RU2673642C1 - Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) - Google Patents
Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2673642C1 RU2673642C1 RU2017137080A RU2017137080A RU2673642C1 RU 2673642 C1 RU2673642 C1 RU 2673642C1 RU 2017137080 A RU2017137080 A RU 2017137080A RU 2017137080 A RU2017137080 A RU 2017137080A RU 2673642 C1 RU2673642 C1 RU 2673642C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- gas
- expander
- gds
- lng
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 99
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 45
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 101100228853 Saccharolobus solfataricus (strain ATCC 35092 / DSM 1617 / JCM 11322 / P2) gds gene Proteins 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
-
- 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
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)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям сжижения природного газа (СПГ). Установка сжижения природного газа в условиях газораспределительной станции (ГРС) включает узел очистки газа, турбодетандерный агрегат, компрессор основного цикла и установку сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, резервуарный парк склада СПГ, узел отпуска товарного СПГ, факельную установку. Узел очистки газа подключен параллельно основной линии ГРС, ведущей к узлу редуцирования ГРС, после узла подогрева ГРС и узла очистки ГРС. За узлом очистки газа установлен турбодетандерный агрегат. Турбодетандерный агрегат и компрессор основного цикла выполнены как отдельные агрегаты. К турбодетандерному агрегату в качестве потребителя мощности подключен электрический генератор. После турбодетандерного агрегата установлен узел разделения потока газа на две части, один из выходов которого соединен со входом теплообменника установки сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, а другой выход - со входом узла одоризации газа ГРС. Линии сброса паровой фазы из резервуарного парка склада СПГ подключены к следующему за флэш-циклом конденсатосборнику. Техническим результатом является повышение эффективности установки. 1ил.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям сжижения природного газа (СПГ).
Известно устройство для сжижения природного газа (патент РФ №2500959, опубл. 10.12.2013), содержащее адсорбер, фильтр, теплообменник, вихревую трубу с охлаждаемым горячим концом трубы. Помимо это устройство отличается тем, что вихревая труба размещена в трехсекционной емкости-сепараторе вертикально, причем в нижней секции размещен холодный конец трубы, в средней секции размещен горячий конец трубы, имеющий сепарационное устройство в виде соосно установленного внутреннего конуса в конической части горячего конца, для выхода регулируемого расхода газа, в средней секции имеется патрубок тангенциального ввода холодного потока газа после рекуперации холода в теплообменнике исходного потока сжиженного газа, а в верхней секции патрубок вывода газообразного продукта.
Недостатком устройства является установка вихревой трубы - сложного в изготовлении устройства, обладающего низкими показателями надежности, а также узким диапазоном рабочих расходов газа. Помимо этого в устройстве не предусмотрено комонентов, позволяющих осуществлять извлечение избыточной энергии магистрального потока газа, что снижает эффективность применения устройства на ГРС.
Известно устройство для сжижения природного газа (патент РФ №2285212, опубл. 10.10.2006), содержащее фильтр очистки нерасширившегося газа от примесей, узел разделения линии его подачи на линии, первая из которых присоединена к разделительной вихревой трубе, линия отвода охлажденного газа которой подсоединена к потребителю редуцированного газа, а вторая линия присоединена через дроссельное устройство к сборнику конденсата. Также устройство включает узел разделения линии подачи нерасширившегося газа, выполненный в виде узла разделения на три линии, при этом третья линия подсоединена к вихревой трубе с дополнительным потоком, линия отвода охлажденного газа которой подсоединена через дроссельное устройство к рекуперативному теплообменному аппарату системы рекуперативных теплообменных аппаратов, а затем к потребителю редуцированного газа, а линия отвода подогретого газа - к потребителю редуцированного газа более высокого давления, при этом линия отвода охлажденного газа из разделительной вихревой трубы подсоединена к системе рекуперативных теплообменных аппаратов и далее к потребителю редуцированного газа, а линия отвода подогретого газа из нее через дроссельное устройство и теплообменный аппарат подключена к приосевой области вихревой трубы с дополнительным потоком, вторая линия подачи нерасширившегося газа соединена с дроссельным устройством через систему рекуперативных теплообменных аппаратов.
Основной недостаток данного устройства заключается в применении вихревой трубы - сложного в изготовлении устройства, обладающего низкими показателями надежности, а также узким диапазоном рабочих расходов газа. Помимо этого в устройстве не применяется турбодетандерное оборудование, что не позволяет обеспечить использование избыточной энергии магистрального потока газа на ГРС.
Известен комплекс для производства сжиженного природного газа (патент РФ №2541360, опубл. 10.02.2015 г.), содержащий соединенную с магистралью газораспределительной станции трубу, с которой связаны технологическая линия, соединенная с газораспределительной сетью, и продукционная линия, соединенная с хранилищем сжиженного природного газа и включающая компрессор, дроссель, сепаратор. В комплекс также входит 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, сопловой аппарат детандера выполнен из теплопроводящего материала. Узел осушки выполнен в виде единого блока для осушки технологического и продукционного потоков.
Недостатком данного комплекса является установка линий внедряемого оборудования параллельно газораспределительной станции, что приводит к снижению производительности детандера, вызванному снижением расхода газа через агрегат по сравнению с подключением параллельно узлу редуцирования ГРС. Также исполнение компрессора и детандера в виде единого агрегата, в котором компрессор выступает потребителем полезной мощности на валу детандера влечет увеличение взаимной зависимость работы детандера и компрессора, что снижает показатели надежности комплекса. Отсутствие устройства для извлечения тяжелых углеводородов до детандера создает необходимость в их конденсации в сопловом узле детандера и последующем отведении, что не обеспечивает полного исключения попадания конденсата на лопатки рабочего колеса турбины, которое приводит к снижению надежности оборудования.
Известна установка сжижения природного газа (патент РФ №2495341, опубл. 10.10.2013 г.), включающая подающую и возвратную магистрали, последовательно расположенные по прямому потоку первый и второй двухпоточные теплообменники, расширительное устройство и сепаратор, и магистраль детандирования, отличающаяся тем, что установка снабжена трехпоточным теплообменником, расположенным между первым и вторым теплообменниками, первым и вторым волновыми детандерами-компрессорами и магистралью компримирования, соединяющей возвратную магистраль на участке сброса в газовую магистраль низкого давления и подающую магистраль после входа в магистраль детандирования и проходящую через компрессорные части второго и первого детандеров-компрессоров, а магистраль детандирования соединяет подающую магистраль на входе и возвратную магистраль между трехпоточным и вторым двухпоточным теплообменниками и проходит последовательно через детандерную часть первого детандера-компрессора, трехпоточный теплообменник и детандерную часть второго детандера-компрессора.
Основной недостаток установки - применение в ней детандер-компрессорных агрегатов, которые отличаются низкими показателями надежности и высокой сложностью изготовления и обслуживания. Помимо этого, установка не предусматривает соединения линий сброса паровой фазы хранилища СПГ и цикла сжижения газа, что исключает возможность сокращения потерь СПГ от испарения.
Известна установка получения сжиженного природного газа с интегрированным детандером и флэш-циклом, «Integrated methane expander and flash cycle» (Roberts M.J. Briton refrigeration cycles for small-scale LNG / Mark J. Roberts, Fei Chen, 
// Gas Processing. - 2015. - Vol. 4(1). - P. 27-32), включающая основной теплообменник, два конденсатосборника с установленным между ними теплообменником флэш-цикла, метановый замкнутый контур с компрессором и интергированным детандером, а также цикл повторного сжижения паровой фазы.
Основным недостатком данной установки является отсутствие турбодетандерного оборудования, позволяющего использовать избыточную энергию магистрального потока газа. Помимо этого, данная установка не предусматривает линий подключения к газораспределительной станции (ГРС), то делает невозможным его применение в исходном виде. Также следует отметить отсутствие линии сброса паровой фазы хранилища СПГ в цикл повторного сжижения газа.
Техническим результатом является создание высокоэффективноой установки получения сжиженного природного газа за счет прменения тубодетандерной установки для извлечения энергии, полученной при расширении от перепада давлений на входе в газораспределительную станцию и на выходе из нее.
Технический результат достигается тем, что узел очистки газа подключен параллельно основной линии ГРС, ведущей к узлу редуцирования ГРС, после узла подогрева ГРС и узла очистки ГРС, за узлом очистки газа установлен турбодетандерный агрегат, турбодетандерный агрегат и компрессор основного цикла выполнены как отдельные, независимые друг от друга агрегаты, к турбодетандерному агрегату в качестве потребителя мощности подключен электрический генератор, после турбодетандерного агрегата установлен узел разделения потока газа на две части, один из выходов которого соединен со входом теплообменника установки сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, а другой выход - со входом узла одоризации газа ГРС, линии сброса паровой фазы из резервуарного парка склада СПГ подключены к следующему за флэш-циклом конденсатосборнику.
Установка поясняется следующими фигурами: фиг.1 - технологическая схема установки получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции, где:
1 - узел очистки ГРС;
2 - узел подогрева ГРС;
3 - узел очистки газа;
4 - узел редуцирования ГРС;
5 - турбодетандерный агрегат с подключенным электрогенератором;
6 - установка дополнительного подогрева газа;
7 - узел одоризации газа ГРС;
8 - компрессор основного цикла с электродвигателем;
9 - теплообменник типа холодильник основного цикла;
10 - детандер основного цикла с подключенным электрогенератором;
11 - основной теплообменник;
12 - конденсатосборник;
13 - конденсатосборник;
14 - флэш-теплообменник;
15 - компрессор цикла сжижения паровой фазы с электродвигателем;
16 - теплообменник типа холодильник цикла сжижения паровой фазы;
17 - резервуарный парк склада СПГ;
18 - факельная установка;
19 - узел отпуска товарного СПГ;
20 - узел разделения потока газа.
Установка сжижения природного газа в условиях газораспределительной станции содержит узел очистки газа 3 (фиг.1), подключенный параллельно основной линии ГРС, ведущей к узлу редуцирования ГРС 4, после узла подогрева ГРС 2 и узла очистки ГРС 1. За узлом дополнительной очистки и подготовки природного газа 3 устанавливается турбодетандерный агрегат с подключенным турбодетандерным агрегатом с подключенным электрогенератором 5, после которого предусмотрен узел разделения потока газа 20.
Первый выход узла разделения потока газа 20 соединен с установкой дополнительного подогрева газа 6, после которой подключены узел одоризации газа ГРС 7 и выходные линии ГРС.
Второй выход узла разделения потока газа 20 соединен с основным теплообменником 11, на выходе из которого установлен конденсатосборник 12. Основной теплообменник 11 включает основной метановый цикл, состоящий из компрессора основного цикла с электродвигателем 8, теплообменник типа холодильник основного цикла 9, детандер основного цикла с подключенным электрогенератором 10. Помимо основного метанового цикла основной теплообменник содержит цикл сжижения паровой фазы, который включает в себя компрессор цикла сжижения паровой фазы с электродвигателем 15, а также теплообменник типа холодильник цикла сжижения паровой фазы 16.
Линия выхода СПГ из конденсатосборника 12 соединена с флэш-теплообменником 14, который включает выходную линию паровой фазы конденсатосборника 13, который установлен после флэш-теплообменника 14. Выходная линия СПГ конденсатосборника 13 подключена к резервуарному парку склада СПГ 17.
Линия выдачи СПГ резервуарного парка склада СПГ 17 подключена к узлу отпуска товарного СПГ 19. Линия сброса паровой фазы резервуарного парка склада СПГ 17 соединена со входом паровой фазы конденсатосборника 13, а также с факельной установкой 18.
Установка работает следующим образом.
Газ из магистрального газопровода поступает на вход ГРС, после чего направляется в узел очистки ГРС 1, где проходит первоначальную очистку от пыли и капельной влаги, затем, при необходимости, газ подогревают в узле подогрева ГРС 2.
После чего, при включении в работу турбодетандерного агрегата с подключенным электрогенератором 5, газ проходит через узел очистки газа 3, 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.
В случае же, когда турбодетандерный агрегат простаивает, используется узел редуцирования ГРС 4.
После расширения в турбодетандерном агрегате с подключенным электрогенератором 5 поток газа разделяется в узле разделения потока газа 20 на технологический и продукционный.
Продукционный поток направляется к узлу одоризации газа 7, проходя через устройство дополнительного подогрева газа 6, предназначенное для повышения температуры газа до необходимой величины, требуемой нормативно-технической документацией, после чего производится учет газа и поток направляется в газораспределительные сети к потребителям.
Технологический поток газа при низкой температуре направляется в основной теплообменник 11, пройдя через который, оказывается в конденсатосборнике 12. Охлаждение технологического потока газа в рамках основного теплообменника достигается за счет основного метанового цикла, в котором задействован компрессор основного цикла с электродвигателем 8, теплообменник типа холодильник основного цикла 9, и детандер основного цикла с подключенным электрогенератором 10. Но также эфективность охлаждения потока в основном теплообменнике повышается за счет теплообмена с паровой фазой из конденсатосборников 12 и конденсатосборников 13, которая подвергается повторному сжижению в рамках цикла сжижения паровой фазы, в котором задействован компрессор цикла сжижения паровой фазы с электродвигателем 15 и теплообменник типа холодильник цикла сжижения паровой фазы 16.
При перетекании СПГ из конденсатосборника 12 в конденсатосборник 13 паровая фаза из конденсатосборника 13 перед попаданием в цикл сжижения паровой фазы подвергается теплообмену с СПГ из конденсатосборника 12 в рамках флэш-теплообменника 14, что позволяет значительно сократить затраты энергии в рамках цикла сжижения паровой фазы.
Из конденсатосборника 13 СПГ самотеком поступает в резервуарный парк склада СПГ 17, который состоит из криогенных резервуаров, оснащенных необходимым набором запорной и предохранительной арматуры. Хранение на складе осуществляется при постоянном давлении и постоянной температуре.
Постоянное давление поддерживается за счет постоянного отвода паровой фазы из резервуаров резервуарного парка склада СПГ 17 в линию отвода паровой фазы, пройдя которую она смешивается с паровой фазой в конденсатосборнике 13. Однако, на случай превышения регламентированного давления в резервуарах предусмотрен сброс паровой фазы в факельную установку 18, которая также используется при продувке технологического оборудования.
Отпуск готовой продукции СПГ в автоцистерны осуществляется при помощи специальных насосов для криогенных газов в рамках узла отпуска товарного СПГ 19.
Claims (1)
- Установка сжижения природного газа (СПГ) в условиях газораспределительной станции (ГРС), включающая узел очистки газа, турбодетандерный агрегат, компрессор основного цикла и установку сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, резервуарный парк склада СПГ, узел отпуска товарного СПГ, факельную установку, отличающаяся тем, что узел очистки газа подключен параллельно основной линии ГРС, ведущей к узлу редуцирования ГРС, после узла подогрева ГРС и узла очистки ГРС, за узлом очистки газа установлен турбодетандерный агрегат, турбодетандерный агрегат и компрессор основного цикла выполнены как отдельные, независимые друг от друга агрегаты, к турбодетандерному агрегату в качестве потребителя мощности подключен электрический генератор, после турбодетандерного агрегата установлен узел разделения потока газа на две части, один из выходов которого соединен со входом теплообменника установки сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, а другой выход - со входом узла одоризации газа ГРС, линии сброса паровой фазы из резервуарного парка склада СПГ подключены к следующему за флэш-циклом конденсатосборнику.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017137080A RU2673642C1 (ru) | 2017-10-20 | 2017-10-20 | Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017137080A RU2673642C1 (ru) | 2017-10-20 | 2017-10-20 | Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2673642C1 true RU2673642C1 (ru) | 2018-11-28 |
Family
ID=64603542
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017137080A RU2673642C1 (ru) | 2017-10-20 | 2017-10-20 | Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2673642C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694566C1 (ru) * | 2019-02-14 | 2019-07-16 | Юрий Васильевич Белоусов | Система ожижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5916260A (en) * | 1995-10-05 | 1999-06-29 | Bhp Petroleum Pty Ltd. | Liquefaction process |
| US20090107174A1 (en) * | 2006-03-24 | 2009-04-30 | Intan Agustina Ambari | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| RU2488758C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2013-07-27 | Александр Николаевич Лазарев | Способ заполнения резервных хранилищ сжиженным природным газом |
| RU133250U1 (ru) * | 2013-05-07 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | Газораспределительная станция |
| RU2541360C1 (ru) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации |
-
2017
- 2017-10-20 RU RU2017137080A patent/RU2673642C1/ru 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 |
| US20090107174A1 (en) * | 2006-03-24 | 2009-04-30 | Intan Agustina Ambari | Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream |
| RU2488758C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2013-07-27 | Александр Николаевич Лазарев | Способ заполнения резервных хранилищ сжиженным природным газом |
| RU133250U1 (ru) * | 2013-05-07 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") | Газораспределительная станция |
| RU2541360C1 (ru) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Roberts M.J. Briton refrigeration cycles for small-scale LNG / Mark J. Roberts, Fei Chen, Oznur Saygi-Arslan// Gas Processing. - 2015. - Vol. 4(1). - P. 27-32. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694566C1 (ru) * | 2019-02-14 | 2019-07-16 | Юрий Васильевич Белоусов | Система ожижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2541360C1 (ru) | Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации | |
| JP6539405B2 (ja) | 温室効果ガス除去を備えた液化天然ガス生産システム及び方法 | |
| RU2395764C2 (ru) | Установка и способ для сжижения природного газа | |
| TWI547676B (zh) | 集成的預冷混合製冷劑系統和方法 | |
| TWI608206B (zh) | 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統 | |
| RU2438081C2 (ru) | Способ сжижения природного газа (варианты) и установка для его реализации (варианты) | |
| RU2636966C1 (ru) | Способ производства сжиженного природного газа | |
| RU2671665C1 (ru) | Установка сжижения природного газа и способ ее работы (варианты) | |
| JP2006504928A (ja) | 天然ガス液化用モータ駆動コンプレッサシステム | |
| BR112019017533A2 (pt) | Sistema liquidificante de gás natural, e, método. | |
| RU2018134056A (ru) | Система для обработки газа, полученного при испарении криогенной жидкости, и подачи сжатого газа в газовый двигатель | |
| RU2673972C1 (ru) | Комплекс для редуцирования, сжижения и компримирования природного газа (варианты) | |
| CN101449115B (zh) | 冷却循环系统、天然气液化设备、冷却循环系统的运转方法及改造方法 | |
| TW201144703A (en) | Method and installation for liquefying flue gas from combustion installations | |
| RU2673642C1 (ru) | Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) | |
| RU2719533C1 (ru) | Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции и комплекс (варианты) для его осуществления | |
| RU2676829C1 (ru) | Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа | |
| RU2665088C1 (ru) | Способ получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции | |
| RU2395763C1 (ru) | Установка вихревого сжижения пропан-бутановых фракций попутного газа | |
| RU122757U1 (ru) | Установка частичного сжижения природного газа | |
| Voronov et al. | Energy-efficient small-scale liquefied natural gas production technology for gas distribution stations | |
| RU2688595C1 (ru) | Установка по сжижению природного газа | |
| RU2686655C1 (ru) | Установка для получения сжиженного природного газа (варианты) | |
| EP2893276B1 (fr) | Procédé et appareil de condensation d'un débit gazeux riche en dioxyde de carbone | |
| RU2691876C1 (ru) | Установка для выработки сжиженного природного газа (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201021 |