RU77949U1 - INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS - Google Patents
INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS Download PDFInfo
- Publication number
- RU77949U1 RU77949U1 RU2008114026/22U RU2008114026U RU77949U1 RU 77949 U1 RU77949 U1 RU 77949U1 RU 2008114026/22 U RU2008114026/22 U RU 2008114026/22U RU 2008114026 U RU2008114026 U RU 2008114026U RU 77949 U1 RU77949 U1 RU 77949U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- gas
- turboexpander
- turbine
- heat exchangers
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к установкам низкотемпературного разделения углеводородного газа с целью получения метана, этана, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и гелиевого концентрата, и может быть использована на газоперерабатывающих предприятиях. Задачей полезной модели является повышение эффективности работы установки путем обеспечения незначительных колебаний КПД турбодетандерного агрегата от максимально-возможных значений при широком диапазоне изменений нагрузки на агрегат. Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа состоит из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и охлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат в виде турбинного модуля, содержащего турбодетандер и турбокомпрессор, блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего деметанизатор, деэтанизатор, теплообменники, блока получения гелиевого концентрата и соединительных трубопроводов. Турбодетандерный агрегат содержит два или более параллельно установленных турбинных модуля, число которых определяется в зависимости от объема поступающего в турбодетандер газа. Использование предлагаемой полезной модели позволяет расширить интервал допустимых нагрузок на турбодетандерный агрегат в пределах ±25% от проектных значений с сохранением максимального значения изоэнтропийного КПД в диапазоне 75-85% и, соответственно, максимального количества вырабатываемого при этом низкотемпературного холода [1н.п.ф., 1 фиг.].The utility model relates to low-temperature hydrocarbon gas separation plants for the production of methane, ethane, a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) and helium concentrate, and can be used at gas processing plants. The objective of the utility model is to increase the efficiency of the installation by providing insignificant fluctuations in the efficiency of the turboexpander unit from the maximum possible values with a wide range of changes in the load on the unit. A low-temperature hydrocarbon gas separation unit consists of a gas pre-cooling unit including a heat exchanger, a propane cooler and a first stage separator, a gas condensation and cooling unit including heat exchangers, second and third stage separators, strippers and a turbine expansion unit in the form of a turbine module containing turboexpander and turbocompressor, ethane separation unit and a wide fraction of light hydrocarbons, including demethanizer, deethane isator, heat exchangers, helium concentrate production unit and connecting pipelines. The turbo-expander unit contains two or more parallel installed turbine modules, the number of which is determined depending on the volume of gas entering the turbo-expander. Using the proposed utility model allows to expand the range of permissible loads on the turboexpander unit within ± 25% of design values while maintaining the maximum value of isentropic efficiency in the range of 75-85% and, accordingly, the maximum amount of low-temperature cold generated during this [1n.p.f. , 1 Fig.].
Description
Полезная модель относится к установкам низкотемпературного разделения углеводородного газа с целью получения метана, этана, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и гелиевого концентрата, в которых охлаждение газа осуществляется, в частности, за счет расширения обратных потоков в турбодетандере, и может быть использована на газоперерабатывающих предприятиях.The utility model relates to low-temperature hydrocarbon gas separation plants for the production of methane, ethane, a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) and helium concentrate, in which gas is cooled, in particular, by expanding the return flows in a turboexpander, and can be used in gas processing enterprises.
Известна установка низкотемпературного разделения углеводородного газа, описанная в способе одновременного получения гелия, этана и более тяжелых углеводородов, включающая трубопровод подачи перерабатываемого газа, теплообменники, сепараторы, гелиевую ректификационную колонну с линией удаления жидкой фазы, детандер, колонну-деметанизатор с линиями питания колонны, линию удаления кубовой жидкости, насос, линию подачи жидкости в колонну-деэтанизатор [Авторское свидетельство СССР №1645796, МПК F25J 3/02, опубл. 30.04.91]. Очищенный, осушенный газ, разделенный на потоки, поступает в теплообменники, в которых охлаждается и частично конденсируется за счет холода сдросселированных и расширенных в детандере обратных фракций газов сепарации, деметанизации и питания колонны-деметанизатора. Затем потоки смешивают и сепарируют в первом сепараторе. Выделившаяся при этом жидкость дросселируют и направляют на дальнейшее разделение во второй сепаратор, откуда испаренные гелий и легкие углеводороды подают в нижнюю часть гелиевой ректификационной колонны. Пар из первого сепаратора конденсируют и переохлаждают в теплообменниках, дросселируют и подают в верхнюю часть гелиевой ректификационной колонны на отпарку растворенного в жидкости гелия. Жидкую фазу колонны делят на два потока, один из которых дросселируют, частично A known installation for low-temperature separation of hydrocarbon gas, described in the method for the simultaneous production of helium, ethane and heavier hydrocarbons, including a feed pipe for the processed gas, heat exchangers, separators, a helium distillation column with a liquid phase removal line, an expander, a demethanizer column with column feed lines, a line removal of bottoms liquid, pump, fluid supply line to the deethanizer column [USSR Author's Certificate No. 1645796, IPC F25J 3/02, publ. 04/30/91]. The purified, dried gas, divided into streams, enters the heat exchangers, in which it is cooled and partially condensed due to the cold throttled and expanded in the expander of the inverse fractions of the separation gas, demethanization and power supply of the demethanizer column. Then the flows are mixed and separated in the first separator. The liquid evolved in this case is throttled and sent for further separation into a second separator, from where the evaporated helium and light hydrocarbons are fed to the lower part of the helium distillation column. The steam from the first separator is condensed and supercooled in heat exchangers, throttled and fed to the top of the helium distillation column for stripping the helium dissolved in the liquid. The liquid phase of the column is divided into two streams, one of which is throttled, partially
испаряют в теплообменнике и разделяют в третьем сепараторе. Выделившуюся жидкость дросселируют, смешивают с жидкостью, выделившейся во втором сепараторе, и подают в качестве питания в колонну-деметанизатор. Пар, выделившийся в третьем сепараторе, расширяют и охлаждают в детандере, объединяют с остальной частью жидкой фазы гелиевой колонны, разделяют в сепараторе и жидкость направляют в качестве холодного орошения в колонну-деметанизатор. Кубовую жидкость колонны-деметанизатора разделяют на этановую и широкую фракции легких углеводородов в колонне-деэтанизаторе.evaporated in a heat exchanger and separated in a third separator. The released liquid is throttled, mixed with the liquid released in the second separator, and fed as a feed to the demethanizer column. The steam released in the third separator is expanded and cooled in the expander, combined with the rest of the liquid phase of the helium column, separated in the separator and the liquid is sent as a cold irrigation to the demethanizer column. The bottom liquid of the demethanizer column is divided into ethane and broad fractions of light hydrocarbons in the deethanizer column.
Наиболее близкой к заявляемой по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является установка низкотемпературного разделения природного газа с получением этановой фракции, ШФЛУ, гелиевого концентрата и метановой фракции, применяемая в настоящее время на Гелиевом заводе ООО «Газпром добыча Оренбург» [В.В.Николаев и др. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа., Москва, «Недра», 1998, с.164-167]. Установка содержит блок предварительного охлаждения газа, включающий последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блок конденсации и переохлаждения газа, включающий теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат в виде турбинного модуля, содержащего турбодетандер и турбокомпрессор, блок выделения этановой и широкой фракции углеводородов, включающий теплообменники, деметанизатор, деэтанизатор, блок получения гелиевого концентрата.The closest to the claimed combination of essential features and the achieved result is the installation of low-temperature separation of natural gas to produce ethane fraction, BFLH, helium concentrate and methane fraction, which is currently used at the Gazprom Dobycha Orenburg Helium Plant [V.V.Nikolaev and other. The main processes of physical and physico-chemical gas processing., Moscow, "Nedra", 1998, p.164-167]. The installation comprises a gas pre-cooling unit, including a heat exchanger, a propane cooler and a first stage separator, a gas condensation and supercooling unit, including heat exchangers, second and third stage separators, stripping columns and a turbo-expander unit in the form of a turbine module containing a turboexpander and a turbocharger, a unit separation of ethane and a wide fraction of hydrocarbons, including heat exchangers, demethanizer, deethanizer, a block for the production of helium concentrate.
Поток сырьевого газа проходит последовательно теплообменник, пропановый холодильник, где происходит его предварительное охлаждение и частичная конденсация за счет холода обратного потока метановой фракции и пропана, затем попадает в сепаратор для отделения жидкой фазы. Отделившиеся в сепараторе жидкие углеводороды подаются на питание в укрепляющую секцию деметанизатора. Газовый поток из сепаратора разделяется The feed gas stream passes sequentially through a heat exchanger, a propane cooler, where it is pre-cooled and partially condensed due to the cold return flow of the methane fraction and propane, then it enters the separator to separate the liquid phase. The liquid hydrocarbons separated in the separator are fed to the strengthening section of the demethanizer. The gas stream from the separator is separated
на потоки, которые после охлаждения и частичной конденсации в теплообменниках обратными потоками метановых фракций объединяются и поступают в первый сепаратор второй ступени, в котором поток газа обогащается гелием, а жидкость этаном. Паровая фаза из этого сепаратора направляется на полную конденсацию в теплообменники, после чего поток переохлажденной жидкости поступает в первую отпарную колонну. Обогащенная этаном жидкость из первого сепаратора второй ступени попадает во второй сепаратор второй ступени. Паровая фаза из него подается в первую отпарную колонну в качестве стриппинг-газа, а жидкость - на питание деметанизатора.to flows, which, after cooling and partial condensation in heat exchangers, by the return flows of methane fractions are combined and enter the first separator of the second stage, in which the gas stream is enriched with helium, and the liquid with ethane. The vapor phase from this separator is sent to complete condensation in the heat exchangers, after which the flow of supercooled liquid enters the first stripping column. The ethane-enriched liquid from the first separator of the second stage enters the second separator of the second stage. The vapor phase from it is fed into the first stripping column as a stripping gas, and the liquid is fed to the demethanizer.
Газ, последовательно прошедший через две отпарные колонны и обогащенный гелием, подается в ректификационную колонну блока получения гелиевого концентрата, где в результате охлаждения и конденсации остатков углеводородов и азота при прохождении последовательно через теплообменники выделяется гелиевый концентрат.Gas sequentially passed through two stripping columns and enriched with helium is fed to the distillation column of the helium concentrate production unit, where helium concentrate is released as a result of cooling and condensation of hydrocarbon and nitrogen residues when passing sequentially through heat exchangers.
С куба первой отпарной колонны выводится метановая фракция высокого давления (МФВД), одна часть которой направляется в теплообменники для охлаждения поступившего на установку природного газа, а другая - через теплообменник поступает на разделение в сепаратор третьей ступени. Газовая фаза из сепаратора объединяется с верхним продуктом укрепляющей секции деметанизатора и поступает на расширение в турбодетандер турбоде-тандерного агрегата. Далее этот поток (метановая фракция среднего давления), проходя через теплообменники и объединившись с обратным потоком метановой фракции куба первой отпарной колонны после рекуперации холода в теплообменниках, сжимается турбокомпрессором турбодетандерного агрегата и выводится с установки. Жидкость из сепаратора третьей ступени подается на орошение деметанизатора.From the cube of the first stripping column, a high-pressure methane fraction (MPHE) is discharged, one part of which is sent to heat exchangers to cool the natural gas received at the plant, and the other is fed through a heat exchanger for separation into a third-stage separator. The gas phase from the separator is combined with the upper product of the reinforcing section of the demethanizer and enters the expansion into the turbo-expander of the turbo-expander unit. Further, this stream (methane fraction of medium pressure), passing through heat exchangers and combined with the reverse flow of methane fraction of the cube of the first stripper after recovering cold in the heat exchangers, is compressed by the turbocompressor of the turboexpander unit and removed from the unit. The liquid from the separator of the third stage is fed to the irrigation demethanizer.
В деметанизаторе путем ректификации выделяется метановая фракция в качестве дистиллята и фракция углеводородов С2+выше в качестве кубового остатка деметанизатора. Кубовый остаток деметанизатора поступает на In the demethanizer, by distillation, the methane fraction is isolated as a distillate and the C 2 + hydrocarbon fraction is higher as the bottom residue of the demethanizer. VAT residue demethanizer goes to
разделение в деэтанизатор путем ректификации с получением в качестве дистиллята этановой фракции, а в качестве кубового остатка - ШФЛУ.separation into a deethanizer by distillation to obtain the ethane fraction as a distillate, and BFLH as the bottom residue.
Недостатком известной установки, как и аналога, является то, что существующая конструкция установки при изменяющихся условиях протекания технологического процесса не позволяет получать достаточно высокую холодопроизводительность в процессе расширения в турбодетандере метановой фракции высокого давления, достаточную для снижения температуры природного газа до заданной степени охлаждения и конденсации. Это обусловлено тем, что значительные отклонения нагрузки по сырьевому газу, подаваемому на установку, от номинальной проектной приводят к снижению или увеличению количества МФВД, участвующей в процессе детандирования, что соответственно приводит к резкому снижению до 30% от максимально-эффективного изоэнтропического КПД турбодетандерного агрегата и, следовательно, к снижению его холодопроизводительности. В результате эффективность установки по выработке целевых продуктов (метана, этана, ШФЛУ, гелиевого концентрата) существенно падает. При этом рабочий интервал допустимых загрузок технологического и насосно-компрессорного оборудования установки значительно превышает рабочий интервал загрузок турбодетандерного агрегата.A disadvantage of the known installation, as well as its analogue, is that the existing installation design under varying process conditions does not allow to obtain a sufficiently high cooling capacity during the expansion of the high-pressure methane fraction in a turboexpander, sufficient to lower the temperature of natural gas to a given degree of cooling and condensation. This is due to the fact that significant deviations of the load of feed gas supplied to the installation from the nominal design lead to a decrease or increase in the number of MPPHs involved in the expansion process, which accordingly leads to a sharp decrease of up to 30% from the most efficient isentropic efficiency of the turboexpander unit and , therefore, to a decrease in its cooling capacity. As a result, the efficiency of the installation for the production of target products (methane, ethane, BFLH, helium concentrate) drops significantly. At the same time, the working interval of the permissible loads of the technological and tubing equipment of the installation significantly exceeds the working interval of the loads of the turbo-expander unit.
Задачей заявляемой полезной модели является повышение эффективности работы установки путем обеспечения незначительных колебаний КПД турбодетандерного агрегата от максимально-возможных значений при широком диапазоне изменений нагрузки на агрегат.The objective of the claimed utility model is to increase the efficiency of the installation by providing insignificant fluctuations in the efficiency of the turboexpander unit from the maximum possible values with a wide range of changes in the load on the unit.
Поставленная задача в предлагаемой установке низкотемпературного разделения углеводородного газа, состоящей из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и охлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат в виде турбинного модуля, содержащего турбодетандер и турбокомпрессор, блока выделения The task in the proposed installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas, consisting of a gas pre-cooling unit, including a heat exchanger, a propane cooler and a first stage separator, a gas condensation and cooling unit, including heat exchangers, second and third stage separators, stripping columns and a turbine expansion unit in the form of a turbine module containing a turboexpander and a turbocompressor, allocation unit
этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего деметанизатор, деэтанизатор, теплообменники, блока получения гелиевого концентрата и соединительных трубопроводов, решается тем, что турбодетандерный агрегат содержит два или более параллельно установленных турбинных модуля, число которых определяется в зависимости от объема поступающего в турбодетандер газа.ethane and a wide fraction of light hydrocarbons, including a demethanizer, deethanizer, heat exchangers, a helium concentrate production unit and connecting pipelines, is decided by the fact that the turboexpander unit contains two or more parallel installed turbine modules, the number of which is determined depending on the volume of gas entering the turbine expander.
Выбор количества турбинных модулей осуществляется в зависимости от интервала возможных загрузок установки и соответственно количества МФВД, поступающей на детандирование, а также от интервала приемлемых загрузок модулей турбодетандерного агрегата, при котором достигается их максимальный изоэнтропийный КПД.The choice of the number of turbine modules is carried out depending on the interval of possible unit loads and, accordingly, the number of MPPD supplied for expansion, as well as on the interval of acceptable module loads of the turboexpander unit, at which their maximum isentropic efficiency is achieved.
Технический результат, получаемый за счет того, что турбодетандерный агрегат содержит два или более параллельно установленных турбинных модуля, состоит в обеспечении возможности регулирования режима работы турбодетандерного агрегата в условиях переменной нагрузки путем перераспределения поступающей на расширение МФВД между модулями таким образом, чтобы турбодетандер каждого модуля работал в режиме максимально-возможной эффективной производительности (т.е. изоэнтропийный КПД изменялся в интервале 75÷85% в зависимости от изменения нагрузки по сырьевому газу в пределах ±25% от оптимальной проектной) с целью достижения наименьшей температуры МФСД на выходе из турбодетандерных модулей при заданной общей степени расширения в целом. Это позволяет увеличить эффективность использования турбодетандерного агрегата в 1,25-1,3 раза за счет его более эффективной (работа при высоком значении изоэнтропического КПД) работы в условиях не только номинальных, но и переменных загрузок установки, снизить удельные энергетические затраты в целом на единицу продукции и увеличить производительность установки по выработке целевых продуктов.The technical result obtained due to the fact that the turboexpander unit contains two or more parallel installed turbine modules consists in providing the ability to regulate the operation of the turboexpander unit under variable load conditions by redistributing the MPPD extending to the expansion between the modules so that the turboexpander of each module operates in the maximum possible effective performance mode (i.e., the isentropic efficiency varied in the range of 75 ÷ 85% depending on the change in load of raw gas within ± 25% of the optimal design) in order to achieve the lowest temperature of the MFSD at the outlet of the turbo-expander modules at a given overall degree of expansion as a whole. This makes it possible to increase the efficiency of using a turboexpander unit by 1.25-1.3 times due to its more efficient (operation at a high value of isentropic efficiency) operation under conditions of not only nominal, but also variable loadings of the installation, and to reduce unit specific energy costs per unit products and increase the productivity of the installation for the development of target products.
На фиг.1 представлена блок-схема предлагаемой установки низкотемпературного разделения углеводородного газа.Figure 1 presents the block diagram of the proposed installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas.
Установка содержит:The installation contains:
- блок предварительного охлаждения газа, включающий трубопровод подвода углеводородного газа 1, теплообменник 2, пропановый испаритель 3, сепаратор первой ступени 4;- a gas pre-cooling unit, including a hydrocarbon gas supply pipe 1, a heat exchanger 2, a propane evaporator 3, a first stage separator 4;
- блок конденсации и переохлаждения газа, включающий теплообменники 5-7, последовательно установленные сепараторы второй ступени 8-9, сепаратор третьей ступени 10, отпарные колонны 11, 12 и турбодетандерный агрегат 13, содержащий турбодетандеры 14 и турбокомпрессоры 15 (на схеме представлен агрегат, состоящий из трех турбинный модулей);- gas condensation and supercooling unit, including heat exchangers 5-7, sequentially installed second stage separators 8-9, third stage separator 10, stripping columns 11, 12 and turbo-expander 13, containing turbo-expanders 14 and turbocompressors 15 (the diagram shows the unit, consisting of of three turbine modules);
- блок выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающий деметанизатор, состоящий из укрепляющей 16 и отпарной 17 секций, и деэтанизатор 18;- a unit for the separation of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons, including a demethanizer, consisting of a reinforcing 16 and stripping 17 sections, and a deethanizer 18;
- блок получения гелиевого концентрата 19;- a block for producing helium concentrate 19;
- соединительные трубопроводы.- connecting pipelines.
Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа работает следующим образом.Installation low-temperature separation of hydrocarbon gas works as follows.
Природный газ, предварительно осушенный и очищенный от сернистых соединений и углекислоты на предыдущих установках, поступает на установку по трубопроводу 1 в блок предварительного охлаждения газа. Поток газа проходит последовательно теплообменник 2, пропановый испаритель 3, где происходит его предварительное охлаждение и частичная конденсация за счет холода обратного потока метановой фракции среднего давления (МФСД) и кипящего пропана, затем попадает в сепаратор первой ступени 4 для отделения жидкой фазы. Выделившаяся жидкая фаза выводится из сепаратора 4 и направляется на питание в деметанизатор 16, а газовая фаза поступает сначала в теплообменник 5 блока конденсации и охлаждения газа на дальнейшее охлаждение и конденсацию и далее в сепаратор второй ступени 8. Жидкость из сепаратора 8 дросселируется в сепаратор 9 с тем, чтобы образовавшиеся при этом пары, содержащие гелий, направить в первую отпарную колонну 11 в качестве стриппинг-газа, а оставшуюся жидкость направить в Natural gas, previously dried and purified from sulfur compounds and carbon dioxide in previous installations, enters the installation through pipeline 1 to the gas pre-cooling unit. The gas flow passes sequentially through a heat exchanger 2, a propane evaporator 3, where it is pre-cooled and partially condensed due to the cold of the reverse flow of medium pressure methane fraction (MPSD) and boiling propane, then it enters the first stage separator 4 to separate the liquid phase. The liberated liquid phase is removed from the separator 4 and sent to a demethanizer 16 for supply, and the gas phase is first supplied to the heat exchanger 5 of the condensation and gas cooling unit for further cooling and condensation and then to the separator of the second stage 8. The liquid from the separator 8 is throttled to the separator 9 s so that the vapors containing helium formed in this case are sent to the first stripping column 11 as stripping gas, and the remaining liquid is sent to
деметанизатор 16 в качестве питания. Паровая фаза из сепаратора 8 направляется на полную конденсацию в теплообменники 6, 7, по выходу из которых поток переохлажденной жидкости дросселируется в первую отпарную колонну 11, откуда отпаренный газ, обогащенный гелием, поступает во вторую отпарную колонну 12 и далее в блок получения гелиевого концентрата 19.demethanizer 16 as power. The vapor phase from the separator 8 is sent to complete condensation in heat exchangers 6, 7, after which the stream of supercooled liquid is throttled to the first stripping column 11, from where the stripped gas enriched with helium enters the second stripping column 12 and then to the helium concentrate production unit 19 .
С куба отпарной колонны 11 выводится метановая фракция высокого давления (МФВД), часть которой, частично испаряясь в теплообменнике 6, поступает на разделение в сепаратор третьей ступени 10, откуда жидкость поступает на первую тарелку деметанизатора 16 в качестве основной флегмы. Паровая фаза из сепаратора 10 смешивается с МФВД с верха деметанизатора 16, затем объединенный поток поступает на расширение в турбодетандеры 14 каждого или части модулей турбодетандерного агрегата 13. Перераспределение газового потока между модулями осуществляется последовательным открытием или закрытием регулирующих клапанов (на чертеже не показаны), подающих газ к турбодетандерам определенных модулей. Количество участвующих в процессе модулей зависит от расхода МФВД, поступающей на расширение в турбодетандеры. Так, если расход МФВД превышает номинальное расчетное значение турбодетандера 14 более чем на 25%, то необходимо задействовать турбодетандер 14 следующего модуля турбодетандерного агрегата 13. В случае же снижения расхода МФВД будут поочередно исключаться из процесса турбодетандеры путем соответствующего открывания и закрывания регулирующих вентилей. Расширенная метановая фракция объединенным потоком проходит через теплообменники 5 и 2, охлаждая потоки поступившего на установку природного газа.From the cube of the stripping column 11, a high-pressure methane fraction (MPHE) is discharged, part of which, partially evaporating in the heat exchanger 6, is fed to the separation in the separator of the third stage 10, from where the liquid enters the first plate of the demethanizer 16 as the main reflux. The vapor phase from the separator 10 is mixed with MFVD from the top of the demethanizer 16, then the combined stream is fed to the expansion of the turboexpander 14 of each or part of the modules of the turboexpander unit 13. The gas flow between the modules is redistributed by sequentially opening or closing the control valves (not shown in the drawing), feeding gas to turbo expanders of specific modules. The number of modules involved in the process depends on the MFVD flow rate, which is expanded into turbo expanders. So, if the MFVD flow rate exceeds the nominal calculated value of the turbo-expander 14 by more than 25%, then it is necessary to use the turbo-expander 14 of the next module of the turbo-expander unit 13. If the MFVD's flow rate decreases, the turbo-expanders will be excluded from the process by opening and closing the control valves accordingly. The expanded methane fraction in a combined stream passes through heat exchangers 5 and 2, cooling the flows of natural gas received at the plant.
Оставшаяся часть кубовой жидкости отпарной колонны 11 дросселируется и после рекуперации холода в теплообменниках 7, 6, 5, 2 объединяется с потоком метановой фракции после расширения, компримируется в турбокомпрессоре 15 турбодетандерного агрегата 13 и выводится с установки. В деметанизаторе 16, 17 осуществляется ректификация смеси углеводородов с получением метановой фракции в качестве дистиллята и фракции углеводородов The remaining part of the bottoms liquid of the stripping column 11 is throttled and, after the recovery of the cold in the heat exchangers 7, 6, 5, 2, is combined with the methane fraction stream after expansion, is compressed in the turbocompressor 15 of the turboexpander unit 13 and removed from the installation. In the demethanizer 16, 17, a hydrocarbon mixture is rectified to obtain a methane fraction as a distillate and a hydrocarbon fraction
С2+выше в качестве кубового остатка, отводимую на ректификацию в деэтанизатор 18 с получением в качестве дистиллята этановой фракции, а в качестве кубового остатка - широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).With 2 + higher as the bottom residue, taken away for rectification into the deethanizer 18 to obtain the ethane fraction as a distillate, and as the bottom residue - a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH).
Таким образом, использование предлагаемой полезной модели позволяет расширить интервал допустимых нагрузок на турбодетандерный агрегат в пределах ±25% от проектных значений с сохранением максимального значения изоэнтропийного КПД в диапазоне 75-85% и, соответственно, максимального количества вырабатываемого при этом низкотемпературного холода.Thus, the use of the proposed utility model allows us to expand the range of permissible loads on the turboexpander unit within ± 25% of the design values while maintaining the maximum value of isentropic efficiency in the range of 75-85% and, accordingly, the maximum amount of low-temperature cold generated during this.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008114026/22U RU77949U1 (en) | 2008-04-09 | 2008-04-09 | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008114026/22U RU77949U1 (en) | 2008-04-09 | 2008-04-09 | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU77949U1 true RU77949U1 (en) | 2008-11-10 |
Family
ID=46274067
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008114026/22U RU77949U1 (en) | 2008-04-09 | 2008-04-09 | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU77949U1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478569C1 (en) * | 2011-11-16 | 2013-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Method of extracting helium from natural gas |
RU2576428C1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-03-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for complex processing of natural hydrocarbon gas with high nitrogen content |
RU2680532C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2697208C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north |
RU2736682C1 (en) * | 2020-06-05 | 2020-11-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Natural gas preparation unit with helium extraction |
-
2008
- 2008-04-09 RU RU2008114026/22U patent/RU77949U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478569C1 (en) * | 2011-11-16 | 2013-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Method of extracting helium from natural gas |
RU2576428C1 (en) * | 2015-01-12 | 2016-03-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for complex processing of natural hydrocarbon gas with high nitrogen content |
RU2680532C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes with the use of turboexpander aggregate on the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
RU2697208C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to main condensate line, using turboexpander unit, in installations of low-temperature gas separation in areas of extreme north |
RU2736682C1 (en) * | 2020-06-05 | 2020-11-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Natural gas preparation unit with helium extraction |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
KR100289546B1 (en) | Natural gas liquefaction pretreatment method | |
RU2412147C2 (en) | Method of recuperating hydrogen and methane from cracking gas stream in low temperature part of ethylene synthesis apparatus | |
RU2502545C1 (en) | Method of natural gas processing and device to this end | |
JP6416264B2 (en) | Hydrocarbon gas treatment | |
EA028835B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
JP2015132464A (en) | Nitrogen removal with iso-pressure open refrigeration natural gas liquids recovery | |
KR20100085980A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
RU2382301C1 (en) | Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
EA004469B1 (en) | Method and installation for separating a gas mixture and gases obtained by said installation | |
EA017240B1 (en) | Plant and method for improved natural gas liquids recovery | |
EA003854B1 (en) | Method of separating a hydrocarbon stream | |
RU77949U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS | |
RU2010145329A (en) | METHOD AND INSTALLATION FOR LIQUIDATION OF HYDROCARBON FLOW | |
US20130255311A1 (en) | Simplified method for producing a methane-rich stream and a c2+ hydrocarbon-rich fraction from a feed natural-gas stream, and associated facility | |
RU2688533C1 (en) | Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method | |
RU2286377C1 (en) | Method of the low-temperature separation of the hydrocarbon gas | |
CA2764630C (en) | Hydrocarbon gas processing | |
RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
RU2720732C1 (en) | Method and system for cooling and separating hydrocarbon flow | |
RU2736682C1 (en) | Natural gas preparation unit with helium extraction | |
RU106341U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS | |
RU101787U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS | |
RU44801U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS | |
RU49609U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20130410 |
|
NF1K | Reinstatement of utility model |
Effective date: 20141220 |
|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20160410 |