СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА "МОСЭНЕРГО-ТУРБОКОН" Российский патент 2022 года по МПК F25J1/00 

Изобретение относится к области технологии сжижения, хранения и газификации природного газа природного газа и может быть применено при переработке природного газа, используемого в качестве топлива при выработке электроэнергии и тепла, в энерготехнологических комплексах, обеспечивающих резервное и аварийное топливоснабжение объектов электроэнергетики и теплоснабжения.

Из существующего, уровня техники известен способ обработки отпарного газа, согласно которому отпарной газ, генерируемый в баках для хранения сжиженного газа и выпускаемый из них, ступенчато сжимают при непосредственном охлаждении в компрессоре до высокого давления и подают в двигатель плавучего средства с впрыскиванием природного газа высокого давления приблизительно от 150 до 400 бар, например MEGI двигатель. При этом поток отпарного газа разделяют на первый поток и второй поток, где первый поток подают в качестве топлива в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, а второй поток возвращают в бак для хранения после повторного сжижения в теплообменнике, осуществляющем теплообмен второго потока сжатого отпарного газа с потоком отпарного газа, выпускаемого из баков для хранения для подачи в компрессор (см., напр., RU 2642713С1, опубликовано 25.01.2018).

Недостатком указанного технического решения является сжатие отпарного газа в компрессорах, которое сопровождается утечками газа, что при длительном хранении приведет к снижению доли метана в баках для хранения сжиженного газа.

В заявляемом изобретении конденсация выпара сжиженного природного газа из резервной емкости осуществляется за счет испарения редуцированного потока сжиженного природного газа (СПГ) из оперативной емкости, при этом указанный процесс происходит в герметичном теплообменнике, в котором нет подвижных частей и, как следствие, нет и утечек через узлы уплотнений.

Из существующего уровня техники известен способ сжижения природного газа, заключающийся в том, что отбираемый перед газораспределительной станцией (ГРС) газ осушают и разделяют на продукционный и технологический потоки, технологический поток сжимают в компрессоре турбодетандерного агрегата (ТДА), охлаждают и направляют в детандер ТДА, где технологический поток охлаждается, и далее направляют последовательно в теплообменники для охлаждения технологического и продукционного потоков газа, после чего направляют его на выход, продукционный поток очищают от СО₂, часть газа продукционного потока после очистки направляют в технологический поток перед его сжатием в компрессоре ТДА, остальную часть продукционного потока охлаждают последовательно в теплообменнике технологическим потоком и в криогенном теплообменнике газом испарения из концевого сепаратора и технологическим потоком газа из детандера ТДА, после чего дросселируют продукционный поток и образовавшуюся парожидкостную смесь направляют в концевой сепаратор, из которого направляют сжиженный газ в резервуары хранения (см., напр., RU 2678236 С1, опубликовано 24.01.2019).

Из существующего уровня техники известен способ производства сжиженного природного газа, в котором природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, затем разделяют на продукционный и технологический потоки, из которых по меньшей мере один компримируют и охлаждают после сжатия, продукционный поток очищают от примесей СО₂, охлаждают, пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу для скачивания потребителю СПГ. Технологический поток очищают от примесей, затем пропускают через детандер, очищают от примесей и компримируют входящий поток газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной. Вращающий момент газовой турбины используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, при этом жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (см., напр., RU 2541360 С1, опубликовано 10.02.2015).

Общими недостатками вышеуказанных технических решений по отношению к заявляемому изобретению являются:

Необходимость осушения как продукционного, так и технологического потоков газа, что приводит к увеличению размеров и стоимости установок осушения, росту потребления расходных материалов и энергии на обеспечение технологического процесса;

Предложенные способы обеспечивают только частичное ожижение продукционного потока, что приводит к значительному росту доли этана в сжиженном природном газе (СПГ). В связи с более высокой плотностью этана по отношению к метану, увеличение доли этана приведет к необходимости дополнительной настройки топливоподающих систем, рассчитанных на подачу в котлы природного газа.

Из существующего уровня техники известен способ для снижения давления и сжижения природного газа, согласно которому поступающий из газопровода природный газ нагревают, расширяют в турбодетандере и производят его сжижение в испарителе с предварительным снижением давления и очисткой, после этого подают сжиженный газ в хранилище, при этом энергию, извлекаемую в процессе расширения газа, применяют в форме электрической энергии в узле для производства сжиженного газа, а тепло, полученное при сжижении природного газа, применяют для нагрева природного газа перед его расширением. Процесс происходит при участии хладагента, работа которого осуществляется в замкнутом контуре (см., напр., RU 2680285C2, публиковано 30.03.2017).

Недостатками указанного технического решения по отношению к заявляемому изобретению являются:

продукционный поток газа перед ожижением расширяют в детандере, что приводит к снижению давления и температуры конденсации газа. Температура охлаждающего хладагента должна быть ниже температуры ожижения газа. Чем ниже температура охлаждающего хладагента, тем выше энергозатраты на привод компрессора хладагента. Указанные энергозатраты обеспечиваются при расширении в детандере технологического газа, следовательно, чем ниже давление конденсации продукционного потока, тем выше будет расход технологического газа, который необходимо пропустить через детандер;

применение известного технического решения для объектов с низким входным давлением газа потребует увеличения доли технологического потока в общем потоке по сравнению с заявляемым способом и, как следствие, к снижению производительности работы системы в целом.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание способа сжижения, хранения и газификации природного газа, обеспечивающего снабжение электрических и тепловых станций экологичным резервным и аварийным топливом, с реализацией в указанном способе технологических процессов сжижения, длительного хранения и газификации природного газа исключительно за счет использования вторичных энергоресурсов, имеющихся на объекте, таких как избыточное давление, поступающего из внешней сети природного газа, и бросовое тепло технологических систем объекта потребления, таких как тепло воды из оборотной системы охлаждения энергетического оборудования и/или воды из системы утилизации тепла дымовых газов.

Данная задача решается за счет того, что в способе сжижения, хранения и газификации природного газа, согласно изобретению, поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки;

из продукционного потока удаляют избыточное количество углекислого газа и влаги, очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, далее конденсируют продукционный поток в криогенном теплообменнике за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, сжиженный продукционный поток пропускают через дроссель и отделяют газовую фракцию в сепараторе продукционного потока с отводом указанной фракции в коллектор сбора выпаров и подачей сжиженной части продукционного потока в оперативное хранилище;

технологический поток разделяют на два потока с подачей указанных потоков в промежуточный и концевой теплообменники охлаждения сжатого в компрессоре хладагента, объединяют нагретые потоки в общий технологический поток и подвергают расширению в детандере, механическую мощность которого передают на вал компрессора хладагента, далее технологический поток нагревают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента с последующей его выдачей в сеть объекта потребления;

циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника предварительного охлаждения продукционного потока подвергают сжатию в компрессоре детандер-компрессорного агрегата и охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента за счет передачи тепла технологическому потоку газа, после этого хладагент подвергают сжатию в компрессоре хладагента с последовательным охлаждением в промежуточном и концевом теплоообменниках охлаждения разделенными потоками технологического газа, далее сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента и расширяют в детандере с выработкой механической мощности, которую передают компрессору детандер-компрессорного агрегата, при этом температура хладагента снижается относительно температуры конденсации продукционного потока, после этого хладагент с температурой, пониженной относительно температуры конденсации продукционного потока, подают в качестве охлаждающего потока в криогенный теплообменник и далее в теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока;

часть сжиженного газа из оперативного хранилища дросселируют с последующей подачей охлажденного газо-жидкостного потока в теплообменник ожижения выпара, подаваемого из резервного хранилища, далее газифицированный поток подают в теплообменник-рекуператор для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа; после этого сжимают газовый поток во вспомогательном компрессоре с промежуточным и последующим охлаждением потока теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа; охлаждают и частично конденсируют сжатый во вспомогательном компрессоре газовый поток в теплообменнике-рекуператоре за счет передачи тепла газовому потоку из теплообменника ожижения выпара из резервного хранилища; после этого газо-жидкостный поток повергают дросселированию с разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе; жидкую фракцию возвращают из вспомогательного сепаратора в оперативное хранилище, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров; выпар из оперативного хранилища отводят в коллектор сбора выпаров, отпарной газ из коллектора сбора выпаров отводят в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор в сеть объекта потребления;

для перехода на питание сжиженным природным газом его подают из резервного хранилища насосом в газификатор с регулированием расхода посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище, испаряют в газификаторе за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа и подают его в сеть объекта потребления; отгрузку сжиженного газа потребителям осуществляют из оперативного хранилища и/или из резервного хранилища; подпитку резервного хранилища сжиженным газом осуществляют из оперативного хранилища.

Техническим результатом, обусловленным приведенной совокупностью признаков, является обеспечение: сжиженния природного газа на электрических и тепловых станциях исключительно за счет избыточного давления сетевого газа, длительного хранения сжиженного природного газа без потерь и изменения состава топлива, соответствующего составу исходного газа, газификации сжиженного природного газа при переходе на резервное топливо исключительно за счет источников вторичного тепла объекта потребления газа, а также снижение выбросов в атмосферу парниковых газов и вредных веществ при работе на резервном топливе за счет замещения мазута, дизельного топлива, угля и других низкоэкологичных видов резервного и аварийного топлива сжиженным природным газом, который производится и накапливается в период работы станций на основном топливе.

В заявляемом изобретении продукционный поток сжижается при давлении, незначительно отличающемся в меньшую сторону от давления во внешней сети, что позволяет получить экономически оправданную производительность энерготехнологического комплекса по СПГ при давлении во внешней сети 0,6-1,2 МПа, характерном для крупных ТЭЦ и тепловых станций, при этом обеспечивается компонентный состав СПГ, практически, идентичный составу исходного сетевого газа. Последнее обстоятельство дает возможность сжигания СПГ после газификации без дополнительной настройки топливопотребляющих устройств и автоматики. Заявляемое изобретение содержит новые технические решения по интеграции в единый энерготехнологический комплекс системы ожижения, системы хранения и газификации СПГ, которые позволяют:

обеспечить длительное хранение резервного объема СПГ без изменения компонентного состава и потерь, что достигается за счет использования в качестве охлаждающего теплоносителя СПГ из оперативного хранилища;

поддерживать рабочую криогенную температуру металла трубопровода выдачи СПГ на газификацию, что дает возможность оперативно переводить объекты газопотребления с питания сетевым газом на питание СПГ;

осуществлять газификацию СПГ с использованием бросового тепла, отводимого с водой от конденсаторов паровых турбин и другого энергетического оборудования, а также использовать тепло дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу, поскольку располагаемая тепловая мощность указанных источников для крупных станций в разы превышает мощность, необходимую на газификацию резервного СПГ;

исключить потребление дополнительного топлива на газификацию СПГ при работе на резервном топливе и в тоже время иметь относительно компактные и мощные газификаторы за счет использования источников вторичного тепла.

Сущность заявленного способа поясняется на примере работы энерготехнологического, схема которого приведена на фиг. 1 со следующими позициями:

1 - блок очистки и осушки

2 - теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока

3 - криогенный теплообменник

4 - сепаратор продукционного потока

5 - коллектор сбора выпаров

6 - оперативное хранилище

7 - промежуточный теплообменник

8 - концевой теплообменник

9 - детандер

10 - компрессор хладагента

11 - теплообменник предварительного охлаждения хладагента

12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата

13 - детандер

14 - теплообменник ожижения выпара

15 - резервное хранилище

16 - теплообменник-рекуператор

17 - вспомогательный компрессор

18 - вспомогательный сепаратор

19 - газификатор

20 - насос

Способ сжижения, хранения и газификации природного газа осуществляют следующим образом.

Природный газ из внешней сети разделяют на технологический и продукционный потоки.

Продукционный поток подают в блок 1 очистки и осушки. Очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике 2 предварительного охлаждения продукционного потока. Продукционный поток после теплообменника 2 предварительного охлаждения конденсируют в криогенном теплообменнике 3. После этого сжиженный продукционный поток подвергают дросселированию, далее в сепараторе 4 продукционного потока с разделяют газовую фракцию и сжиженную часть продукционного потока. Газовую фракцию продукционного потока отводят в коллектор 5 сбора выпаров, а сжиженную часть продукционного потока сливают в оперативное хранилище 6.

Технологический поток разделяют на два потока газа с раздельной подачей указанных потоков в промежуточный теплообменник 7 и концевой теплообменник 8 для охлаждения сжатого хладагента. Нагретые в теплообменниках 7 и 8 технологические потоки газа объединяют в общий поток с последующим расширением общего технологического потока газа в детандере 9, механическую мощность которого передают на вал компрессора 10 хладагента. Далее технологический поток газа нагревают в теплообменнике 11 предварительного охлаждения хладагента с последующей выдачей технологического газа в сеть объекта потребления.

Циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника 2 предварительного охлаждения продукционного потока сжимают в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата с последующим охлаждением в теплообменнике 11 предварительного охлаждения хладагента. Далее хладагент сжимают в компрессоре 10 хладагента с охлаждением в промежуточном и концевом теплообменниках 7,8. Сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике 2 предварительного охлаждения продукционного потока с последующим расширением в детандере 13 детандер-компрессорного агрегата, механическую мощность которого направляют на привод компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата. Хладагент, который в процессе расширения в детандере 13 охладился до температуры ниже температуры конденсации продукционного потока, подают в криогенный теплообменник 3 и далее в теплообменник 2 предварительного охлаждения продукционного потока.

Часть сжиженного газа из оперативного хранилища 6 дросселируют с последующей подачей охлажденного газо-жидкостного потока в теплообменник 14 ожижения выпара, при этом ожижаемый выпар подают в указанный теплообменник из резервного хранилища 15. В теплообменнике 14 ожижения выпара поток из оперативного хранилища 6 полностью газифицируют, используя тепло конденсации выпара из резервного хранилища 15. После этого газовый поток подают в теплообменник-рекуператор 16 для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа, после которого сжимают во вспомогательном компрессоре 17 с промежуточным и последующим охлаждением теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа. После вспомогательного компрессора 17 газовый поток охлаждают и частично конденсируют в теплообменнике-рекуператоре 16 с последующим дросселированием и разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе 18. Жидкую фракцию из вспомогательного сепаратора 18 возвращают в оперативное хранилище 6, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров 5. Выпар из оперативного хранилища 6 также отводят в коллектор сбора выпаров 5.

Отпарной газ из коллектора сбора выпаров 5 подают в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор 19 в сеть объекта потребления. Таким образом, поддерживается рабочая температура металла указанного трубопровода, что сокращает время, необходимое для возобновления газоснабжения объекта, при переходе с потребления сетевого газа на питание СПГ.

При переходе на питание СПГ сжиженный газ из резервного хранилища 15 насосом 20 подают в газификатор 19, при этом регулирование расхода осуществляют посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище 15. Сжиженный газ испаряют в газификаторе 19 за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа (системы охлаждения оборудования, системы утилизации тепла дымовых газов). Поток газа из газификатора 19 подают в сеть объекта, обеспечивая производство электрической и тепловой энергии.

После заполнения резервного хранилища 15 нормативным объемом резервного топлива СПГ отгружают потребителям, при этом отгрузка может осуществляться из оперативного 6 и/или из резервного 15 хранилищ. При необходимости осуществляют подпитку резервного хранилища 15 сжиженным газом из оперативного хранилища 6.

Изобретение относится к области технологии сжижения, хранения и газификации природного газа и может быть применено при переработке природного газа. Способ заключается в том, что поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки. Очищенный продукционный поток охлаждают и конденсируют потоком хладагента, дросселируют и разделяют в сепараторе продукционного потока с отводом газовой фракции в коллектор сбора выпаров и подачей сжиженной части продукционного потока в оперативное хранилище. Технологический поток разделяют на два потока с подачей указанных потоков в промежуточный и концевой теплообменники охлаждения сжатого хладагента. Объединяют нагретые потоки, расширяют, нагревают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента и подают в сеть объекта потребления. Хладагент после теплообменника предварительного охлаждения продукционного потока сжимают, охлаждают, расширяют и подают в качестве охлаждающего потока. Часть сжиженного газа из оперативного хранилища дросселируют и подают в теплообменник ожижения выпара, подаваемого из резервного хранилища. Для перехода на питание сжиженным природным газом его подают из резервного хранилища в газификатор и подают газифицированный СПГ в сеть объекта потребления. Отгрузку сжиженного газа потребителям осуществляют из оперативного хранилища и/или из резервного хранилища. Подпитку резервного хранилища сжиженным газом осуществляют из оперативного хранилища. Техническим результатом является уменьшение потерь и снижение выбросов в атмосферу парниковых газов и вредных веществ. 1 ил.

Способ сжижения, хранения и газификации природного газа, характеризующийся тем, что поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки; из продукционного потока удаляют избыточное количество углекислого газа и влаги, очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, далее конденсируют продукционный поток в криогенном теплообменнике за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, сжиженный продукционный поток пропускают через дроссель и отделяют газовую фракцию в сепараторе продукционного потока с отводом указанной фракции в коллектор сбора выпаров и подачей сжиженной части продукционного потока в оперативное хранилище; технологический поток разделяют на два потока с подачей указанных потоков в промежуточный и концевой теплообменники охлаждения сжатого в компрессоре хладагента, объединяют нагретые потоки в общий технологический поток и подвергают расширению в детандере, механическую мощность которого передают на вал компрессора хладагента, далее технологический поток нагревают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента с последующей его выдачей в сеть объекта потребления; циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника предварительного охлаждения продукционного потока подвергают сжатию в компрессоре детандер-компрессорного агрегата и охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента за счет передачи тепла технологическому потоку газа, после этого хладагент подвергают сжатию в компрессоре хладагента с последовательным охлаждением в промежуточном и концевом теплообменниках охлаждения разделенными потоками технологического газа, далее сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента и расширяют в детандере с выработкой механической мощности, которую передают компрессору детандер-компрессорного агрегата, при этом температура хладагента снижается относительно температуры конденсации продукционного потока, после этого хладагент с температурой, пониженной относительно температуры конденсации продукционного потока, подают в качестве охлаждающего потока в криогенный теплообменник и далее в теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока; часть сжиженного газа из оперативного хранилища дросселируют с последующей подачей охлажденного газожидкостного потока в теплообменник ожижения выпара, подаваемого из резервного хранилища, далее газифицированный поток подают в теплообменник-рекуператор для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа; после этого сжимают газовый поток во вспомогательном компрессоре с промежуточным и последующим охлаждением потока теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа; охлаждают и частично конденсируют сжатый во вспомогательном компрессоре газовый поток в теплообменнике-рекуператоре за счет передачи тепла газовому потоку из теплообменника ожижения выпара из резервного хранилища; после этого газожидкостный поток повергают дросселированию с разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе; жидкую фракцию возвращают из вспомогательного сепаратора в оперативное хранилище, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров; выпар из оперативного хранилища отводят в коллектор сбора выпаров, отпарной газ из коллектора сбора выпаров отводят в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор в сеть объекта потребления; для перехода на питание сжиженным природным газом его подают из резервного хранилища насосом в газификатор с регулированием расхода посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище, испаряют в газификаторе за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа, и подают его в сеть объекта потребления; отгрузку сжиженного газа потребителям осуществляют из оперативного хранилища и/или из резервного хранилища; подпитку резервного хранилища сжиженным газом осуществляют из оперативного хранилища.