RU2168124C2 - Способ сжижения природного газа - Google Patents
Способ сжижения природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168124C2 RU2168124C2 RU99112741A RU99112741A RU2168124C2 RU 2168124 C2 RU2168124 C2 RU 2168124C2 RU 99112741 A RU99112741 A RU 99112741A RU 99112741 A RU99112741 A RU 99112741A RU 2168124 C2 RU2168124 C2 RU 2168124C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- gas
- vortex tube
- stream
- flow
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
В способе сжижения природного газа исходный поток разделяют на две части. Одну часть сначала подают в предварительный, а затем в рекуперативный теплообменник и далее редуцируют и разделяют образующуюся парожидкостную смесь. Вторую часть потока подают в вихревую трубу. Холодный поток из вихревой трубы направляют в один из теплообменников для дополнительного охлаждения основной части сжижаемого потока природного газа. Горячий поток из вихревой трубы подают на отогрев теплообменников, не используемых в данный момент в работе. Использование изобретения позволит повысить надежность работы установки. 2 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к криогенной технике, а именно к способу сжижения природного газа.
Для получения сжиженного природного газа широко используются дроссельные ожижительные циклы с различными способами предварительного охлаждения природного газа.
Схематически эти процессы можно описать как циклы разомкнутого типа с использованием регенеративных теплообменников, в которых сжатый природный газ охлаждается до низких температур обратным потоком несконденсированного газа из конденсатосборника. После теплообменника холодный поток газа высокого давления дросселируется, жидкая фаза низкого давления отделяется и выводится из установки, а несжиженный газ низкого давления (близкого к атмосферному) направляется в теплообменник для рекуперации холода, а затем также выводится из установки.
Применительно к объектам, осуществляющим редуцирование уже предварительно сжатого природного газа, подаваемого по магистральным газопроводам - газоредуцирующим станциям и газоредуцирующим пунктам, наиболее простым и распространенным является способ, основанный на применении классического дроссельного цикла. Сжижение природного газа в нем основано исключительно на рекуперативной утилизации прямым потоком газа высокого давления холода несконденсировавшейся части природного газа (см. Иванцов О.М., Двойрис А.Д. Низкотемпературные газопроводы. - М.: Недра, 1980, с. 207-209). Технологически способ заключается в охлаждении газа в рекуперативном теплообменнике, дросселировании и разделении образующейся парожидкостной смеси в конденсатосборнике с выводом паров в рекуперативный теплообменник, а жидкости - потребителю.
Способ обладает рядом достоинств (низкая стоимость, простота реализации и регулировки параметров процесса), но характеризуется малым коэффициентом сжижения. Повышение эффективности процесса сжижения природного газа обычно достигается за счет введения в цикл дополнительных источников холодопроизводительности.
Известен также способ сжижения природного газа в каскадном цикле с использованием дополнительного холодильного контура на холодильном агенте (Одишария Г.Э. и др. Комплекс СПГ для регулирования газопотребления. Газовая промышленность, 1978, N 10, с. 35-37). Газ последовательно проходит системы очистки и осушки и далее систему теплообменных аппаратов, дросселируется и отводится потребителю. Для охлаждения и сжижения природного газа используется цикл на смешанном холодильном агенте, состоящем из азота и углеводородов с предварительным охлаждением в испарителе пропановой машины.
Недостатком указанного способа является наличие объемных и дорогих блоков адсорбционной осушки и очистки природного газа от примесей, необходимых для предотвращения периодической забивки теплообменников в процессе их эксплуатации кристаллогидратами и отложениями тяжелых углеводородов, содержащихся в природном газе.
На практике установки сжижения природного газа реализуются в виде двух параллельных линий блоков очистки с периодическим переключением с одной на другую. Это позволяет одну из них эксплуатировать, а вторую - регенерировать. В последнем случае отогрев осуществляется за счет внешнего источника теплого газа.
Им может быть, например, инертный газ (азот), для чего необходимо дополнительное дорогостоящее оборудование, а также значительная энергия на его подогрев, так как адсорбент необходимо нагреть до температуры 200 - 350oC и выдерживать в течение нескольких часов.
Все это приводит к удорожанию себестоимости получаемого продукта.
Ближайшим аналогом заявляемого изобретения является способ сжижения природного газа, включающий разделение исходного потока природного газа на две части, одну из которых (основную) подают в линию, состоящую из последовательно установленных предварительного и рекуперативного теплообменников, в которых исходный поток охлаждается несконденсировавшимся в цикле природным газом, редуцирующего устройства и конденсатосборника, а другую часть подают в вихревую трубу, откуда образующийся холодный поток направляют в теплообменник для дополнительного охлаждения основной части исходного потока природного газа (см. патент RU 2127855, кл. F 25 J 1/00, 1999).
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение коэффициента сжижения природного газа.
Для достижения этого технического результата в способе сжижения природного газа, включающем разделение исходного потока природного газа на две части, одну из которых (основную) подают в линию, состоящую из последовательно установленных предварительного и рекуперативного теплообменников, в которых исходный поток охлаждается несконденсировавшимся в цикле природным газом, редуцирующего устройства и конденсатосборника, а другую часть подают в вихревую трубу, откуда образующийся холодный поток направляют в теплообменник для дополнительного охлаждения основной части исходного потока природного газа, сжижение газа ведут попеременно в двух параллельных линиях, причем при работе одной из них горячий поток из вихревой трубы направляют последовательно в рекуперативный и предварительный теплообменники.
Предлагается способ сжижения природного газа в цикле с использованием дополнительного внутреннего холодильного контура на базе вихревой трубы с использованием в качестве рабочего тела природного газа. Холодный поток вихревой трубы используется для предварительного охлаждения прямого потока газа высокого давления, а горячий - для регенерации теплообменных аппаратов, забившихся твердыми отложениями примесей, содержащихся в природном газе.
Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на фиг. 1.
Природный газ высокого давления подается на вход установки сжижения, состоящей из двух параллельных линий, одна из которых эксплуатируется (например, правая), а вторая в это время отогревается.
Далее газ, разделяясь на два потока, поступает, соответственно, в предварительный теплообменник 1 и на вход делящей вихревой трубы 2, где в результате вихревого эффекта происходит разделение входного потока на две части - холодную и горячую.
Холодный поток газа низкого давления с выхода вихревой трубы противотоком направляется последовательно в рекуперативный теплообменник 3 и в предварительный теплообменник 1, а горячий - поступает на отогрев теплообменников, не используемых в данный момент в работе установки. При этом предварительный и рекуперативный теплообменные аппараты могут прогреваться независимо.
Охлажденный в предварительном теплообменнике газ высокого давления проходит через рекуперативный теплообменник 3, где его температура дополнительно понижается за счет теплообмена с обратным потоком несконденсировавшегося газа низкого давления, и далее поступает на редуцирующее устройство (дроссель или вихревую трубу) 4, установленную в конденсатосборнике 5. В результате расширения давление и температура газа падают, что приводит к образованию жидкой фазы.
В конденсатосборнике жидкая фаза отделяется от паровой и выводится из установки, а несконденсировавшийся газ направляется последовательно в теплообменники 3 и 1 для охлаждения прямого потока газа высокого давления.
Температура горячего потока газа низкого давления на выходе из вихревой трубы по опытным данным на 40-55oC превышает температуру газа на входе в нее. Данное обстоятельство позволяет параллельно с наработкой сжиженного природного газа с большой эффективностью использовать горячий поток для отогрева теплообменников, не используемых в данный момент в работе установки сжижения.
В результате вместо внешнего источника тепла используется тепло горячего потока вихревой трубы, что повышает термодинамическую эффективность процесса сжижения природного газа.
При этом существенно повышается надежность работы установки, появляется возможность не применять дорогостоящую предварительную очистку природного газа, отпадает необходимость в дополнительных энергозатратах на регенерацию адсорбента.
В варианте, представленном на фиг. 1, вихревая труба размещается на высокотемпературном уровне Т = 270-300 К. Вообще говоря, температура на входе в вихревую трубу может быть и ниже 270 К. Ее уменьшение позволяет получить прирост коэффициента сжижения за счет снижения температуры обратного потока, поступающего в теплообменник, что позволяет дополнительно охладить газ прямого потока.
Одним из вариантов практической реализации данного положения может быть подача природного газа высокого давления на вход вихревой трубы после прохождения им предварительного теплообменника. На фиг. 2 представлена соответствующая схема установки сжижения природного газа.
Нижний предел допустимой входной температуры для вихревой трубы, определяемый расчетом, составляет 240 К. При этом выполняется условие положительности температуры потока газа на выходе из горячего конца ВТ (Т = 275-320 К), что позволяет использовать его для отогрева теплообменных аппаратов.
Для подтверждения возможности осуществления изобретения ниже приводится его расчетное обоснование.
Уравнение теплового баланса работы вихревой трубы в расчете на 1 кг сжатого газа имеет вид
iвх= μi1+(1-μ)i2, (1)
где iвх - энтальпия потока природного газа на входе в вихревую трубу;
i1 - энтальпия потока природного газа на выходе холодного конца вихревой трубы;
i2 - энтальпия потока природного газа на выходе горячего конца вихревой трубы.
iвх= μi1+(1-μ)i2, (1)
где iвх - энтальпия потока природного газа на входе в вихревую трубу;
i1 - энтальпия потока природного газа на выходе холодного конца вихревой трубы;
i2 - энтальпия потока природного газа на выходе горячего конца вихревой трубы.
Значение холодопроизводительности ВТ - Qо может быть рассчитано по соотношению
Qo= μ(iвх-i1) = μξад(iвх-is), (2)
где ξад - коэффициент приближения к адиабатическому процессу расширения газа;
is - энтальпия газа при изоэнтропном расширении от Рвх и Твх до Рх и Тх (т. е. при изменении состояния природного газа от значений технологических параметров на входе в ВТ до значений параметров газа на выходе холодного конца вихревой трубы).
Qo= μ(iвх-i1) = μξад(iвх-is), (2)
где ξад - коэффициент приближения к адиабатическому процессу расширения газа;
is - энтальпия газа при изоэнтропном расширении от Рвх и Твх до Рх и Тх (т. е. при изменении состояния природного газа от значений технологических параметров на входе в ВТ до значений параметров газа на выходе холодного конца вихревой трубы).
Известно, что максимума Qо достигает при относительной доле холодного потока газа (μ), выходящего из вихревой трубы, на уровне 0,55...0,6, а значение коэффициента ξад для большинства вихревых труб (трубы Ранка) находится в пределах 0,4-0,45.
В дальнейших расчетах будем полагать его равным ξад= 0,45.
Значение энтальпии холодного потока природного газа на выходе из вихревой трубы может быть получено из уравнения (3)
i1= iвх-ξад(iвх-is). (3)
Из уравнений (1) и (3) может быть определена величина энтальпии горячего потока газа на выходе из вихревой трубы
i2= iвх+μ/(1-μ)ξад(iвх-is). (4)
При доле потока, направляемого на вихревую трубу 0,5-0,6 от общего газового потока на входе в установку, и значении μ для вихревой трубы, равном 0,6-0,65, доля горячего потока в расчете на входной поток составит 0,2-0,25.
Значение энтальпии холодного потока природного газа на выходе из вихревой трубы может быть получено из уравнения (3)
i1= iвх-ξад(iвх-is). (3)
Из уравнений (1) и (3) может быть определена величина энтальпии горячего потока газа на выходе из вихревой трубы
i2= iвх+μ/(1-μ)ξад(iвх-is). (4)
При доле потока, направляемого на вихревую трубу 0,5-0,6 от общего газового потока на входе в установку, и значении μ для вихревой трубы, равном 0,6-0,65, доля горячего потока в расчете на входной поток составит 0,2-0,25.
В диапазоне входных давлений от 6 до 3 МПа, выходных давлений от 0,4 до 0,5 МПа и температур газа на входе от 270 до 300 К значения температуры горячего потока на выходе вихревой трубы будут лежать в пределах 305-350 К, что дает возможность полного удаления накопившихся примесей потоком газа низкого давления без дополнительного его нагрева.
Этого вполне достаточно, чтобы за 0,4-1,0 часа отогреть до температуры окружающей среды теплообменный аппарат массой 2500 кг. При этом большая величина времени отогрева относится ко второму теплообменнику по ходу прямого потока газа высокого давления.
Приведенные результаты расчетов свидетельствуют о принципиальной возможности практической реализации предлагаемого способа.
Claims (1)
- Способ сжижения природного газа, включающий разделение исходного потока природного газа на две части, одну из которых (основную) подают в линию, состоящую из последовательно установленных предварительного и рекуперативного теплообменников, в которых исходный поток охлаждают несконденсировавшимся в цикле природным газом, редуцирующего устройства и конденсатосборника, а другую часть подают в вихревую трубу, откуда образующийся холодный поток направляют в теплообменник для дополнительного охлаждения основной части исходного потока природного газа, отличающийся тем, что сжижение газа ведут попеременно в двух параллельных линиях, причем при работе одной из них горячий поток из вихревой трубы подают на отогрев теплообменников неработающей линии, а холодный поток из вихревой трубы направляют последовательно в рекуперативный и предварительный теплообменники.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99112741A RU2168124C2 (ru) | 1999-06-15 | 1999-06-15 | Способ сжижения природного газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99112741A RU2168124C2 (ru) | 1999-06-15 | 1999-06-15 | Способ сжижения природного газа |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99112741A RU99112741A (ru) | 2001-05-20 |
| RU2168124C2 true RU2168124C2 (ru) | 2001-05-27 |
Family
ID=20221258
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99112741A RU2168124C2 (ru) | 1999-06-15 | 1999-06-15 | Способ сжижения природного газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168124C2 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474769C2 (ru) * | 2011-05-23 | 2013-02-10 | Государственное образовательное учреждение высшего Профессионального образования "Юго-Западный государственный университет" (ЮЗ ГУ) | Полифункциональный ступенчатый вихревой обогреватель |
| RU2525759C2 (ru) * | 2012-11-20 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ частичного сжижения природного газа (варианты) |
| RU2543255C2 (ru) * | 2013-05-14 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ частичного сжижения природного газа (варианты) |
| RU2587734C1 (ru) * | 2015-07-06 | 2016-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Рыбинский государственный авиационный технический университет имени П.А. Соловьева" | Способ сжижения природного газа |
| CN111397306A (zh) * | 2020-04-29 | 2020-07-10 | 中科瑞奥能源科技股份有限公司 | 乙烯液化装置与工艺 |
-
1999
- 1999-06-15 RU RU99112741A patent/RU2168124C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474769C2 (ru) * | 2011-05-23 | 2013-02-10 | Государственное образовательное учреждение высшего Профессионального образования "Юго-Западный государственный университет" (ЮЗ ГУ) | Полифункциональный ступенчатый вихревой обогреватель |
| RU2525759C2 (ru) * | 2012-11-20 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ частичного сжижения природного газа (варианты) |
| RU2543255C2 (ru) * | 2013-05-14 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ частичного сжижения природного газа (варианты) |
| RU2587734C1 (ru) * | 2015-07-06 | 2016-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Рыбинский государственный авиационный технический университет имени П.А. Соловьева" | Способ сжижения природного газа |
| CN111397306A (zh) * | 2020-04-29 | 2020-07-10 | 中科瑞奥能源科技股份有限公司 | 乙烯液化装置与工艺 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100565059C (zh) | 用于气体液化的集成式多回路制冷工艺及系统 | |
| RU2541360C1 (ru) | Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации | |
| RU2170894C2 (ru) | Способ распределения нагрузки в процессе каскадного охлаждения | |
| US3312073A (en) | Process for liquefying natural gas | |
| CN100417903C (zh) | 低温天然气加工设施中用于液化天然气的方法和设备 | |
| US3020723A (en) | Method and apparatus for liquefaction of natural gas | |
| US4609390A (en) | Process and apparatus for separating hydrocarbon gas into a residue gas fraction and a product fraction | |
| US3608323A (en) | Natural gas liquefaction process | |
| EA007310B1 (ru) | Способ и устройство для сжижения природного газа | |
| US3932154A (en) | Refrigerant apparatus and process using multicomponent refrigerant | |
| JPH1068586A (ja) | 天然ガス液化のための冷却プロセスおよび装置 | |
| CA2250123C (en) | Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping | |
| RU2537480C2 (ru) | Способ сжижения потока с высоким содержанием углеводородов | |
| US2918801A (en) | Process and apparatus for separating gas mixtures | |
| US3791157A (en) | Process for purification of natural gas | |
| US2509034A (en) | Method and apparatus for liquefying gaseous fluids | |
| RU2168124C2 (ru) | Способ сжижения природного газа | |
| US4526596A (en) | Process for recovering butane and propane from crude gas | |
| US3107992A (en) | Low temperature gas decomposition plant | |
| US3606761A (en) | Method and apparatus for cryogenic gas separation | |
| US2709348A (en) | Process of and apparatus for separating gas mixtures | |
| US3039274A (en) | Process and apparatus for purifying and separating compressed gas mixtures | |
| US2552560A (en) | Process of producing oxygen | |
| CN113137828A (zh) | 一种利用液化天然气终端冷能制取富氧的系统和方法 | |
| RU2127855C1 (ru) | Способ ожижения природного газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20120723 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130616 |