Интегрированная установка захолаживания природного газа
INTEGRATED COOLING UNIT OF NATURAL GAS

Изобретение относится к установке охлаждения природного газа и может быть использовано в составе комплексов, объединяющих газоперерабатывающие и газохимические предприятия.
Перед подачей в магистральный газопровод природный газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (далее АВО) до 20-40°С из-за его нагрева при компримировании на дожимных компрессорных станциях (далее ДКС), вызывающего уменьшение плотности газа, увеличение его скорости и опосредованно увеличение перепада давления на транспортирование. Однако из-за низкого коэффициента теплопередачи в системе «воздух-природный газ» для АВО требуется большая поверхность теплопередачи. Кроме того, в связи с сезонными изменениями температуры воздуха АВО в летний период не обеспечивают требуемую температуру природного газа на входе в магистральный газопровод, что увеличивает энергозатраты на перекачку газа и мощность компрессоров.
Известна установка охлаждения природного газа, содержащая трубчатые теплообменные секции с транспортируемым природным газом, помещенные в корпус, расположенный на вертикальных стойках, выполненный в виде цилиндра, заполненного жидким теплоносителем и охваченного кожухом, при этом вертикально ориентированные трубки теплообменника встроены в корпус для прохода воздуха, охлаждающего жидкий теплоноситель, над корпусом установлен вытяжной вентилятор, снабженный частотным преобразователем, диаметр корпуса выбран равным диаметру лопастей, внутренняя поверхность корпуса снабжена ультразвуковыми излучателями (патент на полезную модель RU 184773 U1, МПК F28D 15/02, заявлен 15.06.2018 г., опубликован 08.11.2018 г.). Недостатками данной полезной модели являются:
- использование дополнительного жидкого теплоносителя;
- сезонные ограничения температуры охлаждения природного газа;
- потеря эффективности охлаждения из-за наличия промежуточного хладагента.
Известен способ охлаждения углеводородного потока, который включает, по меньшей мере, следующие этапы:
(a) подачу потока холодильного агента;
(b) пропускание потока холодильного агента, по меньшей мере, через три этапа теплообмена при различных уровнях давления;
(c) пропускание углеводородного потока, по меньшей мере, через два этапа теплообмена этапа (b);
(d) расширение и испарение части потока холодильного агента на каждом этапе теплообмена этапа (с) до другого давления с получением первого потока испарившегося холодильного агента при первом давлении выпаривания, и, по меньшей мере, двух других потоков испарившегося холодильного агента при давлении ниже первого давления выпаривания;
(e) сжатие первого потока испарившегося холодильного агента в ступени компрессора наивысшего давления с получением, по меньшей мере, части потока холодильного агента при давлении холодильного агента этапа (а);
(f) сжатие других потоков испарившегося холодильного агента в, по меньшей мере, двух параллельных ступенях компрессора пониженного давления с получением двух или больше частично сжатых потоков холодильного агента;
(g) пропускание всех частично сжатых потоков холодильного агента через ступень компрессора наивысшего давления этапа (е) (патент на изобретение RU 2499962 А, МПК F25J 1/02, заявлен 02.12.2008 г., опубликован 27.11.2013 г.). Недостатками данного изобретения являются:
- использование дополнительного холодильного агента;
- техническая сложность способа (три теплообменных аппарата, три ступени компримирования).
Известен способ охлаждения углеводородного потока, например, природного газа, включающий следующие стадии:
(a) теплообмен углеводородного потока с потоком первого хладагента;
(b) сжатие, по крайней мере, частично испаренного потока хладагента с использованием одного или более компрессоров;
(c) охлаждение потока сжатого хладагента окружающей средой после одного или более сжатий;
(d) динамическое расширение потока охлажденного сжатого хладагента со стадии (с) с образованием расширенного потока хладагента;
(e) дополнительное охлаждение расширенного потока хладагента с получением, по крайней мере, частично конденсированного потока хладагента (патент на изобретение RU 2467268 С2, МПК F25J 1/02, заявлен 23.01.2008 г, опубликован 20.11.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:
- использование двух потоков хладагента;
- сложность управления процессом охлаждения в двух взаимосвязанных контурах хладагентов;
- использование многопоточных теплообменных аппаратов сложного конструктивного исполнения.
При создании заявляемого изобретения была поставлена задача разработки интегрированной установки захолаживания природного газа, обеспечивающей уменьшение энергозатрат за счет подачи природного газа при пониженной температуре в летнее время в магистральный газопровод, а в остальное время - на выработку сжиженного природного газа.
Поставленная задача решается за счет того, что интегрированная установка захолаживания природного газа, включающая рекуперативный теплообменник, детандер и систему трубопроводов, подключается к трубопроводу природного газа на выходе дожимной компрессорной станции вспомогательным входным трубопроводом, по которому часть потока теплого природного газа высокого давления подают на интегрированную установку и делят на два потока: первый поток по первому трубопроводу направляют на вход детандера для расширения и охлаждения, при этом выход детандера вторым трубопроводом подключают к первому входу рекуперативного теплообменника, второй поток по третьему трубопроводу направляют ко второму входу рекуперативного теплообменника для охлаждения потоком расширенного и охлажденного природного газа, первый поток через первый выход рекуперативного теплообменника поступает на дожимную компрессорную станцию по четвертому трубопроводу, второй поток через второй выход рекуперативного теплообменника направляют на смешение с газом, поступающим в магистральный газопровод, по пятому трубопроводу и/или с газом, поступающим на выработку сжиженного природного газа, по шестому трубопроводу.
Основное преимущество разработанной интегрированной установки захолаживания природного газа заключается в том, что для ее работы не требуются дополнительные хладагенты: используется сам природный газ. Установка является бифункциональной, так как в летнее время, когда АВО ДКС не могут обеспечить требуемую степень охлаждения природного газа для его экономной транспортировки по магистральному газопроводу, захолаживает транспортируемый природный газ, а в остальное время при эффективной работе АВО ДКС может дополнительно захолаживать поток, поступающий на выработку сжиженного природного газа.
Оценочно часть теплого природного газа высокого давления Y, поступающая на интегрированную установку по входному вспомогательному трубопроводу, балансовое количество частично нагретого холодного природного газа низкого давления X, поступающее на ДКС, и расход захоложенного природного газа Z, отводимого в магистральный газопровод в летнее время, можно рассчитать исходя из системы модифицированных уравнений теплового баланса для 100 кг природного газа, получаемого на газоперерабатывающем заводе и поступающего на ДКС:
ABO
где t - температура природного газа после АВО ДКС, °С;
зпг
t - температура захоложенного природного газа, °C;
мг
t - температура природного газа, которую необходимо поддерживать на входе в магистральный газопровод, °С;
вд
t - температура природного газа на выходе из детандера, °С;
врт
t - температура частично нагретого холодного природного газа низкого давления на выходе из рекуперативного теплообменника, °С.
Аналогичный подход к определению материальных потоков установки может быть использован и для природного газа, поступающего на выработку сжиженного природного газа.
Целесообразно на валу детандера установить компрессор, тогда первый поток природного газа после рекуперативного теплообменника поступает на вход компрессора для компримирования и последующего охлаждения с помощью АВО, а затем по вспомогательному выходному трубопроводу - на ДКС на вторую ступень сжатия природного газа, что позволяет снизить мощность первой ступени.
Возможен вариант работы установки, когда на валу детандера устанавливают генератор электроэнергии, что позволяет дополнительно производить электроэнергию для производственных нужд, при этом первый поток природного газа низкого давления поступает после рекуперативного теплообменника на первую ступень сжатия ДКС.
В качестве альтернативного варианта исполнения интегрированной установки захолаживания вместо детандера можно использовать дроссельный клапан Джоуля-Томсона.
Полезно интегрированную установку использовать в летнее время - для охлаждения газа, поступающего в магистральный газопровод, а в зимнее время - для охлаждения газа, поступающего на выработку сжиженного природного газа.
На фигуре представлена принципиальная схема одного из вариантов реализации интегрированной установки захолаживания природного газа с использованием следующих обозначений:
1-12 - трубопроводы;
100 - ДКС;
200 - интегрированная установка захолаживания газа;
201 - детандер;
202 - рекуперативный теплообменник;
203 - компрессор;
204 - АВО;
205, 206 - клапан;
300 - магистральный газопровод.
Подготовленный природный газ с газоперерабатывающего завода по трубопроводу 1 под давлением 2,5 МПа при температуре 20°С поступает на ДКС 100, где обеспечивается его двухступенчатое сжатие (на первой ступени до 6,0 МПа, на второй ступени до 9,5 МПа), и в виде товарного топливного газа под давлением 9,5 МПа при температуре 40°С по трубопроводу 12 направляется в магистральный газопровод 300 для дальнейшей подачи потребителям. При этом предусмотрена подача одной части природного газа по трубопроводу 10 на выработку сжиженного природного газа и другой - по вспомогательному входному трубопроводу 2 на интегрированную установку захолаживания газа 200. Часть товарного топливного газа в виде теплого природного газа высокого давления, поступающую по трубопроводу 2 на интегрированную установку захолаживания газа 200, разделяют на два потока. Первый поток под давлением 9,5 МПа с температурой 40°С направляется на вход детандера 201 для расширения до давления 3,1 МПа и охлаждения до температуры минус 30°С. Выход детандера 201 трубопроводом 3 подключен к первому входу рекуперативного теплообменника 202. Второй поток по трубопроводу 7 направляется ко второму входу рекуперативного теплообменника 202 для охлаждения расширенным и охлажденным газом трубопровода 3, после чего выводится через второй выход рекуперативного теплообменника 202 под давлением 9,5 МПа с температурой 20°С и направляется на смешение с газом, поступающим в магистральный газопровод 300, по трубопроводу 8, и/или с газом, поступающим на выработку сжиженного природного газа, по трубопроводу 9. Для переключения подачи газа из рекуперативного теплообменника 202 в трубопроводы 8 и 9 используют клапаны 205 и 206, соответственно. Через первый выход рекуперативного теплообменника 202 по трубопроводу 4 первый поток под давлением 3,1 МПа с температурой 21°С поступает сначала на вход компрессора 203 для компримирования до давления 6 МПа с нагревом до температуры 72°С, а затем по трубопроводу 5 в АВО 204, откуда по вспомогательному выходному трубопроводу 6 охлажденный до 40°С газ возвращается на вторую ступень сжатия ДКС 100. Возможен вариант работы интегрированной установки без включения компрессора 203 (например, при генерации электроэнергии), тогда газ после рекуперативного теплообменника 202 поступает по трубопроводу 11 на первую ступень сжатия ДКС 100.
мг
ABO
Пример 1. В летнее время при обеспечении температуры природного газа на входе в магистральный газопровод t= 30°C с температурой природного газа после АВО ДКС t= 40°С согласно схеме, приведенной на фигуре, температуры потоков природного газа составят:
ABO
t= 40°С;
зпг
t = 20°С;
мг
t = 30°С;
вд
t = минус 30°С;
врт
t = 21°С.
При выполнении расчета по системе уравнений (1) для 100 кг/ч товарного топливного газа в виде сжатого природного газа, направляемого из ДКС 100 по трубопроводу 12 в магистральный газопровод 300, внутренние потоки установки захолаживания природного газа составляют: X=24 кг/ч, Y=74 кг/ч, Z=50 кг/ч. При расходе топливного газа, отличного от 100 кг/ч, значения X, Y, Z изменяются пропорционально. Использование заявляемого изобретения в летнее время позволяет сократить энергозатраты на компенсацию потерь напора по преодолению сил трения на 15% или увеличить дальность транспортировки газа на 5% при сохранении потерь напора по магистральному газопроводу.
ABO
Пример 2. В зимнее время при обеспечении температуры природного газа, поступающего на выработку сжиженного природного газа, 20°C с температурой природного газа после АВО ДКС t=30°С согласно системе уравнений (1) и тепловому балансу рекуперативного теплообменника балансовое количество частично нагретого до 21°С холодного природного газа низкого давления X, поступающее в компрессор после рекуперативного теплообменника, составляет 24,4 кг/ч. Использование заявляемого изобретения позволит сократить энергозатраты на сжижение природного газа на 1-2%.
Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает уменьшение энергозатрат за счет подачи природного газа при пониженной температуре в летнее время - в магистральный газопровод, а в остальное время - на выработку сжиженного природного газа.