RU2816779C1

RU2816779C1 - Natural gas cooling plant at compressor stations

Info

Publication number: RU2816779C1
Application number: RU2023125993A
Authority: RU
Inventors: Борис Николаевич Антипов; Анатолий Михайлович Короленок; Дамир Фидаилевич Закареев
Filing date: 2023-10-11
Publication date: 2024-04-05

Abstract

FIELD: transportation of natural gas.

SUBSTANCE: invention relates to transportation of natural gas and is intended to reduce temperature of transported gas after compression in gas compressor unit before its supply to main gas line. Plant for cooling natural gas at compressor stations comprises placed on the process pipeline: a pumped gas flow divider into two parts, gas pumping unit and liquid-gas ejector installed on the branch pipe section connected to one of their outputs of the flow divider, turboexpander with load in form of electric current generator and tank for liquefied natural gas with discharge branch pipe for non-condensed gas component. Flow divider is installed before gas pumping unit. Tank for liquefied natural gas by means of a discharge branch pipe, with a pump installed on it, is connected to a nozzle of ejecting liquid of a liquid-gas ejector, to nozzle of ejected gas of which a discharge branch pipe for non-condensed gas component is connected.

EFFECT: providing supply of gas with low temperature and pressure to the turboexpander and reducing gas temperature after the supercharger without loss of its pressure and volumetric flow rate.

1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области транспортировки природного газа и предназначено для снижения температуры транспортируемого газа после сжатия в нагнетателе газоперекачивающего агрегата перед подачей его в магистральный газопровод.The invention relates to the field of natural gas transportation and is intended to reduce the temperature of the transported gas after compression in the supercharger of a gas pumping unit before supplying it to the main gas pipeline.

Известна система охлаждения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода, выполненная на базе теплообменных аппаратов воздушного охлаждения и обеспечивающая снижение температуры газа за счет его теплообмена с атмосферным воздухом (А.Ф. Калинин Технологии промысловой подготовки и магистрального транспорта природного газа. - М.: МПА-Пресс, 2007. - с. 170).There is a known cooling system for natural gas at the compressor station of a main gas pipeline, made on the basis of air-cooled heat exchangers and providing a decrease in gas temperature due to its heat exchange with atmospheric air (A.F. Kalinin Technologies for field preparation and main transportation of natural gas. - M.: MPA -Press, 2007. - p. 170).

Недостатком известного решения является необходимость использования большого количества электроэнергии для привода вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения, невозможность охлаждения газа до температуры ниже температуры атмосферного воздуха, а также трудоемкость и сложность технического обслуживания указанных аппаратов.The disadvantage of the known solution is the need to use a large amount of electricity to drive the fans of air-cooling devices, the impossibility of cooling the gas to a temperature below the ambient air temperature, as well as the labor intensity and complexity of maintenance of these devices.

Также известно устройство для охлаждения природного газа после компрессорных станций, включающее аппарат воздушного охлаждения, рекуперативный теплообменник, нагнетатель, энергоразделительное устройство и дожимной компрессор (RU 2155303, 1999 г.).A device for cooling natural gas after compressor stations is also known, including an air cooler, a recuperative heat exchanger, a supercharger, an energy separation device and a booster compressor (RU 2155303, 1999).

Принцип работы данного устройства основан на охлаждении природного газа атмосферным воздухом в аппаратах воздушного охлаждения, охлаждении прямым потоком в рекуперативном теплообменнике и глубокого охлаждения в холодильных аппаратах в энергоразделительном устройстве, выполненном в виде кожухотрубного теплообменника, имеющего газоходы холодного и нагретого газа, пучок сверхзвуковых каналов с профилированными сверхзвуковыми соплами и диффузорами, где газ делится на два потока, один из которых в сверхзвуковых каналах разгоняется до числа Маха М=2-5 и после этого с помощью дожимного компрессора подается на вход компрессорной станции, а другой охлажденный поток газа из межтрубного пространства - дозвукового канала энергоразделительного устройства - подается в газопровод.The operating principle of this device is based on cooling natural gas with atmospheric air in air cooling units, direct flow cooling in a recuperative heat exchanger and deep cooling in refrigeration units in an energy separation device made in the form of a shell-and-tube heat exchanger having cold and heated gas ducts, a bundle of supersonic channels with profiled supersonic nozzles and diffusers, where the gas is divided into two flows, one of which is accelerated in supersonic channels to the Mach number M = 2-5 and then, using a booster compressor, is supplied to the inlet of the compressor station, and the other cooled gas flow from the annulus is subsonic channel of the energy separating device - supplied to the gas pipeline.

К числу недостатков известного способа охлаждения относятся большое потребление электроэнергии, сложность системы регулирования и технического обслуживания, обусловленная систематичностью очистки трубопроводов от внешних и внутренних загрязнений.The disadvantages of the known cooling method include high energy consumption, the complexity of the control and maintenance system due to the systematic cleaning of pipelines from external and internal contaminants.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является установка для охлаждения природного газа на компрессорных станциях, содержащая размещенные последовательно на технологическом трубопроводе после нагнетателя газоперекачивающего агрегата делитель потока перекачиваемого газа, газовый эжектор и установленный на отводном участке от технологического трубопровода турбодетандер. Концы отводного участка трубопровода подсоединены, соответственно, к одному их выходов делителя потока непосредственно и через турбодетандер к соплу эжектируемого газа газового эжектора, сопло эжектирующего газа которого подсоединено к другому выходу делителя потока (RU 2 709 998, 2019 г.).Of the known technical solutions, the closest to the proposed one in terms of technical essence and achieved result is an installation for cooling natural gas at compressor stations, containing a pumped gas flow divider, a gas ejector and a turboexpander installed in a branch section from the process pipeline located sequentially on the process pipeline after the supercharger of the gas pumping unit. . The ends of the branch section of the pipeline are connected, respectively, to one of the outputs of the flow divider directly and through a turboexpander to the ejected gas nozzle of a gas ejector, the ejecting gas nozzle of which is connected to the other output of the flow divider (RU 2 709 998, 2019).

Недостатком указанной установки является размещение делителя потока газа после нагнетателя газоперекачивающего аппарата и, как следствие, подача на турбодетандер части газа с высокой температурой.The disadvantage of this installation is the placement of the gas flow divider after the supercharger of the gas pumping apparatus and, as a result, the supply of part of the gas with a high temperature to the turboexpander.

Для обеспечения необходимого снижения температуры газа потребуется значительное снижение его давления в турбодетандере, что приведет после смешения этой части газа с основным потоком в газовом эжекторе к снижению суммарного давления газа перед его подачей в магистральный газопровод. Полученная величина давления потока газа после зоны смешения эжектора потребует для обеспечения необходимого расхода газа для подачи в магистральный газопровод увеличения давления газа после нагнетателя, что, соответственно, приведет к необходимости увеличения мощности привода нагнетателя газоперекачивающего агрегата.To ensure the necessary reduction in gas temperature, a significant reduction in its pressure in the turboexpander will be required, which will lead, after mixing this part of the gas with the main flow in the gas ejector, to a decrease in the total gas pressure before it is supplied to the main gas pipeline. The resulting pressure value of the gas flow after the ejector mixing zone will require, in order to ensure the necessary gas flow rate for supply to the main gas pipeline, an increase in gas pressure after the supercharger, which, accordingly, will lead to the need to increase the drive power of the supercharger of the gas pumping unit.

Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является обеспечение заданных температуры и давления газа перед подачей в магистральный газопровод при минимизации потерь давления и снижение энергозатрат.The technical problem to be solved by the present invention is to ensure the specified temperature and pressure of the gas before entering the main gas pipeline while minimizing pressure losses and reducing energy costs.

Указанная техническая проблема решается тем, что установка для охлаждения природного газа на компрессорных станциях содержит размещенные на технологическом трубопроводе делитель потока перекачиваемого газа на две части, газоперекачивающий агрегат и жидкостно-газовый эжектор, установленный на отводном участке трубопровода, подсоединенном к одному их выходов делителя потока, турбодетандер с нагрузкой в виде генератора электрического тока и емкостью для сжиженного природного газа с отводным патрубком для несконденсированной газовой составляющей, при этом делитель потока установлен до газоперекачивающего агрегата, емкость для сжиженного природного газа посредством отводного патрубка с установленным на нем насосом, подсоединена к соплу эжектирующей жидкости жидкостно-газового эжектора, к соплу эжектируемого газа которого подсоединен отводной патрубок для несконденсированной газовой составляющей.This technical problem is solved by the fact that the installation for cooling natural gas at compressor stations contains a flow divider of the pumped gas into two parts located on a process pipeline, a gas pumping unit and a liquid-gas ejector installed on a branch section of the pipeline connected to one of the outputs of the flow divider, turboexpander with a load in the form of an electric current generator and a tank for liquefied natural gas with an outlet pipe for the non-condensed gas component, while the flow divider is installed before the gas pumping unit, the tank for liquefied natural gas is connected to the nozzle of the ejecting liquid by means of an outlet pipe with a pump installed on it a liquid-gas ejector, to the ejected gas nozzle of which an outlet pipe for the non-condensed gas component is connected.

Достигаемый технический результат заключается в обеспечении подачи на турбодетандер газа с низкой температурой и давлением и уменьшении температуры газа после нагнетателя без потери его давления и объемного расхода.The achieved technical result consists in ensuring the supply of gas with low temperature and pressure to the turboexpander and reducing the gas temperature after the supercharger without losing its pressure and volume flow.

Сущность предлагаемого устройства поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена принципиальная схема предлагаемого устройства, на фиг. 2 показан жидкостно-газовой эжектор.The essence of the proposed device is illustrated by drawings, where in Fig. 1 shows a schematic diagram of the proposed device, Fig. Figure 2 shows a liquid-gas ejector.

Установка включает технологический трубопровод низкого давления 1 с размещенным на нем делителем потока 2, газоперекачивающий агрегат 3, отводной участок трубопровода 4, соединенный с входом турбодетандера 5, генератор электрического тока 6, входной патрубок 7, емкость для сжиженного природного газа 8, выходной патрубок 9, насос 10, жидкостно-газовый эжектор 11, сопло эжектирующей жидкости 12, сопло эжектируемого газа 13, зону смешения эжектора 14, отводной патрубок для несконденсированной газовой составляющей 15, технологический трубопровод высокого давления 16.The installation includes a low-pressure process pipeline 1 with a flow divider 2 placed on it, a gas pumping unit 3, an outlet section of the pipeline 4 connected to the inlet of a turboexpander 5, an electric current generator 6, an inlet pipe 7, a tank for liquefied natural gas 8, an outlet pipe 9, pump 10, liquid-gas ejector 11, ejecting liquid nozzle 12, ejected gas nozzle 13, ejector mixing zone 14, outlet pipe for non-condensed gas component 15, high-pressure process pipeline 16.

Целесообразно делитель потока перекачиваемого газа на две части выполнять в виде регулируемого клапана.It is advisable to make the divider of the pumped gas flow into two parts in the form of an adjustable valve.

Предлагаемая установка работает следующим образом.The proposed setup works as follows.

Газ по технологическому трубопроводу низкого давления 1 поступает на делитель потока 2, где разделяется на два потока, один из которых по технологическому трубопроводу 1 поступает на вход нагнетателя газоперекачивающего агрегата 3, а второй поток по отводному участку трубопровода 4 подается на вход турбодетандера 5, к которому в качестве нагрузки подсоединен генератор электрического тока 6.Gas through the low-pressure process pipeline 1 is supplied to the flow divider 2, where it is divided into two streams, one of which, through the process pipeline 1, is supplied to the inlet of the supercharger of the gas pumping unit 3, and the second flow through the outlet section of the pipeline 4 is supplied to the inlet of the turboexpander 5, to which Electric current generator 6 is connected as a load.

В турбодетандере 5 газ охлаждается до температуры сжижения и полученная жидкая фракция газа и несконденсированная газовая составляющая по входному патрубку 7 поступают в емкость для сжиженного природного газа 8, из которой насосом 10 по трубопроводу высокого давления 9 жидкая фракция газа подается в сопло эжектирующей жидкости 12 жидкостно-газового эжектора 11, установленного внутри технологического трубопровода высокого давления 16 и подсоединенного к выходу из нагнетателя газоперекачивающего агрегата 3. Эжектирующая жидкость засасывает эжектируемую несконденсированную газовую составляющую из емкости 8 по отводному патрубку 15 через сопло эжектируемого газа 13 в зону смешения 14 эжектора 11, где обе фракции образуют аэрозоль, который поступает в технологический трубопровод высокого давления 16, в котором происходит теплообмен между нагретым газом после его сжатия в нагнетателе газоперекачивающего агрегата 3 сначала с жидкой, а после ее испарения с газообразной фазой и несконденсированной газовой составляющей.In the turboexpander 5, the gas is cooled to the liquefaction temperature and the resulting liquid fraction of the gas and the non-condensed gas component are supplied through the inlet pipe 7 into the container for liquefied natural gas 8, from which the liquid fraction of the gas is supplied by pump 10 through the high-pressure pipeline 9 to the nozzle of the ejecting liquid 12 liquid-liquid gas ejector 11 installed inside the high-pressure process pipeline 16 and connected to the outlet of the supercharger of the gas pumping unit 3. The ejecting liquid sucks the ejected non-condensed gas component from the tank 8 through the outlet pipe 15 through the nozzle of the ejected gas 13 into the mixing zone 14 of the ejector 11, where both fractions form an aerosol that enters the high-pressure technological pipeline 16, in which heat exchange occurs between the heated gas after it is compressed in the supercharger of the gas pumping unit 3, first with the liquid, and after its evaporation with the gaseous phase and the non-condensed gas component.

В результате указанного теплообмена происходит уменьшение температуры газа в технологическом трубопроводе после нагнетателя 3 без потери его давления и объемного расхода. Насос высокого давления 10 запитывается от генератора электрического тока 6.As a result of this heat exchange, the gas temperature in the process pipeline after the supercharger 3 decreases without loss of its pressure and volume flow. The high pressure pump 10 is powered by an electric current generator 6.

Таким образом, предлагаемое изобретение обеспечивает достижение требуемых температуры и давления газа перед подачей в магистральный газопровод при значительно меньшем объеме газа, отбираемого на турбодетандер, за счет размещения делителя газа до нагнетателя природного газа, что с свою очередь обеспечивает подачу на турбодетандер газа с низкой температурой и давлением и получение на выходе из турбодетандера сжиженной части метана -163°С, которая поступает в емкость для сжиженного газа. Подача сжиженной части метана в эжектирующее сопло жидкостно-газового эжектора с давлением, выше давления газа в технологическом трубопроводе высокого давления, обеспечивает отсос несконденсированной газовой составляющей из емкости для сжиженного газа и снижение температуры газа в технологическом трубопроводе за счет теплообмена транспортируемого газа сначала с сжиженным газом с температурой -163°С в зоне смешения, а затем с испарившимся.Thus, the proposed invention ensures that the required gas temperature and pressure are achieved before being fed into the main gas pipeline with a significantly smaller volume of gas taken to the turboexpander by placing a gas divider before the natural gas supercharger, which in turn ensures that gas with a low temperature and low temperature is supplied to the turboexpander pressure and obtaining a liquefied part of methane at the exit from the turboexpander - 163 ° C, which enters the container for liquefied gas. The supply of the liquefied part of methane into the ejection nozzle of a liquid-gas ejector with a pressure higher than the gas pressure in the high-pressure process pipeline ensures the suction of the non-condensed gas component from the liquefied gas tank and a decrease in the gas temperature in the process pipeline due to the heat exchange of the transported gas first with the liquefied gas with temperature -163°C in the mixing zone, and then with evaporation.

Claims

An installation for cooling natural gas at compressor stations, characterized in that it contains a flow divider of the pumped gas into two parts located on a process pipeline, a gas pumping unit and a liquid-gas ejector installed on a branch section of the pipeline connected to one of the outputs of the flow divider, a turboexpander with a load in the form of an electric current generator and a tank for liquefied natural gas with an outlet pipe for the non-condensed gas component, while the flow divider is installed before the gas pumping unit, the tank for liquefied natural gas is connected to the nozzle of the ejecting liquid through the outlet pipe, with a pump installed on it a liquid-gas ejector, to the ejected gas nozzle of which an outlet pipe for the non-condensed gas component is connected.