RU2665088C1 - Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method - Google Patents
Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2665088C1 RU2665088C1 RU2017120633A RU2017120633A RU2665088C1 RU 2665088 C1 RU2665088 C1 RU 2665088C1 RU 2017120633 A RU2017120633 A RU 2017120633A RU 2017120633 A RU2017120633 A RU 2017120633A RU 2665088 C1 RU2665088 C1 RU 2665088C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cycle
- natural gas
- liquefaction
- expander
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 97
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям сжижения природного газа (СПГ).The invention relates to the gas industry, specifically to technologies for liquefying natural gas (LNG).
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2247908, опубл. 10.03.2005 г.), согласно которому газ с входа газораспределительной станции (ГРС) разделяют на два потока, один из которых подают в расширительную турбину детандер-компрессорного агрегата, а второй - в газовый компрессор этого же агрегата. Охлажденный газ с выхода турбины направляют в межтрубное пространство одного из двух переключающихся теплообменников-вымораживателей, а затем на выход ГРС. Сжатый газ с выхода газового компрессора также разделяют на две части, одну из которых направляют сначала в один из двух переключающихся теплообменников-вымораживателей, а затем в рекуперативный теплообменник. После теплообменника газ разделяют на два потока, каждый из которых дросселируют, и один подают в конденсатосборник, а другой смешивают с газом низкого давления, выходящим из конденсатосборника. Вторую часть потока сжатого газа с выхода газового компрессора направляют в вихревую трубу, генерирующую горячий газ низкого давления для отогрева выведенного из работы предварительного теплообменника-вымораживателя и холодный, подаваемый на дополнительное охлаждение потока сжатого газа, проходящего через работающий предварительный теплообменник-вымораживатель.A known method of liquefying natural gas (RF patent No. 2247908, published March 10, 2005), according to which the gas from the inlet of the gas distribution station (GDS) is divided into two streams, one of which is fed into the expansion turbine of the expander-compressor unit, and the second is into the gas compressor of the same unit. Cooled gas from the turbine outlet is sent to the annulus of one of the two switching heat exchanger-freezers, and then to the outlet of the gas distribution system. The compressed gas from the outlet of the gas compressor is also divided into two parts, one of which is sent first to one of the two switching heat exchangers-freezers, and then to the regenerative heat exchanger. After the heat exchanger, the gas is divided into two flows, each of which is throttled, and one is fed into the condensate collector, and the other is mixed with low-pressure gas leaving the condensate collector. The second part of the compressed gas stream from the outlet of the gas compressor is sent to a vortex tube that generates low-pressure hot gas to heat the preliminary heat exchanger-freezer, which was taken out of operation, and cold, which is supplied for additional cooling of the compressed gas stream passing through the working preliminary heat exchanger-freezer.
Недостатки данного способа заключаются в подключении внедряемого оборудования параллельно самой станции, что приводит к неполному извлечению избыточной энергии магистрального потока газа. Также в рамках данного способа применяется такое сложное в изготовлении оборудование, обладающее низкими показателями надежности, как детандер-компрессорный агрегат и вихревая труба. Отсутствие системы предварительной очистки и осушки газа создает опасность выпадения конденсата в турбине детандер-компрессорного агрегата.The disadvantages of this method are connected to the implemented equipment parallel to the station itself, which leads to incomplete extraction of excess energy from the main gas stream. Also, in the framework of this method, such equipment is difficult to manufacture that has low reliability indicators, such as an expander-compressor unit and a vortex tube. The absence of a gas pre-treatment and drying system creates a risk of condensation in the turbine of the expander-compressor unit.
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2306500, опубл. 20.09.2007 г.), который предполагает, что газовый поток с входа газораспределительной станции разделяется на три потока, один из которых подается в основной теплообменник верхнего температурного уровня, второй - параллельно ему в байпасный трубопровод с регулирующим вентилем, третий поток подается на вход вспомогательного теплообменника. Далее первый и второй потоки смешиваются, а затем снова разделяются на две части, большая часть направляется на вход расширительной турбины детандер-компрессорного агрегата, а меньшая часть - на вход теплообменника нижнего температурного уровня. Охлажденный газ низкого давления с выхода детандера последовательно направляется в основной теплообменник нижнего температурного уровня, основной теплообменник верхнего температурного уровня, а затем на вход компрессора - детандер компрессорного агрегата, где он сжимается до давления, соответствующего давлению газа на выходе с газораспределительной станции, и направляется в ее выходную магистраль. Охлажденный газ высокого давления после основного теплообменника нижнего температурного уровня смешивается с потоком газа после вспомогательного теплообменника, дросселируется, несжижившаяся часть отводится и подается в вспомогательный теплообменник и далее на выход газораспределительной станции.A known method of liquefying natural gas (RF patent No. 2306500, publ. September 20, 2007), which suggests that the gas stream from the inlet of the gas distribution station is divided into three streams, one of which is fed to the main heat exchanger of the upper temperature level, the second parallel to it into the bypass pipe with a control valve, the third stream is fed to the input of the auxiliary heat exchanger. Next, the first and second flows are mixed, and then again divided into two parts, most of it is directed to the inlet of the expansion turbine of the expander-compressor unit, and a smaller part is sent to the inlet of the lower temperature level heat exchanger. Cooled low-pressure gas from the expander exit is sequentially directed to the main heat exchanger of the lower temperature level, the main heat exchanger of the upper temperature level, and then to the compressor inlet - the expander of the compressor unit, where it is compressed to the pressure corresponding to the gas pressure at the outlet of the gas distribution station, and sent to her exit highway. The chilled high-pressure gas after the main heat exchanger of the lower temperature level is mixed with the gas stream after the auxiliary heat exchanger, throttled, the non-liquefied part is discharged and fed to the auxiliary heat exchanger and then to the gas distribution station output.
Недостатки данного способа заключаются в неполном извлечении избыточной энергии магистрального потока газа, за счет подключения внедряемого оборудования параллельно самой станции. Низкие показатели надежности оборудования детандер-компрессорного агрегата снижают данный показатель для всего способа. Предлагаемая система очистки газа не позволяет избежать образования отложений и выпадения жидкой фазы компонентов газовой смеси в турбодетандерном агрегате.The disadvantages of this method are the incomplete extraction of excess energy from the main gas stream due to the connection of the introduced equipment in parallel with the station itself. Low reliability indicators of the equipment of the expander-compressor unit reduce this indicator for the whole method. The proposed gas purification system does not avoid the formation of deposits and precipitation of the liquid phase of the components of the gas mixture in the turboexpander unit.
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2541360, опубл. 10.02.2015 г.), согласно которому 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. Жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя.A known method of liquefying natural gas (RF patent No. 2541360, publ. 02/10/2015), according to which the incoming gas stream is cleaned of impurities and compressed to separate it into process 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 liquid phase is supercooled before downloading to the consumer's container.
Недостатки данного способа заключаются в подключении внедряемого оборудования параллельно газораспределительной станции, что приводит к неполному извлечению избыточной энергии магистрального потока газа. За счет применения вращательного момента на валу турбодетандера для непосредственного приведения в действие компрессора создается ситуация, при которой наблюдается взаимная зависимость работы данного оборудования. Конденсация тяжелых углеводородов в сопловом узле детандера обладает недостаточной эффективностью для полного исключения попадания конденсата на лопатки рабочего колеса турбины, что приводит к снижению надежности оборудования.The disadvantages of this method are the connection of the implemented equipment parallel to the gas distribution station, which leads to incomplete extraction of excess energy from the main gas stream. Due to the use of torque on the shaft of the turboexpander for direct actuation of the compressor, a situation is created in which there is a mutual dependence of the operation of this equipment. Condensation of heavy hydrocarbons in the nozzle assembly of the expander is not effective enough to completely prevent condensate from getting on the blades of the turbine impeller, which reduces the reliability of the equipment.
Известен способ сжижения природного газа (патент РФ №2534832, опубл. 10.12.2014 г.), который заключается в отводе потока газа из магистрального трубопровода высокого давления, расширении его в многоступенчатой турбине с получением в ней механической энергии, теплообмене в теплообменнике и раздаче полученного газа низкого давления потребителю, при этом газ из магистрального трубопровода высокого давления направляют на вход тракта горячего теплоносителя теплообменного устройства и охлаждают, а на выходе из тракта его направляют в многоступенчатую турбину, где охлажденный поток газа расширяют до давления меньше заданного давления подачи потребителю в трубопроводе низкого давления, при котором подаваемый поток сжатого природного газа меняет свои параметры и свое агрегатное состояние, переходя из однофазного на входе в многоступенчатую турбину в двухфазный поток на выходе из нее, при этом из последнего отделяют в сепараторе жидкую фазу и направляют для раздачи в трубопровод сжиженного газа, а оставшуюся после отделения часть потока направляют на вход тракта холодного теплоносителя теплообменного устройства для подогрева при теплообмене с подаваемым потоком сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления и далее сжимают эту часть в дожимающем компрессоре до давления, равного давлению в трубопроводе низкого давления, одновременно нагревая ее до положительных температур, а затем направляют для раздачи в трубопровод низкого давления, причем на сжатие этой части природного газа в компрессоре используют механическую энергию расширения, полученную в многоступенчатой турбине, при этом отделение сжиженной части природного газа осуществляют после каждой ступени турбины.A known method of liquefying natural gas (RF patent No. 2534832, published December 10, 2014), which consists in diverting a gas stream from a high-pressure main pipeline, expanding it in a multi-stage turbine to produce mechanical energy in it, exchanging heat in a heat exchanger and distributing it low-pressure gas to the consumer, while gas from the main high-pressure pipeline is directed to the inlet of the hot coolant path of the heat exchange device and cooled, and at the outlet of the path it is sent to the multi-stage a turbine, where the cooled gas stream is expanded to a pressure less than a predetermined supply pressure to the consumer in a low pressure pipeline at which the compressed natural gas feed stream changes its parameters and its state of aggregation, passing from a single-phase turbine inlet to a multi-stage turbine into a two-phase flow at its outlet in this case, the liquid phase is separated from the latter in the separator and sent for distribution to the liquefied gas pipeline, and the remaining part of the stream after separation is sent to the inlet of the cold coolant path Heater of the heat exchange device for heating during heat exchange with the supplied stream of compressed natural gas from the high-pressure main pipeline and then compress this part in the booster compressor to a pressure equal to the pressure in the low-pressure pipeline, while heating it to positive temperatures, and then direct it to the pipeline for distribution low pressure, and the compression of this part of the natural gas in the compressor uses the mechanical expansion energy obtained in a multi-stage turbine, while tdelenie liquefied portion of the natural gas is carried out after each stage of the turbine.
Основным недостатком данного способа является то, что сжижение природного газа только за счет его расширения в турбине турбодетандера создает условия для образования конденсата в корпусе агрегата, что негативно сказывается на работе оборудования. Использование полезной мощности на валу турбодетандера для компримирования газа до величины необходимой для дальнейшей его поставки по трубопроводу низкого давления потребителю значительно ограничивает возможный диапазон регулирования расходов газа, что неприемлемо для объектов, выполняющих функции редуцирования с целью дальнейшей поставки потребителям, в силу неравномерности потребления газа.The main disadvantage of this method is that the liquefaction of natural gas only due to its expansion in the turbine of the expander creates the conditions for the formation of condensate in the unit body, which negatively affects the operation of the equipment. The use of the useful power on the shaft of the turboexpander for compressing gas to the value necessary for its further supply via the low pressure pipeline to the consumer significantly limits the possible range of gas flow control, which is unacceptable for facilities that perform reduction functions for the purpose of further supply to consumers, due to the uneven consumption of gas.
Известен способ получения сжиженного природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, представляющим собой холодильный цикл с использованием испарительного теплообменника, «Integrated methane expander and flash cycle» (Roberts M.J. Briton refrigeration cycles for small-scale LNG / Mark J. Roberts, Fei Chen, 
Основным недостатком данного способа является отсутствие турбодетандерного оборудования, позволяющего использовать избыточную энергию магистрального потока газа. Помимо этого, данный способ не предусматривает подключения к газораспределительной станции, то делает невозможным его применение в исходном виде.The main disadvantage of this method is the lack of turboexpander equipment that allows the use of excess energy from the main gas stream. In addition, this method does not provide for connection to a gas distribution station, it makes it impossible to use it in its original form.
Техническим результатом является создание высокоэффективного способа получения сжиженного природного газа за счет оптимального применения энергии, полученной при расширении от перепада давлений на входе в газораспределительную станцию и на выходе из нее.The technical result is the creation of a highly efficient method for producing liquefied natural gas due to the optimal use of energy obtained during expansion from the pressure drop at the inlet and outlet of the gas distribution station.
Технический результат достигается тем, что полезную мощность турбодетандерного агрегата используют для выработки электрической энергии, после расширения в турбодетандере поток газа разделяют на технологический, предназначенный для сжижения, который направляют в цикл сжижения природного газа с внедренным детандером и испраительным циклом, и продукционный, предназначенный для подачи потребителю, который после дополнительного подогрева одорируют и направляют на выход из ГРС, сброс паровой фазы из резервуарного парка сжиженного природного газа осуществляют в следующий за флэш-циклом конденсатосборник.The technical result is achieved by the fact that the useful power of the turboexpander unit is used to generate electrical energy, after expansion in the turboexpander, the gas flow is divided into a process stream intended for liquefaction, which is sent to the liquefaction cycle of natural gas with an introduced expander and a recovery cycle, and production stream, intended for supply to the consumer, who, after additional heating, is odorized and sent to exit the gas distribution station, the discharge of the vapor phase from the liquefied natural gas reservoir -gas is carried out for the next flash cycle condensate.
Способ поясняется следующей фигурой:The method is illustrated by the following figure:
фиг. 1 - способ получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции;FIG. 1 - a method of producing liquefied natural gas in a gas distribution station;
фиг. 2 - графики зависимостей доли извлекаемой при помощи турбодетандерной установки энергии в энергозатратах на производство сжиженного природного газа в условиях ГРС Сокол;FIG. 2 - graphs of the dependencies of the share of energy extracted by means of a turboexpander installation in energy consumption for the production of liquefied natural gas in the conditions of Sokol gas distribution system;
фиг. 3 - график удельные энергозатраты на сжижение природного газа при различных значениях давлений и температур.FIG. 3 is a graph of the specific energy consumption for liquefying natural gas at various pressures and temperatures.
Способ осуществляется следующим образом. Газ из магистрального газопровода поступает на вход ГРС, после чего направляется в узел очистки ГРС, где проходит первоначальную очистку от пыли и капельной влаги, затем, при необходимости, газ подогревают в узле подогрева ГРС до температуры 283-285 К.The method is as follows. Gas from the main gas pipeline enters the GDS inlet, after which it is sent to the GDS cleaning unit, where it is initially cleaned of dust and drip moisture, then, if necessary, the gas is heated in the GDS heating unit to a temperature of 283-285 K.
После чего газ проходит через узел дополнительной очистки и подготовки газа, где предусматривается удаление капельной жидкости из потока газа, чтобы избежать образования гидратов в криогенной секции. Дальнейшая очистка природного газа от водяных паров и диоксида углерода СО2 проводится в аппаратах-осушителях, заполненных адсорбентом. В качестве адсорбента применяются молекулярные сита. Осушенный и очищенный природный газ после осушителей проходит через фильтры-пылеуловители для удаления пыли адсорбента. Для удаления паров ртути предусмотрен специализированный мембранный адсорбер.After that, the gas passes through the unit for additional purification and gas preparation, where it is envisaged to remove the dropping liquid from the gas stream in order to avoid the formation of hydrates in the cryogenic section. Further purification of natural gas from water vapor and carbon dioxide CO 2 is carried out in desiccants filled with adsorbent. Molecular sieves are used as adsorbent. Dried and purified natural gas after dehumidifiers passes through dust filters to remove dust adsorbent. A specialized membrane adsorber is provided to remove mercury vapor.
В случае же, когда турбодетандер простаивает, используется узел редуцирования ГРС.In the case when the turboexpander is idle, a GDS reduction unit is used.
После очистки поток газа редуцируется в турбодетандерном агрегате с подключенным электрогенератором с 5,2-5,4 МПа до 0,6 МПа, в результате чего на валу турбодетандерного агрегата генерируется полезная мощность, которая затем используется для выработки электрической энергии в подключенном электрогенераторе, после чего поток газа разделяется на технологический и продукционный. Продукционный поток направляется к узлу одоризации газа, проходя через устройство дополнительного подогрева газа, предназначенное для повышения температуры газа до необходимой величины от 273 до 281 К, требуемой нормативно-технической документацией, после чего производится учет газа и поток направляется в газораспределительные сети к потребителям.After cleaning, the gas flow is reduced in a turboexpander unit with a connected electric generator from 5.2-5.4 MPa to 0.6 MPa, as a result of which useful power is generated on the shaft of the turboexpander unit, which is then used to generate electrical energy in the connected generator, after which gas flow is divided into technological and production. The production stream is directed to the gas odorization unit, passing through a device for additional gas heating, designed to increase the gas temperature to the required value from 273 to 281 K, required by the regulatory and technical documentation, after which gas is recorded and the stream is sent to gas distribution networks to consumers.
Технологический поток газа при низкой температуре, от 195 до 200 К, направляется в основной теплообменник цикла сжижения с внедренным детандером и флэш-циклом, пройдя через который, оказывается в конденсатосборнике при температуре 135-137 К и давлении 0,6 МПа. Охлаждение технологического потока газа в рамках основного теплообменника достигается за счет основного метанового цикла, в котором задействован компрессор основного цикла с электродвигателем, теплообменник основного цикла типа холодильник, и детандер основного цикла с подключенным электрогенератором. Но также эффективность охлаждения потока в основном теплообменнике повышается за счет теплообмена с паровой фазой из конденсатосборников, которая подвергается повторному сжижению в рамках цикла сжижения паровой фазы, в котором задействован компрессор цикла сжижения паровой фазы и теплообменник типа холодильник цикла сжижения паровой фазы. При перетекании СПГ из одного конденсатосборника в другой паровая фаза из первого теплообменника перед попаданием в цикл сжижения паровой фазы подвергается теплообмену с СПГ из последующего конденсатосборника в рамках флэш-цикла, что позволяет значительно сократить затраты энергии в рамках цикла сжижения паровой фазы. Описанные выше процессы происходят в рамках цикла сжижения с внедренным детандером и флэш-циклом.The process gas stream at a low temperature, from 195 to 200 K, is sent to the main heat exchanger of the liquefaction cycle with an integrated expander and a flash cycle, passing through which it ends up in a condensate collector at a temperature of 135-137 K and a pressure of 0.6 MPa. The cooling of the process gas stream within the framework of the main heat exchanger is achieved due to the main methane cycle, in which the main cycle compressor with an electric motor, the main cycle heat exchanger like a refrigerator, and the main cycle expander with a connected electric generator are involved. But also the cooling efficiency of the flow in the main heat exchanger is increased due to heat exchange with the vapor phase from the condensate collectors, which is subjected to re-liquefaction as part of the vapor phase liquefaction cycle, in which the compressor of the vapor phase liquefaction cycle and the heat exchanger type of the vapor phase liquefaction cycle cooler are involved. When LNG flows from one condensate collector to another, the vapor phase from the first heat exchanger is subjected to heat exchange with the LNG from the subsequent condensate collector as part of the flash cycle before it enters the liquefaction cycle, which can significantly reduce energy costs as part of the vapor phase liquefaction cycle. The processes described above occur as part of a liquefaction cycle with an expanded expander and flash cycle.
Из конечного конденсатосборника СПГ самотеком поступает в резервуарный парк СПГ, который состоит из криогенных резервуаров, оснащенных необходимым набором запорной и предохранительной арматуры. Хранение на складе осуществляется при постоянном давлении 0,6 МПа и постоянной температуре 138 К.From the final LNG condensate collector, it flows by gravity to the LNG tank farm, which consists of cryogenic tanks equipped with the necessary set of shut-off and safety valves. Storage is carried out at a constant pressure of 0.6 MPa and a constant temperature of 138 K.
Постоянное давление поддерживается за счет постоянного отвода паровой фазы из резервуаров в линию отвода паровой фазы, пройдя которую она смешивается с паровой фазой в конечном конденсатосборнике цикла сжижения с внедренным детандером и флэш-циклом. В случае превышения регламентированного давления в резервуарах предусмотрен сброс паровой фазы в факельную установку, которая также используется при продувке технологического оборудования.Constant pressure is maintained due to the constant removal of the vapor phase from the tanks to the vapor phase exhaust line, after which it is mixed with the vapor phase in the final condensate collector of the liquefaction cycle with an integrated expander and flash cycle. In case of exceeding the regulated pressure in the tanks, the vapor phase is discharged to the flare unit, which is also used when purging process equipment.
Отпуск готовой продукции СПГ в автоцистерны осуществляется при помощи специальных насосов для криогенных газов.LNG finished products are dispatched to tankers using special pumps for cryogenic gases.
Способ предполагает редуцирование всего магистрального потока газа в турбодетанде для обеспечения возможности наиболее полного использования избыточной энергии магистрального потока. Такое решение позволяет обеспечить полное покрытие энергозатрат на производство СПГ в малых объемах за счет извлечения избыточной энергии магистрального потока в турбодетандере. Эффективность метода подтверждается графиками, представленными на фиг. 2 - Графики зависимостей доли извлекаемой при помощи турбодетандерной установки энергии в энергозатратах на производство сжиженного природного газа в условиях ГРС Сокол. Помимо высокой энергоэффективности такое решение позволяет обеспечить повышенные показатели надежности станции за счет наличия альтернативного способа редуцирования - прохождения потока через узел редуцирования ГРС.The method involves the reduction of the entire main gas stream in the turbine expansion to ensure the most complete use of the excess energy of the main stream. This solution allows for full coverage of energy costs for the production of LNG in small volumes due to the extraction of excess energy from the main flow in the turboexpander. The effectiveness of the method is confirmed by the graphs presented in FIG. 2 - Graphs of dependencies of the share of energy extracted by means of a turboexpander installation in energy consumption for the production of liquefied natural gas in the conditions of GDS Sokol. In addition to high energy efficiency, such a solution allows to provide increased reliability indicators of the station due to the presence of an alternative reduction method - the passage of the flow through the GDS reduction unit.
Разделение потока газа на технологический, предназначенный для сжижения, и продукционный, предназначенный для подачи в сети газораспределения, после прохождения им турбодетандера позволяет обеспечить также значительное охлаждение потока, с 273-281 К (при давлении 5,2-5,4 МПа) до 195-200 К (при давлении 0,6 МПа). Это позволяет существенно снизить энергозатраты на производство СПГ, что находит подтверждение в графиках, приведенных в фиг. 3 - график удельные энергозатраты на сжижение природного газа при различных значениях давлений и температур. Таким образом после прохождения турбодетандерного агрегата энергозатраты на сжижение природного газа снижаются более чем в 4 раза.The separation of the gas stream into a process one intended for liquefaction and a production one intended for supplying to the gas distribution network after passing through a turbo expander also allows significant flow cooling from 273-281 K (at a pressure of 5.2-5.4 MPa) to 195 -200 K (at a pressure of 0.6 MPa). This allows to significantly reduce energy costs for LNG production, which is confirmed in the graphs shown in FIG. 3 is a graph of the specific energy consumption for liquefying natural gas at various pressures and temperatures. Thus, after passing the turbo-expander unit, the energy consumption for liquefying natural gas is reduced by more than 4 times.
В рамках способа редуцирование магистрального потока газа производится с использованием турбодетандерного агрегата, а компримирование в рамках основного цикла - при помощи компрессора, как отдельного устройства, что позволяет повысить надежность способа по сравнению со способами, предусматривающими применение детандер-компрессорного агрегата.In the framework of the method, the main gas flow is reduced using a turboexpander unit, and compression within the main cycle is performed using the compressor as a separate device, which improves the reliability of the method compared to methods involving the use of an expander-compressor unit.
Полезная мощность на валу турбодетандера и детандера цикла сжижения газа с внедренным детандером и флэш-циклом используется для выработки электрической энергии, с последующим ее использованием на покрытие потребности оборудования по сжижению газа в электричестве или для сбыта в сети общего пользования при простое оборудования линий сжижения газа, что позволяет не только обеспечить электроэнергией используемое технологическое оборудование, но и создает условия для взаимной независимости процессов работы турбодетандерного агрегата и линий по производству СПГ.The useful power on the shaft of the turboexpander and gas liquefaction cycle expander with an expanded gas expander and flash cycle is used to generate electric energy, with its subsequent use to cover the needs of gas liquefaction equipment in electricity or for sale in the public network with simple equipment for gas liquefaction lines, which allows not only to provide the used technological equipment with electricity, but also creates conditions for the mutual independence of the processes of operation of the turbo-expander unit and LNG production lines.
Пример 1, при среднем значении расхода газа через ГРС Сокол в 22 тыс.м3/час, давлении на входе 5,4 МПа и давлении на выходе станции 0,6 МПа при использовании разработанного способа получения СПГ в условиях ГРС достигается полезная мощность на валу турбодетандера 0,8 МВт, что позволяет покрыть энергозатраты на производство СПГ в объеме 0,5 т/час.Example 1, with an average gas flow rate through the Sokol gas distribution station at 22 thousand m 3 / h, an inlet pressure of 5.4 MPa and a station outlet pressure of 0.6 MPa, using the developed method for producing LNG under conditions of gas distribution system, useful shaft power is achieved 0.8 MW turbine expander, which allows to cover 0.5 tons / hour of energy consumption for LNG production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017120633A RU2665088C1 (en) | 2017-06-13 | 2017-06-13 | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017120633A RU2665088C1 (en) | 2017-06-13 | 2017-06-13 | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2665088C1 true RU2665088C1 (en) | 2018-08-28 |
Family
ID=63459696
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017120633A RU2665088C1 (en) | 2017-06-13 | 2017-06-13 | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2665088C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694566C1 (en) * | 2019-02-14 | 2019-07-16 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5916260A (en) * | 1995-10-05 | 1999-06-29 | Bhp Petroleum Pty Ltd. | Liquefaction process |
| RU2154779C2 (en) * | 1997-01-15 | 2000-08-20 | Котлов Анатолий Афонасьевич | Refrigerating plant |
| US20090107174A1 (en) * | 2006-03-24 | 2009-04-30 | Intan Agustina Ambari | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| RU133250U1 (en) * | 2013-05-07 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | GAS DISTRIBUTION STATION |
| RU2612240C1 (en) * | 2015-10-22 | 2017-03-03 | Межрегиональное общественное учреждение "Институт инженерной физики" | Gas liquefaction unit |
-
2017
- 2017-06-13 RU RU2017120633A patent/RU2665088C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5916260A (en) * | 1995-10-05 | 1999-06-29 | Bhp Petroleum Pty Ltd. | Liquefaction process |
| RU2154779C2 (en) * | 1997-01-15 | 2000-08-20 | Котлов Анатолий Афонасьевич | Refrigerating plant |
| US20090107174A1 (en) * | 2006-03-24 | 2009-04-30 | Intan Agustina Ambari | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| RU133250U1 (en) * | 2013-05-07 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | GAS DISTRIBUTION STATION |
| RU2612240C1 (en) * | 2015-10-22 | 2017-03-03 | Межрегиональное общественное учреждение "Институт инженерной физики" | Gas liquefaction unit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694566C1 (en) * | 2019-02-14 | 2019-07-16 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2541360C1 (en) | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation | |
| TWI547676B (en) | Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method | |
| RU2636966C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas | |
| CA2775449C (en) | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams | |
| RU2749931C2 (en) | Natural gas liquefaction plant that uses mechanical cooling and liquid nitrogen cooling | |
| US20140083132A1 (en) | Process for liquefaction of natural gas | |
| RU2671665C1 (en) | Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options) | |
| JP2009263674A (en) | Apparatus for liquefying natural gas, and method relating to the same | |
| JP2006504928A (en) | Motor driven compressor system for natural gas liquefaction | |
| MX2012004349A (en) | Complete liquefaction methods and apparatus. | |
| RU2680285C2 (en) | Station for reducing gas pressure and liquefying gas | |
| RU2673972C1 (en) | Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options) | |
| CN104884886A (en) | Process and apparatus for generating electric energy | |
| RU2665088C1 (en) | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method | |
| 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 | |
| RU2641410C1 (en) | Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation | |
| RU2676829C1 (en) | Associated petroleum gas topping plant | |
| 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. | |
| RU2673642C1 (en) | Natural gas (lng) liquefaction installation under conditions of the gas distribution station (gds) | |
| Voronov et al. | Energy-efficient small-scale liquefied natural gas production technology for gas distribution stations | |
| RU2688595C1 (en) | Natural gas liquefaction plant | |
| RU2686655C1 (en) | Plant for production of liquefied natural gas (versions) | |
| RU2691876C1 (en) | Plant for liquefied natural gas production (versions) | |
| RU2692614C1 (en) | Plant for production of liquefied natural gas | |
| RU122757U1 (en) | INSTALLATION OF PARTIAL LIQUIDATION OF NATURAL GAS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200614 |