Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции
NATURAL GAS LIQUEFACTION COMPLEX AT GAS DISTRIBUTION STATION

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно, к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС).
Природный газ широко используется в последние годы как высокоэкономичное топливо для электростанций, для черной и цветной металлургии, производства стройматериалов, получения различных органических соединений, а также для коммунально-бытовых нужд. Для удобства транспортировки природного газа - когда использование труб невозможно или невыгодно, а также для хранения голубого топлива, осуществляется сжижение газа с получением сжиженного природного газа (СПГ). Сжиженный природный газ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, избегая строительства дорогостоящих трубопроводных систем. Ключевыми характеристиками установок для сжижения природного газа являются надежность их работы, качество получаемого в технологическом процессе сжиженного природного газа, простота эксплуатации и обслуживания таких установок.
Известна установка по патенту RU 2137067, МПК F25J 1/02, опубл. 10.09.1999 г. на изобретение «Установка ожижения природного газа», содержащая линию ожижения, подключенную к трубопроводу предварительно сжатого природного газа и два холодильных контура, один из которых выполнен замкнутым. В этом контуре в качестве холодильного агента использован азот, а сам контур включает компрессор и детандер. Второй контур выполнен разомкнутым, подключен к трубопроводу предварительно сжатого природного газа и имеет детандер, расположенный на одном валу с компрессором и детандером замкнутого контура, и по крайней мере один теплообменник, расположенный перед детандером замкнутого контура. В линию ожижения включены адсорберы, подключенные к замкнутому контуру для регенерации адсорбента. Известная установка обеспечивает взрывобезопасность с одновременным снижением энергозатрат при получении жидкого метана. Основным недостатком известной установки является низкая надежность ее работы, поскольку расположенные на одном валу два детандера и один компрессор, работающие при этом, соответственно, на природном газе и на азоте, безусловно создают сложность в оптимизации режимов их совместной работы. Кроме этого, применение адсорбционной очистки в процессе ожижения не дает необходимого качества получаемого СПГ.
Известен комплекс сжижения природного газа по патенту RU 2665787, МПК F25J 1/00, опубл. 04.09.2018 г. на изобретение «Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции», в котором комплекс подключен к магистральному газопроводу и исполнен в виде соединенных между собой функциональных блоков, содержит блоки фильтрации, осушки, демеркуризации и очистки газа, криогенный блок, блоки энергообеспечения, турбоэлектрогенератора и турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок возврата паров и блок хранения. Трубопровод подачи природного газа после прохождения блоков фильтрации, осушки и демеркуризации разделен на два: трубопровод продукционного потока и трубопровод детандерного потока. Криогенный блок состоит из двух блоков сжижения: первого и второго, содержащих теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блоки низкотемпературной сепарации детандерного и/или продукционного потоков природного газа. Блоки низкотемпературной сепарации предназначены для ограничения концентрации тяжелых углеводородов как в продукционном потоке природного газа, так и в детандерном. При эксплуатации известного комплекса достигается повышение качества СПГ, однако, использование блока турбодетандер-компрессорного аппарата снижает надежность работы комплекса, поскольку работа одного из элементов блока в нерасчетном режиме значительно сокращает ресурс комплекса, а возможность возникновения резонансных колебаний может привести к аварии.
Целью изобретения является повышение надежности и упрощение эксплуатации комплекса с сохранением высокого качества получаемого сжиженного природного газа, а также повышение экономической эффективности работы комплекса.
Техническим результатом изобретения является разработка простого, надежного, экономически эффективного, с возможностью регулирования производительности, комплекса сжижения природного газа непосредственно на газораспределительной станции, получение гарантированно сухого по углеводородам сжиженного газа.
Поставленная цель достигается тем, что комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции, подключенный к магистральному газопроводу подачи природного газа, содержит блоки фильтрации, осушки, демеркуризации и очистки газа, криогенный блок, блок энергообеспечения и блоки турбодетандер-электрогенераторов, а также блок возврата паров и блок хранения. Блок возврата паров содержит эжектор, а криогенный блок выполнен в виде отдельных блоков сжижения с возможностью их отключения, подключения, соединенных между собой трубопроводами подвода, отвода природного газа и содержит три блока сжижения: первый, второй и третий, каждый из которых содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блок низкотемпературной сепарации продукционного потока природного газа. Блок низкотемпературной сепарации, предназначенный для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоит из теплообменника, ректификационной колонны и ребойлера, соединенных между собой трубопроводами с запорной арматурой, а теплообменный аппарат, установленный на входе каждого из трех блоков сжижения, рекуперативный четырехпоточный. Количество блоков турбодетандер-электрогенераторов в комплексе соответствует количеству блоков сжижения в криогенном блоке и все блоки турбодетандер-электрогенераторов подключены ко входам блока энергообеспечения. Трубопровод подачи природного газа после блоков фильтрации, осушки и демеркуризации разделен на два: трубопровод детандерного потока и трубопровод продукционного потока, первый из которых разделен на три ветви по количеству блоков сжижения, каждая из которых подключена на вход соответствующего четырехпоточного теплообменника в первом, втором и третьем блоках сжижения, после прохождения которого каждая ветвь трубопровода детандерного потока подключена ко входу соответствующего блока турбодетандер-электрогенератора, после которого подключена к теплообменным аппаратам в, соответственно, первом, втором и третьем блоках сжижения и далее к выходу в газораспределительную сеть для направления потребителю. Трубопровод продукционного потока подключен ко входу блока очистки, после прохождения которого разделен на три ветви по количеству блоков сжижения, каждая из которых подключена на вход соответствующего четырехпоточного теплообменника в первом, втором и третьем блоках сжижения, после прохождения которого каждая ветвь трубопровода продукционного потока подключена на вход блоков низкотемпературной сепарации продукционного потока в, соответственно, первом, втором и третьем блоках сжижения, и после последовательного прохождения теплообменных аппаратов и продукционных сепараторов в блоках сжижения, ветви трубопровода продукционного потока соединены с подключением на вход блока хранения для направления потребителю сжиженного природного газа. Трубопровод с отпарным газом, подключенный к выходу блока хранения, разделен на три ветви по количеству блоков сжижения, каждая из которых подключена на вход соответствующего четырехпоточного теплообменника в первом, втором и третьем блоках сжижения, после прохождения которого ветви трубопровода с отпарным газом проходят через блок возврата паров к выходу в газораспределительную сеть. Каждая из ветвей трубопроводов с отпарным газом, детандерного и продукционного потоков снабжена запорной арматурой перед входом в соответствующий четырехпоточный теплообменник в первом, втором и третьем блоках сжижения.
Такое конструктивное исполнение комплекса сжижения природного газа на газораспределительной станции с использованием нескольких блоков турбодетандер-электрогенераторов упрощает эксплуатацию комплекса и значительно повышает надежность его работы, поскольку турбодетандер-электрогенератор сам по себе простой и надежный агрегат. Кроме этого, турбодетандер-электрогенератор имеет возможность оптимизации характеристик турбодетандера для достижения оптимального режима цикла получения СПГ. Конструктивное исполнение комплекса с криогенным блоком в виде отдельных независимых блоков сжижения позволяет при отключении или подключении таких блоков варьировать производительность комплекса.
Экономическая эффективность работы комплекса обуславливается возможностью получения дополнительной электроэнергии, которая используется на собственные нужды и на подогрев адсорбента в блоках фильтрации, осушки и очистки. Поскольку подогрев адсорбента происходит циклически, то при отсутствии потребности электроэнергии на подогрев адсорбента она направляется на подогрев топливного газа, идущего потребителю. При этом значительно экономится покупная электроэнергия, потребляемая штатным подогревателем топливного газа.
На чертеже, иллюстрирующем процесс сжижения природного газа в соответствии с практическим применением изобретения, показана технологическая схема конструктивного исполнения данного изобретения. Чертеж не исключает из объема изобретения другие конструктивные исполнения, которые являются результатом обычных и предполагаемых модификаций этого конкретного конструктивного исполнения. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как клапаны, смесители потоков, системы регулирования и датчики исключены из чертежа в целях упрощения и ясности представления.
Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции предназначен для производства СПГ с использованием энергии перепада давлений на ГРС.
Комплекс содержит блок 1 фильтрации и осушки, блок 2 демеркуризации, блок 3 очистки, криогенный блок 10, блок 7 энергообеспечения, блоки 4, 5, 6 турбодетандер-электрогенераторов, блок 8 возврата паров и блок 9 хранения. Блок 8 возврата паров содержит эжектор (на чертеже не показан). Криогенный блок 10 (БК) состоит из трех блоков сжижения, соединенных между собой трубопроводами подвода, отвода природного газа: первый блок 20 сжижения (БС1), второй блок 30 сжижения (БС2), третий блок 40 сжижения (БС3). Первый блок 20 сжижения содержит теплообменные аппараты 11, 12, продукционный сепаратор 14, продукционный дроссель 15 и блок 19 низкотемпературной сепарации продукционного потока (БНТСП1). Второй блок 30 сжижения содержит теплообменные аппараты 21, 22, продукционный сепаратор 24, продукционный дроссель 25 и блок 29 низкотемпературной сепарации продукционного потока (БНТСП2). Третий блок 40 сжижения содержит теплообменные аппараты 31, 32, продукционный сепаратор 34, продукционный дроссель 35 и блок 39 низкотемпературной сепарации продукционного потока (БНТСП3). Теплообменные аппараты 11, 21, 31, установленные на входе соответствующих блоков 20, 30, 40 сжижения - рекуперативные четырехпоточные. Блоки низкотемпературной сепарации 19, 29 и 39, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников 16, 26, 36, ректификационных колонн 13, 23, 33, дросселей 18, 28, 38 иребойлеров 17, 27, 37.
В конкретном исполнении, при включении всех трех блоков сжижения 20, 30, 40 в криогенном блоке 10, комплекс работает следующим образом.
2
Природный газ высокого давления, поступающий в комплекс на ГРС по магистральному газопроводу подачи природного газа, учитывается и подается поочередно в блоки 1 и 2 фильтрации, осушки и демеркуризации. В блоках происходит очистка потока магистрального газа от механических примесей, коалесценции, поглощение влаги из природного газа до концентрации, соответствующей точке росы по воде не выше минус 70 С. После прохождения блока 2 демеркуризации, трубопровод разделяется на два: трубопровод продукционного потока (ТП) и трубопровод детандерного потока (ТД), первый из которых поступает в блок 3 очистки. Блок 3 очистки предназначен для удаления из продукционного потока СO, которая при понижении температуры ниже предела растворимости для данной концентрации может кристаллизоваться в процессе сжижения метана и нарушить работу комплекса.
Трубопровод детандерного потока (ТД) делится на три ветви по количеству блоков сжижения. Первая ветвь ТД подключается на вход четырехпоточного теплообменника 11 на входе в первый блок 20 сжижения, где происходит охлаждение газа, и далее поступает в блок 4 турбодетандер-электрогенератора, где происходит расширение газа и понижение его температуры с выработкой электроэнергии, которая, в свою очередь, направляется в блок 7 энергообеспечения. Далее поток газа по первой ветви ТД поступает в теплообменник 12, где охлаждает продукционный поток для БС1. Смешиваясь с потоком газа после продукционного сепаратора 14, поток поступает в теплообменник 12, а затем в 11, где происходит его нагрев до температуры, допустимой для подачи в газопровод низкого давления за счет тепла этого же потока и продукционного потока, поступающих на вход БС1. Вторая ветвь ТД подключается на вход четырехпоточного теплообменника 21 на входе во второй блок 30 сжижения, где происходит охлаждение газа, и далее поступает в блок 5 турбодетандер-электрогенератора, где происходит расширение газа и понижение его температуры с выработкой электроэнергии, которая, в свою очередь, направляется в блок 7 энергообеспечения. Далее поток газа по второй ветви ТД поступает в теплообменник 22, где охлаждает продукционный поток для БС2. Смешиваясь с потоком газа после продукционного сепаратора 24, поток поступает в теплообменник 22, а затем в 21, где происходит его нагрев до температуры, допустимой для подачи в газопровод низкого давления за счет тепла этого же потока и продукционного потока, поступающих на вход БС2. Третья ветвь ТД подключается на вход четырехпоточного теплообменника 31 на входе в третий блок 40 сжижения, где происходит охлаждение газа, и далее поступает в блок 6 турбодетандер-электрогенератора, где происходит расширение газа и понижение его температуры с выработкой электроэнергии. Электроэнергия, выработанная в блоках 4, 5, 6 турбодетандер-электрогенераторов направляется в блок 7 энергообеспечения, аккумулируется с дальнейшим распределением на собственные нужды комплекса. Далее поток газа по первой ветви ТД поступает в теплообменник 32, где охлаждает продукционный поток для БС3. Смешиваясь с потоком газа после продукционного сепаратора 34, поток поступает в теплообменник 32, а затем в 31, где происходит его нагрев до температуры, допустимой для подачи в газопровод низкого давления за счет тепла этого же потока и продукционного потока, поступающих на вход БС3.
Трубопровод продукционного потока (ТП) делится на три ветви по количеству блоков сжижения. Первая ветвь ТП подключается на вход четырехпоточного теплообменника 11 на входе в первый блок 20 сжижения, где происходит его охлаждение, после чего он направляется в блок 19 низкотемпературной сепарации (БНТСП1). В теплообменнике 16 происходит его охлаждение за счет обратного потока БС1. После теплообменника 16 и ребойлера 17 продукционный поток БС1 проходит через дроссель 18 и поступает в ректификационную колонну 13, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 17, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение продукционного потока перед поступлением в ректификационную колонну 13. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 16 и 12 и поступают на продукционный дроссель 15, где происходит понижение давления в первой ветви продукционного потока с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 14, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ). Газообразная фаза после продукционного сепаратора 14 поступает в теплообменник 12, на выходе из которого смешивается с первой ветвью детандерного потока БС1 и поступает последовательно в теплообменники 12 и 11, где подогревается до температуры, допустимой для подачи в трубопровод низкого давления. Вторая ветвь ТП подключается на вход четырехпоточного теплообменника 21 на входе во второй блок 30 сжижения, где происходит его охлаждение, после чего он направляется в блок 29 низкотемпературной сепарации (БНТСП2). В теплообменнике 26 происходит его охлаждение за счет обратного потока БС2. После теплообменника 26 и ребойлера 27 продукционный поток БС2 проходит через дроссель 28 и поступает в ректификационную колонну 23, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 27, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение продукционного потока перед поступлением в ректификационную колонну 23. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 26 и 22 и поступают на продукционный дроссель 25, где происходит понижение давления во второй ветви продукционного потока с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 24, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ). Газообразная фаза после продукционного сепаратора 24 поступает в теплообменник 22, на выходе из которого смешивается со второй ветвью детандерного потока БС2 и поступает последовательно в теплообменники 22 и 21, где подогревается до температуры, допустимой для подачи в трубопровод низкого давления. Третья ветвь ТП подключается на вход четырехпоточного теплообменника 31 на входе в третий блок 40 сжижения, где происходит его охлаждение, после чего он направляется в блок 39 низкотемпературной сепарации (БНТСП3). В теплообменнике 36 происходит его охлаждение за счет обратного потока БС3. После теплообменника 36 и ребойлера 37 продукционный поток БС3 проходит через дроссель 38 и поступает в ректификационную колонну 33, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 37, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение продукционного потока перед поступлением в ректификационную колонну 33. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 36 и 32 и поступают на продукционный дроссель 35, где происходит понижение давления в третьей ветви продукционного потока с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 34, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ). Газообразная фаза после продукционного сепаратора 34 поступает в теплообменник 32, на выходе из которого смешивается с третьей ветвью детандерного потока БС3 и поступает последовательно в теплообменники 32 и 31, где подогревается до температуры, допустимой для подачи в трубопровод низкого давления.
Сжиженный природный газ (СПГ) по трубопроводу, соединяющему все три ветви продукционного потока, поступает в блок 9 хранения. При хранении СПГ начинает частично испаряться с получением отпарного газа. Трубопровод отпарного газа подключен к выходу блока 9 хранения и делится на три ветви в соответствии с количеством блоков сжижения. Каждая из ветвей трубопровода с отпарным газом проходит через четырехпоточные теплообменники 31, 21, 11 в, соответственно БС3, БС2, БС1, нагревается и поступает на вход эжектора блока 8 возврата паров, где эжектируется потоком природного газа низкого давления и смешивается с ним. Блок 8 возврата паров предназначен для повышения давления отпарного газа до значений, позволяющих направить последний потребителям ГРС.
Блоки сжижения БС1, БС2, БС3 в криогенном блоке 10 соединены между собой трубопроводами подвода и отвода природного газа. Для получения возможности изменения производительности комплекса, предусмотрено наличие запорной арматуры на всех ветвях трубопроводов с отпарным газом, детандерного и продукционного потоков перед входом в четырехпоточные теплообменники 11, 21, 31, соответственно в БС1, БС2, БС3. При этом, при работе одного блока сжижения БС1 производительность составляет 1,5 т/ч сжиженного природного газа. При дополнительном подключении второго блока сжижения БС2 и одновременной работе двух блоков сжижения производительность повышается до 3 т/ч. При одновременной работе всех трех блоков сжижения производительность доходит до 4,5 т/ч.
Таким образом, использование в комплексе сжижения природного газа нескольких блоков турбодетандер-электрогенераторов повышает надежность работы комплекса, значительно упрощает его эксплуатацию и обслуживание, а исполнение комплекса с криогенным блоком в виде отдельных независимых блоков сжижения позволяет при отключении или подключении таких блоков варьировать производительность, кроме этого, получение дополнительной электроэнергии повышает экономическую эффективность работы комплекса в целом.