RU2689505C1

RU2689505C1 - Natural gas liquefaction complex at gas distribution station

Info

Publication number: RU2689505C1
Application number: RU2018133516A
Authority: RU
Inventors: Юрий Васильевич Белоусов
Original assignee: Юрий Васильевич Белоусов
Priority date: 2018-09-21
Filing date: 2018-09-21
Publication date: 2019-05-28

Abstract

FIELD: gas industry.SUBSTANCE: invention relates to gas industry. Natural gas liquefaction complex at gas distribution stations (GDS) is connected to a main gas line and comprises a cryogenic unit made in the form of interconnected liquefaction units with possibility of disconnection and/or connection of these units. Complex also contains filtration, dehydration, demercurization and gas cleaning units, turbo-expander-electric generators and power supply units, vapour recovery unit and storage unit. Pipeline of natural gas supply after passing the filtration, drying and demercurization units is divided into two: a production flow pipeline and a pipeline of an expander flow. Cryogenic unit consists of three liquefaction units, each of which contains heat exchange devices, a production separator and a unit for low-temperature separation of the natural gas production stream. All units of the turbine expander-electric generators are connected to inputs of the power supply unit, and their number corresponds to the number of liquefaction units in the cryogenic unit.EFFECT: technical result of invention is improvement of reliability and quality of liquefied natural gas.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно, к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС).The invention relates to the gas industry, specifically, to technologies for the production of liquefied natural gas (LNG) at gas distribution stations (GDS).

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.Natural gas has been widely used in recent years as a highly economical fuel for power plants, for ferrous and non-ferrous metallurgy, the production of building materials, the production of various organic compounds, and also for household needs. For the convenience of transporting natural gas — when using pipes is not possible or unprofitable, as well as for storing blue fuel, gas is liquefied to produce liquefied natural gas (LNG). Liquefied natural gas enables the gasification of facilities remote from main pipelines over long distances by creating a reserve of LNG directly at the consumer, avoiding the construction of expensive pipeline systems. The key characteristics of plants for the liquefaction of natural gas are the reliability of their work, the quality of the liquefied natural gas produced in the process, the ease of operation and maintenance of such plants.

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.Known installation according to the patent RU 2137067, IPC F25J 1/02, publ. 09/10/1999 for the invention "Installation of liquefaction of natural gas", containing a liquefaction line connected to the pipeline of pre-compressed natural gas and two refrigeration circuits, one of which is closed. In this circuit, nitrogen is used as a refrigerant, and the circuit itself includes a compressor and an expander. The second circuit is open, connected to the pipeline of pre-compressed natural gas and has an expander located on the same shaft as the compressor and the closed-loop expander, and at least one heat exchanger located in front of the closed-loop expander. The adsorbers connected to the closed loop for regeneration of the adsorbent are included in the liquefaction line. Known installation provides explosion with simultaneous reduction of energy consumption during the production of liquid methane. The main disadvantage of the known installation is the low reliability of its work, since the two expander and one compressor located on the same shaft, operating on natural gas and nitrogen respectively, undoubtedly create difficulty in optimizing the modes of their joint operation. In addition, the use of adsorption treatment in the process of liquefaction does not give the required quality of the resulting LNG.

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.Known complex liquefaction of natural gas according to the patent RU 2665787, IPC F25J 1/00, publ. 09/04/2018 for the invention “The complex for liquefying natural gas at a gas distribution station”, in which the complex is connected to a gas pipeline and executed as interconnected functional blocks, contains filtration, drying, demercurization and gas cleaning units, a cryogenic unit, power supply units , a turbo electric generator and a turbo expander-compressor apparatus, as well as a vapor return unit and a storage unit. The pipeline for supplying natural gas after passing through the filtration, drying and demercurization units is divided into two: the production flow pipeline and the expander flow pipeline. The cryogenic unit consists of two liquefaction units: the first and the second, containing heat exchangers, a production separator, and low-temperature separation units for the expansion and / or production flow of natural gas. The low-temperature separation units are designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons both in the production flow of natural gas and in the expander. When operating the known complex, the quality of LNG is improved, however, the use of a turboexpander-compressor unit reduces the reliability of the complex, since operation of one of the unit's elements in the off-design mode significantly reduces the service life of the complex, and the possibility of resonant vibrations can lead to an accident.

Целью изобретения является повышение надежности и упрощение эксплуатации комплекса с сохранением высокого качества получаемого сжиженного природного газа, а также повышение экономической эффективности работы комплекса.The aim of the invention is to improve the reliability and simplify the operation of the complex while maintaining the high quality of the resulting liquefied natural gas, as well as improving the economic efficiency of the complex.

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.The technical result of the invention is to develop a simple, reliable, cost-effective, with the ability to control the performance of the complex liquefaction of natural gas directly at the gas distribution station, obtaining guaranteed liquefied gas dry for hydrocarbons.

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.This goal is achieved by the fact that the natural gas liquefaction complex at the gas distribution station, connected to the natural gas supply main gas pipeline, contains filtration, drying, demercurization and gas cleaning units, a cryogenic unit, an energy supply unit and turbo-expander-electric generators, and a vapor return unit and storage unit. The vapor return unit contains an ejector, and the cryogenic unit is made as separate liquefaction units with the possibility of their disconnection, connection, interconnected by pipelines for supply and removal of natural gas and contains three liquefaction units: the first, second and third, each of which contains heat exchangers, a production separator and a low-temperature separation unit for the production flow of natural gas. The low-temperature separation unit, designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons, consists of a heat exchanger, a distillation column and a reboiler interconnected by pipelines with valves, and a heat exchanger installed at the inlet of each of the three liquefaction units is a four-flow recuperator. The number of units of the turboexpander-electric generators in the complex corresponds to the number of liquefaction units in the cryogenic unit and all units of the turboexpander-electric generators are connected to the inputs of the power supply unit. The natural gas supply pipeline after the filtration, drying and demercurization units is divided into two: the expander flow pipeline and the production flow pipeline, the first of which is divided into three branches by the number of liquefaction units, each of which is connected to the input of the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units, after passing through which each branch of the expander flow pipeline is connected to the input of the corresponding expander-electric generator unit, after which By connecting the heat exchangers in, respectively, first, second and third blocks liquefaction and further to the output of the gas distribution network for directing the consumer. The production flow pipeline is connected to the inlet of the purification unit, after passing which is divided into three branches by the number of liquefaction units, each of which is connected to the input of the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units, after passing through which each branch of the production flow pipeline is connected to the input units of low-temperature separation of the production flow in, respectively, the first, second and third liquefaction units, and after successive passage of heat variables apparatus and productional separators in blocks liquefaction productional branch flow conduit coupled to the input connection of the storage unit for guiding the user to a liquefied natural gas. The gas stripping pipe connected to the outlet of the storage unit is divided into three branches according to the number of liquefaction blocks, each of which is connected to the input of the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction blocks, after passing through which branches of the stripping gas pass through the return unit vapor to the outlet in the gas distribution network. Each of the branches of pipelines with stripping gas, expander and production flows is equipped with shut-off valves before entering the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units.

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.Such a design of the natural gas liquefaction complex at a gas distribution station using several units of a turboexpander-electric generator simplifies operation of the complex and significantly increases the reliability of its operation, since the turboexpander-electric generator itself is a simple and reliable unit. In addition, the turboexpander-electric generator has the ability to optimize the characteristics of the turboexpander to achieve the optimal mode of the LNG production cycle. The design of the complex with a cryogenic block in the form of separate independent liquefaction blocks allows varying the capacity of the complex when disconnecting or connecting such blocks.

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.The economic efficiency of the complex is determined by the possibility of obtaining additional electricity, which is used for own needs and for heating the adsorbent in the filtration, drying and cleaning units. Since the heating of the adsorbent occurs cyclically, in the absence of the need of electricity for heating the adsorbent, it is sent to the heating of the fuel gas that goes to the consumer. At the same time, purchased electric power consumed by a standard fuel gas heater is significantly saved.

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.In the drawing, illustrating the process of liquefying natural gas in accordance with the practical application of the invention, shows the flow chart of the design of the present invention. The drawing does not exclude from the scope of the invention other designs that are the result of the usual and intended modifications of this particular design. The various auxiliary systems required, such as valves, flow mixers, control systems and sensors, are omitted from the drawing for ease of clarity and clarity.

Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции предназначен для производства СПГ с использованием энергии перепада давлений на ГРС.The complex for the liquefaction of natural gas at a gas distribution station is intended for the production of LNG using the energy of pressure drop at the GDS.

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.The complex contains a filtering and drying unit 1, a demercurization unit 2, a cleaning unit 3, a cryogenic unit 10, a power supply unit 7, a 4, 5, 6 turbine expander-electric generators unit, a vapor return unit 8 and a storage unit 9. Unit 8 return vapor contains the ejector (not shown). The cryogenic unit 10 (BC) consists of three liquefaction units interconnected by supply and removal pipelines for natural gas: the first liquefaction unit 20 (BS1), the second liquefaction unit 30 (BS2), and the third liquefaction unit 40 (BS3). The first liquefaction unit 20 contains heat exchangers 11, 12, a production separator 14, a production throttle 15 and a unit 19 for low-temperature separation of the production flow (BNTSP1). The second liquefaction unit 30 comprises heat exchangers 21, 22, a production separator 24, a production throttle 25 and a unit 29 for low-temperature separation of the production flow (BNTSP2). The third liquefaction unit 40 comprises heat exchangers 31, 32, a production separator 34, a production choke 35 and a block 39 of low-temperature separation of the production flow (BNTSP3). Heat exchangers 11, 21, 31 installed at the entrance of the respective liquefaction units 20, 30, 40 are recuperative four-flow. The low-temperature separation units 19, 29 and 39, designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons, consist of heat exchangers 16, 26, 36, distillation columns 13, 23, 33, throttles 18, 28, 38 and dereamers 17, 27, 37.

В конкретном исполнении, при включении всех трех блоков сжижения 20, 30, 40 в криогенном блоке 10, комплекс работает следующим образом.In a specific design, with the inclusion of all three liquefaction units 20, 30, 40 in the cryogenic unit 10, the complex works as follows.

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 СO₂, которая при понижении температуры ниже предела растворимости для данной концентрации может кристаллизоваться в процессе сжижения метана и нарушить работу комплекса.High-pressure natural gas entering the complex at the GDS via the natural gas supply gas main pipeline is taken into account and is fed alternately to blocks 1 and 2 of filtration, drying and demercurization. In the blocks, the main gas stream is cleaned of mechanical impurities, coalescence, moisture absorption from natural gas to a concentration corresponding to the dew point in water not higher than minus 70 C. expander flow pipeline (TD), the first of which enters the cleaning unit 3. Purification unit 3 is designed to remove from the production flow of CO _2, which, when the temperature drops below the solubility limit for a given concentration can be crystallized in the process of liquefying methane and disrupt the complex.

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.The expander flow pipeline (TD) is divided into three branches by the number of liquefaction blocks. The first branch TD is connected to the input of a four-flow heat exchanger 11 at the entrance to the first liquefaction unit 20, where gas is cooled, and then enters unit 4 of the turboexpander-electric generator, where gas expands and its temperature decreases with electricity generation, which, in turn, sent to the power supply unit 7. Next, the gas flow through the first branch of the TD enters the heat exchanger 12, where it cools the production flow for BS1. Mixing with the gas stream after the production separator 14, the stream enters the heat exchanger 12, and then at 11, where it is heated to a temperature acceptable for supplying the low pressure to the gas pipeline due to the heat of the same stream and the production stream entering the inlet BS1. The second branch TD is connected to the inlet of a four-flow heat exchanger 21 at the entrance to the second liquefaction unit 30, where gas is cooled, and then enters unit 5 of the turboexpander-electric generator, where gas expands and its temperature decreases with electricity generation, which, in turn, sent to the power supply unit 7. Next, the gas flow through the second branch TD enters the heat exchanger 22, where it cools the production flow for BS2. Mixing with the gas stream after the production separator 24, the stream enters the heat exchanger 22, and then at 21, where it is heated to a temperature acceptable for supplying low pressure to the gas pipeline due to the heat of the same stream and production flow entering BS2. The third branch TD is connected to the inlet of the four-flow heat exchanger 31 at the entrance to the third liquefaction unit 40, where gas is cooled, and then enters unit 6 of the turboexpander-electric generator, where the gas expands and its temperature decreases with electricity generation. The electricity generated in blocks 4, 5, 6 of the turbine expander-electric generators is sent to power supply unit 7, accumulated with further distribution for the own needs of the complex. Next, the gas flow through the first branch TD enters the heat exchanger 32, where it cools the production flow for BS3. Mixing with the gas stream after the production separator 34, the stream enters the heat exchanger 32, and then at 31, where it is heated to a temperature acceptable for supplying low pressure to the gas pipeline due to the heat of the same stream and production flow entering BS3.

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.The production flow pipeline (TP) is divided into three branches by the number of liquefaction blocks. The first branch of the TP is connected to the input of the four-flow heat exchanger 11 at the entrance to the first liquefaction unit 20, where it is cooled, after which it is sent to the low-temperature separation unit 19 (BNTSP1). In the heat exchanger 16 it is cooled due to the reverse flow BS1. After the heat exchanger 16 and the reboiler 17, the production stream BS1 passes through the choke 18 and enters the distillation column 13, where the low-boiling components are separated from the high-boilers (they condense and form vat residue). In turn, the VAT residue, enriched with high-boiling components, circulates through reboiler 17, where it is partially evaporated and simultaneously cooled the production stream before entering the distillation column 13. Vapors purified from C6 + low-boiling production flow pass heat exchangers 16 and 12 and enter the production choke 15, where there is a decrease in pressure in the first branch of the production flow with the formation of the gas phase and the liquid phase. This mixture enters the production separator 14, where the separation of the liquid and gaseous phases. The liquid phase is a product, that is, liquefied natural gas (LNG). The gaseous phase after the production separator 14 enters the heat exchanger 12, at the outlet of which it mixes with the first branch of the expander flow BS1 and flows successively to the heat exchangers 12 and 11, where it is heated to a temperature acceptable for feeding into the low pressure pipeline. The second branch of the TP is connected to the inlet of the four-flow heat exchanger 21 at the entrance to the second liquefaction unit 30, where it is cooled, after which it is sent to the low-temperature separation unit 29 (BNTSP2). In the heat exchanger 26, it is cooled by the reverse flow BS2. After heat exchanger 26 and reboiler 27, production stream BS2 passes through choke 28 and enters distillation column 23, where low-boiling components are separated from high-boilers (they condense and form vat residue). In turn, the VAT residue, enriched with high-boiling components, circulates through reboiler 27, where it is partially evaporated and simultaneous cooling of the production stream before entering the distillation column 23. Couples purified from C6 + low-boiling production flow pass heat exchangers 26 and 22 and enter the production choke 25, where there is a decrease in pressure in the second branch of the production flow with the formation of the gas phase and the liquid phase. This mixture enters the production separator 24, where the separation of the liquid and gaseous phases. The liquid phase is a product, that is, liquefied natural gas (LNG). The gaseous phase after the production separator 24 enters the heat exchanger 22, at the outlet of which it mixes with the second branch of the expander flow BS2 and flows successively to the heat exchangers 22 and 21, where it is heated to a temperature acceptable for supplying to the low pressure pipeline. The third branch of the TP is connected to the inlet of the four-flow heat exchanger 31 at the entrance to the third liquefaction unit 40, where it is cooled, after which it is sent to the low-temperature separation unit 39 (BNTSP3). In the heat exchanger 36 it is cooled due to the reverse flow BS3. After the heat exchanger 36 and the reboiler 37, the production stream BS3 passes through the choke 38 and enters the distillation column 33, where the low-boiling components are separated from the high-boilers (they condense and form vat residue). In turn, the bottoms residue, enriched with high-boiling components, circulates through reboiler 37, where it is partially evaporated and simultaneous cooling of the production stream before entering the distillation column 33. The C6 + purified vapor of the low-boiling production stream passes through heat exchangers 36 and 32 and enters the production choke 35, where there is a decrease in pressure in the third branch of the production flow with the formation of the gas phase and the liquid phase. This mixture enters the production separator 34, where the separation of the liquid and gaseous phases. The liquid phase is a product, that is, liquefied natural gas (LNG). The gaseous phase after the production separator 34 enters the heat exchanger 32, at the outlet of which it mixes with the third branch of the expander flow BS3 and enters successively into the heat exchangers 32 and 31, where it is heated to a temperature acceptable for supply to the low pressure pipeline.

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.Liquefied natural gas (LNG) through a pipeline connecting all three branches of the production flow enters storage unit 9. During storage, LNG begins to partially evaporate to produce a stripping gas. The boil-off gas pipeline is connected to the outlet of the storage unit 9 and is divided into three branches in accordance with the number of liquefaction blocks. Each of the branches of the pipeline with stripping gas passes through four-flow heat exchangers 31, 21, 11, respectively, BS3, BS2, BS1, heats up and enters the ejector inlet of the vapor return unit 8, where it is ejected and mixed with the low-pressure natural gas. Unit 8 return vapor is designed to increase the pressure of the boiling gas to values that allow you to send the last GDS consumers.

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.Blocks liquefaction BS1, BS2, BS3 in the cryogenic unit 10 are interconnected by pipelines for the supply and removal of natural gas. To be able to change the performance of the complex, shut-off valves are provided on all branches of pipelines with stripping gas, expander and production flows before entering the four-flow heat exchangers 11, 21, 31, respectively in BS1, BS2, BS3. At the same time, with the operation of one liquefaction unit BS1, the capacity is 1.5 t / h of liquefied natural gas. With the additional connection of the second liquefaction unit BS2 and the simultaneous operation of two liquefaction units, the capacity is increased to 3 t / h. With simultaneous operation of all three liquefaction units, the capacity reaches 4.5 t / h.

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.Thus, the use of several turboexpander-electric generator units in the natural gas liquefaction complex improves the reliability of the complex, greatly simplifies its operation and maintenance, and the execution of the complex with a cryogenic unit as separate independent liquefaction units allows varying the capacity when disconnecting or connecting such units. , obtaining additional electricity increases the economic efficiency of the complex as a whole.

Claims

The natural gas liquefaction complex at the gas distribution station, connected to the natural gas supply main gas pipeline, which contains filtration, drying, demercurization and gas purification units, a cryogenic unit, an energy supply unit and turbo-expander-electric generator units, as well as a vapor return unit and a storage unit, while the vapor return unit contains an ejector, and the cryogenic unit is made in the form of separate liquefaction units with the possibility of their disconnection, connection, interconnected by supply lines, retraction natural gas, and contains three liquefaction units: the first, second and third, each of which contains heat exchangers, a production separator and a low-temperature separation unit for the production flow of natural gas; in addition, a low-temperature separation unit designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons consists of a heat exchanger , a distillation column and a reboiler interconnected by pipelines with shut-off valves, and a heat exchanger installed at the inlet of each of the three blocks liquefaction, recuperative four-flow, in addition, the number of units of turbo expander-electric generators in the complex corresponds to the number of liquefaction units in a cryogenic unit and all units of turboexpander-electric generators are connected to the inputs of the power supply unit; into two: the expander flow pipeline and the production flow pipeline, the first of which is divided into three branches according to the number of liquefaction blocks, each of which connected to the input of the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units, after passing through which each branch of the expander flow pipeline is connected to the input of the corresponding turboexpander-electric generator unit, after which it is connected to heat exchangers in the first, second and third liquefaction units, respectively and further to the outlet to the gas distribution network to be sent to the consumer, with the production flow pipeline connected to the inlet of the cleaning unit, after which is divided into three branches according to the number of liquefaction units, each of which is connected to the input of the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units, after passing which each branch of the production flow pipeline is connected to the input of the low-temperature separation units of the production flow in the first respectively , second and third liquefaction units, and after successive passage of heat exchangers and production separators in liquefaction units of the pipework branch the production flow gadfly is connected to the inlet of the storage unit to be supplied with liquefied natural gas to the consumer; at the same time, the pipeline with stripping gas connected to the outlet of the storage unit is divided into three branches by the number of liquefaction units each connected to the input of the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units, after passing through which branches of the pipeline with stripping gas pass through the vapor return unit to the outlet to the gas distribution network, except This, each of the branches of the pipelines with stripping gas, of the expander and production flows, is equipped with shut-off valves before entering the corresponding four-flow heat exchanger in the first, second and third liquefaction units.