RU2805403C1 - Способ производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на компрессорной станции (КС) магистрального газопровода. Способ производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода, при котором дополнительный поток природного газа разделяют на два потока первый поток расширяют в детандере низкого давления, подают в цикл и используют для сжижения природного газа, второй поток расширенный в детандере высокого давления используют для снабжения топливным газом дополнительной регенеративной энергетической газотурбинной установки и газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции; полезную работу технологического детандера, детандеров дополнительного природного газа, газовой турбины дополнительной регенеративной энергетической газотурбинной установки используют для привода газового компрессора цикла, воздушного компрессора, и электрогенератора, вырабатывающего электроэнергию для энергоснабжения собственных нужд компрессорной станции. Технический результат - повышение термодинамической эффективности цикла сжижения природного газа. 1 ил.

Description

Изобретение относится к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на компрессорной станции (КС) магистрального газопровода.

Давление природного газа поступающего на большую часть компрессорной станции (КС) из магистральных газопроводов (МГ), составляет 5 – 5,5 МПа, а на его выходе их газоперекачивающих агрегатов 7,5 – 8 МПа. Целесообразно использовать потенциальное давление природного газа поступающего из магистральных газопроводов для производства на КС сжиженного природного газа.

Известен «Способ и устройство для охлаждения и/или ожижения углеводородного потока». (Патент РФ №2499962). В этом способе поток углеводородов охлаждают с использованием теплообменников и жидкого хладагента.

Известен «Способ сжижения природного газа и устройство для его осуществления» (Патент РФ №2158400) в котором поток природного газа высокого давления поступающего на КС разделяют на два потока, производят его очистку от примесей, охлаждают нерасширившиеся газы в теплообменнике холодным газом из вихревой трубы, дросселируют и подают сжиженный газ в накопительную емкость.

Наиболее близким к изобретению является «Способ производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода» (Патент РФ №2680000), в котором реализуют детандерный способ сжижения природного газа.

Согласно этому способу, на компрессорной станции производят сжижение части потока природного газа поступающего на компрессорную станцию по магистральному газопроводу, в газовом компрессоре цикла сжимают обратный поток природного газа, разделяют сжатый обратный поток на технологический и продукционный потоки. Продукционный поток охлаждают в предварительном теплообменнике, большую часть технологического потока газа охлаждают в теплообменниках и дросселируют с образованием парожидкостной смеси, затем эту смесь разделяют на паровую и жидкостную фазы. Сжиженный природный газ направляют к потребителю, а не сконденсировавшийся газ направляют в обратный поток. Из охлажденного в предварительном теплообменнике продукционного потока газа забирают его меньшую часть, охлаждают в теплообменнике низкотемпературным дополнительным потоком газа, поступающим из МГ, и расширенным в детандере, смешивают меньшую часть этого потока с газом, подогретым в теплообменнике и используемым для охлаждения продукционного потока, смешивают с дополнительным потоком природного газа, который был расширен подогрет в теплообменнике. Затем сжимают обратный поток газа в газовом компрессоре цикла и направляют его в цикл сжижения. При этом расход дополнительного потока природного газа регулируют, в соответствии с расходом сконденсировавшегося природного газа.

Положительными качествами способа производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода,  является снижение удельных энергозатрат на получение сжиженного природного газа и повышение термодинамической эффективности цикла сжижения.

Недостатками этого способа, принятого в качестве прототипа изобретения, является потребление дорогой электроэнергии из внешней электрической сети, которую используют для привода газового компрессора цикла, а также недостаточно высокое повышение термодинамической эффективности этого цикла сжижения газа.

Целями предлагаемого способа являются:

- совместное использование полезной работы технологического детандера, детандеров дополнительного природного газа и газовой турбины дополнительной газотурбинной энергетической установки для привода газового компрессора цикла сжижения газа;

- отказ от потребления дорогой электроэнергии из внешних электрических сетей с выработкой электроэнергии в электрогенераторе дополнительной газотурбинной энергетической установки используемой для энергоснабжения собственных нужд компрессорной станции;

- подача подогретого топливного газа в камеру сгорания регенеративной энергетической газотурбинной установки и в камеры сгорания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции;

- дополнительное повышение термодинамической эффективности цикла сжижения природного газа за счет использования потенциальной энергии природного газа, с увеличением мощности детандеров дополнительно природного газа.

Технический результат достигается тем, что в способе производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода, при котором в газовом компрессоре цикла сжимают смешанный поток природного газа, разделяют его на технологический и продукционный потоки, охлаждают продукционный поток, дросселируют с понижением температуры, разделяют полученную парожидкостную смесь на паровую и жидкостную фазы, не сконденсировавшийся природный газ направляют в обратный поток; технологический поток газа подогревают, расширяют с понижением температуры, затем технологический поток возвращают и смешивают с обратным потоком не сконденсировавшегося природного газа; дополнительный поток природного газа расширяют, подогревают, затем его смешивают с обратным потоком газа, а также с расширенным технологическим потоком газа, с образуя смешанный поток газа, причем дополнительный поток природного газа расширяют в детандере высокого давления и разделяют на два потока, первый поток расширяют в детандере низкого давления, подогревают и смешивают с обратными потоками газа, второй поток подогревают теплом уходящих газов, подают в камеру сгорания дополнительной регенеративной энергетической газотурбинной установки и в камеры сгорания газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции, полезную работу технологического детандера, детандеров высокого и низкого давления дополнительного природного газа, используют для привода газового компрессора цикла и воздушного компрессора регенеративной энергетической газотурбинной установки, полезную работу газовой турбины которой используют для привода воздушного компрессора и электрогенератора, вырабатывающего электрическую энергию.

На Фиг.1 приведена принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа производства сжиженного природного газа (СПГ) на компрессорной станции магистрального газопровода. Она содержит: 1 –газовый компрессор цикла, 2 – технологический детандер, 3 – детандер высокого давления, 4 – детандер среднего давления, 5 – редуктор, 6 –воздушный компрессор, 7 – газовую турбину, 8 – электрогенератор, 9 – трубопровод смешанного потока газа, 10 – трубопровод технологического потока газа, 11 – регенеративный воздухоподогреватель, 12 – камеру сгорания, 13 – предварительный теплообменник, 14 – подогреватель природного газа, 15 – трубопровод расширенного технологического потока газа, 16 – трубопровод суммарного потока газа, 17 – трубопровод расширенного природного газа, 18 – трубопровод топливного газа, 19 –подогреватель топливного газа, 20 – теплообменник суммарного потока газа, 21 – теплообменник, 22 – дроссель, 23 –трубопровод не сконденсировавшегося газа, 24 – сепаратор, 25 – трубопровод сжиженного газа, 26 – трубопровод топливного газа газотурбинных газоперекачивающих агрегатов КС.

Сравнение предлагаемого способа с прототипом и другими техническими решениями, позволило сделать вывод, что предлагаемый способ соответствует критерию «новизна». С учетом признаков, отличающих заявляемый способ от прототипа, предлагаемый способ соответствует критерию «существенные отличия».

Способ производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода осуществляют следующим образом. Дополнительный поток природного газа, с давлением 5 – 5,5 МПа и температурой 10 – 20^°С, подают из магистрального газопровода в детандер высокого давления 3, расширяют до 2 –2,5 МПа и разделяют на два потока дополнительного природного газа. Первый поток, называемый далее продукционным потоком, используемый для получения жидкого природного газа, последовательно расширяют в детандере высокого давления 3, в детандере среднего давления 4 до давления 0,45 – 0,5 МПа и температуры – 85 – 95^°С, подогревают в подогревателе природного газа 14 до 0 – 5^°С и смешивают его с суммарным потоком газа, подводимым по трубопроводу суммарного потока газа 16, с температурой 0 – 3^°С. Второй поток дополнительного природного газа, расширяют в детандере высокого давления 3 до 2 – 2,5 МПа, подогревают теплотой уходящих газов газовой турбины 7 в подогревателе топливного газа 19 и подают по трубопроводу топливного газа 18 в камеру сгорания 12 регенеративной газотурбинной установки и по трубопроводу топливного газа 26 в камеры сгорания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов КС.

Суммарный поток газа сжимают в газовом компрессоре цикла 1, охлаждают в предварительном теплообменнике13, который используют для предварительного охлаждения суммарного потока газа, затем разделяют суммарный поток на технологический и продукционный потоки газа. Технологический поток газа подогревают в подогревателе природного газа 14 и подают в технологический детандер 2. Продукционный поток газа последовательно охлаждают в теплообменнике суммарного потока газа 20 и теплообменнике 21 до – 124 – 126^°С, расширяют его в дросселе 22 и с температурой – 143 – 145^°С подают в сепаратор 24, где продукционный поток разделяют на сжиженный газ и на поток не сконденсированного газа. Сжиженный газ по трубопроводу 25 подают к потребителю. Поток не сконденсированного газа подают из сепаратора 24 по трубопроводу 23,в теплообменник 21, где его подогревают. Далее подогретый поток не сконденсированного газа смешивают с технологическим потоком газа, который был расширен в технологическим детандере 2, полученную при этом суммарную смесь не сконденсированного газа и технологического потока газа, последовательно подогревают в теплообменнике суммарного потока газа 20, а затем в предварительном теплообменнике 13. Суммарную смесь потоков газа смешивают с природным газом, подогретым в подогревателе природного газа 14 и расширенным последовательно в детандере высокого давления 3 и в детандере среднего давления 4. Мощности детандера высокого давления 3, детандера среднего давления 4 и регенеративной газотурбинной установки повышаются из-за увеличения расхода дополнительного природного газа. Полезную работу технологического детандера 2, детандеров высокого давления 3 и среднего давления 4, газовой турбины 7 используют для привода газового компрессора цикла 1, воздушного компрессора 6 и электрогенератора 8, который вырабатывает электроэнергию для энергоснабжения собственных нужд компрессорной станции.

Предлагаемый способ позволяет:

1. Отказаться от потребления компрессорной станции дорогой электроэнергии из внешних электрических сетей.

2. Осуществить привод газового компрессора цикла сжижения природного газа за счет полезной работы технологического детандера 2, детандера высокого давления 3, детандера среднего давления 4 и газовой турбины дополнительной регенеративной газотурбинной энергетической установки.

3. Произвести подачу подогретого топливного газа как в камеру сгорания регенеративной энергетической газотурбинной установки, а также в камеры сгорания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов КС.

4. В следствии увеличения расхода дополнительного природного газа, использования потенциальной энергии природного газа, подвода топливного газа в камеру сгорания регенеративной газотурбинной установки и в камеры сгорания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, увеличивается мощность детандеров высокого и среднего давления, мощность регенеративной газотурбинной энергетической установки, выработка электроэнергии, повышается термодинамической эффективность цикла сжижения природного газа.

5. За счет использования полезной работы турбодетандеров для привода воздушного компрессора КПД регенеративной энергетической газотурбинной установки повысить до 60%.

6. Обеспечить энергоснабжение собственных нужд компрессорной станции, а также дополнительное повышение термодинамической эффективности цикла сжижения природного газа.

Claims (1)

1. Способ производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода, при котором в газовом компрессоре цикла сжимают смешанный поток природного газа, разделяют его на технологический и продукционный потоки, охлаждают продукционный поток, дросселируют с понижением температуры, разделяют полученную парожидкостную смесь на паровую и жидкостную фазы, не сконденсировавшийся природный газ направляют в обратный поток; технологический поток газа подогревают, расширяют с понижением температуры, затем технологический поток возвращают и смешивают с обратным потоком не сконденсировавшегося природного газа; дополнительный поток природного газа расширяют, подогревают, затем его смешивают с обратным потоком газа, а также с расширенным технологическим потоком газа, с образуя смешанный поток газа, отличающийся тем, что дополнительный поток природного газа расширяют в детандере высокого давления и разделяют на два потока, первый поток расширяют в детандере низкого давления, подогревают и смешивают с обратными потоками газа, второй поток подогревают теплом уходящих газов, подают в камеру сгорания дополнительной регенеративной энергетической газотурбинной установки и в камеры сгорания газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции, полезную работу технологического детандера, детандеров высокого и низкого давления дополнительного природного газа, используют для привода газового компрессора цикла и воздушного компрессора регенеративной энергетической газотурбинной установки, полезную работу газовой турбины которой используют для привода воздушного компрессора и электрогенератора, вырабатывающего электрическую энергию.