RU2694566C1 - Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station - Google Patents

Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station Download PDF

Info

Publication number
RU2694566C1
RU2694566C1 RU2019104104A RU2019104104A RU2694566C1 RU 2694566 C1 RU2694566 C1 RU 2694566C1 RU 2019104104 A RU2019104104 A RU 2019104104A RU 2019104104 A RU2019104104 A RU 2019104104A RU 2694566 C1 RU2694566 C1 RU 2694566C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
oil
natural gas
liquefaction
flow
Prior art date
Application number
RU2019104104A
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 RU2019104104A priority Critical patent/RU2694566C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2694566C1 publication Critical patent/RU2694566C1/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
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—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
    • F25J1/003—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"
    • F25J1/0045—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 vaporising a liquid 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0236—Heat exchange integration providing refrigeration for different processes treating not the same feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • 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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • 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
    • F25J2230/24—Multiple compressors or compressor stages in parallel
    • 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
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream

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)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: technological processes.
SUBSTANCE: invention relates to liquefaction of natural gas in compressor station conditions of main gas line. Natural gas liquefaction system includes fuel and pulse gas preparation unit, gas transfer unit with oil supply and fuel supply systems, down-pressure compressor and liquefaction unit, comprising four heat-exchanging devices: four-flow pre-cooling, double-flow process flow, three-flow cryogenic and two-flow final cooling, as well as expander-generator, rectification columns and separators of process and production flows. Oil supply and fuel supply system includes at least two interconnected gas-oil heat exchangers, first of which is connected to oil cooling system of compressor of gas transfer unit, and second – to oil cooling system of gas compressor unit engine. Lubricating oil cooler is connected to second gas-oil heat exchanger outlet. Controlled valves are installed ahead of liquefaction unit with function of switching off liquefaction unit and direction of natural gas flow through fuel and pulse gas treatment plant and, further, through oil supply and fuel supply system to inlet of gas transfer unit.
EFFECT: high thermodynamic efficiency of the GNC production process.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при организации процесса сжижения природного газа в условиях компрессорной станции магистрального газопровода.The invention relates to the gas industry, in particular, to the field of liquefaction of gases and their mixtures, and may find application in the organization of the process of liquefying natural gas in the conditions of the compressor station of the main gas pipeline.

В большинстве своем, запатентованные технические решения по технологиям ожижения природного газа предлагают располагать установки и комплексы по производству сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС), что дает возможность использовать давление газа в газопроводе для реализации технологического цикла.For the most part, patented technical solutions for natural gas liquefaction technologies suggest that plants and complexes for the production of liquefied natural gas (LNG) should be located at gas distribution stations (GDS), which makes it possible to use gas pressure in the gas pipeline to implement the production cycle.

Например, известен «Минизавод по производству СПГ на ГРС», заявка №2003124342, кл. F25J 1/00, опубл. 20.02.2005 г., который содержит установку, работающую на перепаде давления по дроссель-сепарационному циклу сжижения природного газа с контуром внешнего охлаждения на базе вихревой трубы. Минизавод дополнительно снабжен установкой со 100% сжижением поступающего на ее вход природного газа, использующей внешние источники холода в цикле сжижения, которая работает постоянно в течение года, при этом установка, работающая на перепаде давления, включается в работу при увеличении расхода газа в потребительской сети за счет подключения сезонных потребителей.For example, the well-known “LNG mini-plant for GDS”, application No. 2003124342, cl. F25J 1/00, publ. 02.20.2005, which contains the installation, working on the pressure drop across the throttle-separation cycle of natural gas liquefaction with an external cooling circuit on the basis of a vortex tube. The mini-plant is additionally equipped with an installation with 100% liquefaction of natural gas flowing to its inlet using external cold sources in the liquefaction cycle, which runs continuously throughout the year, while the unit operating at a pressure drop enters operation with an increase in gas consumption in the consumer network account connecting seasonal consumers.

Известен также «Способ получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции», защищенный патентом РФ №2665088, кл. F25J 1/00, опубл. 28.08.2018 г., который включает предварительную очистку газа, подогрев газа, расширение газа в турбодетандере, сжижение газа в рамках цикла сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, хранение газа в резервуарном парке. Полезную мощность турбодетандера используют для выработки электрической энергии. После расширения в турбодетандере поток газа разделяют на технологический, предназначенный для сжижения, который направляют в цикл сжижения природного газа с внедренным детандером и флэш-циклом, и продукционный, предназначенный для подачи потребителю, который после дополнительного подогрева одорируют и направляют на выход из ГРС. Известный способ обеспечивает наиболее полное использование избыточной энергии магистрального потока.Also known is the “Method of producing liquefied natural gas under conditions of a gas distribution station”, which is protected by the RF patent No. 2665088, cl. F25J 1/00, publ. 08.28.2018, which includes gas pre-treatment, gas heating, gas expansion in a turboexpander, gas liquefaction as part of a natural gas liquefaction cycle with an embedded expander and a flash cycle, gas storage in a tank farm. Useful power turboexpander is used to generate electrical energy. After expansion in a turboexpander, the gas stream is divided into a technological one intended for liquefaction, which is sent to the natural gas liquefaction cycle with an embedded expander and a flash cycle, and production gas that is intended to be supplied to the consumer, which after additional heating is odorized and sent to the output from the GDS. The known method provides the most complete use of the excess energy of the main stream.

Вышеперечисленные известные технические решения направлены на организацию процесса сжижения природного газа именно в условиях газораспределительной станции, однако, при осуществлении таких технологических процессов необходимо применение дополнительных циклов ожижения с использованием компрессоров, теплообменников, детандер-генераторов, дополнительных трубных обвязок с запорной арматурой, что усложняет процесс сжижения, снижая надежность и эффективность известных решений.The above-mentioned known technical solutions are aimed at organizing the process of liquefying natural gas precisely under the conditions of a gas distribution station, however, in carrying out such technological processes, it is necessary to use additional liquefaction cycles using compressors, heat exchangers, detander generators, additional piping with stop valves. , reducing the reliability and effectiveness of known solutions.

В отличие от газораспределительной станции, на компрессорной станции мы имеем уже сжатый газ, не применяя цикл ожижения, поскольку на выходе из компрессорной станции давление газа достигает до 120 атм, а на входе - до 85 атм. Энергию этого сжатого газа можно преобразовать в холод и получить сжиженный природный газ.In contrast to the gas distribution station, at the compressor station we have already compressed gas, without applying a liquefaction cycle, because at the outlet from the compressor station the gas pressure reaches 120 atm, and at the inlet - up to 85 atm. The energy of this compressed gas can be converted to cold and produce liquefied natural gas.

Целью изобретения является получение сжиженного природного газа высокого качества на компрессорной станции магистрального газопровода, повышение термодинамической эффективности процесса получения СПГ, повышение эффективности работы компрессорной станции.The aim of the invention is to obtain high-quality liquefied natural gas at the compressor station of the main gas pipeline, increasing the thermodynamic efficiency of the process of producing LNG, increasing the efficiency of the compressor station.

Техническим результатом изобретения является разработка системы ожижения природного газа применительно именно к компрессорной станции магистрального газопровода, обеспечивающей получение сжиженного природного газа высокого качества, выработку электроэнергии на собственные нужды КС, повышение кпд ГПА КС.The technical result of the invention is to develop a system of liquefaction of natural gas in relation to the compressor station of the main gas pipeline, providing high-quality liquefied natural gas, generating electricity for own needs of the compressor station, increasing the efficiency of the HPA compressor station.

Поставленная цель и требуемый технический результат достигаются за счет того, что система ожижения природного газа смонтирована на компрессорной станции магистрального газопровода и включает соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа установку подготовки топливного и импульсного газов, один, но не ограничиваясь этим, газоперекачивающий агрегат с системами маслообеспечения и топливопитания, блоки комплексной очистки, управляемые клапаны, дожимающий компрессор и блок ожижения, содержащий четыре рекуперативных теплообменных аппарата: четырехпоточный предварительного охлаждения, двухпоточный технологического потока, трехпоточный криогенный и двухпоточный окончательного охлаждения, а также детандер-генератор, дроссели, ректификационные колонны технологического и продукционного потоков, сепараторы технологического и продукционного потоков и блок хранения сжиженного природного газа. Система маслообеспечения и топливопитания газоперекачивающего агрегата содержит два, но не ограничиваясь этим, соединенных между собой последовательно газомасляных теплообменных аппарата, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора газоперекачивающего агрегата, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя газоперекачивающего агрегата. Ко выходу второго газомасляного теплообменного аппарата подключен охладитель смазочного масла. На трубопроводах подвода природного газа перед блоком ожижения установлены управляемые клапаны с функцией отключения блока ожижения и направления потока природного газа через установку подготовки топливного и импульсного газов и, далее, через систему маслообеспечения и топливопитания газоперекачивающего агрегата на вход газоперекачивающего агрегата. В системе ожижения использованы два источника природного газа: природный газ, поступающий из магистрального газопровода и формирующий технологический поток, а также природный газ, поступающий от газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции и формирующий продукционный поток. Природный газ из технологического и продукционного потоков, охлаждясь в теплообменных аппаратах блока ожижения, дополнительно очищается от низкокипящих компонентов в ректификационных колоннах блока ожижения и формирует два обратных потока, проходящих через системы маслообеспечения и топливопитания на вход газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции.The goal and the required technical result are achieved due to the fact that the natural gas liquefaction system is mounted at the compressor station of the main gas pipeline and includes a fuel and gas supply unit with oil supply systems connected by supply and removal of natural gas pipelines and fuel supply, integrated cleaning units, control valves, booster compressor and liquefaction unit containing four recuperative heat BMENA apparatus: chetyrehpotochny pre-cooling, two-line process stream, and cryogenic trehpotochny final double-flow cooling, as well as the expander-generator chokes, distillation columns and a production process flow, separators and a production process flow block and the storage of liquefied natural gas. The oil supply and fuel supply system of the gas pumping unit contains two, but not limited to, gas-oil heat exchangers connected in series, the first of which is connected to the compressor oil compressor oil cooling system of the gas compressor unit, and the second is connected to the engine oil cooling system of the gas pumping unit. A lubricant oil cooler is connected to the output of the second gas-oil heat exchanger. Controlled valves are installed on the natural gas supply pipelines in front of the liquefaction unit with the function of shutting off the liquefaction unit and directing the flow of natural gas through the fuel and pulse gas treatment installation and, further, through the oil supply and fuel supply system of the gas pumping unit to the gas pumping unit. The liquefaction system uses two sources of natural gas: natural gas coming from the main gas pipeline and forming a process flow, as well as natural gas coming from the gas pumping units of the compressor station and forming the production flow. Natural gas from the process and production streams, cooling in the heat exchangers of the liquefaction unit, is additionally purified from low-boiling components in the distillation columns of the liquefaction unit and forms two return streams passing through the oil supply and fuel supply systems to the inlet of the gas pumping units of the compressor station.

При осуществлении изобретения, с использованием в системе ожижения ректификационных колонн и для технологического и для продукционного потоков природного газа, дополнительно очищаем газ от низкокипящих компонентов и на выходе получаем продукт СПГ высокого качества, с высоким содержанием метана.When implementing the invention, using distillation columns in the liquefaction system for both process and production natural gas streams, we additionally purify the gas of low-boiling components and at the output we obtain a high-quality LNG product with a high methane content.

Направляемый на ожижение поток природного газа от ГПА КС выступает дополнительным эффективным источником холода, тем самым заметно повышая термодинамическую эффективность процесса сжижения.The flow of natural gas from HPA CS directed to the liquefaction acts as an additional effective source of cold, thereby markedly increasing the thermodynamic efficiency of the liquefaction process.

Конструктивное исполнение систем маслообеспечения и топливопитания каждого ГПА КС с соединенными между собой последовательно газомасляными теплообменными аппаратами, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора ГПА, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя ГПС, с подключенными охладителями смазочного масла, позволяет заметно повысить кпд ГПА за счет повышения температуры топливного газа на входе в газотурбинную установкуThe design of the oil supply and fuel supply systems for each HPA CS with gas-oil heat exchangers connected in series, the first of which is connected to the HPA compressor oil cooling system, and the second is connected to the GPA engine oil cooling system, which allows the HPA efficiency to be significantly increased by increasing the temperature of the fuel gas at the inlet to the gas turbine unit

Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемый чертеж. На чертеже показана упрощенная блок-схема технологического процесса одного, но не ограничиваясь этим, конкретного конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующая процесс ожижения природного газа в соответствии с практическим применением этого изобретения. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как смесители потоков, системы регулирования и датчики исключены из чертежа в целях упрощения.The present invention and its advantages will be better understood by reference to the following detailed description and the accompanying drawing. The drawing shows a simplified flowchart of a technological process of one, but not limited to, a specific embodiment of this invention, illustrating the process of liquefying natural gas in accordance with the practical application of this invention. The various auxiliary systems required, such as flow mixers, control systems and sensors, are omitted from the drawing for the sake of simplicity.

Система ожижения включает в себя установку 1 подготовки топливного и импульсного газов, блоки 2 комплексной очистки, блок 32 ожижения, дожимающий компрессор 15, управляемые клапаны 33, 34 и три ГПА 3, 13, 14 компрессорной станции, у каждого из которых система маслообеспечения и топливопитания исполнена с двумя соединенными между собой последовательно газомасляными теплообменными аппаратами 4 и 5, 7 и 8, 10 и 11 с охладителями 6, 9, 12 смазочного масла. Блок ожижения 32 содержит четыре рекуперативных теплообменных аппарата: четырехпоточный 16 предварительного охлаждения на входе, двухпоточный 17 технологического потока, криогенный трехпоточный 27 и двухпоточный 28 окончательного охлаждения, а также детандер-генератор 23, дроссели 19, 21, 22, 24, 26, 29, ректификационную колонну 20 технологического потока, ректификационную колонну 25 продукционного потока, сепаратор 18 технологического потока, сепаратор 30 продукционного потока и блок 31 хранения СПГ.The liquefaction system includes a fuel and pulse gas treatment installation 1, integrated cleaning units 2, liquefaction unit 32, booster compressor 15, controlled valves 33, 34 and three HPA 3, 13, 14 compressor stations, each with an oil supply and fuel supply system performed with two gas-oil heat exchangers 4 and 5, 7 and 8, 10 and 11 connected in series with cooling oil coolers 6, 9, 12. The liquefaction unit 32 contains four recuperative heat exchangers: four-flow 16 pre-cooling at the inlet, two-flow 17 process flow, cryogenic three-flow 27 and two-flow 28 final cooling, as well as a detander-generator 23, throttles 19, 21, 22, 24, 26, 29, distillation column 20 of the process stream, distillation column 25 of the production stream, separator 18 of the process stream, separator 30 of the production stream and the LNG storage unit 31.

В одном конкретном исполнении, с функционированием на КС трех ГПА, в соответствии с прилагаемым чертежом, система ожижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода работает следующим образом.In one particular implementation, with operation of three HPU at the CS, in accordance with the attached drawing, the system of liquefaction of natural gas at the compressor station of the main gas pipeline works as follows.

Система ожижения смонтирована на КС магистрального газопровода и использует для ожижения природный газ, поступающий из магистрального газопровода и от ГПА 3, 13, 14 КС. Поток природного газа, отбираемого из магистрального газопровода, делится на два потока: первый поток направляется на вход соответствующего компрессора (на чертеже не обозначен) в ГПА 3, 13, 14, а второй формирует технологический поток природного газа. В свою очередь, природный газ, поступающий от ГПА 3, 13, 14 КС также делится на два потока: первый поток направляется в магистральный газопровод для дальнейшей транспортировки, а второй формирует продукционный поток природного газа, направляемый для сжижения в блок 32 ожижения.The liquefaction system is mounted on the compressor station of the main gas pipeline and uses natural gas for liquefaction from the main gas pipeline and from the gas compressor units 3, 13, 14 of the compressor station. The natural gas stream withdrawn from the main gas pipeline is divided into two streams: the first stream is sent to the input of the corresponding compressor (not marked in the drawing) in HPA 3, 13, 14, and the second forms the process stream of natural gas. In turn, natural gas coming from HPA 3, 13, 14 CS is also divided into two streams: the first stream is sent to the main gas pipeline for further transportation, and the second forms the production flow of natural gas sent for liquefaction to the liquefaction unit 32.

Технологический поток с давлением 5,5 МПа и температурой +10°С проходит через блок 2 комплексной очистки и охлаждается до температуры -55°С в четырехпоточном теплообменном аппарате 16 предварительного охлаждения на входе блока 32 ожижения. Далее технологический поток поступает в двухпоточный теплообменный аппарат 17 технологического потока, где охлаждается до температуры -65°С. При этих температурах возможно образование жидкой фазы низкокипящих компонентов. Жидкость отделяется в сепараторе 18 технологического потока, после чего дросселируется посредством дросселя 21 до давления 2,66 МПа и направляется в первый обратный поток. В свою очередь, паровая фаза после сепаратора 18 технологического потока дросселируется посредством дросселя 19 до давления 4,5 МПа и направляется в ректификационную колонну 20 технологического потока, где технологический поток разделяется на паровую фазу с уменьшенным содержанием низкокипящих компонентов и на жидкую фазу с увеличенным содержанием низкокипящих компонентов. Жидкая фаза дросселируется посредством дросселя 22 до давления 2,66 МПа и направляется также в первый обратный поток. Паровая фаза подогревается в двухпоточном теплообменном аппарате 17 технологического потока, затем расширяется до давления 2,66 МПа в детандер-генераторе 23 и также направляется в первый обратный поток.The process stream with a pressure of 5.5 MPa and a temperature of + 10 ° C passes through the complex 2 purification unit and is cooled to a temperature of -55 ° C in a four-flow heat exchanger pre-cooling apparatus 16 at the inlet of the liquefaction unit 32. Next, the process stream enters the double-flow heat exchanger 17 of the process stream, where it is cooled to a temperature of -65 ° C. At these temperatures, the formation of a liquid phase of low-boiling components is possible. The liquid is separated in the separator 18 of the process stream, after which it is throttled by means of the choke 21 to a pressure of 2.66 MPa and sent to the first reverse flow. In turn, the vapor phase after the separator 18 of the process stream is throttled by means of the choke 19 to a pressure of 4.5 MPa and sent to the distillation column 20 of the process stream, where the process stream is divided into a vapor phase with a reduced content of low-boiling components and a liquid phase with an increased content of low-boiling components. The liquid phase is throttled by the choke 22 to a pressure of 2.66 MPa and is also directed to the first reverse flow. The vapor phase is heated in a double-flow heat exchanger apparatus 17 of the process stream, then expands to a pressure of 2.66 MPa in the expander-generator 23 and is also sent to the first reverse flow.

В детандер-генератор 23 поступает поток природного газа с минимальным содержанием низкокипящих компонентов, поэтому на выходе из детандер-генератора 23 паросодержание достигает отметки 0,99, что допустимо для надежной работы детандер-генератора. Полученная в процессе работы детандер-генератора 23 электроэнергия идет на собственные нужды КС.In the expander generator 23 enters the flow of natural gas with a minimum content of low-boiling components, therefore, at the exit from the expander generator 23, the steam content reaches the mark of 0.99, which is permissible for reliable operation of the expander generator. Obtained in the process of operation of the expander-generator 23, the electricity goes to the own needs of the COP.

Продукционный поток с давлением 7,5 МПа и температурой +30°С, поступающий от ГПА КС, проходит через блок 2 комплексной очистки и охлаждается до температуры -55°С в четырехпоточном теплообменном аппарате 16 предварительного охлаждения на входе блока 32 ожижения. Далее продукционный поток дросселируется посредством дросселя 24 до давления 4,9 МПа и полученная парожидкостная смесь направляется в ректификационную колонну 25 продукционного потока. В ректификационной колонне 25 продукционный поток разделяется на паровую фазу с уменьшенным содержанием низкокипящих компонентов и жидкую фазу с увеличенным содержанием низкокипящих компонентов. Жидкая фаза дросселируется посредством дросселя 26 до давления 2,66 МПа и поступает в первый обратный поток. Первый обратный поток последовательно проходит через теплообменные аппараты 27, 16 и с давлением 2,6 Мпа, после выхода из блока 32 ожижения, поступает в системы маслообеспечения и топливопитания ГПА 3, 13, 14.Production flow with a pressure of 7.5 MPa and a temperature of + 30 ° C, coming from the HPA KS, passes through the complex 2 purification unit and is cooled to a temperature of -55 ° C in a four-flow heat exchanger pre-cooling unit 16 at the inlet of the liquefaction unit 32. Next, the production stream is throttled by means of the choke 24 to a pressure of 4.9 MPa and the resulting vapor-liquid mixture is sent to the distillation column 25 of the production stream. In distillation column 25, the production stream is divided into a vapor phase with a reduced content of low-boiling components and a liquid phase with an increased content of low-boiling components. The liquid phase is throttled by the throttle 26 to a pressure of 2.66 MPa and enters the first reverse flow. The first reverse flow passes sequentially through heat exchangers 27, 16 and with a pressure of 2.6 MPa, after leaving the liquefaction unit 32, enters the oil supply and fuel supply systems HPA 3, 13, 14.

В свою очередь, паровая фаза из ректификационной колонны 25 направляется в криогенный трехпоточный теплообменный аппарат 27, где охлаждается до температуры -80°С за счет холода двух (первого и второго) обратных потоков. После этого, продукционный поток проходит в двухпоточный теплообменный аппарат 28 окончательного охлаждения, затем дросселируется посредством дросселя 29 до давления 0,4 МПа и в сепараторе 30 продукционного потока полученная парожидкостная смесь разделяется на жидкую и паровую фазы. Жидкая фаза - продукт СПГ. Паровая фаза формирует второй обратный поток, который последовательно подогревается в двухпоточном теплообменном аппарате 28 окончательного охлаждения, в криогенном трехпоточном теплообменном аппарате 27 и в четырехпоточном теплообменном аппарате 16 предварительного охлаждения и через дожимающий компрессор 15 направляется для подачи в систему маслообеспечения и топливопитания ГПА 3, 13, 14.In turn, the vapor phase from rectification column 25 is sent to a cryogenic three-flow heat exchanger 27, where it is cooled to a temperature of -80 ° C due to the cold of two (first and second) return flows. After that, the production flow passes into a double-flow heat exchanger 28 of the final cooling, then is throttled by means of an inductor 29 to a pressure of 0.4 MPa and in the production flow separator 30 the resulting vapor-liquid mixture is divided into liquid and vapor phases. The liquid phase is an LNG product. The vapor phase forms the second return flow, which is sequentially heated in a double-flow heat exchanger 28 of the final cooling, in a cryogenic three-flow heat exchanger 27 and in a four-flow heat exchanger 16 pre-cooling and fed through a booster compressor 15 for supplying the HPA 3, 13, 14.

Установленные по пути технологического и продукционного потоков ректификационные колонны 20 и 25 дополнительно очищают поток природного газа от низкокипящих компонентов, что позволяет получить продукт СПГ высокого качества, с высоким содержанием метана.The distillation columns 20 and 25 installed along the process and production streams additionally purify the natural gas stream from low-boiling components, which allows to obtain a high-quality LNG product with a high methane content.

Системы маслообеспечения и топливопитания каждого ГПА исполнены с двумя соединенными между собой последовательно газомасляными теплообменными аппаратами, соответственно, 4 и 5, 7 и 8, 10 и 11, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора ГПА, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя ГПА. К выходам вторых газомасляных теплообменных аппаратов 5, 8, 11 подключены охладители, соответственно, 6, 9, 12 смазочного масла, что позволяет полностью охладить смазочное масло до необходимой температуры в случае невозможности полного его охлаждения за счет холода топливного газа. Такое конструктивное исполнение систем маслообеспечения и топливопитания каждого ГПА КС позволяет повысить кпд ГПА за счет повышения температуры топливного газа на входе в газотурбинную установку, способствует экономии электроэнергии за счет отказа от штатных аппаратов воздушного охлаждения масла, повышая эффективность работы КС.The oil supply and fuel supply systems for each HPA are made with two gas-oil heat exchangers connected in series with each other, 4 and 5, 7 and 8, 10 and 11, respectively, the first of which is connected to the HPA compressor oil cooling system and the second is connected to the engine oil cooling system HPA. The outputs of the second gas-oil heat exchangers 5, 8, 11 are connected to the coolers, respectively, 6, 9, 12 lubricating oil, which allows you to completely cool the lubricating oil to the required temperature if it is impossible to completely cool it due to the cold of the fuel gas. Such an embodiment of the oil supply systems and fueling of each HPA KS makes it possible to increase the efficiency of HPA by raising the temperature of the fuel gas at the inlet to the gas turbine installation, contributes to energy savings due to the failure of standard air-cooled oil coolers, increasing the efficiency of the CS.

При необходимости прекращения работы блока 32 ожижения, на трубопроводах технологического и продукционного потоков перед блоком 32 установлены управляемые клапаны 33 и 34, позволяющие направить поток природного газа сквозь установку 1 подготовки топливного и импульсного газов в системы маслообеспечения и топливопитания ГПА 3, 13, 14 на вход газоперекачивающего агрегата.If it is necessary to stop the operation of the liquefaction unit 32, control valves 33 and 34 are installed on the process and production pipelines before the unit 32, which allow directing the flow of natural gas through installation 1 of preparing fuel and pulse gases to the oil supply and fuel supply systems of HPA 3, 13, 14 at the inlet gas pumping unit.

Такая компоновка системы ожижения природного газа обеспечивает возможность организации процесса ожижения именно на КС магистрального газопровода с получением при этом гарантированно качественного продукта - СПГ за счет подключения по пути и технологического и продукционного потоков природного газа ректификационных колонн для дополнительного очищения потока природного газа от низкокипящих компонентов. Повышение термодинамической эффективности процесса получения СПГ достигается за счет отбора на ожижение потока природного газа от ГПА КС, выступающего дополнительным эффективным источником холода.Such an arrangement of the natural gas liquefaction system makes it possible to organize the liquefaction process exactly at the compressor station of the main gas pipeline while obtaining a guaranteed quality product - LNG by connecting rectification columns along the way and production and natural gas streams for additional purification of the natural gas stream from low-boiling components. Improving the thermodynamic efficiency of the process of obtaining LNG is achieved by selecting for the liquefaction of the natural gas stream from the HPA KS, which is an additional effective source of cold.

Наличие первого обратного потока с давлением 2,6 МПа позволяет отказаться от установки дожимающего компрессора перед поступлением топливного газа в систему топливопитания газотурбинных двигателей ГПА 3, 13, 14, что, соответственно, способствует энергосбережению, а полученная в процессе работы детандер-генератора 23 электроэнергия, направляемая на собственные нужды КС, позволят повысить эффективность работы КС в целом.The presence of the first return flow with a pressure of 2.6 MPa eliminates the installation of a booster compressor before the fuel gas enters the fuel supply system of gas turbine engines HPA 3, 13, 14, which, respectively, contributes to energy saving, and the electric power obtained during operation of the expander 23 directed to the personal needs of the COP, will improve the efficiency of the COP as a whole.

Таким образом, организация системы ожижения природного газа именно на компрессорной станции магистрального газопровода позволяет получить качественный продукт - СПГ, повысить термодинамическую эффективность цикла ожижения, улучшить эффективность работы компрессорной станции магистрального газопровода в целом.Thus, the organization of the natural gas liquefaction system at the compressor station of the main gas pipeline allows to obtain a quality product - LNG, to increase the thermodynamic efficiency of the liquefaction cycle, to improve the efficiency of the compressor station of the main gas pipeline as a whole.

Claims (1)

Система ожижения природного газа, смонтированная на компрессорной станции магистрального газопровода, включающая соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа установку подготовки топливного и импульсного газов, один, но не ограничиваясь этим, газоперекачивающий агрегат с системами маслообеспечения и топливопитания, блоки комплексной очистки, управляемые клапаны, дожимающий компрессор и блок ожижения, содержащий четыре рекуперативных теплообменных аппарата: четырехпоточный предварительного охлаждения, двухпоточный технологического потока, трехпоточный криогенный и двухпоточный окончательного охлаждения, а также детандер-генератор, дроссели, ректификационные колонны технологического и продукционного потоков, сепараторы технологического и продукционного потоков и блок хранения сжиженного природного газа, кроме этого система маслообеспечения и топливопитания газоперекачивающего агрегата содержит два, но не ограничиваясь этим, соединенных между собой последовательно газомасляных теплообменных аппарата, первый из которых подключен к системе охлаждения масла компрессора газоперекачивающего агрегата, а второй подключен к системе охлаждения масла двигателя газоперекачивающего агрегата, а к выходу второго газомасляного теплообменного аппарата подключен охладитель смазочного масла, помимо этого на трубопроводах подвода природного газа перед блоком ожижения установлены управляемые клапаны с функцией отключения блока ожижения и направления потока природного газа через установку подготовки топливного и импульсного газов и, далее, через систему маслообеспечения и топливопитания газоперекачивающего агрегата на вход газоперекачивающего агрегата, кроме этого в системе ожижения использованы два источника природного газа: природный газ, поступающий из магистрального газопровода и формирующий технологический поток, а также природный газ, поступающий от газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции и формирующий продукционный поток, при этом природный газ из технологического и продукционного потоков, охлаждаясь в теплообменных аппаратах блока ожижения, дополнительно очищается от низкокипящих компонентов в ректификационных колоннах блока ожижения и формирует два обратных потока, проходящих через системы маслообеспечения и топливопитания на вход газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции.Natural gas liquefaction system, mounted at the compressor station of the main gas pipeline, including connected to the supply and removal lines of natural gas fuel and pulsed gas preparation installation, one but not limited to the gas pumping unit with oil supply and fuel supply systems, integrated cleaning units, control valves, boosting compressor and liquefaction unit containing four recuperative heat exchangers: four-flow pre-cooling, two-flow process flow, three-stream cryogenic and two-stream final cooling, as well as a generator-expander, chokes, distillation columns of the process and production flows, process and production separators, and a liquefied natural gas storage unit; in addition, the oil supply and fuel supply system of the gas pumping unit contains two, but not limited to this, gas-oil heat exchangers connected in series, the first of which is connected to the system cooling the compressor oil of the gas pumping unit, and the second is connected to the engine oil cooling system of the gas pumping unit, and a lubricant oil cooler is connected to the output of the second gas-oil heat exchanger; in addition, controlled valves are installed on the natural gas supply pipe before the liquefaction unit and the flow direction natural gas through the installation of the preparation of fuel and pulsed gases and, further, through the system of oil supply and fuel supply gas pumping unit to the input of the gas pumping unit, in addition to the liquefaction system used two sources of natural gas: natural gas coming from the main gas pipeline and forming a process flow, as well as natural gas coming from the gas pumping units of the compressor station and forming the production flow, while natural gas from the process and production flows, being cooled in the heat exchangers of the liquefaction unit, is additionally purified from low-boiling components comrade in distillation columns and liquefaction unit forms two reverse flow passing through the oil supply system and the fuel supply to the input of gas pumping units compressor station.
RU2019104104A 2019-02-14 2019-02-14 Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station RU2694566C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019104104A RU2694566C1 (en) 2019-02-14 2019-02-14 Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019104104A RU2694566C1 (en) 2019-02-14 2019-02-14 Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2694566C1 true RU2694566C1 (en) 2019-07-16

Family

ID=67309232

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019104104A RU2694566C1 (en) 2019-02-14 2019-02-14 Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2694566C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110513964A (en) * 2019-09-11 2019-11-29 张家港富瑞特种装备股份有限公司 A kind of natural gas azeotrope module
CN112392556A (en) * 2019-08-13 2021-02-23 江苏国富氢能技术装备有限公司 Annular turbine expansion system for low-temperature gas liquefaction

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA010963B1 (en) * 2005-02-24 2008-12-30 Твистер Б.В. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions
EP2959242A2 (en) * 2013-02-20 2015-12-30 Cryostar SAS Station for reducing gas pressure and liquefying gas
RU2665088C1 (en) * 2017-06-13 2018-08-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method
RU2665787C1 (en) * 2017-07-21 2018-09-04 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station
RU2673642C1 (en) * 2017-10-20 2018-11-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Natural gas (lng) liquefaction installation under conditions of the gas distribution station (gds)

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA010963B1 (en) * 2005-02-24 2008-12-30 Твистер Б.В. Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions
EP2959242A2 (en) * 2013-02-20 2015-12-30 Cryostar SAS Station for reducing gas pressure and liquefying gas
RU2665088C1 (en) * 2017-06-13 2018-08-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method
RU2665787C1 (en) * 2017-07-21 2018-09-04 Юрий Васильевич Белоусов Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station
RU2673642C1 (en) * 2017-10-20 2018-11-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Natural gas (lng) liquefaction installation under conditions of the gas distribution station (gds)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112392556A (en) * 2019-08-13 2021-02-23 江苏国富氢能技术装备有限公司 Annular turbine expansion system for low-temperature gas liquefaction
CN112392556B (en) * 2019-08-13 2024-05-03 江苏国富氢能技术装备股份有限公司 Annular turbine expansion system for low-temperature gas liquefaction
CN110513964A (en) * 2019-09-11 2019-11-29 张家港富瑞特种装备股份有限公司 A kind of natural gas azeotrope module

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2607933C2 (en) Natural gas liquefaction plant with ethylene-independent system of extraction of heavy fractions
JP5026588B2 (en) LNG regasification and power generation
RU2636966C1 (en) Method for production of liquefied natural gas
CN107614994B (en) Mixed refrigerant liquefaction system and method
US6085546A (en) Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
US7600396B2 (en) Power cycle with liquefied natural gas regasification
RU2554736C2 (en) Method of purifying multi-phase hydrocarbon flow and installation intended therefore
US3479832A (en) Process for vaporizing liquefied natural gas
RU2538192C1 (en) Method of natural gas liquefaction and device for its implementation
RU2533044C2 (en) Method and device for cooling flow of gaseous hydrocarbons
EA011198B1 (en) Motor driven compressor system for natural gas liquefaction
MX2013014870A (en) Process for liquefaction of natural gas.
RU2694566C1 (en) Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station
BR112019017533A2 (en) LIQUIDIFYING SYSTEM OF NATURAL GAS, AND, METHOD.
CN109154471A (en) For handling the gas of the evaporation from cryogenic liquid and to the system of aeromotor supply pressurized gas
RU2680285C2 (en) Station for reducing gas pressure and liquefying gas
CN103362579A (en) Two-stage expansion power generation device and method for recovering liquefied natural gas cold energy
CN102996378A (en) Generating method utilizing hydrocarbon mixture as working medium to recover liquefied natural gas cold energy
US6269656B1 (en) Method and apparatus for producing liquified natural gas
RU2673972C1 (en) Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
RU2731709C1 (en) Low-temperature fractionation unit for deethanization of main gas with generation of lng
RU2641410C1 (en) Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation
US6170290B1 (en) Refrigeration process and plant using a thermal cycle of a fluid having a low boiling point
RU2719533C1 (en) Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation
KR20200135201A (en) Extracting system extracting natural gas liquid(ngl) from liquefied natural gas(lng)