СПОСОБ ЧАСТИЧНОГО СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено в каскадных установках на газораспределительных станциях магистральных газопроводов.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ частичного сжижения природного газа по патенту RU 2212598, F25J 1/00, 20.09.2003, в котором природный газ высокого давления предварительно охлаждают и осушают. Далее отделяют часть прямого потока, расширяют и соединяют с обратным потоком. Прямой поток охлаждают, дросселируют и разделяют на паровую и жидкостную фазы в сборнике-сепараторе парожидкостной смеси. Паровую фазу из сепаратора разделяют на два потока. Первый поток направляют через регулятор давления газа в качестве обратного потока для охлаждения прямого потока. Второй поток повторно конденсируют за счет теплообмена с жидкостной фазой, которую направляют в обратный поток. Сконденсированную фазу дросселируют в сборник сжиженного газа с удалением паровой фазы.

Недостатком упомянутого технического решения является не достаточно высокая производительность способа частичного сжижения природного газа, обусловленная тем, что при отсутствии энергетических затрат и низких удельных капитальных вложениях упомянутый цикл является термодинамически низкоэффективными, что обуславливает низкий коэффициент сжижения в пределах 5% - 20%.

Кроме того, предел применения упомянутого выше и аналогичных циклов частичного сжижения ограничен пропускной способностью газораспределительных станций (ГРС) и имеющимся перепадом давления на ней. При наличии сезонного изменения давления в магистральном газопроводе и уменьшении отбора газа из сети низкого давления (распределительного газопровода) в летний период коэффициент сжижения установок частичного сжижения может быть снижен более чем в 2 раза по сравнению с зимним периодом. С целью стабилизации параметров установки проектирование осуществляется на минимальные или заниженные значения давления и расходов через ГРС, что приводит к снижению производительности установок и потенциальному увеличению парка хранения СПГ для компенсации неравномерности производства.

Технический результат предлагаемого способа направлен на увеличение производительности способа частичного сжижения природного газа на газораспределительных станциях путем повышения коэффициента сжижения.

Технический результат обеспечивается тем, что в способе частичного сжижения природного газа на газораспределительной станции (ГРС) магистрального газопровода отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник, а затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется, при этом в нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно, после испарителя нижнего каскада природный газ расширяется в расширительном устройстве, а затем подается в сборник-сепаратор, где его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа, который подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего обратный поток несжиженного природного газа отводят в распределительный газопровод на ГРС, при этом часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник, причем природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада, кроме того, при увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа kL.max, который определяется выражением:

, где

- удельная энтальпия природного газа на выходе из испарителя нижнего каскада, которая определяется давлением природного газа в испарителе нижнего каскада и температурой кипения хладагента нижнего каскада в испарителе нижнего каскада, - удельная энтальпия природного газа в состоянии насыщенной жидкости при давлении и температуре в сборнике-сепараторе, r₂ - удельная теплота парообразования природного газа при давлении в сборнике-сепараторе.

Давление природного газа перед подачей на предварительное охлаждение может быть повышено до давления, при котором температура кипения в нижнем каскаде обеспечивает, по крайней мере, частичную конденсацию природного газа в испарителе нижнего каскада.

Сущность изобретения поясняется чертежами и таблицей.

На Фиг. 1 представлена установка, на которой может быть реализован заявленный способ частичного сжижения природного газа.

На Фиг. 2 представлен расчетный график удельных энергозатрат при частичном сжижении метана на ГРС с различными давлениями основного потока (охлаждение холодильным каскадным циклом на базе пропана и этилена).

На Фиг. 3 представлен расчетный график удельных энергозатрат при частичном сжижении метана на ГРС с различными давлениями основного потока (охлаждение холодильным каскадным циклом на базе пропана и этана).

В таблице представлена температура кипения хладагента в испарителе нижнего каскада в зависимости от некоторых типов возможных хладагентов.

Установка, на которой может быть реализован заявленный способ частичного сжижения природного газа, включает в себя линию сжижения природного газа и каскадную холодильную машину, состоящую из нижнего каскада I и верхнего каскада II.

Установка сжижения природного газа содержит устройство 1 регулирования давления и расхода, многопоточный теплообменник 2, испаритель 3 нижнего каскада, расширительное устройство 4, сборник-сепаратор 5 с трубопроводом 6 отвода сжиженного природного газа и трубопроводом 7 отвода обратного несжиженного потока природного газа.

Расширительное устройство 4 может собой представлять собой дроссель, трубу Вентури или эжектор.

В нижнем каскаде I хладагент циркулирует по следующим соединенным между собой трубопроводами элементам: испаритель 3 нижнего каскада, рекуперативный теплообменник 8, компрессор 9 нижнего каскада, испаритель-конденсатор 11 и расширительное устройство 10 нижнего каскада.

Хладагентом в нижнем каскаде I могут быть: этан, этилен, метан и др. Хладагент представляет собой чистый компонент или азеотропную смесь, кипящую в испарителе 3 нижнего каскада при постоянной температуре.

Верхний каскад II состоит из следующих элементов: испаритель-конденсатор И, компрессор 12 верхнего каскада, рекуперативный теплообменник 8, конденсатор 13 верхнего каскада и расширительное устройство 14 верхнего каскада.

Все элементы верхнего каскада II соединены между собой трубопроводами, в которых циркулирует хладагент. Хладагентом в верхнем каскаде II могут быть: пропан, пропилен, аммиак, фреоны R22, R12, R134, R404a, R502, R407c, R717, R410a, R507a, R600 и др.

Способ частичного сжижения газа осуществляется следующим образом.

Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода газораспределительной станции (ГРС) с давлением 2,5 МПа и выше. При этом газ предварительно осушают и очищают от примесей (не показано), после чего через устройство 1 регулирования давления и расхода направляют его на вход многопоточного теплообменника 2, в котором он охлаждается до температуры минус 80…минус 100°С.

Затем газ подают на основное охлаждение в испаритель 3 нижнего каскада. При этом в случае если давление газа в магистральном трубопроводе недостаточно, то давление природного газа перед подачей на предварительное охлаждение в многопоточный теплообменник 2 повышают до давления, при котором в испарителе 3 нижнего каскада происходит, по крайней мере, частичная конденсация природного газа:

P≥Ps(TI+ΔTнк,x), где

Здесь Р - давление природного газа в испарителе нижнего каскада; Ps(T,x) - функция зависимости давления природного газа от температуры T и паросодержания х; TI - температура кипения хладагента в испарителе нижнего каскада; ΔTнк - температурная недорекуперация в испарителе нижнего каскада; х - паросодержание в природном газе на выходе из испарителя нижнего каскада, r₂, r₁ - удельная теплота парообразования природного газа при давлении в сборнике-сепараторе и давлении природного газа в испарителе нижнего каскада соответственно; kL - требуемый коэффициент сжижения установки сжижения, работающей по способу; - удельная энтальпия природного газа на выходе из испарителя нижнего каскада, - удельная энтальпия в состоянии насыщенной жидкости при давлении и температуре в сборнике-сепараторе.

Температура TI в зависимости от типа применяемого хладагента нижнего каскада приведена в таблице.

Природный газ, охлажденный в испарителе 3 нижнего каскада расширяют в расширительном устройстве 4, из которого природный газ подают в сборник-сепаратор 5, где его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого по трубопроводу 6 в качестве товарного продукта, и на обратный поток несжиженного природного газа, который подают по трубопроводу 7 в многопоточный теплообменник 2 в качестве среды, охлаждающей природный газ, поступающий на вход многопоточного теплообменника 2.

Из многопоточного теплообменника 2 обратный поток отводят в выходной трубопровод ГРС (распределительный газопровод низкого давления).

Величина, равная отношению массового расхода товарной продукции (СПГ) L к массовому расходу сырьевого природного газа G, поступающего в установку, определяется как коэффициент сжижения kL:

Максимально достижимый в условиях производства СПГ на ГРС коэффициент сжижения kL.max однозначно определяется значением температуры кипения хладагента и давлением конденсации природного газа в испарителе нижнего каскада, но при повышении расхода газа через ГРС коэффициент может быть снижен путем увеличения расхода газа через установку и снижения холодопроизводительности внешнего каскадного цикла относительно значений, полученных при величине коэффициента сжижения, равного максимальному kL.max, при этом удельные энергозатраты на производство единицы массы СПГ уменьшатся.

Величина максимального коэффициента сжижения установки, работающей по способу, kL.max определяется выражением:

Это значит, что максимальная производительность установки, работающей по способу, на ГРС определяется выражением:

Здесь Vmin - минимальный часовой расход газа через ГРС (расход в сети низкого давления на ГРС) за расчетный период эксплуатации установки сжижения, кг/ч; L - производительность установки сжижения, кг/ч.

С целью повышения максимального коэффициента сжижения поток природного газа после конденсации в испарителе 3 нижнего каскада может быть переохлажден до температуры, определяемой температурой кипения хладагента нижнего каскада, согласно формуле:

Т _охл =TI+ΔT _нк

Здесь T_охл - температура охлаждения жидкости в испарителе нижнего каскада; TI - температура кипения хладагента в испарителе нижнего каскада; ΔT_нк - температурная недорекуперация в испарителе нижнего каскада; ΔkL.max - изменение максимального коэффициента сжижения в случае применения переохлаждения жидкости ниже температуры насыщения при давлении основного потока в испарителе нижнего каскада; Cs - удельная теплоемкость жидкости при давлении природного газа в испарителе нижнего контура; r₂ - удельная теплота парообразования природного газа при давлении в сборнике-сепараторе; Т' - температура природного газа в состоянии насыщенной жидкости в испарителе нижнего каскада.

Заметим, что согласно вышеприведенным формулам, чем ниже температура кипения хладагента нижнего каскада, тем выше значение максимального коэффициента сжижения может быть достигнуто. Максимальному коэффициенту сжижения будут соответствовать максимальные удельные энергозатраты в установке, работающей по заявленному способу.

При увеличении расхода газа через ГРС выше величины Vmin, что наблюдается в холодный период года, коэффициент сжижения может быть уменьшен за счет увеличения расхода газа через установку, что позволит снизить удельные энергозатраты на производство единицы массы СПГ, согласно зависимостям:

G=V+L

Здесь L - производительность установки сжижения, кг/ч; V - текущий расход газа через ГРС, кг/ч; Q0 - холодопроизводительность внешнего каскадного цикла, кДж/ч; G - расход потока сырьевого природного газа в установке, кг/ч; hG, hN, hL - удельные массовые энтальпии прямого потока газа на входе в установку, обратного неожиженного потока газа на выходе из установки и СПГ соответственно, кДж/кг; kL - коэффициент сжижения установки, работающей по способу, ε - удельные энергозатраты установки, работающей по способу, кДж/кг; ε_ХМ - холодильный коэффициент внешнего каскадного цикла.

Таким образом, располагая на ГРС избыточным количеством газа высокого давления и увеличивая расход газа на ГРС, можно при постоянной производительности установки сжижения, работающей по способу, снизить ее удельные энергозатраты. Кроме того, изменяя расход газа на установку и холодопроизводительность внешнего каскадного холодильного контура, можно эффективно регулировать производительность установки по СПГ, в том числе поддерживать ее постоянной при сезонном изменении параметров газа в магистральном газопроводе.

Контуры I и II образуют холодильный каскад и могут быть представлены холодильными машинами с произвольной технологической схемой и составом оборудования, но при этом охлаждение хладагента нижнего каскада осуществляется посредством хладагента верхнего каскада.

Для установки на фиг. 1, реализующей способ, по нижнему каскаду I охлаждения природного газа хладагент циркулирует нижеследующим образом.

В испарителе 3 нижнего каскада хладагент кипит, а пары хладагента отводятся из испарителя 3 нижнего каскада и разделяются на два потока, один из которых подается в многопоточный теплообменник 2, а второй - в рекуперативный теплообменник 8. В многопоточном теплообменнике 2 пары хладагента охлаждают природный газ, а в рекуперативном теплообменнике 8 пары хладагента нижнего каскада охлаждают хладагент нижнего каскада после его сжатия в компрессоре нижнего каскада 9.

В испарителе 3 нижнего каскада природный газ охлаждается до температуры насыщения, соответствующей давлению природного газа на входе в испаритель 3 нижнего каскада и, по крайней мере, частично конденсируется за счет испарения хладагента нижнего каскада.

Поток хладагента нижнего каскада после многопоточного теплообменника 2 и поток хладагента нижнего каскада после рекуперативного теплообменника 8 смешиваются и подаются на сжатие в компрессор 9 нижнего каскада, из которого сжатый хладагент поступает в рекуперативный теплообменник 8, где хладагент нижнего каскада I охлаждается хладагентом верхнего каскада II и частью паров хладагента нижнего каскада, поступающими из испарителя 3 нижнего каскада.

Далее хладагент нижнего каскада поступает в испаритель-конденсатор 11, в котором он охлаждается и конденсируется за счет кипения хладагента верхнего каскада II.

Давление хладагента в нижнем каскаде I определяется температурой кипения хладагента верхнего каскада в испарителе-конденсаторе 11. После чего хладагент нижнего каскада расширяется в расширительном устройстве 10 и поступает в испаритель 3 нижнего каскада.

Для установки на фиг. 1, реализующей способ, по верхнему каскаду II хладагент циркулирует нижеследующим образом.

Из испарителя-конденсатора 11 пары хладагента верхнего каскада поступают в рекуперативный теплообменник 8, где они охлаждают хладагент нижнего каскада. После чего пары хладагента верхнего каскада поступают на вход компрессора 12 верхнего каскада, из которого хладагент верхнего каскада поступает в конденсатор 13, где пары хладагента верхнего каскада конденсируются посредством отвода от них тепла в окружающую среду.

Из конденсатора 13 хладагент верхнего каскада поступает через расширительное устройство 14 в испаритель-конденсатор 11, в котором он кипит в процессе охлаждения хладагента нижнего каскада.

После испарителя-конденсатора 11 пары хладагента верхнего каскада II направляются в рекуперативный теплообменник 8, что обеспечивает рекуперацию холода паров для предварительного охлаждения хладагента в нижнем каскаде I.

Во всех рассмотренных вариантах давление распределительной сети и СПГ принято равным 0,5 МПа.

Заявленный способ частичного сжижения природного газа позволяет сжижать природный газ с давлением от 3 до 4,5 МПа с коэффициентом сжижения от 0,1 до 0,6, который в несколько раз выше, чем в существующих способах частичного сжижения на ГРС с величиной удельных энергозатрат, не превышающей 0,25 кВт-ч/кг СПГ, что соответствует показателям наиболее энергоэффективных циклов полного сжижения с внешним охлаждением.