RU2719533C1 - Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation - Google Patents

Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2719533C1
RU2719533C1 RU2019125235A RU2019125235A RU2719533C1 RU 2719533 C1 RU2719533 C1 RU 2719533C1 RU 2019125235 A RU2019125235 A RU 2019125235A RU 2019125235 A RU2019125235 A RU 2019125235A RU 2719533 C1 RU2719533 C1 RU 2719533C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
natural gas
gas
heat exchanger
stream
flow
Prior art date
Application number
RU2019125235A
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 RU2019125235A priority Critical patent/RU2719533C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2719533C1 publication Critical patent/RU2719533C1/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
    • F25J1/0047—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/0097—Others, e.g. F-, Cl-, HF-, HClF-, HCl-hydrocarbons etc. or mixtures thereof
    • 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
    • F25J1/0203—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 a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0204—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 a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow SCR cycle
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F25J2205/70—Heating the adsorption vessel
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/04—Compressor cooling arrangement, e.g. inter- or after-stage cooling or condensate removal
    • 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
    • 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
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution

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 production of liquefied natural gas and compressed natural gas at gas distribution stations (GDS). Natural gas flow from the main gas line is directed to booster compressor at the outlet of which natural gas low-pressure stream is heated and supplied to consumer in gas-distributing network. High-pressure natural gas stream is passed through the first heat exchange apparatus, cooled and dried, after which this stream is divided into two streams: the first flow is directed to the consumer, and the second flow is directed to liquefaction as a product flow. Product flow is cleaned, cooled in heat exchangers and in an additional heat exchanger with an external coolant fed from the refrigerating machine and passed through a choke to produce a vapor-liquid mixture, from which the liquid phase is separated and directed to the consumer. Back flow is generated from vapor phase, heated and supplied to gas distribution network. Stream of high-temperature heat carrier is heated, which is heated in the first heat exchanger and directed to a cleaning unit for adsorbent heating. Flow of natural gas of low pressure from booster-compressor before supply into gas-distributing network is heated by reverse flow in three-flow heat exchanger of preliminary cooling or in heat exchanger-waste heat exchanger.
EFFECT: high reliability and simple process.
3 cl, 2 dwg

Description

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

Природный газ является одним из важнейших видов топлива, занимая значимое место в структуре потребления наравне с нефтью и углем. Для транспортирования на рынки сбыта полученный природный газ может перерабатываться в компримированный и сжиженный газ. Компримированный природный газ (природный газ метан, сжатый на компрессорной станции до давления 200-250 бар) используется в качестве топлива в двигателях внутреннего сгорания на легковых автомобилях, пассажирском и легком грузовом транспорте, коммунальной технике. Сжиженный природный газ (СПГ) - криогенная жидкость с содержанием метана не менее 86% об. (ТУ 05-03-03-85) и температурой кипения от минус 162°С - является перспективным энергоносителем и обеспечивает экономическую и экологическую эффективность по отношению к другим видам топлива. В жидком состоянии объем газа уменьшается в 600 раз, что позволяет в значительной степени увеличить эффективность его хранения и транспортировки.Natural gas is one of the most important types of fuel, occupying a significant place in the structure of consumption along with oil and coal. For transportation to markets, natural gas obtained can be processed into compressed and liquefied gas. Compressed natural gas (natural gas methane, compressed at a compressor station to a pressure of 200-250 bar) is used as fuel in internal combustion engines in cars, passenger and light freight vehicles, and municipal vehicles. Liquefied natural gas (LNG) is a cryogenic liquid with a methane content of at least 86% vol. (TU 05-03-03-85) and a boiling point of minus 162 ° С - is a promising energy carrier and provides economic and environmental efficiency in relation to other types of fuel. In the liquid state, the volume of gas is reduced by 600 times, which can significantly increase the efficiency of its storage and transportation.

На газораспределительных станциях (ГРС) возможна организация производства и сжиженного и компримированного природного газа. Известны способы и устройства, направленные на совершенствование технологических процессов - либо сжижения природного газа, либо его компримирования на ГРС.At gas distribution stations (GDS) it is possible to organize the production of both liquefied and compressed natural gas. Known methods and devices aimed at improving technological processes - either liquefying natural gas, or its compression on GDS.

Например, известно техническое решение, защищенное патентом RU 2675029 «Система производства компримированного природного газа на газораспределительной станции», МПК F25J 1/00, F01D 15/08, F04D 25/04, дата публикации 14.12.2018 года. Система содержит бустер-компрессор, детандер, аппарат воздушного охлаждения и теплообменник. Вход бустер-компрессора подключен к магистральному газопроводу и природный газ двумя потоками направляется в бустер-компрессор для компримирования и для обеспечения работы его привода. На двух выходах бустер-компрессора формируются линии выхода природного газа, по первой из которых выходит произведенный компримированный природный газ через аппарат воздушного охлаждения и теплообменник. Одновременно с этим, по второй линии отработанный в приводе бустер-компрессора природный газ направляется через детандер и теплообменник первой линии потребителям в газораспределительную сеть. Известная система позволяет получить гарантированно лишь компримированный природный газ, а для обеспечения процесса сжижения недостаточно количество холода, вырабатываемого детандером.For example, a technical solution is known that is protected by patent RU 2675029 “Compressed natural gas production system at a gas distribution station”, IPC F25J 1/00, F01D 15/08, F04D 25/04, publication date 12/14/2018. The system comprises a booster compressor, an expander, an air cooling apparatus and a heat exchanger. The input of the booster compressor is connected to the main gas pipeline and the natural gas is sent in two streams to the booster compressor for compression and to ensure the operation of its drive. At two exits of the booster compressor, natural gas exit lines are formed, the first of which produces the produced compressed natural gas through an air-cooling apparatus and a heat exchanger. At the same time, on the second line, the natural gas exhausted in the booster-compressor drive is sent through the expander and the first-line heat exchanger to the consumers in the gas distribution network. The known system allows you to get guaranteed only compressed natural gas, and to ensure the liquefaction process is not enough amount of cold generated by the expander.

Известны также технологические процессы, позволяющие на ГРС одновременно производить и сжиженный и компримированный природный газ. Так, известен «Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции и комплекс для его реализации», патент RU 2541360, МПК F25J 1/00, дата публикации 10.02.2015 года, где при реализации энергонезависимого способа одновременного производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на ГРС, природный газ отбирают из магистрального газопровода и разделяют на два потока: первый поток направляют на сжижение природного газа и, одновременно с этим, второй поток направляют на компримирование природного газа. Второй поток пропускают поочередно через второй компрессор и аппарат воздушного охлаждения, одновременно с этим, первый поток на ожижение фильтруют, очищают в адсорбере, охлаждают в одном, но не ограничиваясь этим, теплообменнике и разделяют также на два потока: технологический и продукционный. При завершении прохода продукционного потока, организуют обратный поток. Технологический поток направляют на детандер, с генератором которого устанавливают электрическую связь двигателей первого компрессора, который используют при сжижении продукционного потока входящего первого потока газа, и второго компрессора, который используют при компримировании входящего второго потока газа, а также двигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения. Продукционный поток пропускают через первый компрессор, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения, затем дополнительно охлаждают в теплообменнике и пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, направляют его через теплообменники продукционного потока, соединив с выходящим после детандера расширенным и низкотемпературным технологическим потоком. Комплекс для реализации известного способа выполнен с подключенной трубой, соединенной с магистралью газораспределительной станции и разделенной на две линии: первая линия подачи природного газа содержит блок фильтрации, адсорбер, теплообменник и разделяется на технологическую, продукционную и обратную линии. Продукционная линия содержит первый компрессор, аппарат воздушного охлаждения, теплообменник, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Обратная линия берет начало в сепараторе, проходит через теплообменники продукционной линии и соединена на выходе с газораспределительной сетью. Технологическая линия содержит детандер и подключена к обратной линии. Вторая линия подачи природного газа содержит второй компрессор, аппарат воздушного охлаждения и соединена с потребителями компримированного природного газа. Использование известного способа позволяет достигать повышения энергоэффективности процесса одновременного производства сжиженного и компримированного природного газа на ГРС, однако, основным недостатком известного технического решения является его недостаточная надежность, поскольку в процессе осуществления известного способа задействовано большое количество сложного и трудоемкого в обслуживании технологического оборудования.Technological processes are also known that make it possible to simultaneously produce both liquefied and compressed natural gas at gas distribution stations. So, the “Method for the production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex for its implementation” is known, patent RU 2541360, IPC F25J 1/00, publication date 02/10/2015, where, when implementing a non-volatile method for the simultaneous production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distribution station, natural gas is taken from the main gas pipeline and divided into two streams: the first stream is directed to the liquefaction of natural gas and, at the same time, the second stream is directed t for compressing natural gas. The second stream is passed alternately through the second compressor and the air-cooling apparatus; at the same time, the first liquefaction stream is filtered, purified in an adsorber, cooled in one, but not limited to, a heat exchanger, and it is also divided into two streams: technological and production. Upon completion of the passage of the production stream, organize a reverse flow. The process stream is directed to the expander, with the generator of which the electrical connection of the engines of the first compressor is established, which is used to liquefy the production stream of the incoming first gas stream, and the second compressor, which is used to compress the incoming second gas stream, as well as the fan motors of air-cooled devices. The production stream is passed through the first compressor, cooled in an air cooling apparatus, then it is additionally cooled in a heat exchanger and passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture, from which the liquid phase is separated and, completing the passage of the production stream, it is sent to the consumer for liquefied natural gas. A reverse flow is formed from the vapor phase, it is directed through heat exchangers of the production stream, connecting to the expanded and low-temperature process stream leaving the expander. The complex for implementing the known method is made with a connected pipe connected to the gas distribution station trunk and divided into two lines: the first natural gas supply line contains a filtration unit, an adsorber, a heat exchanger and is divided into a technological, production and return line. The production line contains a first compressor, an air cooling apparatus, a heat exchanger, a choke, a separator and is connected to a liquefied natural gas storage. The return line originates in the separator, passes through the heat exchangers of the production line and is connected at the outlet to the gas distribution network. The production line contains an expander and is connected to the return line. The second natural gas supply line comprises a second compressor, an air-cooling apparatus, and is connected to compressed natural gas consumers. Using the known method allows to increase the energy efficiency of the process of simultaneous production of liquefied and compressed natural gas at gas distribution stations, however, the main disadvantage of the known technical solution is its lack of reliability, since a large number of complex and labor-intensive technological equipment is involved in the implementation of the known method.

Целью изобретения является повышение экономической эффективности, надежности процесса одновременного производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на ГРС, упрощение этого технологического процесса.The aim of the invention is to increase the economic efficiency, reliability of the process of simultaneous production of liquefied natural gas and compressed natural gas at gas distribution stations, simplification of this process.

Техническим результатом изобретения является разработка надежного и простого способа и вариантов комплекса для его реализации, при котором осуществляют одновременное производство сжиженного природного газа и компримированного природного газа на ГРС.The technical result of the invention is the development of a reliable and simple method and variants of the complex for its implementation, in which the simultaneous production of liquefied natural gas and compressed natural gas at gas distribution stations.

Поставленная цель (для способа) достигается тем, что в способе производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции одновременно производят сжиженный и компримированный природный газ, и, для осуществления этого, поток природного газа отбирают из магистрального газопровода, пропускают через блок учета и, используя его как рабочее тело для бустер-компрессора, направляют в бустер-компрессор, на выходе из которого поток природного газа низкого давления подогревают и направляют потребителю в газораспределительную сеть. Поток природного газа высокого давления пропускают через первый теплообменный аппарат, охлаждают и осушают, после чего этот поток разделяют на два потока: первый направляют потребителю компримированного природного газа, а второй, в качестве продукционного потока, направляют на сжижение природного газа. Продукционный поток очищают в блоке очистки и последовательно охлаждают в двух, но не ограничиваясь этим, теплообменных аппаратах, помимо этого, продукционный поток дополнительно охлаждают в дополнительном теплообменном аппарате посредством воздействия внешнего хладагента, подаваемого от холодильной машины. Далее, охлажденный продукционный поток пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, подогревают его последовательно в двух, но не ограничиваясь этим, теплообменных аппаратах и подают потребителю в газораспределительную сеть с требуемыми давлением и температурой. Кроме этого, организуют поток высокотемпературного теплоносителя, который греют в первом теплообменном аппарате и направляют в блок очистки для нагрева адсорбента.The goal (for the method) is achieved by the fact that in the method of producing liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station, liquefied and compressed natural gas is simultaneously produced, and, for this, the natural gas stream is taken from the main gas pipeline, passed through the metering unit and Using it as a working fluid for a booster compressor, it is sent to a booster compressor, at the outlet of which a stream of low-pressure natural gas is heated and directed Bitel in the gas distribution network. The high pressure natural gas stream is passed through the first heat exchanger, cooled and dried, after which this stream is divided into two streams: the first is sent to the consumer of compressed natural gas, and the second, as a production stream, is sent to liquefy natural gas. The production stream is cleaned in a purification unit and subsequently cooled in two, but not limited to, heat exchangers; in addition, the production stream is additionally cooled in an additional heat exchanger through the action of an external refrigerant supplied from the refrigeration machine. Next, the cooled production stream is passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture, from which the liquid phase is separated and, completing the passage of the production stream, it is sent to the consumer to download liquefied natural gas. A reverse flow is formed from the vapor phase, it is heated sequentially in two, but not limited to, heat exchangers and fed to the consumer in a gas distribution network with the required pressure and temperature. In addition, a high-temperature coolant flow is organized, which is heated in the first heat exchanger and sent to a purification unit to heat the adsorbent.

Поставленная цель (для устройства) достигается тем, что в первом варианте исполнения комплекс содержит соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки учета, осушки и очистки, бустер-компрессор, аппарат воздушного охлаждения, теплообменные аппараты, холодильную машину, дроссель и сепаратор. На вход комплекса подключен соединенный с магистралью газораспределительной станции трубопровод подвода природного газа, проходящий последовательно блок учета и бустер-компрессор, первый выход которого подключен на вход трехпоточного теплообменного аппарата предварительного охлаждения и далее к выходу в газораспределительную сеть. Второй выход бустер-компрессора подсоединен ко входу первого теплообменного аппарата и далее к аппарату воздушного охлаждения и далее к блоку осушки, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа разделен на две линии: первая линия подключена на вход потребителя компримированного природного газа, а вторая линия подключена на вход блока очистки, после чего проходит последовательно теплообменные аппараты предварительного, дополнительного и окончательного охлаждения, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Кроме этого, на выходе сепаратора подключена обратная линия, подключенная и проходящая последовательно через теплообменники окончательного и предварительного охлаждения и соединенная на выходе с газораспределительной сетью. Теплообменный аппарат дополнительного охлаждения связан трубопроводами подвода, отвода внешнего хладагента с холодильной машиной, а первый теплообменный аппарат связан трубопроводами подвода, отвода высокотемпературного теплоносителя с блоком очистки.The goal (for the device) is achieved by the fact that in the first embodiment, the complex contains metering, drying and cleaning units connected by pipelines for supplying, discharging natural gas, a booster compressor, an air cooling apparatus, heat exchangers, a refrigerating machine, a throttle and a separator. A natural gas supply pipeline connected to the gas distribution station main line, a sequential metering unit and a booster compressor is connected to the input of the complex, the first output of which is connected to the inlet of the three-stream heat exchanger pre-cooling and then to the outlet to the gas distribution network. The second output of the booster compressor is connected to the inlet of the first heat exchanger and then to the air cooling apparatus and then to the drying unit, at the outlet of which the natural gas supply pipe is divided into two lines: the first line is connected to the input of the consumer of compressed natural gas, and the second line is connected to the input of the cleaning unit, after which the heat exchangers of preliminary, additional and final cooling pass sequentially, a throttle, a separator and is connected to the liquefied storage rirodnogo gas. In addition, a return line is connected at the separator outlet, connected and passing sequentially through heat exchangers of final and preliminary cooling and connected at the outlet to the gas distribution network. The heat exchanger of additional cooling is connected by pipelines of supply, removal of an external refrigerant to the refrigeration machine, and the first heat exchanger is connected by pipelines of supply, removal of a high-temperature coolant with a cleaning unit.

Поставленная цель (для устройства) достигается также тем, что во втором варианте исполнения комплекс содержит соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки учета, осушки и очистки, бустер-компрессор, теплообменные аппараты, холодильную машину, дроссель, сепаратор и теплообменник-утилизатор. На вход комплекса подключен соединенный с магистралью газораспределительной станции трубопровод подвода природного газа, проходящий последовательно блок учета и бустер-компрессор, первый выход которого подключен на вход теплообменника-утилизатора и далее к выходу в газораспределительную сеть. Второй выход бустер-компрессора подсоединен ко входу первого теплообменного аппарата и далее к теплообменнику-утилизатору и далее к блоку осушки, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа разделен на две линии: первая линия подключена на вход потребителя компримированного природного газа, а вторая линия подключена на вход блока очистки, после чего проходит последовательно теплообменные аппараты начального, дополнительного и окончательного охлаждения, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа. Кроме этого, на выходе сепаратора подключена обратная линия, подключенная и проходящая последовательно через теплообменники окончательного и начального охлаждения и соединенная на выходе с газораспределительной сетью. Теплообменный аппарат дополнительного охлаждения связан трубопроводами подвода, отвода внешнего хладагента с холодильной машиной, а первый теплообменный аппарат связан трубопроводами подвода, отвода высокотемпературного теплоносителя с блоком очистки.This goal (for the device) is also achieved by the fact that in the second embodiment, the complex contains metering, drying and cleaning units, booster compressor, heat exchangers, a refrigeration machine, a throttle, a separator and a heat exchanger connected by pipelines for supplying, discharging natural gas. A natural gas supply pipeline connected to the gas distribution station main line, a sequential metering unit and a booster compressor is connected to the input of the complex, the first output of which is connected to the input of the heat exchanger-utilizer and then to the output to the gas distribution network. The second output of the booster compressor is connected to the input of the first heat exchanger and then to the heat exchanger-utilizer and then to the drying unit, at the outlet of which the natural gas supply pipe is divided into two lines: the first line is connected to the consumer input of compressed natural gas, and the second line is connected to the input of the cleaning unit, after which the heat exchangers of the initial, additional and final cooling pass sequentially, a throttle, a separator and is connected to the liquefied natural storage gas. In addition, a return line is connected at the separator outlet, connected and passing sequentially through heat exchangers of final and initial cooling and connected at the outlet to the gas distribution network. The heat exchanger of additional cooling is connected by pipelines of supply, removal of an external refrigerant to the refrigeration machine, and the first heat exchanger is connected by pipelines of supply, removal of a high-temperature coolant with a cleaning unit.

Такое осуществление способа и обоих вариантов комплекса позволяет повысить экономическую эффективность за счет применения бустер-компрессора с газовым приводом, рабочим телом которого является природный газ, отбираемый из магистрального газопровода на сжижение и компримирование, а также за счет организации одновременно нескольких технологических процессов: обеспечение работы бустер-компрессора, организация процесса сжижения природного газа и организация процесса компримирования природного газа. Кроме этого, простота схемных решений комплекса по обоим вариантам исполнения, повышает его надежность, поскольку позволяет отказаться от применения сложного и трудоемкого в обслуживании технологического оборудованияThis implementation of the method and both variants of the complex allows to increase economic efficiency due to the use of a gas-driven booster compressor, the working fluid of which is natural gas taken from the main gas pipeline for liquefaction and compression, as well as due to the organization of several technological processes simultaneously: ensuring the operation of the booster -compressor, organization of the process of liquefying natural gas and organization of the process of compressing natural gas. In addition, the simplicity of the circuit solutions of the complex for both variants of execution increases its reliability, since it allows you to abandon the use of complex and labor-intensive technological equipment in maintenance

Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи. На фиг. 1 и фиг. 2 показаны упрощенные схемы технологических процессов, соответственно, по первому и по второму вариантам конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующие процессы одновременного сжижения и компримирования природного газа в соответствии с практическим применением этого изобретения. Схемы технологических процессов представляют собой предпочтительное конструктивное исполнение применения на практике процессов по этому изобретению. Чертежи не исключают из объема изобретения другие конструктивные исполнения, которые являются результатом обычных и предполагаемых модификаций этих конкретных конструктивных исполнений. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как клапаны, смесители потоков, системы регулирования и датчики исключены из чертежей 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 accompanying drawings. In FIG. 1 and FIG. 2 shows a simplified diagram of technological processes, respectively, according to the first and second embodiments of this invention, illustrating the processes of simultaneous liquefaction and compression of natural gas in accordance with the practical application of this invention. Process diagrams represent a preferred embodiment of the practical application of the processes of this invention. The drawings do not exclude from the scope of the invention other designs that are the result of the usual and proposed modifications to these specific designs. The various auxiliary systems required, such as valves, flow mixers, control systems, and sensors, are excluded from the drawings for the sake of simplicity and clarity.

При реализации способа одновременного производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции, поток природного газа отбирают из магистрального газопровода и пропускают через блок учета. Затем, этот поток направляют в бустер-компрессор и используют как рабочее тело для работы его привода. На одном из выходов бустер-компрессора поток природного газа низкого давления подогревают и направляют потребителю в газораспределительную сеть. На другом выходе бустер-компрессора поток природного газа высокого давления пропускают через первый теплообменный аппарат, охлаждают и осушают. Затем, этот поток разделяют на два потока: первый направляют потребителю компримированного природного газа, а второй, в качестве продукционного потока, направляют на сжижение природного газа. Продукционный поток очищают в блоке очистки и последовательно охлаждают в двух, но не ограничиваясь этим, теплообменных аппаратах, помимо этого, продукционный поток дополнительно охлаждают в дополнительном теплообменном аппарате посредством воздействия внешнего хладагента, подаваемого от холодильной машины. Далее, охлажденный продукционный поток пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа. Из паровой фазы формируют обратный поток, подогревают его последовательно в двух, но не ограничиваясь этим, теплообменных аппаратах и подают потребителю в газораспределительную сеть с требуемыми давлением и температурой. Дополнительно организуют поток высокотемпературного теплоносителя, который греют в первом теплообменном аппарате и направляют в блок очистки для нагрева адсорбента.When implementing the method for the simultaneous production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station, the natural gas stream is taken from the main gas pipeline and passed through the metering unit. Then, this flow is directed to the booster compressor and used as a working fluid for the operation of its drive. At one of the outputs of the booster compressor, the low-pressure natural gas stream is heated and sent to the consumer in the gas distribution network. At the other output of the booster compressor, a high-pressure natural gas stream is passed through a first heat exchanger, cooled and dried. Then, this stream is divided into two streams: the first is directed to the consumer of compressed natural gas, and the second, as a production stream, is directed to the liquefaction of natural gas. The production stream is cleaned in a purification unit and subsequently cooled in two, but not limited to, heat exchangers; in addition, the production stream is additionally cooled in an additional heat exchanger through the action of an external refrigerant supplied from the refrigeration machine. Next, the cooled production stream is passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture, from which the liquid phase is separated and, completing the passage of the production stream, it is sent to the consumer to download liquefied natural gas. A reverse flow is formed from the vapor phase, it is heated sequentially in two, but not limited to, heat exchangers and fed to the consumer in a gas distribution network with the required pressure and temperature. Additionally, a high-temperature coolant flow is organized, which is heated in the first heat exchanger and sent to a purification unit to heat the adsorbent.

Комплекс по первому варианту исполнения, реализующий способ, содержит соединенный с магистралью газораспределительной станции трубопровод 1 подвода природного газа, блок учета 2, бустер-компрессор 3, аппарат 4 воздушного охлаждения, блоки осушки и очистки 6 и 7, трубопровод 15 отвода компримированного природного газа, насос 17, теплообменные аппараты 16, 8, 9, 11, холодильную машину 10, дроссель 12, сепаратор 13, трубопровод 14 отвода сжиженного природного газа, трубопровод 18 потока низкого давления и трубопровод 5 обратного потока с газом, направляемым в газораспределительную сеть.The complex according to the first embodiment, implementing the method, comprises a pipeline 1 for supplying natural gas, a metering unit 2, a booster compressor 3, an air cooling apparatus 4, drying and cleaning units 6 and 7, a compressed natural gas exhaust pipe 15 connected to the gas distribution station main, pump 17, heat exchangers 16, 8, 9, 11, refrigeration machine 10, throttle 12, separator 13, liquefied natural gas pipe 14, low pressure pipe 18 and gas return pipe 5, are guided the gas distribution network.

В конкретном исполнении, по первому варианту, комплекс работает следующим образом.In a specific implementation, according to the first embodiment, the complex works as follows.

Природный газ, поступающий из ГРС по трубопроводу 1, пропускают через блок 2 учета и сжимают в бустер-компрессоре 3 используя этот природный газ как рабочее тело самого бустер-компрессора 3. На первом выходе бустер-компрессора 3 поток газа низкого давления по трубопроводу 18 направляют на вход трехпоточного теплообменного аппарата 8 предварительного охлаждения, где дополнительно охлаждают продукционный поток, и далее подают к выходу в газораспределительную сеть. На втором выходе бустер-компрессора 3 поток газа высокого давления пропускают через первый теплообменный аппарат 16, дополнительно охлаждают в аппарате 4 воздушного охлаждения и осушают в блоке 6 осушки. После осушки поток газа с температурой +40°С и давлением 25 МПа разделяют на два потока, из которых первый по трубопроводу 15 отвода компримированного природного газа направляют потребителю компримированного природного газа с достигнутыми требуемыми параметрами газа, а второй поток, в качестве продукционного потока для сжижения природного газа, направляют в блок 7 очистки. В блоке 7 продукционный поток очищают от примесей CO2 и удаляют из него ртуть с помощью адсорбентов. Блок 7 очистки связан трубопроводами подвода, отвода высокотемпературного теплоносителя посредством насоса 17 с первым теплообменным аппаратом 16, в котором высокотемпературный теплоноситель нагревают до +150°С и направляют для нагрева адсорбента в блоке 7 очистки. Далее, после очистки, продукционный поток последовательно охлаждают в теплообменных аппаратах 8, 9, 11 соответственно предварительного, дополнительного и окончательного охлаждения. В трехпоточном теплообменном аппарате 8 предварительного охлаждения продукционный поток охлаждают до температуры +10°С обратным потоком и дополнительно охлаждают потоком газа низкого давления, поступающим по трубопроводу 18 от бустер-компрессора 3. Теплообменный аппарат 9 дополнительного охлаждения связан трубопроводами подвода, отвода внешнего хладагента с холодильной машиной 10 и предназначен для дополнительного захолаживания природного газа в продукционном потоке, идущем на сжижение природного газа. После охлаждения в теплообменном аппарате 9 продукционный поток выходит с температурой минус 40°С, поскольку в теплообменном аппарате 9 он дополнительно охлаждается посредством воздействия внешнего хладагента, например, но не ограничиваясь этим, хладона R410 (R407), подаваемого от холодильной машины 10, имеющей температурный уровень ниже минус 40°С.Natural gas from the gas distribution system through pipeline 1 is passed through metering unit 2 and compressed in booster compressor 3 using this natural gas as the working medium of booster compressor 3 itself. At the first output of booster compressor 3, low-pressure gas flow through pipeline 18 is directed to the inlet of the three-stream heat exchanger 8 pre-cooling, where the production stream is additionally cooled, and then fed to the gas distribution network. At the second output of the booster compressor 3, the high-pressure gas stream is passed through the first heat exchanger 16, additionally cooled in the air cooling apparatus 4 and dried in the drying unit 6. After drying, the gas stream with a temperature of + 40 ° С and a pressure of 25 MPa is divided into two streams, of which the first is sent to the consumer of compressed natural gas with the achieved required gas parameters through the compressed gas pipeline 15 and the second stream, as a production stream for liquefaction natural gas is sent to the purification unit 7. In block 7, the production stream is cleaned of CO 2 impurities and mercury is removed from it using adsorbents. The purification unit 7 is connected by pipelines for supplying and discharging the high-temperature coolant by means of a pump 17 with the first heat exchanger 16, in which the high-temperature coolant is heated to + 150 ° C and sent to heat the adsorbent in the cleaning unit 7. Further, after purification, the production stream is sequentially cooled in heat exchangers 8, 9, 11, respectively, preliminary, additional and final cooling. In a three-flow heat exchanger 8 for pre-cooling, the production stream is cooled to a temperature of + 10 ° С by a reverse flow and additionally cooled by a low-pressure gas flow coming through the pipe 18 from the booster compressor 3. The additional heat exchanger 9 is connected by pipelines for supplying, removing the external refrigerant to the refrigeration machine 10 and is designed for additional cooling of natural gas in the production stream, going to the liquefaction of natural gas. After cooling in the heat exchanger 9, the production stream exits at a temperature of minus 40 ° C, because in the heat exchanger 9 it is additionally cooled by the action of an external refrigerant, for example, but not limited to, the refrigerant R410 (R407) supplied from the refrigeration machine 10 having a temperature level below minus 40 ° С.

После доохлаждения в теплообменном аппарате 11 продукционный поток с температурой минус 68°С и давлением 25 МПа пропускают через дроссель 12 для получения парожидкостной смеси. В сепараторе 13 жидкую фазу (сжиженный природный газ) парожидкостной смеси отделяют от паровой фазы, из которой формируют обратный поток газа. Обратный поток направляют последовательно через теплообменные аппараты 11 и 8 окончательного и предварительного охлаждения и по трубопроводу 5 обратного потока, направляют с требуемыми параметрами: температура не ниже 0°С и давление 0,6 МПа потребителю в газораспределительную сеть.After post-cooling in the heat exchanger 11, a production stream with a temperature of minus 68 ° C and a pressure of 25 MPa is passed through a choke 12 to obtain a vapor-liquid mixture. In the separator 13, the liquid phase (liquefied natural gas) of the vapor-liquid mixture is separated from the vapor phase, from which a reverse gas flow is formed. The return flow is directed sequentially through heat exchangers 11 and 8 of the final and preliminary cooling and through the return flow pipe 5, directed with the required parameters: temperature not lower than 0 ° С and pressure 0.6 MPa to the consumer in the gas distribution network.

Полученный сжиженный природный газ направляют из сепаратора 13 по трубопроводу 14 отвода сжиженного природного газа потребителю с достигнутыми требуемыми параметрами: температурой минус 133°С и давлением 0,6 МПа.The resulting liquefied natural gas is sent from the separator 13 through the pipeline 14 of the discharge of liquefied natural gas to the consumer with the achieved required parameters: temperature minus 133 ° C and a pressure of 0.6 MPa.

Комплекс по второму варианту исполнения, реализующий способ, содержит соединенный с магистралью газораспределительной станции трубопровод 1 подвода природного газа, блок учета 2, бустер-компрессор 3, теплообменник-утилизатор 19, блоки осушки и очистки 6 и 7, трубопровод 15 отвода компримированного природного газа, насос 17, теплообменные аппараты 16, 20, 9, 11, холодильную машину 10, дроссель 12, сепаратор 13, трубопровод 14 отвода сжиженного природного газа, трубопровод 18 потока низкого давления и трубопровод 5 обратного потока с газом, направляемым в газораспределительную сеть.The complex according to the second embodiment, which implements the method, comprises a pipeline 1 for supplying natural gas, a metering unit 2, a booster compressor 3, a heat exchanger-utilizer 19, drying and purification units 6 and 7, a pipe 15 for discharging compressed natural gas connected to the gas distribution station main, pump 17, heat exchangers 16, 20, 9, 11, refrigeration machine 10, throttle 12, separator 13, liquefied natural gas discharge pipe 14, low pressure pipe 18 and a return pipe 5 with gas directed to g distribution network.

В конкретном исполнении, по второму варианту, комплекс работает следующим образом.In a specific implementation, according to the second embodiment, the complex operates as follows.

Природный газ, поступающий из ГРС по трубопроводу 1, пропускают через блок 2 учета и сжимают в бустер-компрессоре 3, используя этот природный газ как рабочее тело самого бустер-компрессора 3. На первом выходе бустер-компрессора 3 поток газа низкого давления по трубопроводу 18 направляют на вход теплообменника-утилизатора 19, где его дополнительно подогревают, и далее подают к выходу в газораспределительную сеть с температурой +30°С и давлением 0,6 МПа. На втором выходе бустер-компрессора 3 поток газа высокого давления пропускают через первый теплообменный аппарат 16, затем дополнительно охлаждают в теплообменнике-утилизаторе 19 и осушают в блоке 6 осушки. После осушки поток газа с температурой +40°С и давлением 25 МПа разделяют на два потока, из которых первый по трубопроводу 15 отвода компримированного природного газа направляют потребителю компримированного природного газа с достигнутыми требуемыми параметрами газа, а второй поток, в качестве продукционного потока для сжижения природного газа, направляют в блок 7 очистки. В блоке 7 продукционный поток очищают от примесей CO2 и удаляют из него ртуть с помощью адсорбентов. Блок 7 очистки связан трубопроводами подвода, отвода высокотемпературного теплоносителя посредством насоса 17 с первым теплообменным аппаратом 16, в котором высокотемпературный теплоноситель нагревают до +150°С и направляют для нагрева адсорбента в блоке 7 очистки. Далее, после очистки, продукционный поток последовательно охлаждают в теплообменных аппаратах 20, 9, 11 соответственно начального, дополнительного и окончательного охлаждения. В теплообменном аппарате 20 начального охлаждения продукционный поток охлаждают до температуры +10°С обратным потоком. Теплообменный аппарат 9 дополнительного охлаждения связан трубопроводами подвода, отвода внешнего хладагента с холодильной машиной 10 и предназначен для дополнительного захолаживания природного газа в продукционном потоке, идущем на сжижение природного газа. После охлаждения в теплообменном аппарате 9 продукционный поток выходит с температурой минус 40°С, поскольку в теплообменном аппарате 9 он дополнительно охлаждается посредством воздействия внешнего хладагента, например, но не ограничиваясь этим, хладона R410 (R407), подаваемого от холодильной машины 10, имеющей температурный уровень ниже минус 40°С.Natural gas coming from the gas distribution system through pipeline 1 is passed through metering unit 2 and compressed in booster compressor 3, using this natural gas as the working medium of booster compressor 3 itself. At the first output of booster compressor 3, low-pressure gas flow through pipeline 18 sent to the input of the heat exchanger-utilizer 19, where it is additionally heated, and then fed to the exit to the gas distribution network with a temperature of + 30 ° C and a pressure of 0.6 MPa. At the second output of the booster compressor 3, the high-pressure gas stream is passed through the first heat exchanger 16, then it is further cooled in the heat exchanger-utilizer 19 and dried in the drying unit 6. After drying, the gas stream with a temperature of + 40 ° С and a pressure of 25 MPa is divided into two streams, of which the first is sent to the consumer of compressed natural gas with the achieved required gas parameters through the compressed gas pipeline 15 and the second stream, as a production stream for liquefaction natural gas is sent to the purification unit 7. In block 7, the production stream is cleaned of CO 2 impurities and mercury is removed from it using adsorbents. The purification unit 7 is connected by pipelines for supplying and discharging the high-temperature coolant by means of a pump 17 with the first heat exchanger 16, in which the high-temperature coolant is heated to + 150 ° C and sent to heat the adsorbent in the cleaning unit 7. Further, after cleaning, the production stream is successively cooled in heat exchangers 20, 9, 11, respectively, of initial, additional and final cooling. In the heat exchanger 20 of the initial cooling, the production stream is cooled to a temperature of + 10 ° C by a reverse flow. The heat exchanger 9 for additional cooling is connected by pipelines for supplying and discharging external refrigerant to the refrigeration machine 10 and is intended for additional cooling of natural gas in the production stream, which goes to liquefy natural gas. After cooling in the heat exchanger 9, the production stream exits at a temperature of minus 40 ° C, because in the heat exchanger 9 it is additionally cooled by the action of an external refrigerant, for example, but not limited to, the refrigerant R410 (R407) supplied from the refrigeration machine 10 having a temperature level below minus 40 ° С.

После доохлаждения в теплообменном аппарате 11 продукционный поток с температурой минус 68°С и давлением 25 МПа пропускают через дроссель 12 для получения парожидкостной смеси. В сепараторе 13 жидкую фазу (сжиженный природный газ) парожидкостной смеси отделяют от паровой фазы, из которой формируют обратный поток газа. Обратный поток направляют последовательно через теплообменные аппараты 11 и 20 окончательного и предварительного охлаждения и по трубопроводу 5 обратного потока, направляют с требуемыми параметрами: температура не ниже 0°С и давление 0,6 МПа потребителю в газораспределительную сеть.After post-cooling in the heat exchanger 11, a production stream with a temperature of minus 68 ° C and a pressure of 25 MPa is passed through a choke 12 to obtain a vapor-liquid mixture. In the separator 13, the liquid phase (liquefied natural gas) of the vapor-liquid mixture is separated from the vapor phase, from which a reverse gas flow is formed. The return flow is directed sequentially through heat exchangers 11 and 20 of the final and preliminary cooling and through the return flow pipe 5, directed with the required parameters: temperature not lower than 0 ° С and pressure 0.6 MPa to the consumer in the gas distribution network.

Полученный сжиженный природный газ направляют из сепаратора 13 по трубопроводу 14 отвода сжиженного природного газа потребителю с достигнутыми требуемыми параметрами: температурой минус 133°С и давлением 0,6 МПа.The resulting liquefied natural gas is sent from the separator 13 through the pipeline 14 of the discharge of liquefied natural gas to the consumer with the achieved required parameters: temperature minus 133 ° C and a pressure of 0.6 MPa.

Таким образом, экономическая эффективность повышается за счет организации одновременно двух процессов: производство сжиженного природного газа и производство компримированного природного газа на ГРС, одновременно с этим, на повышение экономической эффективности влияет использование магистрального природного газа, отбираемого на сжижение и компримирование, в качестве рабочего тела бустер-компрессора, применяемого в этих технологических процессах. Надежность осуществления способа и надежность работы обоих вариантов исполнения комплекса обусловлены упрощением технологических процессов, отсутствием сложного, трудоемкого в обслуживании технологического оборудования.Thus, economic efficiency is improved due to the organization of two processes simultaneously: production of liquefied natural gas and production of compressed natural gas at gas distribution stations; at the same time, the use of main natural gas, selected for liquefaction and compression, as a working fluid booster affects the increase in economic efficiency -compressor used in these processes. The reliability of the method and the reliability of both versions of the complex are due to the simplification of technological processes, the absence of complex, labor-intensive maintenance equipment.

Claims (3)

1. Способ производства сжиженного природного газа и компримированного природного газа на газораспределительной станции, при котором одновременно производят сжиженный и компримированный природный газ и для осуществления которого поток природного газа отбирают из магистрального газопровода, пропускают через блок учета и, используя его как рабочее тело для бустер-компрессора, направляют в бустер-компрессор, на выходе из которого поток природного газа низкого давления подогревают и направляют потребителю в газораспределительную сеть, а поток природного газа высокого давления пропускают через первый теплообменный аппарат, охлаждают и осушают, после чего этот поток разделяют на два потока: первый направляют потребителю компримированного природного газа, а второй, в качестве продукционного потока, направляют на сжижение природного газа, для чего продукционный поток очищают в блоке очистки и последовательно охлаждают в двух, но не ограничиваясь этим, теплообменных аппаратах, помимо этого, продукционный поток дополнительно охлаждают в дополнительном теплообменном аппарате посредством воздействия внешнего хладагента, подаваемого от холодильной машины, далее охлажденный продукционный поток пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу и, завершая проход продукционного потока, направляют ее для скачивания потребителю сжиженного природного газа, а из паровой фазы формируют обратный поток, подогревают его последовательно в двух, но не ограничиваясь этим, теплообменных аппаратах и подают потребителю в газораспределительную сеть с требуемыми давлением и температурой, кроме этого, организуют поток высокотемпературного теплоносителя, который греют в первом теплообменном аппарате и направляют в блок очистки для нагрева адсорбента.1. A method of producing liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station, in which liquefied and compressed natural gas is simultaneously produced and for which a natural gas stream is taken from the main gas pipeline, passed through a metering unit, and using it as a working medium for booster compressor, sent to the booster compressor, at the outlet of which the low-pressure natural gas stream is heated and sent to the consumer in the gas distribution network, and the high pressure natural gas stream is passed through the first heat exchanger, cooled and dried, after which this stream is divided into two streams: the first is sent to the consumer of compressed natural gas, and the second, as the production stream, is sent to liquefy natural gas, for which the production stream is cleaned in the cleaning unit and subsequently cooled in two, but not limited to, heat exchangers, in addition, the production stream is additionally cooled in an additional heat exchange apparatus Then, by the action of an external refrigerant supplied from the chiller, the cooled production stream is then passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture from which the liquid phase is separated and, completing the passage of the production stream, it is sent to the consumer for liquefied natural gas, and the return phase is formed from the vapor phase flow, it is heated sequentially in two, but not limited to, heat exchangers and fed to the consumer in the gas distribution network with the required pressure and t mperaturoy except that organize the flow of high-temperature coolant, which is heated in the first heat exchange apparatus and fed to a purification unit for heating the adsorbent. 2. Комплекс для осуществления способа по п. 1, содержащий соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки учета, осушки и очистки, бустер-компрессор, аппарат воздушного охлаждения, теплообменные аппараты, холодильную машину, дроссель и сепаратор, при этом на вход комплекса подключен соединенный с магистралью газораспределительной станции трубопровод подвода природного газа, проходящий последовательно блок учета и бустер-компрессор, первый выход которого подключен на вход трехпоточного теплообменного аппарата предварительного охлаждения и далее к выходу в газораспределительную сеть, а второй выход которого подсоединен к входу первого теплообменного аппарата и далее к аппарату воздушного охлаждения и далее к блоку осушки, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа разделен на две линии: первая линия подключена на вход потребителя компримированного природного газа, а вторая линия подключена на вход блока очистки, после чего проходит последовательно теплообменные аппараты предварительного, дополнительного и окончательного охлаждения, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа, кроме этого, на выходе сепаратора подключена обратная линия, подключенная и проходящая последовательно через теплообменники окончательного и предварительного охлаждения, и соединенная на выходе с газораспределительной сетью, при этом теплообменный аппарат дополнительного охлаждения связан трубопроводами подвода, отвода внешнего хладагента с холодильной машиной, а первый теплообменный аппарат связан трубопроводами подвода, отвода высокотемпературного теплоносителя с блоком очистки.2. The complex for implementing the method according to claim 1, comprising metering, drying and cleaning units, a booster compressor, an air cooling apparatus, heat exchangers, a refrigerating machine, a choke and a separator connected by pipelines for supplying, discharging natural gas, and the input of the complex is connected a natural gas supply pipeline connected to the gas distribution main, a sequential metering unit and a booster compressor, the first output of which is connected to the input of a three-flow heat exchanger cooling and then to the outlet to the gas distribution network, and the second outlet of which is connected to the inlet of the first heat exchanger and then to the air cooling apparatus and then to the drying unit, at the outlet of which the natural gas supply pipeline is divided into two lines: the first line is connected to the input compressed natural gas consumer, and the second line is connected to the input of the purification unit, after which heat exchangers of preliminary, additional and final cooling pass sequentially, the throttle, separator and is connected to the liquefied natural gas storage, in addition, a return line is connected at the outlet of the separator, connected and passing sequentially through the heat exchangers of final and preliminary cooling, and connected at the outlet to the gas distribution network, while the heat exchanger of additional cooling is connected by supply pipelines, the removal of external refrigerant with a refrigeration machine, and the first heat exchanger is connected by pipelines of supply, removal of high-temperature heat pump with cleaning unit. 3. Комплекс для осуществления способа по п. 1, содержащий соединенные трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки учета, осушки и очистки, бустер-компрессор, теплообменные аппараты, холодильную машину, дроссель, сепаратор и теплообменник-утилизатор, при этом на вход комплекса подключен соединенный с магистралью газораспределительной станции трубопровод подвода природного газа, проходящий последовательно блок учета и бустер-компрессор, первый выход которого подключен на вход теплообменника-утилизатора и далее к выходу в газораспределительную сеть, а второй выход которого подсоединен к входу первого теплообменного аппарата и далее к теплообменнику-утилизатору и далее к блоку осушки, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа разделен на две линии: первая линия подключена на вход потребителя компримированного природного газа, а вторая линия подключена на вход блока очистки, после чего проходит последовательно теплообменные аппараты начального, дополнительного и окончательного охлаждения, дроссель, сепаратор и соединена с хранилищем сжиженного природного газа, кроме этого, на выходе сепаратора подключена обратная линия, подключенная и проходящая последовательно через теплообменники окончательного и начального охлаждения, и соединенная на выходе с газораспределительной сетью, при этом теплообменный аппарат дополнительного охлаждения связан трубопроводами подвода, отвода внешнего хладагента с холодильной машиной, а первый теплообменный аппарат связан трубопроводами подвода, отвода высокотемпературного теплоносителя с блоком очистки.3. The complex for implementing the method according to claim 1, comprising metering, drying and cleaning units, booster compressor, heat exchangers, a refrigeration machine, a throttle, a separator and a heat exchanger connected by pipelines for supplying, discharging natural gas, while the input of the complex is connected a natural gas supply pipeline connected to the gas distribution station main line, a sequential metering unit and a booster compressor, the first output of which is connected to the input of the heat exchanger-utilizer and then to the gas outlet a distribution network, the second output of which is connected to the inlet of the first heat exchanger and then to the heat exchanger-utilizer and then to the drying unit, at the outlet of which the natural gas supply pipeline is divided into two lines: the first line is connected to the consumer input of compressed natural gas, and the second the line is connected to the input of the cleaning unit, after which it passes sequentially heat exchangers of initial, additional and final cooling, a throttle, a separator and is connected to the storage of liquefied natural gas, in addition, a return line is connected at the separator outlet, connected and passing sequentially through the heat exchangers of final and initial cooling, and connected at the outlet to the gas distribution network, while the heat exchanger of additional cooling is connected by pipelines for supplying, removing external refrigerant to the refrigeration machine, and the first heat exchanger is connected by pipelines for supplying, discharging a high-temperature coolant to a cleaning unit.
RU2019125235A 2019-08-08 2019-08-08 Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation RU2719533C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019125235A RU2719533C1 (en) 2019-08-08 2019-08-08 Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019125235A RU2719533C1 (en) 2019-08-08 2019-08-08 Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2719533C1 true RU2719533C1 (en) 2020-04-21

Family

ID=70415376

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019125235A RU2719533C1 (en) 2019-08-08 2019-08-08 Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2719533C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2757518C1 (en) * 2020-08-11 2021-10-18 Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" Method for compressed gas cooling
CN114015488A (en) * 2021-12-09 2022-02-08 中石化中原石油工程设计有限公司 Pretreatment process and device for high-sulfur-content gas reciprocating compressor

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2280826C2 (en) * 2004-03-31 2006-07-27 Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") Method and plant for partial natural gas liquefaction
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
US9003828B2 (en) * 2007-07-09 2015-04-14 Lng Technology Pty Ltd Method and system for production of liquid natural gas
RU2636966C1 (en) * 2016-11-14 2017-11-29 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for production of liquefied natural gas
RU2641410C1 (en) * 2016-12-01 2018-01-17 Юрий Васильевич Белоусов Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2280826C2 (en) * 2004-03-31 2006-07-27 Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") Method and plant for partial natural gas liquefaction
US9003828B2 (en) * 2007-07-09 2015-04-14 Lng Technology Pty Ltd Method and system for production of liquid natural gas
RU2541360C1 (en) * 2014-02-20 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
RU2636966C1 (en) * 2016-11-14 2017-11-29 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for production of liquefied natural gas
RU2641410C1 (en) * 2016-12-01 2018-01-17 Юрий Васильевич Белоусов Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2757518C1 (en) * 2020-08-11 2021-10-18 Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" Method for compressed gas cooling
CN114015488A (en) * 2021-12-09 2022-02-08 中石化中原石油工程设计有限公司 Pretreatment process and device for high-sulfur-content gas reciprocating compressor

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2541360C1 (en) Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
JP5006515B2 (en) Improved drive and compressor system for natural gas liquefaction
US11402151B2 (en) Liquid natural gas liquefier utilizing mechanical and liquid nitrogen refrigeration
RU2671665C1 (en) Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options)
JP2006504928A (en) Motor driven compressor system for natural gas liquefaction
EA016746B1 (en) Method and system for production of liquid natural gas
JP6093457B2 (en) Natural gas liquefaction method and apparatus
GB2288868A (en) Liquefaction of natural gas by expansion and refrigeration
JP2006513391A (en) Refrigeration method and production of liquefied natural gas
MX2012004349A (en) Complete liquefaction methods and apparatus.
JP2020098092A5 (en)
RU2673970C1 (en) Installation for reducing natural gas and receiving gas-motor fuels (options)
RU2673972C1 (en) Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options)
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
JP2016522378A (en) Integrated cascade process for vaporization and recovery of residual LNG in floating tank applications
WO2024104236A1 (en) Cryogenic cooling type boil-off gas reliquefaction system
RU2641410C1 (en) Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation
MXPA05003333A (en) Reduced carbon dioxide emission system and method for providing power for refrigerant compression and electrical power for a light hydrocarbon gas liquefaction process.
RU2688595C1 (en) Natural gas liquefaction plant
US11598578B2 (en) Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source
RU2699911C1 (en) Plant for producing lng
RU2665088C1 (en) Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method
RU2686655C1 (en) Plant for production of liquefied natural gas (versions)
RU2673642C1 (en) Natural gas (lng) liquefaction installation under conditions of the gas distribution station (gds)
RU2745176C2 (en) Installation for production of gas motor fuels from natural gas (options)

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210125

Effective date: 20210125