RU2790510C1 - Integrated method for production and transportation of liquefied natural gas - Google Patents
Integrated method for production and transportation of liquefied natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2790510C1 RU2790510C1 RU2022116094A RU2022116094A RU2790510C1 RU 2790510 C1 RU2790510 C1 RU 2790510C1 RU 2022116094 A RU2022116094 A RU 2022116094A RU 2022116094 A RU2022116094 A RU 2022116094A RU 2790510 C1 RU2790510 C1 RU 2790510C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- lng
- natural gas
- tank
- refrigerant
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности, к способам газоснабжения потребителей сжиженным природным газом (СПГ) и может быть использовано в системах энергогазоснабжения различных потребителей топливно-энергетических ресурсов в случае отсутствия магистрального транспорта газа: для газоснабжения городов и сельских населенных пунктов, промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей, фермерских хозяйств.The invention relates to the fuel and energy complex, in particular, to methods for supplying consumers with liquefied natural gas (LNG) and can be used in energy and gas supply systems for various consumers of fuel and energy resources in the absence of main gas transport: for gas supply to cities and rural settlements, industrial , municipal and agricultural consumers, farms.
СПГ, входящий в число перспективных криопродуктов, используется для тех же целей, что и сетевой природный газ: получение электричества, тепловой энергии, газоснабжение потребителей, создание резерва топлива для компенсации пиковых нагрузок, применение в качестве моторного топлива и сырья для отраслей химической промышленности.LNG, which is one of the promising cryogenic products, is used for the same purposes as network natural gas: generation of electricity, thermal energy, gas supply to consumers, creation of a fuel reserve to compensate for peak loads, use as motor fuel and raw materials for chemical industries.
К числу преимуществ технологии СПГ перед трубопроводными поставками относится возможность доставки СПГ с любого завода по производству СПГ вне зависимости от маршрута прокладки трубопровода.Among the advantages of LNG technology over pipeline deliveries is the ability to deliver LNG from any LNG plant, regardless of the pipeline route.
Технология газоснабжения объектов с использованием СПГ в зависимости от источника его получения состоит из следующих стадий:The technology of gas supply to objects using LNG, depending on the source of its production, consists of the following stages:
- отбор природного газа из магистрального газопровода (малодебитных газовых скважин, нефтепромыслов, с выходом попутного газа с небольшим содержанием тяжелых фракций);- selection of natural gas from the main gas pipeline (marginal gas wells, oil fields, with the release of associated gas with a low content of heavy fractions);
- подача газа на установку ожижения;- gas supply to the liquefaction plant;
- хранение сжиженного газа до момента отгрузки в системы хранения СПГ;- storage of liquefied gas until shipment to LNG storage systems;
- перелив сжиженного газа в криогенную автоцистерну (или железнодорожную цистерну) и транспортировка к месту потребления;- transfusion of liquefied gas into a cryogenic tank truck (or railway tank car) and transportation to the place of consumption;
- слив и хранение в емкости для хранения у потребителя;- draining and storage in a storage tank at the consumer;
- регазификация в испарителях-подогревателях;- regasification in evaporator-heaters;
- подготовка и подача газа потребителю.- preparation and supply of gas to the consumer.
Известны следующие способы транспортировки природного газа: трубопроводный транспорт; транспортировка сжиженного газа судами, автотранспортом, железнодорожным транспортом.The following methods of natural gas transportation are known: pipeline transport; transportation of liquefied gas by ships, motor transport, railway transport.
Каждый из способов имеет присущие ему преимущества и недостатки.Each method has its own advantages and disadvantages.
Известен трубопроводный транспорт природного газа [Ионин А.А. Газоснабжение. - М.: Стройиздат, 1989. - 438 с.]. Газ под давлением 7,5 МПа движется по трубопроводам диаметром до 1,4 метра. По мере движения газа по магистральному трубопроводу он теряет часть энергии на преодоление сил трения, поэтому примерно через 150 км сооружают компрессорные станции, где газ дожимают до первоначального давления.Known pipeline transport of natural gas [Ionin A.A. Gas supply. - M.: Stroyizdat, 1989. - 438 p.]. Gas under pressure of 7.5 MPa moves through pipelines up to 1.4 meters in diameter. As the gas moves through the main pipeline, it loses some of its energy to overcome friction forces, therefore, after about 150 km, compressor stations are built, where the gas is boosted to its initial pressure.
Недостатками трубопроводного транспорта природного газа потребителей, удаленных от магистральных газопроводов, являются:The disadvantages of pipeline transportation of natural gas to consumers remote from main gas pipelines are:
- значительные капитальные затраты на создание сети газопроводов-отводов от основных магистралей природного газа;- Significant capital costs for the creation of a network of gas pipelines-branches from the main pipelines of natural gas;
- связь прокладки газопроводов-отводов с рядом факторов, усложняющих и увеличивающих стоимость работ (рельеф местности, состав грунта, наличие дорог, водных преград, климатические условия местности);- the connection between the laying of gas pipelines and branches with a number of factors that complicate and increase the cost of work (terrain relief, soil composition, availability of roads, water barriers, climatic conditions of the area);
- ограниченная зона действия, обеспечивающая возможность поставки газа потребителям, находящихся в направлениях, по которым проходят трассы магистральных газопроводов;- a limited area of operation, which ensures the possibility of supplying gas to consumers located in the directions along which the routes of the main gas pipelines pass;
- отсутствие возможности выбора альтернативного источника энергообеспечения у потребителей.- the inability to choose an alternative source of energy supply for consumers.
Применительно к условиям РФ удаленность большого количества населенных пунктов от магистральных и межпоселковых газопроводов, малые объемы газопотребления и большая рассредоточенность потребителей резко ограничивают перспективы их газификации сетевым газом. Вместе с тем, высокая степень диверсификации и автономности систем энергоснабжения на базе сжиженного газа в сочетании с высоким потребительским и экологическим эффектом делают СПГ наиболее предпочтительным энергоносителем для населенных пунктов и сопутствующих им объектов агропромышленного комплекса, удаленных от опорных пунктов энергоснабжения.In relation to the conditions of the Russian Federation, the remoteness of a large number of settlements from main and inter-settlement gas pipelines, small volumes of gas consumption and a large dispersal of consumers sharply limit the prospects for their gasification with network gas. At the same time, a high degree of diversification and autonomy of energy supply systems based on liquefied gas, combined with a high consumer and environmental effect, make LNG the most preferred energy carrier for settlements and related agro-industrial facilities remote from power supply strongpoints.
Известен способ морской доставки природного газа потребителю [Патент RU №2375246, дата приоритета: 12.05.2008, МПК: В63В 25/12]. Природный газ в сжиженном или газообразном состоянии подают из береговых сооружений на транспортное судно. Сжижение газа производят на установке, размещенной на судне. В пункте назначения осуществляют трансформацию сжиженного природного газа и подают потребителю.A known method of marine delivery of natural gas to the consumer [Patent RU No. 2375246, priority date: 12.05.2008, IPC: B63B 25/12]. Natural gas in a liquefied or gaseous state is supplied from onshore facilities to a transport vessel. The liquefaction of gas is carried out at a plant located on the ship. At the destination, liquefied natural gas is transformed and supplied to the consumer.
Недостатком известного способа является то, что им могут воспользоваться регионы, которые имеют крупнотоннажные заводы по производству СПГ, крупные хранилища СПГ, танкеры и причалы, что сужает географию поставок СПГ.The disadvantage of this method is that it can be used by regions that have large-capacity LNG plants, large LNG storage facilities, tankers and berths, which narrows the geography of LNG supplies.
Еще одним недостатком известного способа является тот факт, что регазификация больших объемов СПГ на транспортном судне и последующая разгрузка занимают значительное время и не всегда экономически оправданы.Another disadvantage of the known method is the fact that the regasification of large volumes of LNG on a transport vessel and subsequent unloading take considerable time and are not always economically justified.
Отмеченные недостатки снижают эффективность известного способа, сводя область его применения к локальным поставкам, в этой связи данный способ не является достаточно надежным и эффективным средством устойчивого газоснабжения населенных пунктов.The noted shortcomings reduce the efficiency of the known method, reducing its scope to local supplies, in this regard, this method is not a sufficiently reliable and effective means of sustainable gas supply to settlements.
Известен беструбный способ газоснабжения населенных пунктов [Рачевский Б.С. Сжатый газ для сельских объектов // Газовая промышленность. - №11, 1993. - С. 34-35], в соответствии с которым природный газ в сжатом до 250 атмосфер виде доставляется передвижными автогазозаправщиками.A pipeless method of gas supply to settlements is known [Rachevsky B.S. Compressed gas for rural facilities // Gas industry. - No. 11, 1993. - S. 34-35], according to which natural gas in a form compressed to 250 atmospheres is delivered by mobile gas tankers.
Недостатком известного способа является тот факт, что его целесообразно использовать только при наличии автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС), расположенных в радиусе до 100 км от газифицируемого объекта.The disadvantage of the known method is the fact that it is advisable to use it only in the presence of automobile gas-filling compressor stations (CNG) located within a radius of up to 100 km from the gasified object.
Известен также способ транспортировки природного газа [Патент RU №2391600, дата приоритета: 19.06.2008, МПК: F17D 1/02, F17D 1/07, F17C 1/00], в соответствии с которым природный газ сжижают и загружают в контейнер, который перемещают под действием перепада давления, имеющегося в трубопроводе, в котором течет газ, причем сжиженный газ находится при давлении, равном давлению в трубопроводе.There is also known a method of transporting natural gas [Patent RU No. 2391600, priority date: 06/19/2008, IPC: F17D 1/02, F17D 1/07,
Недостатком данного способа является тот факт, что он подразумевает транспортировку сжиженного природного газа в контейнерах, которые передвигаются на шарикоподшипниках, при этом предлагается изготавливать каркас для контейнера и обтягивать его теплоизолирующим материалом. Поскольку в контейнере содержится криогенная жидкость, то к таким емкостям предъявляются повышенные требования по их устройству, и одной из причин вывода криогенных емкостей из эксплуатации является отсутствие вакуума в теплоизоляционной полости.The disadvantage of this method is the fact that it involves the transportation of liquefied natural gas in containers that move on ball bearings, while it is proposed to make a frame for the container and cover it with a heat-insulating material. Since the container contains cryogenic liquid, such containers are subject to increased requirements for their design, and one of the reasons for decommissioning cryogenic containers is the lack of vacuum in the heat-insulating cavity.
Еще одним недостатком известного способа является необходимость создания мер безопасности из-за обязательного расширения газа, поскольку последний при транспортировке нагревается.Another disadvantage of the known method is the need to create security measures due to the mandatory expansion of the gas, since the latter heats up during transportation.
Также недостатком известного способа является его использование только при сооружении новых и модернизации действующих магистральных газопроводов высокого давления, что ограничивает область его применения.Also, a disadvantage of the known method is its use only in the construction of new and modernization of existing high-pressure gas pipelines, which limits its scope.
Наиболее близкой по технической сущности к заявляемому техническому решению является установка для сжижения природного газа и его регазификации [Патент RU 2212600 С1, 20.09.2003, F25J 1/02], состоящая из системы регазификации, транспортных средства для перемещения холодного и теплого теплоносителей, транспортного средства для перемещения СПГ из резервуара в резервуар-газификатор. Система сжижения газа снабжена теплообменником-подогревателем и дополнительным компрессором, линия всасывания которого через теплообменник-подогреватель соединена с паровым пространством резервуара сжиженного газа, а линия нагнетания - с газопроводом или с линией всасывания компрессора высокого давления. В качестве теплоносителя в известном изобретении использована смесь углеводородов, температуры кипения и кристаллизации которой регулируются изменением ее состава и давления.The closest in technical essence to the claimed technical solution is a plant for liquefying natural gas and its regasification [Patent RU 2212600 C1, 20.09.2003, F25J 1/02], consisting of a regasification system, a vehicle for moving cold and warm coolants, a vehicle to move LNG from the tank to the gasifier tank. The gas liquefaction system is equipped with a heat exchanger-heater and an additional compressor, the suction line of which is connected through the heat exchanger-heater to the vapor space of the liquefied gas tank, and the discharge line is connected to a gas pipeline or to the suction line of a high-pressure compressor. As a coolant in the known invention, a mixture of hydrocarbons is used, the boiling and crystallization temperatures of which are controlled by changing its composition and pressure.
Одним из недостатков известного изобретения является тот факт, что в качестве так называемого смесевого хладагента (СХА), используемого в качестве теплоносителя, предлагается применять смесь пропана и бутана определенного процентного соотношения - 50% пропана и 50% бутана при давлении 0,4 МПа. В настоящее время при производстве СПГ в качестве хладагентов применяются смеси легких углеводородов и азота. Например, в технологии Shell DMR в контуре предварительного охлаждения используется хладагент, состоящий из метана, этана и пропана, а в контуре сжижения хладагент представляет собой смесь азота, метана, этана и пропана. Таким образом, ограничение по процентному содержанию компонентов в СХА снижает эффективность процесса производства СПГ.One of the disadvantages of the known invention is the fact that it is proposed to use a mixture of propane and butane of a certain percentage - 50% propane and 50% butane at a pressure of 0.4 MPa as the so-called mixed refrigerant (SHA) used as a coolant. Currently, LNG production uses mixtures of light hydrocarbons and nitrogen as refrigerants. For example, Shell DMR technology uses a refrigerant mixture of methane, ethane and propane in the pre-cooling circuit, while the refrigerant in the liquefaction circuit is a mixture of nitrogen, methane, ethane and propane. Thus, the limitation on the percentage of components in the SCA reduces the efficiency of the LNG production process.
Еще одним недостатком известного решения является то, что охлаждение и частичное сжижение газа, отбираемого от источника газа, осуществляется за счет нагревания промежуточного теплоносителя, который должен периодически доставляться отдельной автоцистерной и сливаться в специальную емкость, что приводит к существенному удорожанию процесса производства СПГ.Another disadvantage of the known solution is that the cooling and partial liquefaction of the gas taken from the gas source is carried out by heating the intermediate coolant, which must be periodically delivered by a separate tank truck and drained into a special container, which leads to a significant increase in the cost of the LNG production process.
Так же к недостаткам известной установки следует отнести непроработанное решение по экономии вырабатываемого холодильного потенциала при производстве, транспортировке и хранении СПГ поскольку в контуре предварительного охлаждения природный газ будет частично конденсироваться из-за чего будет происходить неравномерное распределение газового потока. При малотоннажном производстве СПГ процесс конденсации газа за счет нагревания теплоносителя малоэффективен, требует увеличения количества циркулирующего теплоносителя и дополнительного оборудования, что, в конечном итоге, приводит к увеличению перепада давления в системе, снижению эффективности процесса сжижения и удорожанию системы в целом.Also, the disadvantages of the known installation include an undeveloped solution for saving the generated refrigeration potential during the production, transportation and storage of LNG, since natural gas will partially condense in the pre-cooling circuit, which will cause an uneven distribution of the gas flow. In small-scale LNG production, the process of gas condensation by heating the coolant is inefficient, requires an increase in the amount of circulating coolant and additional equipment, which ultimately leads to an increase in the pressure drop in the system, a decrease in the efficiency of the liquefaction process, and an increase in the cost of the system as a whole.
Сжижение природного газа осуществляется при охлаждении его до температуры насыщения, которая соответствует давлению получаемого СПГ. Для получения низкотемпературных и криогенных жидкостей, как правило, затрачивается большое количество электроэнергии, то есть процесс сжижения является достаточно энергоемким. Например, известный азотный цикл сжижения природного газа [Кузьменко И.Ф., Передельский В.А. Установки сжижения природного газа на базе детандерных азотных циклов // Технические газы. - 2010. - №2. - с. 39-43], в основе которого лежит циркуляция азота в замкнутом контуре, содержащем компрессоры и турбины. Недостатком указанного способа сжижения природного газа является высокий уровень потребления электроэнергии. Если учесть тот факт, что цены на сжиженный газ постоянно растут, проблема сбережения электроэнергии при его производстве и транспортировке является актуальной.Liquefaction of natural gas is carried out by cooling it to saturation temperature, which corresponds to the pressure of the resulting LNG. To obtain low-temperature and cryogenic liquids, as a rule, a large amount of electricity is spent, that is, the liquefaction process is quite energy-intensive. For example, the well-known nitrogen cycle of natural gas liquefaction [Kuzmenko I.F., Peredelsky V.A. Natural gas liquefaction plants based on expander nitrogen cycles // Technical gases. - 2010. - No. 2. - With. 39-43], which is based on the circulation of nitrogen in a closed circuit containing compressors and turbines. The disadvantage of this method of liquefying natural gas is the high level of electricity consumption. Given the fact that prices for liquefied gas are constantly growing, the problem of saving electricity during its production and transportation is relevant.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности объединенного процесса производства и транспортировки сжиженного природного газа для обеспечения надежного газоснабжения потребителей.The objective of the present invention is to increase the efficiency of the combined process of production and transportation of liquefied natural gas to ensure a reliable gas supply to consumers.
Техническая проблема, на решение которой направлено настоящее изобретение, заключается в повышении эффективности, технико-экономических показателей и уровня безопасности производства и транспортировки сжиженного природного газа за счет расширения географии поставок природного газа в жидком и газообразном состоянии на конкретные объекты с учетом специфики их размещения и дополнительного использования холодильного потенциала, получаемого при регазификации сжиженного природного газа, в процессе его производства и транспортировки.The technical problem to be solved by the present invention is to increase the efficiency, technical and economic indicators and the level of safety of production and transportation of liquefied natural gas by expanding the geography of supplies of natural gas in liquid and gaseous state to specific facilities, taking into account the specifics of their location and additional use of the refrigeration potential obtained during the regasification of liquefied natural gas in the process of its production and transportation.
Технический результат, обеспечиваемый изобретением, заключается в сведении к минимуму количества бесполезно расходуемого холодильного потенциала, полученного при регазификации СПГ, путем возвращения хладагента обратно на завод мало- и среднетоннажного производства СПГ и его использованию для предварительного охлаждения природного газа в цикле сжижения. Объединение выгод от процесса сжижения и транспортировки с использованием одного и того же хладагента результативно с точки зрения термодинамической эффективности, простоты технологии и оборудования, обеспечивающих снижение затрат на транспортировку и хранение СПГ, минимизации технических рисков и оптимизации бесперебойности системы.The technical result provided by the invention is to minimize the amount of wasted refrigeration potential obtained during LNG regasification by returning the refrigerant back to the LNG plant and using it to pre-cool natural gas in the liquefaction cycle. Combining the benefits of liquefaction and transportation using the same refrigerant is beneficial in terms of thermodynamic efficiency, process and equipment simplicity, reducing LNG transportation and storage costs, minimizing technical risks, and optimizing system continuity.
Указанный технический результат достигается тем, что известный способ транспортировки сжиженного природного газа, содержит: установку ожижения, базовое хранилище СПГ на заводе мало- и среднетоннажного производства СПГ (накопительные криогенные емкости СПГ), хранилище у потребителя (накопительные криогенные емкости СПГ), транспортные средства доставки газа потребителям (автомобильные или железнодорожные криогенные цистерны), средства газификации у потребителей газового топлива.This technical result is achieved by the fact that the known method of transporting liquefied natural gas contains: a liquefaction plant, an LNG base storage at a low- and medium-scale LNG production plant (LNG storage cryogenic tanks), a storage at the consumer (LNG storage cryogenic tanks), delivery vehicles gas to consumers (automobile or railway cryogenic tanks), means of gasification at consumers of gas fuel.
При осуществлении объединенного способа производства и транспортировки сжиженного природного газа регазификация СПГ происходит в теплообменнике, греющим теплоносителем которого является перевозимый в криогенной цистерне хладагент, а редуцирование природного газа осуществляют в пункте редуцирования газа (ПРГ).When implementing the combined method for the production and transportation of liquefied natural gas, LNG regasification occurs in a heat exchanger, the heating coolant of which is the refrigerant transported in a cryogenic tank, and natural gas reduction is carried out at a gas reduction point (GRP).
Предварительное охлаждение природного газа производят в теплообменнике с хладагентом в охлаждающем контуре и холодильный потенциал, полученный при регазификации СПГ, возвращают обратно на завод мало- и среднетоннажного производства СПГ и используют для предварительного охлаждения природного газа в цикле ожижения. Эффективность ожижения улучшается с увеличением давления и, соответственно, давление ожижения природного газа должно быть выше критического давления метана (как основного компонента природного газа) с целью минимизации расхода энергии для процесса производства СПГ.Pre-cooling of natural gas is carried out in a heat exchanger with a refrigerant in the cooling loop and the refrigeration potential obtained from LNG regasification is returned back to the small and medium-sized LNG plant and used to pre-cool the natural gas in the liquefaction cycle. The liquefaction efficiency improves with increasing pressure and, accordingly, the natural gas liquefaction pressure must be higher than the critical pressure of methane (as the main component of natural gas) in order to minimize the energy consumption for the LNG production process.
Транспортировку СПГ осуществляют в криогенной цистерне, содержащей основную оболочку, внутри которой размещен сосуд для перевозки газа, между основной оболочкой и сосудом для перевозки газа установлена и закреплена дополнительная оболочка и пространство между основной и дополнительной оболочкой используют для перевозки хладагента, поддерживающего отрицательную температуру в цистерне в процессе транспортировки газа, а пространство между дополнительной оболочкой и сосудом заполнено изолирующим материалом низкой плотности, минимально увеличивающим вес цистерны, и предотвращающим тепловое взаимодействие между внутренним сосудом и наружной полостью. В качестве изолирующего материала используется, например экранно-вакуумная теплоизоляция (суперизоляция), представляющая систему параллельных или концентрических (соосных) газопроницаемых металлических пленок, нанесенных на подложку, разобщенных между собой пористой прокладкой, изготовленной из материала с высоким коэффициентом теплового сопротивления, обеспечивающая малую степень поглощения теплового излучения и малую степень аккомодации энергии молекул межэкранного газа при высокой и стабильной адсорбционной способности металлических пленок и позволяющая защитить цистерну, работающую при криогенных температурах, от теплопритоков. Коэффициент теплопроводности изоляции равен (2-3)×10-5 Вт/(м×K). Или экранно-вакуумно-порошковая изоляция, пространство в которой между соседними парами «экран-прокладка» заполнено тонкодисперсным порошком, уменьшающим перенос тепла остаточным газом уже при относительно низком вакууме. При этом экраны позволяют снизить теплоприток излучением по сравнению с порошково-вакуумной изоляцией.LNG transportation is carried out in a cryogenic tank containing a main shell, inside which a gas transportation vessel is located, an additional shell is installed and fixed between the main shell and the gas transportation vessel, and the space between the main and additional shells is used to transport a refrigerant that maintains a negative temperature in the tank in during gas transportation, and the space between the additional shell and the vessel is filled with a low-density insulating material that minimally increases the weight of the tank and prevents thermal interaction between the inner vessel and the outer cavity. As an insulating material, for example, screen-vacuum thermal insulation (super-insulation) is used, which is a system of parallel or concentric (coaxial) gas-permeable metal films deposited on a substrate, separated from each other by a porous gasket made of a material with a high coefficient of thermal resistance, providing a low degree of absorption thermal radiation and a low degree of accommodation of the energy of the inter-screen gas molecules with a high and stable adsorption capacity of metal films and allows you to protect the tank, operating at cryogenic temperatures, from heat inflows. The thermal conductivity of the insulation is (2-3)×10 -5 W/(m×K). Or screen-vacuum-powder insulation, the space in which between adjacent “screen-gasket” pairs is filled with fine powder, which reduces the heat transfer by the residual gas already at a relatively low vacuum. At the same time, the screens make it possible to reduce heat gain by radiation compared to powder-vacuum insulation.
При этом в целях обеспечения безопасности диаметры сбросных отверстий и предохранительных клапанов соответствуют объему СПГ в накопительной емкости и криогенной цистерне.At the same time, in order to ensure safety, the diameters of the discharge holes and safety valves correspond to the volume of LNG in the storage tank and the cryogenic tank.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на Фиг. 1 представлена схема объединенного способа производства и транспортировки сжиженного природного газа от установки по ожижению до конечного потребителя, на Фиг. 2 представлен объединенный способ производства и транспортировки сжиженного природного газа от потребителя до установки по ожижению. Позиции на чертежах обозначают следующее: 1 - криогенная цистерна; 2 - погружной центробежный криогенный насос; 3 - насос для перекачки хладагента; 4 - накопительная криогенная емкость СПГ; 5 - накопительная емкость для хладагента; 6 - теплообменный аппарат; 7 - испаритель-подогреватель; 8 - участок налива СПГ и нагретого хладагента (показан пунктирной линией); 9 - участок выдачи охлажденного хладагента (показан пунктирной линией); 10 - блок редуцирования; 11 - сеть газораспределения; 12 - завод по мало- и среднетоннажному производству сжиженного природного газа (показан пунктирной линией); 13 - магистральный газопровод; 14 - участок налива охлажденного хладагента (показан пунктирной линией); 15 - участок выдачи СПГ и нагретого хладагента (показан пунктирной линией); 16 - компрессорная станция; 17 - блок ожижения.The essence of the invention is illustrated by drawings, where in Fig. 1 is a diagram of an integrated process for the production and transport of liquefied natural gas from the liquefaction plant to the end user, FIG. 2 shows an integrated process for the production and transport of liquefied natural gas from a consumer to a liquefaction plant. Positions in the drawings indicate the following: 1 - cryogenic tank; 2 - submersible centrifugal cryogenic pump; 3 - pump for refrigerant pumping; 4 - LNG storage cryogenic tank; 5 - storage tank for refrigerant; 6 - heat exchanger; 7 - evaporator-heater; 8 - section for loading LNG and heated refrigerant (shown by a dotted line); 9 - section for the issuance of a cooled refrigerant (shown by a dotted line); 10 - reduction block; 11 - gas distribution network; 12 - plant for small- and medium-tonnage production of liquefied natural gas (shown by a dotted line); 13 - main gas pipeline; 14 - section for loading the cooled refrigerant (shown by a dotted line); 15 - area for the issuance of LNG and heated refrigerant (shown by a dotted line); 16 - compressor station; 17 - liquefaction unit.
Объединенный способ производства и транспортировки сжиженного природного газа осуществляют следующим образом.The integrated method for the production and transportation of liquefied natural gas is carried out as follows.
На заводе по мало- и среднетоннажному производству сжиженного природного газа 12 сжиженный природный газ при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 из накопительной криогенной емкости СПГ 4 закачивают в криогенную цистерну 1 на участке налива СПГ и нагретого хладагента 8. В пространство между наружной оболочкой и дополнительной оболочкой криогенной цистерны 1 из накопительной емкости для хладагента 5 при помощи насоса для перекачки хладагента 3 подают нагретый в теплообменном аппарате 6 хладагент и доставляют хладагент и СПГ потребителям на участок выдачи СПГ и нагретого хладагента 15, где СПГ с помощью погружного центробежного криогенного насоса 2, а хладагент с помощью насоса для перекачки хладагента 3 подают в испаритель-подогреватель 7, откуда регазифицированный природный газ, отвечающий требованиям ГОСТ Р 57431-2017, подают в блок редуцирования 10, после снижения давления в котором, он поступает в существующую сеть газораспределения 11. Хладагент с помощью погружного центробежного криогенного насоса 2 поступает в криогенную цистерну 1 на участке налива охлажденного хладагента 14, после чего цистерну транспортируют на завод мало- и среднетоннажного производства СПГ 12, где охлажденный хладагент на участке выдачи охлажденного хладагента 9 при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 подают в теплообменный аппарат 6, представляющий, в том числе, несколько ступеней охлаждения, после чего нагретый хладагент подают в накопительную емкость для хладагента 5. Сжиженный природный газ после блока ожижения 17 на заводе мало- и среднетоннажного производства СПГ 12 при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 подают в накопительную криогенную емкость СПГ 4.At the plant for small- and medium-scale production of liquefied
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Стадии предварительной обработки, которые можно использовать в настоящем изобретении, обычно начинаются с известных стадий получения СПГ - очистка, осушка. После отделения тяжелых фракций с помощью низкотемпературной сепарации (на схеме данная технологическая ступень не показана) подготовленный к сжижению газ под давлением (например, 0,3-0,5 МПа при малотоннажном производстве сжиженного природного газа) последовательно охлаждают в низкотемпературном теплообменном аппарате (теплообменнике-конденсаторе) 6 примерно до минус 160°С (в зависимости от компонентного состава СПГ температура кипения находится в диапазоне от минус 166°С до минус 157°С при атмосферном давлении). Теплообменный аппарат 6 представляет несколько ступеней охлаждения для возможности испарения хладагента при различных давлениях. После чего поток газа компримируют на компрессорной станции 16 и направляют в блок ожижения 17 на заводе мало- и среднетоннажного производства СПГ 12, сжижают и подают под собственным давлением для хранения в накопительные криогенные емкости СПГ 4, предназначенные для хранения сред со сверхнизкими температурами (например, системы хранения СПГ на базе блочных систем (БСХП) с использованием криогенных резервуаров с экранно-вакуумной суперизоляцией), откуда сжиженный природный газ при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 (например, марки НЦ-ТС или ЦПГ-П) перекачивают в пространство сосуда криогенной цистерны 1 на участке налива СПГ и нагретого хладагента 8. Криогенная цистерна 1 содержит основную оболочку, внутри которой размещен сосуд для перевозки газа, между основной оболочкой и сосудом для перевозки газа установлена и закреплена дополнительная оболочка и пространство между основной и дополнительной оболочкой используют для перевозки хладагентов, а пространство между дополнительной оболочкой и сосудом заполнено изолирующим материалом низкой плотности, минимально увеличивающим вес цистерны, например экранно-вакуумно-порошковой изоляцией. Криогенная цистерна 1 снабжена арматурой, приборами для замера уровня, давления и температуры, предохранительными устройствами от превышения рабочего давления во внутреннем сосуде, теплоизолирующей полости и трубопроводах (на схеме не показаны). Температура СПГ принимается равной минус 161,5°С, что обеспечивает невскипание при транспортировке. В пространство между наружной оболочкой и дополнительной оболочкой криогенной цистерны 1, из накопительной емкости для хладагента 5 при помощи насоса для перекачки хладагента 3 (например, электронасос марки БЭН) подают хладагент. Температура хладагента равна температуре окружающей среды и составляет примерно минус 27°С для холодного периода. После наполнения криогенной цистерны 1 сжиженным природным газом и хладагентом, она доставляет их при помощи автомобильного или железнодорожного транспорта потребителям на участок выдачи СПГ и нагретого хладагента 15. У потребителей посредством погружного центробежного криогенного насоса 2 (например, марки НЦ-ТС или ЦПГ-П) СПГ перекачивают в накопительные криогенные емкости СПГ 4 (например, марки БСХП) или резервуары мембранного типа, откуда при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 (например, марки НЦ-ТС или ЦПГ-П) направляют в испаритель-подогреватель 7 (например, атмосферный испаритель ИКЖ-А и электрический подогреватель газа во взрывозащищенном исполнении). Хладагент с помощью электронасоса 3 (например, электронасос марки БЭН) также перекачивают в испаритель-подогреватель 7, в котором хладагент через разделяющую стенку обменивается тепловой энергией с СПГ. В результате теплообмена хладагент понижает свою температуру ориентировочно до минус 130°С, а СПГ нагревается ориентировочно до минус 25°С и испаряется, превращаясь в природный газ. После испарителя-подогревателя 7 природный газ под собственным давлением, равным, например 1,2 МПа, подают в блок редуцирования 10, где происходит снижение давления газа до требуемого потребителю, например до 3-5 кПа для подачи в сеть газораспределения 11 низкого давления. Давление поддерживается автоматически с помощью регулятора давления и не требует подвода электричества, а также присутствия оператора. У потребителей система приема, хранения и регазификации СПГ предназначена для обеспечения природным газом, газифицированным из сжиженного, и поддержания параметров выдаваемого потребителю газа в заданных пределах по давлению, температуре и расходу. В состав системы входят (на схеме не показываются): заправочная колонка, криогенные трубопроводы и арматура, пункты редуцирования газа, коммерческие узлы расхода газа и система контроля параметров. Температура газа после испарителя на 3÷5°С (составляет примерно минус 29°С) ниже температуры окружающей среды. В холодное время года природный газ может дополнительно подогреваться в электроподогревателях (на схеме не показаны). Температура газа на выходе из подогревателей автоматически поддерживается в диапазоне от минус 10 до 0°С. В пункте редуцирования газ в автоматическом режиме редуцируют до рабочего давления газоиспользующих приборов потребителей, не превышающим для низкого давления 5 кПа. Хладагент после испарителя-подогревателя 7 с помощью погружного центробежного криогенного насоса 2 (например, марки НЦ-ТС или ЦПГ-П), поступает в предварительно очищенное от СПГ пространство сосуда криогенной цистерны 1 на участке налива охлажденного хладагента 14. После наполнения сосуда криогенной цистерны 1 хладагентом, цистерну транспортируют автомобильным или железнодорожным транспортом к заводу мало- и среднетоннажного производства СПГ 12. Экономия энергии, затрачиваемой на получение холода, происходит благодаря тому, что поступивший на завод мало- и среднетоннажного производства СПГ 12 от потребителя хладагент на участке выдачи охлажденного хладагента 9 при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 (например, марки НЦ-ТС или ЦПГ-П) подается в теплообменный аппарат 6 (например, спиральновитой теплообменник (СВТО)), где хладагент обменивается теплом с природным газом, поступающим, например, из магистрального газопровода 13. Предварительное охлаждение позволяет затрачивать меньше энергии на последующее охлаждение, сжатие в компрессорном агрегате 16 и сжижение природного газа в блоке ожижения 17. Хладагент, нагревшийся от природного газа в теплообменном аппарате 6, при помощи насоса для перекачки хладагента 3 подается в накопительную емкость для хладагента 5. Сжиженный природный газ после блока ожижения 17 при помощи погружного центробежного криогенного насоса 2 (например, марки НЦ-ТС или ЦПГ-П) подается в накопительные криогенные емкости СПГ 4.The pre-treatment steps that can be used in the present invention usually begin with the known LNG production steps - purification, dehydration. After separating heavy fractions using low-temperature separation (this technological stage is not shown in the diagram), the gas prepared for liquefaction under pressure (for example, 0.3-0.5 MPa for small-scale production of liquefied natural gas) is successively cooled in a low-temperature heat exchanger (heat exchanger- condenser) 6 to approximately minus 160°C (depending on the LNG composition, the boiling point ranges from minus 166°C to minus 157°C at atmospheric pressure). The
Одной из задач для реализации предлагаемого способа является подбор хладагента. Основными требованиями, предъявляемыми к хладагенту, является низкая температура плавления, близкая к температуре сжиженного природного газа при нормальных условиях и относительно высокая температура кипения, которая позволяла бы транспортировать хладагент в жидком состоянии без устройства дополнительной наружной тепловой изоляции. Также хладагент должен быть не агрессивен к материалу цистерны, и оставаться стабильным на весь период эксплуатации.One of the tasks for the implementation of the proposed method is the selection of the refrigerant. The main requirements for the refrigerant are a low melting point, close to the temperature of liquefied natural gas under normal conditions, and a relatively high boiling point, which would allow the refrigerant to be transported in a liquid state without additional external thermal insulation. Also, the refrigerant must not be aggressive to the material of the tank, and remain stable for the entire period of operation.
По результатам анализа в качестве хладагентов предлагается использовать чистые компоненты, так называемые природные хладагенты, например, диметиловый эфир (ДМЭ), являющийся бесцветным, химически инертным газом высокой степени очистки, без запаха, нетоксичным для потребителя, не оказывающим влияния на окружающую среду с низким выбросом летучих органических соединений или изопентан.According to the results of the analysis, it is proposed to use pure components as refrigerants, the so-called natural refrigerants, for example, dimethyl ether (DME), which is a colorless, chemically inert, highly purified gas, odorless, non-toxic to the consumer, does not affect the environment with low emissions volatile organic compounds or isopentane.
Для оценки экономической эффективности применения предлагаемого объединенного способа производства и транспортировки сжиженного природного газа различным категориям потребителей было проведено его сравнение с базовым (существующим) способом. В качестве базового варианта принята схема газоснабжения потребителей на базе сжиженного природного газа с помощью автомобильной криогенной цистерны-полуприцепа. Предлагаемый вариант реализуется с помощью разработанной авторами конструкции криогенной цистерны [Полезная модель RU №115309 Цистерна для транспортировки сжиженного природного газа, В60Р 3/22 (2006.01)]. Технические характеристики базовой и предлагаемой цистерны представлены в таблице 1.To assess the economic efficiency of the proposed integrated method for the production and transportation of liquefied natural gas to various categories of consumers, it was compared with the basic (existing) method. As a basic option, a gas supply scheme for consumers based on liquefied natural gas using an automobile cryogenic tank-semi-trailer was adopted. The proposed option is implemented using the cryogenic tank design developed by the authors [Useful model RU No. 115309 Tank for transporting liquefied natural gas,
Для определения теплоемкости хладагента в жидком состоянии воспользуемся уравнением Роулинсона-Бонди:To determine the heat capacity of the refrigerant in the liquid state, we use the Rawlinson-Bondi equation:
где - приведенная температура.Where - reduced temperature.
Ориентировочная средняя теплоемкость равна . Количество тепла, необходимое для испарения 16 м3 СПГ, составляет 3486 МДж. Следовательно, для испарения 16 м3 СПГ потребуется хладагент в количестве: .The approximate average heat capacity is . The amount of heat required to vaporize 16 m3 of LNG is 3486 MJ. Therefore, for the evaporation of 16 m 3 LNG, a refrigerant is required in the amount of: .
Ожидаемые результаты принимаем одинаковыми, то есть R1t=R2t. Горизонт расчетов считаем равным сроку службы системы: .We accept the expected results as the same, that is, R 1t =R 2t . The calculation horizon is considered equal to the service life of the system: .
Экономический эффект:Economic effect:
где К1р, К2р - капитальные вложения в р-тый элемент системы по базовому и предлагаемому вариантам, соответственно, руб; m - номер очередных капитальных вложений; n - количество очередных капитальных вложений (количество замен р-того элемента за срок службы системы); t=mt0 - год очередных капитальных вложений; t0 - срок службы р-того элемента системы, лет; α - коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год; И1, И2 - эксплуатационные расходы на обслуживание, энергетические ресурсы по базовому и предлагаемому вариантам, соответственно, руб./год; t - номер года эксплуатации; Т - срок службы системы, лет; Е - норма дисконта, 1/год, принимается равной средней кредитной ставке банка в условиях рыночной экономики, 1/год.where K 1p , K 2p - capital investments in the p-th element of the system according to the basic and proposed options, respectively, rub; m - number of the next capital investments; n is the number of regular capital investments (the number of replacements of the p-th element over the life of the system); t=mt 0 - year of next capital investments; t 0 - service life of the p-th element of the system, years; α - coefficient of efficiency of capital investments, 1/year; And 1 , And 2 - operating costs for maintenance, energy resources for the basic and proposed options, respectively, rub./year; t is the number of the year of operation; T is the service life of the system, years; E - discount rate, 1/year, is taken equal to the average bank lending rate in a market economy, 1/year.
Количество замен р-того элемента за срок службы системы:The number of replacements of the p-th element during the service life of the system:
Так как производство цистерн осуществляется в пределах одного года, капитальные вложения для обоих вариантов не дисконтируются во времени. При проведении расчета по принципу нетто не учитываются составляющие капитальных и эксплуатационных затрат, одинаковых для обоих вариантов.Since the production of tanks is carried out within one year, the capital investments for both options are not discounted over time. When calculating on a net basis, the components of capital and operating costs, which are the same for both options, are not taken into account.
Капитальные вложения по базовому варианту определяются как:Capital investments under the base case are defined as:
где K1 - капитальные затраты в транспортную цистерну, принимаются по прейскурантам заводов-изготовителей, руб.where K 1 - capital costs in the transport tank, are taken according to the price lists of manufacturers, rub.
Приведенный поправочный коэффициент ψпр:Reduced correction factor ψ pr :
ψпр=ψнр⋅ψпн⋅ψндс,ψ pr \u003d ψ nr ⋅ψ mon ⋅ψ vat ,
где ψнр _ коэффициент, учитывающий удорожание работ за счет накладных расходов;where ψ nr _ coefficient taking into account the increase in the cost of work due to overhead costs;
ψпн - коэффициент, учитывающий удорожание работ за счет плановых накоплений;ψ mon - coefficient taking into account the rise in the cost of work due to planned savings;
ψндс - коэффициент, учитывающий налог на добавленную стоимость.ψ vat - coefficient taking into account value added tax.
Капитальные вложения по базовому варианту составят:Capital investments under the base case will be:
Эксплуатационные затраты по базовому варианту определяются по формуле:The operating costs for the base case are determined by the formula:
где сэ - стоимость 1 МВт⋅ч электроэнергии, расходуемой компрессором, руб/(МВт⋅ч); gэ - количество электроэнергии, потребляемое компрессором по базовому варианту, кВт⋅ч/(кг СПГ),; mспг - масса СПГ перемещаемая одной цистерной, кг; τг - продолжительность эксплуатации компрессора в течении года, дней/год; ϕ1 - доля годовых отчислений на эксплуатацию криогенной цистерны.where c e is the cost of 1 MWh of electricity consumed by the compressor, rub/(MWh); g e - the amount of electricity consumed by the compressor according to the base case, kWh / (kg LNG); m LNG is the mass of LNG transported by one tank, kg; τ g - duration of operation of the compressor during the year, days / year; ϕ 1 - the share of annual deductions for the operation of a cryogenic tank.
Эксплуатационные затраты составят:Operating costs will be:
Интегральные затраты по базовому варианту за весь срок эксплуатации цистерны составят: З1=34,721 млн руб.Integral costs for the base case for the entire life of the tank will be: Z 1 =34.721 million rubles.
Капитальные вложения по предлагаемому варианту составят:Capital investments under the proposed option will be:
где K2 - капитальные затраты в транспортную цистерну, приняты по прейскуранту, с учетом вносимых изменений в конструкцию, руб.where K 2 - capital costs in the transport tank, taken according to the price list, taking into account changes to the design, rub.
Эксплуатационные расходы по предлагаемому варианту определяются по формуле:The operating costs for the proposed option are determined by the formula:
где ст - стоимость 1 л дизельного топлива, дополнительно расходуемого на перевозку хладагента, руб; ℓ - расстояние пройденное цистерной до населенного пункта и обратно, принимается по результатам оптимизационных расчетов, км. При этом длина пути соответствует одной смене в день; gт - количество дополнительно расходуемого топлива на перевозку хладагента из расчета на 1 кг СПГ, л/км⋅(кг СПГ); τг - продолжительность эксплуатации цистерны в течение года, дней/год; ϕ2 - доля годовых отчислений на эксплуатацию криогенной цистерны.where c t is the cost of 1 liter of diesel fuel, additionally spent on the transportation of refrigerant, rub; ℓ - the distance traveled by the tanker to the settlement and back, is taken according to the results of optimization calculations, km. In this case, the length of the path corresponds to one shift per day; g t is the amount of additionally consumed fuel for the transportation of refrigerant per 1 kg of LNG, l/km⋅(kg of LNG); τ g - duration of operation of the tank during the year, days / year; ϕ 2 - the share of annual deductions for the operation of a cryogenic tank.
Аппроксимирующее выражение для определения затрат энергии компрессора при различных соотношениях масс хладагента и СПГ:Approximation expression for determining the energy costs of the compressor at various ratios of the masses of the refrigerant and LNG:
Расходы по эксплуатации предлагаемого варианта составят:The operating costs of the proposed option will be:
Интегральные затраты за весь срок эксплуатации по предлагаемому варианту: З2=30,13 млн руб.Integral costs for the entire life of the proposed option: Z 2 =30.13 million rubles.
Чистый дисконтированный доход по сравниваемым вариантам:Net present value of the compared options:
где τ - номер года эксплуатации; Т - срок службы системы, лет; - экономия затрат на электроэнергию при производстве СПГ, руб.; - стоимостная оценка эффекта при сравнении затрат на топливо при транспортировке СПГ, руб.; - разность затрат на эксплуатацию цистерны по базовому и предлагаемому варианту, руб.where τ is the number of the year of operation; T is the service life of the system, years; - savings in electricity costs in the production of LNG, rub.; - valuation of the effect when comparing fuel costs for LNG transportation, rub.; - the difference in the cost of operating the tank according to the basic and proposed options, rub.
В результате получим: ΔZΣ=6,419 млн руб.As a result, we get: ΔZ Σ =6.419 million rubles.
Экономический эффект от применения предлагаемого объединенного способа:The economic effect of the proposed combined method:
Эг=З1-З2=4,471 млн руб,E g \u003d W 1 - W 2 \u003d 4.471 million rubles,
или в относительном выражении: Δ=12,9%.or in relative terms: Δ=12.9%.
Проведенный анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественных всем признакам заявленного объединенного способа производства и транспортировки сжиженного природного газа, отсутствуют. Следовательно, заявленные варианты технических решений соответствуют условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art made it possible to establish that there are no analogues characterized by sets of features identical to all the features of the claimed combined method of production and transportation of liquefied natural gas. Therefore, the claimed variants of technical solutions meet the condition of patentability "novelty".
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых вариантов технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The results of the search for known solutions in this field of technology in order to identify features that match the distinguishing features of the prototype of the proposed options for technical solutions have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the level of technology determined by the applicant, the popularity of the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result has not been revealed. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "inventive step".
Предлагаемое техническое решение может быть использовано в цикле предварительного сжижения природного газа и доставке сжиженного природного газа потребителям, удаленным от магистральных газопроводов сетевого природного газа. Следовательно, заявляемый вариант технического решения соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The proposed technical solution can be used in the cycle of preliminary liquefaction of natural gas and the delivery of liquefied natural gas to consumers remote from the main gas pipelines of network natural gas. Therefore, the claimed version of the technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
Использование предлагаемого объединенного способа производства и транспортировки сжиженного природного газа для газоснабжения зданий, промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей позволит значительно повысить уровень инженерного сервиса, расширить функциональные возможности установок сжиженного природного газа без дополнительных затрат энергии.The use of the proposed combined method of production and transportation of liquefied natural gas for gas supply to buildings, industrial, municipal and agricultural consumers will significantly increase the level of engineering service, expand the functionality of liquefied natural gas installations without additional energy costs.
Техническим результатом данного изобретения является повышение эффективности и экономичности объединенного способа производства и сжиженного природного газа, обеспечение простоты конструктивной схемы, эксплуатационной надежности, долговечности, техники безопасности работы обслуживающего персонала транспортных средств, улучшение экологической обстановки за счет отсутствия выбросов метана в атмосферу, так как при работе предлагаемого способа не происходит никаких химических реакций и не выделяются ни вредные вещества, ни тепло. Следовательно, такой объединенный способ производства и транспортировки сжиженного природного газа является абсолютно экологически чистым и не способствует глобальному потеплению климата.The technical result of this invention is to increase the efficiency and economy of the combined production method and liquefied natural gas, to ensure the simplicity of the design scheme, operational reliability, durability, safety precautions for vehicle maintenance personnel, improve the environmental situation due to the absence of methane emissions into the atmosphere, since during operation the proposed method does not occur any chemical reactions and neither harmful substances nor heat are released. Therefore, such an integrated method of production and transportation of liquefied natural gas is absolutely environmentally friendly and does not contribute to global warming.
Особенностью предлагаемого объединенного способа производства и транспортировки сжиженного природного газа является то, что данная технология может быть использована в качестве дополнения к традиционному газоснабжению посредством строительства газораспределительной системы и позволяет обеспечить потенциальных потребителей газовым топливом. Реализация предлагаемого способа не требует существенной реконструкции газотранспортной системы. Использование способа позволит повысить эффективность газоснабжения за счет сокращения расхода энергии на транспортировку сжиженного природного газа за счет использования вырабатываемого холодильного потенциала в производственных целях.A feature of the proposed combined method for the production and transportation of liquefied natural gas is that this technology can be used as a supplement to traditional gas supply through the construction of a gas distribution system and allows providing potential consumers with gas fuel. Implementation of the proposed method does not require significant reconstruction of the gas transmission system. Using the method will improve the efficiency of gas supply by reducing energy consumption for the transportation of liquefied natural gas by using the generated refrigeration potential for production purposes.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2790510C1 true RU2790510C1 (en) | 2023-02-21 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3535885A (en) * | 1965-02-05 | 1970-10-27 | Shell Oil Co | Method of transporting natural gas |
RU2212600C1 (en) * | 2002-03-27 | 2003-09-20 | Горбачев Станислав Прокофьевич | Apparatus for natural gas liquefaction and regasification |
RU2391600C2 (en) * | 2008-06-19 | 2010-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский физико-технический институт (государственный университет)" | Method of natural gas transportation |
RU115309U1 (en) * | 2011-07-21 | 2012-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Саратовский государственный технический университет" (СГТУ) | LIQUEFIED NATURAL GAS TRANSPORTATION TANK |
CN109764238A (en) * | 2019-01-25 | 2019-05-17 | 大连理工大学 | A kind of natural gas storing-transport-based on Hydrate Technology utilizes integrated apparatus |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3535885A (en) * | 1965-02-05 | 1970-10-27 | Shell Oil Co | Method of transporting natural gas |
RU2212600C1 (en) * | 2002-03-27 | 2003-09-20 | Горбачев Станислав Прокофьевич | Apparatus for natural gas liquefaction and regasification |
RU2391600C2 (en) * | 2008-06-19 | 2010-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский физико-технический институт (государственный университет)" | Method of natural gas transportation |
RU115309U1 (en) * | 2011-07-21 | 2012-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Саратовский государственный технический университет" (СГТУ) | LIQUEFIED NATURAL GAS TRANSPORTATION TANK |
CN109764238A (en) * | 2019-01-25 | 2019-05-17 | 大连理工大学 | A kind of natural gas storing-transport-based on Hydrate Technology utilizes integrated apparatus |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Dobrota et al. | Problem of boil-off in LNG supply chain | |
Chen et al. | Analysis of temperature and pressure changes in liquefied natural gas (LNG) cryogenic tanks | |
Al-Breiki et al. | Investigating the technical feasibility of various energy carriers for alternative and sustainable overseas energy transport scenarios | |
US7155917B2 (en) | Apparatus and methods for converting a cryogenic fluid into gas | |
CN101706037B (en) | Liquefied natural gas tank | |
EP2609007B1 (en) | A method and arrangement for providing lng fuel for ships | |
US7478975B2 (en) | Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods | |
RU2583172C2 (en) | Method of re-liquefying boil-off gas generated in storage tanks of liquid hydrogen | |
US20110277497A1 (en) | Method and apparatus for processing hydrocarbon liquefied gas | |
CN101228424A (en) | Liquid gas vaporization and measurement system and method | |
KR102646624B1 (en) | Method and system for processing gas in a gas storage facility for gas tankers | |
US20060254287A1 (en) | Cold compressed natural gas storage and transporation | |
Sharafian et al. | Performance analysis of liquefied natural gas storage tanks in refueling stations | |
US20080071596A1 (en) | Natural gas-based distribution system and method | |
Kim et al. | Operation scenario-based design methodology for large-scale storage systems of liquid hydrogen import terminal | |
Cebolla et al. | Assessment of hydrogen delivery options: feasibility of transport of green hydrogen within Europe | |
Medvedevа et al. | Theoretical substantiation of method of delivery liquefied natural gas | |
RU2790510C1 (en) | Integrated method for production and transportation of liquefied natural gas | |
US7293417B2 (en) | Methods and apparatus for processing, transporting and/or storing cryogenic fluids | |
JPH10274395A (en) | Natural gas regionally supplying system | |
Wordu et al. | Estimation of boil-off-gas BOG from refrigerated vessels in liquefied natural gas plant | |
Nassar | Comparisons and advantages of marine CNG Transportation | |
Bahgat | Proposed method for dealing with boil-off gas on board LNG carriers during loaded passage | |
Nerheim | Maritime LNG fuel systems for small vessels—A survey of patents | |
JPH10274396A (en) | Natural gas area utilizing system |