Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности

Изобретение относится к газовой промышленности. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает: звено сепарации и замера природного газа 101, звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода 103, звено осушки природного газа 104, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105, звено сжижения природного газа 106, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, звено компримирования хладагента 108, звено хранения СПГ 109, звено отгрузки СПГ 110, звено компримирования отпарного газа 111. Комплекс дополняют звеньями 201-208, которые полностью соответствует звеньям 101-108. В состав комплекса включают: звено дегазации СПГ 209, включающее ёмкость дегазации для сброса давления СПГ, доведения температуры СПГ до требуемой и удаления избыточного количества отпарных газов, а также насосы для подачи СПГ в звено хранения СПГ 109, звено компримирования отпарного газа 210, предусматривающее возврат отпарного газа из звена дегазации СПГ 209 в звено сжижения природного газа 206 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени - до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени - до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 203, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 206 и хранения СПГ 109. Техническим результатом является синхронизация производительности комплекса и системы закачки СПГ в газовозы. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности может быть использован в газовой промышленности.

Природный газ как в настоящее время, так и в обозримом будущем является одновременно наиболее экологически чистым видом топлива и ценным сырьем для газохимических предприятий. Российская Федерация занимает первое место в мире по разведанным запасам природного газа и его добыче. Учитывая современное снижение объема закупок природного газа, транспортируемого в европейские страны по системе магистральных трубопроводов, необходимо развитие иных путей транспорта природного газа, так как значительная часть мощных газовых месторождений расположена в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока, а дефицит топлива сохраняется в странах тихоокеанского региона. Одним из наиболее перспективных направлений экспорта природного газа является морской транспорт сжиженного природного газа (далее СПГ) на специализированных судах.

Известен интегрированный способ сжижения природного газа и выделения жидкости из природного газа, включающий охлаждение потока исходного сырья, содержащего легкие углеводороды, в одном или более теплообменниках, где указанный исходный поток охлаждается и частично конденсируется за счет косвенного теплообмена, поступает в газожидкостной холодный сепаратор с разделением на верхний газообразный и нижний жидкий потоки, которые далее поступают в фракционирующую систему с ректификационными колоннами разделения легких фракций и тяжелых фракций (а) или колонну-деметанизатор (б), при этом верхний газообразный поток вводят в нижнюю часть ректификационной колоны, разделяющей легкие фракции, (а) или в верхнюю часть колонны-деметанизатора (б), а нижний жидкий поток вводят в среднюю часть ректификационной колонны, разделяющей тяжелые фракции, (а) или среднюю часть колонны-деметанизатора (б), вывод газовых и жидкостных потоков из фракционирующей системы осуществляют соответственно с верха и низа фракционирующих колонн (а) или колонны-деметанизатора (б), при этом если система фракционирования имеет легкий и тяжелый остатки фракционирующих колонн, то кубовый поток жидкости из нижней части колонны разделения легких фракций вводят в верхнюю часть ректификационной колонны разделения тяжелых фракций (а) (патент US 20140182331, МПК F25J 3/02, заявлен 30.12.2013 г., опубликован 03.07.2014 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) отсутствие очистки природного газа от паров воды и диоксида углерода, осложняющих эксплуатацию оборудования;

2) отсутствие связи с дальнейшей системой транспорта СПГ, накладывающее ограничения на значения параметров товарного продукта (температура и давление);

3) отсутствие системы утилизации природного газа и его компонентов, необходимой при их аварийных сбросах, а также при последующем хранении СПГ в резервуарах.

Известен комплекс хранения сжиженного природного газа, содержащий криогенные емкости с сжиженным природным газом и атмосферный испаритель, блок запорно-предохранительной и контрольно-измерительной аппаратуры, а также криогенный насос высокого давления, обеспечивающий подачу сжиженного природного газа из емкостей в испаритель и размещенный внутри сооружения котлованного типа из железобетона, имеющего сверху песчаную обсыпку и разделенного на два помещения теплоизолированной стенкой, в одном из которых, оборудованном линией сброса избыточного давления с обратным клапаном, расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос высокого давления, а в другом расположен атмосферный испаритель, через который проходит линия подачи атмосферного воздуха с компрессором, направленная после испарителя в помещение, где расположены емкости сжиженного природного газа и криогенный насос, а линия природного газа с запорно-регулирующей арматурой проходит от емкостей сжиженного природного газа через испаритель и направлена к потребителям (патент на изобретение RU 2446344, МПК F17C 03/00, заявлен 24.01.2011 г., опубликован 27.03.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) невозможность регулирования качества СПГ из-за отсутствия соответствующей аппаратуры для его очистки, например, для удаления корродирующих компонентов или компонентов с низкой теплотворной способностью;

2) жесткая связь работы комплекса хранения СПГ с графиками поставки природного газа, расход которого является независимым параметром, усложняющим управление комплексом.

Известен способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации, согласно которому природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, очищают от примесей и компримируют перед разделением газа на технологический и продукционный потоки, технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, при этом технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, а жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (патент на изобретение RU 2541360, МПК F25J 01/00, заявлен 20.02.2014 г., опубликован 10.02.2015 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) неэффективное отделение тяжелых углеводородов от природного газа в сопловом аппарате детандера по причине реализации однократной конденсации на одном псевдоконтактном устройстве, когда большая часть тяжелых углеводородов остается в газовом потоке и далее безвозвратно теряется как потенциальное газохимическое сырье;

2) узкая направленность изобретения со сжижением небольшой части природного газа, поступающего в одну из газораспределительных станций г. Екатеринбурга и транспортируемого далее в сжиженном виде потребителю автотранспортом, что не позволяет использовать разработанные решения для сжижения больших объемов природного газа.

Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки от меркаптанов природного газа, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов (патент на изобретение RU 2629047, МПК F25J 1/00, заявлен 17.10.2016 г., опубликован 24.08.2017 г.). Недостатками данного изобретения являются:

1) сложность синхронизации производительности комплекса и системы закачки СПГ в газовозы, поскольку необходимо длительное время для закачки СПГ в хранилища, когда не выполняется загрузка газовозов;

2) риск простаивания газовоза на рейде комплекса при недостаточной загрузке хранилищ СПГ, пока они не заполнятся до уровня, обеспечивающего выполнение штатной закачки СПГ в газовоз.

Задачей заявляемого изобретения является разработка комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа, обеспечивающего оптимальную взаимосвязь стадий производства и отгрузки СПГ с учетом графика передвижения газовозов.

Поставленная задача может быть решена за счет того, что комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:

- звено сепарации и замера природного газа 101, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование давления отсепарированного природного газа и регулирование температуры отсепарированного природного газа за счет подогрева теплоносителем;

- звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в СПГ;

- звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода, 103, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного СПГ и для исключения возможности появления твердых отложений;

- звено осушки природного газа 104, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110°С с периодической регенерацией цеолитов на стадии пуска за счет собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа, на стадии эксплуатации за счет отпарного газа и/или собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа;

- звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения очищенного и осушенного природного газа до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90°С в зависимости от содержания этих примесей в сырьевом природном газе посредством использования внешнего хладагента и/или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения СПГ;

- звено сжижения природного газа 106, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено циркуляции хладагента, представляющее собой замкнутый контур циркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента в звене компримирования хладагента 108 для обеспечения холодом звена сжижения природного газа 106;

- звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из сырьевого природного газа;

- звено компримирования хладагента 108, предусматривающее компрессор для сжатия хладагента;

- звено хранения СПГ 109 с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части СПГ в наземном исполнении и второй части СПГ в морском исполнении;

- звено отгрузки СПГ 110, предусматривающее подзвено - терминал наземного исполнения - для транспортировки СПГ до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено - терминал морского исполнения - для закачки СПГ из морского хранилища в газовоз;

- звено компримирования отпарного газа 111, предусматривающее возврат отпарного газа из хранилищ в звено сжижения природного газа 106 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени - до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени - до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 103, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 106 и хранения СПГ 109;

дополняют звеньями 201-208, которые полностью соответствуют звеньям 101-108, в единственном числе или в виде нескольких параллельных линий одинаковой мощности и следующими звеньями:

- звеном дегазации СПГ 209, включающим ёмкость дегазации для сброса давления СПГ, доведения температуры СПГ до требуемой и удаления избыточного количества отпарных газов, а также насосы для подачи СПГ в звено хранения СПГ 109;

- звеном компримирования отпарного газа 210, предусматривающим возврат отпарного газа из звена дегазации СПГ 209 в звено сжижения природного газа 206 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени - до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени - до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 203, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 206 и дегазации СПГ 209.

Дополнение комплекса звеньями 201-208 формирует, по крайней мере, вторую, а при необходимости и третью линию выработки СПГ, благодаря их соответствию звеньям 101-108 удается существенно снизить затраты на проектирование, исполнение рабочих чертежей оборудования и его изготовление, монтаж аппаратуры и ее обвязки. Вторая и третья линии выработки СПГ позволят в два-три раза увеличить выпуск СПГ и приблизить производственную мощность комплекса к потенциальным возможностям портового терминала и транспортировки СПГ газовозами.

Звено дегазации СПГ 209 обеспечивает достижение необходимых для хранения и транспортировки параметров СПГ за счет его частичного испарения и перекачку СПГ, выработанного на второй линии, в звено хранения СПГ 109 первой линии, обеспечивая ускорение заполнения хранилищ. Выделившийся в звене дегазации СПГ 209 отпарной газ направляется в звено компримирования отпарного газа 210 и далее вовлекается в сжижение природного газа, а также частично используется на технологические нужды самого комплекса в качестве топлива.

Целесообразно при исполнении звеньев 201-208 в виде нескольких параллельных линий звенья 201-205 и 207 предусмотреть едиными для всех параллельных линий, что уменьшит число технологических объектов и упростит управление комплексом в целом. При этом звенья 201-208 могут быть выполнены с учетом обеспечения большей мощности, чем звенья 101-108.

Полезно, чтобы звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 205, кроме удаления тяжёлых углеводородов С5 и выше, также обеспечивало выработку компонентов хладагента как для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 207, так и для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, что повышает вариативность работы комплекса в целом.

Целесообразно также предусмотреть подачу отпарного газа из звена компримирования отпарного газа 111 в звено очистки природного газа от ртути и метанола 202 для обеспечения работы комплекса в период проведения ремонтных работ на звеньях 101-108, что обеспечивает полезное использование отпарного газа и непрерывные экспортные поставки СПГ.

Целесообразно для снижения затрат звенья очистки природного газа от ртути и метанола 102 и/или 202 и очистки природного газа от кислых примесей 103 и/или 203 объединить в одно звено с удалением метанола и кислых примесей в одной колонне с помощью водного раствора амина.

На чертеже приведена принципиальная схема одного из вариантов заявляемого комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности с использованием следующих обозначений:

1-30 - трубопровод;

31 - магистральный трубопровод;

101, 201 - звено сепарации и замера природного газа;

102, 202 - звено очистки природного газа от ртути и метанола;

103, 203 - звено очистки природного газа от кислых примесей;

104, 204 - звено осушки природного газа;

105, 205 - звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов C5 и выше;

106, 206 - звено сжижения природного газа;

107, 207 - звено хранения и компаундирования компонентов хладагента;

108, 208 - звено компримирования хладагента;

109 - звено хранения СПГ;

110 - звено отгрузки СПГ;

111, 210 - звено компримирования отпарного газа;

209 - звено дегазации СПГ.

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности включает в себя первую линию звеньев 101 -111 и вторую, параллельную первой, линию звеньев 201-210. Сырьевой природный газ из магистрального трубопровода 31 поступает параллельно по трубопроводам 1 и 17 с температурой 0-30°С и давлением до 11,0 МПа в звенья сепарации и замера природного газа 101 и 201, соответственно, где происходит удаление жидкостной пробки, а для отсепарированного природного газа обеспечивается поддержание давления на уровне не более 7,0 МПа и температуры на уровне не менее 14°С для стабильной работы остальных звеньев комплекса сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности. Отсепарированный природный газ далее по трубопроводам 2 и 18 направляют в звенья очистки природного газа от ртути и метанола 102 и 202, соответственно, где предварительно подогретый природный газ последовательно пропускают через адсорберы и промывочную колонну. Очищенный от ртути и метанола природный газ по трубопроводам 3 и 19 поступает в звенья очистки природного газа от кислых примесей 103 и 203, соответственно, где проходит колонну аминовой очистки, после чего охлаждается за счет последовательной передачи тепла потокам очищенного от ртути и метанола природного газа и отсепарированного природного газа. Очищенный от кислых примесей природный газ по трубопроводам 4 и 20 направляется в звено осушки природного газа 104 и 204, соответственно, где его пропускают через адсорберы для удаления с помощью молекулярных сит оставшейся воды до уровня, близкого к нулю.

Осушенный природный газ по трубопроводам 5 и 21 подают в звенья очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105 и 205, соответственно, где давление газа после предварительного охлаждения до температуры минус 30 - минус 90°С снижают посредством детандера до 2,0-3,5 МПа в зависимости от давления сырьевого природного газа, поступающего на комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности, отводимый из детандера природный газ фракционируют в ректификационных колоннах. После разделения в ректификационных колоннах из звеньев очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105 и 205 по трубопроводам 6 и 22 подготовленный природный газ подается в звенья сжижения природного газа 106 и 206, соответственно, а по трубопроводам 7 и 23 отводится стабильный конденсат.

Холодопроизводительность для звеньев сжижения природного газа 106 и 206 обеспечивается замкнутым контуром хладагента. Хранение индивидуальных веществ или их смесей, полученных со стороны или выделенных из сырьевого природного газа, и подготовка хладагента необходимого состава обеспечивается звеньями хранения и компаундирования компонентов хладагента 107 и 207, откуда по трубопроводам 15 и 29 осуществляется подпитка хладагента, непосредственно задействованного в звеньях сжижения природного газа 106 и 206. Из звеньев сжижения природного газа 106 и 206 хладагент по трубопроводам 14 и 27, соответственно, подается в звенья компримирования хладагента 108 и 208, где сжимается компрессором, и далее по трубопроводам 16 и 28 возвращается обратно в звенья сжижения природного газа 106 и 206, соответственно.

СПГ из звена сжижения природного газа 106 по трубопроводу 8 поступает в звено хранения СПГ 109, откуда по трубопроводу 11 отпарные газы, образующиеся при хранении СПГ, поступают в звено компримирования отпарного газа 111. СПГ из звена сжижения природного газа 206 по трубопроводу 24 поступает в звено дегазации СПГ 209, откуда по трубопроводу 25 отводятся отпарные газы в звено компримирования отпарного газа 210, а доведенный до требуемой температуры СПГ по трубопроводу 26 направляется на смешение с СПГ первой линии для подачи в звено хранения СПГ 109. Из звеньев компримирования отпарного газа 111 и 210 по трубопроводам 13 и 30 часть отпарного газа поступает в звенья очистки природного газа от кислых примесей 103 и 203, соответственно, для смешения с очищенным от кислых примесей природным газом. СПГ по трубопроводу 9 направляется в звено отгрузки СПГ 110, откуда выделившиеся отпарные газы по трубопроводу 12 поступают в звено компримирования отпарного газа 111, а СПГ по трубопроводу 10 закачивается в газовозы для транспорта потребителям.

Таким образом, заявленный комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности решает задачу разработки системы транспорта природного газа к потребителю за счет оптимизации взаимосвязей стадий производства и отгрузки СПГ с учетом графика передвижения газовозов.

1. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности, включающий объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности:

– звено сепарации и замера природного газа 101, предусматривающее прием жидкостных пробок, редуцирование давления отсепарированного природного газа и регулирование температуры отсепарированного природного газа за счет подогрева теплоносителем;

– звено очистки природного газа от ртути и метанола 102, предусматривающее удаление примеси ртути путем адсорбции и примеси метанола путем водной промывки и утилизации метанола с помощью инсинерации, для исключения коррозии алюминиевого оборудования и возможности появления твердых отложений в сжиженном природном газе (далее СПГ);

– звено очистки природного газа от кислых примесей, сероводорода и двуокиси углерода 103, предусматривающее абсорбцию кислых примесей с помощью абсорбента в виде водного раствора амина и последующую регенерацию насыщенного абсорбента, для обеспечения требований к качеству товарного СПГ и для исключения возможности появления твердых отложений;

– звено осушки природного газа 104, предусматривающее адсорбцию влаги цеолитами до температуры точки росы минус 110 °С с периодической регенерацией цеолитов на стадии пуска за счет собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа, на стадии эксплуатации за счет отпарного газа и/или собственного очищенного и осушенного и/или подготовленного природного газа;

– звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше 105, предусматривающее их низкотемпературное извлечение за счет охлаждения очищенного и осушенного природного газа до температуры в диапазоне от минус 30 до минус 90 °С в зависимости от содержания этих примесей в сырьевом природном газе посредством использования внешнего хладагента и/или за счет расширения природного газа в детандере с последующим его сжатием до величины давления, обеспечивающего противодавление процесса сжижения и хранения СПГ;

– звено сжижения природного газа 106, содержащее подзвено непосредственно сжижения, состоящее из одного или более последовательно соединенных змеевиков в теплообменнике, размещенном в едином герметичном корпусе, и подзвено циркуляции хладагента, представляющее собой замкнутый контур циркулирующего хладагента, имеющего определенное содержание индивидуальных компонентов, с проведением компримирования этого хладагента в звене компримирования хладагента 108 для обеспечения холодом звена сжижения природного газа 106;

– звено хранения и компаундирования компонентов хладагента 107, представляющих собой индивидуальные вещества или их смеси, полученные со стороны или выделенные из сырьевого природного газа;

– звено компримирования хладагента 108, предусматривающее компрессор для сжатия хладагента;

– звено хранения СПГ 109 с исполнением, принимаемым в зависимости от топографии местности, береговой зоны и глубин морского дна в одном из трех вариантов: наземное исполнение с размещением в резервуарах, морское исполнение с размещением в резервуарах на плавучем судне или на гравитационной платформе, смешанное исполнение с размещением части СПГ в наземном исполнении и второй части СПГ в морском исполнении;

– звено отгрузки СПГ 110, предусматривающее подзвено – терминал наземного исполнения – для транспортировки СПГ до закачки в контейнеры и/или в морское хранилище и/или газовоз и подзвено – терминал морского исполнения – для закачки СПГ из морского хранилища в газовоз;

– звено компримирования отпарного газа 111, предусматривающее возврат отпарного газа из хранилищ в звено сжижения природного газа 106 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени – до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени – до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 103, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 106 и хранения СПГ 109;

отличающийся тем, что комплекс дополняют звеньями 201-208, которые полностью соответствует звеньям 101-108, в единственном числе или в виде нескольких параллельных линий одинаковой мощности, а также в состав комплекса включают следующие звенья:

– звено дегазации СПГ 209, включающее ёмкость дегазации для сброса давления СПГ, доведения температуры СПГ до требуемой и удаления избыточного количества отпарных газов, а также насосы для подачи СПГ в звено хранения СПГ 109;

– звено компримирования отпарного газа 210, предусматривающее возврат отпарного газа из звена дегазации СПГ 209 в звено сжижения природного газа 206 за счет его трехступенчатого сжатия: на первой ступени в компрессоре с атмосферного давления до 1,0-1,5 МПа, на второй ступени – до 2,0-3,0 МПа, на третьей ступени – до 6,0-8,0 МПа, после которой часть отпарного газа направляют на смешение с очищенным от кислых примесей природным газом со звена очистки природного газа от кислых примесей 203, а другую часть отпарного газа используют в качестве топлива на собственные нужды комплекса для исключения накопления азота и других примесей в звеньях сжижения природного газа 206 и хранения СПГ 109.

2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что при исполнении звеньев 201-208 в виде нескольких параллельных линий звенья 201-205 и 207 предусматриваются едиными для всех параллельных линий.

3. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звенья 201-208 обеспечивают мощность больше, чем звенья 101-108.

4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов C5 и выше 205 дополнительно обеспечивает выработку компонентов хладагента для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 207 и/или для звена хранения и компаундирования компонентов хладагента 107.

5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что отпарной газ направляют из звена компримирования отпарного газа 111 в звено очистки природного газа от ртути и метанола 202 в период проведения ремонтных работ на звеньях 101-108.

6. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что звенья очистки природного газа от ртути и метанола 102 и/или 202 и очистки природного газа от кислых примесей 103 и/или 203 объединяют в одно звено с удалением метанола и кислых примесей в одной колонне с помощью водного раствора амина.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области сжижения или отверждения газов, а именно к способам и технологическим процессам получения сжиженного природного газа. Способ производства сжиженного природного газа включает разделение сырьевого потока природного газа на технологический и продукционный потоки.

Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию может быть использован в газовой промышленности. Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию включает: трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку 100; газоперерабатывающий блок 200; трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300; блок производства сжиженного природного газа (далее СПГ) 400; после звена 201 сырьевой природный газ делят на два потока: первый поток (поток I) в количестве, обеспечивающем производительность блока производства СПГ 400, последовательно проходит звено 202, звено 203/1 и звено 204/1 и полностью подготовленный к сжижению направляется в звено 401 с предварительным повышением давления в звене 205/1, второй поток (поток II) последовательно проходит звено 203/2 и звено 204/2, откуда выводится осушенный природный газ для последующей подачи после компримирования в звене 205/2 в виде товарного природного газа, подготовленного к подаче в магистральный газопровод, в трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300 через звено 206, при этом этановую фракцию из звена 204/2 направляют в звено 207 и далее на газохимическое производство или объединяют с этановой фракцией из звена 204/1 для получения смесевой товарной этановой фракции, подаваемой через звено 209 на газохимическое производство, потоки ШФЛУ, поступающие из звеньев 204/1 и 204/2, объединяют в звене 208 для очистки от меркаптанов и метанола и разделения на пропановую фракцию, частично направляемую через звено 209 на газохимическое производство, бутановую фракцию и ПГФ.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано в процессах сжижения природного газа как на компрессорных станциях, так и на газораспределительных станциях магистральных газопроводов. Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления заключается в том, что компримированный газ с выхода основного компрессора охлаждают в теплообменниках, редуцируют и направляют в промежуточный сепаратор, продукционный поток из которого охлаждают в теплообменниках, редуцируют и направляют в основной сепаратор.

Изобретение относится к области хранения сжиженного природного газа (СПГ), в частности к обеспечению утилизации отпарного газа из резервуара СПГ, и может быть использовано в криогенной газовой промышленности. Способ включает хранение сжиженного природного газа в резервуаре.

Изобретение относится к области технологии сжижения, хранения и газификации природного газа и может быть применено при переработке природного газа. Способ заключается в том, что поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки.

Изобретение относится к охлаждению отпарного газа. Устройство (10) для охлаждения газа естественной отпарки для установки (12) по производству энергии, в частности, на борту судна включает основную цистерну (14) для хранения сжиженного газа, включающую в себя первый выпускной патрубок для газа естественной отпарки (45), средство (170) для охлаждения сжиженного газа, вспомогательную цистерну (30) для охлажденного сжиженного газа, выполненную с возможностью хранения сжиженного газа, охлаждаемого средством охлаждения, первый контур (40) теплообмена, включающий впускной патрубок, выполненный с возможностью соединения с первым выпускным патрубком основной цистерны с целью циркуляции газа естественной отпарки в контуре.

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано в газовой промышленности для сжижения природного газа. Предложена установка, включающая дожимной компрессор 2, блок очистки и осушки 3, многопоточный теплообменник 4, интегрированную холодильную машину с многокомпонентным хладагентом, включающую компрессор 5, холодильник 1 и редуцирующее устройство 6, а кроме того, редуцирующее устройство 7, сепаратор 8, компрессор 9.

Установка 100 производства СПГ, образованная из множества контейнерных блоков 10 сжижения природного газа. Каждый контейнерный блок 10 сжижения природного газа может производить предварительно заданное количество СПГ, например до 0,3 млн.

Предложен модуль для завода по переработке природного газа, имеющий высокую степень интеграции оборудования, а также имеющий прочность в соответствии с риском. Модуль (M) для завода по переработке природного газа включает в себя: сооружение (30), вмещающее группу оборудования (6), образующую часть завода по переработке природного газа; и здание (50), вмещающее по меньшей мере одно из устройства электропитания или устройства вывода информации управления.

Изобретение относится к области теплотехники и может быть использовано в сплит-системах сжижения природного газа со смешанным хладагентом. Раскрыта сплит-система сжижения природного газа со смешанным хладагентом («MR»), в которой компрессоры MR низкого давления («LP») и среднего давления («MP») приводятся в действие первой газовой турбиной, а пропановый компрессор и компрессор MR высокого давления («HP») приводятся в действие второй газовой турбиной.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может найти применение на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) при их новом строительстве или техническом перевооружении на более энергетически эффективное оборудование. Система производства экологически чистого топлива подключена к ТЭЦ, оборудованной парогазовой установкой и использующей в качестве топлива топливный газ от газораспределительной станции. Система содержит блок производства сжиженного природного газа, блок производства водорода методом электролиза, два, но не ограничиваясь этим, газомасляных теплообменника, один, но не ограничиваясь этим, детандер с электрогенератором и блок подготовки воды для фильтрации и очистки потока конденсата от водоуловителей градирни. Газомасляные теплообменники и детандер соединены между собой последовательно и подсоединены на линии поступления топливного газа. Электрогенератор детандера связан электрической связью с блоком производства сжиженного природного газа и с блоком производства водорода, а блок подготовки воды подключен к выходу водоуловителей градирни и соединен трубопроводами подвода, отвода потока конденсата с электролизером блока производства водорода. Оба газомасляных теплообменника подсоединены к системам маслообеспечения газовой и теплофикационной паровой турбин, а также к системе отвода дымовых газов котла-утилизатора теплоэлектроцентрали. Задача изобретения - организация производства экологически чистого топлива: сжиженного природного газа и водорода при эксплуатации ТЭЦ с парогазовой установкой, повышение энергетической эффективности и в целом эффективности работы такой ТЭЦ. 1 ил.
Наверх