способ сжижения природного газа

Формула изобретения

Способ сжижения природного газа, включающий разделение исходного потока природного газа на две части, одну из которых (основную) подают в линию, состоящую из последовательно установленных предварительного и рекуперативного теплообменников, в которых исходный поток охлаждают несконденсировавшимся в цикле природным газом, редуцирующего устройства и конденсатосборника, а другую часть подают в вихревую трубу, откуда образующийся холодный поток направляют в теплообменник для дополнительного охлаждения основной части исходного потока природного газа, отличающийся тем, что сжижение газа ведут попеременно в двух параллельных линиях, причем при работе одной из них горячий поток из вихревой трубы подают на отогрев теплообменников неработающей линии, а холодный поток из вихревой трубы направляют последовательно в рекуперативный и предварительный теплообменники.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к криогенной технике, а именно к способу сжижения природного газа.

Для получения сжиженного природного газа широко используются дроссельные ожижительные циклы с различными способами предварительного охлаждения природного газа.

Схематически эти процессы можно описать как циклы разомкнутого типа с использованием регенеративных теплообменников, в которых сжатый природный газ охлаждается до низких температур обратным потоком несконденсированного газа из конденсатосборника. После теплообменника холодный поток газа высокого давления дросселируется, жидкая фаза низкого давления отделяется и выводится из установки, а несжиженный газ низкого давления (близкого к атмосферному) направляется в теплообменник для рекуперации холода, а затем также выводится из установки.

Применительно к объектам, осуществляющим редуцирование уже предварительно сжатого природного газа, подаваемого по магистральным газопроводам - газоредуцирующим станциям и газоредуцирующим пунктам, наиболее простым и распространенным является способ, основанный на применении классического дроссельного цикла. Сжижение природного газа в нем основано исключительно на рекуперативной утилизации прямым потоком газа высокого давления холода несконденсировавшейся части природного газа (см. Иванцов О.М., Двойрис А.Д. Низкотемпературные газопроводы. - М.: Недра, 1980, с. 207-209). Технологически способ заключается в охлаждении газа в рекуперативном теплообменнике, дросселировании и разделении образующейся парожидкостной смеси в конденсатосборнике с выводом паров в рекуперативный теплообменник, а жидкости - потребителю.

Способ обладает рядом достоинств (низкая стоимость, простота реализации и регулировки параметров процесса), но характеризуется малым коэффициентом сжижения. Повышение эффективности процесса сжижения природного газа обычно достигается за счет введения в цикл дополнительных источников холодопроизводительности.

Известен также способ сжижения природного газа в каскадном цикле с использованием дополнительного холодильного контура на холодильном агенте (Одишария Г.Э. и др. Комплекс СПГ для регулирования газопотребления. Газовая промышленность, 1978, N 10, с. 35-37). Газ последовательно проходит системы очистки и осушки и далее систему теплообменных аппаратов, дросселируется и отводится потребителю. Для охлаждения и сжижения природного газа используется цикл на смешанном холодильном агенте, состоящем из азота и углеводородов с предварительным охлаждением в испарителе пропановой машины.

Недостатком указанного способа является наличие объемных и дорогих блоков адсорбционной осушки и очистки природного газа от примесей, необходимых для предотвращения периодической забивки теплообменников в процессе их эксплуатации кристаллогидратами и отложениями тяжелых углеводородов, содержащихся в природном газе.

На практике установки сжижения природного газа реализуются в виде двух параллельных линий блоков очистки с периодическим переключением с одной на другую. Это позволяет одну из них эксплуатировать, а вторую - регенерировать. В последнем случае отогрев осуществляется за счет внешнего источника теплого газа.

Им может быть, например, инертный газ (азот), для чего необходимо дополнительное дорогостоящее оборудование, а также значительная энергия на его подогрев, так как адсорбент необходимо нагреть до температуры 200 - 350^oC и выдерживать в течение нескольких часов.

Все это приводит к удорожанию себестоимости получаемого продукта.

Ближайшим аналогом заявляемого изобретения является способ сжижения природного газа, включающий разделение исходного потока природного газа на две части, одну из которых (основную) подают в линию, состоящую из последовательно установленных предварительного и рекуперативного теплообменников, в которых исходный поток охлаждается несконденсировавшимся в цикле природным газом, редуцирующего устройства и конденсатосборника, а другую часть подают в вихревую трубу, откуда образующийся холодный поток направляют в теплообменник для дополнительного охлаждения основной части исходного потока природного газа (см. патент RU 2127855, кл. F 25 J 1/00, 1999).

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение коэффициента сжижения природного газа.

Для достижения этого технического результата в способе сжижения природного газа, включающем разделение исходного потока природного газа на две части, одну из которых (основную) подают в линию, состоящую из последовательно установленных предварительного и рекуперативного теплообменников, в которых исходный поток охлаждается несконденсировавшимся в цикле природным газом, редуцирующего устройства и конденсатосборника, а другую часть подают в вихревую трубу, откуда образующийся холодный поток направляют в теплообменник для дополнительного охлаждения основной части исходного потока природного газа, сжижение газа ведут попеременно в двух параллельных линиях, причем при работе одной из них горячий поток из вихревой трубы направляют последовательно в рекуперативный и предварительный теплообменники.

Предлагается способ сжижения природного газа в цикле с использованием дополнительного внутреннего холодильного контура на базе вихревой трубы с использованием в качестве рабочего тела природного газа. Холодный поток вихревой трубы используется для предварительного охлаждения прямого потока газа высокого давления, а горячий - для регенерации теплообменных аппаратов, забившихся твердыми отложениями примесей, содержащихся в природном газе.

Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на фиг. 1.

Природный газ высокого давления подается на вход установки сжижения, состоящей из двух параллельных линий, одна из которых эксплуатируется (например, правая), а вторая в это время отогревается.

Далее газ, разделяясь на два потока, поступает, соответственно, в предварительный теплообменник 1 и на вход делящей вихревой трубы 2, где в результате вихревого эффекта происходит разделение входного потока на две части - холодную и горячую.

Холодный поток газа низкого давления с выхода вихревой трубы противотоком направляется последовательно в рекуперативный теплообменник 3 и в предварительный теплообменник 1, а горячий - поступает на отогрев теплообменников, не используемых в данный момент в работе установки. При этом предварительный и рекуперативный теплообменные аппараты могут прогреваться независимо.

Охлажденный в предварительном теплообменнике газ высокого давления проходит через рекуперативный теплообменник 3, где его температура дополнительно понижается за счет теплообмена с обратным потоком несконденсировавшегося газа низкого давления, и далее поступает на редуцирующее устройство (дроссель или вихревую трубу) 4, установленную в конденсатосборнике 5. В результате расширения давление и температура газа падают, что приводит к образованию жидкой фазы.

В конденсатосборнике жидкая фаза отделяется от паровой и выводится из установки, а несконденсировавшийся газ направляется последовательно в теплообменники 3 и 1 для охлаждения прямого потока газа высокого давления.

Температура горячего потока газа низкого давления на выходе из вихревой трубы по опытным данным на 40-55^oC превышает температуру газа на входе в нее. Данное обстоятельство позволяет параллельно с наработкой сжиженного природного газа с большой эффективностью использовать горячий поток для отогрева теплообменников, не используемых в данный момент в работе установки сжижения.

В результате вместо внешнего источника тепла используется тепло горячего потока вихревой трубы, что повышает термодинамическую эффективность процесса сжижения природного газа.

При этом существенно повышается надежность работы установки, появляется возможность не применять дорогостоящую предварительную очистку природного газа, отпадает необходимость в дополнительных энергозатратах на регенерацию адсорбента.

В варианте, представленном на фиг. 1, вихревая труба размещается на высокотемпературном уровне Т = 270-300 К. Вообще говоря, температура на входе в вихревую трубу может быть и ниже 270 К. Ее уменьшение позволяет получить прирост коэффициента сжижения за счет снижения температуры обратного потока, поступающего в теплообменник, что позволяет дополнительно охладить газ прямого потока.

Одним из вариантов практической реализации данного положения может быть подача природного газа высокого давления на вход вихревой трубы после прохождения им предварительного теплообменника. На фиг. 2 представлена соответствующая схема установки сжижения природного газа.

Нижний предел допустимой входной температуры для вихревой трубы, определяемый расчетом, составляет 240 К. При этом выполняется условие положительности температуры потока газа на выходе из горячего конца ВТ (Т = 275-320 К), что позволяет использовать его для отогрева теплообменных аппаратов.

Для подтверждения возможности осуществления изобретения ниже приводится его расчетное обоснование.

Уравнение теплового баланса работы вихревой трубы в расчете на 1 кг сжатого газа имеет вид

i_вх= i₁+(1-)i₂, (1)

где i_вх - энтальпия потока природного газа на входе в вихревую трубу;

i₁ - энтальпия потока природного газа на выходе холодного конца вихревой трубы;

i₂ - энтальпия потока природного газа на выходе горячего конца вихревой трубы.

Значение холодопроизводительности ВТ - Q_о может быть рассчитано по соотношению

Q_o= (i_вх-i₁) = _ад(i_вх-i_s), (2)

где _ад - коэффициент приближения к адиабатическому процессу расширения газа;

i_s - энтальпия газа при изоэнтропном расширении от Р_вх и Т_вх до Р_х и Т_х (т. е. при изменении состояния природного газа от значений технологических параметров на входе в ВТ до значений параметров газа на выходе холодного конца вихревой трубы).

Известно, что максимума Q_о достигает при относительной доле холодного потока газа (), выходящего из вихревой трубы, на уровне 0,55...0,6, а значение коэффициента _ад для большинства вихревых труб (трубы Ранка) находится в пределах 0,4-0,45.

В дальнейших расчетах будем полагать его равным _ад= 0,45.

Значение энтальпии холодного потока природного газа на выходе из вихревой трубы может быть получено из уравнения (3)

i₁= i_вх-_ад(i_вх-i_s). (3)

Из уравнений (1) и (3) может быть определена величина энтальпии горячего потока газа на выходе из вихревой трубы

i₂= i_вх+/(1-)_ад(i_вх-i_s). (4)

При доле потока, направляемого на вихревую трубу 0,5-0,6 от общего газового потока на входе в установку, и значении для вихревой трубы, равном 0,6-0,65, доля горячего потока в расчете на входной поток составит 0,2-0,25.

В диапазоне входных давлений от 6 до 3 МПа, выходных давлений от 0,4 до 0,5 МПа и температур газа на входе от 270 до 300 К значения температуры горячего потока на выходе вихревой трубы будут лежать в пределах 305-350 К, что дает возможность полного удаления накопившихся примесей потоком газа низкого давления без дополнительного его нагрева.

Этого вполне достаточно, чтобы за 0,4-1,0 часа отогреть до температуры окружающей среды теплообменный аппарат массой 2500 кг. При этом большая величина времени отогрева относится ко второму теплообменнику по ходу прямого потока газа высокого давления.

Приведенные результаты расчетов свидетельствуют о принципиальной возможности практической реализации предлагаемого способа.