RU2204093C2

RU2204093C2 - Process of liquefaction of multicomponent gas mixture and facility for its realization

Info

Publication number: RU2204093C2
Application number: RU2001107558/06A
Authority: RU
Inventors: Б.А. Скородумов; В.Н. Карпов; н Р.В. Дарбин; Р.В. Дарбинян; А.Л. Довбиш; пин А.И. Л; А.И. Ляпин; В.А. Передельский
Original assignee: Открытое акционерное общество криогенного машиностроения
Priority date: 2001-03-23
Filing date: 2001-03-23
Publication date: 2003-05-10

Abstract

FIELD: liquefaction of natural gas. SUBSTANCE: process of liquefaction of multicomponent gas mixture, for instance, natural gas, includes preliminary cleaning, drying and cooling of multicomponent gas mixture, its deep cooling in heat exchanger and delivery of liquid phase to consumer. If values of temperature and pressure of multicomponent gas mixture after heat exchanger are below their critical values mixture is directed for preliminary separation into additional separator with formation of gaseous and liquid phases. Gaseous phase is expanded to values of temperature and pressure required for recuperation of cold and is returned into return flow. Liquid phase is divided into two flows. First flow is choked and is returned into return flow. Second flow is fed through choke into main separator. If values of temperature and pressure of multicomponent gas mixture after heat exchanger are above critical values mixture is divided into two parts. First part is expanded to values of temperature and pressure required for recuperation of cold and is returned to return flow. Second part is directed through choke into main separator. Return flow after heat exchanger is fed into operational system. EFFECT: potential to increase concentration of low-boiling components in liquefied gas directly in process of liquefaction and widened functional capabilities of facility with simultaneous simplification of its design. 2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области криогенной техники сжижения и может быть использовано для сжижения природного и других газов. The invention relates to the field of cryogenic liquefaction techniques and can be used to liquefy natural and other gases.

Известен способ сжижения многокомпонентной газовой смеси (МГС), например природного газа, включающий очистку, осушку и предварительное охлаждение МГС, подачу ее в основной теплообменник и глубокое охлаждение в нем, поступление МГС на дросселирование и последующее разделение на газовую и жидкую фазы в основном сепараторе, возврат газовой среды из сепаратора в теплообменник на рекуперацию холода с образованием обратного потока и поставку жидкой фазы потребителю. A known method of liquefying a multicomponent gas mixture (MGS), for example natural gas, including cleaning, drying and pre-cooling the MGS, supplying it to the main heat exchanger and deep cooling in it, supplying the MGS to throttling and subsequent separation into gas and liquid phases in the main separator, the return of the gas medium from the separator to the heat exchanger for the recovery of cold with the formation of a reverse flow and the supply of a liquid phase to the consumer.

Известно также устройство для сжижения МГС, содержащее блок очистки и осушки газа, холодильник для предварительного охлаждения МГС, основной теплообменник для глубокого охлаждения исходного газа высокого давления, соединенный через дроссель с сепаратором для разделения газовой и жидкой фазы, при этом газовую фазу по трубопроводу обратного потока отводят в основной теплообменник для рекуперации холода, а жидкость по продуктовому трубопроводу подают потребителям. There is also known a device for liquefying MGS, containing a gas purification and drying unit, a refrigerator for pre-cooling MGS, a main heat exchanger for deep cooling of the high pressure feed gas, connected through a throttle to a separator for separating the gas and liquid phases, while the gas phase is through a return flow pipe diverted to the main heat exchanger to recover the cold, and the liquid is supplied to the consumers through the product pipeline.

Недостатком указанных способа и устройства в случае работы по открытому циклу является низкая концентрация низкокипящих компонентов в сконденсированной жидкости. Так, например, при сжижении природного газа с использованием энергии перепада давления газа на газораспределительной станции (ГРС) без дополнительных затрат энергии часть газа высокого давления со входа ГРС поступает в установку сжижения природного газа, а газ низкого давления на выходе из установки сжижения поступает в выходную магистраль после ГРС и направляется потребителю газа низкого давления. В таком открытом цикле сжижения состав сжиженного природного газа (СПГ) отличается от состава исходного природного газа, в частности содержание метана в СПГ будет ниже, чем в исходном природном газе. The disadvantage of this method and device in the case of open cycle operation is the low concentration of low-boiling components in the condensed liquid. So, for example, when liquefying natural gas using the energy of the differential pressure of gas at a gas distribution station (GDS) without additional energy costs, part of the high pressure gas from the inlet of the GDS enters the liquefaction of natural gas, and the low-pressure gas at the outlet of the liquefaction plant enters the outlet the line after the gas distribution system and is sent to the consumer of low-pressure gas. In such an open liquefaction cycle, the composition of liquefied natural gas (LNG) is different from the composition of the source natural gas, in particular, the methane content in LNG will be lower than in the source natural gas.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому изобретению является способ сжижения МГС, основанный на цикле с двойным дросселированием, включающий очистку, осушку и предварительное охлаждение МГС, подачу ее в теплообменник и глубокое охлаждение в нем, разделение МГС после теплообменника на два потока, направление одного потока в теплообменник, а второго потока МГС на дросселирование и последующее разделение на газовую и жидкую фазы в основном сепараторе, возврат газовой фазы в теплообменник на рекуперацию холода с образованием обратного потока и поставку жидкой фазы потребителю. The closest in technical essence and the achieved effect to the claimed invention is a method of liquefying MGS, based on a double throttling cycle, including cleaning, drying and pre-cooling of the MGS, feeding it to the heat exchanger and deep cooling in it, separation of the MGS after the heat exchanger into two streams, the direction of one stream to the heat exchanger, and the second MGS stream for throttling and subsequent separation into gas and liquid phases in the main separator, the return of the gas phase to the heat exchanger for recuperation ju cold with the formation of the return flow and the supply of the liquid phase to the consumer.

Недостатком способа является сравнительно низкая концентрация в жидкости целевого низкокипящего компонента, а также снижение давления газа перед дросселем из-за отбора газа и, как следствие, снижение в сепараторе количества сконденсированной жидкости. The disadvantage of this method is the relatively low concentration in the liquid of the target low-boiling component, as well as a decrease in gas pressure in front of the throttle due to gas extraction and, as a result, a decrease in the amount of condensed liquid in the separator.

Известно устройство для сжижения МГС, содержащее блок очистки, осушки и холодильную машину для охлаждения МГС, теплообменник для глубокого охлаждения МГС, на выходе которого последовательно установлены два дросселя для разделения МГС на два потока, один поток после первого дросселя с промежуточным давлением направляют в теплообменник, а другой поток после второго дросселя в сепаратор для разделения газовой и жидкой фаз, газовая фаза с давлением ниже промежуточного по трубопроводу обратного потока направляют в основной теплообменник для рекуперации холода, а жидкость по отдельному трубопроводу подают потребителю. A device for liquefying MGS containing a cleaning unit, drying and refrigerating machine for cooling MGS, a heat exchanger for deep cooling MGS, the output of which is sequentially installed two chokes to separate the MGS into two streams, one stream after the first choke with intermediate pressure is sent to the heat exchanger, and the other stream after the second throttle into the separator for separating the gas and liquid phases, the gas phase with a pressure below the intermediate through the return flow pipe is sent to the main heat exchanger I cold recovery and fluids on piped to consumers.

Недостатком устройства для сжижения МГС является сложность конструкции трехпоточного теплообменника, ограниченность области применения и недостаточная эффективность по сжижаемому целевому продукту в области, когда параметры МГС после основного теплообменника имеют значения ниже критических, недостаточная концентрация в сконденсированной жидкости низкокипящих компонентов, а также низкая производительность по сконденсированной жидкости. The disadvantage of the MGS liquefaction device is the complexity of the design of the three-flow heat exchanger, the limited scope and insufficient efficiency of the liquefied target product in the region when the MGS parameters after the main heat exchanger are lower than critical, insufficient concentration of low-boiling components in the condensed liquid, and low condensed liquid performance .

Решаемая задача - повышение концентрации в сжиженном газе низкокипящих компонентов непосредственно в процессе сжижения МГС, расширение функциональных возможностей устройства для сжижения МГС при упрощении конструкции. The problem to be solved is an increase in the concentration of low-boiling components in the liquefied gas directly during the MGS liquefaction, expanding the functionality of the device for MGS liquefaction while simplifying the design.

Решение поставленной задачи заключается в том, что способ сжижения многокомпонентной газовой смеси (МГС), например природного газа, включающий предварительную очистку, осушку и охлаждения МГС, подачу ее в теплообменник и глубокое охлаждение в нем, разделение МГС после теплообменника на два потока, возвращение одного потока в теплообменник и подачу второго потока на дросселирование и последующее разделение на газовую и жидкую фазы в основном сепараторе, возврат газовой фазы в теплообменник на рекуперацию холода с образованием обратного потока и поставку жидкой фазы потребителю, при значениях температуры и давления МГС после теплообменника ниже критических значений ее направляют на предварительное разделение в дополнительный сепаратор с образованием газообразной и жидкой фаз, первую из которых расширяют до значений температуры и давления, необходимых для рекуперации холода, и возвращают в обратный поток, а жидкую фазу разделяют на два потока, первый дросселируют и возвращают в обратный поток, а второй подают через дроссель в основной сепаратор, при этом обратный поток после теплообменника направляют в эксплуатационную систему. The solution to this problem lies in the fact that a method of liquefying a multicomponent gas mixture (MGS), for example natural gas, including pre-cleaning, drying and cooling the MGS, feeding it to the heat exchanger and deep cooling in it, separating the MGS after the heat exchanger into two streams, returning one flow to the heat exchanger and the second flow for throttling and subsequent separation into gas and liquid phases in the main separator, the return of the gas phase to the heat exchanger for the recovery of cold with the formation of the return flow and supplying the liquid phase to the consumer, at the temperature and pressure of the MGS after the heat exchanger below critical values, it is sent for preliminary separation into an additional separator with the formation of gaseous and liquid phases, the first of which is expanded to the temperature and pressure necessary for the recovery of the cold, and returned into the return flow, and the liquid phase is divided into two flows, the first is throttled and returned to the return flow, and the second is fed through the throttle to the main separator, while the return flow after the heat exchanger is sent to the operational system.

При значениях температуры и давления МГС после теплообменника выше критических ее направляют на параллельное дросселирование: МГС после теплообменника разделяют на две части, первую часть расширяют до значений температуры и давления, необходимых для рекуперации холода, и возвращают в обратный поток, а вторую направляют через дроссель в основной сепаратор. When the temperature and pressure of the gas generator after the heat exchanger are higher than critical, it is sent for parallel throttling: the gas generator after the heat exchanger is divided into two parts, the first part is expanded to the temperature and pressure necessary for the recovery of the cold, and returned to the reverse flow, and the second is sent through the throttle to main separator.

Устройство для сжижения МГС, содержащее блок очистки и осушки газа, холодильную машину для предварительного охлаждения МГС, теплообменник для глубокого охлаждения МГС, соединенный через дроссель с основным сепаратором, снабженный двумя трубопроводами, по первому трубопроводу с верхней полости основного сепаратора отводят газовую фазу в теплообменник для рекуперации холода, а по другому трубопроводу с нижней полости основного сепаратора отводят жидкую фазу потребителю, устройство снабжено двумя технологическими контурами: первый контур служит для сжижения МГС, имеющего параметры после теплообменника ниже критических значений, и содержит дополнительный сепаратор, установленный после теплообменника, оснащенного расширителем по газовой полости и соединенного с трубопроводом обратного потока, и жидкостным дросселем, установленным параллельно дросселю и соединенным также с обратным потоком; второй контур служит для сжижения МГС, имеющего параметры после теплообменника выше критических значений, и содержит газовый дроссель, установленный параллельно дросселю и соединенный с обратным потоком. A MGS liquefaction device containing a gas purification and drying unit, a MGS pre-cooling chiller, a MGS deep cooling heat exchanger connected via a choke to the main separator, equipped with two pipelines, the gas phase is diverted through the first pipe from the upper cavity of the main separator to the heat exchanger for cold recovery, and through another pipeline from the lower cavity of the main separator the liquid phase is diverted to the consumer, the device is equipped with two process circuits: the first the tour serves to liquefy the MGS, which has parameters after the heat exchanger below critical values, and contains an additional separator installed after the heat exchanger, equipped with an expander in the gas cavity and connected to the return flow pipeline, and a liquid throttle installed parallel to the throttle and also connected to the return flow; the second circuit serves to liquefy the MGS, which has parameters after the heat exchanger above critical values, and contains a gas throttle mounted parallel to the throttle and connected to the return flow.

Проведенный анализ уровня техники позволил установить, что заявителем не обнаружен аналог, характеризующийся признаками, идентичными всем существенным признакам заявленного изобретения, следовательно, оно соответствует критерию "новизна". The analysis of the prior art made it possible to establish that the applicant has not found an analogue characterized by features identical to all the essential features of the claimed invention, therefore, it meets the criterion of "novelty."

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1 изображена принципиальная схема устройства для сжижения МГС. The invention is illustrated in the drawing, where in FIG. 1 shows a schematic diagram of a device for liquefying MGS.

Устройство для сжижения МГС по фиг.1 содержит блок очистки и осушки 1, холодильную машину 2 для предварительного ее охлаждения, теплообменник 3, контур I для сжижения МГС, параметры которой после теплообменника 3 ниже критических значений, контур II для сжижения МГС с параметрами выше критических значений. Контуры I и II соединены через дроссель 4 с основным сепаратором 5. Газовая полость основного сепаратора 5 соединена трубопроводом IV с теплообменником 3, образующим обратный поток для рекуперации холода в теплообменнике 3. Сжиженную МГС отводят из основного сепаратора 5 через трубопровод V потребителю. Контур I содержит запорный клапан 6, дополнительный сепаратор 7, соединенный по газовой полости через расширитель 8 с обратным потоком IV, и жидкостной дроссель 9, соединенный с жидкостной полостью дополнительного сепаратора 7 через клапан 10, а через расходомер 11 - с обратным потоком IV. Жидкостная полость дополнительного сепаратора 7 соединена также через дроссель 4 с основным сепаратором 5. The MGS liquefaction device of FIG. 1 contains a cleaning and drying unit 1, a refrigeration machine 2 for pre-cooling it, a heat exchanger 3, circuit I for MGS liquefaction, the parameters of which after heat exchanger 3 are below critical values, circuit II for MGS liquefaction with parameters above critical values. Circuits I and II are connected through a throttle 4 to the main separator 5. The gas cavity of the main separator 5 is connected by a pipe IV to a heat exchanger 3, which forms a return flow for cooling recovery in the heat exchanger 3. The liquefied gas and wastewater is removed from the main separator 5 through the pipeline V to the consumer. Circuit I contains a shut-off valve 6, an additional separator 7, connected through the gas cavity through the expander 8 with a reverse flow IV, and a liquid throttle 9, connected to the liquid cavity of the additional separator 7 through the valve 10, and through the flow meter 11 with a return flow IV. The liquid cavity of the additional separator 7 is also connected through the throttle 4 to the main separator 5.

Контур II содержит запорный клапан 12, соединенный с дросселем 4, а также посредством клапана 13 с газовым дросселем 14, расходомером 15 и обратным потоком IV. Circuit II contains a shutoff valve 12 connected to the throttle 4, as well as by means of a valve 13 with a gas throttle 14, a flow meter 15 and a reverse flow IV.

Контуры I и II разделены обратным клапаном 16. Circuits I and II are separated by a check valve 16.

Расходомеры 11 и 15 служат для измерения количества отбираемой жидкости и газа. Flow meters 11 and 15 are used to measure the amount of liquid and gas taken.

Принцип работы устройства заключается в следующем. The principle of operation of the device is as follows.

1. Исходная многокомпонентная газовая смесь (МГС) высокого давления после очистки и осушки МГС в блоке очистки и осушки 1 и предварительного охлаждения с помощью холодильной машины 2 по прямому потоку III подается в теплообменник 3, в котором МГС охлаждают обратным потоком IV. При параметрах МГС после теплообменника 3 ниже критических значений ее направляют в контур I через запорный клапан 6 в дополнительный сепаратор 7, в котором происходит частичная конденсация МГС. Несконденсированный газ через расширитель 8 направляют в обратный поток IV для рекуперации холода в теплообменнике 3, а жидкую фазу разделяют на два потока. Часть жидкости через клапан 10, жидкостной дроссель 9 и расходомер 11 направляют в обратный поток IV для рекуперации холода и снижения температуры МГС после теплообменника и перед дросселем 4. Вторую часть жидкости направляют в дроссель 4 и основной сепаратор 5 для сжижения МГС и разделения газообразной и жидкой фаз. Газообразную фазу направляют в обратный поток IV для рекуперации холода, а жидкость отводят по трубопроводу V потребителю. Обратный поток после теплообменника 3 подают по трубопроводу VI в газовую магистраль для дальнейшего использования. 1. The initial multicomponent gas mixture (MGS) of high pressure after cleaning and drying of the MGS in the cleaning and drying unit 1 and pre-cooling with the help of a refrigeration machine 2 is fed through direct flow III to the heat exchanger 3, in which the MGS is cooled by the reverse flow IV. With the MGS parameters after the heat exchanger 3 below the critical values, it is sent to circuit I through the shutoff valve 6 to an additional separator 7, in which the MGS partially condenses. The non-condensed gas through the expander 8 is sent to the return stream IV to recover the cold in the heat exchanger 3, and the liquid phase is divided into two streams. Part of the liquid through the valve 10, the liquid throttle 9 and the flow meter 11 is sent to the return flow IV to recover the cold and reduce the temperature of the MGS after the heat exchanger and before the throttle 4. The second part of the liquid is sent to the throttle 4 and the main separator 5 for liquefaction of the MGS and the separation of gaseous and liquid phases. The gaseous phase is directed into the return stream IV for recovery of the cold, and the liquid is discharged through the pipeline V to the consumer. The return stream after the heat exchanger 3 is fed through a pipe VI to the gas line for further use.

2. В случае, если параметры МГС после теплообменника 3 выше критических значений и конденсация газа в дополнительном сепараторе 7 не происходит, то ее направляют в контур II через запорный клапан 12. МГС после клапана 12 разделяют на два параллельных потока, один поток через клапан 13, газовый дроссель 14 и расходомер 15 направляют в обратный поток IV, а второй поток подают на основной дроссель 4. 2. If the MGS parameters after the heat exchanger 3 are above critical values and gas condensation does not occur in the additional separator 7, then it is sent to circuit II through the shut-off valve 12. The MGS after valve 12 are divided into two parallel flows, one stream through valve 13 , the gas throttle 14 and the flow meter 15 are directed into the reverse flow IV, and the second flow is fed to the main throttle 4.

Величина потока, направляемого через жидкостной или газовый дроссели 9 или 14, может составлять от 0 до (I-V) доли прямого потока III, где V - доля ожижения. The magnitude of the flow directed through the liquid or gas chokes 9 or 14 may be from 0 to (I-V) of the direct flow III fraction, where V is the liquefaction fraction.

Существенность отдельных отличительных признаков, характеризующих предлагаемое техническое решение и обеспечивающих решение поставленной задачи, обосновывается следующим. The materiality of the individual distinguishing features characterizing the proposed technical solution and providing a solution to the problem is justified by the following.

Известно, что в дроссельном цикле осуществляется лишь частичное ожижение газа, поэтому при ожижении МГС в открытом дроссельном цикле концентрация низкокипящих компонентов в жидкой фазе будет ниже, чем в исходной МГС. Отбирая часть МГС после теплообменника в жидкой и газообразной фазе или только в газообразной фазе и дросселируя ее в обратный поток, снижают температуру потока МГС на входе в дроссель. При этом, хотя и уменьшается количество МГС, подаваемого на дроссель, однако за счет снижения температуры МГС перед дросселем возрастает доля ожижения, так что количество жидкого продукта практически не изменяется, но концентрация низкокипящих компонентов в жидкости возрастает. It is known that in the throttle cycle only partial gas liquefaction is carried out, therefore, when liquefying the MHS in the open throttle cycle, the concentration of low-boiling components in the liquid phase will be lower than in the original MHS. Taking part of the MGS after the heat exchanger in the liquid and gaseous phase or only in the gaseous phase and throttling it into the return flow, reduce the temperature of the MGS flow at the inlet to the throttle. At the same time, although the amount of MGS supplied to the throttle decreases, however, due to a decrease in the temperature of the MGS in front of the throttle, the proportion of liquefaction increases, so that the amount of liquid product remains practically unchanged, but the concentration of low-boiling components in the liquid increases.

Для обеспечения надежной работы дросселя необходимо подавать на его вход однофазный поток (либо жидкость, либо газ). Поэтому в устройство для сжижения МГС введены два контура (I и II), обеспечивающие подачу однофазного потока на дроссель при любых параметрах МГС (выше или ниже критических). To ensure reliable operation of the throttle, it is necessary to supply a single-phase flow (either liquid or gas) to its input. Therefore, two circuits (I and II) are introduced into the MGS liquefaction device, which supply a single-phase flow to the inductor for any parameters of the MGS (above or below critical).

Выполнение способа сжижения МГС показано на примере сжижения природного газа с использованием перепада давлений на входе и выходе из газораспределительной станции (ГРС). Природный газ содержит такие компоненты, как метан, этан, пропан, бутан и другие предельные и непредельные углеводороды, а также диоксид углерода, сероводород и другие примеси, поэтому он представляет собой многокомпонентную смесь. The implementation of the MGS liquefaction method is shown by the example of natural gas liquefaction using a pressure differential at the inlet and outlet of the gas distribution station (GDS). Natural gas contains components such as methane, ethane, propane, butane and other saturated and unsaturated hydrocarbons, as well as carbon dioxide, hydrogen sulfide and other impurities, so it is a multicomponent mixture.

Очищенный и осушенный природный газ после блока комплексной очистки 1, расходом 25000 нм³/ч, давлением 2,4 МПа и объемным содержанием метана 99,14% охлаждают с помощью холодильной машины 2 до температуры 240 К и подают в теплообменник 3. В теплообменнике природный газ охлаждается обратным потоком IV до температуры 172,5-174,5 К. Давление и температура природного газа после теплообменника 3 ниже критических, поэтому работает контур I. Охлажденный природный газ подают через запорный клапан 16 в дополнительный сепаратор 7, где производят частичную конденсацию природного газа. Несконденсированный газ из дополнительного сепаратора 7 через расширитель 8 направляют в обратный поток IV, где давление равно давлению газа в трубопроводе после ГРС. Часть сконденсированной жидкости из дополнительного сепаратора 7 с помощью клапана 10 направляют на жидкостной дроссель 9 и дросселируют в обратный поток IV. Остальную часть жидкости подают через дроссель 4 в основной сепаратор 5. За счет подачи части жидкости из дополнительного сепаратора 7 в обратный поток IV температура природного газа перед дросселем 4 снижается, что приводит к повышению концентрации основного компонента - метана в сжиженном природном газе (СПГ).The purified and dried natural gas after complex treatment unit 1, with a flow rate of 25000 nm ³ / h, a pressure of 2.4 MPa and a methane volumetric content of 99.14% is cooled by a refrigeration machine 2 to a temperature of 240 K and fed to a heat exchanger 3. In the heat exchanger, natural the gas is cooled by the reverse flow IV to a temperature of 172.5-174.5 K. The pressure and temperature of the natural gas after the heat exchanger 3 are lower than critical, therefore, circuit I. The cooled natural gas is fed through the shut-off valve 16 to an additional separator 7, where partial condensation is carried out Yu natural gas. Non-condensed gas from the additional separator 7 through the expander 8 is sent to the reverse flow IV, where the pressure is equal to the gas pressure in the pipeline after the gas distribution system. Part of the condensed liquid from the additional separator 7 using the valve 10 is directed to the liquid throttle 9 and throttled into the reverse flow IV. The rest of the liquid is fed through the throttle 4 to the main separator 5. By supplying a part of the liquid from the additional separator 7 to the reverse flow IV, the temperature of the natural gas in front of the throttle 4 decreases, which leads to an increase in the concentration of the main component - methane in liquefied natural gas (LNG).

На фиг.2 приводится график изменения концентрации метана С1 в сжиженном природном газе в зависимости от относительного количества газа Gd/Goб, сдросселированного через жидкостный дроссель 9. Здесь Gd - количество отобранной жидкости из прямого сконденсированного потока, Goб - общий расход газа по прямому потоку III через теплообменник 3. Из приведенной зависимости видно, что при сжижении природного газа по традиционному дроссельному циклу, когда Gd/Goб= 0, концентрация метана в жидкости составляет менее 85,0%, а по предлагаемому способу, при доле потока через жидкостной дроссель 9, равной Gd/Goб = 0,1 или 10% от общего расхода газа, эта концентрация составляет 94,3% при сохранении количества сжиженного газа. При необходимости получения сжиженного природного газа с содержанием метана более 98,0% доля потока через жидкостной дроссель 9 должен составлять не менее 40%. Figure 2 shows a graph of the change in the concentration of methane C1 in liquefied natural gas versus the relative amount of gas Gd / Gob throttled through the liquid throttle 9. Here Gd is the amount of liquid taken from the direct condensed stream, Gob is the total gas flow in the forward stream III through the heat exchanger 3. From the above dependence it is seen that when liquefying natural gas according to the traditional throttle cycle, when Gd / Goб = 0, the methane concentration in the liquid is less than 85.0%, and according to the proposed method, with the proportion of sweat and liquid through the throttle 9, equal Gd / Gob = 0.1 or 10% of the total gas flow rate, this concentration is 94.3% while maintaining the amount of liquefied gas. If it is necessary to obtain liquefied natural gas with a methane content of more than 98.0%, the fraction of the flow through the liquid throttle 9 should be at least 40%.

Таким образом, предлагаемые способ и устройство для сжижения МГС позволяют получить жидкость с высокой концентрацией низкокипящих компонентов по простой технологии без дополнительных капитальных затрат на создание ректификационных установок и энергозатрат на сам процесс ректификации. В частности, позволяют значительно снизить себестоимость сжиженного природного газа и расширить область его применения взамен нефтяных энергоносителей. Thus, the proposed method and device for liquefying MGS allows you to get a liquid with a high concentration of low-boiling components by simple technology without additional capital costs for the creation of distillation plants and energy costs for the process of rectification. In particular, they can significantly reduce the cost of liquefied natural gas and expand the scope of its application instead of oil energy.

Сравнение существенных признаков предложенного и известных решений дает основание считать, что предложенное техническое решение отвечает критериям "изобретательский уровень" и "промышленная применимость". Comparison of the essential features of the proposed and known solutions gives reason to believe that the proposed technical solution meets the criteria of "inventive step" and "industrial applicability".

Claims

1. A method of liquefying a multicomponent gas mixture, for example natural gas, comprising pre-cleaning, drying and cooling the multicomponent gas mixture, deep cooling it in a heat exchanger, separating the multicomponent gas mixture after the heat exchanger into two streams, returning one stream to the heat exchanger and supplying a second stream for throttling and the subsequent separation into gas and liquid phases in the main separator, the return of the gas phase to the heat exchanger for the recovery of cold with the formation of a reverse flow and supplying a liquid phase to a consumer, characterized in that, at temperatures and pressures of the multicomponent gas mixture after the heat exchanger below critical values, it is sent for preliminary separation into an additional separator with the formation of a gaseous and liquid phases, the first of which is expanded to the temperature and pressure necessary for recovery cold, and returned to the return flow, and the liquid phase is divided into two flows, the first is throttled and returned to the return flow, and the second is fed through the throttle to main separator, and at temperatures and pressures of the multicomponent gas mixture after the heat exchanger above critical values it is sent to parallel throttling: the multicomponent gas mixture after the heat exchanger is divided into two parts, the first part is expanded to the temperature and pressure values necessary for the recovery of the cold, and returned to return flow, and the second is directed through the throttle to the main separator, and the return flow after the heat exchanger is sent to the production system.

2. A device for liquefying a multicomponent gas mixture, comprising a gas purification and drying unit, a chiller for pre-cooling the multicomponent gas mixture, a heat exchanger for deep cooling of the multicomponent gas mixture, a choke and a main separator, the gas cavity of which is connected by a return flow pipe to the heat exchanger, and the liquid cavity is connected by a pipeline to the consumer, characterized in that the device is equipped with two process circuits mi: a circuit for liquefying a multicomponent gas mixture having parameters after the heat exchanger below critical values, containing an additional separator installed after the heat exchanger and connected through the gas cavity through an expander to the return flow pipe and through the liquid cavity with a liquid choke installed parallel to the throttle and also connected to reverse flow; and a circuit for liquefying a multicomponent gas mixture having parameters after the heat exchanger above critical values, comprising a gas reactor installed parallel to the reactor and connected to the return flow.