 за период времени от n=0 до n=1, среднее значение K=0,18 и по известному способу из 4000 м природного газа может быть получено 720 м сжиженного газа.
3
3
3
Очевидно, что для получения 4000 м сжиженного газа по известному способу необходимо откачать из магистрального газопровода 22200 м природного газа, для чего при производительности компрессорной установки, равной 4000 м/час, потребуется 5,56 часа.
По заявленным способам перекачка несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа в режиме рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки позволяет наращивать производство сжиженного природного газа из несжижившейся части природного газа с каждым последующим циклом рециркуляции, что повышает эффективность способа сжижения природного газа по сравнению с известными способами.
3
3
3
3
3
3
OB
Так, по заявленным способам сжижения природного газа в установке для сжижения первоначально в интервале времени от n=0 до n=0,2 из 4000 м природного газа в среднем выделяется 400 м сжиженного газа (см. график 2). Далее в интервале времени от n=0,2 до n=0,4 при рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки из несжижившейся части в количестве 3600 м выделяется 3600*0,28=1000 м жидкой фазы. Из магистрального газопровода дополнительно поступает 400 м природного газа, из которого также выделяется 112 м сжиженного газа, при этом коэффициент сжижения составит . Средняя величина коэффициента сжижения в интервале времени от n=0 до n=0,4 составит К=0,26.
3
OC
В течение всего цикла сжижения природного газа в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки за период времени от n=0 до n=1 вплоть до достижения заданного объема сжиженного газа, равного 4000 м, средняя величина коэффициента сжижения составит К=0,41.
3
Таким образом, реализация заявленных способов сжижения природного газа для условий приведенного примера позволяет получить заданный объем сжиженного газа из 9756 м природного газа за 2,44 часа, что по сравнению с прототипом позволяет более чем в два раза сократить время, затраченное на сжижение природного газа, и сократить объем природного газа, отбираемого из магистрального газопровода для получения заданного объема сжиженного газа.
Изобретение направлено на повышение эффективности использования природного газа в процессе его транспортировки по магистральным газопроводам и при ремонтах отдельных участков магистральных газопроводов, а именно повышение коэффициента сжижения природного газа, сокращение сроков производства сжиженного газа, а также сокращение потерь природного газа при капитальных ремонтах магистральных газопроводов.
Предлагаемые способы сжижения природного газа могут быть реализованы на установках, собранных из готовых узлов и агрегатов.