WO2023249510A1 - Комплекс по производству сжиженного природного газа на основаниях гравитационного типа - Google Patents

Комплекс по производству сжиженного природного газа на основаниях гравитационного типа Download PDF

Info

Publication number
WO2023249510A1
WO2023249510A1 PCT/RU2022/000332 RU2022000332W WO2023249510A1 WO 2023249510 A1 WO2023249510 A1 WO 2023249510A1 RU 2022000332 W RU2022000332 W RU 2022000332W WO 2023249510 A1 WO2023249510 A1 WO 2023249510A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
lng
gas
mixed refrigerant
cdp
sgc
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/000332
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Леонид Викторович МИХЕЛЬСОН
Валерий Николаевич РЕТИВОВ
Сергей Геннадьевич СОЛОВЬЕВ
Original Assignee
Публичное акционерное общество "НОВАТЭК"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2022116595A external-priority patent/RU2778589C1/ru
Application filed by Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" filed Critical Публичное акционерное общество "НОВАТЭК"
Publication of WO2023249510A1 publication Critical patent/WO2023249510A1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants

Definitions

  • the invention relates to production facilities and can be used to create complexes for the production of liquefied natural gas (LPG) based on gravity in the coastal and offshore zones.
  • LPG liquefied natural gas
  • LNG plants liquefied natural gas plants
  • a common technical solution is the LNG production complex, which is a floating installation for the production, treatment and liquefaction of natural gas, storage and shipment of LNG.
  • a floating LNG production, storage and offloading unit FLNG
  • FLNG floating LNG production, storage and offloading unit
  • Such floating installations are not used in waters with severe ice conditions due to the inability to provide reliable positioning necessary for connection with underwater pipeline fittings in conditions of ice movement, therefore the use of LNG plants on a floating basis is limited to the development of shelf fields in ice-free seas.
  • the productivity of floating installations is limited by their size; they can accommodate no more than one production line, which requires the placement of a full set of main and auxiliary equipment to ensure the operation of this line and at the same time limits the ability to reserve critical equipment.
  • GBS gravity-based LNG plant
  • US 2016/0231050 A1 published 08/11/2016
  • the LNG production equipment is located on the upper deck of the gravity-type base
  • the plant's capacity is ensured by placing additional equipment on pre-designated sections of the top slab of the OGBS and/or by additional technological installations on separate foundations installed on the seabed or on the shore near the OGBS, on which most of the process equipment is located.
  • the disadvantages of this design are as follows.
  • the LNG plant contains three gravity-type bases (GTP), each GTP contains a technological line for liquefying natural gas using a mixed refrigerant, including gas condensate stabilization units, mercury removal units, acid gas removal and gas drying units, and a wide fraction of light hydrocarbons (NGL) separation unit ) and a liquefaction unit and a fractionation unit for obtaining mixed refrigerant components from natural gas liquids, each CDP contains at least one LNG storage tank and at least one stabilized gas condensate (SGC) storage tank, and each CGS contains at least At least one tank for each mixed refrigerant component, in addition, each CDP has a berth for loading LNG and SGC.
  • GTP gravity-type bases
  • each GTP contains a technological line for liquefying natural gas using a mixed refrigerant, including gas condensate stabilization units, mercury removal units, acid gas removal and gas drying units, and a wide fraction of light hydrocarbons (NGL) separation unit ) and a liquefaction
  • the disadvantage of this structure is the duplication of technological equipment on all three production lines, as well as the inability to use the equipment of each of the production lines to reserve equipment for the production complex as a whole.
  • the proposed invention solves the technical problem of equipment duplication at LNG production complexes consisting of two or more production lines, each of which is located on a separate CDP.
  • the technical result achieved by the invention is to ensure the ability to eliminate excessive duplication of equipment by creating uniform technical systems for the entire complex.
  • Special cases of the complex also make it possible to provide the necessary redundancy of critical systems due to the ability to use equipment located on one of the CDPs to ensure the operation of production lines on other CDPs.
  • LPG liquefied natural gas
  • CDPs on each of which there is a technological line for liquefying natural gas using a mixed refrigerant, including installations for receiving and preparing raw gas, gas condensate stabilization installations, drying installations gas and mercury removal, installations for the separation of a wide fraction of light hydrocarbons (NGL), a system for the preparation and compression of refrigerants and a liquefaction installation.
  • NNL light hydrocarbons
  • the process line includes a fractionation unit for obtaining mixed refrigerant components from natural gas liquids, and in at least one corresponding GBS there is at least one reservoir for each component of the mixed refrigerant.
  • Each CDP contains at least one LNG storage tank. In at least one CDP there is at least one tank for storing stabilized gas condensate (SGC). At least one CDP has a berth for loading LNG and SGC into tankers.
  • SGC stabilized gas condensate
  • At least one reservoir for each component of the mixed refrigerant is connected by pipelines to systems for the preparation and compression of refrigerants of all technological lines with the formation of a single system for replenishing components of mixed refrigerants
  • at least one storage tank for SGC is connected by pipelines with condensate stabilization units of all process lines with the formation of a single system for storage and shipment of SGC
  • LNG storage tanks are connected to each other by pipelines to form a single system LNG storage and shipment.
  • the complex may contain two CDPs, wherein said fractionation unit is located on one or each of the two process lines, and at least one reservoir for each mixed refrigerant component is located in one or each of the two CDPs.
  • the complex may contain at least three CDPs, with said fractionation units located on at least two process lines and at least one reservoir for each mixed refrigerant component located on at least two corresponding CDPs.
  • At least one storage tank for the SGC is located on one or each of the two CDPs.
  • At least one storage tank for the SGC is located on at least two CDPs.
  • the complex contains at least three CDPs
  • berths for LNG and SGC loading are available at at least two CDPs.
  • Each process line may include a nitrogen system, including an air separation unit, a tank for nitrogen storage and a nitrogen evaporator, wherein one of the process lines also includes a backup air separation unit, and the nitrogen systems are connected by pipelines to form a single nitrogen supply system.
  • a nitrogen system including an air separation unit, a tank for nitrogen storage and a nitrogen evaporator, wherein one of the process lines also includes a backup air separation unit, and the nitrogen systems are connected by pipelines to form a single nitrogen supply system.
  • Each process line may include air compressor installations, with two process lines including a backup air compressor installation, and the air compressor installations are connected by pipelines to form a single compressed air supply system.
  • Each process line may include an air dryer unit, with two process lines including a backup air dryer unit and the air dryer units connected by piping to form a single dry air system.
  • each power station includes gas turbine generators (GTG), and two power stations include backup GTG, one at each power station.
  • GTG gas turbine generators
  • Figure 1 shows a diagram of the industrial complex at the CDP
  • the complex for the production of liquefied natural gas (LNG) on gravity-type bases (GTT) is a set of technological, engineering and auxiliary equipment for the production, storage and shipment of LNG and SGC.
  • the complex may consist of two or more technological lines located on gravity-type foundations (GTT).
  • each production line 1 (2, 3) together with the corresponding CDP 4 (5, 6) is a fully factory-ready device, which is manufactured at a specialized enterprise and delivered to the location by towing in a floating state.
  • Process line 1 (2) at CDP 4 (5) can be equipped with berth 7 (8) for loading products onto tankers (Fig. 2).
  • CDP 4-6 are installed at specialized quays on specially prepared bases 22 at the bottom of the water body (Fig. 3, 4).
  • Technological lines 1-3 at OGT 4-6 are connected to each other through pipelines and cables laid along racks 9, which ensures the integration of technological lines 1-3 into a single production complex.
  • Each CDP is also connected to the shore through overpasses and bridges, which ensures the laying of communications to the shore without the use of underwater pipelines and/or extensive surface overpasses, easy access to the production complex and the possibility of quick evacuation personnel.
  • Location close to the coastline ensures simpler and cheaper integration with onshore facilities, including hydrocarbon deposits, which are the source of raw materials for the production complex.
  • Each production line 1-3 represents a top structure located on the CDP 4-6 - technological equipment in a modular design (Fig. 2, 3 and 4).
  • the main technological installations at which the sequence of technological operations for the preparation and liquefaction of gas are carried out are (Fig. 2): installation 28 of reception facilities, including installations for receiving and preparing raw gas and a gas condensate stabilization installation, gas drying installation 29 and mercury removal installation 30 , NGL recovery unit 31 and fractionation unit 32, gas liquefaction unit 33, mixed refrigerant compressor units 34 and 35, boil-off gas compressor units 36, fuel gas unit 37 and coolant system unit 38.
  • the main technological installations located on opposite sides of the CDP, as well as the power plant 43, emergency diesel generators 44, nitrogen system installation 45, air compressor installations 46 and air dryer installations 47 are connected by pipelines, cable routes and bridges through connecting modules 39-42.
  • OGT 4-6 is a three-dimensional reinforced concrete structure that serves as a storage facility for mined and processed raw materials, as well as auxiliary substances and materials, serving as the basis for the upper structure - technological line 1-3 and intended for installation at the bottom of a water body under the influence of its own weight.
  • the central part 12 of the CDP has the shape of a rectangular parallelepiped and has an upper plate 13 (Figs. 3 and 4).
  • the central and protruding parts 12 and 14 of the CDP have a common lower foundation slab 15, and the height of the protruding part 14 is less than the height of the central part 12 of the CDP.
  • the central part 12 of the CDP is divided into compartments by vertical longitudinal and transverse walls 16. Some of the compartments, for example, compartments 17 and 18, are used for storing products - LNG and SGC, and some of the compartments, for example, compartments 19, 20 and 21, are used to accommodate water ballast .
  • the protruding part 14 of the CDP is divided by vertical walls, perpendicular to its outer walls, into compartments 20, which are located along the perimeter of the CDP and are also included in the ballast system.
  • GTS 4-6 has the ability to be in a floating state when transported across water areas to the installation site of an integrated production complex and can withstand the effects of ice in water areas with ice conditions.
  • the transition of GBS 4-6 from a floating state to a stationary state at the installation site on the base 22 is ensured by filling the ballast compartments 19, 20 and 21 with water.
  • bottom fastening 23 in the form of gabions or other products for a similar purpose can be installed on the bottom around the CDP 4-6 (Fig. 3).
  • the technological process of the complex for the production of LNG at the CDP does not differ fundamentally from the processes for liquefying gas using mixed refrigerant, which are used at onshore plants.
  • Each technological line for liquefying natural gas using a mixed refrigerant contains an installation of 28 receiving facilities, including equipment for receiving and preparing raw gas, as well as stabilizing gas condensate.
  • Raw gas and condensate from the field are supplied through pipelines through overpass 9 to the installation of 28 receiving facilities, where raw gas is received and pressure is regulated, separation from condensed liquids (hydrocarbons and water), and removal of carbon dioxide, hydrogen sulfide, methanol and other impurities from the raw gas , as well as stabilization of gas condensate.
  • Stabilized gas condensate is stored in a tank with a capacity of about 75 thousand m3 (Fig. 3). At least one concrete compartment with dimensions of 135 x 30 x 30 m is used as a storage tank for the SGC, the enclosing structures of which act as a protective barrier. SGC storage is carried out in a “wet” way, on a water cushion. In this case, the bottom layer of the stored product, about one meter thick, is considered as a mixing zone, which ensures guaranteed separation of water and stored product during cargo operations.
  • compartment 18 A slight excess pressure is created in compartment 18 (compared to normal atmospheric pressure) due to a nitrogen cushion in the upper part of the compartment, which prevents the penetration of air into the compartment and eliminates the possibility of the formation of a fire and explosive gas mixture with vapors of stored hydrocarbon products.
  • the storage and loading system of the SGK (Fig. 5) is common to the entire technological complex; condensate can be pumped between at least two process lines through onshore pipelines, so the reservoir (tanks) for storing the SGK may not be located in each CDP. If the complex contains two CDPs, the storage tanks for the SGC can be located in one of them or in both.
  • the specified storage tanks for the SGK are located in at least two GCS, and in this example only in the GCS 4 and 5, where the SGK is supplied for storage from the third process line 3, where there are no tanks for condensate storage.
  • the prepared raw gas is sequentially supplied to the gas drying unit 29 and the mercury removal unit 30, where mercury, moisture and methanol residues are removed from the raw gas, after which the gas is supplied to the wide fraction of light hydrocarbons (NGL) separation unit 31.
  • NNL light hydrocarbons
  • At least one production line houses a NGL fractionation unit 32.
  • the ethane, propane, and butane produced from it are used to replenish the components of the mixed refrigerant.
  • the system 48 for feeding mixed refrigerant components is common to the entire technological complex. Refrigerant components can be transferred between process lines via onshore pipelines. If there are two CDPs and two technological lines in the complex, the fractionation unit can be placed on either one or both technological lines. In the case of at least three technological lines, it is sufficient to place the installations fractionation on at least two of them.
  • fractionation units are located on the first and second process lines 1 and 2 (Fig. 6), in which hydrocarbons separated from gas are fractionated to produce ethane, propane and butane fractions. The remaining stabilized heavy hydrocarbons are supplied to the SGC storage tanks - compartments 18.
  • OGBS To store the components of the mixed refrigerant in at least one OGBS, in the case of at least three OGHSs - in at least two OGBSs, and in this example, in the first and second OGBSs 4 and 5, separate tanks 27 are provided, at least one each for each component of the mixed refrigerant, from which the mixed refrigerant components are recharged on all three technological lines 1-3, including on the technological line 3, where fractionation installations and storage tanks for mixed refrigerant components are not provided (Fig. 6). NGLs extracted at the third OGBS 6 are returned to the prepared gas flow to the liquefaction unit or sent to NGL fractionation units located at OGBS 4 or 5.
  • reservoirs for each mixed refrigerant component can be located in one or two OGHSs, on which the fractionation unit(s) is installed.
  • the fractionation unit(s) In the case of at least three CDPs, having fractionators and tanks for each mixed refrigerant component on at least two trains (1 and 2) allows for redundancy of this critical equipment. All reservoirs 27 for each mixed refrigerant component are connected by pipelines to the refrigerant preparation and compression systems of all process lines to form a single recharge system 48 for mixed refrigerant components.
  • the prepared gas is supplied to liquefaction unit 33, where three spiral heat exchangers are located in series, in which the gas is cooled, followed by throttling and production of a liquefied fraction (LNG) and boil-off gas.
  • LNG liquefied fraction
  • Gas cooling in heat exchangers is carried out using three mixed refrigerants of different compositions, which are mixtures of nitrogen, methane, ethane, propane and butane.
  • Liquefied gas enters LNG storage tanks 25 located in each CDP 4-6.
  • the LNG storage tanks 25 are connected to each other by pipelines to form a single LNG storage and shipment system.
  • the LNG storage and loading system (Fig. 7, 10) is common to the entire production complex; LNG can be pumped between tanks 25 in different CDPs through onshore pipelines, which makes it possible to make maximum use of the total capacity of the tanks.
  • each CDP 4-6 there is at least one, preferably two tanks 25 for storing LNG with a capacity of 115 thousand m3.
  • the total volume of tanks 25 as part of the production complex is about 690 thousand m3.
  • Membrane-type tanks are used to store LNG.
  • a reservoir 25 is installed inside the concrete compartment 17 (Fig. 3, 4), consisting of a metal membrane made of stainless steel or invar (iron-nickel alloy), separated from the concrete structures by a layer of thermal insulation.
  • the thermal insulation layer is located directly on the upper and intermediate base plates 13 and 26 and the CDP walls 16, transferring the loads from the tank 25 and the LNG contained therein to the specified enclosing structures.
  • the slabs and walls of the CDP are the supporting structures of the membrane tanks 25, forming a single structure with them.
  • the bottom and side surfaces of the membrane tanks 25 contain a secondary barrier in the form of an additional membrane installed inside the thermal insulation layer.
  • Tanks for storing ethane which is a component of the mixed refrigerant, have a similar membrane design, but a smaller volume.
  • CDPs 4 and 5 one ethane tank with a capacity of about 1.2 thousand m3 each is installed (Fig. 3, 6).
  • reservoirs 27 for each mixed refrigerant component inside the CDP is made as close as possible to the corresponding process plants in which these components are used, which allows optimizing the lengths and weights of pipelines, electrical heating cables and insulation.
  • the preparation and compression of the refrigerant is carried out in mixed refrigerant compressor units 34 and 35 (Fig. 2).
  • Each of the three mixed refrigerant refrigeration cycles is equipped with two parallel lines A and B in the form of two separate units, each with a capacity of 50% of the full. This allows the production complex to operate at 50% capacity even if half of the compressor units are turned off.
  • the compressors on each of the installations are made of two on one shaft and on one frame.
  • Each such pair of compressors is driven by one gas turbine drive, which reduces the number of gas turbine drives, while all drives have the same power and are completely unified, which simplifies their operation and repair.
  • ethane, propane and butane are used, which are extracted from natural gas liquids in fractionation units 32 and stored in tanks 27 at CDPs 1 and 2 to provide make-up.
  • Methane replenishment is provided by prepared feed gas and boil-off gas.
  • Nitrogen for refrigerant replenishment is produced in a complex nitrogen system installation 45, including air separation units 49 with air cleaning and drying systems, liquid nitrogen storage tanks 50 and liquid nitrogen evaporators 51 (Fig. 8).
  • process line 1 is equipped with integrated air separation units 49 in a 2x100% configuration (one unit in operation, one in reserve), while process lines 2 and 3 are equipped with air separation units 49 in a 1x100% configuration.
  • nitrogen is used to create an inert environment and gas cushions, purge, compressor seals, and also as a backup source of purge gas.
  • the boil-off gas which is generated in the liquefaction unit 33, in the LNG storage tanks 25, and during LNG loading - also in the tanks of the gas carrier, is supplied to the installation of 36 boil-off gas compressors, which compresses and distributes the boil-off gas.
  • Part of the boil-off gas is used to prepare fuel gas in unit 37, the main consumer of which is gas turbines installed at the power plant and at mixed refrigerant compressor plants.
  • the power supply system is common to the entire production complex (Fig. 9).
  • the basis of the system is gas turbine power plants 43 as part of each technological line 1-3.
  • GTG gas turbine generators 52
  • two GTG 52 are installed at power plants 43, as part of technological lines 1 and 2, three gas turbine generators 52 (GTG) are installed, including two in operation and one in reserve, and at technological line 3, two GTG 52 are installed.
  • GTG gas turbine generators 52
  • Gas turbines are equipped with waste heat recovery units, which are used to heat the coolant in the coolant system unit 38.
  • the backup source of power supply is emergency diesel generators 44.
  • the integration of power plants 43 of three technological lines into a single power supply system using cables passing along overpass 9 makes it possible to ensure redundancy of power generation according to the N+2 scheme.
  • 46 air compressor installations are provided for process lines 1 and 2 in a 3 x 50% configuration (two in operation, one in reserve), while 46 air compressor installations for process line 3 are provided in a 2 x 50% configuration (Fig. 10). . Redundancy of air compressor installations of process line 3 is carried out due to the reserve capacities of process lines 1 and 2. Installations of 47 air dryers are provided on each production line, while two of them have backup air dryer installations. On process lines 1 and 2, these installations are provided in a 3 x 50% configuration (two in operation, one in reserve), while the air dryer installations in process line 3 are provided in a 2 x 50% configuration (Fig. 11).
  • Redundancy of the complete installation of 47 air dryers of process line 3 is carried out due to the capacity of the reserve installations of 47 air dryers of process lines 1 and 2.
  • the dried air is used to pressurize gas turbine engines and provide buffer air for the couplings of gas turbine drives of mixed refrigerant compressors.
  • LNG is shipped to tankers for liquefied gas transportation through berths 7 and 8, which are not provided on all technological lines, in particular, on technological lines 1 and 2 and CDP 4 and 5 (Fig. 1). Shipping of SGK is carried out through the same berths 7 and 8. Products are shipped from process line 3 through berths on process lines 1 and 2 via the LNG and SGC storage and loading systems.
  • Berths 7, 8 for loading are integrated with the structure of GBS 4, 5 and the topside.
  • fenders and a technological platform with stands and other marine and technological equipment are installed, ensuring the loading of LNG and SGC.
  • On the berth side of the CDP there are mooring devices for mooring the tanker.
  • a bottom fastening 23 can be provided to protect the bottom soil from being washed away by the propellers of ships (Fig. 3).
  • Technological lines 1-3 are connected to each other by cable routes and pipelines laid along overpass 9 on the pier embankment. Through the same overpass 9, the production complex is connected to the field and other facilities located on the shore.
  • Tanks for storing mixed refrigerant components 8. Installation of receiving facilities 9. Gas drying installation 0. Mercury removal installation 1. Installation of coal filter extraction unit 2. Fractionation installation 3. Gas liquefaction installation 4. Installation of mixed refrigerant compressors (line A)5. Installation of mixed refrigerant compressors (line B)6. Installation of boil-off gas compressors 7. Installation of fuel gas 8. Installation of coolant system 9. Connection module (1) 0. Connection module (2) 1. Connection module (3) . Connection module (4) 3. Power plant. Emergency diesel generators 5. Nitrogen systems installation 6. Air compressor installations 7. Air dryer installations 8. Mixed refrigerant components recharge system. Air separation unit 0. Nitrogen storage tank 1. Nitrogen evaporator. Gas turbine generator. Quay quay. Bottom of the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in the water area 5. Water level in

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) содержит основания гравитационного типа (ОГТ) с технологическими линиями сжижения природного газа. В ОГТ расположены: резервуары для каждого компонента смешанного хладагента, при этом технологическая линия ОГТ включает установку фракционирования для получения компонентов смешанного хладагента из широкой фракции легких углеводородов; резервуар для хранения стабилизированного газового конденсата (СГК); причал для отгрузки СПГ и СГК в танкеры. В каждом ОГТ расположен резервуар для хранения СПГ. По одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента из каждого ОГТ соединены трубопроводами с системами подготовки и сжатия хладагентов всех технологических линий с образованием единой системы подпитки компонентами смешанных хладагентов. Резервуар для хранения СГК соединен трубопроводами с установками стабилизации конденсата всех технологических линий с образованием единой системы хранения и отгрузки СГК. Резервуары для хранения СПГ соединены друг с другом трубопроводами с образованием единой системы хранения и отгрузки СПГ. Изобретение позволяет исключить избыточное дублирование оборудования за счет создания единых для всего комплекса технических систем по производству СПГ.

Description

КОМПЛЕКС ПО ПРОИЗВОДСТВУ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОСНОВАНИЯХ ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к производственным сооружениям и может быть использовано при создании комплексов по производству сжиженного природного газа (СНГ) на основании гравитационного типа в прибрежной и морской зоне.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В настоящее время существует несколько видов производственных комплексов по переработке углеводородного сырья в прибрежной и морской зоне, в частности, заводов по сжижению природного газа (заводов СПГ) на плавучих и гравитационных основаниях.
Распространенным техническим решением является производственный комплекс СПГ, который представляет собой плавучую установку для добычи, подготовки и сжижения природного газа, хранения и отгрузки СПГ. Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки СПГ (FLNG) применяется для разработки морских месторождений природного газа и устанавливается в море, непосредственно на месторождении посредством якорной и/или швартовной системы. Такие плавучие установки не применяются в акватории с тяжелыми ледовыми условиями из-за невозможности обеспечить надежное позиционирование, необходимое для соединения с подводной трубопроводной арматурой, в условиях подвижек льда, поэтому применение заводов СПГ на плавучем основании ограничено разработкой шельфовых месторождений в незамерзающих морях. Кроме того, производительность плавучих установок ограничена их размерами, на них помещается не более одной технологической линии, что требует размещения полного набора основного и вспомогательного оборудования для обеспечения работы этой линии и в тоже время ограничивает возможности по резервированию критически важного оборудования.
Примером завода СПГ на основании гравитационного типа (ОГТ) может служить прибрежный завод для производства, хранения и отгрузки СПГ (US 2016/0231050 А1, опубликовано 11.08.2016), в котором оборудование для производства СПГ расположено на верхней палубе основания гравитационного типа, а увеличение мощности завода обеспечивается за счет размещения дополнительного оборудования на заранее предусмотренных участках верхней плиты ОГТ и/или за счет дополнительных технологических установок на отдельных основаниях, установленных на дне моря или на берегу поблизости от ОГТ, на котором расположена большая часть технологического оборудования. Недостатки данной конструкции заключаются в следующем.
1. Большие размеры ОГТ для размещения дополнительного оборудования.
2. Размещение оборудования, составляющего единую производственную линию, в нескольких местах, что увеличивает длину коммуникаций и затрудняет эксплуатацию завода.
3. Дублирование оборудования при увеличении мощности завода.
4. Невозможность использовать оборудование каждой из производственных линий для резервирования оборудования производственного комплекса в целом.
Наиболее близкой к предложенному комплексу является завод СПГ на трех основаниях гравитационного типа (ОГТ), на каждом из которых размещена отдельная производственная линия (Проект «Арктик СПГ 2». Оценка воздействия на окружающую среду, социально- экономическую среду, здоровье населения. Резюме нетехнического характера. Подготовлено: Ramball CIS. Август 2020 г, стр. 10-12. http://arcticspg.ru/%D0%A0%D0%B5%D0%B7%Dl%8E%D0%BC%D0% B5%20%D0%BD%D0%B5%D 1 %82%D0%B5%D 1 %85%D0%BD%D0%B 8%Dl%87%D0%B5%Dl%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE%20 %D 1 %85%D0%B0%D 1 %80%D0%B0%D0%BA%D 1 %82%D0%B5%D 1 % 80%D0%B0/Arctic%20LNG%202%20NTS%20v3 final%20report RUS cl ean.pdf). Завод СПГ содержит три основания гравитационного типа (ОГТ), на каждом ОГТ расположена технологическая линия сжижения природного газа с применением смешанного хладагента, включающая установки стабилизации газового конденсата, установки удаления ртути, удаления кислых газов и осушки газа, установки выделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и установку сжижения и установку фракционирования для получения компонентов смешанного хладагента из ШФЛУ, в каждом ОГТ расположены по меньшей мере один резервуар для хранения СПГ и по меньшей мере один резервуар для хранения стабилизированного газового конденсата (СГК), а также в каждом ОГТ расположено по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента, кроме того, на каждом ОГТ имеется причал для отгрузки СПГ и СГК.
Недостатком данного сооружения является дублирование технологического оборудование на всех трех производственных линиях, а также невозможность использовать оборудование каждой из производственных линий для резервирования оборудования производственного комплекса в целом.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагаемое изобретение решает техническую проблему дублирования оборудования на комплексах по производству СПГ, состоящих из двух и более технологических линий, каждая из которых размещена на отдельном ОГТ. Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в обеспечении возможности исключить избыточное дублирование оборудования за счет создания единых для всего комплекса технических систем. Частные случаи выполнения комплекса также позволяют обеспечить необходимое резервирование критически важных систем за счет возможности использовать оборудование, расположенное на одном из ОГТ, для обеспечения работы производственных линий на других ОГТ.
Технический результат достигается комплексом по производству сжиженного природного газа (СНГ), содержащим по меньшей мере два ОГТ, на каждом из которых расположена технологическая линия сжижения природного газа с применением смешанного хладагента, включающая установки приема и подготовки сырьевого газа, установки стабилизации газового конденсата, установки осушки газа и удаления ртути, установки выделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), систему подготовки и сжатия хладагентов и установку сжижения. При этом по меньшей мере на одном ОГТ технологическая линия включает установку фракционирования для получения компонентов смешанного хладагента из ШФЛУ и по меньшей мере в одном соответствующем ОГТ расположено по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента. В каждом ОГТ расположен по меньшей мере один резервуар для хранения СПГ. По меньшей мере в одном ОГТ расположен по меньшей мере один резервуар для хранения стабилизированного газового конденсата (СГК). По меньшей мере на одном ОГТ имеется причал для отгрузки СПГ и СГК в танкеры.
Согласно изобретению, по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента соединены трубопроводами с системами подготовки и сжатия хладагентов всех технологических линий с образованием единой системы подпитки компонентами смешанных хладагентов, по меньшей мере один резервуар для хранения СГК соединен трубопроводами с установками стабилизации конденсата всех технологических линий с образованием единой системы хранения и отгрузки СГК, резервуары для хранения СПГ соединены друг с другом трубопроводами с образованием единой системы хранения и отгрузки СПГ.
Возможны следующие частные случаи исполнения комплекса.
Комплекс может содержать два ОГТ, при этом указанная установка фракционирования расположена на одной или каждой из двух технологической линии, а по меньшей мере один резервуар для каждого компонента смешанного хладагента расположен в одном или каждом из двух ОГТ.
Комплекс может содержать по меньшей мере три ОГТ, при этом указанные установки фракционирования расположены по меньшей мере на двух технологических линиях и по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента расположены по меньшей мере на двух соответствующих ОГТ.
В случае, когда комплекс содержит два ОГТ, по меньшей мере один резервуар для хранения СГК расположен на одном или каждом из двух ОГТ.
В случае, когда комплекс содержит по меньшей мере три ОГТ, по меньшей мере один резервуар для хранения СГК расположен по меньшей мере на двух ОГТ.
Также в случае, когда комплекс содержит по меньшей мере три ОГТ, причалы для отгрузки СПГ и СГК имеются по меньшей мере на двух ОГТ.
Каждая технологическая линия может включать систему азота, включающую воздухоразделительную установку, резервуар для хранения азота и испаритель азота, при этом одна из технологических линий включает также резервную воздухоразделительную установку, а системы азота соединены трубопроводами с образованием единой системы снабжения азотом.
Каждая технологическая линия может включать установки воздушных компрессоров, при этом две технологические линии включают резервную установку воздушных компрессоров, а установки воздушных компрессоров соединены трубопроводами с образованием единой системы снабжения сжатым воздухом.
Каждая технологическая линия может включать установку осушителей воздуха, при этом две технологические линии включают резервную установку осушителей воздуха, а установки осушителей воздуха соединены трубопроводами с образованием единой системы осушенного воздуха.
Целесообразно размещать электростанцию на каждом ОГТ, при этом все электростанции соединены кабелями с образованием единой системы электроснабжения, каждая электростанция включает газотурбинные генераторы (ГТГ), а две электростанции включают резервные ГТГ, по одному на каждой электростанции.
ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 показана схема производственного комплекса на ОГТ
На фиг. 2 - схема технологической линии на ОГТ, вид сверху
На фиг. 3 - поперечный разрез по А-А на фиг. 1
На фиг. 4 - продольный разрез по Б-Б на фиг. 1
На фиг. 5 - схема системы хранения и отгрузки СГК
На фиг. 6 - схема системы фракционирования ШФЛУ и подпитки компонентов смешанного хладагента
На фиг. 7 - схема системы хранения и отгрузки СПГ
На фиг. 8 - схема системы азота На фиг. 9 - схема системы электроснабжения
На фиг. 10 - схема установок воздушных компрессоров
На фиг. 11 - схема установок осушителей воздуха
ПРИМЕРЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) на основаниях гравитационного типа (ОТТ) представляет собой совокупность технологического, инженерного и вспомогательного оборудования для производства, хранения и отгрузки СПГ и СГК. Комплекс может состоять из двух или более технологических линий, расположенных на основаниях гравитационного типа (ОТТ).
На чертежах приведен пример комплекса, который состоит из трех технологических линий 1, 2 и 3, каждая из которых размещена на отдельном ОГТ 4, 5 и 6 (фиг. 1). При этом каждая технологическая линия 1 (2, 3) вместе с соответствующим ОГТ 4 (5, 6) является устройством полной заводской готовности, которое изготавливается на специализированном предприятии и доставляется на место размещения методом буксировки в плавучем состоянии. Технологическая линия 1 (2) на ОГТ 4 (5) может быть оборудована причалом 7 (8) для отгрузки продукции на танкеры (фиг. 2). На месте размещения ОГТ 4-6 устанавливаются у специализированных причальных набережных на специально подготовленные основаниях 22 на дне водного объекта (фиг. 3, 4). Технологические линии 1-3 на ОГТ 4-6 соединяются между собой посредством трубопроводов и кабелей, проложенных по эстакадам 9, что обеспечивает интеграцию технологических линий 1-3 в единый производственный комплекс. Каждое ОГТ также соединяется с берегом посредством эстакад и мостиков, что обеспечивает прокладку коммуникаций на берег без применения подводных трубопроводов и/или протяженных надводных эстакад, лёгкий доступ к производственному комплексу и возможность быстрой эвакуации персонала. Размещение вблизи береговой линии обеспечивает более простую и дешевую интеграцию с береговыми объектами, в том числе с месторождением углеводородов, являющимся источником сырья для производственного комплекса.
На берегу вблизи от технологических линий 1-3 размещается факел 10 высокого давления и объекты 11 общезаводского хозяйства, которые являются общими для всего комплекса (фиг. 1).
Каждая технологическая линия 1-3 представляет собой расположенное на ОГТ 4-6 верхнее строение - технологическое оборудование в модульном исполнении (фиг. 2, 3 и 4). Основными технологическими установками, на которых осуществляется последовательность технологических операций по подготовки и сжижению газа, являются (фиг. 2): установка 28 приемных сооружений, включающая установки приема и подготовки сырьевого газа и установку стабилизации газового конденсата, установка 29 осушки газа и установка 30 удаления ртути, установка 31 выделения ШФЛУ и установка 32 фракционирования, установка 33 сжижения газа, установки 34 и 35 компрессоров смешанного хладагента, установка 36 компрессоров отпарного газа, установка 37 топливного газа и установка 38 системы теплоносителя.
Основные технологические установки, расположенные по противоположным сторонам ОГТ, а также электростанция 43, аварийные дизельные генераторы 44, установка 45 системы азота, установки 46 воздушных компрессоров и установки 47 осушителей воздуха соединяются трубопроводами, кабельными трассами и мостиками через соединительные модули 39-42.
ОГТ 4-6 представляет собой объемную железобетонную конструкцию, выполняющую функцию хранилища для добываемого и переработанного сырья, а также вспомогательных веществ и материалов, служащую основанием для верхнего строения - технологической линии 1-3 и предназначенную для установки на дне водного объекта под действием собственного веса. Центральная часть 12 ОГТ имеет форму прямоугольного параллелепипеда и имеет верхнюю плиту 13 (фиг. 3 и 4).
С боковых сторон центральной части 12 по всему периметру расположена выступающая часть 14 ОГТ с вертикальными внешними стенами. Центральная и выступающая части 12 и 14 ОГТ имеют общую нижнюю фундаментную плиту 15, а высота выступающей части 14 меньше высоты центральной части 12 ОГТ.
Центральная часть 12 ОГТ разделена на отсеки вертикальными продольными и поперечными стенами 16. Часть отсеков, например, отсеки 17 и 18, используются для хранения продукции - СПГ и СГК, а часть отсеков, например, отсеки 19, 20 и 21 - для размещения водяного балласта. Выступающая часть 14 ОГТ разделена вертикальными стенами, перпендикулярными ее внешним стенам, на отсеки 20, которые расположены по периметру ОГТ и также включены в балластную систему.
На верхней плите 13 ОГТ расположены железобетонные опоры 24, на которых установлены модули верхнего строения.
ОГТ 4-6 имеет способность находиться в плавучем состоянии при транспортировке по акватории на место установки интегрированного производственного комплекса и может выдержать воздействие льда в акватории с ледовым режимом. Переход ОГТ 4-6 от плавучего состояния к стационарному на месте установки на основание 22 обеспечивается за счет заполнения водой балластных отсеков 19, 20 и 21.
Во избежание размыва основания под ОГТ 4-6 и дна акватории, на дне вокруг ОГТ 4-6 может быть установлено крепление дна 23 в виде габионов или иных изделий аналогичного назначения (фиг. 3). Технологический процесс комплекса по производству СПГ на ОГТ не имеет принципиальных отличий от процессов по сжижению газа с применением смешанного хладагента, которые применяются на береговых заводах. Каждая технологическая линия для сжижения природного газа с применением смешанного хладагента содержит установку 28 приемных сооружений, включающую оборудование для приема и подготовки сырьевого газа, а также стабилизации газового конденсата. Сырьевой газ и конденсат с месторождения поступают по трубопроводам через эстакаду 9 на установку 28 приемных сооружений, где производится прием сырьевого газа и регулирование давления, сепарация от конденсированных жидкостей (углеводородов и воды), удаление из сырьевого газа двуокиси углерода, сероводорода, метанола и прочих примесей, а также стабилизация газового конденсата.
Стабилизированный газовый конденсат (СГК) поступает на хранение в резервуар емкостью около 75 тыс. м3 (фиг. 3). В качестве резервуара для хранения СГК используется по меньшей мере один бетонный отсек 18 размерами 135 х 30 х 30 м, ограждающие конструкции которого играют роль защитного барьера. Хранение СГК осуществляется «мокрым» способом, на водяной подушке. В этом случае, нижний слой хранимого продукта, толщиной около одного метра, рассматривается как зона смешивания, которая обеспечивает гарантированное разделение воды и хранимого продукта в ходе грузовых операций. В отсеке 18 создается небольшое избыточное давление (по сравнению с нормальным атмосферным давлением) за счет азотной подушки в верхней части отсека, что препятствует проникновению воздуха в отсек и исключает возможность формирования пожаро- и взрывоопасной газовой смеси с парами хранимой углеводородной продукции. При этом система хранения и отгрузки СГК (фиг. 5) является общей для всего технологического комплекса, конденсат может перекачиваться между по меньшей мере двумя технологическими линиями через береговые трубопроводы, поэтому резервуар (резервуары) для хранения СГК могут быть расположены не в каждом ОГТ. В случае если комплекс содержит два ОГТ, резервуары для хранения СГК могут находиться как в одном из них, так и в обоих. В случае по меньшей мере трех ОГТ указанные резервуары для хранения СГК находятся по меньшей мере в двух ОГТ, а в данном примере только в ОГТ 4 и 5, куда СГК поступает на хранение и с третьей технологической линии 3, где резервуаров для хранения конденсата нет.
Подготовленный сырьевой газ последовательно подается на установку 29 осушки газа и установку 30 удаления ртути, на которых из сырьевого газа удаляется ртуть, влага и остатки метанола, после чего газ поступает на установку 31 выделения широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ). На установке 31 выделения ШФЛУ из подготовленного газа перед подачей на сжижение выделяются этан, пропан, бутан и фракции СГК.
По меньшей мере на одной технологической линии размещена установка 32 фракционирования ШФЛУ. Полученные на ней этан, пропан, бутан используются для восполнения компонентов смешанного хладагента. При этом система 48 подпитки компонентами смешанного хладагента является общей для всего технологического комплекса. Компоненты хладагентов могут перекачиваться между технологическими линиями через береговые трубопроводы. В случае наличия в комплексе двух ОГТ и двух технологических линий установка фракционирования может быть размещена как на одной, так и на обеих технологических линиях. В случае по меньшей мере трех технологических линий достаточно разместить установки фракционирования по меньшей мере на двух из них. В данном примере установки фракционирования размещены на первой и второй технологических линиях 1 и 2 (фиг. 6), в которых выделенные из газа углеводороды фракционируются с получением фракций этана, пропана и бутанов. Оставшиеся стабилизированные тяжелые углеводороды подаются в резервуары для хранения СГК - отсеки 18.
Для хранения компонентов смешанного хладагента по меньшей мере в одном ОГТ, в случае по меньшей мере трех ОГТ - по меньшей мере в двух ОГТ, а в данном примере в первом и втором ОГТ 4 и 5 предусмотрены отдельные резервуары 27, по меньшей мере по одному для каждого компонента смешанного хладагента, из которых осуществляется подпитка компонентов смешанного хладагента на всех трёх технологических линиях 1-3, в том числе на технологической линии 3, где установки фракционирования и резервуаров для хранения компонентов смешанного хладагента не предусмотрено (фиг. 6). ШФЛУ, извлеченная на третьем ОГТ 6, возвращается в поток подготовленного газа на установку сжижения или направляется на установки фракционирования ШФЛУ, расположенные на ОГТ 4 или 5. В случае наличия двух ОГТ резервуары для каждого компонента смешанного хладагента могут быть расположены в одном или двух ОГТ, на которых установлена установка (установки) фракционирования. В случае по меньшей мере трех ОГТ наличие установок фракционирования и резервуаров для каждого компонента смешанного хладагента по меньшей мере на двух технологических линиях (1 и 2) позволяет обеспечить дублирование этого критически важного оборудования. Все резервуары 27 для каждого компонента смешанного хладагента соединены трубопроводами с системами подготовки и сжатия хладагентов всех технологических линий с образованием единой системы 48 подпитки компонентами смешанных хладагентов. Подготовленный газ подается на установку 33 сжижения, где последовательно расположены три спиральновитых теплообменника, в которых производится охлаждение газа с последующим дросселированием и получением сжиженной фракции (СПГ) и отпарного газа. Охлаждение газа в теплообменниках осуществляется за счет трех различных по составу смешанных хладагентов, представляющих собой смеси азота, метана, этана, пропана и бутана. Сжиженный газ поступает в резервуары 25 для хранения СПГ, расположенные в каждом ОГТ 4-6. Резервуары 25 для хранения СПГ соединены друг с другом трубопроводами с образованием единой системы хранения и отгрузки СПГ. Система хранения и отгрузки СПГ (фиг. 7, 10) является общей для всего производственного комплекса, СПГ может перекачиваться между резервуарами 25 в различных ОГТ через береговые трубопроводы, что позволяет максимально использовать суммарную ёмкость резервуаров.
Внутри каждого ОГТ 4-6 установлен по меньшей мере один, предпочтительно два резервуара 25 для хранения СПГ емкостью по 115 тыс. м3. Таким образом, суммарный объем резервуаров 25 в составе производственного комплекса составляет около 690 тыс. м3. Для хранения СПГ применяются резервуары мембранного типа. В этом случае внутрь бетонного отсека 17 устанавливается резервуар 25 (фиг. 3, 4), состоящий из металлической мембраны из нержавеющей стали или инвара (железоникелевого сплава), отделенной от бетонных конструкций слоем теплоизоляции. Слой теплоизоляции располагается прямо на верхней и промежуточной опорной плитах 13 и 26 и стенах 16 ОГТ, передавая нагрузки от резервуара 25 и содержащегося в нём СПГ на указанные ограждающие конструкции. Таким образом, плиты и стены ОГТ являются несущими конструкциями мембранных резервуаров 25, образуя единую конструкцию с ними. Для предотвращения утечек днище и боковые поверхности мембранных резервуаров 25 содержат вторичный барьер в виде дополнительной мембраны, установленной внутри слоя теплоизоляции.
Аналогичную мембранную конструкцию, но меньший объем, имеют резервуары для хранения этана, который является компонентом смешанного хладагента. В ОГТ 4 и 5 установлено по одному резервуару этана емкостью около 1,2 тыс. м3 каждый (фиг. 3, 6).
Для других компонентов смешанного хладагента - бутана и пропана, применяются самонесущие резервуары, установленные в отсеках ОГТ 4 и 5. На указанных двух ОГТ 4 и 5 установлено по одному резервуару для хранения бутана емкостью 280 м3 каждый и по одному резервуару для хранения пропана емкостью 280 м3 каждый (фиг. 3, 6).
Расположение резервуаров 27 для каждого компонента смешанного хладагента внутри ОГТ выполнено максимально близко к соответствующим технологическим установкам, в которых эти компоненты используются, что позволяет оптимизировать длины и массы трубопроводов, кабелей электрообогрева и изоляции.
Подготовка и сжатие хладагента осуществляется на установках компрессоров 34 и 35 смешанного хладагента (фиг. 2). Каждый их трех холодильных циклов смешанного хладагента оснащен двумя параллельными линиями А и Б в виде двух отдельных установок, мощностью по 50% от полной. Это позволяет производственному комплексу работать на мощности в 50% даже в случае отключения половины компрессорных установок.
При этом компрессоры на каждой из установок выполнены по два на одном валу и на одной раме. Каждая такая пара компрессоров приводится в движение от одного газотурбинного привода, что уменьшает количество газотурбинных приводов, при этом все приводы имеют одинаковую мощность и полностью унифицированы, что упрощает их эксплуатацию и ремонт.
Для производства хладагента используются этан, пропан и бутан, которые извлекаются из ШФЛУ на установках 32 фракционирования и хранятся в резервуарах 27 на ОГТ 1 и 2 для обеспечения подпитки. Подпитка метаном обеспечивается за счет подготовленного сырьевого газа и отпарного газа. Азот для подпитки хладагента производится на комплексной установке 45 системы азота, включающей воздухоразделительные установки 49 с системами очистки и осушки воздуха, резервуары 50 для хранения жидкого азота и испарители 51 жидкого азота (фиг. 8). При этом на технологической линии 1 предусматриваются комплексные воздухоразделительные установки 49 в конфигурации 2x100% (одна установка в работе, одна в резерве), в то время как технологические линиях 2 и 3 оснащены воздухоразделительными установками 49 в конфигурации 1x100%. Резервирование получения азота для всего технологического комплекса обеспечивается за счет технологической линии 1 и возможности перекачки азота между технологическими линиями. Помимо подпитки смешанного хладагента, азот применяется для создания инертной среды и газовых подушек, продувки, уплотнений компрессоров, а также в качестве резервного источника продувочного газа.
Отпарной газ, который образуется в установке 33 сжижения, в резервуарах 25 для хранения СПГ, а во время отгрузки СПГ - также в танках судна-газовоза, подается на установку 36 компрессоров отпарного газа, на котором осуществляется сжатие и распределение отпарного газа. Часть отпарного газа используется для подготовки в установке 37 топливного газа, основным потребителем которого являются газовые турбины, установленные на электростанции и на установках компрессоров смешанного хладагента. Система электроснабжения является общей для всего производственного комплекса (фиг. 9). Основой системы являются газотурбинные электростанции 43 в составе каждой технологической линии 1-3. При этом на электростанциях 43 в составе технологических линий 1 и 2 установлено по три газотурбинных генератора 52 (ГТГ), в том числе два в работе и один в резерве, а на технологической линии 3 два ГТГ 52. В ГТГ 52 электростанции и в турбинных приводах компрессоров смешанного хладагента применяются унифицированные газовые турбины, что упрощает и удешевляет эксплуатацию оборудования и его сервисное обслуживание. Газовые турбины оснащены установками утилизации отходящего тепла, которое используется для нагрева теплоносителя в установке 38 системы теплоносителя.
Резервным источником электроснабжения является аварийные дизельные генераторы 44. Объединение электростанций 43 трех технологических линий в единую систему энергоснабжения с помощью кабелей, проходящих по эстакаде 9, позволяет обеспечить резервирование электрогенерации по схеме N+2.
Аналогичный принцип резервирования применяется для воздушных компрессоров и осушителей воздуха, для чего системы подачи воздуха трех технологических линий соединяются между собой.
Установки 46 воздушных компрессоров предусматриваются для технологических линий 1 и 2 в конфигурации 3 х 50% (две в работе, одна в резерве), в то время как установки 46 воздушных компрессоров технологической линии 3 предусматриваются в конфигурации 2 х 50% (фиг. 10). Резервирование установок компрессоров воздуха технологической линии 3 осуществляется за счет резервных мощностей технологических линий 1 и 2. Установки 47 осушителей воздуха предусмотрены на каждой технологической линии, при этом на двух из них предусмотрены резервные установки осушителей воздуха. На технологических линиях 1 и 2 указанные установки предусматриваются в конфигурации 3 х 50% (две в работе, одна в резерве), в то время как установки осушителей воздуха технологической линии 3 предусматриваются в конфигурации 2 х 50% (фиг. 11). Резервирование комплектной установки 47 осушителей воздуха технологической линии 3 осуществляется за счет мощностей резервных установок 47 осушителей воздуха технологических линий 1 и 2. Осушенный воздух используется для нагнетания давления в газотурбинных двигателях и обеспечения буферного воздуха для муфт газотурбинных приводов компрессоров смешанного хладагента.
Отгрузка СПГ осуществляется в танкеры для перевозки сжиженного газа через причалы 7 и 8, которые предусмотрены не на всех технологических линиях, в частности, на технологических линиях 1 и 2 и ОГТ 4 и 5 (фиг. 1). Через эти же причалы 7, 8 осуществляется отгрузка СГК. Отгрузка продукции с технологической линии 3 осуществляется через причалы на технологических линиях 1 и 2 по системам хранения и отгрузки СПГ и СГК.
Причалы 7, 8 для отгрузки интегрированы с конструкцией ОГТ 4, 5 и верхнего строения. На выступающей части 14 с причальной стороны ОГТ установлены отбойные устройства и технологическая площадка со стендерами и иным морским и технологическим оборудованием, обеспечивающим отгрузку СПГ и СГК. На причальной стороне ОГТ размещены швартовные устройства для швартовки танкера. В акватории рядом с причалом 7, 8 может быть предусмотрено крепление дна 23, защищающее донный грунт от размыва винтами судов (фиг. 3).
Технологические линии 1-3 соединяются между собой кабельными трассами и трубопроводами, проложенными по эстакаде 9 на причальной набережной. Через эту же эстакаду 9 осуществляется соединение производственного комплекса с месторождением и другими объектами, расположенными на берегу.
НОМЕРА ПОЗИЦИЙ НА ЧЕРТЕЖАХ
1. Технологическая линия (верхнее строение ОГТ)
2. Технологическая линия (верхнее строение ОГТ)
3. Технологическая линия (верхнее строение ОГТ)
4. ОГТ
5. ОГТ
6. ОГТ
7. Причал для танкеров
8. Причал для танкеров
9. Соединительная эстакада
10. Факел высокого давления
11. Объекты общезаводского хозяйства
12. Центральная часть ОГТ
13. Верхняя плита центральной части ОГТ
14. Выступающая часть ОГТ
15. Фундаментная плита ОГТ
16. Вертикальная стена ОГТ
17. Отсек для хранения СПГ
18. Отсек для хранения СГК
19. Внутренние балластные отсеки
20. Внешние балластные отсеки
21. Внутренние балластные отсеки под промежуточной опорной плитой резервуара для хранения СПГ
22. Основание для установки ОГТ
23. Крепление дна
24. Опора верхнего строения
25. Резервуар для хранения СПГ
26. Опорная плита резервуара для хранения СПГ
27. Резервуары для хранения компонентов смешанного хладагента 8. Установка приемных сооружений 9. Установка осушки газа 0. Установка удаления ртути 1. У становка выделения ШФ ЛУ 2. Установка фракционирования 3. Установка сжижения газа 4. Установка компрессоров смешанного хладагента (линия А)5. Установка компрессоров смешанного хладагента (линия Б)6. Установка компрессоров отпарного газа 7. Установка топливного газа 8. У становка системы теплоносителя 9. Соединительный модуль ( 1 ) 0. Соединительный модуль (2) 1. Соединительный модуль (3) . Соединительный модуль (4) 3. Электростанция . Аварийные дизельные генераторы 5. Установка систем азота 6. Установки воздушных компрессоров 7. Установки осушителей воздуха 8. Система подпитки компонентов смешанного хладагента . Воздухоразделительная установка 0. Резервуар для хранения азота 1. Испаритель азота . Газотурбинный генератор . Причальная набережная . Дно акватории 5. Уровень воды в акватории

Claims

Формула изобретения
1. Комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ), содержащий по меньшей мере два основания гравитационного типа (ОГТ), на каждом ОГТ расположена технологическая линия для сжижения природного газа с применением смешанного хладагента, включающая установки приема и подготовки сырьевого газа, установки стабилизации газового конденсата, установки осушки газа и удаления ртути, установки выделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), систему подготовки и сжатия хладагентов и установку сжижения, при этом по меньшей мере на одном ОГТ указанная технологическая линия включает установку фракционирования для получения компонентов смешанного хладагента из ШФЛУ, и по меньшей мере в одном соответствующем ОГТ расположено по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента, в каждом ОГТ расположен по меньшей мере один резервуар для хранения СПГ, по меньшей мере в одном ОГТ расположен по меньшей мере один резервуар для хранения стабилизированного газового конденсата (СГК) и по меньшей мере на одном ОГТ имеется причал для отгрузки СПГ и СГК, отличающийся тем, что по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента соединены трубопроводами с системами подготовки и сжатия хладагентов всех технологических линий с образованием единой системы подпитки компонентами смешанных хладагентов, по меньшей мере один резервуар для хранения СГК соединен трубопроводами с установками стабилизации конденсата всех технологических линий с образованием единой системы хранения и отгрузки СГК, резервуары для хранения СПГ соединены трубопроводами с образованием единой системы хранения и отгрузки СПГ.
2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит два ОГТ, указанная установка фракционирования расположена на одной или каждой из двух технологической линии, а по меньшей мере один резервуар для каждого компонента смешанного хладагента расположен в одном или каждом из двух ОГТ.
3. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит по меньшей мере три ОГТ, а указанные установки фракционирования расположены по меньшей мере на двух технологических линиях и по меньшей мере по одному резервуару для каждого компонента смешанного хладагента расположены по меньшей мере на двух соответствующих ОГТ.
4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит два ОГТ, а по меньшей мере один резервуар для хранения СГК расположен на одном или каждом из двух ОГТ.
5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит по меньшей мере три ОГТ, а по меньшей мере один резервуар для хранения СГК расположен по меньшей мере на двух ОГТ.
6. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что содержит по меньшей мере три ОГТ, а причалы для отгрузки СПГ и СГК имеются по меньшей мере на двух ОГТ.
7. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что каждая технологическая линия включает систему азота, включающую воздухоразделительную установку, резервуар для хранения азота и испаритель азота, а одна из технологических линий включает также резервную воздухоразделительную установку, при этом системы азота соединены трубопроводами с образованием единой системы снабжения азотом.
8. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что каждая технологическая линия включает установки воздушных компрессоров, а две технологические линии включают резервную установку воздушных компрессоров, при этом установки воздушных компрессоров соединены трубопроводами с образованием единой системы снабжения сжатым воздухом.
9. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что каждая технологическая линия включает установку осушителей воздуха, а две технологические линии включают резервную установку осушителей воздуха, при этом установки осушителей воздуха соединены трубопроводами с образованием единой системы осушенного воздуха.
10. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что на каждом ОГТ расположена электростанция, и все электростанции соединены кабелями с образованием единой системы электроснабжения, при этом каждая электростанция включает газотурбинные генераторы (ГТГ), а две электростанции включают резервные ГТГ, по одному на каждой электростанции .
PCT/RU2022/000332 2022-06-20 2022-11-09 Комплекс по производству сжиженного природного газа на основаниях гравитационного типа WO2023249510A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2022116595A RU2778589C1 (ru) 2022-06-20 Интегрированный комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) на основаниях гравитационного типа (ОГТ)
RU2022116595 2022-06-20

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023249510A1 true WO2023249510A1 (ru) 2023-12-28

Family

ID=89380320

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/000332 WO2023249510A1 (ru) 2022-06-20 2022-11-09 Комплекс по производству сжиженного природного газа на основаниях гравитационного типа

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2023249510A1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2012207059A1 (en) * 2007-09-28 2012-08-16 Woodside Energy Limited Linked LNG production facility
US20160010916A1 (en) * 2013-03-27 2016-01-14 Woodside Energy Technologies Pty Ltd. Air-cooled modular lng production facility
US20160231050A1 (en) 2013-09-21 2016-08-11 Woodside Energy Technologies Pty Ltd Expandable lng processing plant

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2012207059A1 (en) * 2007-09-28 2012-08-16 Woodside Energy Limited Linked LNG production facility
US20160010916A1 (en) * 2013-03-27 2016-01-14 Woodside Energy Technologies Pty Ltd. Air-cooled modular lng production facility
US20160231050A1 (en) 2013-09-21 2016-08-11 Woodside Energy Technologies Pty Ltd Expandable lng processing plant

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
SERGEY CHERNYANSKY; IVAN SENCHENYA: "Otsenka vozdeistviya na okruzhayushchuyu sredu, sotsial'no-ekonomicheskuyu sredu, zdorov'e naseleniya [Assessment of impact on the environment, socio-economic environment, public health]", REZYUME NETEKHNICHESKOGO KHARAKTERA [NON-TECHNICAL SUMMARY], RAMBOLL CIS, RUSSIA, Russia, pages 1 - 65, XP009552500, Retrieved from the Internet <URL:https://arcticspg.ru/ustoychivoe-razvitie/raskrytie-informatsii/Arctic%20LNG%202%20NTS%20v3_final%20report_RUS_clean.pdf> [retrieved on 20230321] *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR100740078B1 (ko) 가스 저장 시스템 및 압축성 가스 저장 방법
US6994104B2 (en) Modular system for storing gas cylinders
US7914749B2 (en) Clathrate hydrate modular storage, applications and utilization processes
US7119460B2 (en) Floating power generation system
MX2013004205A (es) Metodos mejorados para el almacenamiento y transporte de gas natural en disolventes líquidos.
US20160231050A1 (en) Expandable lng processing plant
AU2012207059B2 (en) Linked LNG production facility
AU2007233572B2 (en) LNG production facility
RU2778589C1 (ru) Интегрированный комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) на основаниях гравитационного типа (ОГТ)
WO2023249510A1 (ru) Комплекс по производству сжиженного природного газа на основаниях гравитационного типа
AU2008219347B2 (en) Linked LNG production facility
RU2767575C1 (ru) Интегрированный комплекс по производству сжиженного природного газа (СПГ) на основании гравитационного типа (ОГТ)
Geist The role of LNG in energy supply
RU2762588C1 (ru) Интегрированный производственный комплекс на основании гравитационного типа (ОГТ)
RU2779235C1 (ru) Морской производственный комплекс по добыче, подготовке и переработке сырьевого газа c целью производства сжиженного природного газа, широкой фракции легких углеводородов и стабильного газового конденсата на основании гравитационного типа (ОГТ)
WO2005043030A1 (en) Liquefied natural gas storage structure having equipment platforms
KR102694831B1 (ko) Lng 재기화 시스템을 구비한 해상 구조물 및 그 제작 방법
WO2023244134A1 (ru) Морской производственный комплекс по добыче, подготовке и переработке сырьевого газа
WO2005043031A1 (en) Liquefied natural gas storage structure coupled to a distribution pipeline network
Varagka ‘Regulatory coupling of large and small scale LNG terminals in the light of the newest European clean fuel energy strategy’
WO2005045305A1 (en) Liquefied natural gas storage structure
Haselden LNG and world energy needs. Part 1: Gas liquefaction and world resources
KALMUTCHI TECHNICAL AND ECONOMIC ASPECTS OF DEVELOPMENTS IN NATURAL GAS LIQUEFACTION, HANDLING AND TRANSPORT
Habibullah et al. Cost reduction ideas for LNG terminals

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22948123

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1