RU2812844C1 - Natural gas liquefaction system at compressor station of main gas pipeline - Google Patents
Natural gas liquefaction system at compressor station of main gas pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2812844C1 RU2812844C1 RU2023107916A RU2023107916A RU2812844C1 RU 2812844 C1 RU2812844 C1 RU 2812844C1 RU 2023107916 A RU2023107916 A RU 2023107916A RU 2023107916 A RU2023107916 A RU 2023107916A RU 2812844 C1 RU2812844 C1 RU 2812844C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- natural gas
- main
- unit
- pipeline
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 112
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 90
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000004260 weight control Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности, к технологии сжижения природного газа и может быть использована при эксплуатации компрессорной станции магистрального газопровода.The invention relates to the field of the gas industry, in particular, to the technology of liquefying natural gas and can be used in the operation of a compressor station of a main gas pipeline.
Известны различные технические решения по технологии сжижения природного газа на объектах магистрального газопровода (в условиях автогазонаполнительной компрессорной и газораспределительной станций) с использованием технологически замкнутого дроссельного рекуперативного цикла с дополнительным внешним охлаждением (RU 2295678 С2, 20.03.2007; RU 2665088 С1, 28.08.2018), общие недостатки которых заключаются в:Various technical solutions are known for the technology of liquefying natural gas at gas pipeline facilities (in the conditions of autogas filling compressor and gas distribution stations) using a technologically closed throttle recuperative cycle with additional external cooling (RU 2295678 C2, 03.20.2007; RU 2665088 C1, 08.28.2018) , the general disadvantages of which are:
- выпадении твердой фазы диоксида углерода в криогенной жидкости и, как следствие, в снижении надежности дросселирующего оборудования;- precipitation of the solid phase of carbon dioxide in the cryogenic liquid and, as a consequence, a decrease in the reliability of throttling equipment;
- меньшем, по сравнению с компрессорной станцией магистрального газопровода, диапазоном значений между входным и выходным давлением природного газа, а, соответственно, и в меньшем термодинамическом эффекте и, как следствие, в повышенном уровне энерго- и трудозатрат.- a smaller range of values between the inlet and outlet pressures of natural gas, compared to the compressor station of the main gas pipeline, and, accordingly, a smaller thermodynamic effect and, as a consequence, an increased level of energy and labor costs.
Известно устройство системы сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода (прототип), в котором предлагается очистку от всех присутствующих низкокипящих компонентов осуществлять в ректификационных колоннах, а повышение термодинамической эффективности процесса получения сжиженного природного газа достигать путем выработки дополнительной электроэнергии на собственные технологические нужды и увеличением коэффициента полезного действия газоперекачивающего агрегата компрессорной станции за счет повышения температуры топливного газа на входе в газотурбинную установку (RU 2694566, 16.07.2019).It is known to design a natural gas liquefaction system at a compressor station of a main gas pipeline (prototype), in which it is proposed to remove all present low-boiling components in distillation columns, and to increase the thermodynamic efficiency of the process of obtaining liquefied natural gas by generating additional electricity for its own technological needs and increasing the coefficient beneficial effect of the gas pumping unit of the compressor station by increasing the temperature of the fuel gas at the inlet to the gas turbine unit (RU 2694566, 07/16/2019).
Система сжижения природного газа по прототипу включает установку подготовки топливного и импульсного газа, газоперекачивающий агрегат с системой охлаждения масла и топливорегулирующей системой, блоки комплексной очистки, управляемые клапаны, дожимающий компрессор, блок ожижения, детандер-генератор, дроссели, ректификационные колонны, сепараторы, блок хранения сжиженного природного газа, теплообменные аппараты, подключенные к системам охлаждения масла компрессора и двигателя газоперекачивающего агрегата.The prototype natural gas liquefaction system includes a fuel and pulse gas preparation unit, a gas pumping unit with an oil cooling system and a fuel control system, complex cleaning units, controlled valves, a booster compressor, a liquefaction unit, an expander-generator, chokes, distillation columns, separators, a storage unit liquefied natural gas, heat exchangers connected to the oil cooling systems of the compressor and engine of the gas pumping unit.
Недостатками прототипа являются:The disadvantages of the prototype are:
1) излишняя (непроектная) термодинамическая нагрузка на тепловой ресурс основного и вспомогательного оборудования компрессорной станции, включенного в предложенную систему сжижения природного газа:1) excessive (non-design) thermodynamic load on the thermal resource of the main and auxiliary equipment of the compressor station included in the proposed natural gas liquefaction system:
- установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа;- installation for the preparation of fuel, starting and pulse gas;
- систему охлаждения масла в компрессоре и двигателе газотурбинной установки;- oil cooling system in the compressor and engine of the gas turbine unit;
- топливорегулирующую систему газоперекачивающего агрегата;- fuel control system of the gas pumping unit;
2) отвлечение значительного объема уже компримированного товарного газа от исполнения плановых показателей товарно-транспортной работы (основного вида деятельности) на организацию, дополнительно к технологическому циклу, «продукционного потока»;2) diversion of a significant volume of already compressed commercial gas from the implementation of planned indicators of commodity and transport work (the main activity) to organize, in addition to the technological cycle, a “product flow”;
3) необходимость (в непосредственной близости с объектами и участками газопроводов категории «В») размещения, конструирования обвязки и обслуживания несвойственного для эксплуатации компрессорной станции ректификационного оборудования, требующего дополнительного подвода топлива либо водяного пара и являющегося дополнительным потенциальным взрывопожароопасным источником из-за происходящих в нем процессов испарения и газообразования;3) the need (in close proximity to objects and sections of gas pipelines of category “B”) to place, design piping and maintain rectification equipment that is unusual for the operation of a compressor station, which requires an additional supply of fuel or water vapor and is an additional potential source of explosion and fire hazard due to the events occurring in it processes of evaporation and gas formation;
4) наличие дополнительных издержек на установку, обслуживание и эксплуатацию еще одного дожимного компрессора на выходе из блока ожижения для подачи с требуемыми параметрами отделенного от жидкой фазы сухого природного газа на прием газотурбинной установки газоперекачивающего агрегата.4) the presence of additional costs for the installation, maintenance and operation of another booster compressor at the outlet of the liquefaction unit for supplying dry natural gas separated from the liquid phase with the required parameters to the gas turbine installation of the gas pumping unit.
Целью изобретения является получение сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода.The purpose of the invention is to produce liquefied natural gas at the compressor station of the main gas pipeline.
Техническим результатом изобретения является разработка в условиях компрессорной станции эффективной системы сжижения природного газа, при функционировании которой, в отличие от прототипа, для обеспечения полноценной товарно-транспортной работы сохраняется проектный функционал основного и вспомогательного производства без использования дополнительных термодинамических нагрузок на него и исключается наличие потенциально взрывопожароопасных источников сухого природного газа в виде компрессорного и газофракционирующего ректификационного оборудования на объектах и участках газопроводов категории «В».The technical result of the invention is the development of an effective natural gas liquefaction system in the conditions of a compressor station, during the operation of which, unlike the prototype, to ensure full-fledged commodity transport work, the design functionality of the main and auxiliary production is preserved without the use of additional thermodynamic loads on it and the presence of potentially explosive and fire hazards is excluded sources of dry natural gas in the form of compressor and gas fractionation distillation equipment at facilities and sections of gas pipelines of category “B”.
Технический результат достигается тем, что система сжижения природного газа смонтирована на компрессорной станции магистрального газопровода и подключена к газопроводу DN 200, идущему от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд. В самой системе сжижения природного газа осуществлен монтаж:The technical result is achieved by the fact that the natural gas liquefaction system is mounted at the compressor station of the main gas pipeline and connected to a DN 200 gas pipeline running from the outlet collector of the dust collectors to the auxiliary block box. The following installations were carried out in the natural gas liquefaction system itself:
- блоков осушки и очистки природного газа адсорбционного типа;- adsorption-type natural gas drying and purification units;
- теплообменного блока, состоящего из трех предварительных теплообменников для охлаждения газа;- a heat exchange unit consisting of three preliminary heat exchangers for gas cooling;
- турбинного модуля, состоящего из нагнетательной и расширительной турбин, смонтированных на одном рабочем валу, и электрогенератора;- turbine module, consisting of injection and expansion turbines mounted on one working shaft, and an electric generator;
- основного криогенного модуля;- main cryogenic module;
- регулируемых дросселей первой и второй ступени;- adjustable throttles of the first and second stages;
- блока сепарации, состоящего из основного и приемного сепараторов;- separation unit, consisting of main and receiving separators;
- блока взвешивания сжиженного природного газа;- liquefied natural gas weighing unit;
- блока хранения и выдачи сжиженного природного газа;- liquefied natural gas storage and delivery unit;
- эжектора для подачи природного газа в газопровод на прием блок-бокса собственных нужд компрессорной станции;- an ejector for supplying natural gas to the gas pipeline to receive the auxiliary block box of the compressor station;
- трубопроводной и арматурной обвязки.- pipeline and fittings.
На фигуре представлена принципиальная схема системы сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода.The figure shows a schematic diagram of the natural gas liquefaction system at the compressor station of the main gas pipeline.
Предлагаемая система сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода содержит: входной 1 и выходной 16 краны; блок 2 осушки природного газа; нагнетательную турбину 3; предварительные теплообменники для охлаждения газа 4, 6, 14; блок 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода; криогенный модуль 7; регулируемые дроссели первой 8 и второй 10 ступени; блок сепарации, состоящий из основного 9 и приемного 11 сепараторов; блок 12 взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами; блок 13 хранения и выдачи сжиженного природного газа; эжектор 15; расширительную турбину 17 с электрогенератором 18.The proposed system for liquefying natural gas at the compressor station of the main gas pipeline contains:
Предлагаемая система сжижения природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода работает следующим образом. Поток I природного газа (Р=5,35 МПа, Q=67500 нм3/ч, t=+10°С) от газопровода DN 200, идущего от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода, проходит через входной кран 1 и поступает в блок 2 осушки природного газа, где происходит удаление паров воды до концентрации в природном газе не более 0,002 г/м3, соответствующей температуре точки росы tT.p=-70°С. Осушка природного газа осуществляется в двух адсорберах с цеолитом NaA фракции 2,9 мм. Поток III осушенного природного газа (Р=5,35 МПа, Q=45500 нм3/ч, t=+10°С) далее проходит в нагнетательную турбину 3 (мощность 600 кВт, расход рабочего газа через турбокомпрессор 25000 кг/ч), из которой газовым потоком V (Р=6,55 МПа, Q=45500 нм3/ч, t=+35°С) поступает в предварительный теплообменник для охлаждения газа 4. В этот же предварительный теплообменник для охлаждения газа 4 для теплообмена направляется газовый поток II (Р=5,35 МПа, Q=20000 нм3/ч, t=+10°С). Из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовый поток VI (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм3/ч, t=+15°С) направляется в блок 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода с концентрации 2500 до 50 ppm (0,005% объемных). Очистка природного газа осуществляется в двух адсорберах с цеолитом NaX фракции 2,9 мм. Второй взаимодействующий теплоноситель газовый поток II (Р=5,35 МПа, Q=20000 нм3/ч, t=+10°С) из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовым потоком XXII (Р=5,35 МПа, Q=20000 нм3/ч, t=+15°С) направляется для формирования и регулирования технических параметров после эжектирования выходного газового потока XVII (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм3/ч, t=+5°С). Для эжектирования в качестве активного используется газовый поток IV (Р=5,35 МПа, Q=2000 нм3/ч, t=+10°С), поступающий после эжектора 15 в выходной газовый поток XVII (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм3/ч, t=+5°С), направляемый после выходного крана 16 в виде потока газа XXIV (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм3/ч, t=+5°С) с требуемыми техническими параметрами в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода. После блока 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода газовый поток VII (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм3/ч, t=+15°С) направляется для охлаждения в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 6. После предварительного охлаждения газо-жидкостной поток IX (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм3/ч, t=-50°С) направляется в криогенный модуль 7, состоящий из двух основных теплообменников для охлаждения и криогенного оборудования с криогенной трубопроводной, запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, стойкой теплоизоляцией и выносным управлением. Вторым взаимодействующим теплоносителем в криогенном модуле 7 является газовый поток VIII (Р=6,55 МПа, Q=40000 нм3/ч, t=+15°С), прошедший охлаждение в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 14, преобразовавшийся в газовый поток XVIII (Р=6,55 МПа, Q=40000 нм3/ч, t=-55°С), поданный, в свою очередь, на прием расширительной турбины 17 (мощность 600 кВт, расход рабочего газа через турбодетандер 25000 кг/ч) для дальнейшего последовательного охлаждения, обеспечения холода в криогенном модуле 7 и генерации электроэнергии для собственных технологических нужд в электрогенераторе 18. Далее охлажденный газовый поток XIX (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм3/ч, t=-115°С) подается последовательно в качестве хладагента в криогенный модуль 7 и, преобразовавшись в газовый поток XX (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм3/ч, t=-55°С), в предварительный теплообменник для охлаждения газа 6, выйдя из которого в виде газового потока XXI (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм3/ч, t=+5°С) направляется в выходной газовый поток XVII (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм3/ч, t=+5°С). Из криогенного модуля 7 охлажденный газо-жидкостной поток X (Р=6,55 МПа, Q=5500 нм3/ч, t=-110°С) подается в регулируемый дроссель первой ступени 8, в котором происходит дополнительное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в газо-жидкостной поток XI (Р=0,6 МПа, Q=5500 нм3/ч, t=-130°С), который поступает в основной сепаратор 9 для разделения на газовую и жидкостную фазы. Разделенный газовый поток XXIII (Р=0,6 МПа, Q=1200 нм3/ч, t=-130°С) направляется в газовый поток XIX (Р=0,6 МПа, Q=40000 нм3/ч, t=-115°С), используемый в качестве хладагента в криогенном модуле 7. Разделенный в основном сепараторе 9 жидкостной поток XII (Р=0,6 МПа, Q=4300 нм3/ч, t=-130°С) подается в регулируемый дроссель второй ступени 10, в котором происходит еще более полное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в жидкостной поток XIII (Р=0,4 МПа, Q=4300 нм3/ч, t=-144°С), поступающий в приемный сепаратор 11 для окончательного отделения присутствующей газовой фазы. Весовой контроль осуществляется блоком 12 взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами. Хранение и выдача потребителю потока жидкой фазы XIV (Р=0,4 МПа, Q=4200 нм3/ч, t=-144°С) организованы в блоке 13 хранения и выдачи сжиженного природного газа. Газовая фаза из приемного сепаратора 11 потоком XV (Р=0,4-0,6 МПа, Q=100 нм3/ч, t=-144°С) подается в качестве хладагента в предварительный теплообменник для охлаждения газа 14 и далее в качестве пассивного газового потока XVI в эжектор 15, при помощи которого осуществляется регулирование требуемых технических параметров всего выходного газового потока XXIV (Р=0,6 МПа, Q=63500 нм3/ч, t=+5°С), направляющегося на прием в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода.The proposed natural gas liquefaction system at the compressor station of the main gas pipeline operates as follows. Flow I of natural gas (P=5.35 MPa, Q=67500 nm 3 /h, t=+10°C) from the gas pipeline DN 200, going from the output collector of the dust collectors to the auxiliary block box of the compressor station of the main gas pipeline, passes through
Пример. На компрессорной станции (КС-3 «Аркаулово») осуществляют штатную эксплуатацию основного и вспомогательного оборудования. К газопроводу DN 200, идущему от выходного коллектора пылеуловителей к блок-боксу собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода через равнопроходной тройник подключают систему сжижения природного газа. Поток I природного газа проходит через входной кран 1 и поступает в блок 2 осушки природного газа, где происходит удаление паров воды до температуры точки росы tT.p=-70°С. Поток III осушенного природного газа проходит далее в нагнетательную турбину 3, из которой газовым потоком V поступает в предварительный теплообменник для охлаждения газа 4. В этот же предварительный теплообменник для охлаждения газа 4 для теплообмена направляется газовый поток П. Из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовый поток VI направляется в блок 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода до концентрации 50 ppm. Второй взаимодействующий теплоноситель газовый поток II из предварительного теплообменника для охлаждения газа 4 газовым потоком XXII направляется для формирования и регулирования технических параметров после эжектирования выходного газового потока XVII. Для эжектирования в качестве активного используется газовый поток IV, поступающий после эжектора 15 в выходной газовый поток XVII, направляемый после выходного крана 16 в виде потока газа XXIV с требуемыми техническими параметрами в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода. После блока 5 очистки природного газа от углекислого газа и сероводорода газовый поток VII направляется для охлаждения в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 6. После предварительного охлаждения газо-жидкостной поток IX направляется в криогенный модуль 7, состоящий из двух основных теплообменников для охлаждения и криогенного оборудования (криогенной трубопроводной, запорно-регулирующей и предохранительной арматуры) с стойкой теплоизоляцией и выносным управлением. Вторым взаимодействующим теплоносителем в криогенном модуле 7 является газовый поток VIII, прошедший охлаждение в предварительном теплообменнике для охлаждения газа 14, преобразовавшийся в газовый поток XVIII и поданный на прием расширительной турбины 17 для дальнейшего последовательного охлаждения, обеспечения холода в криогенном модуле 7 и генерации электроэнергии для собственных технологических нужд в электрогенераторе 18. Далее охлажденный газовый поток XIX подается последовательно в качестве хладагента в криогенный модуль 7 и, преобразовавшись в газовый поток XX, в предварительный теплообменник для охлаждения газа 6, выйдя из которого в виде газового потока XXI направляется в выходной газовый поток XVII. Из криогенного модуля 7 охлажденный газо-жидкостной поток X подается в регулируемый дроссель первой ступени 8, в котором происходит дополнительное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в газо-жидкостной поток XI, который поступает в основной сепаратор 9 для разделения на газовую и жидкостную фазы. Разделенный газовый поток XXIII направляется в газовый поток XIX, используемый в качестве хладагента в криогенном модуле 7. Разделенный в основном сепараторе 9 жидкостной поток XII подается в регулируемый дроссель второй ступени 10, в котором происходит еще более полное охлаждение за счет эффекта Джоуля-Томсона и преобразование в жидкостной поток XIII, поступающий в приемный сепаратор 11 для окончательного отделения присутствующей газовой фазы. Весовой контроль осуществляется блоком 12 взвешивания сжиженного природного газа с электронными весами. Хранение и выдача потребителю потока жидкой фазы XIV организованы в блоке 13 хранения и выдачи сжиженного природного газа. Газовая фаза из приемного сепаратора 11 потоком XV подается в качестве хладагента в предварительный теплообменник для охлаждения газа 14 и далее в качестве пассивного газового потока XVI в эжектор 15, при помощи которого осуществляется регулирование требуемых технических параметров всего выходного газового потока XXIV, направляющегося на прием в блок-бокс собственных нужд компрессорной станции магистрального газопровода.Example. At the compressor station (KS-3 "Arkaulovo"), normal operation of the main and auxiliary equipment is carried out. A natural gas liquefaction system is connected to the DN 200 gas pipeline running from the outlet collector of the dust collectors to the auxiliary block box of the main gas pipeline compressor station through an equal tee. Flow I of natural gas passes through
Предложенное изобретение позволяет получать сжиженный природный газ в условиях компрессорной станции, обеспечивая полноценную товарно-транспортную работу, сохраняя проектный функционал основного и вспомогательного оборудования и исключая дополнительные взрывопожароопасные источники.The proposed invention makes it possible to produce liquefied natural gas in the conditions of a compressor station, ensuring full-fledged commodity transport operations, maintaining the design functionality of the main and auxiliary equipment and excluding additional sources of explosion and fire hazards.
Изобретение может найти широкое применение в газовой промышленности при эксплуатации компрессорных станций и может быть использовано совместно либо вместо блок-боксов собственных нужд в том числе для получения необходимого ресурса низконапорного природного газа.The invention can find wide application in the gas industry during the operation of compressor stations and can be used in conjunction with or instead of block boxes for own needs, including to obtain the necessary resource of low-pressure natural gas.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2812844C1 true RU2812844C1 (en) | 2024-02-02 |
Family
ID=
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2412410C1 (en) * | 2009-06-08 | 2011-02-20 | Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" | Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions) |
RU2541360C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation |
RU2636966C1 (en) * | 2016-11-14 | 2017-11-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for production of liquefied natural gas |
RU2714088C1 (en) * | 2019-04-25 | 2020-02-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром СПГ технологии" | Natural gas liquefaction complex (versions) |
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2412410C1 (en) * | 2009-06-08 | 2011-02-20 | Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" | Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions) |
RU2541360C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation |
RU2636966C1 (en) * | 2016-11-14 | 2017-11-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for production of liquefied natural gas |
RU2714088C1 (en) * | 2019-04-25 | 2020-02-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром СПГ технологии" | Natural gas liquefaction complex (versions) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3640449B1 (en) | Staged cold energy storage type supercritical compressed air energy storage system and method | |
CN108979762B (en) | Staged cold accumulation type supercritical compressed air energy storage system and method | |
US5459994A (en) | Gas turbine-air separation plant combination | |
CA2775449C (en) | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams | |
MX2013014870A (en) | Process for liquefaction of natural gas. | |
CN102782429A (en) | Flexible liquefied natural gas plant | |
Faramarzi et al. | An innovative mixed refrigerant hydrogen liquefaction cycle to store geothermal energy as liquid hydrogen | |
KR100859384B1 (en) | Method and arrangement for separating gas mixture in emergency operation | |
RU2812844C1 (en) | Natural gas liquefaction system at compressor station of main gas pipeline | |
Nourbakhsh et al. | Energy, exergy and economic analysis of a hydrogen liquefaction process integrated with a PRICO cycle | |
RU2694566C1 (en) | Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station | |
CN114777412B (en) | Hydrogen liquefying plant with thermal siphon type hydrogen subcooler | |
CN108469150B (en) | Hydrogen liquefying device | |
CN215676067U (en) | Liquid air production device utilizing LNG cold energy | |
CN111076496A (en) | Peak regulation system and peak regulation method for air separation device of thermal power plant | |
CN210768963U (en) | Peak regulation system of air separation device of nuclear power plant | |
CN103557675A (en) | Cryogenic distillation liquidation system and method for synthesis ammonia chemical tail gas | |
CN114777411A (en) | Hydrogen liquefying device with regeneration pipeline | |
CN203572140U (en) | Copious cooling rectification hydraulic system for synthetic ammonia chemical tail gas | |
CN113028738A (en) | Liquid air energy storage device | |
RU2689505C1 (en) | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station | |
Ghaseminejad et al. | Modeling, analyses, and assessment of a liquid air energy storage (LAES) system | |
RU2805403C1 (en) | Method for producing liquefied natural gas at gas pipeline compressor station | |
RU2783611C1 (en) | Plant for the production of liquefied natural gas | |
RU2814313C1 (en) | Device for preparing hydrocarbon gas for transport |