СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА "МОСЭНЕРГО-ТУРБОКОН"
"MOSENERGO-TURBOKON" METHOD FOR LIQUISHING, STORING AND GASIFICATION OF NATURAL GAS

Изобретение относится к области технологии сжижения, хранения и газификации природного газа природного газа и может быть применено при переработке природного газа, используемого в качестве топлива при выработке электроэнергии и тепла, в энерготехнологических комплексах, обеспечивающих резервное и аварийное топливоснабжение объектов электроэнергетики и теплоснабжения.
Из существующего, уровня техники известен способ обработки отпарного газа, согласно которому отпарной газ, генерируемый в баках для хранения сжиженного газа и выпускаемый из них, ступенчато сжимают при непосредственном охлаждении в компрессоре до высокого давления и подают в двигатель плавучего средства с впрыскиванием природного газа высокого давления приблизительно от 150 до 400 бар, например MEGI двигатель. При этом поток отпарного газа разделяют на первый поток и второй поток, где первый поток подают в качестве топлива в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, а второй поток возвращают в бак для хранения после повторного сжижения в теплообменнике, осуществляющем теплообмен второго потока сжатого отпарного газа с потоком отпарного газа, выпускаемого из баков для хранения для подачи в компрессор (см., напр., RU 2642713С1, опубликовано 25.01.2018).
Недостатком указанного технического решения является сжатие отпарного газа в компрессорах, которое сопровождается утечками газа, что при длительном хранении приведет к снижению доли метана в баках для хранения сжиженного газа.
В заявляемом изобретении конденсация выпара сжиженного природного газа из резервной емкости осуществляется за счет испарения редуцированного потока сжиженного природного газа (СПГ) из оперативной емкости, при этом указанный процесс происходит в герметичном теплообменнике, в котором нет подвижных частей и, как следствие, нет и утечек через узлы уплотнений.
2
Из существующего уровня техники известен способ сжижения природного газа, заключающийся в том, что отбираемый перед газораспределительной станцией (ГРС) газ осушают и разделяют на продукционный и технологический потоки, технологический поток сжимают в компрессоре турбодетандерного агрегата (ТДА), охлаждают и направляют в детандер ТДА, где технологический поток охлаждается, и далее направляют последовательно в теплообменники для охлаждения технологического и продукционного потоков газа, после чего направляют его на выход, продукционный поток очищают от СО, часть газа продукционного потока после очистки направляют в технологический поток перед его сжатием в компрессоре ТДА, остальную часть продукционного потока охлаждают последовательно в теплообменнике технологическим потоком и в криогенном теплообменнике газом испарения из концевого сепаратора и технологическим потоком газа из детандера ТДА, после чего дросселируют продукционный поток и образовавшуюся парожидкостную смесь направляют в концевой сепаратор, из которого направляют сжиженный газ в резервуары хранения (см., напр., RU 2678236 С1, опубликовано 24.01.2019).
2
Из существующего уровня техники известен способ производства сжиженного природного газа, в котором природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, затем разделяют на продукционный и технологический потоки, из которых по меньшей мере один компримируют и охлаждают после сжатия, продукционный поток очищают от примесей СО, охлаждают, пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу для скачивания потребителю СПГ. Технологический поток очищают от примесей, затем пропускают через детандер, очищают от примесей и компримируют входящий поток газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной. Вращающий момент газовой турбины 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, при этом жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (см., напр., RU 2541360 С1, опубликовано 10.02.2015).
Общими недостатками вышеуказанных технических решений по отношению к заявляемому изобретению являются:
Необходимость осушения как продукционного, так и технологического потоков газа, что приводит к увеличению размеров и стоимости установок осушения, росту потребления расходных материалов и энергии на обеспечение технологического процесса;
Предложенные способы обеспечивают только частичное ожижение продукционного потока, что приводит к значительному росту доли этана в сжиженном природном газе (СПГ). В связи с более высокой плотностью этана по отношению к метану, увеличение доли этана приведет к необходимости дополнительной настройки топливоподающих систем, рассчитанных на подачу в котлы природного газа.
Из существующего уровня техники известен способ для снижения давления и сжижения природного газа, согласно которому поступающий из газопровода природный газ нагревают, расширяют в турбодетандере и производят его сжижение в испарителе с предварительным снижением давления и очисткой, после этого подают сжиженный газ в хранилище, при этом энергию, извлекаемую в процессе расширения газа, применяют в форме электрической энергии в узле для производства сжиженного газа, а тепло, полученное при сжижении природного газа, применяют для нагрева природного газа перед его расширением. Процесс происходит при участии хладагента, работа которого осуществляется в замкнутом контуре (см., напр., RU 2680285C2, публиковано 30.03.2017).
Недостатками указанного технического решения по отношению к заявляемому изобретению являются:
продукционный поток газа перед ожижением расширяют в детандере, что приводит к снижению давления и температуры конденсации газа. Температура охлаждающего хладагента должна быть ниже температуры ожижения газа. Чем ниже температура охлаждающего хладагента, тем выше энергозатраты на привод компрессора хладагента. Указанные энергозатраты обеспечиваются при расширении в детандере технологического газа, следовательно, чем ниже давление конденсации продукционного потока, тем выше будет расход технологического газа, который необходимо пропустить через детандер;
применение известного технического решения для объектов с низким входным давлением газа потребует увеличения доли технологического потока в общем потоке по сравнению с заявляемым способом и, как следствие, к снижению производительности работы системы в целом.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание способа сжижения, хранения и газификации природного газа, обеспечивающего снабжение электрических и тепловых станций экологичным резервным и аварийным топливом, с реализацией в указанном способе технологических процессов сжижения, длительного хранения и газификации природного газа исключительно за счет использования вторичных энергоресурсов, имеющихся на объекте, таких как избыточное давление, поступающего из внешней сети природного газа, и бросовое тепло технологических систем объекта потребления, таких как тепло воды из оборотной системы охлаждения энергетического оборудования и/или воды из системы утилизации тепла дымовых газов.
Данная задача решается за счет того, что в способе сжижения, хранения и газификации природного газа, согласно изобретению, поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки;
из продукционного потока удаляют избыточное количество углекислого газа и влаги, очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, далее конденсируют продукционный поток в криогенном теплообменнике за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, сжиженный продукционный поток пропускают через дроссель и отделяют газовую фракцию в сепараторе продукционного потока с отводом указанной фракции в коллектор сбора выпаров и подачей сжиженной части продукционного потока в оперативное хранилище;
технологический поток разделяют на два потока с подачей указанных потоков в промежуточный и концевой теплообменники охлаждения сжатого в компрессоре хладагента, объединяют нагретые потоки в общий технологический поток и подвергают расширению в детандере, механическую мощность которого передают на вал компрессора хладагента, далее технологический поток нагревают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента с последующей его выдачей в сеть объекта потребления;
циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника предварительного охлаждения продукционного потока подвергают сжатию в компрессоре детандер-компрессорного агрегата и охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента за счет передачи тепла технологическому потоку газа, после этого хладагент подвергают сжатию в компрессоре хладагента с последовательным охлаждением в промежуточном и концевом теплоообменниках охлаждения разделенными потоками технологического газа, далее сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента и расширяют в детандере с выработкой механической мощности, которую передают компрессору детандер-компрессорного агрегата, при этом температура хладагента снижается относительно температуры конденсации продукционного потока, после этого хладагент с температурой, пониженной относительно температуры конденсации продукционного потока, подают в качестве охлаждающего потока в криогенный теплообменник и далее в теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока;
часть сжиженного газа из оперативного хранилища дросселируют с последующей подачей охлажденного газо-жидкостного потока в теплообменник ожижения выпара, подаваемого из резервного хранилища, далее газифицированный поток подают в теплообменник-рекуператор для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа; после этого сжимают газовый поток во вспомогательном компрессоре с промежуточным и последующим охлаждением потока теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа; охлаждают и частично конденсируют сжатый во вспомогательном компрессоре газовый поток в теплообменнике-рекуператоре за счет передачи тепла газовому потоку из теплообменника ожижения выпара из резервного хранилища; после этого газо-жидкостный поток повергают дросселированию с разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе; жидкую фракцию возвращают из вспомогательного сепаратора в оперативное хранилище, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров; выпар из оперативного хранилища отводят в коллектор сбора выпаров, отпарной газ из коллектора сбора выпаров отводят в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор в сеть объекта потребления;
для перехода на питание сжиженным природным газом его подают из резервного хранилища насосом в газификатор с регулированием расхода посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище, испаряют в газификаторе за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа и подают его в сеть объекта потребления; отгрузку сжиженного газа потребителям осуществляют из оперативного хранилища и/или из резервного хранилища; подпитку резервного хранилища сжиженным газом осуществляют из оперативного хранилища.
Техническим результатом, обусловленным приведенной совокупностью признаков, является обеспечение: сжиженния природного газа на электрических и тепловых станциях исключительно за счет избыточного давления сетевого газа, длительного хранения сжиженного природного газа без потерь и изменения состава топлива, соответствующего составу исходного газа, газификации сжиженного природного газа при переходе на резервное топливо исключительно за счет источников вторичного тепла объекта потребления газа, а также снижение выбросов в атмосферу парниковых газов и вредных веществ при работе на резервном топливе за счет замещения мазута, дизельного топлива, угля и других низкоэкологичных видов резервного и аварийного топлива сжиженным природным газом, который производится и накапливается в период работы станций на основном топливе.
В заявляемом изобретении продукционный поток сжижается при давлении, незначительно отличающемся в меньшую сторону от давления во внешней сети, что позволяет получить экономически оправданную производительность энерготехнологического комплекса по СПГ при давлении во внешней сети 0,6-1,2 МПа, характерном для крупных ТЭЦ и тепловых станций, при этом обеспечивается компонентный состав СПГ, практически, идентичный составу исходного сетевого газа. Последнее обстоятельство дает возможность сжигания СПГ после газификации без дополнительной настройки топливопотребляющих устройств и автоматики. Заявляемое изобретение содержит новые технические решения по интеграции в единый энерготехнологический комплекс системы ожижения, системы хранения и газификации СПГ, которые позволяют:
обеспечить длительное хранение резервного объема СПГ без изменения компонентного состава и потерь, что достигается за счет использования в качестве охлаждающего теплоносителя СПГ из оперативного хранилища;
поддерживать рабочую криогенную температуру металла трубопровода выдачи СПГ на газификацию, что дает возможность оперативно переводить объекты газопотребления с питания сетевым газом на питание СПГ;
осуществлять газификацию СПГ с использованием бросового тепла, отводимого с водой от конденсаторов паровых турбин и другого энергетического оборудования, а также использовать тепло дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу, поскольку располагаемая тепловая мощность указанных источников для крупных станций в разы превышает мощность, необходимую на газификацию резервного СПГ;
исключить потребление дополнительного топлива на газификацию СПГ при работе на резервном топливе и в тоже время иметь относительно компактные и мощные газификаторы за счет использования источников вторичного тепла.
Сущность заявленного способа поясняется на примере работы энерготехнологического, схема которого приведена на фиг. 1 со следующими позициями:
1 - блок очистки и осушки
2 - теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока
3 - криогенный теплообменник
4 - сепаратор продукционного потока
5 - коллектор сбора выпаров
6 - оперативное хранилище
7 - промежуточный теплообменник
8 - концевой теплообменник
9 - детандер
10 - компрессор хладагента
11 - теплообменник предварительного охлаждения хладагента
12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата
13 - детандер
14 - теплообменник ожижения выпара
15 - резервное хранилище
16 - теплообменник-рекуператор
17 - вспомогательный компрессор
18 - вспомогательный сепаратор
19 - газификатор
20 - насос
Способ сжижения, хранения и газификации природного газа осуществляют следующим образом.
Природный газ из внешней сети разделяют на технологический и продукционный потоки.
Продукционный поток подают в блок 1 очистки и осушки. Очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике 2 предварительного охлаждения продукционного потока. Продукционный поток после теплообменника 2 предварительного охлаждения конденсируют в криогенном теплообменнике 3. После этого сжиженный продукционный поток подвергают дросселированию, далее в сепараторе 4 продукционного потока с разделяют газовую фракцию и сжиженную часть продукционного потока. Газовую фракцию продукционного потока отводят в коллектор 5 сбора выпаров, а сжиженную часть продукционного потока сливают в оперативное хранилище 6.
Технологический поток разделяют на два потока газа с раздельной подачей указанных потоков в промежуточный теплообменник 7 и концевой теплообменник 8 для охлаждения сжатого хладагента. Нагретые в теплообменниках 7 и 8 технологические потоки газа объединяют в общий поток с последующим расширением общего технологического потока газа в детандере 9, механическую мощность которого передают на вал компрессора 10 хладагента. Далее технологический поток газа нагревают в теплообменнике 11 предварительного охлаждения хладагента с последующей выдачей технологического газа в сеть объекта потребления.
Циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника 2 предварительного охлаждения продукционного потока сжимают в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата с последующим охлаждением в теплообменнике 11 предварительного охлаждения хладагента. Далее хладагент сжимают в компрессоре 10 хладагента с охлаждением в промежуточном и концевом теплообменниках 7,8. Сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике 2 предварительного охлаждения продукционного потока с последующим расширением в детандере 13 детандер-компрессорного агрегата, механическую мощность которого направляют на привод компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата. Хладагент, который в процессе расширения в детандере 13 охладился до температуры ниже температуры конденсации продукционного потока, подают в криогенный теплообменник 3 и далее в теплообменник 2 предварительного охлаждения продукционного потока.
Часть сжиженного газа из оперативного хранилища 6 дросселируют с последующей подачей охлажденного газо-жидкостного потока в теплообменник 14 ожижения выпара, при этом ожижаемый выпар подают в указанный теплообменник из резервного хранилища 15. В теплообменнике 14 ожижения выпара поток из оперативного хранилища 6 полностью газифицируют, используя тепло конденсации выпара из резервного хранилища 15. После этого газовый поток подают в теплообменник-рекуператор 16 для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа, после которого сжимают во вспомогательном компрессоре 17 с промежуточным и последующим охлаждением теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа. После вспомогательного компрессора 17 газовый поток охлаждают и частично конденсируют в теплообменнике-рекуператоре 16 с последующим дросселированием и разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе 18. Жидкую фракцию из вспомогательного сепаратора 18 возвращают в оперативное хранилище 6, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров 5. Выпар из оперативного хранилища 6 также отводят в коллектор сбора выпаров 5.
Отпарной газ из коллектора сбора выпаров 5 подают в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор 19 в сеть объекта потребления. Таким образом, поддерживается рабочая температура металла указанного трубопровода, что сокращает время, необходимое для возобновления газоснабжения объекта, при переходе с потребления сетевого газа на питание СПГ.
При переходе на питание СПГ сжиженный газ из резервного хранилища 15 насосом 20 подают в газификатор 19, при этом регулирование расхода осуществляют посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище 15. Сжиженный газ испаряют в газификаторе 19 за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа (системы охлаждения оборудования, системы утилизации тепла дымовых газов). Поток газа из газификатора 19 подают в сеть объекта, обеспечивая производство электрической и тепловой энергии.
После заполнения резервного хранилища 15 нормативным объемом резервного топлива СПГ отгружают потребителям, при этом отгрузка может осуществляться из оперативного 6 и/или из резервного 15 хранилищ. При необходимости осуществляют подпитку резервного хранилища 15 сжиженным газом из оперативного хранилища 6.