RU2412410C1 - Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions) - Google Patents

Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2412410C1
RU2412410C1 RU2009121501/06A RU2009121501A RU2412410C1 RU 2412410 C1 RU2412410 C1 RU 2412410C1 RU 2009121501/06 A RU2009121501/06 A RU 2009121501/06A RU 2009121501 A RU2009121501 A RU 2009121501A RU 2412410 C1 RU2412410 C1 RU 2412410C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
gas
compressor
compressor unit
pressure
Prior art date
Application number
RU2009121501/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2009121501A (en
Inventor
Борис Николаевич Антипов (RU)
Борис Николаевич Антипов
Виктор Григорьевич Дубинский (RU)
Виктор Григорьевич Дубинский
Иван Фёдорович Егоров (RU)
Иван Фёдорович Егоров
Владимир Михайлович Пономарёв (RU)
Владимир Михайлович Пономарёв
Александр Степанович Вятин (RU)
Александр Степанович Вятин
Дмитрий Алексеевич Кудрявцев (RU)
Дмитрий Алексеевич Кудрявцев
Original Assignee
Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз"
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
Application filed by Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" filed Critical Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз"
Priority to RU2009121501/06A priority Critical patent/RU2412410C1/en
Publication of RU2009121501A publication Critical patent/RU2009121501A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2412410C1 publication Critical patent/RU2412410C1/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • 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
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
    • 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
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • 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
    • F25J1/0201—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 using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—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 using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
    • 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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/24—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using regenerators, cold accumulators or reversible heat exchangers
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: power industry.
SUBSTANCE: liquefaction method of natural gas pumped from main gas line consists in the fact that mobile natural gas liquefaction plant is connected to the main gas line or to the section of the main gas line, which has been shutoff for the purpose of repair, and mobile compressor station; natural gas is pumped from acting main gas line directly to mobile natural gas liquefaction plant or from the section of the main gas line, which has been shutoff for the purpose of repair, by means of mobile compressor plant to the acting gas line, and some portion of natural gas is extracted to be liquefied in mobile natural gas liquefaction plant. Natural gas to be liquefied is supplied to the inlet main line of compressor plant including gas flow control, throttling device and intermediate heat exchanger, where natural gas is heated prior to throttling, and natural gas pressure is reduced in the throttling device to minimum suction pressure of compressor plant. In compressor plant the natural gas pressure is increased to the working gas pressure in the acting gas line. High pressure natural gas to be liquefied is supplied to the inlet of mobile plant and after it is dried in block of adsorbers, cooled in block of heat exchangers by using expansion engine-compressor unit, throttling and separation of liquid phase, liquefied portion of natural gas is supplied to consumer. Non-liquefied portion of natural gas is returned through recirculating header to the inlet of compressor plant, and further pumping of non-liquefied portion of natural gas after liquid phase has been extracted from it is performed in recirculation mode from outlet of mobile natural gas liquefaction plant to the inlet of compressor plant.
EFFECT: improving use efficiency of the gas transported via main gas lines.
12 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к транспортировке природного газа по магистральным газопроводам и может быть использовано для малотоннажного производства сжиженного газа из природного газа путем его откачки из действующих магистральных газопроводов и выделения жидкой фазы в мобильных установках для сжижения природного газа с последующим снабжением сжиженным газом потребителей.The invention relates to the transportation of natural gas through gas pipelines and can be used for small-scale production of liquefied natural gas from natural gas by pumping it from existing gas pipelines and isolating the liquid phase in mobile plants for liquefying natural gas, followed by supplying consumers with liquefied gas.

Проблема повышения эффективности магистральных газопроводов и сокращения затрат на их эксплуатацию имеет первостепенное значение. Например, в отключенном для капитального ремонта участке магистрального газопровода диаметром 1420 мм, протяженностью 30 км (проектное расстояние участка магистрального газопровода между отсечными кранами), находящемся под рабочим давлением 7,5 МПа, содержится более 3,0 млн м3 природного газа, и предлагаемые технические решения по его сжижению можно рассматривать как альтернативный источник доставки газа в отдаленные от магистрального газопровода районы газификации, а также снабжения транспортной техники газомоторным топливом.The problem of increasing the efficiency of gas pipelines and reducing the cost of their operation is of paramount importance. For example, in a section of the main gas pipeline with a diameter of 1420 mm and a length of 30 km that was disconnected for major repairs (the design distance of the section of the main gas pipeline between shut-off valves), which is under the working pressure of 7.5 MPa, contains more than 3.0 million m 3 of natural gas, and the proposed technical solutions for its liquefaction can be considered as an alternative source of gas delivery to areas of gasification remote from the main gas pipeline, as well as supplying vehicles with gas engine fuel.

В заявленном способе сжижения природного газа совмещены две технологии: технология откачки газа из магистрального газопровода и технология сжижения природного газа в процессе его откачки из магистрального газопровода.The claimed method of liquefying natural gas combines two technologies: the technology of pumping gas from the main gas pipeline and the technology of liquefying natural gas in the process of pumping it from the main gas pipeline.

При этом способ сжижения природного газа должен быть унифицирован для двух способов откачки газа из магистрального газопровода мобильными компрессорными установками:In this case, the method of liquefying natural gas should be unified for two methods of pumping gas from the main gas pipeline by mobile compressor units:

- способа откачки газа из действующего магистрального газопровода в условиях, когда для сжижения отбирают часть транспортируемого природного газа с постоянным давлением, равным рабочему давлению газа в магистральном газопроводе (5,5 МПа, 7,5 МПа, 10 МПа);- a method for pumping gas from an existing main gas pipeline under conditions when a portion of the transported natural gas with a constant pressure equal to the working pressure of the gas in the main gas pipeline (5.5 MPa, 7.5 MPa, 10 MPa) is taken for liquefaction;

- способа откачки газа из отключенного для ремонта участка газопровода в действующий газопровод в условиях, когда давление отбираемого для сжижения природного газа снижается в течении времени опорожнения отключенного участка газопровода от начального давления в нем до конечного давления, равного минимальному давлению всасывания мобильной компрессорной установки.- a method for pumping gas from a gas pipeline section disconnected for repair to an existing gas pipeline under conditions when the pressure of the natural gas taken for liquefaction decreases during the period of emptying the disconnected section of the gas pipeline from the initial pressure in it to the final pressure equal to the minimum suction pressure of the mobile compressor unit.

Известны способы сжижения, основанные на расширении газа в вихревой трубе (патент №2135913, патент №2285212).Known methods of liquefaction, based on the expansion of gas in a vortex tube (patent No. 2135913, patent No. 2285212).

Недостаток данных способов заключается в их зависимости от давления и расхода газа на входе в установку для сжижения газа, что снижает эффективность использования данных способов сжижения газа, например, при откачке природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в условиях нестационарного режима, при котором в процессе откачки природного газа снижается давление на входе в установку для сжижения.The disadvantage of these methods is their dependence on the pressure and gas flow rate at the inlet of the gas liquefaction plant, which reduces the efficiency of using these gas liquefaction methods, for example, when pumping natural gas from a disconnected section of a main gas pipeline under unsteady conditions, during which the pumping process natural gas pressure decreases at the inlet to the liquefaction plant.

Известен аналог того же назначения, как и заявляемые технические решения (патент RU №2247908).A similar analogue of the same purpose is known as the claimed technical solutions (patent RU No. 2247908).

Известный способ сжижения природного газа заключается в том, что первоначально перед подачей на установку для сжижения природный газ разделяют на два потока, один из которых расширяют в турбине детандер-компрессорного агрегата, а другой поток сжимают в компрессоре и после сжатия газ также разделяют на две части.A known method of liquefying natural gas is that, before being fed to the liquefaction plant, natural gas is divided into two streams, one of which is expanded in the turbine of the expander-compressor unit, and the other stream is compressed in the compressor and, after compression, the gas is also divided into two parts .

Одну часть сжатого в компрессоре газа подают на сжижение, а другую часть подают в вихревую трубу, где генерируют нагретый газ низкого давления для подогрева теплообменника.One part of the gas compressed in the compressor is supplied for liquefaction, and the other part is fed into a vortex tube where heated low-pressure gas is generated to heat the heat exchanger.

Способ сжижения позволяет производить сжиженный газ при условии создания перепада давления между магистральным газопроводом и установкой для сжижения газа для использования в контуре охлаждения на базе детандер-компрессорного агрегата.The liquefaction method allows the production of liquefied gas, provided that a differential pressure is created between the main gas pipeline and the gas liquefaction plant for use in a cooling circuit based on an expander-compressor unit.

Недостаток данных технических решений заключается в том, что в данном способе сжиженный газ производят при низком входном давлении, что снижает эффективность применения указанного способа в технологии откачки природного газа компрессорного установкой из отключенного участка газопровода в действующий газопровод, так как давление на входе в компрессорную установку изменяется от рабочего давления (например 7,5 МПа) до минимального давления, равного давлению всасывания компрессорной установки (например 0,6 МПа), а давление в действующем газопроводе равно рабочему давлению (7,5 МПа).The disadvantage of these technical solutions is that in this method, liquefied gas is produced at a low inlet pressure, which reduces the efficiency of using this method in the technology of pumping natural gas from a disconnected section of a gas pipeline into an existing gas pipeline, since the pressure at the inlet to the compressor installation from operating pressure (for example 7.5 MPa) to a minimum pressure equal to the suction pressure of the compressor unit (for example 0.6 MPa), and the pressure in the current ha oprovode equal to the operating pressure (7.5 MPa).

Наиболее близким аналогом того же назначения по способу сжижения природного газа применительно к технологиям откачки природного газа из магистрального газопровода, как и заявляемые технические решения, является способ сжижения природного газа (патент RU №2306500).The closest analogue of the same purpose for the method of liquefying natural gas in relation to technologies for pumping natural gas from the main gas pipeline, as well as the claimed technical solutions, is the method of liquefying natural gas (patent RU No. 2306500).

Способ сжижения природного газа включает осушку в блоке адсорберов сжатого природного газа, его охлаждение в блоке теплообменников с использованием контура на базе детандер-компрессорного агрегата и отделение жидкой фазы.The method of liquefying natural gas involves drying compressed natural gas in the adsorber unit, cooling it in the heat exchanger unit using a circuit based on an expander-compressor unit, and separating the liquid phase.

Технологически указанный способ сжижения природного газа применительно к газораспределительной станции осуществляют следующим образом: газовый поток высокого давления с входа газораспределительной станции разделяют на три потока, один из которых подают в основной теплообменник верхнего температурного уровня, второй - параллельно ему в байпасный трубопровод с регулирующим вентилем, третий поток подают на вход вспомогательного теплообменника. Далее первый и второй потоки смешивают, а затем снова разделяют на две части, большую часть направляют на вход расширительной турбины детандер-компрессорного агрегата, а меньшую часть - на вход теплообменника нижнего температурного уровня. Охлажденный газ низкого давления с выхода детандера последовательно направляют в основной теплообменник нижнего температурного уровня, основной теплообменник верхнего температурного уровня, а затем газ низкого давления направляют на вход компрессора детандер-компрессорного агрегата, где он сжимается до давления, соответствующего давлению газа на выходе с газораспределительной станции, и сжатый газ направляют в ее выходную магистраль. Охлажденный газ высокого давления после основного теплообменника нижнего температурного уровня смешивают с потоком газа после вспомогательного теплообменника, дросселируют, а несжижившуюся часть подают во вспомогательный теплообменник и далее на выход газораспределительной станции.The technologically indicated method of liquefying natural gas as applied to a gas distribution station is carried out as follows: the high-pressure gas stream from the gas distribution station inlet is divided into three flows, one of which is fed to the main heat exchanger of the upper temperature level, the second is parallel to it in the bypass pipeline with a control valve, and the third the stream is fed to the input of the auxiliary heat exchanger. Next, the first and second flows are mixed, and then again divided into two parts, most of it is directed to the inlet of the expansion turbine of the expander-compressor unit, and a smaller part is sent to the inlet of the low-temperature heat exchanger. The cooled low-pressure gas from the expander exit is sequentially directed to the lower temperature level main heat exchanger, the upper temperature level main heat exchanger, and then the low pressure gas is sent to the compressor inlet of the expander-compressor unit, where it is compressed to the pressure corresponding to the gas pressure at the outlet of the gas distribution station , and the compressed gas is directed to its outlet line. The chilled high-pressure gas after the main heat exchanger of the lower temperature level is mixed with the gas stream after the auxiliary heat exchanger, throttled, and the non-liquefied part is fed to the auxiliary heat exchanger and then to the outlet of the gas distribution station.

Указанный способ позволяет повысить эффективность процесса сжижения природного газа для условий отбора газа для сжижения с нестабильными давлениями.The specified method allows to increase the efficiency of the process of liquefying natural gas for gas extraction conditions for liquefaction with unstable pressures.

Наиболее близким аналогом по способу откачки природного газа из магистрального газопровода применительно к технологиям сжижения газа мобильными компрессорными установками является способ откачки газа из отключенного участка газопровода и мобильная компрессорная установка для откачки газа (патент RU №2330182).The closest analogue to the method of pumping natural gas from the main gas pipeline as applied to gas liquefaction technologies by mobile compressor units is the method of pumping gas from a disconnected section of the gas pipeline and a mobile compressor unit for pumping gas (patent RU No. 2330182).

Способ откачки газа указанной компрессорной установкой заключается в том, что участок магистрального газопровода отключают для ремонта и отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим магистральным газопроводом через компрессорную станцию, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок, и производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод.A method of pumping gas out of said compressor installation is that the main gas pipeline section is shut off for repair and the disconnected main gas pipeline section is connected to the existing main gas pipeline through a compressor station consisting of at least two compressor units connected in parallel, and natural gas is pumped out of the disconnected section gas main to the existing gas main.

В указанном способе при снижении давления в процессе откачки газа из отключенного участка газопровода краном-регулятором поддерживают постоянное давление на входе в компрессорную установку, а на ее выходе устанавливают давление, равное рабочему давлению в действующем газопроводе, причем управление режимами работы компрессорной установки осуществляют в соответствии с заданным законом регулирования

Figure 00000001
, где dV(τ) - объем откачиваемого газа за время τ, dP(τ) - заданный интервал снижения давления в отключенном участке газопровода, что обеспечивает возможность работы компрессорной установки с постоянной производительностью и постоянным давлением на выходе компрессорной установки, равным давлению в действующем газопроводе.In this method, when the pressure is reduced during gas evacuation from the disconnected section of the gas pipeline, the regulating crane maintains a constant pressure at the inlet to the compressor unit, and at its outlet sets the pressure equal to the operating pressure in the existing gas pipeline, and the operation of the compressor unit is controlled in accordance with prescribed by law
Figure 00000001
, where dV (τ) is the volume of pumped gas over time τ, dP (τ) is the specified pressure drop interval in the disconnected section of the gas pipeline, which makes it possible to operate the compressor unit with constant capacity and constant pressure at the outlet of the compressor unit equal to the pressure in the existing gas pipeline .

Основным недостатком технических решений по способу сжижения природного газа и способу откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод системой для откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод - аналогов - является то, что в указанных технологиях отсутствует возможность использования несжижившейся части природного газа низкого давления в технологическом цикле сжижения природного газа, что исключает возможность повышения коэффициента сжижения природного газа (отношение объема сжиженного газа к объему природного газа, поданного на сжижение).The main disadvantage of technical solutions for the method of liquefying natural gas and the method of pumping gas from the disconnected section of the gas pipeline into the existing gas pipeline by the system for pumping gas from the disconnected section of the gas pipeline to the existing gas pipeline - analogues - is that in these technologies it is not possible to use an unliquefied part of low-pressure natural gas in the technological cycle of liquefying natural gas, which eliminates the possibility of increasing the coefficient of liquefaction of natural gas (volume ratio liquefied gas to the volume of natural gas supplied for liquefaction).

В основу изобретения положена задача повышения эффективности использования природного газа, откачиваемого из магистральных газопроводов, за счет:The basis of the invention is to improve the efficiency of use of natural gas pumped from gas pipelines, due to:

- снижения давления природного газа на входе в компрессорную установку до величины, равной минимальному давлению всасывания компрессорной установки, и подачи на ее вход несжижившейся части природного газа;- reducing the pressure of natural gas at the inlet to the compressor unit to a value equal to the minimum suction pressure of the compressor unit, and supplying an unliquefied portion of natural gas to its inlet;

- рециркуляции с выхода установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанного потока несжижившегося газа и газа с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата и выделения жидкой фазы при каждом последующем цикле рециркуляции для увеличения объема сжиженного газа в общем объеме природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода;- recirculation from the output of the plant for liquefying natural gas to the inlet of the compressor installation of a mixed stream of unliquefied gas and gas from the compressor outlet of the expander-compressor unit and the allocation of the liquid phase during each subsequent cycle of recirculation to increase the volume of liquefied gas in the total volume of natural gas pumped from the main gas pipeline ;

- отбора газа высокого давления с выхода компрессорной установки на вход установки для сжижения природного газа с постоянным давлением, равным рабочему давлению газа в действующем газопроводе.- selection of high pressure gas from the outlet of the compressor unit to the inlet of the unit for liquefying natural gas with a constant pressure equal to the working pressure of the gas in the existing gas pipeline.

Поставленные задачи по способу сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, решаются тем, что способ сжижения природного газа включает осушку сжатого природного газа в блоке адсорберов, его охлаждение в блоке теплообменников с использованием контура на базе детандер-компрессорного агрегата и отделение жидкой фазы.The objectives of the method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline are solved by the fact that the method of liquefying natural gas involves drying compressed natural gas in an adsorber unit, cooling it in a heat exchanger unit using a circuit based on an expander-compressor unit, and separating the liquid phase.

В заявленном изобретении способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, может быть осуществлен в варианте, когда откачку части природного газа производят из действующего магистрального газопровода с постоянным давлением, равным рабочему давлению в магистральном газопроводе.In the claimed invention, the method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline can be carried out in the case where the pumping of part of the natural gas is carried out from the existing main gas pipeline with a constant pressure equal to the working pressure in the main gas pipeline.

Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, может быть осуществлен в другом варианте, когда откачку природного газа в действующий магистральный газопровод производят из отключенного участка магистрального газопровода путем его опорожнения при снижении давления в отключенном участке газопровода.The method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline can be carried out in another embodiment, when the natural gas is pumped into the existing main gas pipeline from the disconnected section of the main gas pipeline by emptying it when the pressure in the disconnected section of the gas pipeline decreases.

Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода по первому варианту, заключается в том, что действующий магистральный газопровод соединяют с мобильной компрессорной установкой и производят откачку природного газа из действующего магистрального газопровода в мобильную установку для сжижения природного газа.The method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline according to the first embodiment is that the existing main gas pipeline is connected to a mobile compressor unit and natural gas is pumped from the existing main gas pipeline to a mobile installation for liquefying natural gas.

Согласно изобретению первоначально из действующего магистрального газопровода для сжижения отбирают часть объема перекачиваемого по действующему магистральному газопроводу природного газа с давлением, равным давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе. Затем природный газ направляют во входную магистраль компрессорной установки, включающую проходной вентиль с регулятором расхода природного газа, установленным в байпасе проходного вентиля, дросселирующее устройство и промежуточный теплообменник. Перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа, а в дросселирующем устройстве понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки. С выхода дросселирующего устройства охлажденный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе. Далее с выхода компрессорной установки через промежуточную магистраль природный газ высокого давления подают на вход мобильной установки для сжижения природного газа и после осушки в блоке адсорберов, охлаждения в блоке теплообменников с использованием детандер-компрессорного агрегата, дросселирования и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода емкости для хранения сжиженного газа подают потребителю. Несжижившуюся часть природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор подают во входную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку. Во входной магистрали компрессорной установки несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике потоком сжатого в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода промежуточного теплообменника. Далее смешанный поток природного газа через входную магистраль компрессорной установки направляют на вход компрессорной установки. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки.According to the invention, initially, part of the volume of natural gas pumped through the existing main gas pipeline with a pressure equal to the pressure of natural gas in the existing main gas pipeline is taken from the existing main gas pipeline for liquefaction. Then, natural gas is sent to the inlet line of the compressor installation, including a check valve with a natural gas flow regulator installed in the bypass of the check valve, a throttling device and an intermediate heat exchanger. Before throttling, natural gas is heated by a stream of natural gas supplied from the compressor output of the expander-compressor unit of a mobile unit for liquefying natural gas, and in the throttling device, the pressure of natural gas is reduced to a value equal to the minimum suction pressure of the compressor unit specified by the technical specifications. From the output of the throttling device, the cooled low-pressure natural gas stream is fed to the inlet of the compressor unit, where the natural gas pressure is increased to a value equal to the natural gas pressure in the existing main gas pipeline. Then, from the output of the compressor unit through the intermediate line, high-pressure natural gas is fed to the inlet of the mobile unit for liquefying natural gas and after drying in the adsorber unit, cooling in the heat exchanger unit using an expander-compressor unit, throttling and separation of the liquid phase, the liquefied part of natural gas from the outlet tanks for storing liquefied gas are supplied to the consumer. The non-liquefied portion of natural gas from the outlet of the mobile unit for liquefying natural gas is fed through a recirculation manifold to the inlet line between the throttling device and the inlet to the compressor unit. In the inlet line of the compressor installation, the non-fluidized part of the natural gas is mixed with the stream of natural gas expander-compressor unit compressed in the compressor and cooled with the intermediate heat exchanger and with the heated natural gas stream supplied from the outlet of the intermediate heat exchanger. Next, the mixed stream of natural gas through the inlet pipe of the compressor unit is sent to the inlet of the compressor unit. Further pumping of the non-liquefied part of natural gas after the liquid phase is separated from it in a mobile unit for liquefying natural gas is carried out in the mode of recirculation of the non-liquefied part of natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit.

В предлагаемом способе при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных во входной магистрали компрессорной установки потоков природного газа согласно изобретению осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из действующего магистрального газопровода через регулятор расхода подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.In the proposed method, when recirculating from the output of a mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit, the natural gas flows mixed in the inlet pipe of the compressor unit according to the invention carry out a stationary operation of the compressor unit with nominal and constant capacity. For this, in a mobile installation for liquefying natural gas, liquefied gas is extracted from the non-liquefying part of natural gas, and for mixing with an un liquefying part of natural gas, natural gas in a volume equal to the volume of liquefied gas is supplied to the inlet of the mobile installation for liquefying natural gas from an existing main gas pipeline gas.

Согласно изобретению сжатый в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом после дросселирования, подаваемым для сжижения из магистрального газопровода, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки. Кроме того, топливный природный газ для компрессорной установки отбирают из входной магистрали между дросселирующим устройством и входом компрессорной установки.According to the invention, the natural gas compressed in the compressor of the expander-compressor unit is mixed with non-liquefied natural gas and natural gas after throttling, supplied for liquefaction from the main gas pipeline, and the mixed low-pressure natural gas stream is supplied to the inlet of the compressor unit with a constant pressure equal to the minimum compressor suction pressure installation. In addition, fuel natural gas for the compressor unit is taken from the inlet line between the throttling device and the inlet of the compressor unit.

В предлагаемом способе сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по первому варианту:In the proposed method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline, according to the first embodiment:

- подача несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор в байпасную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку позволяет смешивать несжижившуюся часть природного газа низкого давления с газом, поступающим с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа, и с потоком природного газа из магистрального газопровода, подаваемым в байпасную магистраль после снижения давления природного газа в дросселирующем устройстве;- the supply of the non-liquefied part of natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas through the recirculation manifold to the bypass line between the throttling device and the inlet to the compressor unit allows mixing the un-liquefied part of low-pressure natural gas with the gas coming from the compressor outlet of the expander-compressor unit of the mobile unit for liquefaction of natural gas, and with the flow of natural gas from the main gas pipeline supplied to the bypass line after reducing detecting natural gas throttling device;

- перекачка несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа в режиме рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки позволяет наращивать производство сжиженного природного газа из несжижившейся части природного газа с каждым последующим циклом рециркуляции, что повышает эффективность способа сжижения природного газа по сравнению с прототипом по патенту RU №2306500.- pumping the non-liquefied part of natural gas after the liquid phase is separated from it in a mobile unit for liquefying natural gas in the recirculation mode from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit allows to increase the production of liquefied natural gas from the non-liquefying part of natural gas with each subsequent recirculation cycle , which increases the efficiency of the method of liquefying natural gas in comparison with the prototype according to patent RU No. 2306500.

Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по второму варианту заключается в том, что участок магистрального газопровода отключают для ремонта. Отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим магистральным газопроводом через компрессорную станцию, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок. Затем производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод.The method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline, according to the second embodiment, is that the section of the main gas pipeline is turned off for repair. The disconnected section of the main gas pipeline is connected to the existing main gas pipeline through a compressor station consisting of at least two parallel-connected compressor units. Then, natural gas is pumped from the disconnected section of the main gas pipeline to the existing main gas pipeline.

Согласно изобретению отключенный участок магистрального газопровода последовательно через компрессорную установку компрессорной станции соединяют с мобильной установкой для сжижения природного газа и первоначально из всасывающего коллектора компрессорной станции для сжижения отбирают часть объема откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод природного газа. Затем природный газ с давлением, равным давлению природного газа в отключенном участке магистрального газопровода, направляют во входную магистраль, включающую проходной вентиль с регулятором расхода природного газа, установленным в байпасе проходного вентиля, дросселирующее устройство и промежуточный теплообменник. Далее перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа. В дросселирующем устройстве понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки. С выхода дросселирующего устройства охлажденный поток природного газа низкого давления через входную магистраль подают на вход компрессорной установки, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению газа в нагнетательном коллекторе компрессорной станции. Далее с выхода компрессорной установки через промежуточную магистраль природный газ высокого давления подают на вход мобильной установки для сжижения природного газа и после осушки в блоке адсорберов, охлаждения в блоке теплообменников с использованием детандер-компрессорного агрегата, дросселирования и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода емкости для хранения сжиженного газа подают потребителю, а несжижившуюся часть природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор подают во входную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку. Во входной магистрали несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике потоком сжатого в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода промежуточного теплообменника. Смешанный поток природного газа через входную магистраль направляют на вход компрессорной установки. Затем закрытием отсечного вентиля на обводном трубопроводе компрессорную установку отключают от всасывающего коллектора компрессорной станции. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор и входную магистраль на вход компрессорной установки компрессорной станции.According to the invention, the disconnected section of the main gas pipeline is connected in series through the compressor unit of the compressor station to a mobile installation for liquefying natural gas, and initially a portion of the volume pumped from the disconnected section of the main gas pipeline to the existing main gas pipeline is taken from the intake manifold of the compressor station for liquefaction. Then, natural gas with a pressure equal to the pressure of natural gas in the disconnected section of the main gas pipeline is sent to the inlet line, which includes a check valve with a natural gas flow regulator installed in the bypass of the check valve, a throttling device and an intermediate heat exchanger. Next, before throttling, natural gas is heated by a stream of natural gas supplied from the compressor outlet of the expander-compressor unit of a mobile unit for liquefying natural gas. In a throttling device, the pressure of natural gas is reduced to a value equal to the minimum suction pressure of the compressor unit specified by the technical specifications. From the output of the throttling device, the cooled low-pressure natural gas stream through the inlet line is fed to the inlet of the compressor unit, where the natural gas pressure is increased to a value equal to the gas pressure in the discharge manifold of the compressor station. Then, from the output of the compressor unit through the intermediate line, high-pressure natural gas is fed to the inlet of the mobile unit for liquefying natural gas and after drying in the adsorber unit, cooling in the heat exchanger unit using an expander-compressor unit, throttling and separation of the liquid phase, the liquefied part of natural gas from the outlet tanks for storing liquefied natural gas are supplied to the consumer, and the unliquefied part of the natural gas from the outlet of the mobile unit for liquefying natural gas through recirculation insulating collector is fed into the inlet manifold between the throttle device and the inlet of the compressor installation. In the inlet line, the non-fluidized portion of the natural gas is mixed with the stream of natural gas expander-compressor unit compressed in the compressor and cooled with the intermediate heat exchanger and with the heated natural gas stream supplied from the outlet of the intermediate heat exchanger. The mixed stream of natural gas through the inlet pipe is sent to the inlet of the compressor unit. Then, by closing the shut-off valve on the bypass pipe, the compressor unit is disconnected from the intake manifold of the compressor station. Further pumping of the non-liquefied part of natural gas after the liquid phase is separated from it in a mobile unit for liquefying natural gas is carried out in the recirculation mode of the non-liquefying part of natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas through the recirculation manifold and the inlet pipe to the compressor station compressor inlet.

Согласно изобретению при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из отключенного участка магистрального газопровода через регулятор расхода подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа. При снижении давления в отключенном участке магистрального газопровода ниже заданного минимального давления всасывания компрессорной установки подачу природного газа в мобильную установку для сжижения природного газа завершают.According to the invention, when recirculating from the output of a mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of a compressor unit, mixed flows of natural gas carry out a stationary mode of operation of the compressor unit with nominal and constant capacity. Why, in a mobile plant for liquefying natural gas, liquefied gas is extracted from an unliquefied part of natural gas, and for mixing with an unliquefied part of natural gas, natural gas is supplied to the inlet of a mobile plant for liquefying natural gas from a disconnected section of the main gas pipeline in a volume equal to liquefied gas. When the pressure in the disconnected section of the main gas pipeline drops below a predetermined minimum suction pressure of the compressor unit, the supply of natural gas to the mobile unit for liquefying natural gas is completed.

Согласно изобретению сжатый в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом после дросселирования, подаваемым для сжижения из отключенного участка магистрального газопровода, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки.According to the invention, the natural gas compressed in the compressor of the expander-compressor unit is mixed with non-liquefied natural gas and natural gas after throttling, supplied to liquefy from a disconnected section of the main gas pipeline, and a mixed low-pressure natural gas stream is supplied to the inlet of the compressor unit with a constant pressure equal to the minimum pressure suction compressor unit.

Кроме того, топливный природный газ для компрессорной установки отбирают из входной магистрали между дросселирующим устройством и входным трубопроводом компрессорной установки.In addition, fuel natural gas for the compressor unit is taken from the inlet line between the throttling device and the inlet pipe of the compressor unit.

В заявленном способе сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по второму варианту:In the claimed method of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline, according to the second embodiment:

- откачка природного газа в действующий газопровод из отключенного участка газопровода компрессорной станцией, состоящей по меньшей мере из двух параллельно соединенных мобильных компрессорных установок, и отключение одной компрессорной установки от всасывающего коллектора компрессорной станции позволяют одновременно осуществлять перекачку природного газа в действующий газопровод и обеспечить автономную работу компрессорной установки в режиме рециркуляции на ее вход несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа, что расширяет функциональные возможности предлагаемого способа для сжижения природного газа по сравнению с прототипом (патент RU №2330182);- pumping natural gas into the existing gas pipeline from the disconnected section of the gas pipeline by the compressor station, which consists of at least two parallel-connected mobile compressor units, and disconnecting one compressor unit from the intake manifold of the compressor station, allows simultaneous pumping of natural gas into the existing gas pipeline and ensures autonomous operation of the compressor installations in the recirculation mode at its inlet of the non-liquefied part of natural gas from the outlet of the mobile ki for liquefying natural gas, which expands the functional capabilities of the proposed method for the liquefaction of natural gas as compared to the prior art (patent RU №2330182);

- подача природного газа через регулятор расхода природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из отключенного участка газопровода в объеме, равном объему сжиженного газа, позволяет осуществлять стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью;- the supply of natural gas through the regulator of the flow of natural gas to the inlet of a mobile unit for liquefying natural gas from a disconnected section of the gas pipeline in an amount equal to the volume of liquefied gas allows for stationary operation of a compressor unit with nominal and constant capacity;

- выделение дополнительного количества жидкой фазы из несжижившейся части природного газа при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных потоков природного газа низкого давления позволяет повысить эффективность способа сжижения природного газа по сравнению с прототипом по патенту RU №2306500.- the allocation of an additional amount of the liquid phase from the non-liquefied part of the natural gas during recirculation from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit of mixed low-pressure natural gas streams can improve the efficiency of the method of liquefying natural gas in comparison with the prototype according to patent RU No. 2306500.

Кроме того, в способах сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода по любому из заявленных вариантов, согласно изобретению в компрессоре детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа газ сжимают до величины давления, равного заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки.In addition, in the methods of liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline according to any of the claimed variants, according to the invention, in the compressor of the expander-compressor unit of a mobile installation for liquefying natural gas, the gas is compressed to a pressure equal to a predetermined minimum suction pressure of the compressor installation.

Для коммерческого учета природного газа в процессе его откачки из магистрального газопровода согласно изобретению расходомером, установленным на выходе компрессорной установки, измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа, расходомером, установленным на выходе емкости для хранения сжиженного газа, измеряют расход сжиженной части природного газа, а расход топливного природного газа для компрессорной установки измеряют расходомером топливного природного газа, установленным в трубопроводе топливного природного газа компрессорной установки.For commercial metering of natural gas during its pumping from the main gas pipeline according to the invention, a flow meter installed at the outlet of the compressor unit measures the flow rate of natural gas liquefied by a flow meter installed at the outlet of the liquefied gas storage tank, the flow rate of the liquefied portion of natural gas is measured, and the flow rate fuel gas for a compressor installation is measured by a fuel natural gas flow meter installed in the fuel natural gas pipeline comp spring installation.

Таким образом решена поставленная в изобретении задача - повышена эффективность использования природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода за счет повышения коэффициента сжижения природного газа путем выделения дополнительного объема жидкой фазы из несжижившейся части природного газа.Thus, the task of the invention is solved: the efficiency of using natural gas pumped from the main gas pipeline is increased by increasing the liquefaction coefficient of natural gas by isolating an additional volume of the liquid phase from the non-liquefied part of natural gas.

Настоящее изобретение поясняется последующим описанием способов сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, со ссылкой на иллюстрации, представленные на фиг.1, 2 и 3.The present invention is illustrated by the following description of methods for liquefying natural gas pumped from the main gas pipeline, with reference to the illustrations presented in figures 1, 2 and 3.

На фиг.1 представлена общая пневмосхема способа сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по первому варианту, в которой мобильная установка для сжижения природного газа подключена последовательно с компрессорной установкой к действующему магистральному газопроводу, где 1 - действующий магистральный газопровод; 2 - компрессорная установка; 3 - мобильная установка для сжижения природного газа; 4 - входная магистраль компрессорной установки; 5 - проходной вентиль; 6 - регулятор расхода природного газа; 7 - байпас проходного вентиля; 8 - дросселирующее устройство; 9 - выход дросселирующего устройства; 10 - промежуточный теплообменник; 11 - детандер-компрессорный агрегат; 12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата; 13 - выход компрессора детандер-компрессоного агрегата; 14 - вход компрессорной установки; 15 - выход компрессорной установки; 16 - промежуточная магистраль; 17 - вход мобильной установки для сжижения природного газа; 18 - блок адсорберов; 19 - блок теплообменников; 20 - емкость для хранения сжиженного газа; 21 - выход емкости для хранения сжиженного газа; 22 - выход промежуточного теплообменника; 23 - выход мобильной установки для сжижения природного газа; 24 - рециркуляционный коллектор; 25 - расходомер природного газа; 26 - расходомер сжиженного газа; 27 - расходомер топливного природного газа; 28 - трубопровод топливного природного газа.Figure 1 shows a general pneumatic diagram of a method for liquefying natural gas pumped from a gas main, according to the first embodiment, in which a mobile unit for liquefying natural gas is connected in series with a compressor unit to an existing gas main, where 1 is an existing gas main; 2 - compressor installation; 3 - mobile installation for liquefying natural gas; 4 - input line of the compressor unit; 5 - gate valve; 6 - natural gas flow controller; 7 - bypass valve; 8 - throttling device; 9 - output throttling device; 10 - intermediate heat exchanger; 11 - expander-compressor unit; 12 - compressor expander-compressor unit; 13 - compressor output of the expander-compressor unit; 14 - input compressor unit; 15 - output of the compressor unit; 16 - an intermediate highway; 17 - input of a mobile installation for liquefying natural gas; 18 - block adsorbers; 19 - block heat exchangers; 20 - capacity for storing liquefied gas; 21 - output of a container for storing liquefied gas; 22 - output of the intermediate heat exchanger; 23 - output of a mobile installation for liquefying natural gas; 24 - recirculation manifold; 25 - a flow meter of natural gas; 26 - a flow meter of liquefied gas; 27 - a flow meter of fuel natural gas; 28 - a pipeline of fuel natural gas.

На фиг.2 - общая пневмосхема способа сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по второму варианту, в которой мобильная установка для сжижения природного газа подключена последовательно с компрессорной установкой компрессорной станции к отключенному для ремонта участку магистрального газопровода, где 1 -действующий магистральный газопровод; 2 - компрессорная установка; 3 - мобильная установка для сжижения природного газа; 4 - входная магистраль компрессорной установки; 5 - проходной вентиль; 6 - регулятор расхода природного газа; 7 - байпас проходного вентиля; 8 - дросселирующее устройство; 9 - выход дросселирующего устройства; 10 - промежуточный теплообменник; 11 - детандер-компрессорный агрегат; 12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата; 13 - выход компрессора детандер-компрессорного агрегата; 14 - вход компрессорной установки; 15 - выход компрессорной установки; 16 - промежуточная магистраль; 17 - вход мобильной установки для сжижения природного газа; 18 - блок адсорберов; 19 - блок теплообменников; 20 - емкость для хранения сжиженного газа; 21 - выход емкости для хранения сжиженного газа; 22 - выход промежуточного теплообменника; 23 - выход мобильной установки для сжижения природного газа; 24 - рециркуляционный коллектор; 25 - расходомер природного газа; 26 - расходомер сжиженного газа; 27 - расходомер топливного природного газа; 28 - трубопровод топливного природного газа; 29 - отключенный участок магистрального газопровода; 30 - компрессорная станция; 31 - всасывающий коллектор; 32 - нагнетательный коллектор; 33 - отсечной вентиль; 34 -обводной трубопровод.Figure 2 is a General pneumatic diagram of a method for liquefying natural gas pumped from a main gas pipeline, according to the second embodiment, in which a mobile installation for liquefying natural gas is connected in series with the compressor installation of the compressor station to a section of the main gas pipeline that is turned off for repair, where 1 is an active gas pipeline ; 2 - compressor installation; 3 - mobile installation for liquefying natural gas; 4 - input line of the compressor unit; 5 - gate valve; 6 - natural gas flow controller; 7 - bypass valve; 8 - throttling device; 9 - output throttling device; 10 - intermediate heat exchanger; 11 - expander-compressor unit; 12 - compressor expander-compressor unit; 13 - compressor output of the expander-compressor unit; 14 - input compressor unit; 15 - output of the compressor unit; 16 - an intermediate highway; 17 - input of a mobile installation for liquefying natural gas; 18 - block adsorbers; 19 - block heat exchangers; 20 - capacity for storing liquefied gas; 21 - output of a container for storing liquefied gas; 22 - output of the intermediate heat exchanger; 23 - output of a mobile installation for liquefying natural gas; 24 - recirculation manifold; 25 - a flow meter of natural gas; 26 - a flow meter of liquefied gas; 27 - a flow meter of fuel natural gas; 28 - a pipeline of fuel natural gas; 29 - a disconnected section of the main gas pipeline; 30 - compressor station; 31 - suction collector; 32 - discharge manifold; 33 - shut-off valve; 34 bypass pipeline.

На фиг.3 в качестве примера заявленных технических решений представлены графики, характеризующие динамику изменения коэффициента сжижения природного газа в процессе его откачки из магистрального газопровода.Figure 3 as an example of the claimed technical solutions presents graphs characterizing the dynamics of the change in the coefficient of liquefaction of natural gas during its pumping from the main gas pipeline.

Сжижение природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, по первому варианту осуществляют следующим образом (см. фиг.1). Первоначально из действующего магистрального газопровода 1 для сжижения отбирают часть объема перекачиваемого по действующему магистральному газопроводу 1 природного газа с давлением, равным давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе 1. Затем природный газ направляют во входную магистраль 4 компрессорной установки 2, включающую проходной вентиль 5 с регулятором расхода природного газа 6, установленным в байпасе 7 проходного вентиля 5, дросселирующее устройство 8 и промежуточный теплообменник 10. Перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода 13 компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3, а в дросселирующем устройстве 8 понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. С выхода 9 дросселирующего устройства 8 охлажденный поток природного газа низкого давления подают на вход 14 компрессорной установки 2, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в действующем газопроводе 1.The liquefaction of natural gas pumped from the main gas pipeline, according to the first embodiment, is carried out as follows (see figure 1). Initially, part of the volume of natural gas pumped through the existing main gas pipeline 1 with a pressure equal to the pressure of the natural gas in the existing gas main 1 is taken from the existing main gas pipeline 1 for liquefaction. Then, the natural gas is sent to the inlet pipe 4 of the compressor unit 2, including a valve 5 with a regulator natural gas flow rate 6 installed in the bypass 7 of the inlet valve 5, a throttling device 8 and an intermediate heat exchanger 10. Before throttled natural gas is heated by a natural gas stream supplied from the outlet 13 of the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 of the mobile installation for liquefying natural gas 3, and in the throttling device 8, the natural gas pressure is reduced to a value equal to the minimum suction pressure of the compressor unit 2 specified by the technical specifications. From the output 9 of the throttling device 8, the cooled low-pressure natural gas stream is fed to the inlet 14 of the compressor unit 2, where the natural gas pressure is increased to Ichin equal to the pressure of gas in the existing pipeline 1.

Далее, с выхода 15 компрессорной установки 2 через промежуточную магистраль 16 природный газ высокого давления подают на вход 17 мобильной установки для сжижения природного газа 3 и после осушки в блоке адсорберов 18, охлаждения в блоке теплообменников 19 с использованием детандер-компрессорного агрегата 11, дросселирования (на схеме не показано) и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода 21 емкости для хранения сжиженного газа 20 подают потребителю. Несжижившуюся часть природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 через рециркуляционный коллектор 24 подают во входную магистраль 4 между дросселирующим устройством 8 и входом 14 в компрессорную установку 2. Во входной магистрали 4 компрессорной установки 2 несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике 10 потоком сжатого в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода 22 промежуточного теплообменника 10. Далее смешанный поток природного газа через входную магистраль 4 компрессорной установки 2 направляют на вход 14 компрессорной установки 2. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа 3 осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 на вход 14 компрессорной установки 2.Next, from the exit 15 of the compressor unit 2 through the intermediate line 16 high-pressure natural gas is fed to the input 17 of the mobile unit for liquefying natural gas 3 and after drying in the block of adsorbers 18, cooling in the block of heat exchangers 19 using the expander-compressor unit 11, throttling ( not shown) and separating the liquid phase, the liquefied portion of natural gas from the outlet 21 of the liquefied gas storage tank 20 is supplied to the consumer. The non-fluidizing portion of natural gas from the outlet 23 of the mobile natural gas liquefying unit 3 is fed through a recirculation manifold 24 to the inlet pipe 4 between the throttling device 8 and the inlet 14 to the compressor unit 2. In the inlet pipe 4 of the compressor unit 2, the non-fluidized portion of the natural gas is mixed with the cooled the intermediate heat exchanger 10 stream compressed in the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 of natural gas and with a heated stream of natural gas supplied from the output 22 of the intermediate t heat exchanger 10. Next, the mixed flow of natural gas through the inlet line 4 of the compressor unit 2 is directed to the inlet 14 of the compressor unit 2. Further pumping of the unliquefied part of the natural gas after the liquid phase is separated from it in the mobile unit for liquefying natural gas 3 is carried out in the mode of recirculation of the unliquefied part of the natural gas from the exit 23 of a mobile installation for liquefying natural gas 3 to the input 14 of the compressor unit 2.

При рециркуляции с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных во входной магистрали 4 компрессорной установки 2 потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки 2 с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа 3 сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход 17 мобильной установки для сжижения природного газа 3 из действующего магистрального газопровода 1 через регулятор расхода 6 подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.When recycling from the exit 23 of a mobile installation for liquefying natural gas 3 to the inlet 14 of the compressor unit 2 mixed in the input line 4 of the compressor unit 2 natural gas flows carry out a stationary operation of the compressor unit 2 with a nominal and constant capacity. For this, in a mobile installation for liquefying natural gas 3, liquefied gas is extracted from the non-liquefying part of natural gas, and for mixing with the non-liquefying part of natural gas, natural gas is supplied to the inlet 17 of the mobile installation for liquefying natural gas 3 from the main gas pipeline 1 through a flow regulator 6 volume equal to the volume of liquefied gas.

С целью подачи на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных потоков несжижившегося природного газа и природного газа из действующего магистрального газопровода 1 с одинаковым давлением в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3 природный газ сжимают до величины давления, равной заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. Затем сжатый в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом, подаваемым после дросселирования из действующего магистрального газопровода 1, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход 14 компрессорной установки 2 с постоянным давлением, равным заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. Топливный природный газ, например, для газового двигателя (не показан) компрессорной установки 2 отбирают из входной магистрали 4 между дросселирующим устройством 9 и входом 14 компрессорной установки 2.In order to supply to the inlet 14 of the compressor installation 2 mixed flows of non-liquefied natural gas and natural gas from the existing main gas pipeline 1 with the same pressure in the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 of the mobile installation for liquefying natural gas 3, natural gas is compressed to a pressure value equal to the specified minimum the suction pressure of the compressor unit 2. Then, the natural gas compressed in the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 is mixed with non-liquefied natural gas and natural gas supplied after throttling from the existing main gas pipeline 1, and a mixed low-pressure natural gas stream is supplied to the inlet 14 of the compressor unit 2 with a constant pressure equal to the specified minimum suction pressure of the compressor unit 2. Natural gas fuel, for example, for a gas engine (not shown) compressor unit 2 is taken from the input line 4 between the throttling device 9 and the input 14 of the compressor unit 2.

Для коммерческого учета природного газа в процессе его откачки из действующего магистрального газопровода 1 расходомером природного газа 25 на выходе 15 компрессорной установки 2 измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа, расходомером сжиженного газа 26 на выходе 21 емкости для хранения сжиженного газа 20 измеряют расход сжиженной части природного газа, а расход топливного природного газа для компрессорной установки 2 измеряют расходомером топливного природного газа 27, установленным в трубопроводе топливного природного газа 28 компрессорной установки 2.For commercial metering of natural gas during its pumping from the existing main gas pipeline 1, a natural gas flow meter 25 at the outlet 15 of the compressor unit 2 measures the flow rate of natural gas taken for liquefaction, a liquefied gas flow meter 26 at the outlet 21 of the liquefied gas storage tank 20 measures the flow of the liquefied part of natural gas, and the consumption of fuel natural gas for compressor unit 2 is measured by a fuel natural gas flow meter 27 installed in the fuel natural gas pipeline and 28 compressor units 2.

Для сжижения природного газа по второму варианту (см. фиг.2) участок магистрального газопровода отключают для ремонта и отключенный участок магистрального газопровода 29 соединяют с действующим магистральным газопроводом 1 через компрессорную станцию 30, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок 2, и производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода 29 в действующий магистральный газопровод 1. Сжижение природного газа, откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода 29 в действующий магистральный газопровод 1, осуществляют следующим образом.To liquefy natural gas according to the second embodiment (see FIG. 2), the section of the main gas pipeline is turned off for repair and the disconnected section of the main gas pipeline 29 is connected to the existing main gas pipeline 1 through a compressor station 30 consisting of at least two compressor units 2 connected in parallel, and natural gas is pumped out of the disconnected section of the main gas pipeline 29 into the existing main gas pipeline 1. Liquefaction of the natural gas pumped out of the disconnected section of the gas pipeline tral pipeline 29 to the existing main pipeline 1, as follows.

Отключенный участок магистрального газопровода 29 последовательно через компрессорную установку 2 компрессорной станции 30 соединяют с мобильной установкой для сжижения природного газа 3. Первоначально из всасывающего коллектора 31 компрессорной станции 30 для сжижения отбирают часть объема природного газа, откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода 29 в действующий магистральный газопровод 1. Затем природный газ с давлением, равным давлению природного газа в отключенном участке магистрального газопровода 29, направляют во входную магистраль 4, включающую проходной вентиль 5 с регулятором расхода природного газа 6, установленным в байпасе 7 проходного вентиля 5, дросселирующее устройство 8 и промежуточный теплообменник 10. Далее, перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода 13 компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3. В дросселирующем устройстве 8 понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. С выхода 9 дросселирующего устройства 8 охлажденный поток природного газа низкого давления через водную магистраль 4 подают на вход 14 компрессорной установки 2, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в нагнетательном коллекторе 32 компрессорной станции 30. Далее, с выхода 15 компрессорной установки 2 через промежуточную магистраль 16 природный газ высокого давления подают на вход 17 мобильной установки для сжижения природного газа 3 и после осушки в блоке адсорберов 18, охлаждения в блоке теплообменников 19 с использованием детандер-компрессорного агрегата 11 и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода 21 емкости для хранения сжиженного газа 20 подают потребителю, а несжижившуюся часть природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 через рециркуляционный коллектор 24 подают во входную магистраль 4 между дросселирующим устройством 8 и входом 14 в компрессорную установку 2. Во входной магистрали 4 несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике 10 потоком сжатого в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода 22 промежуточного теплообменника 10. Смешанный поток природного газа через входную магистраль 4 направляют на вход 14 компрессорной установки 2. Затем закрытием отсечного вентиля 33 на обводном трубопроводе 34 компрессорную установку 2 отключают от всасывающего коллектора 31 компрессорной станции 30. Дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа 3 осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 через рециркуляционный коллектор 24 и входную магистраль 4 на вход 14 компрессорной установки 2.The disconnected section of the main gas pipeline 29 is connected in series through the compressor installation 2 of the compressor station 30 to a mobile installation for liquefying natural gas 3. Initially, a portion of the volume of natural gas pumped from the disconnected section of the main gas pipeline 29 to the existing main gas pipeline is taken from the intake manifold 31 of the compressor station 30 1. Then natural gas with a pressure equal to the pressure of natural gas in the disconnected section of the main gas pipeline 29, for example throttle device 8 and an intermediate heat exchanger 10 are fed into the inlet line 4, including a check valve 5 with a natural gas flow regulator 6 installed in the bypass 7 of the check valve 5, and then, before throttling, the natural gas is heated by the natural gas stream supplied from the outlet 13 of the compressor 12 expander-compressor unit 11 of a mobile installation for liquefying natural gas 3. In the throttling device 8, the pressure of natural gas is reduced to a value equal to the specified technical characteristics mini the suction pressure of the compressor unit 2. From the output 9 of the throttling device 8, the cooled low-pressure natural gas stream through the water line 4 is fed to the inlet 14 of the compressor unit 2, where the natural gas pressure is increased to a pressure equal to the natural gas pressure in the discharge manifold 32 of the compressor station 30 . Further, from the exit 15 of the compressor unit 2 through the intermediate line 16 high-pressure natural gas is fed to the input 17 of the mobile unit for liquefying natural gas 3 and after drying ki in the block of adsorbers 18, cooling in the block of heat exchangers 19 using an expander-compressor unit 11 and separating the liquid phase, the liquefied part of natural gas from the outlet 21 of the tank for storing liquefied gas 20 is supplied to the consumer, and the non-liquefied part of natural gas from the output 23 of the mobile liquefaction plant natural gas 3 through the recirculation manifold 24 is fed into the inlet pipe 4 between the throttling device 8 and the inlet 14 to the compressor unit 2. In the inlet pipe 4, the non-liquefied part of the natural gas they are heated with a stream of natural gas compressed in the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 compressed in the compressor 12 and with a heated stream of natural gas supplied from the outlet 22 of the intermediate heat exchanger 10. The mixed stream of natural gas through the inlet 4 is sent to the inlet 14 of the compressor unit 2. Then, by closing the shut-off valve 33 on the bypass pipe 34, the compressor unit 2 is disconnected from the intake manifold 31 of the compressor station 30. Further pumping of the non-liquefied part of the nature th gas after separating it from the liquid phase in a mobile plant for liquefying natural gas 3 is performed in the recirculation mode neszhizhivsheysya portion of the natural gas output from the mobile unit 23 for liquefying natural gas 3 through the recirculation manifold 24 and input line 4 to the input 14 of the compressor installation 2.

При рециркуляции с выхода 23 мобильной установки для сжижения природного газа 3 на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки 2 с номинальной и постоянной производительностью. Для чего в мобильной установке для сжижения природного газа 3 сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа из отключенного участка магистрального газопровода 29 через регулятор расхода 6 подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.When recycling from the exit 23 of the mobile unit for liquefying natural gas 3 to the inlet 14 of the compressor unit 2, mixed flows of natural gas carry out a stationary operation of the compressor unit 2 with a nominal and constant capacity. For this, in a mobile installation for liquefying natural gas 3, liquefied gas is extracted from the non-liquefied part of natural gas, and for mixing with the unliquefied part of natural gas from the disconnected section of the main gas pipeline 29, natural gas is supplied in a volume equal to the volume of liquefied gas.

При снижении давления в отключенном участке магистрального газопровода 29 ниже заданного минимального давления всасывания компрессорной установки 2 подачу природного газа в мобильную установку для сжижения природного газа 3 завершают.When the pressure decreases in the disconnected section of the main gas pipeline 29 below a predetermined minimum suction pressure of the compressor unit 2, the supply of natural gas to the mobile unit for liquefying natural gas 3 is completed.

С целью подачи на вход 14 компрессорной установки 2 смешанных потоков природного газа с одинаковым давлением в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 мобильной установки для сжижения природного газа 3 природный газ сжимают до величины давления, равного заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2. Затем сжатый в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата 11 природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом, подаваемым для сжижения из отключенного участка магистрального газопровода 29 после дросселирования, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход 14 компрессорной установки 2 с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки 2.In order to supply mixed gas flows of natural gas with the same pressure to the inlet 14 of the compressor unit 2 in the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 of the mobile unit for liquefying natural gas 3, natural gas is compressed to a pressure equal to a predetermined minimum suction pressure of the compressor unit 2. Then, compressed into the compressor 12 of the expander-compressor unit 11 natural gas is mixed with non-liquefied natural gas and natural gas supplied to liquefy from a disconnected section of the main gas wires 29 after throttling, and a mixed stream of low-pressure natural gas is supplied to the inlet 14 of the compressor unit 2 with a constant pressure equal to the minimum suction pressure of the compressor unit 2.

Топливный природный газ, например, для газового двигателя (не показан) компрессорной установки 2 отбирают из входной магистрали 4 между дросселирующим устройством 8 и обводным трубопроводом 34.Fuel natural gas, for example, for a gas engine (not shown) of the compressor unit 2 is taken from the inlet line 4 between the throttling device 8 and the bypass pipe 34.

Для коммерческого учета природного газа расходомером природного газа 25, установленным на выходе 15 компрессорной установки 2, измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа, расходомером сжиженного природного газа 26, установленным на выходе 21 емкости для хранения сжиженного газа 20, измеряют расход сжиженного природного газа, а расход топливного природного газа для компрессорной установки 2 измеряют расходомером топливного природного газа 27, установленным в трубопроводе топливного природного газа 28 компрессорной установки 2. В качестве примера реализации заявленных технических решений на фиг.3 приведены графики, характеризующие динамику изменения объема сжиженного газа в установке для сжижения природного газа в процессе его откачки из действующего газопровода.For commercial metering of natural gas, a natural gas flow meter 25 installed at the outlet 15 of the compressor unit 2 measures the consumption of natural gas liquefied by a liquefied natural gas meter 26 installed at the outlet 21 of the liquefied gas storage tank 20, the flow of liquefied natural gas is measured, and fuel natural gas flow rate for compressor unit 2 is measured by a fuel natural gas flow meter 27 installed in a pipeline of fuel natural gas 28 of compressor unit 2. As an example of realization of the declared technical solutions Figure 3 shows graphs describing the dynamics of changes in the volume of liquefied natural gas plant for liquefying natural gas during its extraction from existing pipeline.

На графике 1 показано изменение коэффициента сжижения природного газа в зависимости от относительного времени его подачи на вход установки для сжижения по известному способу-прототипу (патент RU №2306500). На графике 2 показано изменение коэффициента сжижения природного газа в зависимости от относительного времени откачки природного газа из магистрального газопровода по заявленным способам (см. фиг.1 и фиг.2), по которым подачу несжижившейся части природного газа осуществляют с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор в компрессорную установку, что позволяет смешивать несжижившуюся часть природного газа низкого давления с потоком природного газа из магистрального газопровода.Figure 1 shows the change in the coefficient of liquefaction of natural gas depending on the relative time of its supply to the input of the liquefaction plant according to the known prototype method (patent RU No. 2306500). Figure 2 shows the change in the coefficient of liquefaction of natural gas depending on the relative time of pumping natural gas from the main gas pipeline according to the claimed methods (see Fig. 1 and Fig. 2), in which the supply of an unliquefied part of natural gas is carried out from the output of a mobile installation for liquefying natural gas through a recirculation manifold to the compressor unit, which allows the uncompressed portion of low-pressure natural gas to be mixed with the natural gas stream from the main gas pipeline.

Приняты следующие условные обозначения: К - коэффициент сжижения природного газа; Vi - объем сжиженного природного газа за промежуток времени ti; V0 - объем подаваемого для сжижения природного газа; t0 - время, затраченное на производство заданного объема сжиженного газа.The following conventions are adopted: K - coefficient of liquefaction of natural gas; V i - the volume of liquefied natural gas over a period of time t i ; V 0 - the volume supplied to liquefy natural gas; t 0 - the time spent on the production of a given volume of liquefied gas.

Преимущества заявленных способов сжижения природного газа по сравнению с прототипом, а именно повышение коэффициента сжижения и сокращение времени, затрачиваемого для сжижения природного газа, показаны на примере сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода мобильной компрессорной установкой производительностью 4000 нм3/час.The advantages of the claimed methods of liquefying natural gas in comparison with the prototype, namely, increasing the liquefaction coefficient and reducing the time taken to liquefy natural gas, are shown by the example of liquefying natural gas pumped from a gas pipeline by a mobile compressor unit with a capacity of 4000 nm 3 / h.

Как видно из графика 1 за период времени от n=0 до n=1, среднее значение KOAD=0,18 и по известному способу из 4000 м3 природного газа может быть получено 720 м3 сжиженного газа.As can be seen from graph 1 over a period of time from n = 0 to n = 1, the average value of K OAD = 0.18 and according to the known method, 720 m 3 of liquefied gas can be obtained from 4000 m 3 of natural gas.

Очевидно, что для получения 4000 м3 сжиженного газа по известному способу необходимо откачать из магистрального газопровода 22200 м3 природного газа, для чего при производительности компрессорной установки, равной 4000 м3/час, потребуется 5,56 часа.Obviously, to obtain 4000 m 3 of liquefied gas by a known method, it is necessary to pump out 22,200 m 3 of natural gas from the main gas pipeline, for which 5.56 hours will be required at a compressor unit capacity of 4000 m 3 / h.

По заявленным способам перекачка несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа в режиме рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки позволяет наращивать производство сжиженного природного газа из несжижившейся части природного газа с каждым последующим циклом рециркуляции, что повышает эффективность способа сжижения природного газа по сравнению с известными способами.According to the claimed methods, pumping the non-liquefied part of natural gas after the liquid phase is separated from it in a mobile unit for liquefying natural gas in the recirculation mode from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit allows increasing the production of liquefied natural gas from the non-liquefying part of natural gas with each subsequent recirculation cycle, which increases the efficiency of the method of liquefying natural gas in comparison with known methods.

Так, по заявленным способам сжижения природного газа в установке для сжижения первоначально в интервале времени от n=0 до n=0,2 из 4000 м3 природного газа в среднем выделяется 400 м3 сжиженного газа (см. график 2). Далее в интервале времени от n=0,2 до n=0,4 при рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки из несжижившейся части в количестве 3600 м3 выделяется 3600*0,28=1000 м3 жидкой фазы. Из магистрального газопровода дополнительно поступает 400 м3 природного газа, из которого также выделяется 112 м3 сжиженного газа, при этом коэффициент сжижения составит

Figure 00000002
. Средняя величина коэффициента сжижения в интервале времени от n=0 до n=0,4 составит КOB=0,26.So, according to the claimed methods of liquefying natural gas in a liquefaction plant, initially in the time interval from n = 0 to n = 0.2, out of 4000 m 3 of natural gas, an average of 400 m 3 of liquefied gas is released (see Figure 2). Further, in the time interval from n = 0.2 to n = 0.4, when recirculating the non-fluidizing part of natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas, 3600 * 0.28 = 1000 is released from the non-fluidizing part in the amount of 3600 m 3 at the inlet of the compressor unit m 3 liquid phase. An additional 400 m 3 of natural gas is also supplied from the main gas pipeline, from which 112 m 3 of liquefied gas are also emitted, while the liquefaction coefficient will be
Figure 00000002
. The average value of the liquefaction coefficient in the time interval from n = 0 to n = 0.4 will be K OB = 0.26.

В течение всего цикла сжижения природного газа в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки за период времени от n=0 до n=1 вплоть до достижения заданного объема сжиженного газа, равного 4000 м3, средняя величина коэффициента сжижения составит КOC=0,41.During the entire cycle of liquefying natural gas in the mode of recirculation of the non-liquefying portion of natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit for a period of time from n = 0 to n = 1 until a specified volume of liquefied gas is equal to 4000 m 3 , the average value of the liquefaction coefficient will be K OC = 0.41.

Таким образом, реализация заявленных способов сжижения природного газа для условий приведенного примера позволяет получить заданный объем сжиженного газа из 9756 м3 природного газа за 2,44 часа, что по сравнению с прототипом позволяет более чем в два раза сократить время, затраченное на сжижение природного газа, и сократить объем природного газа, отбираемого из магистрального газопровода для получения заданного объема сжиженного газа.Thus, the implementation of the claimed methods of liquefying natural gas for the conditions of the given example allows to obtain a given volume of liquefied natural gas from 9756 m 3 of natural gas in 2.44 hours, which compared with the prototype allows more than halving the time spent on liquefying natural gas , and reduce the volume of natural gas taken from the main gas pipeline to obtain a given volume of liquefied gas.

Изобретение направлено на повышение эффективности использования природного газа в процессе его транспортировки по магистральным газопроводам и при ремонтах отдельных участков магистральных газопроводов, а именно повышение коэффициента сжижения природного газа, сокращение сроков производства сжиженного газа, а также сокращение потерь природного газа при капитальных ремонтах магистральных газопроводов.The invention is aimed at increasing the efficiency of using natural gas during its transportation through gas pipelines and during repairs of individual sections of gas pipelines, namely, increasing the liquefaction coefficient of natural gas, shortening the production time of liquefied gas, as well as reducing the loss of natural gas during major repairs of gas pipelines.

Предлагаемые способы сжижения природного газа могут быть реализованы на установках, собранных из готовых узлов и агрегатов.The proposed methods for liquefying natural gas can be implemented on plants assembled from finished units and assemblies.

Claims (12)

1. Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, включающий осушку в блоке адсорберов сжатого природного газа, его охлаждение в блоке теплообменников с использованием контура на базе детандер-компрессорного агрегата и отделение жидкой фазы, заключающийся в том, что действующий магистральный газопровод соединяют с мобильной компрессорной установкой и производят откачку природного газа из действующего магистрального газопровода в мобильную установку для сжижения природного газа, отличающийся тем, что первоначально из действующего магистрального газопровода для сжижения отбирают часть объема перекачиваемого по действующему магистральному газопроводу природного газа с давлением, равным давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе, и направляют во входную магистраль компрессорной установки, включающую проходной вентиль с регулятором расхода природного газа, установленным в байпасе проходного вентиля, дросселирующее устройство и промежуточный теплообменник, где перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа, а в дросселирующем устройстве понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки, и с выхода дросселирующего устройства охлажденный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению природного газа в действующем магистральном газопроводе, и далее с выхода компрессорной установки через промежуточную магистраль природный газ высокого давления подают на вход мобильной установки для сжижения природного газа и после осушки в блоке адсорберов, охлаждения в блоке теплообменников с использованием детандер-компрессорного агрегата, дросселирования и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода емкости для хранения сжиженного газа подают потребителю, а несжижившуюся часть природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор подают во входную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку, где несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике потоком сжатого в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода промежуточного теплообменника, и смешанный поток природного газа через входную магистраль компрессорной установки направляют на вход компрессорной установки, а дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки.1. A method of liquefying natural gas pumped from a gas pipeline, including drying in a block of adsorbers of compressed natural gas, cooling it in a heat exchanger block using a circuit based on an expander-compressor unit and separating the liquid phase, which consists in connecting the existing gas pipeline to mobile compressor installation and pumping out natural gas from the existing main gas pipeline into a mobile installation for liquefying natural gas, characterized in that Initially, part of the volume of natural gas pumped through the existing main gas pipeline with a pressure equal to the pressure of the natural gas in the existing main gas pipeline is taken from the existing main gas pipeline for liquefaction, and it is sent to the inlet pipe of the compressor unit, which includes an inlet valve with a natural gas flow regulator installed in the bypass of the gas passage valves, a throttling device and an intermediate heat exchanger, where natural gas is heated before throttling the natural gas flow supplied from the compressor output of the expander-compressor unit of a mobile installation for liquefying natural gas, and in the throttling device, the natural gas pressure is reduced to a value equal to the minimum suction pressure of the compressor installation specified by the technical characteristics, and the chilled low-pressure natural gas stream from the output of the throttling device pressure is fed to the inlet of the compressor unit, where the pressure of natural gas is increased to a value equal to the pressure of natural gas in the existing main gas pipeline, and then from the output of the compressor unit through the intermediate line, high-pressure natural gas is fed to the inlet of the mobile unit for liquefying natural gas and after drying in the adsorber unit, cooling in the heat exchanger unit using an expander-compressor unit, throttling and separation of the liquid phase the liquefied part of natural gas from the outlet of the liquefied gas storage tank is supplied to the consumer, and the un liquefied part of natural gas from the outlet of the mobile unit is To liquefy natural gas, it is fed through a recirculation manifold to the inlet line between the throttling device and the inlet to the compressor unit, where the un-liquefied part of the natural gas is mixed with the stream of natural gas expander-compressor unit compressed in the compressor and the heated stream of natural gas supplied with the output of the intermediate heat exchanger, and the mixed flow of natural gas through the inlet pipe of the compressor unit is sent to the inlet of the compressor unit, and the further pumping of the non-liquefied part of natural gas after the liquid phase is separated from it in the mobile unit for liquefying natural gas is carried out in the mode of recirculation of the non-liquefied part of natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit. 2. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных во входной магистрали компрессорной установки потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью, для чего в мобильной установке для сжижения природного газа сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из действующего магистрального газопровода через регулятор расхода подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа.2. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that when recirculating from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit, the natural gas flows mixed in the inlet pipe of the compressor unit carry out a stationary mode of operation of the compressor unit with nominal and constant capacity, why in a mobile installation for liquefying natural gas, liquefied gas is extracted from an unliquefied part of natural gas, and for mixing with an unliquefied part of natural gas From the beginning, natural gas is supplied to the inlet of a mobile unit for liquefying natural gas from an existing gas pipeline through a flow regulator in an amount equal to the volume of liquefied gas. 3. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что сжатый в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом после дросселирования, подаваемым для сжижения из магистрального газопровода, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки.3. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that the natural gas compressed in the compressor of the expander-compressor unit is mixed with non-liquefied natural gas and natural gas after throttling, supplied for liquefaction from the main gas pipeline, and a mixed low-pressure natural gas stream is supplied at the inlet of the compressor unit with a constant pressure equal to the minimum suction pressure of the compressor unit. 4. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что топливный природный газ для компрессорной установки отбирают из входной магистрали между дросселирующим устройством и входом компрессорной установки.4. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that the fuel natural gas for the compressor unit is taken from the input line between the throttling device and the inlet of the compressor unit. 5. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что в компрессоре детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа газ сжимают до величины давления, равного заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки.5. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that in the compressor of the expander-compressor unit of a mobile unit for liquefying natural gas, the gas is compressed to a pressure equal to a predetermined minimum suction pressure of the compressor unit. 6. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что для коммерческого учета природного газа расходомером, установленным на выходе компрессорной установки, измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа расходомером, установленным на выходе емкости для хранения сжиженного газа, измеряют расход сжиженной части природного газа, а расход топливного природного газа компрессорной установкой измеряют расходомером топливного природного газа, установленным в трубопроводе топливного природного газа компрессорной установки.6. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that for the commercial metering of natural gas with a flowmeter installed at the outlet of the compressor unit, the flow rate of the sample taken to liquefy natural gas is measured with a flowmeter installed at the outlet of the tank for storing liquefied gas, the flow rate of the liquefied part is measured natural gas, and the consumption of fuel natural gas by a compressor unit is measured by a fuel natural gas flow meter installed in the pipeline of fuel natural gas wki. 7. Способ сжижения природного газа, откачиваемого из магистрального газопровода, включающий осушку в блоке адсорберов сжатого природного газа, его охлаждение в блоке теплообменников с использованием контура на базе детандер-компрессорного агрегата и отделение жидкой фазы, заключающийся в том, что участок магистрального газопровода отключают для ремонта и отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим магистральным газопроводом через компрессорную станцию, состоящую по меньшей мере из двух параллельно соединенных компрессорных установок, и производят откачку природного газа из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод, отличающийся тем, что отключенный участок магистрального газопровода последовательно через компрессорную установку компрессорной станции соединяют с мобильной установкой для сжижения природного газа и первоначально из всасывающего коллектора компрессорной станции для сжижения отбирают часть объема откачиваемого из отключенного участка магистрального газопровода в действующий магистральный газопровод природного газа, затем природный газ с давлением, равным давлению природного газа в отключенном участке магистрального газопровода, направляют во входную магистраль, включающую проходной вентиль с регулятором расхода природного газа, установленным в байпасе проходного вентиля, дросселирующее устройство и промежуточный теплообменник, где перед дросселированием природный газ нагревают потоком природного газа, подаваемым с выхода компрессора детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа, а в дросселирующем устройстве понижают давление природного газа до величины, равной заданному техническими характеристиками минимальному давлению всасывания компрессорной установки, и с выхода дросселирующего устройства охлажденный поток природного газа низкого давления через входную магистраль подают на вход компрессорной установки, где повышают давление природного газа до величины, равной давлению газа в нагнетательном коллекторе компрессорной станции, и далее с выхода компрессорной установки через промежуточную магистраль природный газ высокого давления подают на вход мобильной установки для сжижения природного газа и после осушки в блоке адсорберов, охлаждения в блоке теплообменников с использованием детандер-компрессорного агрегата, дросселирования и отделения жидкой фазы сжиженную часть природного газа с выхода емкости для хранения сжиженного газа подают потребителю, а несжижившуюся часть природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор подают во входную магистраль между дросселирующим устройством и входом в компрессорную установку, где несжижившуюся часть природного газа смешивают с охлажденным в промежуточном теплообменнике потоком сжатого в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природного газа и с нагретым потоком природного газа, подаваемым с выхода промежуточного теплообменника, и смешанный поток природного газа через входную магистраль направляют на вход компрессорной установки, затем закрытием отсечного вентиля на обводном трубопроводе компрессорную установку отключают от всасывающего коллектора компрессорной станции и дальнейшую перекачку несжижившейся части природного газа после выделения из нее жидкой фазы в мобильной установке для сжижения природного газа осуществляют в режиме рециркуляции несжижившейся части природного газа с выхода мобильной установки для сжижения природного газа через рециркуляционный коллектор и входную магистраль на вход компрессорной установки компрессорной станции.7. A method of liquefying natural gas pumped from a gas pipeline, including drying in a block of adsorbers of compressed natural gas, cooling it in a heat exchanger block using a circuit based on an expander-compressor unit, and separating the liquid phase, which means that a section of the gas pipeline is turned off for repair and the disconnected section of the main gas pipeline is connected to the existing main gas pipeline through a compressor station consisting of at least two parallel connections compressor units, and they pump natural gas from the disconnected section of the main gas pipeline into the existing main gas pipeline, characterized in that the disconnected section of the main gas pipeline is connected in series through the compressor unit of the compressor station to a mobile unit for liquefying natural gas and initially from the intake manifold of the compressor station for liquefying part of the volume of the pumped out of the disconnected section of the main gas pipeline is taken into action the main gas pipeline of natural gas, then natural gas with a pressure equal to the pressure of natural gas in the disconnected section of the main gas pipeline is sent to the inlet pipe, which includes a check valve with a natural gas flow regulator installed in the bypass of the check valve, a throttling device and an intermediate heat exchanger, where before throttling natural gas is heated by a stream of natural gas supplied from the compressor outlet of the expander-compressor unit of a mobile unit for compressing natural gas pressure, and in the throttling device, the natural gas pressure is reduced to a value equal to the minimum suction pressure of the compressor unit specified by the technical characteristics, and from the outlet of the throttling device, the cooled low-pressure natural gas stream through the inlet pipe is fed to the inlet of the compressor installation, where the natural gas pressure is increased to a value equal to the gas pressure in the discharge manifold of the compressor station, and then from the outlet of the compressor unit through the high-pressure natural gas backbone is fed to the inlet of the mobile unit for liquefying natural gas and after drying in the adsorber unit, cooling in the heat exchanger unit using an expander-compressor unit, throttling and separation of the liquid phase, the liquefied part of natural gas is supplied from the outlet of the liquefied gas storage tank to the consumer, and the non-liquefied part of the natural gas from the outlet of the mobile unit for liquefying natural gas through the recirculation collector is fed to the input line I am waiting for the throttling device and the inlet to the compressor unit, where the non-fluidized part of the natural gas is mixed with the stream of natural gas expander-compressor unit compressed in the compressor and the heated stream of natural gas supplied from the outlet of the intermediate heat exchanger and the mixed stream of natural gas through the inlet the line is sent to the inlet of the compressor unit, then by closing the shut-off valve on the bypass pipe, the compressor unit is disconnected from the suction of the compressor station collector and further pumping of the non-fluidizing part of the natural gas after the liquid phase is separated from it in the mobile unit for liquefying natural gas is carried out in the recirculation mode of the non-fluidizing part of the natural gas from the output of the mobile unit for liquefying natural gas through the recirculation manifold and the inlet line to the compressor unit compressor station. 8. Способ сжижения природного газа по п.7, отличающийся тем, что при рециркуляции с выхода мобильной установки для сжижения природного газа на вход компрессорной установки смешанных потоков природного газа осуществляют стационарный режим работы компрессорной установки с номинальной и постоянной производительностью, для чего в мобильной установке для сжижения природного газа сжиженный газ выделяют из несжижившейся части природного газа, а для смешивания с несжижившейся частью природного газа на вход мобильной установки для сжижения природного газа из отключенного участка магистрального газопровода через регулятор расхода подают природный газ в объеме, равном объему сжиженного газа, и при снижении давления в отключенном участке магистрального газопровода ниже заданного минимального давления всасывания компрессорной установки подачу природного газа в мобильную установку для сжижения природного газа завершают.8. The method of liquefying natural gas according to claim 7, characterized in that when recirculating from the output of the mobile unit for liquefying natural gas to the inlet of the compressor unit of mixed natural gas streams, a stationary mode of operation of the compressor unit with nominal and constant capacity is carried out, for which a mobile unit for liquefying natural gas, liquefied gas is extracted from the unliquefied part of natural gas, and for mixing with the unliquefied part of natural gas at the inlet of a mobile installation for liquefying natural gas from the disconnected section of the main gas pipeline through the flow regulator supplies natural gas in an amount equal to the volume of liquefied gas, and when the pressure in the disconnected section of the main gas pipeline decreases below a predetermined minimum suction pressure of the compressor unit, the supply of natural gas to the mobile unit for liquefying natural gas is completed. 9. Способ сжижения природного газа по п.7, отличающийся тем, что сжатый в компрессоре детандер-компрессорного агрегата природный газ смешивают с несжижившимся природным газом и природным газом после дросселирования, подаваемым для сжижения из отключенного участка магистрального газопровода, и смешанный поток природного газа низкого давления подают на вход компрессорной установки с постоянным давлением, равным минимальному давлению всасывания компрессорной установки.9. The method of liquefying natural gas according to claim 7, characterized in that the natural gas compressed in the compressor of the expander-compressor unit is mixed with unliquefied natural gas and natural gas after throttling, supplied to liquefy from a disconnected section of the main gas pipeline, and a mixed low-pressure natural gas stream pressure is supplied to the inlet of the compressor unit with a constant pressure equal to the minimum suction pressure of the compressor unit. 10. Способ сжижения природного газа по п.7, отличающийся тем, что топливный природный газ для компрессорной установки отбирают из входной магистрали между дросселирующим устройством и входным трубопроводом компрессорной установки.10. The method of liquefying natural gas according to claim 7, characterized in that the fuel natural gas for the compressor unit is taken from the inlet line between the throttling device and the inlet pipe of the compressor unit. 11. Способ сжижения природного газа по п.7, отличающийся тем, что в компрессоре детандер-компрессорного агрегата мобильной установки для сжижения природного газа газ сжимают до величины давления, равного заданному минимальному давлению всасывания компрессорной установки.11. The method of liquefying natural gas according to claim 7, characterized in that in the compressor of the expander-compressor unit of a mobile unit for liquefying natural gas, the gas is compressed to a pressure equal to a predetermined minimum suction pressure of the compressor unit. 12. Способ сжижения природного газа по п.7, отличающийся тем, что для коммерческого учета природного газа расходомером, установленным на выходе компрессорной установки, измеряют расход отбираемого для сжижения природного газа расходомером, установленным на выходе емкости для хранения сжиженного газа, измеряют расход сжиженной части природного газа, а расход топливного природного газа компрессорной установкой измеряют расходомером топливного природного газа, установленным в трубопроводе топливного природного газа компрессорной установки. 12. The method of liquefying natural gas according to claim 7, characterized in that for the commercial metering of natural gas with a flowmeter installed at the outlet of the compressor unit, the flow rate of the sample taken to liquefy natural gas is measured with a flowmeter installed at the outlet of the tank for storing liquefied gas, the flow rate of the liquefied part is measured natural gas, and the consumption of fuel natural gas by a compressor unit is measured by a fuel natural gas flow meter installed in a pipeline of fuel natural gas by a compressor plant Application.
RU2009121501/06A 2009-06-08 2009-06-08 Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions) RU2412410C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009121501/06A RU2412410C1 (en) 2009-06-08 2009-06-08 Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009121501/06A RU2412410C1 (en) 2009-06-08 2009-06-08 Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009121501A RU2009121501A (en) 2010-12-20
RU2412410C1 true RU2412410C1 (en) 2011-02-20

Family

ID=44056141

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009121501/06A RU2412410C1 (en) 2009-06-08 2009-06-08 Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2412410C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2626615C2 (en) * 2016-01-11 2017-07-31 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station
RU2644605C2 (en) * 2015-07-20 2018-02-13 Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" Method for preserving natural gas by preventing its release in atmosphere when repairing gas pipelines
RU2680000C1 (en) * 2017-12-26 2019-02-14 Юрий Васильевич Белоусов Liquefied natural gas manufacturing method in the main gas pipeline compressor station
RU2720506C1 (en) * 2019-04-15 2020-04-30 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2753205C1 (en) * 2020-12-30 2021-08-12 Юрий Васильевич Белоусов System for the production of electricity, liquefied and compressed natural gas at gas distribution station
RU2805403C1 (en) * 2023-05-03 2023-10-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" Method for producing liquefied natural gas at gas pipeline compressor station

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112443756B (en) * 2019-09-03 2022-07-22 中国石油化工股份有限公司 Integrated system for natural gas
CN115618652B (en) * 2022-11-28 2023-03-10 成都秦川物联网科技股份有限公司 Intelligent gas compressor operation optimization method, internet of things system, device and medium

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2644605C2 (en) * 2015-07-20 2018-02-13 Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" Method for preserving natural gas by preventing its release in atmosphere when repairing gas pipelines
RU2626615C2 (en) * 2016-01-11 2017-07-31 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station
RU2680000C1 (en) * 2017-12-26 2019-02-14 Юрий Васильевич Белоусов Liquefied natural gas manufacturing method in the main gas pipeline compressor station
RU2720506C1 (en) * 2019-04-15 2020-04-30 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2753205C1 (en) * 2020-12-30 2021-08-12 Юрий Васильевич Белоусов System for the production of electricity, liquefied and compressed natural gas at gas distribution station
RU2812844C1 (en) * 2023-03-30 2024-02-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" Natural gas liquefaction system at compressor station of main gas pipeline
RU2805403C1 (en) * 2023-05-03 2023-10-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" Method for producing liquefied natural gas at gas pipeline compressor station

Also Published As

Publication number Publication date
RU2009121501A (en) 2010-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2412410C1 (en) Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)
US20140283548A1 (en) System and method for liquefying natural gas using single mixed refrigerant as refrigeration medium
US20150013378A1 (en) Apparatus And Method For Liquefying Natural Gas By Refrigerating Single Mixed Working Medium
US10316825B2 (en) Non-air compressed gas-based energy storage and recovery system and method
RU2673972C1 (en) Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
CN110044130B (en) Boil-off gas reliquefaction device and LNG supply system provided with same
CN102606883A (en) Liquefied natural gas station
CN212720484U (en) Natural gas liquefaction system
CN100552322C (en) The middle-size and small-size mixed working substance natural gas liquefaction cooling cycle system of band injector
RU2719533C1 (en) Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation
CN114087540B (en) High-efficient portable gas-liquid bimodulus hydrogen fuel filling device
CN215676067U (en) Liquid air production device utilizing LNG cold energy
CN108072235B (en) Air separation system
RU2465486C1 (en) Method for gas pumping out of cut-out section of main gas line (versions), and mobile compressor station for its implementation (versions)
CN105756727B (en) A kind of synthesis air supply system for test bench for gas turbine
RU2688595C1 (en) Natural gas liquefaction plant
RU2665088C1 (en) Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method
CN108759302B (en) High-pressure natural gas liquefaction system and method
RU2692614C1 (en) Plant for production of liquefied natural gas
CN205299067U (en) Device that liquefied natural gas tank wagon high efficiency was unloaded
CN112414002A (en) Two-phase flow jet refrigeration system for BOG recovery and BOG recovery method
CN103062989B (en) Natural gas liquefaction device and process for mixed refrigeration
RU2380609C1 (en) Plant for pneumatic tests of pipeline and method of pneumatic tests of pipeline (versions)
RU2785654C1 (en) Method for using gas intended for venting into the atmosphere from the process utilities of the compressor station
CN107532605B (en) Method and apparatus for supercharging a compressor system

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180402

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180609