RU2665787C1 - Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station - Google Patents
Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station Download PDFInfo
- Publication number
- RU2665787C1 RU2665787C1 RU2017126208A RU2017126208A RU2665787C1 RU 2665787 C1 RU2665787 C1 RU 2665787C1 RU 2017126208 A RU2017126208 A RU 2017126208A RU 2017126208 A RU2017126208 A RU 2017126208A RU 2665787 C1 RU2665787 C1 RU 2665787C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- gas
- expander
- production
- pipeline
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 85
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 76
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 238000009826 distribution Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 30
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 10
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 9
- 238000007791 dehumidification Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 RU 2578246 Chemical compound 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
- F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/32—Compression of the product stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
- F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно, к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС).The invention relates to the gas industry, in particular, to technologies for the production of liquefied natural gas (LNG) at gas distribution stations (GDS).
Вследствие своего качества чистого сгорания, природный газ стал широко использоваться в последние годы. Однако многие источники природного газа расположены в географических областях, которые находятся на огромных расстояниях от товарных рынков. Чтобы максимально снизить объемы транспортируемого газа, зачастую газ подвергают процессу сжижения. Сжиженный природный газ (СПГ) получают, охлаждая очень легкие углеводороды, например, газы, содержащие метан, приблизительно до -160°С.Due to its clean combustion quality, natural gas has become widely used in recent years. However, many sources of natural gas are located in geographic areas that are vast distances from commodity markets. To minimize the volume of transported gas, often the gas is subjected to a liquefaction process. Liquefied natural gas (LNG) is obtained by cooling very light hydrocarbons, for example, gases containing methane, to about -160 ° C.
Неочищенный природный газ, добываемый из подземных пластов, как правило, содержит компоненты, которые являются нежелательными в процессе СПГ. Такие компоненты следует отделять, максимально очищая поток природного газа, направляемого на сжижение, поскольку они могут вызывать неблагоприятное воздействие на безопасность работы агрегатов установки СПГ или неблагоприятно влиять на характеристики продукта СПГ. Таким образом, добываемый природный газ необходимо очищать в процессе сжижения от нежелательных компонентов.Unrefined natural gas produced from underground formations typically contains components that are undesirable in the LNG process. Such components should be separated, maximally purifying the flow of natural gas sent for liquefaction, as they can cause an adverse effect on the safety of the LNG plant units or adversely affect the characteristics of the LNG product. Thus, the produced natural gas must be cleaned of undesirable components during the liquefaction process.
Известно наиболее простое устройство для сжижения природного газа с дроссельным циклом охлаждения по патенту США US 6085547, класс НКИ 62-613; МПК F25J 1/00, опубл. 20.03.1999 г., в котором происходит охлаждение и очистка сжатого газа от примесей в предварительном и основном теплообменниках, дросселирование и разделение образующейся парожидкостной смеси в сборнике-сепараторе с выводом паров в теплообменники для утилизации их холода и охлаждение газа, идущего на сжижение, а жидкости - потребителю. Однако, присутствие примесей углекислого газа и воды ведет к неустойчивой работе дросселя и аппаратов.Known the simplest device for liquefying natural gas with a throttle cooling cycle according to US patent US 6085547, class NCI 62-613; IPC F25J 1/00, publ. 03/20/1999, in which there is cooling and purification of compressed gas from impurities in the preliminary and main heat exchangers, throttling and separation of the resulting vapor-liquid mixture in the collector-separator with the removal of vapors into heat exchangers for utilization of their cold and cooling of the gas going for liquefaction, and liquids to the consumer. However, the presence of impurities of carbon dioxide and water leads to unstable operation of the throttle and apparatus.
Известен способ сжижения природного газа, RU 2578246, МПК F25J 1/00, опуб. 27.03.2016 г., в котором используют адсорбционную осушку и очистку от углекислого газа компрессата, полученного сжатием смеси природного газа и технологического потока газа в процессе сжижения природного газа. Очистку от углекислого газа полученного компрессата осуществляют после его предварительного охлаждения технологическим потоком газа и топливным газом до температуры, близкой к температуре точки росы по углекислому газу, но превышающей ее. Очищенный компрессат разделяют на технологический и продуктовый потоки, производят их раздельное охлаждение и редуцирование. Газы регенерации осушки и очистки компрессата от углекислого газа смешивают с газом сепарации.A known method of liquefying natural gas, RU 2578246, IPC
Известен комплекс для производства сжиженного природного газа по патенту RU 2541360, МПК F25J 1/00, опубл. 10.02.2015 г. на изобретение «Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации», где комплекс для реализации способа производства сжиженного природного газа содержит соединенную с магистралью газораспределительной станции трубу, с которой связаны технологическая линия, соединенная с газораспределительной сетью, и продукционная линия, соединенная с хранилищем сжиженного природного газа, включающая компрессор, дроссель, сепаратор, также содержит детандер, оборудованный турбиной, выполненной с возможностью вращения потоком газа из технологической линии, кинематически связанной с компрессором, при этом комплекс дополнительно оборудован струйным компрессором, вход которого соединен с хранилищем сжиженного природного газа, а выход соединен с технологической линией.A known complex for the production of liquefied natural gas according to patent RU 2541360, IPC
Основным недостатком известных технических решений является недостаточное качество получаемого в процессе сжижения продукта, невозможность управления производительностью комплекса для сжижения природного газа.The main disadvantage of the known technical solutions is the insufficient quality of the product obtained during the liquefaction process, the inability to control the performance of the complex for liquefying natural gas.
Целью изобретения является повышение качества сжиженного природного газа, повышение производительности и эффективности работы комплекса в целом.The aim of the invention is to improve the quality of liquefied natural gas, increase productivity and overall performance of the complex as a whole.
Техническим результатом изобретения является разработка высокоэффективного, с возможностью регулирования производительности, комплекса сжижения природного газа непосредственно на газораспределительной станции для получения гарантированно сухого по углеводородам сжиженного газа.The technical result of the invention is the development of a highly efficient, with the ability to regulate performance, complex for liquefying natural gas directly at a gas distribution station to obtain guaranteed dry hydrocarbon liquefied gas.
Поставленная цель достигается тем, что комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции подключен к магистральному газопроводу подачи природного газа. Комплекс содержит блоки фильтрации, осушки, демеркуризации и очистки газа, криогенный блок, блоки энергообеспечения, турбоэлектрогенератора и турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок возврата паров и блок хранения. Блок возврата паров содержит эжектор. Криогенный блок состоит из двух блоков сжижения: первого и второго, первый из которых содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блоки низкотемпературной сепарации детандерного и продукционного потоков природного газа, а второй содержит теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и блок низкотемпературной сепарации продукционного потока. Блоки низкотемпературной сепарации, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников, ректификационных колонн и ребойлеров, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, а теплообменник, установленный в блоке низкотемпературной сепарации детандерного потока, рекуперативный трехпоточный. Трубопровод подачи природного газа после блоков фильтрации, осушки и демеркуризации разделен на два: трубопровод продукционного потока и трубопровод детандерного потока, первый из которых проходит через блок очистки и второй блок сжижения, проходя в нем теплообменные аппараты, продукционный сепаратор и первый блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и подключен на вход блока хранения, вместе с тем, ветвь трубопровода продукционного потока подключена ко входу четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, далее проходит второй блок низкотемпературной сепарации продукционного потока и после прохождения теплообменника и продукционного сепаратора подключена на вход блока хранения для направления потребителю сжиженного природного газа. Трубопровод детандерного потока подключен на вход трехпоточного теплообменника второго блока сжижения, далее подключен ко входу блока турбоэлектрогенератора, соединенного с блоком энергообеспечения, после которого подключен к теплообменникам второго блока сжижения и далее к выходу в газораспределительную сеть для направления потребителю, вместе с тем, ветвь трубопровода детандерного потока подключена на вход четырехпоточного теплообменника первого блока сжижения, на первом выходе из которого она подключена ко входу компрессора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата, а на втором выходе из которого она подключена на вход блока низкотемпературной сепарации детандерного потока, при выходе из которого ветвь трубопровода детандерного потока с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора в блоке турбодетандер-компрессорного аппарата. Также, трубопровод с отпарным газом подключен к выходу блока хранения и проходит через четырехпоточный теплообменник первого блока сжижения, через блок возврата паров и блок турбодетандер-компрессорного аппарата и подключен к выходу в газораспределительную сеть.This goal is achieved by the fact that the natural gas liquefaction complex at the gas distribution station is connected to the main gas supply pipeline of natural gas. The complex contains filtration, drying, demercurization and gas purification units, a cryogenic unit, power supply units, a turboelectric generator and a turboexpander-compressor apparatus, as well as a vapor return unit and a storage unit. The vapor recovery unit contains an ejector. The cryogenic unit consists of two liquefaction units: the first and second, the first of which contains heat exchangers, a production separator and low-temperature separation blocks for the expander and production natural gas streams, and the second contains heat exchangers, a production separator and a low-temperature separation of the production stream. Low-temperature separation blocks designed to limit the concentration of heavy hydrocarbons consist of heat exchangers, distillation columns and reboilers, interconnected by pipelines with shut-off equipment, and the heat exchanger installed in the low-temperature separation unit of the expander stream is three-flow recuperative. The natural gas supply pipeline after the filtration, drying and demercurization units is divided into two: the production flow pipeline and the expander flow pipeline, the first of which passes through the cleaning unit and the second liquefaction unit, passing heat exchangers in it, the production separator and the first low-temperature separation of the production stream and connected to the input of the storage unit, however, the branch pipe of the production stream is connected to the input of the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, gave it passes the second block of low-temperature separation of the production stream and after passing through the heat exchanger and production separator is connected to the inlet of the storage unit to direct liquefied natural gas to the consumer. The pipeline of the expander stream is connected to the input of the three-stream heat exchanger of the second liquefaction unit, then it is connected to the input of the turboelectric generator unit connected to the power supply unit, after which it is connected to the heat exchangers of the second liquefaction unit and then to the outlet to the gas distribution network to direct the consumer, however, the branch of the expander pipe flow is connected to the input of the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, at the first output from which it is connected to the compressor input in Loka turboexpander-compressor unit, and the second outlet of which is connected to the input of low-temperature separation of expander flow at the outlet of the expander which the flow conduit branch with purified from the heavy hydrocarbon stream gas expander connected to the oscillator input to the turbo expander-compressor unit block. Also, the stripping gas pipeline is connected to the outlet of the storage unit and passes through the four-flow heat exchanger of the first liquefaction unit, through the vapor recovery unit and the turbine expander-compressor unit, and is connected to the outlet to the gas distribution network.
Такое конструктивное исполнение комплекса сжижения природного газа на газораспределительной станции с одновременным применением блоков низкотемпературной сепарации как для детандерного, так и для продукционного потоков газа, позволяющим удалить компоненты С6+ и «очистить» СПГ от них, повышает качество произведенного сжиженного природного газа. Кроме этого, происходит очистка детандерного потока, за счет которой происходит удаление С6+ углеводородов, тем самым обеспечивается получения гарантированно сухого по углеводородам газа. Это позволяет обеспечить практически неограниченный ресурс детандерного рабочего колеса и турбомашины в целом, значительно повышая эффективность работы всего комплекса.Such a design of a natural gas liquefaction complex at a gas distribution station with the simultaneous use of low-temperature separation units for both expander and production gas streams, allowing to remove C6 + components and “clear” LNG from them, improves the quality of the produced liquefied natural gas. In addition, the expander stream is cleaned, due to which C6 + hydrocarbons are removed, thereby ensuring a guaranteed dry hydrocarbon gas. This allows you to provide almost unlimited resource expander impeller and turbomachine as a whole, significantly increasing the efficiency of the entire complex.
Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны путем ссылки на последующее подробное описание и прилагаемый чертеж. На чертеже показана технологическая схема одного конструктивного исполнения этого изобретения, иллюстрирующая процесс сжижения природного газа в соответствии с практическим применением этого изобретения. Чертеж не исключает из объема изобретения другие конструктивные исполнения, которые являются результатом обычных и предполагаемых модификаций этого конкретного конструктивного исполнения. Различные требуемые вспомогательные системы, такие как клапаны, смесители потоков, системы регулирования и датчики исключены из чертежа в целях упрощения и ясности представления.The present invention and its advantages will be better understood by reference to the following detailed description and the attached drawing. The drawing shows a flow diagram of one structural embodiment of this invention, illustrating the process of liquefying natural gas in accordance with the practical application of this invention. The drawing does not exclude from the scope of the invention other designs that are the result of the usual and proposed modifications of this particular design. The various auxiliary systems required, such as valves, flow mixers, control systems, and sensors, are omitted from the drawing for the sake of simplicity and clarity.
Комплекс сжижения природного газа на газораспределительной станции состоит из ряда функциональных блоков, соединенных между собой трубопроводами с запорной аппаратурой, предназначенных для производства СПГ с использованием энергии перепада давлений на ГРС.The natural gas liquefaction complex at the gas distribution station consists of a number of functional blocks interconnected by pipelines with shut-off equipment designed for LNG production using differential pressure energy at gas distribution stations.
Комплекс содержит блок 1 фильтрации и осушки, блок 2 демеркуризации, блок 3 очистки, криогенный блок 29, блок 6 энергообеспечения, блок 5 турбоэлектрогенератора, блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, а также блок 20 возврата паров и блок 26 хранения. Блок 20 возврата паров содержит эжектор (на чертеже не показан). Криогенный блок 29 (БК) состоит из двух блоков сжижения: первый блок 28 сжижения (БС1) и второй блок 27 сжижения (БС2). Первый блок 28 сжижения содержит теплообменные аппараты 13, 14, 16, 17, продукционный сепаратор 18, блок 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока природного газа (БНТСД) и блок 23 низкотемпературной сепарации продукционного потока природного газа (БНТСП). Второй блок 27 сжижения содержит теплообменные аппараты 7, 8, 9, продукционный сепаратор 12 и блок 25 низкотемпературной сепарации продукционного потока (БНТСП). Блоки низкотемпературной сепарации 23, 24 и 25, предназначенные для ограничения концентрации тяжелых углеводородов, состоят из теплообменников 16, 14, 9, ректификационных колонн 10, 21, 22 и ребойлеров 19, 15, 11. Поток природного газа подается по трубопроводу продукционного потока (ТП) и трубопроводу детандерного потока (ТД).The complex contains a filtration and
В конкретном исполнении комплекс работает следующим образом.In a specific implementation, the complex works as follows.
Природный газ высокого давления, поступающий в комплекс на ГРС по магистральному газопроводу подачи природного газа, учитывается и подается поочередно в блоки 1 и 2 фильтрации, осушки и демеркуризации. В блоках происходит очистка потока магистрального газа от механических примесей, коалесценции, поглощение влаги из природного газа до концентрации, соответствующей точке росы по воде не выше минус 70 С. После прохождения блока 2 демеркуризации, трубопровод разделяется на два: трубопровод продукционного потока (ТП) и трубопровод детандерного потока (ТД), первый из которых поступает в блок 3 очистки. Блок 3 очистки предназначен для удаления из продукционного потока CO2, которая при понижении температуры ниже предела растворимости для данной концентрации может кристаллизоваться в процессе сжижения метана и нарушить работу комплекса. Блок 3 очистки представляет собой набор цеолитовых адсорберов (на чертеже не показаны), предназначенных для поглощения С02 из природного газа до концентрации, соответствующей пределу растворимости в метане, насыщенном при 0,14 МПа (абс), т.е. не более 150 ppmv.High-pressure natural gas entering the complex at the gas distribution system via the main gas pipeline for supplying natural gas is taken into account and fed alternately to blocks 1 and 2 of filtration, drying and demercurization. In the blocks, the main gas stream is cleaned of mechanical impurities, coalescence, moisture is absorbed from natural gas to a concentration corresponding to a dew point in water of not higher than minus 70 C. After passing through
При необходимости малой производительности СПГ, трубопровод детандерного потока (ТД) подключается на вход теплообменника 7, где происходит охлаждение газа, и далее поступает в блок 5 турбоэлектрогенератора, где происходит расширение газа и понижение его температуры с выработкой электроэнергии на собственные нужды комплекса. Далее поток газа ТД поступает в теплообменник 8, где охлаждает поток газа ТП для второго блока 27 БС2. Смешиваясь с потоком газа после продукционного сепаратора 12, поток поступает в теплообменники 8 и 7, где происходит его нагрев до температуры, допустимой для подачи в газопровод низкого давления за счет тепла этого же потока и продукционного потока, поступающих на вход второго блока 27 БС2.If low LNG productivity is required, the expander flow (TD) pipeline is connected to the inlet of the
При необходимости малой производительности СПГ, после прохождения блока 3 очистки, трубопровод продукционного потока (ТП) подключается на вход теплообменника 7 второго блока 27 БС2, где происходит охлаждение потока, после чего трубопровод проходит в блок 23 БНТСП. В теплообменнике 9 происходит его охлаждение за счет потока газа ТД. После теплообменника 9, в ректификационной колонне 10 происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 11, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение потока газа ТП перед проходом ректификационной колонны 10. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 9 и 8 и поступают на продукционный дроссель (на чертеже не обозначен). На дросселе происходит понижение его давления с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 12, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ) и выход ТП с СПГ подключен на вход блока 26 хранения. Газообразная фаза после продукционного сепаратора 12 поступает в теплообменник 8, смешивается с потоком газа ТД, проходит в теплообменник 7, где подогревается до температуры, допустимой для подачи в трубопровод низкого давления для направления потребителю в газораспределительную сеть.If you need low LNG capacity, after passing through the
При необходимости повышенной производительности СПГ, ветвь детандерного потока ТД подключается также на вход первого блока 28 сжижения БС1 и направляется на вход теплообменника 13, в котором происходит охлаждение потока газа, на первом выходе из теплообменника 13 ветвь ТД подключается на вход компрессора (на фигуре не обозначен) блока 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, на втором выходе из теплообменника 13 ветвь ТД подключается на вход блока 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока БНТСД и направляется в теплообменник 14 и далее в ректификационную колонну 21, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток).If necessary, increased LNG productivity, the branch of the TD expander stream is also connected to the input of the first
При выходе из блока 24 низкотемпературной сепарации детандерного потока БНТСД ветвь детандерного потока ТД с очищенным от тяжелых углеводородов детандерным потоком газа подключена на вход генератора (на фигуре не обозначен) блока 4. В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 15, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение продукционного потока перед ректификационной колонной 21. Пары очищенного от С6+ низкокипящего потока газа ТП проходят теплообменник 14 и поступают на вход блока 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит снижение давления и температуры потока газа ТД БС1. После чего поток газа смешивается с газообразной фазой потока газа ТП БС1, поступает в теплообменник 17, где нагревается за счет потока газа ТП БС2 (тем самым его охлаждает), а затем поступает в теплообменник 13, где подогревается до положительной температуры и направляется в блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит повышение его давления до значения, которое равно давлению в газопроводе низкого давления.Upon leaving the low-
При необходимости повышенной производительности СПГ, ветвь ТП подключают на вход теплообменника 13, где происходит охлаждение потока газа ТП и направляют в БНТСП первого блока 28 сжижения БС1. В теплообменнике 16 происходит охлаждение потока газа ТП за счет потока газа ТД. После этого, ТП подключают на вход дросселя и направляют в ректификационную колонну 22, где происходит отделение низкокипящих компонентов от высококипящих (они конденсируются и образуют кубовый остаток). В свою очередь, кубовый остаток, обогащенный высококипящими компонентами, циркулирует через ребойлер 19, где происходит его частичное испарение и одновременное охлаждение потока газа ТП перед поступлением в ректификационную колонну 22. Пары очищенного от С6+ низкокипящего продукционного потока проходят теплообменники 16 и 17 и поступают на продукционный дроссель БС1 (на чертеже не обозначен). На дросселе происходит понижение давления потока газа с образованием газовой фазы и жидкостной фазы. Эта смесь поступает в продукционный сепаратор 18, где происходит разделение жидкой и газообразной фазы. Жидкая фаза есть продукт, то есть сжиженный природный газ (СПГ). Газообразная фаза после продукционного сепаратора 18 смешивается с потоком газа ТД БС2, поступает в теплообменник 17, где подогревается. Затем этот поток поступает через теплообменник 13 в блок 4 турбодетандер-компрессорного аппарата, где происходит повышение давления потока газа до значения, которое равно давлению в газопроводе низкого давления.If necessary, increased LNG productivity, the TP branch is connected to the inlet of the
Выход ТП подключен ко входу блока 26 хранения для направления полученного продукта - СПГ. При хранении СПГ начинает частично испаряться с получением отпарного газа. Трубопровод отпарного газа подключен к выходу блока 26 хранения, проходит через теплообменник 13 для нагрева отпарного газа, подключен на вход эжектора (на чертеже не показан) блока 20 возврата паров. Утилизация отпарного газа производится в блоке 20 возврата паров, который предназначен для повышения давления отпарного газа до значений, позволяющих направить его потребителям ГРС. Для этой цели в блоке 20 предусмотрен эжектор (струйный компрессор), который за счет использования части осушенного магистрального газа позволяет повысить давление отпарного газа и вернуть его потребителям ГРС. Отпарный газ эжектируется потоком природного газа низкого давления и смешивается с ним.The output of the TP is connected to the input of the
Таким образом, одновременное применение блоков низкотемпературной сепарации как для детандерного, так и для продукционного потоков газа повышает качество произведенного СПГ, возможность регулирования производительности комплекса и надежное обеспечение получения гарантированно сухого по углеводородам газа повышают эффективность работы комплекса в целом.Thus, the simultaneous use of low-temperature separation units for both expander and production gas streams improves the quality of LNG produced, the ability to control the complex’s performance and the reliable provision of guaranteed dry hydrocarbon gas increase the overall efficiency of the complex.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017126208A RU2665787C1 (en) | 2017-07-21 | 2017-07-21 | Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017126208A RU2665787C1 (en) | 2017-07-21 | 2017-07-21 | Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2665787C1 true RU2665787C1 (en) | 2018-09-04 |
Family
ID=63459920
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017126208A RU2665787C1 (en) | 2017-07-21 | 2017-07-21 | Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2665787C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2689505C1 (en) * | 2018-09-21 | 2019-05-28 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station |
RU2694566C1 (en) * | 2019-02-14 | 2019-07-16 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station |
RU2707014C1 (en) * | 2018-12-14 | 2019-11-21 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station (versions) |
RU2714088C1 (en) * | 2019-04-25 | 2020-02-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром СПГ технологии" | Natural gas liquefaction complex (versions) |
RU2715806C1 (en) * | 2019-05-31 | 2020-03-03 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex with a low-temperature complex treatment unit |
RU2725308C1 (en) * | 2019-09-20 | 2020-06-30 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Condensation unit of carbon dioxide |
RU2744138C2 (en) * | 2018-11-30 | 2021-03-03 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for natural gas treatment resulting in liquefied natural gas |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2056017C1 (en) * | 1988-12-16 | 1996-03-10 | Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа | Method for separating gas mixture |
RU2137067C1 (en) * | 1997-07-17 | 1999-09-10 | Закрытое акционерное общество "Криогенная технология" | Natural gas liquefaction plant |
RU32583U1 (en) * | 2003-01-08 | 2003-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | Installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas |
WO2004083752A1 (en) * | 2003-03-18 | 2004-09-30 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction |
RU2272228C1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-03-20 | Анатолий Васильевич Наумейко | Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device |
-
2017
- 2017-07-21 RU RU2017126208A patent/RU2665787C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2056017C1 (en) * | 1988-12-16 | 1996-03-10 | Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа | Method for separating gas mixture |
RU2137067C1 (en) * | 1997-07-17 | 1999-09-10 | Закрытое акционерное общество "Криогенная технология" | Natural gas liquefaction plant |
RU32583U1 (en) * | 2003-01-08 | 2003-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | Installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas |
WO2004083752A1 (en) * | 2003-03-18 | 2004-09-30 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction |
RU2272228C1 (en) * | 2005-03-30 | 2006-03-20 | Анатолий Васильевич Наумейко | Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2689505C1 (en) * | 2018-09-21 | 2019-05-28 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station |
RU2744138C2 (en) * | 2018-11-30 | 2021-03-03 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for natural gas treatment resulting in liquefied natural gas |
RU2707014C1 (en) * | 2018-12-14 | 2019-11-21 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station (versions) |
RU2694566C1 (en) * | 2019-02-14 | 2019-07-16 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction system at main gas line compressor station |
RU2714088C1 (en) * | 2019-04-25 | 2020-02-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром СПГ технологии" | Natural gas liquefaction complex (versions) |
RU2715806C1 (en) * | 2019-05-31 | 2020-03-03 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex with a low-temperature complex treatment unit |
RU2725308C1 (en) * | 2019-09-20 | 2020-06-30 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Condensation unit of carbon dioxide |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2665787C1 (en) | Natural gas liquefaction complex at a gas distribution station | |
JP6923629B2 (en) | Generation of low-pressure liquid carbon dioxide from power generation systems and methods | |
RU2194930C2 (en) | Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component | |
CA2775449C (en) | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams | |
WO2011026170A1 (en) | Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas | |
JP2017533371A5 (en) | ||
US11231224B2 (en) | Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method | |
US11946355B2 (en) | Method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
US11097220B2 (en) | Method of preparing natural gas to produce liquid natural gas (LNG) | |
US20210033337A1 (en) | System and method for producing liquefied natural gas | |
CA2935708C (en) | A method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
RU2689505C1 (en) | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station | |
RU2707014C1 (en) | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station (versions) | |
RU2525759C2 (en) | Partial liquefaction of natural gas (versions) | |
AU2018226977B2 (en) | Additional liquid natural gas plant and method of operating thereof | |
RU2772461C2 (en) | Method for liquefying natural gas in a high-pressure circuit | |
RU2275562C2 (en) | Method and device for gas separation | |
RU2204093C2 (en) | Process of liquefaction of multicomponent gas mixture and facility for its realization | |
WO2024049960A2 (en) | Liquefaction of natural gas feeds containing hydrogen | |
CN115451654A (en) | Method for separating and liquefying methane and carbon dioxide comprising a pre-separation upstream of a distillation column | |
Bulkatov | Low-temperature condensation technology in fractionating oil-associated gas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200130 Effective date: 20200130 |