RU2233411C2 - Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle - Google Patents
Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle Download PDFInfo
- Publication number
- RU2233411C2 RU2233411C2 RU2002118638/06A RU2002118638A RU2233411C2 RU 2233411 C2 RU2233411 C2 RU 2233411C2 RU 2002118638/06 A RU2002118638/06 A RU 2002118638/06A RU 2002118638 A RU2002118638 A RU 2002118638A RU 2233411 C2 RU2233411 C2 RU 2233411C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- natural gas
- flow
- direct flow
- cooling
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области криогенной техники, в частности к сжижению природных и других низкокипящих многокомпонентных газов.The invention relates to the field of cryogenic technology, in particular to the liquefaction of natural and other low-boiling multicomponent gases.
Известен способ сжижения природного газа в дроссельном цикле, включающий повышение давления газа, отвод теплоты сжатия в окружающую среду, его охлаждение в теплообменнике обратным потоком газа, дросселирование охлажденного газа с образованием газожидкостной смеси, ее разделение на целевую жидкость и паровую фазу, отвод целевой жидкости потребителю, а паровой фазы в теплообменник с образованием обратного потока, смешивание обратного потока с новой порцией исходного природного газа и направление его на повышение давления [1].A known method of liquefying natural gas in a throttle cycle, including increasing the gas pressure, removing the heat of compression into the environment, cooling it in a heat exchanger with a reverse gas flow, throttling the cooled gas to form a gas-liquid mixture, its separation into the target liquid and vapor phase, removal of the target liquid to the consumer and the vapor phase into the heat exchanger with the formation of the return flow, mixing the return flow with a new portion of the source of natural gas and directing it to increase pressure [1].
Недостатками указанного способа являются низкий коэффициент сжижения газа, равный отношению количества полученной целевой жидкости к количеству газа, направляемому на повышение давления, и, как следствие, высокие удельные энергетические затраты на получение целевой жидкости - сжиженного природного газа.The disadvantages of this method are the low coefficient of gas liquefaction, equal to the ratio of the amount of the target liquid obtained to the amount of gas directed to increase the pressure, and, as a result, the high specific energy costs of obtaining the target liquid - liquefied natural gas.
Известен также способ сжижения природного газа в дроссельном цикле с предварительным охлаждением, включающий повышение давления газа, отвод теплоты сжатия, его последовательное охлаждение в первом теплообменнике обратным потоком газа, в испарителе холодильной машины, во втором теплообменнике обратным потоком газа, дросселирование охлажденного газа с образованием газожидкостной смеси, ее разделение на целевую жидкость и паровую фазу, отвод целевой жидкости потребителю, а паровой фазы во второй теплообменник с образованием обратного потока и затем в первый теплообменник, смешивание обратного потока с новой порцией исходного природного газа и направление его на повышение давления [2].There is also known a method of liquefying natural gas in a throttle cycle with pre-cooling, including increasing the gas pressure, removing the heat of compression, its sequential cooling in the first heat exchanger with a reverse gas flow, in the evaporator of a refrigeration machine, in the second heat exchanger with a reverse gas flow, throttling of the cooled gas to form gas-liquid mixture, its separation into the target liquid and the vapor phase, the removal of the target liquid to the consumer, and the vapor phase into the second heat exchanger with the formation of the return otok and then into the first heat exchanger, mixing backflow with a new portion of the starting gas and the direction to increase its pressure [2].
Недостатками указанного способа являются повышенные удельные энергетические затраты на получение целевой жидкости, связанные с дополнительными затратами энергии в холодильной машине, а также высокие капитальные и эксплуатационные затраты на установку.The disadvantages of this method are the increased specific energy costs for obtaining the target fluid associated with additional energy costs in the refrigeration machine, as well as high capital and operating costs for the installation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому изобретению является способ сжижения природного газа в дроссельном цикле, включающий повышение давления природного газа с образованием прямого потока, отвод теплоты сжатия в окружающую среду и конденсацию части высококипящих компонентов в прямом потоке, последовательное охлаждение прямого потока в одной или нескольких ступенях охлаждения за счет холода обратного потока с отделением жидкой фазы высококипящих компонентов и ее дросселированием в обратный поток, дросселирование прямого потока, выводимого из последней ступени охлаждения, с образованием газожидкостной смеси, ее разделение на целевую жидкость и паровую фазу, отвод целевой жидкости потребителю, а паровой фазы в ступени охлаждения с образованием обратного потока, последующее смешение обратного потока с новой порцией исходного природного газа и направление его на повышение давления [3]. В данном способе эффект достигается за счет того, что высококипящие компоненты природного газа (пропан, бутан, пентан и др.), имеющие высокий изотермический дроссель-эффект, дросселируют в обратный поток и используют в качестве хладоагентов, циркулирующих в цикле. Такое решение позволяет повысить коэффициент сжижения газа.The closest in technical essence and the achieved effect to the claimed invention is a method of liquefying natural gas in a throttle cycle, including increasing the pressure of natural gas with the formation of a direct flow, removal of heat of compression into the environment and condensation of some high-boiling components in a direct flow, sequential cooling of the direct flow in one or several stages of cooling due to the cold of the return flow with the separation of the liquid phase of high-boiling components and its throttling in reverse current, throttling the direct flow withdrawn from the last cooling stage with the formation of a gas-liquid mixture, its separation into the target liquid and vapor phase, removal of the target liquid to the consumer, and the vapor phase in the cooling stage with the formation of the return flow, subsequent mixing of the return flow with a new portion of the original natural gas and its direction to increase pressure [3]. In this method, the effect is achieved due to the fact that the high-boiling components of natural gas (propane, butane, pentane, etc.) having a high isothermal throttle effect are throttled in the return flow and used as refrigerants circulating in the cycle. This solution allows to increase the gas liquefaction coefficient.
Недостатками указанного способа сжижения природного газа являются ограниченная область применения и недостаточно высокий коэффициент сжижения газа, ограничиваемые повышением давления газа до докритических значений. Повышение давления газа выше критического значения не позволяет осуществить конденсацию части высококипящих компонентов газа, их отделение в ступенях охлаждения и дросселирование в обратный поток, в результате чего высококипящие компоненты невозможно использовать в качестве хладоагентов, что существенно снижает коэффициент сжижения газа.The disadvantages of this method of liquefying natural gas are the limited scope and insufficiently high coefficient of liquefaction of the gas, limited by increasing the gas pressure to subcritical values. An increase in gas pressure above a critical value does not allow the condensation of part of the high-boiling gas components, their separation in the cooling stages and throttling into the return flow, as a result of which the high-boiling components cannot be used as refrigerants, which significantly reduces the gas liquefaction coefficient.
Решаемая задача - повышение коэффициента сжижения природного газа в дроссельном цикле при одновременном снижении энергетических затрат на единицу произведенной целевой жидкости, а также расширение диапазона применяемости дроссельных циклов.The problem to be solved is an increase in the coefficient of liquefaction of natural gas in the throttle cycle while reducing energy costs per unit of target fluid produced, as well as expanding the range of applicability of throttle cycles.
Решение поставленной задачи заключается в том, что в способе сжижения природного газа в дроссельном цикле, при котором подают исходный природный газ на сжижение, повышают давление природного газа с образованием прямого потока, отводят теплоту сжатия в окружающую среду, прямой поток охлаждают не менее чем в одной ступени охлаждения, где от него предварительно отделяют жидкую фазу высококипящих компонентов и дросселируют в обратный поток, дросселируют прямой поток после ступени охлаждения с образованием газожидкостной смеси, разделяют ее в сепараторе на целевую жидкость и паровую фазу с образованием обратного потока, который направляют на охлаждение прямого потока и смешение с исходным природным газом, а целевую жидкость отводят потребителю, кроме этого, ведут предварительное охлаждение прямого потока после отвода теплоты сжатия в окружающую среду, снижают давление прямого потока перед входом не менее чем в одну ступень охлаждения до значения, величина которого ниже значения критического давления прямого потока на входе в эту ступень охлаждения, причем предварительное охлаждение прямого потока ведут в дополнительном теплообменнике.The solution to this problem lies in the fact that in the method of liquefying natural gas in a throttle cycle, in which the source of natural gas is supplied for liquefaction, the pressure of natural gas is increased to form a direct flow, the heat of compression is removed to the environment, the direct flow is cooled in at least one the cooling stage, where the liquid phase of the high-boiling components is preliminarily separated from it and throttled into the return flow, the direct flow is throttled after the cooling stage to form a gas-liquid mixture, e e in the separator to the target liquid and vapor phase with the formation of the return flow, which is directed to the cooling of the direct flow and mixing with the source of natural gas, and the target liquid is diverted to the consumer, in addition, pre-cooling the direct flow after removal of the heat of compression into the environment, reduce forward flow pressure at the entrance to at least one cooling stage to a value which is lower than the critical pressure of the direct flow at the entrance to this cooling stage, and preliminary e downstream cooling is carried out in the additional heat exchanger.
Для дополнительного увеличения коэффициента сжижения и снижения удельных энергозатрат доохлаждают прямой поток обратным потоком перед дросселированием прямого потока с образованием газожидкостной смеси в концевом теплообменнике.To further increase the liquefaction coefficient and reduce the specific energy consumption, the direct flow is cooled down with the return flow before the direct flow throttling with the formation of a gas-liquid mixture in the end heat exchanger.
Проведенный анализ уровня техники позволил установить, что заявителем не обнаружено техническое решение, характеризующееся 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 a technical solution characterized by features identical to all the essential features of the claimed invention, therefore, it meets the criterion of “novelty”.
На фиг.1 изображена принципиальная схема установки для сжижения природного газа по предлагаемому способу. Установка для сжижения природного газа в дроссельном цикле содержит компрессор 1 для повышения давления газа, соединенный трубопроводом прямого потока через теплообменник для отвода теплоты сжатия 2 с теплой частью дополнительного теплообменника 3, холодная часть теплообменника 3 соединена со ступенью охлаждения 4 через промежуточный дроссель 5, ступень охлаждения включает в себя отделитель 6, паровая полость которого соединена с теплой частью теплообменника 7, а жидкостная полость отделителя через жидкостной дроссель 8 соединена с трубопроводом обратного потока и холодной частью теплообменника 7, холодная сторона ступени охлаждения трубопроводом прямого потока через основной дроссель 9 соединена с сепаратором 10, а трубопроводом обратного потока - с паровой полостью сепаратора 10.Figure 1 shows a schematic diagram of an installation for liquefying natural gas according to the proposed method. The apparatus for liquefying natural gas in the throttle cycle contains a
На фиг.2 приведена схема включения концевого теплообменника. Холодная сторона ступени охлаждения 4 соединена трубопроводами прямого и обратного потоков с теплой частью концевого теплообменника 11, холодная часть концевого теплообменника 11 соединена трубопроводом прямого потока через основной дроссель 9 с сепаратором 10, а трубопроводом обратного потока - с паровой полостью сепаратора 10.Figure 2 shows a diagram of the inclusion of the end heat exchanger. The cold side of the
На фиг.3 приведены характеристики установки в зависимости от повышения давления газа. Кривая 12 - значение коэффициента сжижения природного газа установки, работающей по предлагаемому способу, кривая 13 - значение удельных энергозатрат на получение 1 кг сжиженного природного газа установки, работающей по предлагаемому способу. Кривые 14 и 15 - соответственно значения коэффициента сжижения природного газа и удельных энергозатрат установки, работающей по дроссельному циклу способа [3], кривые 16 и 17 - соответственно значения коэффициента сжижения природного газа и удельных энергозатрат установки, работающей по дроссельному циклу способа [1].Figure 3 shows the characteristics of the installation depending on the increase in gas pressure.
Принцип работы установки для сжижения природного газа заключается в следующем.The principle of operation of the installation for liquefying natural gas is as follows.
Природный газ сжимают в компрессоре 1, образовавшийся прямой поток охлаждают в теплообменнике для отвода теплоты сжатия 2, затем прямой поток охлаждают в дополнительном теплообменнике 3 до заданной температуры и направляют в одну или несколько ступеней охлаждения 4, причем перед входом в ступень охлаждения давление прямого потока снижают в промежуточном дросселе 5 до промежуточного давления, значение которого ниже критического для газа прямого потока, входящего в ступень охлаждения, прямой поток в ступени охлаждения направляют в отделитель 6, в котором осуществляют отделение жидкой фазы высококипящих компонентов. После отделителя 6 прямой поток направляют в теплообменник 7 для дальнейшего охлаждения, а жидкую фазу высококипящих компонентов дросселируют в жидкостном дросселе 8 и смешивают с обратным потоком на входе в теплообменник 7. После охлаждения прямого потока в одной или нескольких ступенях охлаждения 4 его дросселируют в основном дросселе 9 до давления обратного потока и разделяют в сепараторе 10 на паровую фазу и целевую жидкость. Целевую жидкость отводят потребителю, а паровую фазу из сепаратора 10, образующую обратный поток, направляют в одну или несколько ступеней охлаждения 4 и дополнительный теплообменник 3 для рекуперации холода, а затем смешивают с исходным природным газом.Natural gas is compressed in
Для дополнительного увеличения коэффициента сжижения и снижения удельных энергозатрат прямой поток из последней ступени охлаждения 4 (см. фиг.2) направляют в концевой теплообменник 11, в котором температуру прямого потока понижают за счет холода обратного потока, отводимого из сепаратора 10.To further increase the liquefaction coefficient and reduce specific energy consumption, the direct flow from the last cooling stage 4 (see Fig. 2) is directed to the
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 коэффициент сжижения установки, работающей по дроссельному циклу, зависит от разности между значениями энтальпий выходящего обратного и входящего прямого потоков газа на теплой части первого теплообменника, так называемого “изотермического дроссель-эффекта”, который в свою очередь зависит от разности давлений и температур этих потоков, а также от состава газа.It is known that the liquefaction coefficient of an installation operating in a throttle cycle depends on the difference between the enthalpies of the outgoing return and incoming direct gas flows on the warm part of the first heat exchanger, the so-called “isothermal throttle effect”, which in turn depends on the difference in pressure and temperature of these flows, as well as the composition of the gas.
На фиг.3 приведены расчетные кривые значения коэффициента сжижения природного газа установки 12, работающей по предлагаемому способу, и удельных энергозатрат 13. Характер представленных кривых показывает, что с увеличением значения повышения давления газа коэффициент сжижения установки, работающей по заявляемому способу, возрастает, а удельные энергозатраты снижаются.Figure 3 shows the calculated curves of the liquefaction coefficient of natural gas of the
Введение в схему дополнительного теплообменника позволяет повысить температуру выхода обратного потока, что также увеличивает изотермический дроссель-эффект на теплом конце теплообменника.The introduction of an additional heat exchanger into the circuit allows increasing the return temperature of the return flow, which also increases the isothermal choke effect on the warm end of the heat exchanger.
Снижение давления газа прямого потока на входе в ступень охлаждения до значения, оптимального для данного состава газа прямого потока, которое ниже критического, позволяет осуществить конденсацию и отделение высококипящих компонентов в ступенях охлаждения и использовать их в качестве хладоагентов с максимальной эффективностью. По мере работы установки происходит накопление высококипящих компонентов в циркулирующем через компрессор газе.Reducing the pressure of the direct flow gas at the inlet to the cooling stage to a value optimal for a given gas composition of the direct flow, which is lower than the critical one, allows the condensation and separation of high-boiling components in the cooling steps and use them as refrigerants with maximum efficiency. As the unit operates, high-boiling components accumulate in the gas circulating through the compressor.
Отделение высококипящих компонентов из газа приводит к увеличению в его составе доли низкокипящих компонентов (азот, метан) и снижению значения критического давления газа, поэтому для успешного отделения других высококипящих компонентов в следующих ступенях охлаждения необходимо дальше снижать давление газа. Использование в способе охлаждения прямого потока в дополнительном теплообменнике и промежуточного дросселя повышает коэффициент сжижения газа до значения 0,22-0,30.The separation of high-boiling components from gas leads to an increase in the fraction of low-boiling components (nitrogen, methane) in its composition and a decrease in the critical gas pressure; therefore, for the successful separation of other high-boiling components in the following cooling stages, it is necessary to further reduce the gas pressure. The use of a direct flow cooling method in an additional heat exchanger and an intermediate choke increases the gas liquefaction coefficient to a value of 0.22-0.30.
Введение в схему концевого теплообменника позволяет понизить температуру газа перед основным дросселем, в результате увеличивается коэффициент сжижения установки. Известно, что температура кипения у сконденсированных высококипящих компонентов выше, чем у несконденсированного газа, поэтому после дросселирования жидкой фазы высококипящих компонентов в последней ступени охлаждения ее температура будет выше, чем у паровой фазы в сепараторе. Таким образом, введение в схему концевого теплообменника 11 позволяет дополнительно понизить температуру прямого потока перед основным дросселем 9 за счет холода обратного потока, выходящего из сепаратора (паровой фазы), что приводит к увеличению коэффициента сжижения газа еще на 1,5-5,0%, в итоге коэффициент сжижения газа составляет 0,22-0,33 (кривая 12, фиг.3), а удельные энергозатраты на сжижение газа позволяет снизить до 0,7-0,8 кВт·ч/кг (кривая 13).Introduction to the circuit of the end heat exchanger allows to lower the gas temperature in front of the main choke, as a result, the liquefaction coefficient of the installation increases. It is known that the boiling point of condensed high-boiling components is higher than that of non-condensed gas; therefore, after throttling the liquid phase of high-boiling components in the last cooling stage, its temperature will be higher than that of the vapor phase in the separator. Thus, the introduction of the
Выполнение способа сжижения показано на примере сжижения природного газа с использованием компрессоров автомобильной газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС).The implementation of the liquefaction method is shown by the example of liquefaction of natural gas using compressors of an automobile gas-filling compressor station (CNG filling station).
Компрессоры АГНКС осуществляют сжатие природного газа с давления 0,7 МПа (абс.) до давления 19,5÷20,0 МПа (абс.). Состав исходного природного газа, об.%: азот 1,0; метан 98,09; этан 0,59; пропан 0,17; изобутан 0,05; бутан 0,1. В расчетах приняты также следующие исходные данные: изотермический КПД компрессора равен 0,6, минимальная разность температур между потоками в теплообменниках равна 5 градусов. Учитывая, что содержание высококипящих компонентов (этан, пропан, бутаны) в исходном газе не превышает 5%, в установке сжижения достаточно одной ступени охлаждения.CNG compressors compress natural gas from a pressure of 0.7 MPa (abs.) To a pressure of 19.5 ÷ 20.0 MPa (abs.). The composition of the source of natural gas, vol.%: Nitrogen 1.0; methane 98.09; ethane 0.59; propane 0.17; isobutane 0.05; butane 0.1. The following initial data were also taken in the calculations: the isothermal efficiency of the compressor is 0.6, the minimum temperature difference between the flows in the heat exchangers is 5 degrees. Considering that the content of high-boiling components (ethane, propane, butanes) in the feed gas does not exceed 5%, a single cooling stage is sufficient in the liquefaction plant.
Сжатый и осушенный природный газ после компрессора 1 расходом 3600 нм3/ч, охлажденный до температуры 303 К, направляют в дополнительный теплообменник 3, в котором газ охлаждается до температуры 205÷240 К, затем газ дросселируют в промежуточном дросселе 5 до давления 2,5÷3,5 МПа (абс.), после чего направляют в ступень охлаждения 4, где осуществляют отделение от прямого потока жидкой фазы высококипящих компонентов в отделителе 6 и охлаждение прямого потока до температуры 160÷175 К, после ступени охлаждения прямой поток направляют в концевой теплообменник 11, в котором температуру прямого потока понижают на 1,5÷3,0 К. После дросселирования в основном дросселе 9 до давления 0,7 МПа (абс.) образовавшуюся газожидкостную смесь направляют в сепаратор 10, в котором отделяют целевую жидкость - сжиженный природный газ, паровую фазу из сепаратора 10 в качестве обратного потока направляют в концевой теплообменник 11 для рекуперации холода, в ступень охлаждения, где осуществляют его смешивание со сдросселированной жидкой фазой высококипящих компонентов и в дополнительный теплообменник 3, смешивают с исходным природным газом и направляют в компрессор 1 для повышения давления. Производительность установки по целевой жидкости (сжиженному природному газу) составляет 830-850 кг/ч (коэффициент сжижения газа в установке составляет 0,315-0,325).Compressed and dried natural gas after
В результате возврата высококипящих компонентов в обратный поток и затем на вход в компрессор в циркулирующем через компрессор газе происходит накопление таких высококипящих компонентов, как этан, пропан, изобутан, бутан, что приводит увеличению изотермического дроссель-эффекта. Состав циркулирующего через компрессор газа, следующий, об.%: азот 1,5; метан 84,3; этан 2,1; пропан 2,6; изобутан 2,4; бутан 7,1. В результате накопления высококипящих компонентов в газе дроссель-эффект на теплом конце дополнительного теплообменника увеличивается в 1,8 раза. Значение критического давления для данного газа равно 10,5 МПа.As a result of the return of high-boiling components to the return flow and then to the compressor inlet in the gas circulating through the compressor, high-boiling components such as ethane, propane, isobutane, butane accumulate, which leads to an increase in the isothermal throttle effect. The composition of the gas circulating through the compressor, the following, vol.%:
После отделения высококипящих компонентов в ступени охлаждения состав газа будет следующим, об.%: азот 2,76; метан 96,56; этан 0,44; пропан 0,13; изобутан 0,04; бутан 0,07, и значение критического давления для такого газа уже равно 6,2 МПа.After separation of the high-boiling components in the cooling stage, the gas composition will be as follows, vol.%: Nitrogen 2.76; methane 96.56; ethane 0.44; propane 0.13; isobutane 0.04; butane 0.07, and the critical pressure for such a gas is already 6.2 MPa.
Таким образом, использование предлагаемого способа сжижения природного газа позволяет увеличить производство сжиженного газа при неизменном количестве сжимаемого в компрессоре природного газа не менее чем на 80%, а удельные энергозатраты на единицу сжиженного природного газа снижаются не менее чем на 30%. Снижаются габариты и металлоемкость установки сжижения, а экономическая эффективность производства сжиженного природного газа возрастает.Thus, the use of the proposed method of liquefying natural gas allows to increase the production of liquefied natural gas with a constant amount of compressible natural gas in the compressor by at least 80%, and the specific energy consumption per unit of liquefied natural gas is reduced by at least 30%. The dimensions and metal consumption of the liquefaction plant are reduced, and the economic efficiency of the production of liquefied natural gas is increasing.
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".
Источники информацииSources of information
1. Справочник по физико-техническим основам криогеники. Под ред. М.П. Малкова. Изд. 2-е перераб. и доп. - М.: Энергия, 1973, с.56.1. Handbook of the physical and technical foundations of cryogenics. Ed. M.P. Malkova. Ed. 2nd rev. and add. - M .: Energy, 1973, p. 56.
2. Архаров А.М. и др. Криогенные системы: Учебник для студентов вузов по специальности “Техника и физика низких температур”: В 2 т. Т. 1. Основы теории и расчета / А.М. Архаров, И.В. Марфенина, Е.И. Микулин. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1996, с. 300.2. Arkharov A.M. and others. Cryogenic systems: A textbook for university students with a degree in “Technology and Physics of Low Temperatures”: In 2 vols. T. 1. Fundamentals of theory and calculation / A.M. Arkharov, I.V. Marfenina, E.I. Mikulin. - 3rd ed., Revised. and add. - M.: Mechanical Engineering, 1996, p. 300.
3. Thorogood R. M. Mixed Refrigerant Processes for Natural Gas Liquefaction, -“Proc. Inst. Refrig.”, 1971-1972, № 68, pp. 32-40. (Тарагуд Р.М. Процессы сжижения природного газа с помощью холодильного агента сложного состава. Перевод № А-57297, Всесоюзный центр переводов научно-технической литературы и документации. М. 1978, стр. 7).3. Thorogood R. M. Mixed Refrigerant Processes for Natural Gas Liquefaction, - “Proc. Inst. Refrig. ”, 1971-1972, No. 68, pp. 32-40. (Taragud R.M. Processes of liquefying natural gas using a refrigerant of complex composition. Translation No. A-57297, All-Union Center for the Translation of Scientific and Technical Literature and Documentation. M. 1978, p. 7).
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002118638/06A RU2233411C2 (en) | 2002-07-15 | 2002-07-15 | Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002118638/06A RU2233411C2 (en) | 2002-07-15 | 2002-07-15 | Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002118638A RU2002118638A (en) | 2004-01-20 |
| RU2233411C2 true RU2233411C2 (en) | 2004-07-27 |
Family
ID=33412637
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002118638/06A RU2233411C2 (en) | 2002-07-15 | 2002-07-15 | Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2233411C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8729142B2 (en) | 2009-02-27 | 2014-05-20 | Japan Oil, Gas And Metals National Corporation | Method for recovering hydrocarbon compounds and a hydrocarbon recovery apparatus from a gaseous by-product |
| CN104067078A (en) * | 2011-04-14 | 2014-09-24 | 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 | Method and apparatus for liquefying a gas or cooling a feed gas at supercritical pressure |
| RU2680000C1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-02-14 | Юрий Васильевич Белоусов | Liquefied natural gas manufacturing method in the main gas pipeline compressor station |
-
2002
- 2002-07-15 RU RU2002118638/06A patent/RU2233411C2/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Тарагуд Р.М. Процессы сжижения углеводородного газа с помощью холодильного агента сложного состава. Перевод № А-57297. - М., Всесоюзный центр переводов научно-технической литературы и документации, 1978. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8729142B2 (en) | 2009-02-27 | 2014-05-20 | Japan Oil, Gas And Metals National Corporation | Method for recovering hydrocarbon compounds and a hydrocarbon recovery apparatus from a gaseous by-product |
| US9513051B2 (en) | 2009-02-27 | 2016-12-06 | Japan Oil, Gas And Metals National Corporation | Method for recovering hydrocarbon compounds and a hydrocarbon recovery apparatus from a gaseous by-product |
| CN104067078A (en) * | 2011-04-14 | 2014-09-24 | 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 | Method and apparatus for liquefying a gas or cooling a feed gas at supercritical pressure |
| RU2680000C1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-02-14 | Юрий Васильевич Белоусов | Liquefied natural gas manufacturing method in the main gas pipeline compressor station |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002118638A (en) | 2004-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4741468B2 (en) | Integrated multi-loop cooling method for gas liquefaction | |
| US6412302B1 (en) | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles | |
| USRE39637E1 (en) | Hybrid cycle for the production of liquefied natural gas | |
| RU2253809C2 (en) | Mode of liquefaction of natural gas by way of cooling at the expense of expansion | |
| KR100962627B1 (en) | Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction | |
| KR101278960B1 (en) | Method for subcooling a lng stream obtained by cooling by means of a first refrigerating cycle, and related installation | |
| AU2008208879B2 (en) | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream | |
| AU2002245599A1 (en) | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles | |
| CN110418929B (en) | Apparatus and method for liquefaction of natural gas | |
| NO176371B (en) | Method for liquefying a pressurized feed stream and apparatus for performing the same | |
| KR20110122101A (en) | Method and system for producing liquified natural gas | |
| AU2011321145B2 (en) | Natural gas liquefaction process | |
| RU2233411C2 (en) | Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle | |
| RU2256130C2 (en) | Method of liquefaction of natural gas in throttling cycle | |
| RU2258186C1 (en) | Natural gas liquefaction method | |
| US10571187B2 (en) | Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method | |
| Wang et al. | Thermodynamic comparison of small liquid nitrogen generators driven by mixed-refrigerant JT refrigerators and gas expansion cycles | |
| AU2022443216A1 (en) | Single mixed refrigerant lng production process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |