RU2665787C1 - Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station - Google Patents

Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station Download PDF

Info

Publication number
RU2665787C1
RU2665787C1 RU2017126208A RU2017126208A RU2665787C1 RU 2665787 C1 RU2665787 C1 RU 2665787C1 RU 2017126208 A RU2017126208 A RU 2017126208A RU 2017126208 A RU2017126208 A RU 2017126208A RU 2665787 C1 RU2665787 C1 RU 2665787C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
unit
gas
expander
production
pipeline
Prior art date
Application number
RU2017126208A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Васильевич Белоусов
Original Assignee
Юрий Васильевич Белоусов
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 Юрий Васильевич Белоусов filed Critical Юрий Васильевич Белоусов
Priority to RU2017126208A priority Critical patent/RU2665787C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2665787C1 publication Critical patent/RU2665787C1/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
    • 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
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • 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
    • F25J2230/32—Compression of the product 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
    • 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"
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops

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: gas industry.SUBSTANCE: invention relates to gas industry, specifically to LNG production technologies at gas distribution stations (GDS). Complex of liquefaction of natural gas on GDS is connected to the main gas pipeline and is executed in a form of interconnected functional blocks, contains filtration, drying, demercuration and gas cleaning, cryogenic unit, power supply units, turbo-electric generator and turbo-expander-compressor unit, as well as a vapor recovery unit and storage unit. Pipeline of natural gas supply after passing the filtration, drying and demercuration units is divided into two: a production flow pipeline and a pipeline of an expander flow. Cryogenic block consists of two liquefaction units: first and second, containing heat exchangers, production separator and blocks for low-temperature separation of the expander and/or production flows of natural gas. Low-temperature separation units are designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons in both the natural gas production stream and the expander.EFFECT: higher quality of LNG while increasing its productivity.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно, к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС).The invention relates to the gas industry, in particular, to technologies for the production of liquefied natural gas (LNG) at gas distribution stations (GDS).

Вследствие своего качества чистого сгорания, природный газ стал широко использоваться в последние годы. Однако многие источники природного газа расположены в географических областях, которые находятся на огромных расстояниях от товарных рынков. Чтобы максимально снизить объемы транспортируемого газа, зачастую газ подвергают процессу сжижения. Сжиженный природный газ (СПГ) получают, охлаждая очень легкие углеводороды, например, газы, содержащие метан, приблизительно до -160°С.Due to its clean combustion quality, natural gas has become widely used in recent years. However, many sources of natural gas are located in geographic areas that are vast distances from commodity markets. To minimize the volume of transported gas, often the gas is subjected to a liquefaction process. Liquefied natural gas (LNG) is obtained by cooling very light hydrocarbons, for example, gases containing methane, to about -160 ° C.

Неочищенный природный газ, добываемый из подземных пластов, как правило, содержит компоненты, которые являются нежелательными в процессе СПГ. Такие компоненты следует отделять, максимально очищая поток природного газа, направляемого на сжижение, поскольку они могут вызывать неблагоприятное воздействие на безопасность работы агрегатов установки СПГ или неблагоприятно влиять на характеристики продукта СПГ. Таким образом, добываемый природный газ необходимо очищать в процессе сжижения от нежелательных компонентов.Unrefined natural gas produced from underground formations typically contains components that are undesirable in the LNG process. Such components should be separated, maximally purifying the flow of natural gas sent for liquefaction, as they can cause an adverse effect on the safety of the LNG plant units or adversely affect the characteristics of the LNG product. Thus, the produced natural gas must be cleaned of undesirable components during the liquefaction process.

Известно наиболее простое устройство для сжижения природного газа с дроссельным циклом охлаждения по патенту США US 6085547, класс НКИ 62-613; МПК F25J 1/00, опубл. 20.03.1999 г., в котором происходит охлаждение и очистка сжатого газа от примесей в предварительном и основном теплообменниках, дросселирование и разделение образующейся парожидкостной смеси в сборнике-сепараторе с выводом паров в теплообменники для утилизации их холода и охлаждение газа, идущего на сжижение, а жидкости - потребителю. Однако, присутствие примесей углекислого газа и воды ведет к неустойчивой работе дросселя и аппаратов.Known the simplest device for liquefying natural gas with a throttle cooling cycle according to US patent US 6085547, class NCI 62-613; IPC F25J 1/00, publ. 03/20/1999, in which there is cooling and purification of compressed gas from impurities in the preliminary and main heat exchangers, throttling and separation of the resulting vapor-liquid mixture in the collector-separator with the removal of vapors into heat exchangers for utilization of their cold and cooling of the gas going for liquefaction, and liquids to the consumer. However, the presence of impurities of carbon dioxide and water leads to unstable operation of the throttle and apparatus.

Известен способ сжижения природного газа, RU 2578246, МПК F25J 1/00, опуб. 27.03.2016 г., в котором используют адсорбционную осушку и очистку от углекислого газа компрессата, полученного сжатием смеси природного газа и технологического потока газа в процессе сжижения природного газа. Очистку от углекислого газа полученного компрессата осуществляют после его предварительного охлаждения технологическим потоком газа и топливным газом до температуры, близкой к температуре точки росы по углекислому газу, но превышающей ее. Очищенный компрессат разделяют на технологический и продуктовый потоки, производят их раздельное охлаждение и редуцирование. Газы регенерации осушки и очистки компрессата от углекислого газа смешивают с газом сепарации.A known method of liquefying natural gas, RU 2578246, IPC F25J 1/00, publ. 03/27/2016, in which adsorption drying and carbon dioxide purification of a compress obtained by compressing a mixture of natural gas and a process gas stream in the process of liquefying natural gas are used. Purification of the obtained compress from carbon dioxide is carried out after it has been preliminarily cooled by the process gas stream and fuel gas to a temperature close to but exceeding the carbon dew point temperature. The purified compress is divided into technological and product flows, they are separately cooled and reduced. The regeneration gases for drying and purifying the compress of carbon dioxide are mixed with separation gas.

Известен комплекс для производства сжиженного природного газа по патенту RU 2541360, МПК F25J 1/00, опубл. 10.02.2015 г. на изобретение «Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации», где комплекс для реализации способа производства сжиженного природного газа содержит соединенную 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, также содержит детандер, оборудованный турбиной, выполненной с возможностью вращения потоком газа из технологической линии, кинематически связанной с компрессором, при этом комплекс дополнительно оборудован струйным компрессором, вход которого соединен с хранилищем сжиженного природного газа, а выход соединен с технологической линией.A known complex for the production of liquefied natural gas according to patent RU 2541360, IPC F25J 1/00, publ. 02/10/2015 for the invention "Method for the production of liquefied natural gas and a complex for its implementation", where the complex for implementing the method for the production of liquefied natural gas contains a pipe connected to the gas distribution station main, to which a production line connected to the gas distribution network is connected, and a production line the line connected to the storage of liquefied natural gas, including a compressor, a throttle, a separator, also contains an expander equipped with a turbine configured to rotate gas flow from the production line kinematically connected to the compressor, the complex is additionally equipped with a jet compressor, the inlet of which is connected to the storage of liquefied natural gas, and the outlet is connected to the production line.

Основным недостатком известных технических решений является недостаточное качество получаемого в процессе сжижения продукта, невозможность управления производительностью комплекса для сжижения природного газа.The main disadvantage of the known technical solutions is the insufficient quality of the product obtained during the liquefaction process, the inability to control the performance of the complex for liquefying natural gas.

Целью изобретения является повышение качества сжиженного природного газа, повышение производительности и эффективности работы комплекса в целом.The aim of the invention is to improve the quality of liquefied natural gas, increase productivity and overall performance of the complex as a whole.

Техническим результатом изобретения является разработка высокоэффективного, с возможностью регулирования производительности, комплекса сжижения природного газа непосредственно на газораспределительной станции для получения гарантированно сухого по углеводородам сжиженного газа.The technical result of the invention is the development of a highly efficient, with the ability to regulate performance, complex for liquefying natural gas directly at a gas distribution station to obtain guaranteed dry hydrocarbon liquefied gas.

Поставленная цель достигается тем, что комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции подключен к магистральному газопроводу подачи природного газа. Комплекс содержит блоки фильтрации, осушки, демеркуризации и очистки газа, криогенный блок, блоки энергообеспечения, турбоэлектрогенератора и турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок возврата паров и блок хранения. Блок возврата паров содержит эжектор. Криогенный блок состоит из двух блоков сжижения: первого и второго, первый из которых содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блоки низкотемпературной сепарации детандерного и продукционного потоков природного газа, а второй содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блок низкотемпературной сепарации продукционного потока. Блоки низкотемпературной сепарации, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников, ректификационных колонн и ребойлеров, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, а теплообменник, установленный в блоке низкотемпературной сепарации детандерного потока, рекуперативный трехпоточный. Трубопровод подачи природного газа после блоков фильтрации, осушки и демеркуризации разделен на два: трубопровод продукционного потока и трубопровод детандерного потока, первый из которых проходит через блок очистки и второй блок сжижения, проходя в нем теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и первый блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и подключен на вход блока хранения, вместе с тем, ветвь трубопровода продукционного потока подключена ко входу четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, далее проходит второй блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и после прохождения теплообменника и продукционного сепаратора подключена на вход блока хранения для направления потребителю сжиженного природного газа. Трубопровод детандерного потока подключен на вход трехпоточного теплообменника второго блока сжижения, далее подключен ко входу блока турбоэлектрогенератора, соединенного с блоком энергообеспечения, после которого подключен к теплообменникам второго блока сжижения и далее к выходу в газораспределительную сеть для направления потребителю, вместе с тем, ветвь трубопровода детандерного потока подключена на вход четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, на первом выходе из которого она подключена ко входу компрессора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата, а на втором выходе из которого она подключена на вход блока низкотемпературной сепарации детандерного потока, при выходе из которого ветвь трубопровода детандерного потока с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата. Также, трубопровод с отпарным газом подключен к выходу блока хранения и проходит через четырехпоточный теплообменник первого блока сжижения, через блок возврата паров и блок турбодетандер-компрессорного аппарата и подключен к выходу в газораспределительную сеть.This goal is achieved by the fact that the natural gas liquefaction complex at the gas distribution station is connected to the main gas supply pipeline of natural gas. The complex contains filtration, drying, demercurization and gas purification units, a cryogenic unit, power supply units, a turboelectric generator and a turboexpander-compressor apparatus, as well as a vapor return unit and a storage unit. The vapor recovery unit contains an ejector. The cryogenic unit consists of two liquefaction units: the first and second, the first of which contains heat exchangers, a production separator and low-temperature separation blocks for the expander and production natural gas streams, and the second contains heat exchangers, a production separator and a low-temperature separation of the production stream. Low-temperature separation blocks designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons consist of heat exchangers, distillation columns and reboilers, interconnected by pipelines with shut-off equipment, and the heat exchanger installed in the low-temperature separation unit of the expander stream is three-flow recuperative. The natural gas supply pipeline after the filtration, drying and demercurization units is divided into two: the production flow pipeline and the expander flow pipeline, the first of which passes through the cleaning unit and the second liquefaction unit, passing heat exchangers in it, the production separator and the first low-temperature separation of the production stream and connected to the input of the storage unit, however, the branch pipe of the production stream is connected to the input of the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, gave it passes the second block of low-temperature separation of the production stream and after passing through the heat exchanger and production separator is connected to the inlet of the storage unit to direct liquefied natural gas to the consumer. The pipeline of the expander stream is connected to the input of the three-stream heat exchanger of the second liquefaction unit, then it is connected to the input of the turboelectric generator unit connected to the power supply unit, after which it is connected to the heat exchangers of the second liquefaction unit and then to the outlet to the gas distribution network to direct the consumer, however, the branch of the expander pipe flow is connected to the input of the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, at the first output from which it is connected to the compressor input in Loka turboexpander-compressor unit, and the second outlet of which is connected to the input of low-temperature separation of expander flow at the outlet of the expander which the flow conduit branch with purified from the heavy hydrocarbon stream gas expander connected to the oscillator input to the turbo expander-compressor unit block. Also, the stripping gas pipeline is connected to the outlet of the storage unit and passes through the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, through the vapor recovery unit and the turbine expander-compressor unit, and is connected to the outlet to the gas distribution network.

Такое конструктивное исполнение комплекса сжижения природного газа на газораспределительной станции с одновременным применением блоков низкотемпературной сепарации как для детандерного, так и для продукционного потоков газа, позволяющим удалить компоненты С6+ и «очистить» СПГ от них, повышает качество произведенного сжиженного природного газа. Кроме этого, происходит очистка детандерного потока, за счет которой происходит удаление С6+ углеводородов, тем самым обеспечивается получения гарантированно сухого по углеводородам газа. Это позволяет обеспечить практически неограниченный ресурс детандерного рабочего колеса и турбомашины в целом, значительно повышая эффективность работы всего комплекса.Such a design of a natural gas liquefaction complex at a gas distribution station with the simultaneous use of low-temperature separation units for both expander and production gas streams, allowing to remove C6 + components and “clear” LNG from them, improves the quality of the produced liquefied natural gas. In addition, the expander stream is cleaned, due to which C6 + hydrocarbons are removed, thereby ensuring a guaranteed dry hydrocarbon gas. This allows you to provide almost unlimited resource expander impeller and turbomachine as a whole, significantly increasing the efficiency of the entire complex.

Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемый чертеж. На чертеже показана технологическая схема одного конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующая процесс сжижения природного газа в соответствии с практическим применением этого изобретения. 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.The present invention and its advantages will be better understood by reference to the following detailed description and the attached drawing. The drawing shows a flow diagram of one structural embodiment of this invention, illustrating the process of liquefying natural gas in accordance with the practical application 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 of 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.

Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции состоит из ряда функциональных блоков, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, предназначенных для производства СПГ с использованием энергии перепада давлений на ГРС.The natural gas liquefaction complex at the gas distribution station consists of a number of functional blocks interconnected by pipelines with shut-off equipment designed for LNG production using differential pressure energy at gas distribution stations.

Комплекс содержит блок 1 фильтрации и осушки, блок 2 демеркуризации, блок 3 очистки, криогенный блок 29, блок 6 энергообеспечения, блок 5 турбоэлектрогенератора, блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок 20 возврата паров и блок 26 хранения. Блок 20 возврата паров содержит эжектор (на чертеже не показан). Криогенный блок 29 (БК) состоит из двух блоков сжижения: первый блок 28 сжижения (БС1) и второй блок 27 сжижения (БС2). Первый блок 28 сжижения содержит теплообменные аппараты 13, 14, 16, 17, продукционный сепаратор 18, блок 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока природного газа (БНТСД) и блок 23 низкотемпературной сепарации продукционного потока природного газа (БНТСП). Второй блок 27 сжижения содержит теплообменные аппараты 7, 8, 9, продукционный сепаратор 12 и блок 25 низкотемпературной сепарации продукционного потока (БНТСП). Блоки низкотемпературной сепарации 23, 24 и 25, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников 16, 14, 9, ректификационных колонн 10, 21, 22 и ребойлеров 19, 15, 11. Поток природного газа подается по трубопроводу продукционного потока (ТП) и трубопроводу детандерного потока (ТД).The complex contains a filtration and drying unit 1, a demercurization unit 2, a purification unit 3, a cryogenic unit 29, an energy supply unit 6, a turboelectric generator unit 5, a turboexpander-compressor apparatus unit 4, and a vapor recovery unit 20 and a storage unit 26. The vapor recovery unit 20 comprises an ejector (not shown in the drawing). The cryogenic unit 29 (BC) consists of two liquefaction units: a first liquefaction unit 28 (BS1) and a second liquefaction unit 27 (BS2). The first liquefaction unit 28 comprises heat exchangers 13, 14, 16, 17, a production separator 18, a low-temperature separation unit 24 for a natural gas expander stream (BNTSD), and a low-temperature separation unit 23 for a natural gas production stream (BNTSP). The second liquefaction unit 27 comprises heat exchangers 7, 8, 9, a production separator 12, and a low temperature separation unit (BNTSP) 25. The low-temperature separation blocks 23, 24 and 25, designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons, consist of heat exchangers 16, 14, 9, distillation columns 10, 21, 22 and reboilers 19, 15, 11. The natural gas stream is supplied through a production stream pipeline (TP) ) and the pipeline expander stream (TD).

В конкретном исполнении комплекс работает следующим образом.In a specific implementation, the complex works as follows.

Природный газ высокого давления, поступающий в комплекс на ГРС по магистральному газопроводу подачи природного газа, учитывается и подается поочередно в блоки 1 и 2 фильтрации, осушки и демеркуризации. В блоках происходит очистка потока магистрального газа от механических примесей, коалесценции, поглощение влаги из природного газа до концентрации, соответствующей точке росы по воде не выше минус 70 С. После прохождения блока 2 демеркуризации, трубопровод разделяется на два: трубопровод продукционного потока (ТП) и трубопровод детандерного потока (ТД), первый из которых поступает в блок 3 очистки. Блок 3 очистки предназначен для удаления из продукционного потока CO2, которая при понижении температуры ниже предела растворимости для данной концентрации может кристаллизоваться в процессе сжижения метана и нарушить работу комплекса. Блок 3 очистки представляет собой набор цеолитовых адсорберов (на чертеже не показаны), предназначенных для поглощения С02 из природного газа до концентрации, соответствующей пределу растворимости в метане, насыщенном при 0,14 МПа (абс), т.е. не более 150 ppmv.High-pressure natural gas entering the complex at the gas distribution system via the main gas pipeline for supplying natural gas is taken into account and fed alternately to blocks 1 and 2 of filtration, drying and demercurization. In the blocks, the main gas stream is cleaned of mechanical impurities, coalescence, moisture is absorbed from natural gas to a concentration corresponding to a dew point in water of not higher than minus 70 C. After passing through block 2 of demercurization, the pipeline is divided into two: production stream pipeline (TP) and expander flow pipe (TD), the first of which enters the purification unit 3. The purification unit 3 is designed to remove CO 2 from the production stream, which, upon lowering the temperature below the solubility limit for a given concentration, can crystallize during methane liquefaction and disrupt the operation of the complex. The purification unit 3 is a set of zeolite adsorbers (not shown in the drawing) designed to absorb CO2 from natural gas to a concentration corresponding to the solubility limit in methane saturated at 0.14 MPa (abs), i.e. no more than 150 ppmv.

При необходимости малой производительности СПГ, трубопровод детандерного потока (ТД) подключается на вход теплообменника 7, где происходит охлаждение газа, и далее поступает в блок 5 турбоэлектрогенератора, где происходит расширение газа и понижение его температуры с выработкой электроэнергии на собственные нужды комплекса. Далее поток газа ТД поступает в теплообменник 8, где охлаждает поток газа ТП для второго блока 27 БС2. Смешиваясь с потоком газа после продукционного сепаратора 12, поток поступает в теплообменники 8 и 7, где происходит его нагрев до температуры, допустимой для подачи в газопровод низкого давления за счет тепла этого же потока и продукционного потока, поступающих на вход второго блока 27 БС2.If low LNG productivity is required, the expander flow (TD) pipeline is connected to the inlet of the heat exchanger 7, where the gas is cooled, and then goes to the turboelectric generator unit 5, where the gas expands and its temperature decreases to generate electricity for the complex’s own needs. Next, the gas flow TD enters the heat exchanger 8, where it cools the gas flow TP for the second block 27 BS2. Mixing with the gas stream after the production separator 12, the stream enters the heat exchangers 8 and 7, where it is heated to a temperature acceptable for supplying to the low pressure gas pipeline due to the heat of the same stream and the production stream supplied to the inlet of the second BS2 unit 27.

При необходимости малой производительности СПГ, после прохождения блока 3 очистки, трубопровод продукционного потока (ТП) подключается на вход теплообменника 7 второго блока 27 БС2, где происходит охлаждение потока, после чего трубопровод проходит в блок 23 БНТСП. В теплообменнике 9 происходит его охлаждение за счет потока газа ТД. После теплообменника 9, в ректификационной колонне 10 происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 11, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение потока газа ТП перед проходом ректификационной колонны 10. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 9 и 8 и поступают на продукционный дроссель (на чертеже не обозначен). На дросселе происходит понижение его давления с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 12, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ) и выход ТП с СПГ подключен на вход блока 26 хранения. Газообразная фаза после продукционного сепаратора 12 поступает в теплообменник 8, смешивается с потоком газа ТД, проходит в теплообменник 7, где подогревается до температуры, допустимой для подачи в трубопровод низкого давления для направления потребителю в газораспределительную сеть.If you need low LNG capacity, after passing through the cleaning unit 3, the production flow pipe (TP) is connected to the input of the heat exchanger 7 of the second BS2 unit 27, where the flow is cooled, after which the pipeline passes to the BNTSP unit 23. In the heat exchanger 9, it is cooled due to the flow of gas TD. After the heat exchanger 9, in the distillation column 10, low-boiling components are separated from the high-boiling ones (they condense and form a bottom residue). In turn, the bottom residue, enriched with high-boiling components, circulates through the reboiler 11, where it partially evaporates and cools the gas stream TP before the passage of the distillation column 10. Vapors purified from C6 + low-boiling product stream pass the heat exchangers 9 and 8 and go to the production choke (not indicated in the drawing). On the throttle, its pressure decreases to form a gas phase and a liquid phase. This mixture enters the production separator 12, where the separation of the liquid and gaseous phases occurs. The liquid phase is the product, that is, liquefied natural gas (LNG) and the output of the TP with LNG is connected to the input of the storage unit 26. The gaseous phase after the production separator 12 enters the heat exchanger 8, mixes with the gas flow TD, passes into the heat exchanger 7, where it is heated to a temperature acceptable for supply to the low pressure pipeline for directing the consumer to the gas distribution network.

При необходимости повышенной производительности СПГ, ветвь детандерного потока ТД подключается также на вход первого блока 28 сжижения БС1 и направляется на вход теплообменника 13, в котором происходит охлаждение потока газа, на первом выходе из теплообменника 13 ветвь ТД подключается на вход компрессора (на фигуре не обозначен) блока 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, на втором выходе из теплообменника 13 ветвь ТД подключается на вход блока 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока БНТСД и направляется в теплообменник 14 и далее в ректификационную колонну 21, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток).If necessary, increased LNG productivity, the branch of the TD expander stream is also connected to the input of the first BS1 liquefaction unit 28 and sent to the input of the heat exchanger 13, in which the gas flow is cooled, at the first outlet of the heat exchanger 13, the TD branch is connected to the compressor input (not shown ) block 4 of the turboexpander-compressor apparatus, at the second exit from the heat exchanger 13, the TD branch is connected to the input of the low-temperature separation unit 24 of the BNTSD expander stream and sent to the heat exchanger 14 and d Lee to distillation column 21, where the separation of low-boiling components from higher-boiling (they condense and form the distillation residue).

При выходе из блока 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока БНТСД ветвь детандерного потока ТД с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора (на фигуре не обозначен) блока 4. В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 15, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение продукционного потока перед ректификационной колонной 21. Пары очищенного от С6+ низкокипящего потока газа ТП проходят теплообменник 14 и поступают на вход блока 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит снижение давления и температуры потока газа ТД БС1. После чего поток газа смешивается с газообразной фазой потока газа ТП БС1, поступает в теплообменник 17, где нагревается за счет потока газа ТП БС2 (тем самым его охлаждает), а затем поступает в теплообменник 13, где подогревается до положительной температуры и направляется в блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит повышение его давления до значения, которое равно давлению в газопроводе низкого давления.Upon leaving the low-temperature separation unit 24 of the BNTSD expander stream, the branch of the TD expander stream with the expander gas stream purified from heavy hydrocarbons is connected to the generator inlet (not shown in the figure) of unit 4. In turn, the bottom residue enriched with high-boiling components circulates through the reboiler 15 where it partially evaporates and simultaneously cools the production stream in front of distillation column 21. Vapors of low-boiling TP gas purified from C6 + pass through heat exchanger 14 and blunt the input unit 4 turboexpander-compressor unit, where the pressure reduction and gas stream temperature TD BS1. After that, the gas stream is mixed with the gaseous phase of the TS BS1 gas stream, enters the heat exchanger 17, where it is heated by the BS BS TP gas stream (thereby cooling it), and then enters the heat exchanger 13, where it is heated to a positive temperature and sent to block 4 turbine expander-compressor apparatus, where its pressure increases to a value that is equal to the pressure in the low pressure gas pipeline.

При необходимости повышенной производительности СПГ, ветвь ТП подключают на вход теплообменника 13, где происходит охлаждение потока газа ТП и направляют в БНТСП первого блока 28 сжижения БС1. В теплообменнике 16 происходит охлаждение потока газа ТП за счет потока газа ТД. После этого, ТП подключают на вход дросселя и направляют в ректификационную колонну 22, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 19, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение потока газа ТП перед поступлением в ректификационную колонну 22. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 16 и 17 и поступают на продукционный дроссель БС1 (на чертеже не обозначен). На дросселе происходит понижение давления потока газа с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 18, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ). Газообразная фаза после продукционного сепаратора 18 смешивается с потоком газа ТД БС2, поступает в теплообменник 17, где подогревается. Затем этот поток поступает через теплообменник 13 в блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит повышение давления потока газа до значения, которое равно давлению в газопроводе низкого давления.If necessary, increased LNG productivity, the TP branch is connected to the inlet of the heat exchanger 13, where the TP gas stream is cooled and sent to the BNTSP of the first BS1 liquefaction unit 28. In the heat exchanger 16, the gas stream TP is cooled due to the gas stream TD. After that, the TP is connected to the inlet of the throttle and sent to the distillation column 22, where low-boiling components are separated from high-boiling components (they condense and form a bottoms residue). In turn, the bottom residue, enriched with high-boiling components, circulates through the reboiler 19, where it partially evaporates and simultaneously cools the TP gas stream before entering the distillation column 22. Vapors of low-boiling product stream purified from C6 + pass through heat exchangers 16 and 17 and enter the production throttle BS1 (not indicated in the drawing). At the throttle, the pressure of the gas flow decreases with the formation of the gas phase and the liquid phase. This mixture enters the production separator 18, where the separation of the liquid and gaseous phases occurs. The liquid phase is a product, that is, liquefied natural gas (LNG). The gaseous phase after the production separator 18 is mixed with the gas flow TD BS2, enters the heat exchanger 17, where it is heated. Then this flow enters through the heat exchanger 13 into the block 4 of the turboexpander-compressor apparatus, where the pressure of the gas flow increases to a value that is equal to the pressure in the low pressure gas pipeline.

Выход ТП подключен ко входу блока 26 хранения для направления полученного продукта - СПГ. При хранении СПГ начинает частично испаряться с получением отпарного газа. Трубопровод отпарного газа подключен к выходу блока 26 хранения, проходит через теплообменник 13 для нагрева отпарного газа, подключен на вход эжектора (на чертеже не показан) блока 20 возврата паров. Утилизация отпарного газа производится в блоке 20 возврата паров, который предназначен для повышения давления отпарного газа до значений, позволяющих направить его потребителям ГРС. Для этой цели в блоке 20 предусмотрен эжектор (струйный компрессор), который за счет использования части осушенного магистрального газа позволяет повысить давление отпарного газа и вернуть его потребителям ГРС. Отпарный газ эжектируется потоком природного газа низкого давления и смешивается с ним.The output of the TP is connected to the input of the storage unit 26 for the direction of the resulting product - LNG. During storage, LNG begins to partially evaporate to produce a stripping gas. The stripping gas pipeline is connected to the output of the storage unit 26, passes through a heat exchanger 13 for heating the stripping gas, and is connected to the ejector input (not shown) of the vapor recovery unit 20. The stripping gas is disposed of in the vapor recovery unit 20, which is designed to increase the stripping gas pressure to values that allow it to be sent to consumers of gas distribution stations. For this purpose, an ejector (jet compressor) is provided in block 20, which, through the use of part of the dried main gas, makes it possible to increase the pressure of the stripping gas and return it to the consumers of gas distribution stations. The stripping gas is ejected by the low pressure natural gas stream and mixed with it.

Таким образом, одновременное применение блоков низкотемпературной сепарации как для детандерного, так и для продукционного потоков газа повышает качество произведенного СПГ, возможность регулирования производительности комплекса и надежное обеспечение получения гарантированно сухого по углеводородам газа повышают эффективность работы комплекса в целом.Thus, the simultaneous use of low-temperature separation units for both expander and production gas streams improves the quality of LNG produced, the ability to control the complex’s performance and the reliable provision of guaranteed dry hydrocarbon gas increase the overall efficiency of the complex.

Claims (1)

Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции, подключенный к магистральному газопроводу подачи природного газа, который содержит блоки фильтрации, осушки, демеркуризации и очистки газа, криогенный блок, блоки энергообеспечения, турбоэлектрогенератора и турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок возврата паров и блок хранения, при этом блок возврата паров содержит эжектор, а криогенный блок состоит из двух блоков сжижения: первого и второго, первый из которых содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блоки низкотемпературной сепарации детандерного и продукционного потоков природного газа, а второй содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блок низкотемпературной сепарации продукционного потока, при этом блоки низкотемпературной сепарации, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников, ректификационных колонн и ребойлеров, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, а теплообменник, установленный в блоке низкотемпературной сепарации детандерного потока, рекуперативный трехпоточный, при этом трубопровод подачи природного газа после блоков фильтрации, осушки и демеркуризации разделен на два: трубопровод продукционного потока и трубопровод детандерного потока, первый из которых проходит через блок очистки, и второй блок сжижения, проходя в нем теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и первый блок низкотемпературной сепарации продукционного потока, подключен на вход блока хранения, вместе с тем ветвь трубопровода продукционного потока подключена ко входу четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, далее проходит второй блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и после прохождения теплообменника и продукционного сепаратора подключена на вход блока хранения для направления потребителю сжиженного природного газа, кроме этого, трубопровод детандерного потока подключен на вход трехпоточного теплообменника второго блока сжижения, далее подключен ко входу блока турбоэлектрогенератора, соединенного с блоком энергообеспечения, после которого подключен к теплообменникам второго блока сжижения и далее - к выходу в газораспределительную сеть для направления потребителю, вместе с тем ветвь трубопровода детандерного потока подключена на вход четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, на первом выходе из которого она подключена ко входу компрессора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата, а на втором выходе из которого она подключена на вход блока низкотемпературной сепарации детандерного потока, при выходе из которого ветвь трубопровода детандерного потока с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата, при этом, трубопровод с отпарным газом, подключенный к выходу блока хранения, проходит через четырехпоточный теплообменник первого блока сжижения, через блок возврата паров и блок турбодетандер-компрессорного аппарата и подключен к выходу в газораспределительную сеть.A natural gas liquefaction complex at a gas distribution station connected to a natural gas main gas pipeline that contains gas filtration, dehumidification, demercurization and gas purification units, a cryogenic unit, power supply units, a turboelectric generator and a turboexpander-compressor unit, as well as a vapor recovery unit and a storage unit, the vapor recovery unit contains an ejector, and the cryogenic unit consists of two liquefaction units: the first and second, the first of which contains heat exchangers, production the first separator and blocks for low-temperature separation of the expander and production streams of natural gas, and the second contains heat exchangers, a production separator and a block for low-temperature separation of the production stream, while the blocks of low-temperature separation, designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons, consist of heat exchangers, distillation columns and reboilers, interconnected by pipelines with locking equipment, and a heat exchanger installed in the low-temperature sep unit expander flow, three-flow recuperative, while the natural gas supply pipeline after filtration, drying and demercurization units is divided into two: production flow pipeline and expander flow pipeline, the first of which passes through the cleaning unit, and the second liquefaction unit, passing heat exchangers in it , the production separator and the first block of low-temperature separation of the production stream is connected to the input of the storage unit, however, the branch of the pipeline of the production stream is connected to during the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, then the second low-temperature separation unit of the production stream passes, and after passing through the heat exchanger and the production separator, it is connected to the inlet of the storage unit to direct the consumer liquefied natural gas, in addition, the expander pipe is connected to the inlet of the three-flow heat exchanger of the second liquefaction unit, then connected to the input of the turboelectric generator unit connected to the power supply unit, after which it is connected to to the exchangers of the second liquefaction unit and then to the outlet to the gas distribution network for directing to the consumer, however, the branch of the expander flow pipe is connected to the input of the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, at the first outlet of which it is connected to the compressor input in the turbine expander-compressor unit, and at the second outlet from which it is connected to the input of the low-temperature separation unit of the expander stream, when exiting from it, the branch of the pipeline of the expander stream with from heavy hydrocarbons, an expander gas stream is connected to the generator input in the turbo-expander-compressor unit unit, while the stripping gas pipeline connected to the output of the storage unit passes through the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, through the vapor return unit and the turbine-expander-compressor unit, and connected to the outlet to the gas distribution network.
RU2017126208A 2017-07-21 2017-07-21 Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station RU2665787C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017126208A RU2665787C1 (en) 2017-07-21 2017-07-21 Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017126208A RU2665787C1 (en) 2017-07-21 2017-07-21 Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2665787C1 true RU2665787C1 (en) 2018-09-04

Family

ID=63459920

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017126208A RU2665787C1 (en) 2017-07-21 2017-07-21 Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2665787C1 (en)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2689505C1 (en) * 2018-09-21 2019-05-28 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at gas distribution station
RU2694566C1 (en) * 2019-02-14 2019-07-16 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station
RU2707014C1 (en) * 2018-12-14 2019-11-21 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at gas distribution station (versions)
RU2714088C1 (en) * 2019-04-25 2020-02-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром СПГ технологии" Natural gas liquefaction complex (versions)
RU2715806C1 (en) * 2019-05-31 2020-03-03 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex with a low-temperature complex treatment unit
RU2725308C1 (en) * 2019-09-20 2020-06-30 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Condensation unit of carbon dioxide
RU2744138C2 (en) * 2018-11-30 2021-03-03 Андрей Владиславович Курочкин Installation for natural gas treatment resulting in liquefied natural gas

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2056017C1 (en) * 1988-12-16 1996-03-10 Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа Method for separating gas mixture
RU2137067C1 (en) * 1997-07-17 1999-09-10 Закрытое акционерное общество "Криогенная технология" Natural gas liquefaction plant
RU32583U1 (en) * 2003-01-08 2003-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" Installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas
WO2004083752A1 (en) * 2003-03-18 2004-09-30 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
RU2272228C1 (en) * 2005-03-30 2006-03-20 Анатолий Васильевич Наумейко Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2056017C1 (en) * 1988-12-16 1996-03-10 Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа Method for separating gas mixture
RU2137067C1 (en) * 1997-07-17 1999-09-10 Закрытое акционерное общество "Криогенная технология" Natural gas liquefaction plant
RU32583U1 (en) * 2003-01-08 2003-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" Installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas
WO2004083752A1 (en) * 2003-03-18 2004-09-30 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
RU2272228C1 (en) * 2005-03-30 2006-03-20 Анатолий Васильевич Наумейко Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2689505C1 (en) * 2018-09-21 2019-05-28 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at gas distribution station
RU2744138C2 (en) * 2018-11-30 2021-03-03 Андрей Владиславович Курочкин Installation for natural gas treatment resulting in liquefied natural gas
RU2707014C1 (en) * 2018-12-14 2019-11-21 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at gas distribution station (versions)
RU2694566C1 (en) * 2019-02-14 2019-07-16 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station
RU2714088C1 (en) * 2019-04-25 2020-02-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром СПГ технологии" Natural gas liquefaction complex (versions)
RU2715806C1 (en) * 2019-05-31 2020-03-03 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex with a low-temperature complex treatment unit
RU2725308C1 (en) * 2019-09-20 2020-06-30 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Condensation unit of carbon dioxide

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2665787C1 (en) Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station
JP6923629B2 (en) Generation of low-pressure liquid carbon dioxide from power generation systems and methods
RU2194930C2 (en) Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component
CA2775449C (en) Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
WO2011026170A1 (en) Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas
JP2017533371A5 (en)
US11231224B2 (en) Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
US11097220B2 (en) Method of preparing natural gas to produce liquid natural gas (LNG)
US11946355B2 (en) Method to recover and process methane and condensates from flare gas systems
US20210033337A1 (en) System and method for producing liquefied natural gas
CA2935708C (en) A method to recover and process methane and condensates from flare gas systems
RU2689505C1 (en) Natural gas liquefaction complex at gas distribution station
RU2707014C1 (en) Natural gas liquefaction complex at gas distribution station (versions)
RU2525759C2 (en) Partial liquefaction of natural gas (versions)
AU2018226977B2 (en) Additional liquid natural gas plant and method of operating thereof
RU2772461C2 (en) Method for liquefying natural gas in a high-pressure circuit
RU2275562C2 (en) Method and device for gas separation
RU2204093C2 (en) Process of liquefaction of multicomponent gas mixture and facility for its realization
WO2024049960A2 (en) Liquefaction of natural gas feeds containing hydrogen
CN115451654A (en) Method for separating and liquefying methane and carbon dioxide comprising a pre-separation upstream of a distillation column
Bulkatov Low-temperature condensation technology in fractionating oil-associated gas

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200130

Effective date: 20200130