RU2641410C1 - Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation - Google Patents
Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2641410C1 RU2641410C1 RU2016147213A RU2016147213A RU2641410C1 RU 2641410 C1 RU2641410 C1 RU 2641410C1 RU 2016147213 A RU2016147213 A RU 2016147213A RU 2016147213 A RU2016147213 A RU 2016147213A RU 2641410 C1 RU2641410 C1 RU 2641410C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- production
- stream
- gas
- heat exchanger
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно, к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) и компримированного природного газа (КПГ) на газораспределительных станциях (ГРС).The invention relates to the gas industry, in particular, to technologies for the production of liquefied natural gas (LNG) and compressed natural gas (CNG) at gas distribution stations (GDS).
Благодаря характеристикам горения - его полноте и удобству, природный газ нашел широкое применение. Для транспортирования на рынки сбыта полученный природный газ может перерабатываться в сжиженный и компримированный газ. Сжиженный природный газ получают при охлаждении природного газа метана до -162°C. В жидком состоянии объем газа уменьшается в 600 раз, что позволяет в значительной степени увеличить эффективность его хранения и транспортировки. Компримированный, или сжатый природный газ - это тот же метан, но находящийся в газообразном состоянии, под давлением до 20 МПа. Потребитель может сразу использовать этот газ для собственных нужд.Due to the characteristics of combustion - its completeness and convenience, natural gas has been widely used. For transportation to markets, natural gas obtained can be processed into liquefied and compressed gas. Liquefied natural gas is obtained by cooling natural methane gas to -162 ° C. In the liquid state, the volume of gas is reduced by 600 times, which can significantly increase the efficiency of its storage and transportation. Compressed or compressed natural gas is the same methane, but in a gaseous state, under pressure up to 20 MPa. The consumer can immediately use this gas for their own needs.
Значительная энергоемкость процессов сжижения и компримирования природного газа обуславливает высокую чувствительность себестоимости производства к параметрам энергоэффективности, и экономической эффективности. Задача кардинального повышения энергетических характеристик производства требует качественно новых технологических решений.The significant energy intensity of the processes of liquefying and compressing natural gas leads to a high sensitivity of production costs to energy efficiency and economic efficiency. The task of drastically increasing the energy characteristics of production requires qualitatively new technological solutions.
Известна статья «Малотоннажное производство СПГ в условиях промысловой подготовки газа», авторы Д.А. Ожерельев, С.В. Дейнеко в сб. Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, №1 (2778) 2015 г., с 80-84, в которой исследована область использования сжиженного природного газа и проведен сравнительный анализ экономической эффективности и производительности малотоннажных установок по сжижению с целью внедрения в технологический процесс промысловой подготовки природного газа. Разработана модель технологической установки производства СПГ для обеспечения технологического транспорта топливом. Согласно расчетным данным установка обеспечивает необходимую производительность СПГ с коэффициентом ожижения 10%. Разработана схема работы установки получения СПГ в промысловых условиях. За основу модели производства СПГ принят процесс, основанный на эффекте Джоуля-Томпсона реализуемый в дроссельном цикле. В схему добавляется турбодетандер, с помощью которого часть несжиженного газа компримируется до давления 3,0 МПа и подается в магистраль топливного газа для работы ГПА.The well-known article "Small-scale production of LNG in the conditions of field gas treatment", D.A. Ozherelyev, S.V. Deyneko in Sat Proceedings of the Russian State University of Oil and Gas named after I.M. Gubkina, No. 1 (2778) 2015, pp. 80-84, in which the field of using liquefied natural gas was studied and a comparative analysis of the economic efficiency and productivity of small-tonnage liquefaction plants was carried out with the aim of introducing natural gas into the production process. A model of a technological unit for LNG production was developed to provide fuel for technological transport. According to the calculated data, the installation provides the necessary LNG capacity with a liquefaction factor of 10%. The working scheme of the LNG production facility in the field was developed. The LNG production model is based on a process based on the Joule-Thompson effect implemented in a throttle cycle. A turboexpander is added to the circuit, with the help of which part of the non-liquefied gas is compressed to a pressure of 3.0 MPa and fed to the fuel gas line for the operation of the gas compressor unit.
Максимальный коэффициент ожижения достигается в каскадных холодильных схемах, где в качестве внешнего хладагента для охлаждения прямого потока газа используются индивидуальные углеводороды или их смеси. Вследствие применения сложного, дорогостоящего и энергоемкого оборудования такие способы ожижения не всегда оказываются экономически выгодными.The maximum liquefaction coefficient is achieved in cascade refrigeration schemes where individual hydrocarbons or mixtures thereof are used as external refrigerant for cooling a direct gas stream. Due to the use of complex, expensive and energy-intensive equipment, such liquefaction methods are not always economically viable.
Известен «Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации», патент RU 2541360, МПК F25J 1/00, дата публикации 10.02.2015 года, где при реализации способа входящий поток газа очищают от примесей и компримируют до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала. Продукционный поток очищают от примесей CO2, охлаждают, пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют СПГ в виде жидкой фазы для скачивания потребителю СПГ. Комплекс для реализации указанного выше способа содержит соединенный с магистралью газораспределительной станции трубу, с которой связаны технологическая линия, соединенная с газораспределительной сетью, и продукционная линия, соединенная с хранилищем сжиженного природного газа, включающая компрессор, дроссель, сепаратор, которая содержит детандер, оборудованный турбиной, выполненной с возможностью вращения потоком газа из технологической линии.The well-known "Method for the production of liquefied natural gas and a complex for its implementation", patent RU 2541360, IPC F25J 1/00, publication date 02/10/2015, where when the method is implemented, the incoming gas stream is cleaned of impurities and compressed until it is divided into technological and production streams. The process stream is passed through an expander equipped with a gas turbine, the torque of which is used to compress the incoming gas stream before it is divided into process and production streams. The process stream is purified from the impurities of heavy hydrocarbons by condensation in the nozzle apparatus of the expander, which is made of heat-conducting material. The product stream is cleaned of CO 2 impurities, cooled, passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture, from which LNG is separated in the form of a liquid phase for downloading to the LNG consumer. The complex for implementing the above method comprises a pipe connected to a gas distribution line, to which a production line connected to a gas distribution network, and a production line connected to a liquefied natural gas storage, including a compressor, throttle, separator, which contains an expander equipped with a turbine, made with the possibility of rotation by a gas stream from the processing line.
Основным недостатком известных технических решений является то, что при осуществлении технологического цикла процесса сжижения или компримирования природного газа сохраняется достаточно высокое потребление электроэнергии. Также, известные способы и устройства для реализации таких способов направлены на усовершенствование выполнения лишь одного технологического процесса - либо сжижения природного газа, либо его компримирования. Ни один из известных способов не направлен на совмещение этих процессов в один энергонезависимый технологический процесс одновременного производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции.The main disadvantage of the known technical solutions is that during the implementation of the technological cycle of the process of liquefaction or compression of natural gas, a sufficiently high energy consumption is maintained. Also, known methods and devices for implementing such methods are aimed at improving the performance of only one technological process - either liquefying natural gas or compressing it. None of the known methods is aimed at combining these processes into one non-volatile technological process for the simultaneous production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station.
Целью изобретения является повышение экономической эффективности и энергоэффективности процессов производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции.The aim of the invention is to increase the economic efficiency and energy efficiency of the production processes of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station.
Техническим результатом изобретения является разработка полностью энергонезависимого способа и комплекса для его реализации, при котором осуществляют одновременное производство сжиженного природного газа, компримированного природного газа, обеспечение газом потребителя через газовую сеть.The technical result of the invention is the development of a fully non-volatile method and complex for its implementation, in which the simultaneous production of liquefied natural gas, compressed natural gas, providing gas to the consumer through the gas network.
Поставленная цель (для способа) достигается тем, что в энергонезависимом способе производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции одновременно производят сжиженный и компримированный природный газ, для этого природный газ отбирают из магистрального газопровода и разделяют на два потока: первый поток направляют на ожижение природного газа и одновременно с этим второй поток направляют на компримирование природного газа. Второй поток пропускают поочередно через второй компрессор и аппарат воздушного охлаждения, одновременно с этим первый поток на ожижение фильтруют, очищают в адсорбере, охлаждают в одном, но не ограничиваясь этим, теплообменнике и разделяют также на два потока: технологический и продукционный. При завершении прохода продукционного потока, организуют обратный поток. Технологический поток направляют на детандер, с генератором которого устанавливают электрическую связь двигателей первого компрессора, который используют при ожижении продукционного потока входящего первого потока газа, и второго компрессора, который используют при компримировании входящего второго потока газа, а также двигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. Продукционный поток пропускают через первый компрессор, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения, затем дополнительно охлаждают в одном, но не ограничиваясь этим, теплообменнике и пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, направляют его через теплообменники продукционного потока, соединив с выходящим после детандера расширенным и низкотемпературным технологическим потоком. Продукционный поток на ожижение природного газа также может быть направлен на охлаждение в теплообменник в обход первого компрессора и аппарата воздушного охлаждения. В адсорбере устанавливают теплообменное устройство и направляют на него часть произведенного компримированного горячего природного газа для осуществления запуска процесса регенерации адсорбента. В теплообменном устройстве адсорбера организуют циркуляцию высокотемпературного теплоносителя и теплообмен с ним части произведенного компримированного горячего природного газа для осуществления безопасного запуска процесса регенерации адсорбента.The goal (for the method) is achieved by the fact that in a non-volatile method of producing liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station, liquefied and compressed natural gas is simultaneously produced, for this natural gas is taken from the main gas pipeline and divided into two streams: the first stream is directed to liquefaction of natural gas and at the same time the second stream is sent to compress natural gas. The second stream is passed alternately through the second compressor and the air-cooling apparatus; at the same time, the first stream for liquefaction is filtered, purified in an adsorber, cooled in one, but not limited to, a heat exchanger, and it is also divided into two streams: technological and production. Upon completion of the passage of the production stream, organize a reverse flow. The process stream is directed to the expander, with the generator of which the electrical connection of the engines of the first compressor is established, which is used to liquefy the production stream of the incoming first gas stream, and the second compressor, which is used to compress the incoming second gas stream, as well as the fan motors of air-cooled devices. The production stream is passed through the first compressor, cooled in an air cooling apparatus, then additionally cooled in one, but not limited to, a heat exchanger and passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture from which the liquid phase is separated and, completing the passage of the production stream, send it for download consumer of liquefied natural gas. A reverse flow is formed from the vapor phase, it is directed through the heat exchangers of the production stream, connecting to the expanded and low-temperature process stream leaving the expander. The production stream for liquefying natural gas can also be directed to cooling in a heat exchanger bypassing the first compressor and air cooling apparatus. A heat exchanger is installed in the adsorber and a portion of the produced compressed hot natural gas is sent to it to start the adsorbent regeneration process. In the heat exchanger device of the adsorber, the high-temperature coolant is circulated and heat exchanged with it for part of the produced compressed hot natural gas to ensure the safe start of the adsorbent regeneration process.
Поставленная цель (для устройства) достигается тем, что комплекс для реализации способа выполнен с подключенной трубой, соединенной с магистралью газораспределительной станции и разделенной на две линии: первая линия подачи природного газа содержит блок фильтрации, адсорбер, теплообменник и разделяется на технологическую, продукционную и обратную линии. Продукционная линия содержит первый компрессор, аппарат воздушного охлаждения и один, но не ограничиваясь этим, теплообменник, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Обратная линия берет начало в сепараторе, проходит через теплообменники продукционной линии и соединена на выходе с газораспределительной сетью. Технологическая линия содержит детандер и подключена к обратной линии. Одновременно с этим вторая линия подачи природного газа содержит второй компрессор, аппарат воздушного охлаждения и соединена с потребителями компримированного природного газа. Генератор детандера связан посредством электрической связи с двигателями первого и второго компрессоров, а также с двигателями вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. В адсорбере установлено теплообменное устройство, соединенное со второй линией подачи трубопроводами подвода и отвода части произведенного компримированного горячего природного газа. Теплообменное устройство адсорбера подключено к дополнительному теплообменнику, соединенному со второй линией подачи трубопроводами подвода и отвода части произведенного компримированного горячего природного газа.The goal (for the device) is achieved by the fact that the complex for implementing the method is made with a connected pipe connected to the gas distribution main and divided into two lines: the first natural gas supply line contains a filtration unit, an adsorber, a heat exchanger and is divided into technological, production and return lines. The production line contains a first compressor, an air-cooling apparatus, and one, but not limited to, a heat exchanger, an inductor, a separator, and is connected to a liquefied natural gas storage facility. The return line originates in the separator, passes through the heat exchangers of the production line and is connected at the outlet to the gas distribution network. The production line contains an expander and is connected to the return line. At the same time, the second natural gas supply line contains a second compressor, an air-cooling apparatus and is connected to consumers of compressed natural gas. The expander generator is connected through electrical communication with the engines of the first and second compressors, as well as with the engines of the fans of the air coolers. A heat exchange device is installed in the adsorber, connected to the second supply line by pipelines for supplying and discharging part of the produced compressed hot natural gas. The adsorber heat exchanger is connected to an additional heat exchanger connected to the second supply line by pipelines for supplying and discharging part of the produced compressed hot natural gas.
Это обеспечивает повышение экономической эффективности за счет осуществления одновременно нескольких технологических процессов: производство сжиженного природного газа, производство компримированного природного газа на газораспределительной станции, обеспечение газом потребителя через газовую сеть, также это обеспечивает повышение энергоэффективности за счет обеспечения полной энргонезависимости технологического процесса такого производства.This provides an increase in economic efficiency due to the implementation of several technological processes simultaneously: the production of liquefied natural gas, the production of compressed natural gas at a gas distribution station, the supply of gas to the consumer through a gas network, and this also provides an increase in energy efficiency by ensuring complete energy independence of the technological process of such production.
Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи. The present invention and its advantages will be better understood by reference to the following detailed description and the accompanying drawings.
На фиг. 1 показана упрощенная схема технологического процесса одного конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующая процессы сжижения и компримирования в соответствии с практическим применением этого изобретения. Схема технологического процесса представляет собой предпочтительное конструктивное исполнение применения на практике процесса по этому изобретению. Чертеж не исключает из объема изобретения другие конструктивные исполнения, которые являются результатом обычных и предполагаемых модификаций этого конкретного конструктивного исполнения. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как клапаны, смесители потоков, системы регулирования и датчики исключены из чертежа в целях упрощения и ясности представления. На фиг. 2 представлена блок-схема варианта комплекса для реализации способа с направлением по трубопроводам подвода-отвода части компримированного природного газа на установленное в адсорбере теплообменное устройство для запуска процесса регенерации адсорбента. На фиг. 3 представлена блок-схема варианта комплекса для реализации способа с направлением по трубопроводам подвода-отвода части компримированного природного газа в дополнительный теплообменник для теплообмена с высокотемпературным теплоносителем, подаваемым посредством насоса в теплообменное устройство, установленное в адсорбере, для обеспечения более безопасного запуска процесса регенерации адсорбента. На фиг. 4 представлена блок-схема варианта комплекса для реализации способа, где продукционный поток природного газа на сжижение направляют сразу в теплообменники, без компрессора и аппарата воздушного охлаждения.In FIG. 1 shows a simplified flow diagram of one embodiment of this invention, illustrating liquefaction and compression processes in accordance with the practical application of this invention. The process flow diagram is a preferred embodiment of the practical application of the process of this invention. The drawing does not exclude from the scope of the invention other designs that are the result of the usual and proposed modifications to this particular design. The various auxiliary systems required, such as valves, flow mixers, control systems, and sensors, are omitted from the drawing for the sake of simplicity and clarity. In FIG. Figure 2 shows a block diagram of a variant of a complex for implementing the method with a direction through the supply and exhaust pipelines of a portion of compressed natural gas to a heat exchange device installed in the adsorber to start the adsorbent regeneration process. In FIG. Figure 3 shows a block diagram of a variant of a complex for implementing a method with a direction through the supply and exhaust pipelines of a portion of compressed natural gas to an additional heat exchanger for heat exchange with a high-temperature coolant supplied by a pump to a heat exchanger installed in the adsorber to ensure a more secure start of the adsorbent regeneration process. In FIG. 4 shows a block diagram of a variant of the complex for implementing the method, where the production stream of natural gas for liquefaction is sent directly to heat exchangers, without a compressor and air cooling apparatus.
При реализации способа производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции, природный газ отбирают из магистрального газопровода, разделяют на два потока, первый из который направляют на ожижение природного газа и одновременно с этим второй поток направляют на компримирование природного газа. Поток на ожижение очищают, фильтруют и разделяют еще на два потока: технологический и продукционный. Технологический поток направляют на детандер, с генератором которого устанавливают электрическую связь двигателей первого и второго компрессоров, а также двигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. Продукционный поток пропускают через первый компрессор, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения, затем дополнительно охлаждают в одном, но не ограничиваясь этим, теплообменнике и пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу и направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа, а из паровой фазы формируют обратный поток, в который направляют технологический поток, расширенный и низкотемпературный, после детандера. Второй поток, направляемый на компримирование природного газа, пропускают поочередно через второй компрессор и аппарат воздушного охлаждения и направляют полученный компримированный природный газ потребителю. Продукционный поток могут направлять в обход первого компрессора и аппарата воздушного охлаждения непосредственно в теплообменники перед дросселем, тем самым высвобождая значительную часть электроэнерии, вырабатываемой детандером, для направления ее на другие нужды комплекса, повышая экономическую эффективность технологического процесса. Часть произведенного компримированного горячего природного газа направляют на установленное в адсорбере теплообменное устройство. Это позволяет исключить потребление электроэнергии для запуска процесса регенерации адсорбента. В теплообменном устройстве адсорбера организуют циркуляцию высокотемпературного теплоносителя, например термомасла, и пропускают его через дополнительный теплообменник доохлаждения, соединенный со второй линией подачи трубопроводами подвода и отвода части произведенного компримированного горячего природного газа. Направление компримированного газа через дополнительный теплообменник доохлаждения позволяет повысить безопасность запуска процесса регенерации адсорбента в адсорбере и значительно уменьшить энергопотребление вентиляторов аппарата воздушного охлаждения второй линии подачи.When implementing the method of producing liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station, natural gas is taken from the main gas pipeline, divided into two streams, the first of which is sent to liquefy natural gas and, at the same time, the second stream is sent to compress natural gas. The liquefaction stream is purified, filtered and divided into two more streams: process and production. The process stream is directed to the expander, with the generator of which the electrical connection of the engines of the first and second compressors, as well as the motors of the fans of the air coolers, is established. The production stream is passed through the first compressor, cooled in an air-cooling apparatus, then additionally cooled in one, but not limited to, a heat exchanger and passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture from which the liquid phase is separated and sent to the consumer for liquefied natural gas, and a reverse flow is formed from the vapor phase, into which the process flow, expanded and low temperature, is directed after the expander. The second stream, directed to the compression of natural gas, is passed alternately through the second compressor and the air cooling apparatus and the resulting compressed natural gas is sent to the consumer. The production flow can be bypassed by the first compressor and the air cooling apparatus directly to the heat exchangers in front of the throttle, thereby releasing a significant part of the electric power generated by the expander to direct it to other needs of the complex, increasing the economic efficiency of the process. Part of the produced compressed hot natural gas is sent to a heat exchanger installed in the adsorber. This eliminates the consumption of electricity to start the process of regeneration of the adsorbent. In the heat exchanger device of the adsorber, high-temperature coolant, for example thermal oil, is circulated and passed through an additional after-cooling heat exchanger connected to the second supply line by supply and exhaust pipelines of part of the produced compressed hot natural gas. The direction of the compressed gas through an additional after-cooling heat exchanger improves the safety of starting the adsorbent regeneration process in the adsorber and significantly reduces the energy consumption of the fans of the air cooling apparatus of the second supply line.
Комплекс, реализующий способ, содержит соединенную с магистралью газораспределительной станции трубу 1, первую линию 20 подачи природного газа, вторую линию 21 подачи природного газа с выходом 4, блок 5 фильтрации, адсорбер 6, теплообменники 7, 11, 12, через которые проходят технологический 22 с выходом 24, продукционный 23 с выходом 15 и обратный 25 с выходом 19 потоки, аппараты воздушного охлаждения 3 и 10, дроссель 13, сепаратор 14, детандер 9, первый компрессор 8 и второй компрессор 2, а также теплообменное устройство 16, насос 17, дополнительный теплообменник 18.The complex that implements the method includes a
В конкретном исполнении комплекс работает следующим образом.In a specific implementation, the complex works as follows.
Природный газ высокого давления, поступающий из ГРС по трубе 1, разделяют на два потока: первая линия 20 подачи природного газа и вторая линия 21 подачи природного газа. По первой линии 20 подаваемый газ направляют на производство сжиженного природного газа, а также потребителю в газовую сеть, одновременно с этим, по второй линии 21 подаваемый газ направляют на производство компримированного природого газа. Поток по первой линии 20 пропускают через блок 5 фильтрации, затем направляют в адсорбер 6, где очищают от примесей CO2 и удаляют влагу с помощью адсорбента. Далее поток направляют в теплообменник 7 для охлаждения и разделяют на два потока: технологический 22 поток (для выработки холода) и продукционный 23 поток (для сжижения природного газа), из сепаратора 14 организуют обратный 25 поток.High pressure natural gas coming from the gas distribution system through
Поток газа, направляемый по продукционному 23 потоку, пропускают через первый компрессор 8, аппарат воздушного охлаждения 10, два последовательно подключенных теплообменника 11 и 12, где охлаждают до температур (-70)- (-85°)C и направляют на дроссель 13. Далее, газ с температурой около -131°C и давлением около 0,7Мпа направляют в сепаратор 14 в виде парожидкостной смеси. Здесь жидкую фазу (сжиженный природный газ) парожидкостной смеси отделяют от паровой фазы, из которой формируют обратный 25 поток газа с параметрами: температура минус 131°C и давление 0,7МПа. Полученный сжиженный природный газ направляют из сепаратора 14 через выход 15 потребителю с достигнутыми требуемыми параметрами: температурой -131°C и давлением 0,7МПа.The gas flow directed through the
Также, продукционный поток 23 на ожижение природного газа могут направлять на охлаждение в теплообменники 11 и 12 в обход первого компрессора 8 и аппарата воздушного охлаждения 10.Also, the
Технологический поток 22 газа направляют на детандер 9, где он расширяется с совершением внешней работы, при этом резко снижается его температура. Охлажденный таким образом технологический 22 поток газа соединяют не его выходе 24 с обратным 25 потоком. Обратный 25 поток подают противотоком в теплообменники 12 и 11 для доохлаждения продукционного 23 потока. После теплообменников 12 и 11 обратный 25 поток газа пропускают через теплообменник 7 и с достигнутыми требуемыми параметрами: с температурой +20°C и давлением 0,6 МПа подают на выход 19 потребителям в газовую сеть.The
Подаваемый по второй линии 21 магистральный газ для производства компримированного природного газа подают на компрессор 2, аппарат воздушного охлаждения 3, с двигателями которых устанавливают электрическую связь генератора детандера 9. Основное количество электроэнергии, выработанной детандером 9, направляют на питание электропривода компрессора для сжатия газа до 250 атм и отправки через выход 4 потребителю компримированного природного газа с достигнутыми требуемыми параметрами: температурой +20°C и давлением 25,0 МПа.The main gas supplied through the
По одному из возможных вариантов исполнения комплекса в адсорбере 6 устанавливают теплообменное устройство 16, соединенное со второй линией 21 подачи трубопроводами подвода и отвода части произведенного компримированного горячего природного газа для осуществления запуска процесса регенерации адсорбента. Также, в теплообменном устройстве 16 адсорбера 6 организуют посредством насоса 17 циркуляцию высокотемпературного теплоносителя, например термомасла, и подключают к дополнительному теплообменнику 18, соединенному со второй линией 21 подачи трубопроводами подвода и отвода части произведенного компримированного горячего природного газа с целью организации более безопасного запуска процесса регенерации адсорбента.According to one possible embodiment of the complex, a
Повышение энергоэффективности достигается использованием энергии, вырабатываемой детандером, для обеспечения всех энергозависимых устройств комплекса: двигателей компрессоров, насоса, вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения и т.п., без привлечения внешних источников энергии. Экономическая эффективность и производительность повышаются за счет организации одновременного процесса производств сжиженного природного газа, компримированного природного газа, обеспечение газом потребителя через газовую сеть.Improving energy efficiency is achieved by using the energy generated by the expander to provide all the volatile devices of the complex: compressor motors, a pump, fans of air coolers, etc., without involving external energy sources. Economic efficiency and productivity are enhanced by organizing the simultaneous production of liquefied natural gas, compressed natural gas, and supplying consumer gas through a gas network.
Таким образом, повышение экономической эффективности и энергоэффективности достигается за счет организации полностью энергонезависимого процесса за счет организации на газораспределительной станции в комплексе одновременного производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа, подачи газа с требуемыми параметрами потребителю в газораспределительную сеть.Thus, the increase in economic efficiency and energy efficiency is achieved by organizing a completely non-volatile process by organizing at the gas distribution station in the complex the simultaneous production of liquefied natural gas and compressed natural gas, supplying gas with the required parameters to the consumer in the gas distribution network.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016147213A RU2641410C1 (en) | 2016-12-01 | 2016-12-01 | Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016147213A RU2641410C1 (en) | 2016-12-01 | 2016-12-01 | Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2641410C1 true RU2641410C1 (en) | 2018-01-17 |
Family
ID=68235713
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016147213A RU2641410C1 (en) | 2016-12-01 | 2016-12-01 | Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2641410C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2731263C1 (en) * | 2020-01-31 | 2020-08-31 | Юрий Васильевич Белоусов | Electric power generation system during liquefaction of natural gas at gas distribution station |
| RU2752063C2 (en) * | 2019-01-10 | 2021-07-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for natural gas de-ethanization with lng production (options) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU68073U1 (en) * | 2007-06-07 | 2007-11-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский энергетический институт (технический университет)" (ГОУВПО "МЭИ (ТУ)") | GAS SUPPLY SYSTEM |
| CN103982774A (en) * | 2014-05-20 | 2014-08-13 | 中国寰球工程公司辽宁分公司 | Process flow and device of multi-functional liquefied natural gas satellite station |
| 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 |
| RU2551704C2 (en) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Method of field processing of hydrocarbon gas for transportation |
| EP3032205A2 (en) * | 2011-08-24 | 2016-06-15 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (lng) and cold compressed gas (ccng) from low-pressure natural gas |
-
2016
- 2016-12-01 RU RU2016147213A patent/RU2641410C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU68073U1 (en) * | 2007-06-07 | 2007-11-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский энергетический институт (технический университет)" (ГОУВПО "МЭИ (ТУ)") | GAS SUPPLY SYSTEM |
| EP3032205A2 (en) * | 2011-08-24 | 2016-06-15 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (lng) and cold compressed gas (ccng) from low-pressure natural gas |
| RU2551704C2 (en) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Method of field processing of hydrocarbon gas for transportation |
| 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 |
| CN103982774A (en) * | 2014-05-20 | 2014-08-13 | 中国寰球工程公司辽宁分公司 | Process flow and device of multi-functional liquefied natural gas satellite station |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2752063C2 (en) * | 2019-01-10 | 2021-07-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for natural gas de-ethanization with lng production (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 |
| RU2731263C1 (en) * | 2020-01-31 | 2020-08-31 | Юрий Васильевич Белоусов | Electric power generation system during liquefaction of natural gas at gas distribution station |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2541360C1 (en) | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation | |
| US9003828B2 (en) | Method and system for production of liquid natural gas | |
| CA2693543C (en) | A method and system for production of liquid natural gas | |
| US3194026A (en) | Power-refrigeration system | |
| RU2636966C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas | |
| CN104520660B (en) | System and method for natural gas liquefaction | |
| CA2775449C (en) | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams | |
| US3608323A (en) | Natural gas liquefaction process | |
| CA2775499C (en) | Complete liquefaction methods and apparatus | |
| JP2006513391A (en) | Refrigeration method and production of liquefied natural gas | |
| JP2006504928A (en) | Motor driven compressor system for natural gas liquefaction | |
| US20150192065A1 (en) | Process and apparatus for generating electric energy | |
| RU2641410C1 (en) | Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation | |
| MX2011003757A (en) | Method for producing liquid and gaseous nitrogen streams, a helium-rich gaseous stream, and a denitrogened hydrocarbon stream, and associated plant. | |
| JP2016512595A (en) | Natural gas liquefaction method and apparatus | |
| US20160003528A1 (en) | Station for reducing gas pressure and liquefying gas | |
| RU2719533C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation | |
| MXPA05003333A (en) | Reduced carbon dioxide emission system and method for providing power for refrigerant compression and electrical power for a light hydrocarbon gas liquefaction process. | |
| US6170290B1 (en) | Refrigeration process and plant using a thermal cycle of a fluid having a low boiling point | |
| EP2796819B1 (en) | Method and apparatus for the liquefaction of natural gas | |
| RU2656068C1 (en) | Method and unit of natural gas liquefaction at the gas distribution station | |
| RU2665088C1 (en) | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method | |
| RU2699911C1 (en) | Plant for producing lng | |
| RU2772632C1 (en) | Method for producing liquefied natural gas | |
| RU2753205C1 (en) | System for the production of electricity, liquefied and compressed natural gas at gas distribution station |