RU2636966C1 - Method for production of liquefied natural gas - Google Patents

Method for production of liquefied natural gas Download PDF

Info

Publication number
RU2636966C1
RU2636966C1 RU2016144633A RU2016144633A RU2636966C1 RU 2636966 C1 RU2636966 C1 RU 2636966C1 RU 2016144633 A RU2016144633 A RU 2016144633A RU 2016144633 A RU2016144633 A RU 2016144633A RU 2636966 C1 RU2636966 C1 RU 2636966C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
gas
production
natural gas
main
Prior art date
Application number
RU2016144633A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Игорь Равильевич Байков
Ольга Владимировна Кулагина
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
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 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority to RU2016144633A priority Critical patent/RU2636966C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2636966C1 publication Critical patent/RU2636966C1/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
    • F25J1/003—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
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/02—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
    • 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0236—Heat exchange integration providing refrigeration for different processes treating not the same feed 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
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • 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
    • 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
    • F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"

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: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method includes feeding compressed natural gas stream from high pressure main pipeline from gas distribution station inlet and dividing the flow into production and process streams. The process stream is expanded in expander with performance of an operation, fed to main preliminary heat exchanger, and supplied to the consumer at low pressure. The production stream is cooled by heating the process gas to form gas-liquid mixture further cooled and expanded in a throttle valve, at which outlet the liquid phase is separated by separator. The liquid phase is sent to the storage facility or to consumers of liquefied natural gas. The remaining part of the stream is mixed with the main process stream and sent to cold inlet of the heat exchanger. The production stream is subjected to purification and drying in a block of regenerative heat exchangers due to crystallization of CO2 on surface of their plates. After passing through the process stream, CO2 is dissoluted and removed with the flow of gas supplied to the consumers in the low pressure line.
EFFECT: increase the efficiency of the production process.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и криогенной технике, конкретно к технологиям сжижения природного газа на газораспределительных станциях.The invention relates to the gas industry and cryogenic engineering, specifically to technologies for liquefying natural gas at gas distribution stations.

Известен способ производства сжиженного газа (патент РФ №2247908 C1, МПК 7 F25J 1/00, опубл. 10.03.2005 г. Бюл. №7), включающий разделение потока газа с газораспределительной станции (ГРС) на многочисленные потоки, охлаждение и очистку газа от примесей методом вымораживания в рекуперативном и предварительном теплообменниках, дросселирование газа, получение горячего газа в вихревой трубе на отогрев теплообменников.A known method for the production of liquefied gas (RF patent No. 2247908 C1, IPC 7 F25J 1/00, publ. March 10, 2005 Bull. No. 7), comprising dividing the gas stream from a gas distribution station (GDS) into multiple flows, cooling and purifying gas from impurities by freezing in recuperative and preliminary heat exchangers, gas throttling, receiving hot gas in a vortex tube to heat the heat exchangers.

Недостатками указанного способа оказывается то, что не используются в полной мере преимущества детандерного цикла в контуре охлаждения и сжижения газа и, соответственно, не будет обеспечена стабильность производства продукции из-за отсутствия возможности регулирования оптимальной температуры.The disadvantages of this method is that the advantages of the expander cycle in the gas cooling and liquefaction circuit are not used to the full and, accordingly, production stability is not ensured due to the inability to control the optimal temperature.

В известном способе раздачи природного газа с одновременной выработкой сжиженного газа при транспортировании потребителю из магистрального трубопровода высокого давления в трубопровод низкого давления (патент РФ №2534832 С2, МПК F17D 1/07, F25B 11/02, F25J 1/00, опубл. 10.12.2014 г. Бюл. №34) подаваемый газ из магистрального трубопровода расширяется в турбодетандере, после которого охлажденный газ проходит теплообменники и с низким давлением поступает к потребителям, при этом более полно используется полученная механическая энергия при расширении от перепада давлений в магистральном трубопроводе высокого давления и трубопроводе низкого давления.In the known method of distributing natural gas with the simultaneous generation of liquefied gas during transportation to the consumer from the main high pressure pipeline to the low pressure pipeline (RF patent No. 2534832 C2, IPC F17D 1/07, F25B 11/02, F25J 1/00, publ. 10.12. 2014 Bul. No. 34) the supplied gas from the main pipeline expands in a turboexpander, after which the cooled gas passes through heat exchangers and flows to consumers with low pressure, while the mechanical energy obtained is more fully used when expanding from the overflow and pressures in the high pressure main pipe and a low pressure conduit.

Недостатком способа может оказаться то, что полностью не решен вопрос о кристаллизации примесей природного газа, выпадающих при работе указанного оборудования.The disadvantage of this method may be that the issue of crystallization of natural gas impurities falling out during the operation of the specified equipment is not completely resolved.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации (патент РФ №2541360 С1, МПК F25J 1/00), включающий отбор газа из магистрального трубопровода, очистку от механических частиц, осушку, разделение на продукционный и технологический потоки, один из которых проходит очистку от CO2, охлаждается, для получения парожидкостной смеси направляется через дроссель, жидкая фаза отделяется и поступает к потребителю СПГ, другой поток проходит через детандер, жидкая фаза дополнительно переохлаждается перед подачей в емкость потребителя.Closest to the proposed method is a method for the production of liquefied natural gas and a complex for its implementation (RF patent No. 2541360 C1, IPC F25J 1/00), including the selection of gas from the main pipeline, purification from mechanical particles, drying, separation into production and process flows one of which extends from the CO 2 purification is cooled to obtain a liquid-vapor mixture is guided through the throttle, the liquid phase is separated and fed to the LNG consumer, the other stream passes through the expander, the liquid phase additionally supercooled before serving in the capacity of a consumer.

Недостатками являются использование дополнительных веществ (растворителей или абсорберов) для поглощения CO2; безвозвратная потеря диоксида углерода, извлеченного из природного газа; многостадийные циклы очистки, что влечет за собой сложность процесса и высокую стоимость оборудования.The disadvantages are the use of additional substances (solvents or absorbers) to absorb CO 2 ; irretrievable loss of carbon dioxide extracted from natural gas; multi-stage cleaning cycles, which entails the complexity of the process and the high cost of equipment.

Задачей предлагаемого изобретения является создание эффективного способа производства сжиженного природного газа на газораспределительной станции (ГРС), позволяющего повысить производительность при снижении стоимости оборудования и уменьшить количество содержащегося в природном газе CO2.The objective of the invention is the creation of an effective method for the production of liquefied natural gas at a gas distribution station (GDS), which allows to increase productivity while reducing the cost of equipment and reduce the amount of CO 2 contained in natural gas.

Указанная задача решается тем, что в способе производства сжиженного природного газа, включающем подачу потока сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления со входа газораспределительной станции (ГРС), разделение потока на продукционный и технологический потоки, расширение технологического потока в детандере с совершением внешней работы, теплообмен в основном и предварительном теплообменниках и подачу его с низким давлением потребителю, при котором продукционный поток охлаждают за счет нагрева технологического с образованием газожидкостной смеси, дополнительно охлаждают и расширяют в дроссельном вентиле, на выходе из которого отделяют жидкую фазу с помощью сепаратора, которую направляют в хранилище или потребителям сжиженного природного газа (СПГ), оставшуюся после отделения часть потока смешивают с основным технологическим потоком и направляют на холодный вход теплообменника, согласно изобретению продукционный поток подвергают очистке и осушке в блоке регенеративных теплообменников за счет кристаллизации CO2 на поверхности их пластинок, а после прохождения технологического потока через них осуществляют растворение CO2 и удаляют вместе с потоком газа, подаваемого потребителям в трубопровод низкого давления.This problem is solved in that in a method for producing liquefied natural gas, comprising supplying a stream of compressed natural gas from a high-pressure main pipeline from the inlet of a gas distribution station (GDS), dividing the stream into production and process flows, expanding the process stream in the expander with performing external work, heat exchange in the main and preliminary heat exchangers and its supply with low pressure to the consumer, in which the production flow is cooled by heating technology gas with the formation of a gas-liquid mixture, it is additionally cooled and expanded in a throttle valve, at the outlet of which the liquid phase is separated using a separator, which is sent to storage or to consumers of liquefied natural gas (LNG), the remaining part of the stream after separation is mixed with the main process stream and sent to the cold inlet of the heat exchanger, according to the invention, the production stream is cleaned and dried in a regenerative heat exchanger unit due to crystallization of CO 2 on the surface of their plate stinks, and after the process stream passes through them, CO 2 is dissolved and removed along with the gas stream supplied to consumers in the low pressure pipeline.

Сущность изобретения иллюстрируется фигурой, на которой приведены следующие обозначения. Установка состоит из отвода от магистрального трубопровода на ГРС, где подается природный газ с высоким давлением, фильтра-пылеуловителя 1 для очистки газа, блока осушки 2 и фильтра 3 для очистки от частиц адсорбента. По линии 4 утилизации тепла установка содержит теплообменник 5. Также установка состоит из блока предварительных регенеративных теплообменников 6, струйного компрессора 7, охладителя масла 8, компрессора 9, для системы смазки турбодетандера масляного бака 10 и насоса 11, непосредственно детандера 12, основного теплообменника 13, регулятора давления 14, сепаратора 15, криогенных насосов 16 и 19, проходных кранов 17 и хранилища СПГ 18.The invention is illustrated by the figure, which shows the following notation. The installation consists of a branch from the main pipeline to the gas distribution station, where natural gas with high pressure is supplied, a dust filter 1 for gas purification, a drying unit 2 and a filter 3 for cleaning adsorbent particles. Along the heat recovery line 4, the installation contains a heat exchanger 5. The installation also consists of a preliminary regenerative heat exchanger block 6, a jet compressor 7, an oil cooler 8, compressor 9, for the lubrication system of the turbine expander of the oil tank 10 and pump 11, directly the expander 12, the main heat exchanger 13, a pressure regulator 14, a separator 15, cryogenic pumps 16 and 19, checkpoints 17 and LNG storage 18.

Реализация способа производства сжиженного природного газа с помощью установки, приведенной на фигуре, происходит следующим образом.The implementation of the method for the production of liquefied natural gas using the installation shown in the figure is as follows.

Природный газ поступает из ГРС с высоким давлением и разделяется на два потока. Один из которых проходит через фильтр 1, блок осушки 2 для очистки от влаги и для очистки от частиц адсорбента фильтр 3. Далее поток, осушенный и очищенный, направляется к компрессору 9, где подвергается сжатию. В действие компрессор 9 приводится за счет крутящего момента газового турбодетандера 12, с которым связаны одним валом, размещены в одном корпусе и образуют единый турбодетандерный агрегат. Поток сжатого газа охлаждается в теплообменнике 5 при нагреве второго потока газа, поступившего в линию утилизации тепла 4. Газ из линии 4 далее подается в сеть потребителя. Теплота сжатия компрессора 9 используется дополнительно для подогрева газа в ГРС. После теплообменника 5 газ вновь разделяется на два потока: технологический (для получения холода) и продукционный потоки (для сжижения природного газа).Natural gas comes from high pressure gas distribution system and is divided into two streams. One of which passes through the filter 1, the drying unit 2 for cleaning from moisture and for cleaning the adsorbent particles from the filter 3. Next, the stream, dried and cleaned, is sent to the compressor 9, where it is compressed. The compressor 9 is driven by the torque of a gas turboexpander 12, to which are connected by one shaft, are placed in one housing and form a single turbine expander. The compressed gas stream is cooled in the heat exchanger 5 by heating the second gas stream received in the heat recovery line 4. The gas from line 4 is then supplied to the consumer network. The heat of compression of the compressor 9 is used additionally for heating gas in the gas distribution system. After heat exchanger 5, the gas is again divided into two streams: process (for receiving cold) and production streams (for liquefying natural gas).

Технологический поток направляется в детандер 12, подвергается расширению и происходит снижение давления и температуры, газ не сжигается, внутренняя энергия преобразуется в кинетическую энергию, затем в механическую работу, которая в генераторе в свою очередь преобразуется в электрическую энергию, направляется на вал компрессора для сжатия газа. Холодный поток газа после детандера 12 поступает в основной теплообменник 13 для охлаждения продукционного потока. После теплообменника 13 обратный поток проходит через теплообменник 6, растворяя диоксид углерода, и сбрасывается в трубопровод.The process stream is sent to expander 12, expands and pressure and temperature decrease, gas is not burned, internal energy is converted into kinetic energy, then into mechanical work, which in turn is converted into electrical energy in the generator, sent to the compressor shaft for gas compression . The cold gas stream after the expander 12 enters the main heat exchanger 13 to cool the production stream. After the heat exchanger 13, the return flow passes through the heat exchanger 6, dissolving the carbon dioxide, and is discharged into the pipeline.

Продукционный поток проходит через блок предварительных регенеративных теплообменников 6 для охлаждения и очистки от CO2. Очищенный поток проходит через теплообменник 13 для следующей ступени охлаждения потоком холодного газа детандера 12. Поток проходит через регулятор давления 14 с целью его дальнейшего сжижения при снижении давления и температуры, и парожидкостная смесь попадает в сепаратор 15, где жидкость отделяется от паров. По мере накопления сепаратора СПГ сливается через кран 17 в хранилище 18. При высоком давлении на входе ГРС сжатие продукционного потока не требуется и исключается охлаждение газа после сжатия, соответственно, теплообменник 5 не требуется. Понижение давления в хранилище СПГ 18 производится за счет откачивания паров, которые смешиваются с обратным потоком паров из сепаратора 15, с помощью струйного компрессора.The production stream passes through a block of preliminary regenerative heat exchangers 6 for cooling and purification from CO 2 . The purified stream passes through the heat exchanger 13 for the next stage of cooling with the cold gas stream of the expander 12. The stream passes through the pressure regulator 14 with the aim of further liquefaction with decreasing pressure and temperature, and the vapor-liquid mixture enters the separator 15, where the liquid is separated from the vapor. As the separator accumulates, the LNG is discharged through the valve 17 into the storage 18. At high pressure at the inlet of the GDS, compression of the production stream is not required and gas cooling after compression is excluded, respectively, the heat exchanger 5 is not required. The pressure in the LNG storage 18 is reduced by pumping out vapors that are mixed with a return stream of vapors from the separator 15 using a jet compressor.

Основной проблемой является очистка природного газа перед сжижением от диоксида углерода CO2. В низкотемпературном процессе вероятно попадание в область кристаллизации CO2 и образование его твердой фазы. Образование твердой кристаллической фазы в конструкциях низкотемпературного оборудования становится небезопасным фактором и может приводить к опасным последствиям, нарушениям нормальных технологических режимов работы криогенных аппаратов и выводу их из работы. Проходя турбодетандер примеси из газа конденсируются в сопловом узле, стекают и дренируются. Согласно фазовой диаграмме диоксида углерода выпадение твердой фазы при давлении 4,5 МПа произойдет при достижении температуры -52°С. Как правило, в существующих схемах предполагается установка блоков очистки газа от диоксида углерода. В работе вместо дополнительного блока очистки от углекислоты продукционного потока рассматривается использование в качестве предварительного регенеративного теплообменника непрерывного действия, где продукционный поток подвергают очистке и осушке за счет кристаллизации CO2 на поверхности их пластинок, а после прохождения технологического потока через них осуществляют растворение CO2 и удаляют вместе с потоком газа, подаваемого потребителям в трубопровод низкого давления. Для обеспечения непрерывности потока природного газа к потребителям предусматривается использование двух регенераторов.The main problem is the purification of natural gas before liquefaction from carbon dioxide CO 2 . In a low-temperature process, it is likely that CO 2 will enter the crystallization region and its solid phase will form. The formation of a solid crystalline phase in the construction of low-temperature equipment becomes an unsafe factor and can lead to dangerous consequences, disruption of normal technological modes of operation of cryogenic devices and their withdrawal from work. Passing a turbo-expander, impurities from the gas condense in the nozzle assembly, drain and drain. According to the phase diagram of carbon dioxide, the precipitation of the solid phase at a pressure of 4.5 MPa will occur when the temperature reaches -52 ° C. As a rule, in existing schemes it is planned to install carbon dioxide gas purification units. In the work, instead of an additional carbon dioxide purification unit, the production flow is considered to be used as a preliminary regenerative heat exchanger of continuous action, where the production flow is cleaned and dried by crystallization of CO 2 on the surface of their plates, and after the process stream passes through them, CO 2 is dissolved and removed together with the flow of gas supplied to consumers in the low pressure pipeline. To ensure the continuity of the flow of natural gas to consumers, the use of two regenerators is envisaged.

Проведенные расчеты показали, что при таком способе СПГ может быть получен за счет перепада давления на ГРС, где происходит понижение давления от 3,8 МПа до 0,6 МПа. Природный газ поступает из магистрального трубопровода в комплекс с давлением 3,8 МПа, проходит блок очистки и осушки, сжимается в компрессоре до 4,5 МПа, после теплообменника охлаждается и делится на два потока: продукционный 16% и технологический 84%. Продукционный поток дополнительно очищается в предварительном теплообменнике, а оба потока направляются через основной и предварительный теплообменники. В результате расширения в турбодетандере температура газа понижается до -115°С, что оказывается недостаточным для сжижения газа. Продукционный поток дополнительно дросселируется, и температура газа понижается до -140°С. Производительность установки составит 1,5 т/ч (0,417 кг/с). Преимуществом такой установки оказываются низкие удельные затраты на электроэнергию, так как для сжатия газа в компрессоре используется привод детандера. Мощность, потребляемая при достижении проектной производительности, составит 320 кВт.The calculations showed that with this method, LNG can be obtained due to the pressure drop across the GDS, where the pressure decreases from 3.8 MPa to 0.6 MPa. Natural gas comes from the main pipeline to the complex with a pressure of 3.8 MPa, passes the cleaning and drying unit, is compressed in the compressor to 4.5 MPa, after the heat exchanger it is cooled and divided into two flows: production 16% and technological 84%. The production stream is further cleaned in a preliminary heat exchanger, and both flows are routed through the main and preliminary heat exchangers. As a result of expansion in the turboexpander, the gas temperature drops to -115 ° C, which is insufficient for gas liquefaction. The production stream is further throttled, and the gas temperature drops to -140 ° C. The plant capacity will be 1.5 t / h (0.417 kg / s). The advantage of such an installation is the low unit cost of electricity, since an expander drive is used to compress the gas in the compressor. The power consumed when design capacity is reached is 320 kW.

Предлагаемая технология производства сжиженного природного газа является энергоэффективной, так как для сжижения применяется детандерный холодильный цикл газа, работающий на основе использования перепада между давлением в магистральном газопроводе и давлением в газораспределительной сети. При производстве СПГ на ГРС проявляется главный недостаток схем с внутренним охлаждением газа - при снижении температуры проявляется кристаллизация, в связи с чем необходимо проводить осушку и очистку всего проходящего через установку газа от диоксида углерода CO2, что решается в предлагаемом способе.The proposed technology for the production of liquefied natural gas is energy efficient, since an expander refrigeration gas cycle is used to liquefy, operating on the basis of using the differential between the pressure in the main gas pipeline and the pressure in the gas distribution network. In the production of LNG on GDS, the main drawback of gas-cooled internal circuits is manifested - crystallization occurs when the temperature decreases, and therefore it is necessary to dry and purify all the gas passing through the plant from carbon dioxide CO 2 , which is solved in the proposed method.

Claims (1)

Способ производства сжиженного природного газа, включающий подачу потока сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления со входа газораспределительной станции (ГРС), разделение потока на продукционный и технологический потоки, расширение технологического потока в детандере с совершением внешней работы, теплообмен в основном и предварительном теплообменниках и подачу его с низким давлением потребителю, при котором продукционный поток охлаждают за счет нагрева технологического с образованием газожидкостной смеси, дополнительно охлаждают и расширяют в дроссельном вентиле, на выходе из которого отделяют жидкую фазу с помощью сепаратора, которую направляют в хранилище или потребителям сжиженного природного газа (СПГ), оставшуюся после отделения часть потока смешивают с основным технологическим потоком и направляют на холодный вход теплообменника, отличающийся тем, что продукционный поток подвергают очистке и осушке в блоке регенеративных теплообменников за счет кристаллизации CO2 на поверхности их пластинок, а после прохождения технологического потока через них осуществляют растворение CO2 и удаляют вместе с потоком газа, подаваемого потребителям в трубопровод низкого давления.A method of producing liquefied natural gas, comprising supplying a stream of compressed natural gas from a high-pressure main pipeline from the inlet of a gas distribution station (GDS), dividing the stream into production and process flows, expanding the process stream in the expander with external work, heat exchange in the main and preliminary heat exchangers, and supplying it with a low pressure to the consumer, in which the production stream is cooled by heating the process with the formation of gas-liquid mixture, additionally cooled and expanded in a throttle valve, at the outlet of which the liquid phase is separated using a separator, which is sent to the storage or to consumers of liquefied natural gas (LNG), the remaining part of the stream after separation is mixed with the main process stream and sent to a cold inlet heat exchanger, characterized in that the production stream is subjected to purification and drying in the block of regenerative heat exchangers due to the crystallization of CO 2 on the surface of their plates, and after passing through A chemical stream through them dissolves CO 2 and removes it along with the gas stream supplied to consumers in a low pressure pipeline.
RU2016144633A 2016-11-14 2016-11-14 Method for production of liquefied natural gas RU2636966C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016144633A RU2636966C1 (en) 2016-11-14 2016-11-14 Method for production of liquefied natural gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016144633A RU2636966C1 (en) 2016-11-14 2016-11-14 Method for production of liquefied natural gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2636966C1 true RU2636966C1 (en) 2017-11-29

Family

ID=60581310

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016144633A RU2636966C1 (en) 2016-11-14 2016-11-14 Method for production of liquefied natural gas

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2636966C1 (en)

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2673972C1 (en) * 2017-12-26 2018-12-03 Андрей Владиславович Курочкин Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
RU2686655C1 (en) * 2018-10-23 2019-04-29 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas (versions)
RU2688062C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas installation
RU2688595C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-21 Андрей Владиславович Курочкин Natural gas liquefaction plant
RU2691876C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-18 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefied natural gas production (versions)
RU2692610C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas production unit
RU2692614C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2699872C1 (en) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2717668C1 (en) * 2019-12-24 2020-03-24 Андрей Владимирович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
RU2719533C1 (en) * 2019-08-08 2020-04-21 Юрий Васильевич Белоусов Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation
RU2721347C1 (en) * 2019-12-17 2020-05-19 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2742645C2 (en) * 2019-03-13 2021-02-09 Андрей Владиславович Курочкин Lng generator and principle thereof
RU2749700C2 (en) * 2019-05-07 2021-06-17 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reducing gas and generating a constant amount of liquefied natural gas (options)
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

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999001706A1 (en) * 1997-07-01 1999-01-14 Exxon Production Research Company Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
RU2202078C2 (en) * 2001-03-14 2003-04-10 ЗАО "Сигма-Газ" Method of liquefaction of natural gas
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
US20160109177A1 (en) * 2014-10-16 2016-04-21 General Electric Company System and method for natural gas liquefaction
US20160138863A1 (en) * 2014-11-17 2016-05-19 Nicholas F. Urbanski Heat Exchange Mechanism For Removing Contaminants From A Hydrocarbon Vapor Stream

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999001706A1 (en) * 1997-07-01 1999-01-14 Exxon Production Research Company Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
RU2202078C2 (en) * 2001-03-14 2003-04-10 ЗАО "Сигма-Газ" Method of liquefaction of natural gas
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
US20160109177A1 (en) * 2014-10-16 2016-04-21 General Electric Company System and method for natural gas liquefaction
US20160138863A1 (en) * 2014-11-17 2016-05-19 Nicholas F. Urbanski Heat Exchange Mechanism For Removing Contaminants From A Hydrocarbon Vapor Stream

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2692610C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas production unit
RU2692614C1 (en) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2673972C1 (en) * 2017-12-26 2018-12-03 Андрей Владиславович Курочкин Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
RU2686655C1 (en) * 2018-10-23 2019-04-29 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas (versions)
RU2691876C1 (en) * 2018-10-23 2019-06-18 Андрей Владиславович Курочкин Plant for liquefied natural gas production (versions)
RU2688595C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-21 Андрей Владиславович Курочкин Natural gas liquefaction plant
RU2688062C1 (en) * 2018-10-29 2019-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Liquefied natural gas installation
RU2699872C1 (en) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Plant for production of liquefied natural gas
RU2742645C2 (en) * 2019-03-13 2021-02-09 Андрей Владиславович Курочкин Lng generator and principle thereof
RU2749700C2 (en) * 2019-05-07 2021-06-17 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reducing gas and generating a constant amount of liquefied natural gas (options)
RU2719533C1 (en) * 2019-08-08 2020-04-21 Юрий Васильевич Белоусов Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation
RU2721347C1 (en) * 2019-12-17 2020-05-19 Андрей Владиславович Курочкин Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
RU2717668C1 (en) * 2019-12-24 2020-03-24 Андрей Владимирович Курочкин Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2636966C1 (en) Method for production of liquefied natural gas
JP6608526B2 (en) Conversion of waste heat from gas processing plant to electricity and cooling based on organic Rankine cycle
JP2018530691A (en) Conversion of waste heat from gas processing plant to electricity based on the carina cycle
TWI424870B (en) Method and installation for liquefying flue gas from combustion installations
CA2775449C (en) Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
MX2013014870A (en) Process for liquefaction of natural gas.
RU2538192C1 (en) Method of natural gas liquefaction and device for its implementation
RU2533044C2 (en) Method and device for cooling flow of gaseous hydrocarbons
US20150013378A1 (en) Apparatus And Method For Liquefying Natural Gas By Refrigerating Single Mixed Working Medium
AU2011244078A1 (en) Method and installation for liquefying flue gas from combustion installations
US11747081B2 (en) Method and system for efficient nonsynchronous LNG production using large scale multi-shaft gas turbines
AU2013234169A1 (en) Method and device for condensing a carbon dioxide-rich gas stream
AU2018321557B2 (en) Method and system for LNG production using standardized multi-shaft gas turbines, compressors and refrigerant systems
RU2735977C1 (en) Natural gas liquefaction method and apparatus for implementation thereof
RU2715805C1 (en) Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions)
RU2770777C1 (en) "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas
RU2689505C1 (en) Natural gas liquefaction complex at gas distribution station
RU2640050C1 (en) Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181115