Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно, к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС).

Вследствие своего качества чистого сгорания, природный газ стал широко использоваться в последние годы. Однако многие источники природного газа расположены в географических областях, которые находятся на огромных расстояниях от товарных рынков. Чтобы максимально снизить объемы транспортируемого газа, зачастую газ подвергают процессу сжижения. Сжиженный природный газ (СПГ) получают, охлаждая очень легкие углеводороды, например, газы, содержащие метан, приблизительно до -160°С.

Неочищенный природный газ, добываемый из подземных пластов, как правило, содержит компоненты, которые являются нежелательными в процессе СПГ. Такие компоненты следует отделять, максимально очищая поток природного газа, направляемого на сжижение, поскольку они могут вызывать неблагоприятное воздействие на безопасность работы агрегатов установки СПГ или неблагоприятно влиять на характеристики продукта СПГ. Таким образом, добываемый природный газ необходимо очищать в процессе сжижения от нежелательных компонентов.

Известно наиболее простое устройство для сжижения природного газа с дроссельным циклом охлаждения по патенту США US 6085547, класс НКИ 62-613; МПК F25J 1/00, опубл. 20.03.1999 г., в котором происходит охлаждение и очистка сжатого газа от примесей в предварительном и основном теплообменниках, дросселирование и разделение образующейся парожидкостной смеси в сборнике-сепараторе с выводом паров в теплообменники для утилизации их холода и охлаждение газа, идущего на сжижение, а жидкости - потребителю. Однако, присутствие примесей углекислого газа и воды ведет к неустойчивой работе дросселя и аппаратов.

Известен способ сжижения природного газа, RU 2578246, МПК F25J 1/00, опуб. 27.03.2016 г., в котором используют адсорбционную осушку и очистку от углекислого газа компрессата, полученного сжатием смеси природного газа и технологического потока газа в процессе сжижения природного газа. Очистку от углекислого газа полученного компрессата осуществляют после его предварительного охлаждения технологическим потоком газа и топливным газом до температуры, близкой к температуре точки росы по углекислому газу, но превышающей ее. Очищенный компрессат разделяют на технологический и продуктовый потоки, производят их раздельное охлаждение и редуцирование. Газы регенерации осушки и очистки компрессата от углекислого газа смешивают с газом сепарации.

Известен комплекс для производства сжиженного природного газа по патенту RU 2541360, МПК F25J 1/00, опубл. 10.02.2015 г. на изобретение «Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации», где комплекс для реализации способа производства сжиженного природного газа содержит соединенную с магистралью газораспределительной станции трубу, с которой связаны технологическая линия, соединенная с газораспределительной сетью, и продукционная линия, соединенная с хранилищем сжиженного природного газа, включающая компрессор, дроссель, сепаратор, также содержит детандер, оборудованный турбиной, выполненной с возможностью вращения потоком газа из технологической линии, кинематически связанной с компрессором, при этом комплекс дополнительно оборудован струйным компрессором, вход которого соединен с хранилищем сжиженного природного газа, а выход соединен с технологической линией.

Основным недостатком известных технических решений является недостаточное качество получаемого в процессе сжижения продукта, невозможность управления производительностью комплекса для сжижения природного газа.

Целью изобретения является повышение качества сжиженного природного газа, повышение производительности и эффективности работы комплекса в целом.

Техническим результатом изобретения является разработка высокоэффективного, с возможностью регулирования производительности, комплекса сжижения природного газа непосредственно на газораспределительной станции для получения гарантированно сухого по углеводородам сжиженного газа.

Поставленная цель достигается тем, что комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции подключен к магистральному газопроводу подачи природного газа. Комплекс 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. Блок возврата паров содержит эжектор. Криогенный блок состоит из двух блоков сжижения: первого и второго, первый из которых содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блоки низкотемпературной сепарации детандерного и продукционного потоков природного газа, а второй содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блок низкотемпературной сепарации продукционного потока. Блоки низкотемпературной сепарации, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников, ректификационных колонн и ребойлеров, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, а теплообменник, установленный в блоке низкотемпературной сепарации детандерного потока, рекуперативный трехпоточный. Трубопровод подачи природного газа после блоков фильтрации, осушки и демеркуризации разделен на два: трубопровод продукционного потока и трубопровод детандерного потока, первый из которых проходит через блок очистки и второй блок сжижения, проходя в нем теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и первый блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и подключен на вход блока хранения, вместе с тем, ветвь трубопровода продукционного потока подключена ко входу четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, далее проходит второй блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и после прохождения теплообменника и продукционного сепаратора подключена на вход блока хранения для направления потребителю сжиженного природного газа. Трубопровод детандерного потока подключен на вход трехпоточного теплообменника второго блока сжижения, далее подключен ко входу блока турбоэлектрогенератора, соединенного с блоком энергообеспечения, после которого подключен к теплообменникам второго блока сжижения и далее к выходу в газораспределительную сеть для направления потребителю, вместе с тем, ветвь трубопровода детандерного потока подключена на вход четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, на первом выходе из которого она подключена ко входу компрессора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата, а на втором выходе из которого она подключена на вход блока низкотемпературной сепарации детандерного потока, при выходе из которого ветвь трубопровода детандерного потока с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата. Также, трубопровод с отпарным газом подключен к выходу блока хранения и проходит через четырехпоточный теплообменник первого блока сжижения, через блок возврата паров и блок турбодетандер-компрессорного аппарата и подключен к выходу в газораспределительную сеть.

Такое конструктивное исполнение комплекса сжижения природного газа на газораспределительной станции с одновременным применением блоков низкотемпературной сепарации как для детандерного, так и для продукционного потоков газа, позволяющим удалить компоненты С6+ и «очистить» СПГ от них, повышает качество произведенного сжиженного природного газа. Кроме этого, происходит очистка детандерного потока, за счет которой происходит удаление С6+ углеводородов, тем самым обеспечивается получения гарантированно сухого по углеводородам газа. Это позволяет обеспечить практически неограниченный ресурс детандерного рабочего колеса и турбомашины в целом, значительно повышая эффективность работы всего комплекса.

Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемый чертеж. На чертеже показана технологическая схема одного конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующая процесс сжижения природного газа в соответствии с практическим применением этого 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 состоит из ряда функциональных блоков, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, предназначенных 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 29, блок 6 энергообеспечения, блок 5 турбоэлектрогенератора, блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок 20 возврата паров и блок 26 хранения. Блок 20 возврата паров содержит эжектор (на чертеже не показан). Криогенный блок 29 (БК) состоит из двух блоков сжижения: первый блок 28 сжижения (БС1) и второй блок 27 сжижения (БС2). Первый блок 28 сжижения содержит теплообменные аппараты 13, 14, 16, 17, продукционный сепаратор 18, блок 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока природного газа (БНТСД) и блок 23 низкотемпературной сепарации продукционного потока природного газа (БНТСП). Второй блок 27 сжижения содержит теплообменные аппараты 7, 8, 9, продукционный сепаратор 12 и блок 25 низкотемпературной сепарации продукционного потока (БНТСП). Блоки низкотемпературной сепарации 23, 24 и 25, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников 16, 14, 9, ректификационных колонн 10, 21, 22 и ребойлеров 19, 15, 11. Поток природного газа подается по трубопроводу продукционного потока (ТП) и трубопроводу детандерного потока (ТД).

В конкретном исполнении комплекс работает следующим образом.

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 CO₂, которая при понижении температуры ниже предела растворимости для данной концентрации может кристаллизоваться в процессе сжижения метана и нарушить работу комплекса. Блок 3 очистки представляет собой набор цеолитовых адсорберов (на чертеже не показаны), предназначенных для поглощения С02 из природного газа до концентрации, соответствующей пределу растворимости в метане, насыщенном при 0,14 МПа (абс), т.е. не более 150 ppmv.

При необходимости малой производительности СПГ, трубопровод детандерного потока (ТД) подключается на вход теплообменника 7, где происходит охлаждение газа, и далее поступает в блок 5 турбоэлектрогенератора, где происходит расширение газа и понижение его температуры с выработкой электроэнергии на собственные нужды комплекса. Далее поток газа ТД поступает в теплообменник 8, где охлаждает поток газа ТП для второго блока 27 БС2. Смешиваясь с потоком газа после продукционного сепаратора 12, поток поступает в теплообменники 8 и 7, 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 второго блока 27 БС2.

При необходимости малой производительности СПГ, после прохождения блока 3 очистки, трубопровод продукционного потока (ТП) подключается на вход теплообменника 7 второго блока 27 БС2, где происходит охлаждение потока, после чего трубопровод проходит в блок 23 БНТСП. В теплообменнике 9 происходит его охлаждение за счет потока газа ТД. После теплообменника 9, в ректификационной колонне 10 происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 11, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение потока газа ТП перед проходом ректификационной колонны 10. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 9 и 8 и поступают на продукционный дроссель (на чертеже не обозначен). На дросселе происходит понижение его давления с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 12, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ) и выход ТП с СПГ подключен на вход блока 26 хранения. Газообразная фаза после продукционного сепаратора 12 поступает в теплообменник 8, смешивается с потоком газа ТД, проходит в теплообменник 7, где подогревается до температуры, допустимой для подачи в трубопровод низкого давления для направления потребителю в газораспределительную сеть.

При необходимости повышенной производительности СПГ, ветвь детандерного потока ТД подключается также на вход первого блока 28 сжижения БС1 и направляется на вход теплообменника 13, в котором происходит охлаждение потока газа, на первом выходе из теплообменника 13 ветвь ТД подключается на вход компрессора (на фигуре не обозначен) блока 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, на втором выходе из теплообменника 13 ветвь ТД подключается на вход блока 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока БНТСД и направляется в теплообменник 14 и далее в ректификационную колонну 21, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток).

При выходе из блока 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока БНТСД ветвь детандерного потока ТД с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора (на фигуре не обозначен) блока 4. В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 15, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение продукционного потока перед ректификационной колонной 21. Пары очищенного от С6+ низкокипящего потока газа ТП проходят теплообменник 14 и поступают на вход блока 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит снижение давления и температуры потока газа ТД БС1. После чего поток газа смешивается с газообразной фазой потока газа ТП БС1, поступает в теплообменник 17, где нагревается за счет потока газа ТП БС2 (тем самым его охлаждает), а затем поступает в теплообменник 13, где подогревается до положительной температуры и направляется в блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит повышение его давления до значения, которое равно давлению в газопроводе низкого давления.

При необходимости повышенной производительности СПГ, ветвь ТП подключают на вход теплообменника 13, где происходит охлаждение потока газа ТП и направляют в БНТСП первого блока 28 сжижения БС1. В теплообменнике 16 происходит охлаждение потока газа ТП за счет потока газа ТД. После этого, ТП подключают на вход дросселя и направляют в ректификационную колонну 22, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 19, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение потока газа ТП перед поступлением в ректификационную колонну 22. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 16 и 17 и поступают на продукционный дроссель БС1 (на чертеже не обозначен). На дросселе происходит понижение давления потока газа с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 18, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ). Газообразная фаза после продукционного сепаратора 18 смешивается с потоком газа ТД БС2, поступает в теплообменник 17, где подогревается. Затем этот поток поступает через теплообменник 13 в блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит повышение давления потока газа до значения, которое равно давлению в газопроводе низкого давления.

Выход ТП подключен ко входу блока 26 хранения для направления полученного продукта - СПГ. При хранении СПГ начинает частично испаряться с получением отпарного газа. Трубопровод отпарного газа подключен к выходу блока 26 хранения, проходит через теплообменник 13 для нагрева отпарного газа, подключен на вход эжектора (на чертеже не показан) блока 20 возврата паров. Утилизация отпарного газа производится в блоке 20 возврата паров, который предназначен для повышения давления отпарного газа до значений, позволяющих направить его потребителям ГРС. Для этой цели в блоке 20 предусмотрен эжектор (струйный компрессор), который за счет использования части осушенного магистрального газа позволяет повысить давление отпарного газа и вернуть его потребителям ГРС. Отпарный газ эжектируется потоком природного газа низкого давления и смешивается с ним.

Таким образом, одновременное применение блоков низкотемпературной сепарации как для детандерного, так и для продукционного потоков газа повышает качество произведенного СПГ, возможность регулирования производительности комплекса и надежное обеспечение получения гарантированно сухого по углеводородам газа повышают эффективность работы комплекса в целом.