RU2770777C1 - "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas - Google Patents
"mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2770777C1 RU2770777C1 RU2021113274A RU2021113274A RU2770777C1 RU 2770777 C1 RU2770777 C1 RU 2770777C1 RU 2021113274 A RU2021113274 A RU 2021113274A RU 2021113274 A RU2021113274 A RU 2021113274A RU 2770777 C1 RU2770777 C1 RU 2770777C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cooling
- stream
- refrigerant
- heat exchanger
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 238000002309 gasification Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 96
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 62
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 58
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 13
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 13
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 6
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 5
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 4
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- 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
- F25J1/0002—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
- F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
-
- 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
- F25J1/003—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
- F25J1/005—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 expansion of a gaseous refrigerant stream 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
- F25J1/02—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
- F25J1/0208—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 in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
-
- 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
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
- F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
-
- 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.
- F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
- F25J1/0288—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings using work extraction by mechanical coupling of compression and expansion of the refrigerant, so-called companders
-
- 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.
- F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink
- F25J1/0297—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink using an externally chilled fluid, e.g. chilled water
-
- 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
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
Abstract
Description
Изобретение относится к области технологии сжижения, хранения и газификации природного газа природного газа и может быть применено при переработке природного газа, используемого в качестве топлива при выработке электроэнергии и тепла, в энерготехнологических комплексах, обеспечивающих резервное и аварийное топливоснабжение объектов электроэнергетики и теплоснабжения.The invention relates to the technology of liquefaction, storage and gasification of natural gas natural gas and can be used in the processing of natural gas used as a fuel in the generation of electricity and heat, in energy technology complexes that provide backup and emergency fuel supply to electric power and heat supply facilities.
Из существующего, уровня техники известен способ обработки отпарного газа, согласно которому отпарной газ, генерируемый в баках для хранения сжиженного газа и выпускаемый из них, ступенчато сжимают при непосредственном охлаждении в компрессоре до высокого давления и подают в двигатель плавучего средства с впрыскиванием природного газа высокого давления приблизительно от 150 до 400 бар, например MEGI двигатель. При этом поток отпарного газа разделяют на первый поток и второй поток, где первый поток подают в качестве топлива в двигатель с впрыскиванием природного газа высокого давления, а второй поток возвращают в бак для хранения после повторного сжижения в теплообменнике, осуществляющем теплообмен второго потока сжатого отпарного газа с потоком отпарного газа, выпускаемого из баков для хранения для подачи в компрессор (см., напр., RU 2642713С1, опубликовано 25.01.2018).From the existing prior art, a boil-off gas treatment method is known, according to which the boil-off gas generated in and discharged from liquefied gas storage tanks is compressed in stages with direct cooling in a compressor to a high pressure and fed to the engine of a floating vehicle with injection of high-pressure natural gas approximately 150 to 400 bar, eg MEGI engine. At the same time, the boil-off gas stream is divided into the first stream and the second stream, where the first stream is fed as fuel to the engine with high-pressure natural gas injection, and the second stream is returned to the storage tank after re-liquefaction in a heat exchanger that heats the second compressed boil-off gas stream. with the flow of boil-off gas discharged from the storage tanks for supply to the compressor (see, for example, RU 2642713C1, published on 01/25/2018).
Недостатком указанного технического решения является сжатие отпарного газа в компрессорах, которое сопровождается утечками газа, что при длительном хранении приведет к снижению доли метана в баках для хранения сжиженного газа.The disadvantage of this technical solution is the compression of the boil-off gas in compressors, which is accompanied by gas leaks, which during long-term storage will lead to a decrease in the proportion of methane in the tanks for storing liquefied gas.
В заявляемом изобретении конденсация выпара сжиженного природного газа из резервной емкости осуществляется за счет испарения редуцированного потока сжиженного природного газа (СПГ) из оперативной емкости, при этом указанный процесс происходит в герметичном теплообменнике, в котором нет подвижных частей и, как следствие, нет и утечек через узлы уплотнений.In the claimed invention, the condensation of liquefied natural gas vapor from the reserve tank is carried out by evaporating the reduced stream of liquefied natural gas (LNG) from the operational tank, while this process takes place in a sealed heat exchanger, in which there are no moving parts and, as a result, there are no leaks through seal units.
Из существующего уровня техники известен способ сжижения природного газа, заключающийся в том, что отбираемый перед газораспределительной станцией (ГРС) газ осушают и разделяют на продукционный и технологический потоки, технологический поток сжимают в компрессоре турбодетандерного агрегата (ТДА), охлаждают и направляют в детандер ТДА, где технологический поток охлаждается, и далее направляют последовательно в теплообменники для охлаждения технологического и продукционного потоков газа, после чего направляют его на выход, продукционный поток очищают от СО2, часть газа продукционного потока после очистки направляют в технологический поток перед его сжатием в компрессоре ТДА, остальную часть продукционного потока охлаждают последовательно в теплообменнике технологическим потоком и в криогенном теплообменнике газом испарения из концевого сепаратора и технологическим потоком газа из детандера ТДА, после чего дросселируют продукционный поток и образовавшуюся парожидкостную смесь направляют в концевой сепаратор, из которого направляют сжиженный газ в резервуары хранения (см., напр., RU 2678236 С1, опубликовано 24.01.2019).From the existing level of technology, a method for liquefying natural gas is known, which consists in the fact that the gas taken off before the gas distribution station (GDS) is dried and divided into production and process streams, the process stream is compressed in the compressor of a turbo-expander unit (TDA), cooled and sent to the TDA expander, where the process stream is cooled and then sent sequentially to heat exchangers for cooling the process and production gas streams, after which it is sent to the outlet, the production stream is cleaned from CO 2 , part of the gas of the production stream after cleaning is sent to the process stream before it is compressed in the TDA compressor, the rest of the production flow is cooled sequentially in the heat exchanger by the process flow and in the cryogenic heat exchanger by the evaporation gas from the end separator and the process gas flow from the TDA expander, after which the production flow is throttled and the resulting vapor-liquid mixture is sent into the end separator, from which liquefied gas is sent to storage tanks (see, for example, RU 2678236 C1, published on 01/24/2019).
Из существующего уровня техники известен способ производства сжиженного природного газа, в котором природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, затем разделяют на продукционный и технологический потоки, из которых по меньшей мере один компримируют и охлаждают после сжатия, продукционный поток очищают от примесей СО2, охлаждают, пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу для скачивания потребителю СПГ. Технологический поток очищают от примесей, затем пропускают через детандер, очищают от примесей и компримируют входящий поток газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной. Вращающий момент газовой турбины используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, при этом жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя (см., напр., RU 2541360 С1, опубликовано 10.02.2015).From the existing level of technology, a method for the production of liquefied natural gas is known, in which natural gas is taken from the main pipeline, cleaned of mechanical particles, dried, then separated into production and process streams, of which at least one is compressed and cooled after compression, the production stream is purified from CO 2 impurities, cooled, passed through a throttle to obtain a vapor-liquid mixture, from which the liquid phase is separated for downloading to the LNG consumer. The process stream is purified from impurities, then it is passed through an expander, purified from impurities and the incoming gas stream is compressed before it is separated into process and production streams, the process stream is passed through an expander equipped with a gas turbine. The torque of the gas turbine is used to compress the incoming gas stream before separating it into process and production streams. The process stream is cleaned from impurities of heavy hydrocarbons by their condensation in the expander nozzle apparatus, which is made of a heat-conducting material, while the liquid phase is supercooled before downloading into the consumer tank (see, for example, RU 2541360 C1, published on February 10, 2015).
Общими недостатками вышеуказанных технических решений по отношению к заявляемому изобретению являются:The general disadvantages of the above technical solutions in relation to the claimed invention are:
Необходимость осушения как продукционного, так и технологического потоков газа, что приводит к увеличению размеров и стоимости установок осушения, росту потребления расходных материалов и энергии на обеспечение технологического процесса;The need to dry both production and process gas flows, which leads to an increase in the size and cost of drying plants, an increase in the consumption of consumables and energy to support the process;
Предложенные способы обеспечивают только частичное ожижение продукционного потока, что приводит к значительному росту доли этана в сжиженном природном газе (СПГ). В связи с более высокой плотностью этана по отношению к метану, увеличение доли этана приведет к необходимости дополнительной настройки топливоподающих систем, рассчитанных на подачу в котлы природного газа.The proposed methods provide only partial liquefaction of the production stream, which leads to a significant increase in the proportion of ethane in liquefied natural gas (LNG). Due to the higher density of ethane relative to methane, an increase in the proportion of ethane will lead to the need for additional adjustment of fuel supply systems designed to supply natural gas to boilers.
Из существующего уровня техники известен способ для снижения давления и сжижения природного газа, согласно которому поступающий из газопровода природный газ нагревают, расширяют в турбодетандере и производят его сжижение в испарителе с предварительным снижением давления и очисткой, после этого подают сжиженный газ в хранилище, при этом энергию, извлекаемую в процессе расширения газа, применяют в форме электрической энергии в узле для производства сжиженного газа, а тепло, полученное при сжижении природного газа, применяют для нагрева природного газа перед его расширением. Процесс происходит при участии хладагента, работа которого осуществляется в замкнутом контуре (см., напр., RU 2680285C2, публиковано 30.03.2017).From the existing prior art, a method is known for reducing the pressure and liquefying natural gas, according to which natural gas coming from a gas pipeline is heated, expanded in a turboexpander and liquefied in an evaporator with preliminary pressure reduction and purification, after which the liquefied gas is supplied to the storage, while energy , recovered in the process of gas expansion, is used in the form of electrical energy in the node for the production of liquefied gas, and the heat obtained from the liquefaction of natural gas is used to heat the natural gas before its expansion. The process takes place with the participation of a refrigerant, the operation of which is carried out in a closed circuit (see, for example, RU 2680285C2, published on 03/30/2017).
Недостатками указанного технического решения по отношению к заявляемому изобретению являются:The disadvantages of this technical solution in relation to the claimed invention are:
продукционный поток газа перед ожижением расширяют в детандере, что приводит к снижению давления и температуры конденсации газа. Температура охлаждающего хладагента должна быть ниже температуры ожижения газа. Чем ниже температура охлаждающего хладагента, тем выше энергозатраты на привод компрессора хладагента. Указанные энергозатраты обеспечиваются при расширении в детандере технологического газа, следовательно, чем ниже давление конденсации продукционного потока, тем выше будет расход технологического газа, который необходимо пропустить через детандер;the production gas stream before liquefaction is expanded in the expander, which leads to a decrease in pressure and temperature of gas condensation. The temperature of the refrigerant must be below the liquefaction temperature of the gas. The lower the temperature of the refrigerant, the higher the energy required to drive the refrigerant compressor. The specified energy costs are provided during expansion of the process gas in the expander, therefore, the lower the condensation pressure of the production stream, the higher the flow rate of the process gas that must be passed through the expander;
применение известного технического решения для объектов с низким входным давлением газа потребует увеличения доли технологического потока в общем потоке по сравнению с заявляемым способом и, как следствие, к снижению производительности работы системы в целом.the use of a known technical solution for facilities with low inlet gas pressure will require an increase in the share of the process flow in the total flow in comparison with the proposed method and, as a result, a decrease in the performance of the system as a whole.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание способа сжижения, хранения и газификации природного газа, обеспечивающего снабжение электрических и тепловых станций экологичным резервным и аварийным топливом, с реализацией в указанном способе технологических процессов сжижения, длительного хранения и газификации природного газа исключительно за счет использования вторичных энергоресурсов, имеющихся на объекте, таких как избыточное давление, поступающего из внешней сети природного газа, и бросовое тепло технологических систем объекта потребления, таких как тепло воды из оборотной системы охлаждения энергетического оборудования и/или воды из системы утилизации тепла дымовых газов.The task to be solved by the claimed invention is to create a method for liquefying, storing and gasification of natural gas, which ensures the supply of electric and thermal stations with environmentally friendly reserve and emergency fuel, with the implementation in the specified method of technological processes of liquefaction, long-term storage and gasification of natural gas exclusively due to the use of secondary energy resources available at the facility, such as overpressure coming from the external natural gas network, and waste heat from the technological systems of the consumption facility, such as heat from water from the circulating cooling system of power equipment and / or water from the flue gas heat recovery system.
Данная задача решается за счет того, что в способе сжижения, хранения и газификации природного газа, согласно изобретению, поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки;This problem is solved due to the fact that in the method of liquefaction, storage and gasification of natural gas, according to the invention, natural gas coming from an external network is divided into process and production streams;
из продукционного потока удаляют избыточное количество углекислого газа и влаги, очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, далее конденсируют продукционный поток в криогенном теплообменнике за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента, сжиженный продукционный поток пропускают через дроссель и отделяют газовую фракцию в сепараторе продукционного потока с отводом указанной фракции в коллектор сбора выпаров и подачей сжиженной части продукционного потока в оперативное хранилище;excess carbon dioxide and moisture are removed from the production stream, the purified and dried production stream is cooled in the pre-cooling heat exchanger of the production stream by transferring heat to the cooling refrigerant stream, then the production stream is condensed in the cryogenic heat exchanger by transferring heat to the cooling refrigerant stream, the liquefied production stream is passed through the throttle and separate the gas fraction in the separator of the production stream with the withdrawal of the specified fraction in the header for collecting vapors and supplying the liquefied part of the production stream to the operational storage;
технологический поток разделяют на два потока с подачей указанных потоков в промежуточный и концевой теплообменники охлаждения сжатого в компрессоре хладагента, объединяют нагретые потоки в общий технологический поток и подвергают расширению в детандере, механическую мощность которого передают на вал компрессора хладагента, далее технологический поток нагревают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента с последующей его выдачей в сеть объекта потребления;the process flow is divided into two flows with the supply of these flows to the intermediate and end heat exchangers for cooling the refrigerant compressed in the compressor, the heated flows are combined into a common process flow and subjected to expansion in the expander, the mechanical power of which is transferred to the shaft of the refrigerant compressor, then the process flow is heated in the preheater cooling the refrigerant with its subsequent issuance to the network of the consumer object;
циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника предварительного охлаждения продукционного потока подвергают сжатию в компрессоре детандер-компрессорного агрегата и охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента за счет передачи тепла технологическому потоку газа, после этого хладагент подвергают сжатию в компрессоре хладагента с последовательным охлаждением в промежуточном и концевом теплоообменниках охлаждения разделенными потоками технологического газа, далее сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике предварительного охлаждения продукционного потока за счет передачи тепла охлаждающему потоку хладагента и расширяют в детандере с выработкой механической мощности, которую передают компрессору детандер-компрессорного агрегата, при этом температура хладагента снижается относительно температуры конденсации продукционного потока, после этого хладагент с температурой, пониженной относительно температуры конденсации продукционного потока, подают в качестве охлаждающего потока в криогенный теплообменник и далее в теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока;the refrigerant circulating in a closed refrigeration circuit after the pre-cooling heat exchanger of the production stream is subjected to compression in the compressor of the expander-compressor unit and cooled in the refrigerant pre-cooling heat exchanger by transferring heat to the process gas flow, after which the refrigerant is subjected to compression in the refrigerant compressor with sequential cooling in the intermediate and end cooling heat exchangers by separated process gas streams, then the compressed refrigerant is cooled in the pre-cooling heat exchanger of the production stream by transferring heat to the cooling refrigerant stream and expanded in the expander with the generation of mechanical power, which is transferred to the compressor of the expander-compressor unit, while the temperature of the refrigerant decreases relative to the condensation temperature of the production flow, then the refrigerant at a temperature lower than the condensation temperature of the production stream, served as a cooling stream in a cryogenic heat exchanger and then in the pre-cooling heat exchanger of the production stream;
часть сжиженного газа из оперативного хранилища дросселируют с последующей подачей охлажденного газо-жидкостного потока в теплообменник ожижения выпара, подаваемого из резервного хранилища, далее газифицированный поток подают в теплообменник-рекуператор для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа; после этого сжимают газовый поток во вспомогательном компрессоре с промежуточным и последующим охлаждением потока теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа; охлаждают и частично конденсируют сжатый во вспомогательном компрессоре газовый поток в теплообменнике-рекуператоре за счет передачи тепла газовому потоку из теплообменника ожижения выпара из резервного хранилища; после этого газо-жидкостный поток повергают дросселированию с разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе; жидкую фракцию возвращают из вспомогательного сепаратора в оперативное хранилище, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров; выпар из оперативного хранилища отводят в коллектор сбора выпаров, отпарной газ из коллектора сбора выпаров отводят в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор в сеть объекта потребления;part of the liquefied gas from the operational storage is throttled, followed by the supply of the cooled gas-liquid flow to the heat exchanger for liquefying the vapor supplied from the reserve storage, then the gasified flow is fed to the heat exchanger-recuperator for cooling and partial condensation of the compressed gas; after that, the gas flow is compressed in the auxiliary compressor with intermediate and subsequent cooling of the flow by the coolant from the cooling system of the gas consumption facility; cool and partially condense the gas stream compressed in the auxiliary compressor in the heat exchanger-recuperator by transferring heat to the gas stream from the heat exchanger for liquefying the vapor from the backup storage; after that, the gas-liquid flow is subjected to throttling with the separation of liquid and gas fractions in the auxiliary separator; the liquid fraction is returned from the auxiliary separator to the operational storage, and the gas fraction is diverted to the evaporation collector; the vapor from the operational storage is diverted to the vapor collection manifold, the boil-off gas from the vapor collection manifold is diverted to the pipeline for the issuance of liquefied gas for gasification and then through the gasifier to the network of the consumer object;
для перехода на питание сжиженным природным газом его подают из резервного хранилища насосом в газификатор с регулированием расхода посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище, испаряют в газификаторе за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа и подают его в сеть объекта потребления; отгрузку сжиженного газа потребителям осуществляют из оперативного хранилища и/или из резервного хранилища; подпитку резервного хранилища сжиженным газом осуществляют из оперативного хранилища.to switch to liquefied natural gas supply, it is supplied from the reserve storage by a pump to the gasifier with flow control by returning part of the liquid through the bypass line to the reserve storage, evaporated in the gasifier due to the heat of water supplied from the technological systems of the gas consumption facility and fed to the facility network consumption; shipment of liquefied gas to consumers is carried out from the operational storage and / or from the backup storage; replenishment of the backup storage with liquefied gas is carried out from the operational storage.
Техническим результатом, обусловленным приведенной совокупностью признаков, является обеспечение: сжиженния природного газа на электрических и тепловых станциях исключительно за счет избыточного давления сетевого газа, длительного хранения сжиженного природного газа без потерь и изменения состава топлива, соответствующего составу исходного газа, газификации сжиженного природного газа при переходе на резервное топливо исключительно за счет источников вторичного тепла объекта потребления газа, а также снижение выбросов в атмосферу парниковых газов и вредных веществ при работе на резервном топливе за счет замещения мазута, дизельного топлива, угля и других низкоэкологичных видов резервного и аварийного топлива сжиженным природным газом, который производится и накапливается в период работы станций на основном топливе.The technical result, due to the above set of features, is to provide: liquefaction of natural gas at electric and thermal power plants solely due to excess pressure of network gas, long-term storage of liquefied natural gas without loss and change in the fuel composition corresponding to the composition of the source gas, gasification of liquefied natural gas during the transition for reserve fuel exclusively at the expense of secondary heat sources of the gas consumption facility, as well as reducing emissions of greenhouse gases and harmful substances into the atmosphere when operating on reserve fuel by replacing fuel oil, diesel fuel, coal and other low-economy types of reserve and emergency fuel with liquefied natural gas, which is produced and accumulated during the operation of stations on the main fuel.
В заявляемом изобретении продукционный поток сжижается при давлении, незначительно отличающемся в меньшую сторону от давления во внешней сети, что позволяет получить экономически оправданную производительность энерготехнологического комплекса по СПГ при давлении во внешней сети 0,6-1,2 МПа, характерном для крупных ТЭЦ и тепловых станций, при этом обеспечивается компонентный состав СПГ, практически, идентичный составу исходного сетевого газа. Последнее обстоятельство дает возможность сжигания СПГ после газификации без дополнительной настройки топливопотребляющих устройств и автоматики. Заявляемое изобретение содержит новые технические решения по интеграции в единый энерготехнологический комплекс системы ожижения, системы хранения и газификации СПГ, которые позволяют:In the claimed invention, the production stream is liquefied at a pressure slightly different downward from the pressure in the external network, which makes it possible to obtain an economically justified performance of the LNG energy technology complex at an external network pressure of 0.6-1.2 MPa, typical for large thermal power plants and thermal stations, while providing a component composition of LNG, almost identical to the composition of the original network gas. The latter circumstance makes it possible to burn LNG after gasification without additional adjustment of fuel-consuming devices and automation. The claimed invention contains new technical solutions for integrating the liquefaction system, LNG storage and gasification system into a single energy-technological complex, which allow:
обеспечить длительное хранение резервного объема СПГ без изменения компонентного состава и потерь, что достигается за счет использования в качестве охлаждающего теплоносителя СПГ из оперативного хранилища;ensure long-term storage of the LNG reserve volume without changing the component composition and losses, which is achieved through the use of LNG from the operational storage as a cooling coolant;
поддерживать рабочую криогенную температуру металла трубопровода выдачи СПГ на газификацию, что дает возможность оперативно переводить объекты газопотребления с питания сетевым газом на питание СПГ;to maintain the operating cryogenic temperature of the metal of the LNG dispensing pipeline for gasification, which makes it possible to promptly transfer gas consumption facilities from supplying with network gas to supplying LNG;
осуществлять газификацию СПГ с использованием бросового тепла, отводимого с водой от конденсаторов паровых турбин и другого энергетического оборудования, а также использовать тепло дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу, поскольку располагаемая тепловая мощность указанных источников для крупных станций в разы превышает мощность, необходимую на газификацию резервного СПГ;carry out gasification of LNG using waste heat removed with water from the condensers of steam turbines and other power equipment, as well as use the heat of flue gases emitted into the atmosphere, since the available thermal capacity of these sources for large plants is several times higher than the capacity required for gasification of reserve LNG ;
исключить потребление дополнительного топлива на газификацию СПГ при работе на резервном топливе и в тоже время иметь относительно компактные и мощные газификаторы за счет использования источников вторичного тепла.eliminate the consumption of additional fuel for LNG gasification when operating on reserve fuel and at the same time have relatively compact and powerful gasifiers through the use of secondary heat sources.
Сущность заявленного способа поясняется на примере работы энерготехнологического, схема которого приведена на фиг. 1 со следующими позициями:The essence of the claimed method is illustrated by the example of the energy technology operation, the scheme of which is shown in Fig. 1 with the following positions:
1 - блок очистки и осушки1 - cleaning and drying unit
2 - теплообменник предварительного охлаждения продукционного потока2 - pre-cooling heat exchanger of the production flow
3 - криогенный теплообменник3 - cryogenic heat exchanger
4 - сепаратор продукционного потока4 - product flow separator
5 - коллектор сбора выпаров5 - vapor collection manifold
6 - оперативное хранилище6 - operational storage
7 - промежуточный теплообменник7 - intermediate heat exchanger
8 - концевой теплообменник8 - end heat exchanger
9 - детандер9 - expander
10 - компрессор хладагента10 - refrigerant compressor
11 - теплообменник предварительного охлаждения хладагента11 - refrigerant pre-cooling heat exchanger
12 - компрессор детандер-компрессорного агрегата12 - compressor of the expander-compressor unit
13 - детандер13 - expander
14 - теплообменник ожижения выпара14 - vapor liquefaction heat exchanger
15 - резервное хранилище15 - backup storage
16 - теплообменник-рекуператор16 - heat exchanger-recuperator
17 - вспомогательный компрессор17 - auxiliary compressor
18 - вспомогательный сепаратор18 - auxiliary separator
19 - газификатор19 - gasifier
20 - насос20 - pump
Способ сжижения, хранения и газификации природного газа осуществляют следующим образом.The method of liquefaction, storage and gasification of natural gas is carried out as follows.
Природный газ из внешней сети разделяют на технологический и продукционный потоки.Natural gas from the external network is divided into technological and production streams.
Продукционный поток подают в блок 1 очистки и осушки. Очищенный и осушенный продукционный поток охлаждают в теплообменнике 2 предварительного охлаждения продукционного потока. Продукционный поток после теплообменника 2 предварительного охлаждения конденсируют в криогенном теплообменнике 3. После этого сжиженный продукционный поток подвергают дросселированию, далее в сепараторе 4 продукционного потока с разделяют газовую фракцию и сжиженную часть продукционного потока. Газовую фракцию продукционного потока отводят в коллектор 5 сбора выпаров, а сжиженную часть продукционного потока сливают в оперативное хранилище 6.The production stream is fed into the block 1 cleaning and drying. The cleaned and dried product stream is cooled in the
Технологический поток разделяют на два потока газа с раздельной подачей указанных потоков в промежуточный теплообменник 7 и концевой теплообменник 8 для охлаждения сжатого хладагента. Нагретые в теплообменниках 7 и 8 технологические потоки газа объединяют в общий поток с последующим расширением общего технологического потока газа в детандере 9, механическую мощность которого передают на вал компрессора 10 хладагента. Далее технологический поток газа нагревают в теплообменнике 11 предварительного охлаждения хладагента с последующей выдачей технологического газа в сеть объекта потребления.The process stream is divided into two gas streams with separate supply of these streams to the intermediate heat exchanger 7 and the end heat exchanger 8 for cooling the compressed refrigerant. The process gas streams heated in heat exchangers 7 and 8 are combined into a common stream with subsequent expansion of the total process gas stream in expander 9, the mechanical power of which is transferred to the shaft of the
Циркулирующий по замкнутому холодильному контуру хладагент после теплообменника 2 предварительного охлаждения продукционного потока сжимают в компрессоре 12 детандер-компрессорного агрегата с последующим охлаждением в теплообменнике 11 предварительного охлаждения хладагента. Далее хладагент сжимают в компрессоре 10 хладагента с охлаждением в промежуточном и концевом теплообменниках 7,8. Сжатый хладагент охлаждают в теплообменнике 2 предварительного охлаждения продукционного потока с последующим расширением в детандере 13 детандер-компрессорного агрегата, механическую мощность которого направляют на привод компрессора 12 детандер-компрессорного агрегата. Хладагент, который в процессе расширения в детандере 13 охладился до температуры ниже температуры конденсации продукционного потока, подают в криогенный теплообменник 3 и далее в теплообменник 2 предварительного охлаждения продукционного потока.The refrigerant circulating in a closed refrigeration circuit after the
Часть сжиженного газа из оперативного хранилища 6 дросселируют с последующей подачей охлажденного газо-жидкостного потока в теплообменник 14 ожижения выпара, при этом ожижаемый выпар подают в указанный теплообменник из резервного хранилища 15. В теплообменнике 14 ожижения выпара поток из оперативного хранилища 6 полностью газифицируют, используя тепло конденсации выпара из резервного хранилища 15. После этого газовый поток подают в теплообменник-рекуператор 16 для охлаждения и частичной конденсации сжатого газа, после которого сжимают во вспомогательном компрессоре 17 с промежуточным и последующим охлаждением теплоносителем из системы охлаждения объекта потребления газа. После вспомогательного компрессора 17 газовый поток охлаждают и частично конденсируют в теплообменнике-рекуператоре 16 с последующим дросселированием и разделением жидкой и газовой фракций во вспомогательном сепараторе 18. Жидкую фракцию из вспомогательного сепаратора 18 возвращают в оперативное хранилище 6, а газовую фракцию отводят в коллектор сбора выпаров 5. Выпар из оперативного хранилища 6 также отводят в коллектор сбора выпаров 5.Part of the liquefied gas from the operational storage 6 is throttled, followed by the supply of the cooled gas-liquid flow to the vapor liquefaction heat exchanger 14, while the liquefied vapor is fed to the specified heat exchanger from the
Отпарной газ из коллектора сбора выпаров 5 подают в трубопровод выдачи сжиженного газа на газификацию и далее через газификатор 19 в сеть объекта потребления. Таким образом, поддерживается рабочая температура металла указанного трубопровода, что сокращает время, необходимое для возобновления газоснабжения объекта, при переходе с потребления сетевого газа на питание СПГ.The boil-off gas from the vapor collection collector 5 is fed into the pipeline for the issuance of liquefied gas for gasification and then through the gasifier 19 into the network of the consumer object. Thus, the operating temperature of the metal of the specified pipeline is maintained, which reduces the time required to restore the gas supply to the facility when switching from network gas consumption to LNG supply.
При переходе на питание СПГ сжиженный газ из резервного хранилища 15 насосом 20 подают в газификатор 19, при этом регулирование расхода осуществляют посредством возврата части жидкости через байпасную линию в резервное хранилище 15. Сжиженный газ испаряют в газификаторе 19 за счет тепла воды, подаваемой из технологических систем объекта потребления газа (системы охлаждения оборудования, системы утилизации тепла дымовых газов). Поток газа из газификатора 19 подают в сеть объекта, обеспечивая производство электрической и тепловой энергии.When switching to LNG supply, liquefied gas from the
После заполнения резервного хранилища 15 нормативным объемом резервного топлива СПГ отгружают потребителям, при этом отгрузка может осуществляться из оперативного 6 и/или из резервного 15 хранилищ. При необходимости осуществляют подпитку резервного хранилища 15 сжиженным газом из оперативного хранилища 6.After the
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021113274A RU2770777C1 (en) | 2021-05-07 | 2021-05-07 | "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021113274A RU2770777C1 (en) | 2021-05-07 | 2021-05-07 | "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2770777C1 true RU2770777C1 (en) | 2022-04-21 |
Family
ID=81306334
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021113274A RU2770777C1 (en) | 2021-05-07 | 2021-05-07 | "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2770777C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU947594A1 (en) * | 1980-08-06 | 1982-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" | Natural gas processing method |
| RU2272971C2 (en) * | 2004-04-23 | 2006-03-27 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") | Plant for partial liquefaction of natural gas |
| US7591150B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
| RU2612240C1 (en) * | 2015-10-22 | 2017-03-03 | Межрегиональное общественное учреждение "Институт инженерной физики" | Gas liquefaction unit |
| RU2680285C2 (en) * | 2013-02-20 | 2019-02-19 | Криостар Сас | Station for reducing gas pressure and liquefying gas |
-
2021
- 2021-05-07 RU RU2021113274A patent/RU2770777C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU947594A1 (en) * | 1980-08-06 | 1982-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" | Natural gas processing method |
| US7591150B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
| RU2272971C2 (en) * | 2004-04-23 | 2006-03-27 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") | Plant for partial liquefaction of natural gas |
| RU2680285C2 (en) * | 2013-02-20 | 2019-02-19 | Криостар Сас | Station for reducing gas pressure and liquefying gas |
| RU2612240C1 (en) * | 2015-10-22 | 2017-03-03 | Межрегиональное общественное учреждение "Институт инженерной физики" | Gas liquefaction unit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5006515B2 (en) | Improved drive and compressor system for natural gas liquefaction | |
| RU2636966C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas | |
| CN101108977B (en) | Integrated ngl recovery in the production of liquefied natural gas | |
| EP2776683B1 (en) | Systems and methods for integrated energy storage and cryogenic carbon capture | |
| CN1969161B (en) | Semi-closed loop process | |
| US3780534A (en) | Liquefaction of natural gas with product used as absorber purge | |
| CN1102213C (en) | Reliquefaction of boil-off from pressure LNG | |
| RU2749931C2 (en) | Natural gas liquefaction plant that uses mechanical cooling and liquid nitrogen cooling | |
| US20030005698A1 (en) | LNG regassification process and system | |
| JP2006504928A (en) | Motor driven compressor system for natural gas liquefaction | |
| MX2013014870A (en) | Process for liquefaction of natural gas. | |
| CN102959352A (en) | Separation of carbon dioxide and hydrogen | |
| JP2014532833A (en) | Power generation system and corresponding method | |
| EA009276B1 (en) | Configurations and methods for power generation with integrated lng regasification | |
| JPH04502196A (en) | Power generation from LNG | |
| RU2680285C2 (en) | Station for reducing gas pressure and liquefying gas | |
| NO20181643A1 (en) | Volatile organic compound recovery apparatus | |
| US11821682B2 (en) | Natural gas processing using supercritical fluid power cycles | |
| RU2770777C1 (en) | "mosenergo-turbokon" method for liquishing, storing and gasification of natural gas | |
| US11598578B2 (en) | Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source | |
| KR102034476B1 (en) | Apparatus and process for liquefying natural gas containing nitrogen, and natural gas station including the apparatus for liquefying natural gas | |
| RU2689505C1 (en) | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station | |
| KR102065860B1 (en) | gas treatment system and offshore plant having the same | |
| RU2734376C1 (en) | Method of liquefying gas and installation for implementation thereof | |
| RU2799261C1 (en) | Underwater vehicle power unit |