Система сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода Российский патент 2024 года по МПК F25J1/00 

Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности, к технологии сжижения природного газа и может быть использована при эксплуатации компрессорной станции магистрального газопровода.

Известны различные технические решения по технологии сжижения природного газа на объектах магистрального газопровода (в условиях автогазонаполнительной компрессорной и газораспределительной станций) с использованием технологически замкнутого дроссельного рекуперативного цикла с дополнительным внешним охлаждением (RU 2295678 С2, 20.03.2007; RU 2665088 С1, 28.08.2018), общие недостатки которых заключаются в:

- выпадении твердой фазы диоксида углерода в криогенной жидкости и, как следствие, в снижении надежности дросселирующего оборудования;

- меньшем, по сравнению с компрессорной станцией магистрального газопровода, диапазоном значений между входным и выходным давлением природного газа, а, соответственно, и в меньшем термодинамическом эффекте и, как следствие, в повышенном уровне энерго- и трудозатрат.

Известно устройство системы сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода (прототип), в котором предлагается очистку от всех присутствующих низкокипящих компонентов осуществлять в ректификационных колоннах, а повышение термодинамической эффективности процесса получения сжиженного природного газа достигать путем выработки дополнительной электроэнергии на собственные технологические нужды и увеличением коэффициента полезного действия газоперекачивающего агрегата компрессорной станции за счет повышения температуры топливного газа на входе в газотурбинную установку (RU 2694566, 16.07.2019).

Система сжижения природного газа по прототипу включает установку подготовки топливного и импульсного газа, газоперекачивающий агрегат с системой охлаждения масла и топливорегулирующей системой, блоки комплексной очистки, управляемые клапаны, дожимающий компрессор, блок ожижения, детандер-генератор, дроссели, ректификационные колонны, сепараторы, блок хранения сжиженного природного газа, теплообменные аппараты, подключенные к системам охлаждения масла компрессора и двигателя газоперекачивающего агрегата.

Недостатками прототипа являются:

1) излишняя (непроектная) термодинамическая нагрузка на тепловой ресурс основного и вспомогательного оборудования компрессорной станции, включенного в предложенную систему сжижения природного газа:

- установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

- систему охлаждения масла в компрессоре и двигателе газотурбинной установки;

- топливорегулирующую систему газоперекачивающего агрегата;

2) отвлечение значительного объема уже компримированного товарного газа от исполнения плановых показателей товарно-транспортной работы (основного вида деятельности) на организацию, дополнительно к технологическому циклу, «продукционного потока»;

3) необходимость (в непосредственной близости с объектами и участками газопроводов категории «В») размещения, конструирования обвязки и обслуживания несвойственного для эксплуатации компрессорной станции ректификационного оборудования, требующего дополнительного подвода топлива либо водяного пара и являющегося дополнительным потенциальным взрывопожароопасным источником из-за происходящих в нем процессов испарения и газообразования;

4) наличие дополнительных издержек на установку, обслуживание и эксплуатацию еще одного дожимного компрессора на выходе из блока ожижения для подачи с требуемыми параметрами отделенного от жидкой фазы сухого природного газа на прием газотурбинной установки газоперекачивающего агрегата.

Целью изобретения является получение сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода.

Техническим результатом изобретения является разработка в условиях компрессорной станции эффективной системы сжижения природного газа, при функционировании которой, в отличие от прототипа, для обеспечения полноценной товарно-транспортной работы сохраняется проектный функционал основного и вспомогательного производства без использования дополнительных термодинамических нагрузок на него и исключается наличие потенциально взрывопожароопасных источников сухого природного газа в виде компрессорного и газофракционирующего ректификационного оборудования на объектах и участках газопроводов категории «В».

Технический результат достигается тем, что система сжижения природного газа смонтирована на компрессорной станции магистрального газопровода и подключена к газопроводу DN 200, идущему от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд. В самой системе сжижения природного газа осуществлен монтаж:

- блоков осушки и очистки природного газа адсорбционного типа;

- теплообменного блока, состоящего из трех предварительных теплообменников для охлаждения газа;

- турбинного модуля, состоящего из нагнетательной и расширительной турбин, смонтированных на одном рабочем валу, и электрогенератора;

- основного криогенного модуля;

- регулируемых дросселей первой и второй ступени;

- блока сепарации, состоящего из основного и приемного сепараторов;

- блока взвешивания сжиженного природного газа;

- блока хранения и выдачи сжиженного природного газа;

- эжектора для подачи природного газа в газопровод на прием блок-бокса собственных нужд компрессорной станции;

- трубопроводной и арматурной обвязки.

На фигуре представлена принципиальная схема системы сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода.

Предлагаемая система сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода содержит: входной 1 и выходной 16 краны; блок 2 осушки природного газа; нагнетательную турбину 3; предварительные теплообменники для охлаждения газа 4, 6, 14; блок 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода; криогенный модуль 7; регулируемые дроссели первой 8 и второй 10 ступени; блок сепарации, состоящий из основного 9 и приемного 11 сепараторов; блок 12 взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами; блок 13 хранения и выдачи сжиженного природного газа; эжектор 15; расширительную турбину 17 с электрогенератором 18.

Предлагаемая система сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода работает следующим образом. Поток I природного газа (Р=5,35 МПа, Q=67500 нм³/ч, t=+10°С) от газопровода DN 200, идущего от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода, проходит через входной кран 1 и поступает в блок 2 осушки природного газа, где происходит удаление паров воды до концентрации в природном газе не более 0,002 г/м³, соответствующей температуре точки росы t_T._p=-70°С. Осушка природного газа осуществляется в двух адсорберах с цеолитом NaA фракции 2,9 мм. Поток III осушенного природного газа (Р=5,35 МПа, Q=45500 нм³/ч, t=+10°С) далее проходит в нагнетательную турбину 3 (мощность 600 кВт, расход рабочего газа через турбокомпрессор 25000 кг/ч), из которой газовым потоком V (Р=6,55 МПа, Q=45500 нм³/ч, t=+35°С) поступает в предварительный теплообменник для охлаждения газа 4. В этот же предварительный теплообменник для охлаждения газа 4 для теплообмена направляется газовый поток II (Р=5,35 МПа, Q=20000 нм³/ч, t=+10°С). Из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовый поток VI (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм³/ч, t=+15°С) направляется в блок 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода с концентрации 2500 до 50 ppm (0,005% объемных). Очистка природного газа осуществляется в двух адсорберах с цеолитом NaX фракции 2,9 мм. Второй взаимодействующий теплоноситель газовый поток II (Р=5,35 МПа, Q=20000 нм³/ч, t=+10°С) из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовым потоком XXII (Р=5,35 МПа, Q=20000 нм³/ч, t=+15°С) направляется для формирования и регулирования технических параметров после эжектирования выходного газового потока XVII (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм³/ч, t=+5°С). Для эжектирования в качестве активного используется газовый поток IV (Р=5,35 МПа, Q=2000 нм³/ч, t=+10°С), поступающий после эжектора 15 в выходной газовый поток XVII (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм³/ч, t=+5°С), направляемый после выходного крана 16 в виде потока газа XXIV (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм³/ч, t=+5°С) с требуемыми техническими параметрами в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода. После блока 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода газовый поток VII (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм³/ч, t=+15°С) направляется для охлаждения в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 6. После предварительного охлаждения газо-жидкостной поток IX (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм³/ч, t=-50°С) направляется в криогенный модуль 7, состоящий из двух основных теплообменников для охлаждения и криогенного оборудования с криогенной трубопроводной, запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, стойкой теплоизоляцией и выносным управлением. Вторым взаимодействующим теплоносителем в криогенном модуле 7 является газовый поток VIII (Р=6,55 МПа, Q=40000 нм³/ч, t=+15°С), прошедший охлаждение в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 14, преобразовавшийся в газовый поток XVIII (Р=6,55 МПа, Q=40000 нм³/ч, t=-55°С), поданный, в свою очередь, на прием расширительной турбины 17 (мощность 600 кВт, расход рабочего газа через турбодетандер 25000 кг/ч) для дальнейшего последовательного охлаждения, обеспечения холода в криогенном модуле 7 и генерации электроэнергии для собственных технологических нужд в электрогенераторе 18. Далее охлажденный газовый поток XIX (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм³/ч, t=-115°С) подается последовательно в качестве хладагента в криогенный модуль 7 и, преобразовавшись в газовый поток XX (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм³/ч, t=-55°С), в предварительный теплообменник для охлаждения газа 6, выйдя из которого в виде газового потока XXI (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм³/ч, t=+5°С) направляется в выходной газовый поток XVII (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм³/ч, t=+5°С). Из криогенного модуля 7 охлажденный газо-жидкостной поток X (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм³/ч, t=-110°С) подается в регулируемый дроссель первой ступени 8, в котором происходит дополнительное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в газо-жидкостной поток XI (Р=0,6 МПа, Q=5500 нм³/ч, t=-130°С), который поступает в основной сепаратор 9 для разделения на газовую и жидкостную фазы. Разделенный газовый поток XXIII (Р=0,6 МПа, Q=1200 нм³/ч, t=-130°С) направляется в газовый поток XIX (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм³/ч, t=-115°С), используемый в качестве хладагента в криогенном модуле 7. Разделенный в основном сепараторе 9 жидкостной поток XII (Р=0,6 МПа, Q=4300 нм³/ч, t=-130°С) подается в регулируемый дроссель второй ступени 10, в котором происходит еще более полное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в жидкостной поток XIII (Р=0,4 МПа, Q=4300 нм³/ч, t=-144°С), поступающий в приемный сепаратор 11 для окончательного отделения присутствующей газовой фазы. Весовой контроль осуществляется блоком 12 взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами. Хранение и выдача потребителю потока жидкой фазы XIV (Р=0,4 МПа, Q=4200 нм³/ч, t=-144°С) организованы в блоке 13 хранения и выдачи сжиженного природного газа. Газовая фаза из приемного сепаратора 11 потоком XV (Р=0,4-0,6 МПа, Q=100 нм³/ч, t=-144°С) подается в качестве хладагента в предварительный теплообменник для охлаждения газа 14 и далее в качестве пассивного газового потока XVI в эжектор 15, при помощи которого осуществляется регулирование требуемых технических параметров всего выходного газового потока XXIV (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм³/ч, t=+5°С), направляющегося на прием в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода.

Пример. На компрессорной станции (КС-3 «Аркаулово») осуществляют штатную эксплуатацию основного и вспомогательного оборудования. К газопроводу DN 200, идущему от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода через равнопроходной тройник подключают систему сжижения природного газа. Поток I природного газа проходит через входной кран 1 и поступает в блок 2 осушки природного газа, где происходит удаление паров воды до температуры точки росы t_T._p=-70°С. Поток III осушенного природного газа проходит далее в нагнетательную турбину 3, из которой газовым потоком V поступает в предварительный теплообменник для охлаждения газа 4. В этот же предварительный теплообменник для охлаждения газа 4 для теплообмена направляется газовый поток П. Из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовый поток VI направляется в блок 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода до концентрации 50 ppm. Второй взаимодействующий теплоноситель газовый поток II из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовым потоком XXII направляется для формирования и регулирования технических параметров после эжектирования выходного газового потока XVII. Для эжектирования в качестве активного используется газовый поток IV, поступающий после эжектора 15 в выходной газовый поток XVII, направляемый после выходного крана 16 в виде потока газа XXIV с требуемыми техническими параметрами в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода. После блока 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода газовый поток VII направляется для охлаждения в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 6. После предварительного охлаждения газо-жидкостной поток IX направляется в криогенный модуль 7, состоящий из двух основных теплообменников для охлаждения и криогенного оборудования (криогенной трубопроводной, запорно-регулирующей и предохранительной арматуры) с стойкой теплоизоляцией и выносным управлением. Вторым взаимодействующим теплоносителем в криогенном модуле 7 является газовый поток VIII, прошедший охлаждение в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 14, преобразовавшийся в газовый поток XVIII и поданный на прием расширительной турбины 17 для дальнейшего последовательного охлаждения, обеспечения холода в криогенном модуле 7 и генерации электроэнергии для собственных технологических нужд в электрогенераторе 18. Далее охлажденный газовый поток XIX подается последовательно в качестве хладагента в криогенный модуль 7 и, преобразовавшись в газовый поток XX, в предварительный теплообменник для охлаждения газа 6, выйдя из которого в виде газового потока XXI направляется в выходной газовый поток XVII. Из криогенного модуля 7 охлажденный газо-жидкостной поток X подается в регулируемый дроссель первой ступени 8, в котором происходит дополнительное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в газо-жидкостной поток XI, который поступает в основной сепаратор 9 для разделения на газовую и жидкостную фазы. Разделенный газовый поток XXIII направляется в газовый поток XIX, используемый в качестве хладагента в криогенном модуле 7. Разделенный в основном сепараторе 9 жидкостной поток XII подается в регулируемый дроссель второй ступени 10, в котором происходит еще более полное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в жидкостной поток XIII, поступающий в приемный сепаратор 11 для окончательного отделения присутствующей газовой фазы. Весовой контроль осуществляется блоком 12 взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами. Хранение и выдача потребителю потока жидкой фазы XIV организованы в блоке 13 хранения и выдачи сжиженного природного газа. Газовая фаза из приемного сепаратора 11 потоком XV подается в качестве хладагента в предварительный теплообменник для охлаждения газа 14 и далее в качестве пассивного газового потока XVI в эжектор 15, при помощи которого осуществляется регулирование требуемых технических параметров всего выходного газового потока XXIV, направляющегося на прием в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода.

Предложенное изобретение позволяет получать сжиженный природный газ в условиях компрессорной станции, обеспечивая полноценную товарно-транспортную работу, сохраняя проектный функционал основного и вспомогательного оборудования и исключая дополнительные взрывопожароопасные источники.

Изобретение может найти широкое применение в газовой промышленности при эксплуатации компрессорных станций и может быть использовано совместно либо вместо блок-боксов собственных нужд в том числе для получения необходимого ресурса низконапорного природного газа.

Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности к технологии сжижения природного газа и может быть использована при эксплуатации компрессорной станции магистрального газопровода. Система сжижения природного газа смонтирована на компрессорной станции магистрального газопровода и подключена к газопроводу DN 200, идущему от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд. В системе сжижения природного газа осуществлен монтаж блоков осушки и очистки природного газа адсорбционного типа, теплообменного блока, состоящего из трех предварительных теплообменников для охлаждения газа, турбинного модуля, состоящего из нагнетательной и расширительной турбин, смонтированных на одном рабочем валу, и электрогенератора, основного криогенного модуля, регулируемых дросселей первой и второй ступени, блока сепарации, состоящего из основного и приемного сепараторов, блока взвешивания сжиженного природного газа, блока хранения и выдачи сжиженного природного газа, эжектора для подачи природного газа в газопровод на прием блок-бокса собственных нужд компрессорной станции, трубопроводной и арматурной обвязки. Техническим результатом изобретения является разработка в условиях компрессорной станции эффективной системы сжижения природного газа, повышение пожаробезопасности. 1 ил.

Система сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода, включающая входной и выходной краны, блок осушки природного газа, нагнетательную турбину, предварительные теплообменники для охлаждения газа, блок очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода, криогенный модуль, дроссели, блок сепарации, блок взвешивания сжиженного природного газа, блок хранения и выдачи сжиженного природного газа, эжектор, расширительную турбину с электрогенератором, отличающаяся тем, что она подключена на компрессорной станции магистрального газопровода к газопроводу DN 200, идущему от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд, и для сжижения природного газа в ней осуществлен монтаж: блоков осушки и очистки природного газа адсорбционного типа с цеолитом марки NaA и NaX фракции 2,9 мм соответственно, теплообменного блока, состоящего из трех предварительных теплообменников для охлаждения газа, турбинного модуля, состоящего из нагнетательной и расширительной турбин, смонтированных на одном рабочем валу с электрогенератором, криогенного модуля, состоящего из двух основных теплообменников для охлаждения газа и криогенного оборудования с криогенной трубопроводной, запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, стойкой теплоизоляцией и выносным управлением, дросселей, выполненных в виде регулируемых дросселей первой и второй ступени, блока сепарации, состоящего из основного и приемного сепараторов, блока взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами, блока хранения и выдачи сжиженного природного газа, эжектора для подачи природного газа в газопровод на прием блок-бокса собственных нужд компрессорной станции, трубопроводной и арматурной обвязки.