Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию
COMPLEX FOR PROCESSING MAIN NATURAL GAS INTO MARKETABLE PRODUCTS

Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию может быть использован в газовой промышленности в условиях ее интенсивного развития.
3
3
3
Газоперерабатывающие предприятия относятся к крупнотоннажным, обеспечивая производительность по сырьевому природному газу до нескольких миллиардов нм/год (несколько миллионов т/год). Однако в условиях интенсивного развития газовой промышленности объемы добычи природного газа резко возрастают именно в тех регионах, где отсутствуют дополнительные технические и кадровые ресурсы. Так, например, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2010 г. добывалось всего 33 млрд. нм/год природного газа, из которых только 65 % подверглось переработке, а остальные 35 % были закачены обратно в пласт или сожжены на факелах. Согласно перспективным планам развития этих регионов добыча в них к 2030 г. должна увеличиться до 200 млрд. нм/год. Строительство магистральных газопроводов протяженностью в несколько тысяч километров (например, длина газопровода «Сила Сибири» около 4000 км) приведет к развитию промышленности и инфраструктуры регионов, по территории которых будет проложен этот газопровод. Поэтому в данных регионах целесообразно строительство предприятий, перерабатывающих необходимую для региона часть магистрального природного газа с отбором из него ценных компонентов в виде товарной продукции или сырья газохимических производств.
Известна установка переработки углеводородного газа, содержащая блок охлаждения газа и выделения нестабильного конденсата с выходом подготовленного газа, узел выделения широкой фракции легких углеводородов (далее ШФЛУ), включающий ректификационную колонну с подогревателем в нижней части, снабженную выходами ШФЛУ и газа, выход ШФЛУ из ректификационной колонны соединен с объектом потребителя и/или объектами технологического процесса, дожимную компрессорную станцию, запорную и/или запорно-регулировочную арматуру, при этом установка снабжена дополнительной ректификационной колонной, обеспечивающей качество товарных продуктов – пропана автомобильного или пропан-бутана автомобильного, а также авиационного сконденсированного топлива, вход сырья которой соединен с выходом ШФЛУ из ректификационной колонны узла выделения ШФЛУ, дополнительная ректификационная колонна оснащена подогревателем низа и узлом орошения ее верха, соединенным с выходом газовой фазы этой колонны, причем узел орошения имеет выход товарной продукции – пропана автомобильного или пропан-бутана автомобильного, а низ дополнительной ректификационной колонны и/или подогреватель имеют выход товарной продукции – авиационного сконденсированного топлива (патент на полезную модель RU 116980, МПК F26J 3/02, заявлен 11.01.2012 г., опубликован 10.06.2012 г.). Недостатками полезной модели являются:
- ограниченный ассортимент товарной продукции топливного направления (пропан автомобильный или пропан-бутан автомобильный и авиационное сконденсированное топливо);
- аппаратурное оформление установки из двух блоков, что не позволяет получать конечную продукцию высокого качества из-за содержания сероводорода, сераорганических компонентов, воды и других примесей;
- низкое качество и сложность использования вырабатываемого авиационного сконденсированного топлива, которое может ограничено применяться для вертолетной техники (топливо для бензиновых авиационных двигателей должно выкипать в пределах 40-180 °C согласно ГОСТ 1012-2013, а для реактивных двигателей – 60-280 °C согласно ГОСТ 10227-2013), поскольку авиационное сконденсированное топливо из-за облегченного фракционного состава должно храниться, транспортироваться и подаваться в баки авиационной техники под давлением 0,5-1,2 МПа.
2
2
Известна установка переработки сырого природного газа, содержащая связанные между собой блок первичной сепарации сырого природного газа, блок извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду и блок сверхзвуковой сепарации, установленный с возможностью получения на выходе углекислого газа и очищенного природного газа, при этом первый вход блока извлечения HS связан с первым выходом блока первичной сепарации, второй выход которого служит для вывода на утилизацию воды с механическими примесями, третий выход соединен с первым входом блока стабилизации газового конденсата, а вход сообщен с системой подачи сырого природного газа, причем второй и третий входы блока извлечения HS связаны соответственно с блоком стабилизации конденсата и с блоком дегазации серы, а выходы этого блока связаны с блоком выделения серы с помощью процесса Клауса и с блоком сверхзвуковой сепарации, выход указанного блока связан со вторым входом блока стабилизации конденсата, с возможностью получения на выходе стабильного конденсата, при этом выход блока стабилизации по ШФЛУ сообщен с блоком фракционирования ШФЛУ, а блок выделения серы с помощью процесса Клауса своими первым и вторым выходами связан с блоком грануляции серы соответственно через блок дегазации серы и через блок тонкой очистки отходящих газов от сероводорода (патент на изобретение RU 2576738, МПК F25J 3/08, заявлен 14.11.2014 г., опубликован 10.03.2016 г.). Недостатками изобретения являются:
- конденсация диоксида углерода и его отделение от газообразного метана в сверхзвуковом сепараторе при температуре минус 70 °C и сбросе давления до 4 МПа, более энергозатратные по сравнению с другими способами удаления диоксида углерода из природного газа, например, путем абсорбционной очистки;
2
4
- потеря ценного сырья газохимических производств из-за содержания в товарном (очищенном) природном газе до 12 % мольн. углеводородов С-С;
- извлечение из природного газа тяжелых углеводородов, ограниченное получением стабильного конденсата, то есть ШФЛУ, что сужает ассортимент вырабатываемой товарной продукции.
Известна компоновка газоперерабатывающего комплекса, состоящего из одной или нескольких очередей, каждая из которых включает технологические звенья и объекты общезаводского назначения, дополняемая звеном центральной технологической эстакады, единой для каждой очереди, соединяющим звеньевые и межзвеньевые трубопроводы, и звеном межцеховых эстакад, соединяющим очереди и объекты общезаводского хозяйства, при этом в каждой очереди технологические звенья последовательно подключают к обеим сторонам звена центральной технологической эстакады, разделенного на четыре участка, формирующих в совокупности с соответствующими технологическими звеньями производственные зоны, причем технологические звенья снабжают ресурсами от объектов общезаводского назначения при помощи звена межцеховых эстакад через звено центральной технологической эстакады (патент на изобретение RU 2722255, МПК F25J 3/00, заявлен 06.08.2019 г., опубликован 25.05.2020 г.). Главным недостатком изобретения является неучтенная потенциальная возможность использования внутренних материальных потоков отдельных звеньев газоперерабатывающего комплекса для повышения эффективности его функционирования.
Наиболее близок к заявляемому изобретению комплекс по переработке природного углеводородного газа в товарную продукцию, состоящий из газоперерабатывающего блока А, вырабатывающего метановую, этановую, пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции; блока сжижения природного газа Б, подготовленного на газоперерабатывающем блоке А; газохимического блока В, вырабатывающего полимерную продукцию из этановой и/или пропановой фракции и/или прочего углеводородного сырья, выделенных на газоперерабатывающем блоке А; логистического блока Г, включающего резервуарный парк хранения товарной продукции вышеуказанных блоков; общезаводского хозяйства Д, обеспечивающего энергоресурсами и необходимыми реагентами все вышеуказанные блоки комплекса; предусматривающий энергетические и технологические взаимосвязи между звеньями общезаводского хозяйства Д и звеньями остальных блоков комплекса А, Б, В, Г с возможностью как вариативного исполнения звеньев этих блоков, так и дополнения их новыми звеньями (патент на изобретение RU 2715838, МПК B01D 53/00, заявлен 01.10.2019 г., опубликован 03.03.2020 г.). Главным недостатком изобретения является неучтенная потенциальная возможность использования внутренних материальных потоков отдельных звеньев газоперерабатывающего комплекса для повышения эффективности его функционирования.
Задачей заявляемого изобретения является разработка комплекса по переработке магистрального природного газа, предусматривающего отбор из него ценных компонентов в виде товарной продукции или сырья газохимических производств, повышенной эффективности за счет использования материальных потоков отдельных звеньев и снижения техногенной нагрузки на окружающую среду.
Поставленная задача решается за счет того, что комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, включает:
- трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку 100;
- газоперерабатывающий блок 200, осуществляющий выработку товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, этановой фракции, продуктов разделения ШФЛУ в виде пропановой фракции, бутановой фракции, пентан-гексановой фракции (далее ПГФ);
- трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300;
- блок производства сжиженного природного газа (далее СПГ) 400;
- блок хранения товарной продукции 500;
- блок отгрузки товарной продукции 600;
объединенные прямыми и обратными связями в виде трубопроводов, при этом в состав указанного газоперерабатывающего блока 200 входят следующие звенья:
- звено замера и учета сырьевого природного газа 201;
- звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202;
- звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203;
- звено ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204;
- звено компримирования 205;
- звено захолаживания 206;
- звено замера и учета товарного природного газа 207;
- звено очистки и фракционирования ШФЛУ 208;
- звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209;
- звено подготовки топливного газа низкого давления 210;
- звено обработки извлекаемых примесей 211;
- звено приготовления раствора абсорбента 212;
- звено приготовления деминерализованной воды 213;
- звено производства азота 214;
- звено подготовки топливного газа высокого давления 215;
в состав указанного блока производства СПГ 400 входят следующие звенья:
- звено сжижения 401;
- звено подготовки и компримирования хладагента 402;
в состав указанного блока хранения товарной продукции 500 входят следующие звенья:
- звено хранения СПГ 501;
- звено компримирования отпарного газа 502;
- звено хранения сжиженного углеводородного газа (далее СУГ) и ПГФ под давлением 503;
- звено захолаживания и термостатирования СУГ 504;
- звено изотермического хранения СУГ 505;
- звено подготовки топливного газа низкого давления 506;
в состав указанного блока отгрузки товарной продукции 600 входят следующие звенья:
- звено отгрузки СПГ 601;
- звено отгрузки СУГ 602;
- звено отгрузки ПГФ 603;
между звеньями блоков предусматривают одну или несколько из следующих дополнительных связей:
а) подачу отработанного газа регенерации из звена 203 в звено 202 с помощью компрессора на смешение с сырьевым природным газом перед абсорбером звена 202 при неполном извлечении метанола из сырьевого природного газа в звене 202 с доочисткой очищенного природного газа в звене 203 или с очищенным природным газом после абсорбера звена 202 при глубокой очистке сырьевого природного газа от метанола в звене 202 без доочистки в звене 203;
б) подачу экспанзерного газа из звена 202 в звено 210 для использования в качестве топливного газа или в звено 211 для термического и/или каталитического окисления с последующей утилизацией образующихся продуктов;
в) подачу воды, извлекаемой из отработанного газа регенерации при его охлаждении и/или извлекаемой на фильтрах-коалесцерах из очищенного природного газа перед адсорберами, из звена 203 в звено 202 в контур водного раствора абсорбента или в контур кислой воды или в звено 211 для термического окисления при высоком содержании метанола;
г) подачу кислых газов из рефлюксной емкости десорбера звена 202 в звено 211 для термического и/или каталитического окисления или в звено 205 или 402 для смешения с дымовыми газами турбин;
д) частичную или полную подачу кислой воды из рефлюксной емкости десорбера звена 202 в звено 211 для термического и/или каталитического окисления;
е) подачу воды после ее отпарки от метанола из звена 211 в звено 202 в контур водного раствора абсорбента;
ж) подачу сухого природного газа из звена 204 в звено 209 для последующего использования в качестве сырья и/или топливного газа газохимического производства;
з) подачу этановой фракции из звена 204 в звено 402 для подпитки контура этанового хладагента и/или контура или контуров смешанного хладагента и/или в звено 401 для регулирования калорийности СПГ;
и) частичную или полную подачу этановой фракции из звена 204 в звено 504 при избытке вырабатываемой на газоперерабатывающем блоке 200 этановой фракции;
к) подачу этановой фракции из звена 204 в звено 205 для смешения с сухим природным газом при снижении или отсутствии потребления этановой фракции на газохимическом производстве;
л) подачу пропанового хладагента из звена 206 в звено 204 для конденсации паров колонны-деэтанизатора и/или охлаждения осушенного природного газа и/или охлаждения рецикла сухого природного газа;
м) подачу пропанового хладагента из звена 206 в звено 205 для охлаждения компримированного природного газа с выкида компрессоров после аппаратов воздушного охлаждения (далее АВО);
н) подачу компримированного природного газа из звена 205 после первой ступени компримирования до или после АВО в звено 208 для использования в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения;
о) подачу сухого природного газа из звена 204 или компримированного природного газа с выкида компрессоров звена 205 в звено 402 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента;
п) подачу отработанного газа регенерации и/или газа охлаждения из звена 208 в звено 210 для использования в качестве топливного газа, и/или в звено 211 для термического и/или каталитического окисления, и/или в звено 207 на смешение с товарным природным газом, и/или в звено 205 или 402 на смешение с дымовыми газами турбин;
р) подачу отпарного газа из звена 502 в звено 402 для использования в качестве топлива газовых турбин и/или в звено 215 для использования в качестве основного источника топливного газа высокого давления;
с) подачу сырьевого природного газа из звена 201 и/или компримированного природного газа с первой ступени компрессоров звена 205 в звено 215 для использования в качестве подпитки топливного газа высокого давления при недостаточном количестве отпарного газа из звена 502;
т) подачу сухого природного газа из звена 204 в звено 210 для использования в качестве основного источника топливного газа низкого давления;
у) подачу сырьевого природного газа из звена 201 и/или компримированного природного газа с выкида компрессоров звена 205 в звено 210 для использования в качестве подпитки топливного газа низкого давления при недостаточном количестве сухого природного газа из звена 204;
ф) подачу пропановой фракции из звена 208 и/или из звена 503 в звено 401 для регулирования калорийности СПГ, и/или в звено 402 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента, и/или в звено 206 для заполнения и подпитки контура циркуляции пропанового хладагента;
х) подачу бутановой фракции из звена 208 в звено 402 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента;
ц) подачу пропановой и/или бутановой и/или пентан-гексановой фракций из звена 503 в звено 207 на смешение с товарным природным газом при периодическом снижении или отсутствии потребления или при выработке некондиционных СУГ и/или ПГФ;
ч) подачу углеводородного конденсата из звена 202 в звено 503 на смешение с ПГФ.
Дополнительная связь по п. а позволяет использовать отработанный газ регенерации адсорбента для извлечения этановой фракции и ШФЛУ, увеличивая их выработку, вместо сжигания этого газа в качестве топливного газа и/или сброса на факел с загрязнением окружающей среды.
Дополнительная связь по п. б позволяет использовать экспанзерный газ, выделенный из водного раствора абсорбента и состоящий в основном из углеводородов, в качестве топливного газа, сокращая расход сухого природного газа, потребляемого на топливные нужды.
Дополнительная связь по п. в позволяет полезно использовать воду, извлекаемую из отработанного газа регенерации и/или очищенного природного газа, вместо сброса ее в систему сточных вод, снижая тем самым нагрузку на систему очистки сточных вод.
Дополнительная связь по п. г позволяет за счет технологического использования кислых газов из рефлюксной емкости десорбера устранить загрязнение окружающей среды меркаптанами, сероводородом и метанолом.
Дополнительная связь по п. д позволяет частично или полностью отводить кислую воду в виде водометанольной смеси в тех случаях, когда происходит накопление метанола в верхней части десорбера, что может привести к вспениванию раствора абсорбента и нарушению нормальных режимов регенерации раствора в десорбере и очистки сырьевого природного газа в абсорбере. Дополнительно данная связь позволяет сохранить эффективность удаления метанола при увеличении его концентрации в сырьевом природном газе или увеличить глубину очистки от метанола при его неизменной концентрации в сырьевом природном газе.
Дополнительная связь по п. е позволяет сократить производство свежей деминерализованной воды для подпитки водного раствора абсорбента с поддержанием необходимой концентрации.
Дополнительная связь по п. з, и/или по п., и и/или по п. к обеспечивает вариативность работы комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию и позволяет в зависимости от технологической необходимости использовать этановую фракцию, соответственно, в качестве хладагента для подпитки контура или контуров хладагента, и/или для регулирования калорийности СПГ (п. з), и/или в качестве компонента сухого природного газа (п. к) (по нормативам максимальное содержание этана в товарном природном газе допустимо на уровне 7-8 % мольн.) и/или направлять в звено 504 (п. и) для накопления и отгрузки потребителям при снижении или отсутствии потребления этановой фракции на газохимическом производстве, чтобы не останавливать выработку этановой фракции на газоперерабатывающем блоке 200.
Дополнительная связь по п. л и/или п. м позволяет использовать вырабатываемую пропановую фракцию в качестве пропанового хладагента для конденсации паров колонны-деэтанизатора, и/или охлаждения осушенного природного газа, и/или охлаждения рецикла сухого природного газа (п. л), и/или для охлаждения компримированного природного газа после АВО (п. м), поддерживая стабильный режим работы колонны-деэтанизатора и/или постоянную температуру товарного природного газа независимо от температуры окружающей среды, соответственно, и одновременно обеспечивая вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.
Дополнительная связь по п. н и/или п. о позволяет использовать компримированный и/или сухой природный газ как в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбента (п. н), так и в качестве хладагента для подпитки контура или контуров смешанного хладагента (п. о), что обеспечивает технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.
Дополнительная связь по п. р позволяет использовать отпарной газ в качестве топлива, уменьшая мощности компримирования отпарного газа за счёт более низкого давления топливной сети.
Дополнительная связь по п. с позволяет использовать сырьевой и/или компримированный природный газ для подпитки топливного газа высокого давления при недостатке или отсутствии отпарного газа, обеспечивая технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.
Дополнительная связь по п. т позволяет использовать сухой природный газ в качестве основного источника топливного газа низкого давления, что обеспечивает функционирование комплекса и снижает потери ценных углеводородов относительно использования в качестве топливного газа сырьевого природного газа.
Дополнительная связь по п. у позволяет при недостатке сухого природного газа использовать в качестве подпитки топливного газа низкого давления сырьевой природный газ или компримированный природный газ, обеспечивая технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200.
Дополнительная связь по п. ф и/или по п. х позволяет использовать вырабатываемые пропановую фракцию и/или бутановую фракцию, соответственно, для подпитки контура или контуров смешанного хладагента, обеспечивая технологическую гибкость и вариативность работы газоперерабатывающего блока 200 и блока производства СПГ 400.
Дополнительная связь по п. ц позволяет смешивать пропановую и/или бутановую и/или пентан-гексановую фракции с товарным природным газом при периодическом снижении или отсутствии их потребления по причине особенностей логистики или выработки некондиционных СУГ и/или ПГФ.
Целесообразно при высокой концентрации сероводорода в магистральном природном газе блок 200 дополнить звеном получения элементной серы 216 с использованием метода Клауса и подачей кислых газов из рефлюксной емкости десорбера звена 202.
Целесообразно для снижения выбросов парниковых газов при низкой концентрации сероводорода в сырьевом природном газе блок 200 дополнить звеном компримирования кислых газов 217 для подачи кислых газов из рефлюксной емкости десорбера звена 202 на смешение с товарным природным газом перед звеном 207 после отвода части товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, в звено 401 и/или на производство метанола и/или карбамида и/или другой продукции.
Целесообразно при высокой концентрации меркаптанов в отработанном газе регенерации звена 208 и/или незначительном потреблении топливного газа низкого давления блок 200 дополнить звеном очистки газа регенерации 218 для извлечения меркаптанов и/или метанола из отработанного газа регенерации звена 208 с подачей очищенного газа регенерации из звена 218 в звено 210 в качестве топливного газа и/или в звено 205 на смешение с сухим природным газом или в звено 207 на смешение с товарным природным газом.
Указанные дополнительные связи, представляющие собой материальные потоки между различными звеньями комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, применимы к следующим конфигурациям звеньев.
Звено замера и учета сырьевого природного газа 201 представляет собой совокупность контрольно-измерительных и аналитических приборов, позволяющих с требуемой точностью производить замер и учет поступающего в качестве сырьевого природного газа на переработку магистрального природного газа, а также определить его состав и физико-химические свойства.
Звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 реализуется в виде двухколонной системы удаления кислых компонентов (диоксида углерода и сероводорода) и метанола из сырьевого природного газа. Очистка сырьевого природного газа осуществляется путем его промывки водным раствором абсорбента, активированного при необходимости дополнительными компонентами, в первой колонне (абсорбере) с давлением чуть ниже давления поступающего на переработку магистрального природного газа в диапазоне 5,0-9,8 МПа (изб.), а температура подаваемого в верхнюю часть абсорбера регенерированного раствора абсорбента поддерживается в диапазоне 30-50 °C. Регенерацию насыщенного раствора абсорбента проводят во второй колонне (десорбере), где поддерживается давление в пределах 0,05-0,1 МПа (изб.), а выделение поглощенных в абсорбере кислых компонентов и метанола производится за счёт подвода тепла в куб десорбера водяным паром или маслом-теплоносителем. Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера в десорбер подают через экспанзерную емкость, где поддерживается давление в диапазоне 0,4-1,0 МПа (изб.) для возможности подачи газа расширения (экспанзерного газа) в топливную сеть низкого давления и/или на окисление для последующей безопасной утилизации. В звене абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 также предусматривается фильтрация части регенерированного раствора абсорбента в количестве 10-20 % от общего объема циркуляции раствора в группе фильтров, представляющей собой последовательно расположенные фильтр грубой очистки от механических примесей, угольный фильтр адсорбционной очистки от продуктов разложения абсорбента и фильтр тонкой очистки от угольной пыли.
В звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 удаляют влагу с доочисткой от следов метанола в первой группе адсорберов, где поддерживается давление в диапазоне 4,9-9,7 МПа (изб.), а также пары ртути во второй группе адсорберов, где поддерживается давление в диапазоне 4,8-9,6 МПа (изб.). Регенерация и охлаждение адсорбента первой группы адсорберов (цеолиты) проводится осушенным природным газом, расход которого составляет до 10 % от расхода поступающего в звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 очищенного природного газа при давлении в диапазоне 4,8-9,6 МПа (изб.). Газ регенерации нагревают в печи или в теплообменнике с помощью водяного пара или масла-теплоносителя до значения температуры в диапазоне 230-330 °C. Во второй группе адсорберов в качестве адсорбента используют активированный уголь, пропитанный серой, или неорганические цеолиты с добавкой сульфидов различных металлов. После насыщения этого адсорбента ртутью или по истечению срока службы адсорбента производится его замена на свежий, а отработанный адсорбент направляют на утилизацию.
2
2
В звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 реализована двухколонная система низкотемпературного разделения осушенного природного газа с получением холода за счет расширения части этого газа на детандере. Другая часть осушенного природного газа охлаждается и конденсируется в рекуперативном теплообменнике, а после дросселирования направляется в качестве орошения в первую ректификационную колонну (деметанизатор), где поддерживают давление в диапазоне 1,0-3,0 МПа (изб.). Продуктами разделения осушенного природного газа в колонне-деметанизаторе являются сухой природный газ и фракция C и выше. Для увеличения степени извлечения этановой фракции часть сухого природного газа в количестве 5-40 % компримируется на отдельном компрессоре или на компрессорах звена компримирования 205, затем конденсируется в рекуперативном теплообменнике и после дросселирования подается в качестве дополнительного орошения в колонну-деметанизатор. Во второй ректификационной колонне (деэтанизатор) происходит разделение фракции C и выше с получением этановой фракции и ШФЛУ. Для возможности полезного использования этановой фракции в период отсутствия ее потребления на газохимическом производстве давление в колонне-деэтанизаторе поддерживают равным или больше давления в колонне-деметанизаторе для подачи этановой фракции в звено компримирования 205.
Звено компримирования 205 предназначено для компримирования поступающего из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 сухого природного газа перед его подачей в магистральный газопровод или на блок производства СПГ 400. Сухой природный газ компримируют в одну или две ступени в зависимости от требуемого давления нагнетания на компрессорах с газотурбинным и/или электрическим приводом, охлаждая на АВО после каждой ступени компримирования. При использовании газотурбинного привода предусматривается рекуперация тепла дымовых газов турбин с генерацией водяного пара и/или для нагрева масла-теплоносителя.
Звено захолаживания 206 представляет собой замкнутый контур пропанового хладагента, где последовательно происходят его сжатие до давления в диапазоне 1,2-1,7 МПа (изб.) за счет компрессора с электроприводом и/или газотурбинным приводом, охлаждение и конденсация на АВО, подача потребителям за счет давления сжатия в компрессоре или с помощью насосов, дросселирование на клапане Джоуля-Томпсона до заданного значения давления с соответствующей равновесному состоянию температуре, кипение жидкого хладагента в испарителях при постоянной температуре и возврат паров хладагента на прием компрессора.
Звено замера и учета товарного природного газа 207 представляет собой совокупность контрольно-измерительных и аналитических приборов, позволяющих с требуемой точностью производить замер и учет подаваемого в магистральный газопровод товарного природного газа, а также определить его состав и физико-химические свойства.
В звене очистки и фракционирования ШФЛУ 208 сначала из ШФЛУ удаляют меркаптаны и/или метанол на цеолитах, регенерируемых компримированным природным газом из звена компримирования 205 после его нагрева в печи или в теплообменнике с помощью водяного пара или масла-теплоносителя. В качестве газа охлаждения адсорбента используют компримированный природный газ из звена компримирования 205 или азот высокого качества из звена производства азота 214. Очищенная ШФЛУ разделяется на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции в двух ректификационных колоннах последовательного извлечения пропановой и бутановой фракций или пентан-гексановой и бутановой фракций.
Звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 представляет собой совокупность контрольно-измерительных и аналитических приборов, позволяющих с требуемой точностью производить замер и учет подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа и этановой фракции из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204, пропановой фракции из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208, а также определить их состав и физико-химические свойства.
В звене подготовки топливного газа низкого давления 210 предусмотрены последовательно осуществляемые подогрев топливного газа во избежание низких температур после расширения (дросселирования) до значения давления 0,8-1,0 МПа (изб.), а также сепарация и фильтрация. Сепарационное оборудование одновременно создает необходимый буфер для предотвращения резкого изменения состава топливного газа. Основным источником топливного газа низкого давления при нормальной работе является сухой природный газ из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204. Также предусматривается подача сырьевого природного газа из звена замера и учета сырьевого природного газа 201 и компримированного природного газа из звена компримирования 205 в качестве резервных источников. Топливный газ низкого давления, подготавливаемый в звене 210, используют на нужды звеньев газоперерабатывающего блока 200.
Звено обработки извлекаемых примесей 211 представляет собой группу аппаратов: термических и/или каталитических окислителей, предназначенных для окисления кислородом воздуха серосодержащих соединений и/или метанола, поступающих в составе материальных потоков отдельных звеньев. Конфигурация окислителей предусматривается без и/или с рекуперацией тепла дымовых газов при возможности генерации водяного пара и/или подогрева масла-теплоносителя и/или теплофикационной воды. Для случая высокого содержания метанола в составе поступающего на комплекс магистрального природного газа в звене обработки извлекаемых примесей 211 предусматривают ректификационную колонну отпарки кислой воды. Верхним продуктом разделения колонны будет метанол высокой концентрации, а кубовым продуктом – отпаренная от метанола вода, возвращаемая в технологический процесс (в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 в контур водного раствора абсорбента). Метанол высокой концентрации выводится в качестве одного из видов товарной продукции комплекса либо утилизируется в термическом и/или каталитическом окислителе.
Звено приготовления раствора абсорбента 212 предназначено для приема реагентов (свежего абсорбента и деминерализованной воды), приготовления водного раствора абсорбента необходимой концентрации и последующей подачи готового раствора в контур водного раствора абсорбента звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 с целью заполнения системы или подпитки раствора, а также для приема раствора абсорбента при опорожнении оборудования звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202.
В звене приготовления деминерализованной воды 213 применяют технологии обратного осмоса и/или электродиализа. Также предусматривается буферная емкость хранения и насосы подачи деминерализованной воды потребителям.
В звене производства азота 214 получают азот высокого и низкого качества. Азот низкого качества производится мембранным или адсорбционным способом (PSA) и через буферную емкость направляется потребителям. Азот высокого качества производится путем низкотемпературной ректификации или испарения и нагрева до требуемой температуры импортируемого со стороны жидкого азота с подачей потребителям через буферную емкость.
В звене подготовки топливного газа высокого давления 215 предусмотрены последовательные дросселирование топливного газа до значения давления 3,5-3,6 МПа (изб.), сепарация и фильтрация. Сепарационное оборудование одновременно создает необходимый буфер для предотвращения резкого изменения состава топливного газа. Основным источником топливного газа высокого давления при нормальной работе являются избытки отпарного газа звена компримирования отпарного газа 502 блока хранения товарной продукции 500, невостребованные в звене подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400. Также предусматривается подача в качестве резервного источника компримированного природного газа с выкида первой ступени компрессоров звена компримирования 205 и/или сырьевого природного газа из звена замера и учета сырьевого природного газа 201, который подогревается на входе в теплообменнике или электрическом подогревателе до или после дросселирования для исключения образования газовых гидратов.
В звене получения элементной серы 216 используют метод Клауса. Сначала кислый газ сжигается, причем кислород воздуха подается в топку в количестве, необходимом для окисления сероводорода до серы. Для этого применяют реакторы, состоящие из топочной камеры и трубчатого теплообменника. В торцевой части топочной камеры расположены горелки. В зоне смешения сероводорода и воздуха горение происходит в закрученном потоке, затем продукты сгорания поступают в основной топочный объем. Далее продукты сгорания охлаждаются водой, проходя по трубному пространству трубчатого теплообменника, и поступают в конденсатор, откуда полученная сера выводится в хранилище и дегазируется. Товарная продукция может отгружаться в виде комковой, порошковой, гранулированной или жидкой серы.
Звено компримирования кислых газов 217 предназначено для подачи низконапорных кислых газов из звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 на смешение с товарным природным газом перед звеном замера и учета товарного природного газа 207 после отвода части товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, в звено сжижения 401 и/или на производство метанола и/или карбамида и/или другой продукции. В звене компримирования кислых газов 217 последовательно реализуют одноступенчатое или многоступенчатое сжатие в компрессорах с электродвигателем и/или газотурбинным приводом и охлаждение с помощью АВО. При использовании газотурбинного привода предусматривается рекуперация тепла дымовых газов турбин с генерацией водяного пара и/или для нагрева масла-теплоносителя. В случае подачи кислых газов на производство метанола и/или карбамида и/или другой продукции в составе звена компримирования кислых газов 217 может быть предусмотрено дополнительное оборудование для очистки газов от нежелательных примесей.
Звено очистки газа регенерации 218 предназначено для очистки от меркаптанов и/или метанола отработанного газа регенерации, поступающего из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208, с помощью адсорбента. Очищенный газ регенерации используется на покрытие нужд комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, например, подается в звено подготовки топливного газа низкого давления 210, или на смешение с товарным природным газом перед звеном замера и учета товарного природного газа 207, или в звено компримирования 205. Для регенерации насыщенного примесями адсорбента звена очистки газа регенерации 218 используется поток азота высокой чистоты из звена производства азота 214 после нагрева до требуемой температуры. Насыщенный извлекаемыми примесями азот подается для термического и/или каталитического окисления в звено обработки извлекаемых примесей 211 с целью утилизации меркаптанов и/или метанола. Для охлаждения регенерированного адсорбента также используется поток азота высокой чистоты.
В звене сжижения 401 реализуются процессы последовательного охлаждения, сжижения товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению и предварительно смешанного с пропановой и/или этановой фракцией при необходимости, и переохлаждения СПГ. Данные процессы проводятся в отдельных криогенных теплообменных аппаратах и/или в различных секциях одного криогенного теплообменного аппарата. Переохлажденный СПГ направляется в звено хранения СПГ 501 блока хранения товарной продукции 500.
Звено подготовки и компримирования хладагента 402 представляет собой замкнутый контур или замкнутые контуры смешанных хладагентов, содержащих азот и/или метан и/или этан или этилен и/или пропан и/или различные формы бутанов. В каждом контуре последовательно происходят сжатие в компрессоре с электроприводом и/или газотурбинным приводом, охлаждение и/или конденсация на АВО, переохлаждение в криогенных теплообменниках, дросселирование на клапане и/или детандере и подача в криогенный теплообменник звена сжижения 401 в качестве хладагента. В криогенном теплообменнике звена сжижения 401 происходит испарение хладагента и последующий возврат паров хладагента на прием компрессора. В случае применения газовых турбин предусматривается рекуперация тепла дымовых газов с генерацией водяного пара и/или нагрева масла-теплоносителя.
Звено хранения СПГ 501 предназначено для хранения и накопления судовой партии СПГ в одном или нескольких резервуарах.
В звено компримирования отпарного газа 502 поступает отпарной газ, образующийся при дросселировании или расширении на жидкостном детандере СПГ перед резервуаром хранения, при хранении СПГ в резервуаре звена хранения СПГ 501 и при загрузке СПГ в суда-газовозы из звена отгрузки СПГ 601 блока отгрузки товарной продукции 600, для последующей его подачи в качестве топливного газа турбин контура или контуров смешанного хладагента звена подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 и/или в качестве топливного газа турбин звена компримирования 205 газоперерабатывающего блока 200.
В звене хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 хранение товарной продукции в виде СУГ (пропановой и бутановой фракций) и ПГФ осуществляют в одном или нескольких резервуарах под давлением.
Звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 предназначено для захолаживания и конденсации поступающих пропановой и бутановой фракций, а также конденсации отпарных газов СУГ, образующихся в звене изотермического хранения СУГ 505 и при отгрузке СУГ в звене отгрузки СУГ 602 блока отгрузки товарной продукции 600.
Звено изотермического хранения СУГ 505 предназначено для изотермического хранения и накопления судовой партии СУГ в одном или нескольких резервуарах.
Топливный газ низкого давления, получаемый в звене подготовки топливного газа низкого давления 506, используют на нужды звеньев блока 500.
Звенья отгрузки СПГ, СУГ и ПГФ 601, 602 и 603, соответственно, предназначены для отгрузки потребителям товарной продукции и возврата на комплекс отпарных газов, образующихся при отгрузке.
На чертеже представлена принципиальная схема одного из возможных вариантов реализации комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию с использованием следующих обозначений:
1-79 – трубопроводы;
100 – трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку;
200 – газоперерабатывающий блок;
201 – звено замера и учета сырьевого природного газа;
202 – звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола;
203 – звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути;
204 – звено ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ;
205 – звено компримирования;
206 – звено захолаживания;
207 – звено замера и учета товарного природного газа;
208 – звено очистки и фракционирования ШФЛУ;
209 – звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций;
210 – звено подготовки топливного газа низкого давления;
211– звено обработки извлекаемых примесей;
212 – звено приготовления раствора абсорбента;
213 – звено приготовления деминерализованной воды;
214 – звено производства азота;
215 – звено подготовки топливного газа высокого давления;
300 – трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод;
400 – блок производства СПГ;
401 – звено сжижения;
402 – звено подготовки и компримирования хладагента;
500 – блок хранения товарной продукции;
501 – звено хранения СПГ;
502 – звено компримирования отпарного газа;
503 – звено хранения СУГ и ПГФ под давлением;
504 – звено захолаживания и термостатирования СУГ;
505 – звено изотермического хранения СУГ;
506 – звено подготовки топливного газа низкого давления;
600 – блок отгрузки товарной продукции;
601 – звено отгрузки СПГ;
602 – звено отгрузки СУГ;
603 – звено отгрузки ПГФ.
Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию согласно представленной принципиальной схеме функционирует следующим образом. Магистральный природный газ из трубопровода-отвода подачи магистрального природного газа на переработку 100 по трубопроводу 1 поступает в качестве сырьевого природного газа в звено замера и учёта сырьевого природного газа 201 газоперерабатывающего блока 200. При пуске и в случае нехватки топливного газа низкого и/или высокого давления часть сырьевого природного газа направляется в звено подготовки топливного газа низкого давления 210 и/или в звено подготовки топливного газа высокого давления 215 по трубопроводам 9 и/или 10, соответственно. Основное количество сырьевого природного газа по трубопроводу 2 после замера и учета направляется в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202, где с помощью водного раствора абсорбента удаляются диоксид углерода, сероводород и метанол. Очищенный природный газ направляется по трубопроводу 3 в звено глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203. Выделенный из раствора насыщенного абсорбента экспанзерный газ отводится по трубопроводам 16 и 17 в звено обработки извлекаемых примесей 211 и в звено подготовки топливного газа низкого давления 210, соответственно, для использования в качестве топливного газа. Извлеченные кислые газы (диоксид углерода и сероводород) подают по трубопроводу 18 в звено обработки извлекаемых примесей 211. Кислая вода в виде водометанольной смеси направляется по трубопроводу 75 в звено обработки извлекаемых примесей 211 для отпарки из неё метанола, после чего очищенная вода возвращается по трубопроводу 76 в контур водного раствора абсорбента звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202.
Для подпитки контура водного раствора абсорбента звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 предусмотрена подача абсорбента по трубопроводу 49 из звена приготовления раствора абсорбента 212. Для снабжения водой звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 и звена приготовления раствора абсорбента 212 предусмотрена подача деминерализованной воды из звена приготовления деминерализованной воды 213 по трубопроводам 74 и 79, соответственно.
В звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 поступающий по трубопроводу 3 очищенный природный газ осушается и очищается от ртути, после чего осушенный природный газ по трубопроводу 4 направляется в звено ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204. Часть осушенного природного газа используют в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбентов осушки, после чего отработанный газ регенерации предварительно компримируют в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203 и направляют по трубопроводу 19 в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 на смешение с сырьевым природным газом для повторной очистки с целью исключения накопления нежелательных примесей в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203. Вода, извлекаемая из отработанного газа регенерации при его охлаждении и/или на фильтрах-коалесцерах из очищенного природного газа перед адсорберами в звене глубокой адсорбционной осушки и очистки от ртути 203, по трубопроводам 77 и/или 78 поступает в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 и/или в звено обработки извлекаемых примесей 211, соответственно.
Поступающий по трубопроводу 4 осушенный природный газ в звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 разделяют на:
- сухой природный газ, частично направляемый по трубопроводу 11 в звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 для дальнейшего следования по трубопроводу 13 непосредственно на газохимическое производство в качестве сырья и/или топливного газа, частично направляемый по трубопроводу 12 в звено подготовки топливного газа низкого давления 210, и частично направляемый по трубопроводу 5 в звено компримирования 205;
- этановую фракцию, частично направляемую по трубопроводу 43 в звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 для дальнейшего следования по трубопроводу 44 непосредственно на газохимическое производство в качестве сырья, частично направляемую по трубопроводу 47 в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 для подпитки контура этанового хладагента и/или контура или контуров смешанного хладагента, также при отсутствии спроса со стороны газохимического производства или при выработке избытка этановой фракции последняя может направляться по трубопроводу 45 в звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 блока хранения товарной продукции 500 и/или по трубопроводу 46 в звено компримирования 205;
- ШФЛУ, направляемую по трубопроводу 20 в звено очистки и фракционирования ШФЛУ 208.
Для функционирования звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 используют пропановый хладагент, поступающий по трубопроводу 51 из звена захолаживания 206 и возвращающийся по трубопроводу 50 после передачи холода.
Подаваемый по трубопроводу 5 в звено компримирования 205 сухой природный газ компримируется, охлаждается с помощью АВО и, при необходимости, с помощью пропанового хладагента, поступающего по трубопроводу 53 из звена захолаживания 206 и возвращающегося по трубопроводу 52 после передачи холода. Снабжение топливным газом звена компримирования 205 и звена захолаживания 206 осуществляется по трубопроводу 59 и трубопроводу 61, соответственно, из звена подготовки топливного газа высокого давления 215. Часть компримированного природного газа перед охлаждением пропановым хладагентом поступает по трубопроводу 48 для использования в качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбентов звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208. Одна часть товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, направляется по трубопроводу 8 в звено сжижения газа 401 блока производства СПГ 400, а другая по трубопроводу 6 – в звено замера и учета товарного природного газа 207, откуда по трубопроводу 7 через трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300 подаётся в магистральный газопровод. Также возможна подача части компримированного природного газа по трубопроводу 14 в звено подготовки топливного газа низкого давления 210 и/или по трубопроводу 60 в звено подготовки топливного газа высокого давления 215 для использования в качестве топливного газа, и/или по трубопроводу 15 в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента, а также в качестве резервного источника топливного газа при его недостатке.
Поступающий по трубопроводу 8 в звено сжижения 401 блока производства СПГ 400 товарный природный газ, полностью подготовленный к сжижению, охлаждается и конденсируется за счёт использования хладагентов, поступающих по группе трубопроводов 57 из звена подготовки и компримирования хладагента 402 и возвращающихся по группе трубопроводов 58 после передачи холода. Хладагенты требуемого состава производятся непосредственно в звене подготовки и компримирования хладагента 402 путём смешения в необходимых пропорциях компримированного природного газа (компонент – метан), поступающего из звена компримирования 205 по трубопроводу 15, этановой фракции (компонент – этан), поступающей из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 по трубопроводу 47, пропановой фракции (компонент – пропан), поступающей из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 по трубопроводу 32, бутановой фракции (компонент – бутан), поступающей из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 по трубопроводу 42, азота, поступающего из звена производства азота 214 по трубопроводу 65. Полученный в звене сжижения 401 переохлажденный СПГ по трубопроводу 54 подаётся в звено хранения СПГ 501 блока хранения товарной продукции 500, где происходит накопление судовых партий СПГ. СПГ по трубопроводу 55 направляется в звено отгрузки СПГ 601 блока отгрузки товарной продукции 600 для отгрузки по трубопроводу 56 в суда-газовозы на отправку потребителям. Газы вытеснения и отпарные газы, образующиеся при отгрузке СПГ, по трубопроводу 72 из судов-газовозов поступают в звено отгрузки СПГ 601, а затем по трубопроводу 73 подаются в звено компримирования отпарного газа 502 блока хранения товарной продукции 500. В звено компримирования отпарного газа 502 по трубопроводу 66 поступают также отпарные газы, образующиеся в звене хранения СПГ 501. Компримированные отпарные газы из звена компримирования отпарного газа 502 по трубопроводу 63 в требуемом количестве поступают в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 в качестве топливного газа. Избыток компримированных отпарных газов по трубопроводу 62 направляют в звено подготовки топливного газа высокого давления 215 газоперерабатывающего блока 200.
В звене очистки и фракционирования ШФЛУ 208 из выделенной в звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 и поступающей по трубопроводу 20 ШФЛУ удаляют меркаптаны и метанол перед разделением на:
- пропановую фракцию, частично направляемую по трубопроводу 23 в звено замера и учета подаваемых на газохимическое производство сухого природного газа, этановой и пропановой фракций 209 для дальнейшего следования по трубопроводу 24 непосредственно на газохимическое производство в качестве сырья, частично направляемую по трубопроводу 25 для заполнения и подпитки контура циркуляции пропанового хладагента в звено захолаживания 206, частично направляемую по трубопроводу 31 в звено сжижения 401 блока производства СПГ 400 для регулирования калорийности СПГ, частично направляемую по трубопроводу 32 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента звена подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400, при этом балансовое количество пропановой фракции подаётся по трубопроводу 26 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500;
- бутановую фракцию, частично направляемую по трубопроводу 42 для подпитки контура или контуров смешанного хладагента звена подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400, балансовое количество бутановой фракции подаётся по трубопроводу 37 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500;
- ПГФ, направляемую по трубопроводу 33 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500 для дальнейшей подачи по трубопроводу 34 в звено отгрузки ПГФ 603 блока отгрузки товарной продукции 600, где по трубопроводу 35 происходит отгрузка в ж/д цистерны потребителям, образующиеся при этом газы вытеснения по трубопроводу 70 из ж/д цистерн поступают в звено отгрузки ПГФ 603 для дальнейшей подачи по трубопроводу 71 в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500.
В качестве газа регенерации и/или газа охлаждения адсорбентов звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 используют компримированный природный газ, поступающий по трубопроводу 48 из звена компримирования 205. Отработанный газ регенерации направляется по трубопроводу 21 в звено подготовки топливного газа низкого давления 210 для использования в качестве компонента топливного газа и/или по трубопроводу 22 в звено обработки извлекаемых примесей 211 для утилизации, соответственно.
Пропановая и бутановая фракции, поступающие в звено хранения СУГ и ПГФ под давлением 503 блока хранения товарной продукции 500 по трубопроводам 26 и 37, далее направляются последовательно по трубопроводам 27 и 38 в звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 на переохлаждение и по трубопроводам 28 и 39, соответственно, в звено изотермического хранения СУГ 505, где происходит накопление судовых партий. При отгрузке пропановая и бутановая фракции по трубопроводам 29 и 40, соответственно, направляются в звено отгрузки СУГ 602 блока отгрузки товарной продукции 600 для отгрузки по трубопроводам 30 и 41, соответственно, в суда-газовозы на отправку потребителям. Газы вытеснения и отпарные газы, образующиеся при отгрузке СУГ, по трубопроводу 67 из судов-газовозов поступают в звено отгрузки СУГ 602, откуда по трубопроводу 68 подаются в звено изотермического хранения СУГ 505 блока хранения товарной продукции 500 и далее по трубопроводу 69 поступают в звено захолаживания и термостатирования СУГ 504 для повторной конденсации.
Блок хранения товарной продукции 500 топливным газом снабжают из звена подготовки топливного газа низкого давления 506, куда топливный газ поступает по трубопроводу 36 из звена подготовки топливного газа низкого давления 210. Азот на нужды блока хранения товарной продукции 500 поступает по трубопроводу 64 из звена производства азота 214.
В приведенных ниже примерах подтверждается эффективность ряда предложенных решений заявляемого комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию.
Пример 1
Подача кислой воды в виде водометанольной смеси из рефлюксной емкости десорбера звена абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 в звено обработки извлекаемых примесей 211 по п. д для термического и/или каталитического окисления метанола позволяет частично или полностью отводить кислую воду в тех случаях, когда происходит накопление метанола в верхней части десорбера, что может привести к вспениванию раствора абсорбента и нарушению нормальных режимов регенерации раствора в десорбере и очистки сырьевого природного газа в абсорбере. Дополнительно данная связь позволяет сохранить эффективность удаления метанола при увеличении его концентрации в сырьевом природном газе или увеличить глубину очистки от метанола при его неизменной концентрации в сырьевом природном газе.
V
В таблице 1 представлено сравнение степени очистки сырьевого природного газа от метанола при различной доле продувки относительно расхода кислой воды. Согласно представленным данным продувка кислой воды позволяет снизить концентрацию метанола в очищенном природном газе в 3 раза и довести ее до уровня 0,07 ppm.
Пример 2
Подача воды после отпарки из неё метанола из звена обработки извлекаемых примесей 211 в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 по п. е позволяет уменьшить расход свежей деминерализованной воды для подпитки водного раствора абсорбента при отводе части кислой воды на утилизацию.
Сокращение подпитки деминерализованной воды в звене абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 при разной доле продувки кислой воды и отпарки из неё метанола с последующим возвратом в звено абсорбционной очистки от кислых компонентов и метанола 202 представлено в таблице 2. Согласно полученным данным при продувке кислой воды в количестве от 25 до 100 % отпарка метанола из кислой воды позволяет сократить подпитку деминерализованной воды на 94-98 %.
Пример 3
Подача этановой фракции, соответствующей требованиям по качеству для применения в контуре хладагента, из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 в звено подготовки и компримирования хладагента 402 блока производства СПГ 400 по п. з для приготовления и последующей подпитки контура этанового хладагента и/или контура или контуров смешанного хладагента позволяет исключить дополнительное отдельное звено приема этана со стороны,  его подготовки, заключающейся в удалении влаги, которая может попасть в продукт при его транспортировке, фильтрации и подачи в контур хладагента.
Пример 4
2
Подача этановой фракции из звена ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 и/или пропановой фракции из звена очистки и фракционирования ШФЛУ 208 и/или пропановой фракции из звена хранения СУГ ПГФ под давлением 503 в звено сжижения 401 блока производства СПГ 400 по п.п. з и ф предназначена для регулирования калорийности получаемого СПГ. Данное решение позволяет расширить рынки сбыта и соответственно ликвидность СПГ, при этом поддерживая стабильный режим работы звеньев 204 и 208 с максимальной степенью извлечения компонентов C и выше и выработкой продуктов с постоянным качеством. Также при сокращении потребления этановой и/или пропановой фракций основными потребителями возможна подача данных компонентов для корректировки состава получаемого СПГ в пределах доступного диапазона, что дополнительно увеличивает функциональную гибкость комплекса.
В качестве примера рассмотрим работу комплекса по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию со степенью извлечения этана из осушенного природного газа в звене ректификационного извлечения этановой фракции и ШФЛУ 204 96,5 % и получением СПГ в звене сжижения 401 блока производства СПГ 400 с тремя различными решениями по обеспечению калорийности (таблица 3):
Вариант 1 – без подачи компонентов, повышающих калорийность СПГ;
вариант 2 – с подачей этановой фракции для повышения калорийности СПГ;
вариант 3 – с подачей пропановой фракции для повышения калорийности СПГ.
3
3
Как видно из таблицы 3, для варианта 1 (без подачи повышающих калорийность СПГ компонентов) высшая теплота сгорания СПГ составляет 37,7 МДж/ст.м. Для повышения калорийности следующей партии СПГ до 38,6 МДж/ст.мвозможны оба варианта с подачей этановой или пропановой фракций. Очевидно, что при достаточном ресурсе этановой и пропановой фракций можно составить оптимальную рецептуру компаундирования СПГ по их введению, обеспечивая минимальную себестоимость вырабатываемого СПГ с заданной высшей теплотой сгорания.
Таким образом, заявляемое изобретение, предусматривающее отбор из природного газа ценных компонентов в виде товарной продукции или сырья газохимических производств, повышает эффективность за счет использования материальных потоков отдельных звеньев и снижает техногенную нагрузку на окружающую среду.