RU2298725C1 - Method of using reserve underground storage for liquefied natural gas - Google Patents
Method of using reserve underground storage for liquefied natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2298725C1 RU2298725C1 RU2005140829/06A RU2005140829A RU2298725C1 RU 2298725 C1 RU2298725 C1 RU 2298725C1 RU 2005140829/06 A RU2005140829/06 A RU 2005140829/06A RU 2005140829 A RU2005140829 A RU 2005140829A RU 2298725 C1 RU2298725 C1 RU 2298725C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- storage
- lng
- consumer
- liquefied natural
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подземного резервирования сжиженного природного газа (СПГ), а именно к экономичным, пожаро- и взрывобезопасным подземным хранилищам (ПХ), и может быть использовано для накопления и хранения (выдачи) СПГ при перебоях в поставке сетевого природного газа (ПГ) или же при перебоях в поставке (подвозе) СПГ.The invention relates to methods for underground reservation of liquefied natural gas (LNG), namely, economical, fire and explosion-proof underground storages (HR), and can be used for accumulation and storage (issue) of LNG during interruptions in the supply of network natural gas (GHG) or in case of interruptions in the supply (delivery) of LNG.
Актуальность данной проблемы доказана перебоями в снабжении сетевым газом, которые в последнее время встречаются все чаще из-за выхода из строя трубопроводов, выработавших свой ресурс.The relevance of this problem is proved by interruptions in the supply of network gas, which in recent years are increasingly common due to the failure of pipelines that have exhausted their resources.
Прототипом заявляемого изобретения является способ использования подземного хранилища сжиженного природного газа (ПХ СПГ), осуществляемый в устройстве [1] - Патент РФ №2232342, МПК7 F17С 1/00, В65G 5/00, 10.07.2004 г., Бюл. №19.The prototype of the claimed invention is a method of using an underground storage of liquefied natural gas (LNG), implemented in the device [1] - RF Patent No. 2232342, IPC 7 F17C 1/00, B65G 5/00, 07/10/2004, Bull. No. 19.
Способ использования ПХ СПГ по [1] состоит в заполнении ПХ сжиженным природным газом, его хранением и выдачей СПГ на поверхность потребителю насосным способом, при поддержании в ПХ гарантированного избыточного давления ПГ.The method of using LNG HRC according to [1] consists in filling HRC with liquefied natural gas, storing it and delivering LNG to the surface to the consumer by the pumping method, while maintaining guaranteed GH excess pressure in HRC.
При всех достоинствах использования [1], а именноWith all the advantages of using [1], namely
- исключен прямой контакт ПХ СПГ с атмосферой, чем обуславливают постоянно снижающиеся потери СПГ от испарения;- direct contact of the LNG storage facility with the atmosphere is excluded, which causes the constantly decreasing loss of LNG from evaporation;
- полным заглублением ПХ СПГ достигают высокую степень пожаро- и взрывобезопасности как в эксплуатационных условиях, так и при авариях и различных техногенных воздействиях;- full deepening of the LNG storage facilities achieve a high degree of fire and explosion safety both in operating conditions and in accidents and various industrial impacts;
- глубоким заглублением ПХ СПГ достигают экологическую безопасность при длительных сроках хранения СПГ и эксплуатации хранилища, так как не допускают выход нулевой изотермы на поверхность земли,- deep deepening of LNG storage facilities achieves environmental safety with long periods of storage of LNG and operation of the storage, since they do not allow the exit of zero isotherm to the surface of the earth,
в то же время, при хранении СПГ, как и во всех хранилищах, в ПХ также происходит испарение криогенной жидкости, а это в свою очередь недопустимо при длительных сроках хранения.at the same time, during storage of LNG, as in all storages, evaporation of cryogenic liquid also takes place in the storage facility, and this, in turn, is unacceptable for long periods of storage.
Данный недостаток ставит задачу постоянной компенсации потерь хранимого сжиженного природного газа от теплопритоков из окружающей среды.This drawback sets the task of constant compensation for losses of stored liquefied natural gas from heat influx from the environment.
Указанная задача достигается тем, что в известном способе [1] использования ПХ СПГ, состоящем в заполнении подземного хранилища СПГ, его хранении и выдачи СПГ на поверхность потребителю (например, насосным способом), при поддержании в ПХ гарантированного избыточного давления ПГ, резервное ПХ СПГ располагают возле (вблизи) потребителя ПГ со своим расходным хранилищем СПГ и используют выдаваемый расходным хранилищем СПГ для пополнения испарившегося в подземном хранилище СПГ, а испарившийся в ПХ природный газ направляют через дополнительный регазификатор потребителю ПГ, а при выдаче СПГ для его регазификации используют регазификатор отключенного в это время расходного хранилища СПГ, при этом поддержание гарантированного избыточного давления ПГ в резервном ПХ осуществляют через дополнительный регазификатор.This problem is achieved by the fact that in the known method [1] of using LNG storage facility, which consists in filling the underground LNG storage, storing it and delivering LNG to the surface to the consumer (for example, by pumping), while maintaining guaranteed GH excess pressure in the storage facility, back-up LNG storage facility located near (near) the GHG consumer with its LNG consumable storage and use the LNG provided by the LNG consumable storage to replenish the LNG that has evaporated in the underground storage, and the natural gas evaporated in the PX is sent through additional regazifikator GHG consumer, and when issuing LNG regasification for its use regazifikator disabled at the time a supply LNG storage while maintaining the PG in the backup PH guaranteed overpressure is performed through the additional regazifikator.
Реализация способа использования резервного подземного хранилища сжиженного природного газа в совокупности с вышеизложенными признаками (ограничительными и отличительными признаками формулы изобретения) является новым для подземных хранилищ СПГ и, следовательно, соответствует критерию "новизна".The implementation of the method of using the backup underground storage of liquefied natural gas in combination with the foregoing features (restrictive and distinctive features of the claims) is new for underground storage of LNG and, therefore, meets the criterion of "novelty."
Вышеприведенная совокупность отличительных признаков неизвестна на данном уровне развития техники и не следует из общеизвестных правил конструирования хранилищ СПГ и их вспомогательного оборудования, что доказывает соответствие критерию "изобретательский уровень".The above set of distinctive features is unknown at this level of technology and does not follow from the well-known rules for the design of LNG storages and their auxiliary equipment, which proves compliance with the criterion of "inventive step".
Конструктивная реализация хранилищ СПГ с указанной совокупностью существенных признаков не представляет никаких конструктивно-технических и технологических трудностей, откуда следует соответствие критерию "промышленная применимость".The constructive implementation of LNG storages with the indicated set of essential features does not present any structural, technical and technological difficulties, from which the compliance with the criterion of "industrial applicability" follows.
Схема, поясняющая сущность предложенного способа, представлена на чертеже - устройство, реализующее способ.A diagram explaining the essence of the proposed method is presented in the drawing - a device that implements the method.
На чертеже представлены расположенные на поверхности земли 1 наземное расходное хранилище СПГ и находящееся невдалеке резервное ПХ СПГ 3 с криогенными жидкостными и газовыми трубопроводами 3, расположенными в технологической шахте с лестницей и герметичными люками. Выход вентиля наполнения-выдачи 5 СПГ расходного хранилища 2 соединен криогенным трубопроводом с запорным вентилем 6 (вход СПГ в испаритель 7) и с вентилем наполнения-выдачи 8 СПГ подземного хранилища. Газовый трубопровод ПХ СПГ 3 через дополнительный регенератор 9 подсоединен к газораспределительному пункту (ГРП) 10 потребителя (например, газовой котельной или газовой электростанции с утилизацией теплоты в систему отопления и горячего водоснабжения). Выход регенератора 7 также подсоединен к ГРП 10 потребителя 11.The drawing shows a ground LNG consumable storage located on the surface of the earth 1 and a backup LNG storage facility nearby 3 with cryogenic liquid and gas pipelines 3 located in a technological mine with a ladder and hermetic hatches. The output of the LNG filling-dispensing valve 5 of the consumable storage 2 is connected by a cryogenic pipeline to the shut-off valve 6 (LNG input to the evaporator 7) and to the LNG filling-dispensing valve 8 of the LNG underground storage. The gas pipeline ПХ LNG 3 through an additional regenerator 9 is connected to the gas distribution point (GRP) 10 of the consumer (for example, a gas boiler or gas power station with heat recovery in the heating system and hot water supply). The output of the regenerator 7 is also connected to the hydraulic fracturing 10 of the consumer 11.
Работа по предложенному способу использования резервного ПХ СПГ заключается в следующих 3-х режимах.The work on the proposed method of using the backup LNG storage facility consists of the following 3 modes.
1. При работе потребителя 11 на СПГ расходного хранилища 21. When the consumer 11 on LNG consumable storage 2
СПГ из расходного хранилища 2 через вентиль 5 и вентиль 6 направляют в регазификатор 7, в котором он испаряется, подогревается почти до температуры окружающей среды, далее природный газ направляют в ГРП 10 потребителя 11. При этом вентиль 8 ПХ СПГ 3 закрыт, а испарившиеся в ПХ СПГ 3 пары поступают через дополнительный регазификатор 9 и из него также поступают в ГРП 10 потребителя 11. Давление в паровой области ПХ СПГ 3 будет равно давлению после регазификатора 7, поддержание этого давления осуществляют обратным потоком природного газа через дополнительный регазификатор 9.LNG from the consumable storage 2 through valve 5 and valve 6 is sent to regasifier 7, in which it evaporates, is heated almost to ambient temperature, then natural gas is sent to hydraulic fracturing 10 of consumer 11. Moreover, valve 8 of LNG 3 is closed, and the vaporized ones HRP LNG 3 pairs come through an additional regasifier 9 and from it also go to hydraulic fracturing 10 of consumer 11. The pressure in the steam region of the HRP LNG 3 will be equal to the pressure after regasifier 7, this pressure is maintained by a reverse flow of natural gas through flax regazifikator 9.
2. При работе потребителя 11 на СПГ расходного хранилища 2 с пополнением СПГ в резервном ПХ СПГ 32. When consumer 11 is operating on LNG of the on-site storage 2 with LNG replenishment in the reserve LNG storage facility 3
В этом режиме вентиль 6 закрыт, а СПГ из расходного хранилища 2 через открытые вентили 5 и 8 направляют в ПХ СПГ 3, пополняя его запас криогенной жидкости. При этом пары СПГ через дополнительный регазификатор 9, в котором они подогреваются почти до температуры окружающей среды, и поступают в ГРП 10 потребителя 11.In this mode, the valve 6 is closed, and the LNG from the consumable storage 2 through the open valves 5 and 8 is sent to the LNG storage facility 3, replenishing its cryogenic liquid supply. In this case, LNG vapor through an additional regasifier 9, in which they are heated almost to ambient temperature, and enter the hydraulic fracturing 10 of consumer 11.
3. При работе потребителя 11 на СПГ резервного ПХ СПГ 33. When consumer 11 is operating on LNG, the backup HRP LNG 3
В этом режиме вентиль 5 расходного хранилища 2 закрыт, а СПГ из подземного хранилища 3 направляют через открытые вентили 8 и 6 в регазификатор 7, из которого испарившийся и нагретый газ направляют в ГРП 10 потребителя 11. При этом наддув ПХ СПГ 3 осуществляют обратным потоком природного газа через дополнительный регазификатор 9 до давления, равного давлению перед ГРП 10.In this mode, the valve 5 of the consumable storage 2 is closed, and the LNG from the underground storage 3 is sent through open valves 8 and 6 to the regasifier 7, from which the vaporized and heated gas is directed to the hydraulic fracturing 10 of the consumer 11. At the same time, the supercharging of the LNG 3 is carried out by a reverse flow of natural gas through an additional regasifier 9 to a pressure equal to the pressure before hydraulic fracturing 10.
Таким образом, реализация предложенного способа позволяет постоянно пополнять ПХ СПГ запасом криогенной жидкости попутно с работой потребителя от расходного хранилища СПГ. И в то же время позволяет при перебоях в поставках (подвозе) СПГ потребителю (или же многим потребителям) работать на резервном природном газе из ПХ СПГ.Thus, the implementation of the proposed method allows you to constantly replenish the LNG storage facility with a cryogenic liquid supply along with the consumer’s work from the LNG consumable storage. And at the same time, in case of interruptions in the supply (supply) of LNG to the consumer (or to many consumers), they can work on reserve natural gas from LNG storage facilities.
По сравнению с использованием наземного хранилища СПГ использование резервного ПХ СПГ позволяетCompared with the use of ground LNG storage, the use of backup LNG storage facility allows
- обеспечение пожаро- и взрывобезопасности ПХ СПГ;- ensuring fire and explosion safety of LNG storage facilities;
- обеспечение постоянно снижающихся (со временем хранения) теплопритоков к ПХ СПГ и его более эффективного хранения.- providing constantly decreasing (with storage time) heat inflows to the LNG storage facility and its more efficient storage.
Применение предложенного способа использования резервного ПХ СПГ позволяет хранить СПГ любое время (при длительных сроках хранения) и обеспечивает постоянную компенсацию потерь хранимого сжиженного природного газа со снижающимися по времени потерями СПГ на испарение.The application of the proposed method for the use of reserve LNG storage facility allows you to store LNG at any time (for long periods of storage) and provides constant compensation for the losses of stored liquefied natural gas with decreasing LNG evaporation losses.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005140829/06A RU2298725C1 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | Method of using reserve underground storage for liquefied natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005140829/06A RU2298725C1 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | Method of using reserve underground storage for liquefied natural gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2298725C1 true RU2298725C1 (en) | 2007-05-10 |
Family
ID=38107922
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005140829/06A RU2298725C1 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | Method of using reserve underground storage for liquefied natural gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2298725C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2488758C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-07-27 | Александр Николаевич Лазарев | Method for filling of reserve storage facilities with liquefied natural gas |
RU2570952C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-12-20 | Александр Николаевич Лазарев | Method of evaporation and use of liquefied natural gas for systems of autonomous power supply in arctic zone |
-
2005
- 2005-12-26 RU RU2005140829/06A patent/RU2298725C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2488758C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-07-27 | Александр Николаевич Лазарев | Method for filling of reserve storage facilities with liquefied natural gas |
RU2570952C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-12-20 | Александр Николаевич Лазарев | Method of evaporation and use of liquefied natural gas for systems of autonomous power supply in arctic zone |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0754904B1 (en) | Cryogenic pump system | |
US20060236699A1 (en) | LNG-based power and regasification system | |
US20040187385A1 (en) | Method and apparatus for delivering natural gas to remote locations | |
KR100743904B1 (en) | Lng regasification plant in lngc and method thereof | |
Egashira | LNG vaporizer for LNG re-gasification terminal | |
US20090199576A1 (en) | Process and plant for the vaporization of liquefied natural gas and storage thereof | |
US20200198750A1 (en) | Ice Battery Vessel and Cold Energy Storage | |
KR20170033649A (en) | A ReGasification System Of Liquefied Gas | |
KR20170049663A (en) | A ReGasification System Of Liquefied Gas | |
KR20190046081A (en) | Combined power generation system using cold heat of liquefied natural gas | |
KR20150088115A (en) | Fuel cell system | |
RU2298725C1 (en) | Method of using reserve underground storage for liquefied natural gas | |
KR101599312B1 (en) | Liquefied natural gas regasification apparatus | |
KR20130109559A (en) | Liquefied natural gas regasification system with multi-stage | |
RU2298722C1 (en) | Underground storage for liquefied natural gas | |
KR102606578B1 (en) | Electricity generating system for ships | |
KR20170033675A (en) | A ReGasification System Of Liquefied Gas | |
KR101479486B1 (en) | Lng regasification real-time operating system and operating method | |
WO2018100486A1 (en) | Heat pump with prime mover in cryogenic applications and refrigerating fluids | |
KR102606577B1 (en) | Liquefied gas re-gasification system | |
KR102030197B1 (en) | Liquefied Natural Gas gasification facility using multi-heatexchanger | |
KR102263164B1 (en) | A ReGasification System Of Liquefied Gas | |
KR20180001623A (en) | Liquefied gas regasification system | |
KR102285467B1 (en) | Liquefied gas regasification system | |
Rulev et al. | Calculation of electric energy savings and simulation of tank operation with variable extraction of steam and liquid phases of propane-butane mixtures |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071227 |