RU2626615C2 - Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station - Google Patents

Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station Download PDF

Info

Publication number
RU2626615C2
RU2626615C2 RU2016100264A RU2016100264A RU2626615C2 RU 2626615 C2 RU2626615 C2 RU 2626615C2 RU 2016100264 A RU2016100264 A RU 2016100264A RU 2016100264 A RU2016100264 A RU 2016100264A RU 2626615 C2 RU2626615 C2 RU 2626615C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
flow
main
pressure
liquefaction
Prior art date
Application number
RU2016100264A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2016100264A (en
Inventor
Станислав Прокофьевич Горбачев
Илья Сергеевич Медведков
Станислав Владимирович Люгай
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2016100264A priority Critical patent/RU2626615C2/en
Publication of RU2016100264A publication Critical patent/RU2016100264A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2626615C2 publication Critical patent/RU2626615C2/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
    • F25B—REFRIGERATION MACHINES, PLANTS OR SYSTEMS; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS
    • F25B9/00—Compression machines, plants or systems, in which the refrigerant is air or other gas of low boiling point
    • 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

Landscapes

  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: gas stream is withdrawn from the main gas pipeline with a pressure relief during an increase in the gas pressure in the main gas pipeline and the gas flow in the gas distribution net to supply the gas to the consumer via the open first main flow regulator, after which the gas is sent to a natural gas partial liquefaction plant. At the same time, the reverse flow formed in the partial liquefaction plant of natural gas is sent through a regulator of the reverse gas flow, where pressure is released, to the gas distribution network to supply the gas to the consumer. When the gas pressure in the main gas pipeline and the gas flow in the gas distribution net for supplying gas to the consumer are being decreased, the first main gas flow regulator is closed and the gas flow from the main gas pipeline is directed through the open second regulator of the main gas stream, with the help of which the main gas flow pressure is reduced to the working pressure of the gas flows mixing to one of the inputs of the gas stream mixer. Then the gas flow is directed to a pressurized compressor device, and then to the inlet of the partial natural gas liquefaction plant. At the same time, the reverse flow formed in the natural gas partial liquefaction plant is directed, on the one side, through the gas return regulator to the gas distribution net to supply the gas to the consumer, and on the other side through the third gas flow regulator for recirculation and compression into the circulation compressor unit with its subsequent supply to another inlet of the gas flow mixer. In the mixer, the compressed circulating gas flow is mixed with the main gas flow and the resulting flow is fed to the suction drum of a pressurized compressor device feeding the gas flow to the inlet of the natural gas partial liquefaction plant.
EFFECT: increasing of the liquefaction rate of the natural gas liquefaction complex and reducing of the dependence of the natural gas liquefaction process on the seasonal unevenness of changes of pressure and main flow gas flowrate from the main gas pipeline to the gas distribution station.
4 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при сжижении природного газа, отбираемого из магистрального газопровода.The invention relates to the gas industry, in particular to the field of liquefaction of gases and mixtures thereof, and may find application in the liquefaction of natural gas taken from the main gas pipeline.

Известен способ частичного сжижения природного газа, включающий предварительное охлаждение и осушку прямого потока газа высокого давления, отделение части прямого потока, ее расширение и соединение с обратным потоком, охлаждение прямого потока, дросселирование и разделение в сборнике-сепараторе парожидкостной смеси на паровую и жидкостную фазы, при этом паровую фазу из сепаратора разделяют на два потока, первый поток направляют через первый регулятор давления газа в качестве обратного потока для охлаждения прямого потока, а второй поток повторно конденсируют за счет теплообмена с жидкостной фазой, которую направляют в обратный поток, и дросселируют конденсированную фазу в сборник сжиженного газа с удалением паровой фазы, образовавшейся после вторичного дросселирования, причем разность температур между паром и жидкостью, необходимую для конденсации, обеспечивают или повышением давления пара, или понижением давления (см. патент РФ №2212598, кл. F25J 1/00, 2002).A known method of partial liquefaction of natural gas, including pre-cooling and drying the direct flow of high pressure gas, separating part of the direct flow, its expansion and connection with the return flow, cooling the direct flow, throttling and separation in the collector-separator of the vapor-liquid mixture into vapor and liquid phases, wherein the vapor phase from the separator is divided into two streams, the first stream is directed through the first gas pressure regulator as a return stream for cooling the direct stream, and the second ok re-condensate due to heat exchange with the liquid phase, which is sent to the return flow, and the condensed phase is throttled into the liquefied gas collector to remove the vapor phase formed after the secondary throttling, and the temperature difference between the vapor and the liquid necessary for condensation is provided either by increasing the pressure steam, or by lowering the pressure (see RF patent No. 2212598, CL F25J 1/00, 2002).

Недостаток известного способа заключается в том, что при его реализации на газораспределительной станции (ГРС) имеет место низкий коэффициент сжижения природного газа. Это связано с колебаниями давления в магистральном газопроводе и колебаниями отбора газа из газораспределительной сети для подачи газа потребителю, что объясняется сезонной неравномерностью потребления газа.The disadvantage of this method is that when it is implemented at a gas distribution station (GDS), there is a low coefficient of liquefaction of natural gas. This is due to pressure fluctuations in the main gas pipeline and fluctuations in gas withdrawal from the gas distribution network to supply gas to the consumer, which is explained by seasonal unevenness in gas consumption.

Проведенные патентные исследования показывают, что в патентно-информационных фондах ведущих стран мира отсутствуют технические решения, являющиеся наиболее близкими к предлагаемому способу повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа, расположенной на газораспределительной станции (ГРС).The conducted patent studies show that in the patent information funds of the leading countries of the world there are no technical solutions that are closest to the proposed method for increasing and stabilizing the performance of the partial natural gas liquefaction plant located at the gas distribution station (GDS).

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в повышении коэффициента сжижения комплекса сжижения природного газа и снижении зависимости процесса сжижения природного газа от сезонной неравномерности изменений давления и расхода газа основного потока, поступающего из магистрального газопровода на ГРС.The technical result to which the present invention is directed is to increase the liquefaction coefficient of the natural gas liquefaction complex and reduce the dependence of the natural gas liquefaction process on the seasonal unevenness in pressure and gas flow rates of the main stream coming from the main gas pipeline to the gas distribution station.

Следует указать на то, что согласно ГОСТ Ρ 55892-2013 «Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования» комплексом сжижения природного газа называется установка сжижения природного газа, расположенная на ГРС и входящая в ее состав.It should be noted that according to GOST Ρ 55892-2013 “Objects of small-tonnage production and consumption of liquefied natural gas. General technical requirements "a natural gas liquefaction complex is a natural gas liquefaction plant located on the gas distribution system and included in its composition.

Технический результат достигается за счет того, что способ повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа, расположенной на газораспределительной станции, характеризуется тем, что при повышении давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю через открытый первый регулятор основного потока из магистрального газопровода отводят поток газа со сбросом давления, после чего газ направляют в установку частичного сжижения природного газа, одновременно с этим образующийся в установке частичного сжижения природного газа обратный поток направляют через регулятор обратного потока газа, где происходит сброс давления, в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю, при снижении давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю первый регулятор основного потока газа закрывают и поток из магистрального газопровода направляют через открытый второй регулятор основного потока газа, с помощью которого снижают давление потока газа до величины рабочего давления смешения газовых потоков, на один из входов смесителя газовых потоков и затем на дожимающее компрессорное устройство, после которого газовый поток направляют на вход установки частичного сжижения природного газа, одновременно с этим образующийся в установке частичного сжижения природного газа обратный поток направляют, с одной стороны, через регулятор обратного потока газа в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю, а с другой стороны, через третий регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие в циркуляционное компрессорное устройство с последующей его подачей на другой вход смесителя газовых потоков, в котором осуществляют смешение сжатого циркуляционного потока газа с основным потоком газа и подачу образовавшегося потока на всас дожимающего компрессорного устройства, подающего газовый поток на вход установки частичного сжижения природного газа, а также за счет того, что перед подачей на вход установки частичного сжижения газ осушают и очищают от механических примесей и загрязняющих компонентов для обеспечения условий ее штатного функционирования, и за счет того, что в случае, когда значение давления основного потока газа выше значения давления на дожимающем компрессорном устройстве, величину давления основного потока газа снижают до величины рабочего давления установки частичного сжижения природного газа и, кроме того, за счет того, что при повышении потребления в газораспределительной сети для подачи газа потребителю расход газа через циркуляционное компрессорное устройство снижают или прекращают.The technical result is achieved due to the fact that the method of increasing and stabilizing the performance of the partial liquefaction plant of natural gas located at the gas distribution station is characterized by the fact that with increasing gas pressure in the main gas pipeline and gas flow in the gas distribution network to supply gas to the consumer through the open first regulator of the main a gas stream is diverted from the main gas pipeline with pressure relief, after which the gas is sent to a partial liquefaction plant gas, at the same time the return flow generated in the partial natural gas liquefaction plant is sent through the backflow regulator, where the pressure is released, to the gas distribution network for supplying gas to the consumer, while reducing the gas pressure in the main gas pipeline and gas flow in the gas distribution network for supplying gas to the consumer, the first regulator of the main gas flow is closed and the flow from the main gas pipeline is directed through the open second regulator of the main gas flow, using which reduce the pressure of the gas stream to the working pressure of mixing gas streams, to one of the inlets of the gas stream mixer and then to the booster compressor device, after which the gas stream is directed to the inlet of the partial natural gas liquefaction plant, which is simultaneously formed in the partial natural gas liquefaction plant the return flow is directed, on the one hand, through the regulator of the return flow of gas to the gas distribution network to supply gas to the consumer, and on the other hand, through the third regulator a gas stream for recirculation and compression into a circulating compressor device with its subsequent supply to another input of a gas stream mixer, in which a compressed gas gas stream is mixed with the main gas stream and the resulting stream is fed to the inlet of a booster compressor device supplying a gas stream to the installation inlet partial liquefaction of natural gas, and also due to the fact that before the partial liquefaction plant is supplied to the inlet, the gas is drained and cleaned of mechanical impurities and polluting their components to ensure conditions for its regular functioning, and due to the fact that in the case when the pressure value of the main gas stream is higher than the pressure on the compressing compressor device, the pressure of the main gas stream is reduced to the value of the working pressure of the partial liquefaction plant of natural gas and, in addition to Moreover, due to the fact that with an increase in consumption in the gas distribution network for supplying gas to the consumer, the gas flow through the circulation compressor device is reduced or stopped.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображена схема комплекса сжижения природного газа, реализующая предлагаемый способ повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа, расположенной на газораспределительной станции, на фиг. 2 показана схема комплекса сжижения природного газа, реализующая данный способ в случае, когда перед подачей на установку частичного сжижения газ осушают и очищают от механических примесей и загрязняющих компонентов.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a diagram of a natural gas liquefaction complex implementing the proposed method for increasing and stabilizing the performance of a partial natural gas liquefaction plant located at a gas distribution station; FIG. 2 shows a diagram of a natural gas liquefaction complex that implements this method when the gas is drained and cleaned of mechanical impurities and contaminants before being fed to the partial liquefaction plant.

На фиг. 1 и 2 показаны первый регулятор основного потока газа 1, второй регулятор основного потока газа 2, смеситель циркуляционного и основного газовых потоков 3, дожимающее компрессорное устройство 4, циркуляционное компрессорное устройство 5, третий регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие 6, установка частичного сжижения природного газа 7, расположенная на ГРС, регулятор обратного потока газа в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю 8 и устройство осушки и очистки газа 9.In FIG. 1 and 2 show the first main gas flow regulator 1, the second main gas flow regulator 2, the circulation and main gas flow mixer 3, the booster compressor device 4, the circulation compressor 5, the third gas flow regulator for recirculation and compression 6, a partial natural gas liquefaction plant gas 7, located on the gas distribution system, a regulator for the reverse flow of gas into the gas distribution network for supplying gas to the consumer 8 and a gas drying and purification device 9.

Кроме того, на фиг. 1, 2 приняты следующие обозначения:In addition, in FIG. 1, 2 the following notation is accepted:

G0 G 0 - значение величины расхода сырьевого газа, поступающего из магистрального газопровода на вход комплекса сжижения природного газа, т/ч;- the value of the flow rate of raw gas coming from the main gas pipeline to the inlet of the natural gas liquefaction complex, t / h; GG - значение величины расхода газа на входе в установку частичного сжижения природного газа, т/ч;- the value of the gas flow rate at the entrance to the installation of partial liquefaction of natural gas, t / h; СFROM - значение величины циркуляционного потока газа, поступающего через регулятор потока газа на рециркуляцию и- the value of the circulating gas flow entering through the gas flow regulator for recirculation and сжатие, т/ч;compression, t / h; NN - значение величины расхода обратного потока газа из установки частичного сжижения природного газа, т/ч;- the value of the flow rate of the reverse gas flow from the installation of partial liquefaction of natural gas, t / h; NI N i - значение величины расхода газа, передаваемого из комплекса сжижения природного газа в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю, т/ч;- the value of the gas flow rate transmitted from the natural gas liquefaction complex to the gas distribution network to supply gas to the consumer, t / h; LL - значение величины расхода сжиженного природного газа, выходящего из установки частичного сжижения природного газа, т/ч.- the value of the flow rate of liquefied natural gas exiting the installation of partial liquefaction of natural gas, t / h

Схемы на фиг. 1, 2, реализующие предлагаемый способ, могут быть использованы при сжижении метана, поступающего из магистрального газопровода (или газопровода - отвода) в установку частичного сжижения природного газа 7 с постоянной производительностью, выраженной значением величины расхода сжиженного природного газа L, т/ч и коэффициентом сжижения KL (безразмерная величина). Коэффициент сжижения установки 7 (KL) равен отношению значения величины расхода полученного в установке 7 сжиженного природного газа (L, т/ч) к значению величины расхода газа, поступающего с ГРС в установку 7 на сжижение (G, т/ч), при этом коэффициентом сжижения KL величина постоянная, т.е.The circuitry of FIG. 1, 2, implementing the proposed method, can be used in the liquefaction of methane coming from the main gas pipeline (or gas pipeline - branch) to the partial natural gas liquefaction plant 7 with a constant capacity, expressed by the value of the flow rate of liquefied natural gas L, t / h and coefficient liquefaction K L (dimensionless quantity). The liquefaction coefficient of installation 7 (K L ) is equal to the ratio of the value of the flow rate obtained in the installation 7 of liquefied natural gas (L, t / h) to the value of the flow rate of gas supplied from the gas distribution station to the installation 7 for liquefaction (G, t / h), at this liquefaction coefficient K L the value is constant, i.e.

Figure 00000001
Figure 00000001

Для комплекса сжижения природного газа величина коэффициента сжижения определяется следующим образом (см. фиг. 1, 2):For a natural gas liquefaction complex, the value of the liquefaction coefficient is determined as follows (see Fig. 1, 2):

Figure 00000002
, где
Figure 00000002
where

Figure 00000003
- значение коэффициента сжижения комплекса сжижения природного газа, показанного на фиг. 1, 2;
Figure 00000003
is the value of the liquefaction coefficient of the natural gas liquefaction complex shown in FIG. 12;

L - значение величины расхода сжиженного природного газа, выходящего из установки частичного сжижения природного газа и одновременно комплекса сжижения природного газа, т/ч;L is the value of the flow rate of liquefied natural gas exiting the partial natural gas liquefaction plant and at the same time the natural gas liquefaction complex, t / h;

G0 - значение величины расхода сырьевого газа, поступающего из магистрального газопровода на вход комплекса сжижения природного газа, т/ч.G 0 - the value of the flow rate of raw gas coming from the main gas pipeline to the inlet of the natural gas liquefaction complex, t / h

Согласно фиг. 1, 2 и материальному балансу смесителя циркуляционного и основного газовых потоков 3, выражение для коэффициента сжижения комплекса сжижения природного газа может быть записано следующим образом:According to FIG. 1, 2 and the material balance of the mixer of the circulation and main gas flows 3, the expression for the liquefaction coefficient of the natural gas liquefaction complex can be written as follows:

Figure 00000004
где
Figure 00000004
Where

Figure 00000003
- значение коэффициента сжижения комплекса сжижения природного газа, показанного на фиг. 1, 2;
Figure 00000003
is the value of the liquefaction coefficient of the natural gas liquefaction complex shown in FIG. 12;

L - значение величины расхода сжиженного природного газа, выходящего из установки частичного сжижения природного газа и одновременно комплекса сжижения природного газа, т/ч;L is the value of the flow rate of liquefied natural gas exiting the partial natural gas liquefaction plant and at the same time the natural gas liquefaction complex, t / h;

G - значение величины расхода газа на входе в установку частичного сжижения природного газа, т/ч;G is the value of the gas flow rate at the inlet to the partial liquefaction plant of natural gas, t / h;

С - значение величины циркуляционного потока газа, поступающего через регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие, т/ч.C is the value of the circulating gas flow entering through the gas flow regulator for recirculation and compression, t / h.

При этом следует отметить, что используемая в этой схеме на фиг. 1 и 2 установка частичного сжижения природного газа 7, расположенная на ГРС, характеризуется значениями рабочего давления Рраб и рабочего расхода газа на входе в установку - G. Расход газа из установки частичного сжижения газа 7 в виде обратного неожиженного потока газа равен N:It should be noted that used in this circuit in FIG. 1 and 2, a partial liquefaction unit of natural gas 7, located on the gas distribution station, is characterized by the values of the working pressure P slave and the working gas flow rate at the inlet of the unit - G. The gas flow rate from the partial gas liquefaction unit 7 in the form of a reverse unliquefied gas stream is N:

Figure 00000005
, где
Figure 00000005
where

N - значение величины расхода обратного потока газа из установки частичного сжижения природного газа, т/ч;N is the value of the flow rate of the reverse gas flow from the installation of partial liquefaction of natural gas, t / h;

G - значение величины рабочего расхода газа на входе в установку частичного сжижения природного газа, т/ч;G is the value of the working gas flow rate at the inlet to the partial liquefaction plant of natural gas, t / h;

KL - значение коэффициента сжижения установки частичного сжижения природного газа.K L is the value of the liquefaction coefficient of the partial natural gas liquefaction plant.

Работа ГРС, на которой размещена установка 7, характеризуется переменными значениями давления газа в магистральном газопроводе (или газопроводе - отводе) и расходами газа через ГРС, которые можно разделить по времени на два характерных периода - с повышенными значениями давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю («зимний» период) и пониженными значениями давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю («летний» период).The operation of the gas distribution system, on which installation 7 is located, is characterized by variable values of gas pressure in the main gas pipeline (or gas pipeline - branch) and gas flows through the gas distribution system, which can be divided in time into two characteristic periods - with increased values of gas pressure in the main gas pipeline and gas consumption in the gas distribution network for supplying gas to the consumer (“winter” period) and reduced gas pressure in the main gas pipeline and gas flow in the gas distribution network for supplying gas to the consumer ( "Summer" period).

Под минимальным расходом газа в «зимний» и «летний» периоды понимается величина расхода газа, которая может быть принята газораспределительной сетью для подачи газа потребителю.The minimum gas flow rate in the “winter” and “summer” periods is understood as the gas flow rate that can be adopted by the gas distribution network to supply gas to the consumer.

Минимальный расход газа в «зимний» и «летний» периоды является важной характеристикой ГРС. В физическом смысле она соответствует минимуму расхода газа через ГРС в рассматриваемый период времени, взятому с некоторым запасом (определяемым по техническим характеристикам ГРС в каждом отдельном случае).Minimum gas consumption in the “winter” and “summer” periods is an important characteristic of the gas distribution system. In the physical sense, it corresponds to the minimum gas flow through the GDS in the considered period of time, taken with a certain margin (determined by the technical characteristics of the GDS in each individual case).

Если расход газа обратного потока из установки сжижения 7 в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю ниже минимального расхода в соответствующий период, то остальная часть газа может быть направлена в данную сеть от других источников газа, например, от редуцирующего устройства на ГРС. Такая ситуация является допустимой.If the flow rate of the return gas from the liquefaction unit 7 to the gas distribution network for supplying gas to the consumer is lower than the minimum flow rate for the corresponding period, then the rest of the gas can be directed to this network from other gas sources, for example, from a reducing device to the gas distribution system. This situation is permissible.

Если расход газа обратного потока из установки сжижения 7 в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю выше минимального расхода в соответствующий период, то этот газ в газораспределительную сеть в полном объеме не может быть направлен. Такая ситуация не допустима.If the flow rate of the return gas from the liquefaction unit 7 to the gas distribution network for supplying gas to the consumer is higher than the minimum flow rate for the corresponding period, then this gas cannot be directed to the gas distribution network in full. This situation is not acceptable.

В «зимний» период функционирование ГРС характеризуется значениями минимального «зимнего» давления Р1 и минимального «зимнего» расхода газа

Figure 00000006
(поток NI на фиг. 1). причемIn the "winter" period, the operation of the gas distribution system is characterized by the values of the minimum "winter" pressure P 1 and the minimum "winter" gas flow
Figure 00000006
(stream N I in Fig. 1). moreover

Figure 00000007
, где
Figure 00000007
where

P1 - значение минимального «зимнего» давления в магистральном газопроводе (или газопроводе-отводе), МПа;P 1 - the value of the minimum "winter" pressure in the main gas pipeline (or gas pipeline branch), MPa;

Рраб - значение рабочего давления на входе в установку сжижения, МПа;P slave is the value of the working pressure at the inlet to the liquefaction plant, MPa;

Figure 00000006
- значение величины минимального «зимнего» расхода газа, т/ч;
Figure 00000006
- the value of the minimum "winter" gas flow, t / h;

N - значение величины расхода обратного неожиженного потока газа из установки сжижения, т/ч.N is the value of the flow rate of the reverse non-liquefied gas stream from the liquefaction plant, t / h

В «летний» период работа ГРС характеризуется значениями минимального «летнего» давления Р2 и минимального «летнего» расхода газа

Figure 00000008
(поток NI на фиг. 1), причемIn the "summer" period, the operation of the gas distribution system is characterized by the values of the minimum "summer" pressure P 2 and the minimum "summer" gas flow
Figure 00000008
(stream N I in Fig. 1), and

P2≤Pраб, а

Figure 00000009
, гдеP 2 ≤P slave , and
Figure 00000009
where

Р2 - значение минимального «летнего» давления в магистральном газопроводе (или газопроводе - отводе), МПа;P 2 - the value of the minimum "summer" pressure in the main gas pipeline (or gas pipeline - branch), MPa;

Рраб - значение рабочего давления на входе в установку сжижения, МПа;P slave is the value of the working pressure at the inlet to the liquefaction plant, MPa;

Figure 00000008
- значение величины минимального «летнего» расхода газа, т/ч;
Figure 00000008
- the value of the minimum "summer" gas flow, t / h;

N - значение величины расхода обратного неожиженного потока газа из установки сжижения, т/ч.N is the value of the flow rate of the reverse non-liquefied gas stream from the liquefaction plant, t / h

Функционирование схемы на фиг. 1 при реализации способа в «зимний» период, когда имеют место повышенные значения давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю, осуществляется следующим образом. Газ высокого давления, значение которого равно Р1, из магистрального газопровода (или газопровода - отвода) поступает на ГРС и в дальнейшем подается на работающую совместно с ГРС установку частичного сжижения природного газа 7. При работе комплекса сжижения, схема которого показана на фиг. 1, в этом режиме регуляторы потока газа 2 и 6 закрыты, а регуляторы потока газа 1 и 8 открыты полностью. Газ из магистрального газопровода (или газопровода - отвода) через регулятор 1 со сбросом давления от Р1 до величины, равной Рраб (что соответствует рабочему давлению установки сжижения 7) поступает в установку частичного сжижения природного газа 7.The operation of the circuit of FIG. 1 when implementing the method in the "winter" period, when there are increased values of gas pressure in the main gas pipeline and gas flow in the gas distribution network for supplying gas to the consumer, as follows. High pressure gas, the value of which is equal to P 1 , is supplied from the main gas pipeline (or gas discharge pipe) to the gas distribution station and subsequently fed to the partial gas natural gas liquefaction unit 7. The liquefaction complex, the scheme of which is shown in FIG. 1, in this mode, gas flow controllers 2 and 6 are closed, and gas flow controllers 1 and 8 are fully open. Gas from the main gas pipeline (or gas pipeline - outlet) through the regulator 1 with pressure relief from Р 1 to the value equal to Р slave (which corresponds to the working pressure of the liquefaction unit 7) enters the partial liquefaction unit of natural gas 7.

В случае, когда перед подачей на вход установки частичного сжижения 7 газ необходимо осушать и очищать от механических примесей и загрязняющих компонентов для обеспечения условий ее штатного функционирования, поток газа сначала направляют в устройство осушки и очистки газа 9, и далее из устройства 9 газ поступает в установку частичного сжижения природного газа 7 (см. фиг. 2).In the case when, before the partial liquefaction unit 7 is supplied to the inlet, the gas must be drained and cleaned of mechanical impurities and contaminants to ensure its normal functioning, the gas flow is first sent to the gas drying and purification device 9, and then from the device 9 the gas enters installation of partial liquefaction of natural gas 7 (see Fig. 2).

Величину обратного потока газа из установки 7 можно оценить следующим образом:The value of the reverse gas flow from the installation 7 can be estimated as follows:

Figure 00000010
где
Figure 00000010
Where

N - значение величины расхода обратного потока газа из установки частичного сжижения природного газа, т/ч;N is the value of the flow rate of the reverse gas flow from the installation of partial liquefaction of natural gas, t / h;

G - значение величины расхода газа на входе в установку частичного сжижения природного газа, т/ч;G is the value of the gas flow rate at the inlet to the partial liquefaction plant of natural gas, t / h;

KL - значение коэффициента сжижения установки частичного сжижения природного газа.K L is the value of the liquefaction coefficient of the partial natural gas liquefaction plant.

При этом обратный поток направляют через регулятор 8, в котором происходит сброс давления, в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю.In this case, the return flow is directed through the regulator 8, in which the pressure is released, into the gas distribution network for supplying gas to the consumer.

Поскольку количество обратного потока меньше, чем величина минимального требуемого потребителю «зимнего» расхода газа (

Figure 00000011
) в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю может быть передан весь газ обратного потока.Since the amount of return flow is less than the value of the minimum “winter” gas flow rate required by the consumer (
Figure 00000011
) to the gas distribution network for supplying gas to the consumer, all the return gas can be transferred.

Поскольку регулятор циркуляционного потока газа 6 закрыт, значение величины расхода циркуляционного потока газа С равно нулю (см. фиг. 1, 2). Следовательно, расход газа равен G0=G, и коэффициент сжижения комплекса в данном режиме равен коэффициенту сжижения установки частичного сжижения 7 в рабочем режиме:Since the regulator of the circulating gas flow 6 is closed, the value of the flow rate of the circulating gas flow C is zero (see Fig. 1, 2). Therefore, the gas flow rate is G 0 = G, and the complex liquefaction coefficient in this mode is equal to the liquefaction coefficient of the partial liquefaction unit 7 in the operating mode:

Figure 00000012
Figure 00000012

Функционирование схемы на фиг. 1 при реализации способа в случае, когда происходит снижение давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю («летний» период работы), осуществляется следующим образом.The operation of the circuit of FIG. 1 when implementing the method in the case when there is a decrease in gas pressure in the main gas pipeline and gas flow in the gas distribution network for supplying gas to the consumer (“summer” period of operation), as follows.

Регулятор основного потока газа 1 закрывают, а регулятор основного потока газа 2 открывают, и газ из магистрального газопровода (или же газопровода - отвода) подается в дожимающее компрессорное устройство 4 со сбросом давления на входе до величины давления всаса, равной Р2. Так как в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю может быть принят расход газа не более

Figure 00000008
, часть газа обратного потока из установки 7 величиной С перед регулятором 8 подается через регулятор 6 на вход в циркуляционное компрессорное устройство 5. Другими словами, обратный поток, идущий из установки 7, далее делится с помощью регуляторов потока газа 6 и 8 на две части, соотношение которых зависит от количества газа низкого давления, отбираемого с ГРС, на которой расположена установка 7.The main gas flow regulator 1 is closed, and the main gas flow regulator 2 is opened, and gas from the main gas pipeline (or the gas outlet pipe) is supplied to the booster compressor device 4 with pressure relief at the inlet to the suction pressure equal to P 2 . Since a gas flow rate of not more than
Figure 00000008
, part of the return gas from the installation 7 with a value of C in front of the regulator 8 is fed through the regulator 6 to the inlet of the circulating compressor device 5. In other words, the return flow coming from the installation 7 is further divided into two parts using the gas flow regulators 6 and 8, the ratio of which depends on the amount of low pressure gas taken from the gas distribution system on which the installation 7 is located.

В случае, когда перед подачей на вход установки частичного сжижения 7 газ необходимо осушать и очищать от механических примесей и загрязняющих компонент для обеспечения условий ее штатного функционирования, поток газа сначала направляют в устройство осушки и очистки газа 9, и далее из устройства 9 газ поступает в установку частичного сжижения природного газа 7 (см. фиг. 2).In the case where, before the partial liquefaction unit 7 is supplied to the inlet, the gas must be drained and cleaned of mechanical impurities and contaminants to ensure its normal functioning, the gas flow is first sent to the gas drying and purification device 9, and then from the device 9 the gas enters installation of partial liquefaction of natural gas 7 (see Fig. 2).

Одна из частей потока газа через регулятор 6 направляется на всас циркуляционного компрессорного устройства 5 и дожимается до давления смесителя циркуляционного и основного газовых потоков 3.One of the parts of the gas flow through the regulator 6 is directed to the inlet of the circulation compressor device 5 and pressurizes to the pressure of the mixer of the circulation and main gas flows 3.

В устройстве 5 циркуляционной поток газа дожимается до давления, равного Р2. При этом справедливо следующее соотношение:In the device 5, the circulating gas flow is pressurized to a pressure equal to P 2 . The following relation is true:

Figure 00000013
, где
Figure 00000013
where

С - значение величины циркуляционного потока газа, поступающего через регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие, т/ч;C is the value of the circulating gas flow entering through the gas flow regulator for recirculation and compression, t / h;

N - значение величины расхода обратного потока газа из установки частичного сжижения природного газа, т/ч;N is the value of the flow rate of the reverse gas flow from the installation of partial liquefaction of natural gas, t / h;

Figure 00000008
- значение величины минимального «летнего» расхода газа, т/ч;
Figure 00000008
- the value of the minimum "summer" gas flow, t / h;

G - значение величины расхода газа на входе в установку частичного сжижения природного газа, т/ч;G is the value of the gas flow rate at the inlet to the partial liquefaction plant of natural gas, t / h;

KL - значение коэффициента сжижения установки частичного сжижения природного газа. Согласно материальному балансу смесителя циркуляционного и основного газовых потоков 3 количество отбираемого из магистрального газопровода газа снижается до величиныK L is the value of the liquefaction coefficient of the partial natural gas liquefaction plant. According to the material balance of the mixer of the circulation and main gas flows 3, the amount of gas taken from the main gas pipeline is reduced to

Figure 00000014
где
Figure 00000014
Where

G0 - значение величины расхода сырьевого газа, поступающего из магистрального газопровода на вход комплекса сжижения природного газа, т/ч;G 0 - the value of the flow rate of raw gas coming from the main gas pipeline to the inlet of the natural gas liquefaction complex, t / h;

G - значение величины расхода газа на входе в установку частичного сжижения природного газа, т/ч;G is the value of the gas flow rate at the inlet to the partial liquefaction plant of natural gas, t / h;

С - значение величины циркуляционного потока газа, поступающего через регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие, т/ч.C is the value of the circulating gas flow entering through the gas flow regulator for recirculation and compression, t / h.

Сырьевой газ G0 из магистрального газопровода смешивается в смесителе газовых потоков 3 за счет подвода циркуляционного газа С из циркуляционного компрессорного устройства 5. После смешения в смесителе потоков 3 газ с расходом G сжимается в дожимающем компрессорном устройстве 4 до давления Рраб.The feed gas G 0 from the main gas pipeline is mixed in the mixer of gas streams 3 by supplying circulating gas C from the circulating compressor device 5. After mixing in the mixer of streams 3, the gas with a flow rate G is compressed in the booster compressor device 4 to a pressure P slave .

Коэффициент сжижения комплекса сжижения природного газа в данном режиме равен:The liquefaction coefficient of the natural gas liquefaction complex in this mode is:

Figure 00000015
Figure 00000015

Поскольку

Figure 00000016
и
Figure 00000017
, тоInsofar as
Figure 00000016
and
Figure 00000017
then

Figure 00000018
Figure 00000018

Так как С>0, то

Figure 00000019
Since C> 0, then
Figure 00000019

Таким образом, описанная выше работа комплекса сжижения природного газа на фиг. 1 позволяет сохранить постоянный расход и давление газа на входе в установку сжижения 7.Thus, the operation of the natural gas liquefaction complex described above in FIG. 1 allows you to maintain a constant flow rate and gas pressure at the inlet to the liquefaction unit 7.

В случае, когда значение давления основного потока газа выше значения давления на дожимающем компрессорном устройстве 4, величину давления основного потока газа снижают до величины рабочего давления установки частичного сжижения природного газа 7.In the case where the pressure value of the main gas stream is higher than the pressure on the booster compressor device 4, the pressure value of the main gas stream is reduced to the value of the working pressure of the partial liquefaction plant of natural gas 7.

В случае, если потребление газа в газораспределительной сети повышается, регулятор 6 закрывается, а регулятор 8 открывается. При этом расход газа через циркуляционное компрессорное устройство 6 снижается или прекращается.If the gas consumption in the gas distribution network rises, the regulator 6 closes and the regulator 8 opens. In this case, the gas flow through the circulating compressor device 6 is reduced or stopped.

Представленная на фиг. 1, 2 схема комплекса сжижения природного газа, реализующая способ повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа, расположенной на газораспределительной станции, может быть изготовлена на отечественных и зарубежных предприятиях газовой промышленности, специализирующихся на изготовлении оборудования для сжижения газов и их смесей.Presented in FIG. 1, 2, a diagram of a natural gas liquefaction complex that implements a method for increasing and stabilizing the performance of a partial natural gas liquefaction plant located at a gas distribution station can be manufactured at domestic and foreign gas industry enterprises specializing in the manufacture of gas liquefaction equipment and their mixtures.

Использование данного изобретения позволяет повысить коэффициент сжижения комплекса сжижения природного газа и снизить зависимость процесса сжижения природного газа от сезонной неравномерности изменений давления и расхода газа основного потока, поступающего из магистрального газопровода на ГРС.The use of this invention allows to increase the liquefaction coefficient of the natural gas liquefaction complex and to reduce the dependence of the natural gas liquefaction process on the seasonal non-uniformity of changes in pressure and gas flow rate of the main stream coming from the main gas pipeline to the gas distribution station.

Claims (4)

1. Способ повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа, расположенной на газораспределительной станции, характеризующийся тем, что при повышении давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю через открытый первый регулятор основного потока из магистрального газопровода отводят поток газа со сбросом давления, после чего газ направляют в установку частичного сжижения природного газа, одновременно с этим образующийся в установке частичного сжижения природного газа обратный поток направляют через регулятор обратного потока газа, где происходит сброс давления, в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю, при снижении давления газа в магистральном газопроводе и расхода газа в газораспределительной сети для подачи газа потребителю первый регулятор основного потока газа закрывают и поток газа из магистрального газопровода направляют через открытый второй регулятор основного потока газа, с помощью которого снижают давление основного потока газа до величины рабочего давления смешения газовых потоков, на один из входов смесителя газовых потоков и затем на дожимающее компрессорное устройство, после которого газовый поток направляют на вход установки частичного сжижения природного газа, одновременно с этим образующийся в установке частичного сжижения природного газа обратный поток направляют, с одной стороны, через регулятор обратного потока газа в газораспределительную сеть для подачи газа потребителю, а с другой стороны, через третий регулятор потока газа на рециркуляцию и сжатие в циркуляционное компрессорное устройство с последующей его подачей на другой вход смесителя газовых потоков, в котором осуществляют смешение сжатого циркуляционного потока газа с основным потоком газа и подачу образовавшегося потока на всас дожимающего компрессорного устройства, подающего газовый поток на вход установки частичного сжижения природного газа.1. A method of increasing and stabilizing the performance of a partial natural gas liquefaction plant located at a gas distribution station, characterized in that when increasing the gas pressure in the main gas pipeline and the gas flow in the gas distribution network to supply gas to the consumer through the open first regulator of the main stream, the flow is diverted from the main gas pipeline gas with pressure relief, after which the gas is sent to the installation of partial liquefaction of natural gas, which is simultaneously formed in the In the case of partial liquefaction of natural gas, the return flow is sent through the backflow regulator, where pressure is released, to the gas distribution network to supply gas to the consumer, while reducing the gas pressure in the main gas pipeline and gas flow in the gas distribution network to supply gas to the consumer, the first main gas flow regulator is closed and the gas stream from the main gas pipeline is directed through an open second regulator of the main gas stream, by which the pressure of the main stream is reduced g to the value of the working pressure of mixing gas streams, to one of the inlets of the gas stream mixer and then to the booster compressor device, after which the gas stream is sent to the inlet of the partial liquefaction of natural gas, at the same time, the reverse flow formed in the partial liquefaction of natural gas is directed, on the one hand, through the regulator of the return gas flow to the gas distribution network for supplying gas to the consumer, and on the other hand, through the third regulator of the gas flow for recirculation compression circulating compressor device with its subsequent supply to the other input of the mixer gas flow, wherein the mixing is carried compressed circulation gas flow with the main gas stream and feeding the resulting stream into booster compressor suction device feeding the gas stream to the input of setting the partial liquefaction of natural gas. 2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что перед подачей на вход установки частичного сжижения газ осушают и очищают от механических примесей и загрязняющих компонентов для обеспечения условий ее штатного функционирования.2. The method according to p. 1, characterized in that before applying to the input of the partial liquefaction plant, the gas is drained and cleaned of mechanical impurities and contaminants to ensure conditions for its regular functioning. 3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в случае, когда значение давления основного потока газа выше значения давления на дожимающем компрессорном устройстве, величину давления основного потока газа снижают до величины рабочего давления установки частичного сжижения природного газа.3. The method according to p. 1, characterized in that in the case when the pressure value of the main gas stream is higher than the pressure value on the booster compressor device, the pressure value of the main gas stream is reduced to the value of the working pressure of the partial liquefaction plant of natural gas. 4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при повышении потребления в газораспределительной сети для подачи газа потребителю расход газа через циркуляционное компрессорное устройство снижают или прекращают.4. The method according to p. 1, characterized in that with increasing consumption in the gas distribution network to supply gas to the consumer, the gas flow through the circulation compressor device is reduced or stopped.
RU2016100264A 2016-01-11 2016-01-11 Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station RU2626615C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016100264A RU2626615C2 (en) 2016-01-11 2016-01-11 Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016100264A RU2626615C2 (en) 2016-01-11 2016-01-11 Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2016100264A RU2016100264A (en) 2017-07-17
RU2626615C2 true RU2626615C2 (en) 2017-07-31

Family

ID=59497057

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016100264A RU2626615C2 (en) 2016-01-11 2016-01-11 Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2626615C2 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5067976A (en) * 1991-02-05 1991-11-26 Air Products And Chemicals, Inc. Cryogenic process for the production of an oxygen-free and methane-free, krypton/xenon product
US5799505A (en) * 1997-07-28 1998-09-01 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquefied industrial gas
RU21446U1 (en) * 2001-07-26 2002-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский энергетический институт (технический университет)" NATURAL GAS BURNER INSTALLATION
RU2212598C1 (en) * 2002-02-26 2003-09-20 Горбачев Станислав Прокофьевич Method and apparatus for natural gas partial liquefaction
RU2412410C1 (en) * 2009-06-08 2011-02-20 Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5067976A (en) * 1991-02-05 1991-11-26 Air Products And Chemicals, Inc. Cryogenic process for the production of an oxygen-free and methane-free, krypton/xenon product
US5799505A (en) * 1997-07-28 1998-09-01 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquefied industrial gas
RU21446U1 (en) * 2001-07-26 2002-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский энергетический институт (технический университет)" NATURAL GAS BURNER INSTALLATION
RU2212598C1 (en) * 2002-02-26 2003-09-20 Горбачев Станислав Прокофьевич Method and apparatus for natural gas partial liquefaction
RU2412410C1 (en) * 2009-06-08 2011-02-20 Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions)

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016100264A (en) 2017-07-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2691210C2 (en) Method and device for low-temperature air separation with variable power consumption
RU2620601C2 (en) Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method
RU2438081C2 (en) Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)
RU2476789C1 (en) Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation
RU2490565C2 (en) Control method and device for cooling agent compressor, and their use in hydrocarbon flow cooling method
KR102493917B1 (en) gas production system
US20140283548A1 (en) System and method for liquefying natural gas using single mixed refrigerant as refrigeration medium
RU119389U1 (en) INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT
CN104990366B (en) A kind of method that thick neon helium product is extracted in the liquid nitrogen from air separation unit
CN103759499A (en) Ultralow-energy-consumption nitrogen making device
RU2626615C2 (en) Method of yield increase and stabilization of fractional natural gas liquefaction plant located at gas distribution station
JP6354517B2 (en) Cryogenic air separation device and cryogenic air separation method
WO2017152806A1 (en) Thermal load distribution device and method for separation system via direct steam contact heating
CN105443402A (en) Centrifugal ammonia compressor unit with dual-cylinder compression three-section air inlet manner
CN109973412A (en) One kind being used for external compression air separation unit oxygen compressor anti-asthma method of slight
RU2344360C1 (en) Method of gas liquefaction and installation for this effect
NL8101671A (en) COOLING METHOD FOR RECOVERING OR FRACTIONING A MIXTURE CONSIDERING PRINCIPALLY OF BUTANE AND PROPANE CONTAINED IN A PURIFYED GAS BY USING AN EXTERNAL MECHANICAL CYCLE.
DE102023100232A1 (en) A device and a process for producing hydrogen by water electrolysis with oxygen as a by-product using green electricity
RU2344359C1 (en) Gas liquefaction method to be used in offshore/inshore areas of arctic seas
CN206458589U (en) Pump synchronization heat sink
CN103080678B (en) For the method and apparatus by separating air by cryogenic distillation
CN109369488B (en) Heat integrated utilization method of dicumyl peroxide (DCP) device
CN109595877B (en) Coarse neon and helium extraction device and method suitable for nitrogen-air separation under pumped pressure
RU2509271C2 (en) Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas
US20200271381A1 (en) Process for utilizing of multi stage compressors intercoolers blowdown as a coolant for process air