RU2258186C1 - Natural gas liquefaction method - Google Patents

Natural gas liquefaction method Download PDF

Info

Publication number
RU2258186C1
RU2258186C1 RU2004100725/06A RU2004100725A RU2258186C1 RU 2258186 C1 RU2258186 C1 RU 2258186C1 RU 2004100725/06 A RU2004100725/06 A RU 2004100725/06A RU 2004100725 A RU2004100725 A RU 2004100725A RU 2258186 C1 RU2258186 C1 RU 2258186C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
mpa
heat exchanger
inlet
pressure
Prior art date
Application number
RU2004100725/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2004100725A (en
Inventor
С.Г. Сердюков (RU)
С.Г. Сердюков
В.Д. Глазунов (RU)
В.Д. Глазунов
М.А. Машканцев (RU)
М.А. Машканцев
Н.В. Пошернев (RU)
Н.В. Пошернев
Original Assignee
ЗАО "Криогаз"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЗАО "Криогаз" filed Critical ЗАО "Криогаз"
Priority to RU2004100725/06A priority Critical patent/RU2258186C1/en
Publication of RU2004100725A publication Critical patent/RU2004100725A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2258186C1 publication Critical patent/RU2258186C1/en

Links

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
    • F25J1/02—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
    • 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"
    • F25J1/004—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
    • F25J1/003—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"
    • F25J1/0042—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 liquid 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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0201—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
    • F25J1/0202—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 in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • 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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • 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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F25J1/0264—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams
    • F25J1/0265—Arrangement of heat exchanger cores in parallel with different functions, e.g. different cooling streams comprising cores associated exclusively with the cooling of a refrigerant stream, e.g. for auto-refrigeration or economizer
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/10—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using combined expansion and separation, e.g. in a vortex tube, "Ranque tube" or a "cyclonic fluid separator", i.e. combination of an isentropic nozzle and a cyclonic separator; Centrifugal separation
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • 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"

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

FIELD: cryogenic engineering.
SUBSTANCE: invention relates to process of liquefaction of natural gas for automobile gas-filling compressor. According to proposed method, natural gas from mean pressure mains at pressure of (p≤7.6 MPa) is compressed in high-pressure of p≤25 MPa and then is successively cooled in first and second recuperative heat exchangers, throttled and delivered into service storage where gas is separated into liquid and gaseous phases. Gaseous phase is returned to compressor inlet through second and first heat exchangers. Gas of high pressure, (p≤25 MPa), additionally cooled in first heat exchanger by cold flow from preliminary cooling circuit in which at least one stage is used as additional refrigerating source. Said stage consists of recuperative heat exchanger and vortex tubes operating on high pressure gas,(p≤7.5 MPa)getting from inlet of gas-distributing station. "Cold" flow of first vortex tube is fed to mean pressure line of heat exchanger of preliminary cooling circuit. High pressure gas,(p≤7.5 MPa), cooled in said heat exchanger is supplied to inlet of second vortex tube, its "cold" flow is mixed with reverse flow of gas non-liquefied in cycle from outlet 0f second heat exchanger and is directed to inlet of mean pressure line(p≤1.6 MPa) of first heat exchanger where direct flow of high pressure gas(p≤25 MPa) is cooled to temperature T<245 K) and then gets into second and following recuperative heat exchangers. "Hot" flows of vortex tubes are united and directed into outlet mains of gas-distributing station.
EFFECT: improved reliability and reduced cost of process of liquefaction.
4 cl, 4 dwg

Description

Настоящее изобретение относится к криогенной технике, а именно к технологии сжижения природного газа.The present invention relates to cryogenic technology, in particular to a technology for liquefying natural gas.

Известен способ сжижения природного газа, заключающийся в том, что природный газ из магистрали среднего давления сжимают в компрессоре высокого давления, затем последовательно охлаждают в двух противоточных рекуперативных теплообменниках, осуществляют разделение метана на жидкую и газовую фазы, причем последнюю возвращают в цикл ожижения, при этом после второго теплообменника осуществляют расширение газа в дроссельном устройстве /1/.A known method of liquefying natural gas, which consists in the fact that natural gas from a medium pressure line is compressed in a high pressure compressor, then sequentially cooled in two countercurrent recuperative heat exchangers, methane is separated into liquid and gas phases, the latter being returned to the liquefaction cycle, after the second heat exchanger, gas is expanded in the throttle device / 1 /.

Недостатком указанного способа являются сравнительно низкие эффективность и экономичность процесса.The disadvantage of this method is the relatively low efficiency and profitability of the process.

Большинства перечисленных недостатков лишен способ сжижения природного газа, преимущественно для автогазонаполнительных компрессорных станций, при котором газ из магистрали среднего давления сжимается в компрессоре высокого давления, затем последовательно охлаждается в первом и втором рекуперативных теплообменниках, дросселируется и разделяется на жидкую и газовую фазы, причем последняя возвращается в цикл сжижения на вход компрессора через второй и первый теплообменники, после первого теплообменника сжатый газ дополнительно охлаждается за счет использования контура предварительного охлаждения на базе фреонового рефрижераторного цикла, а после второго теплообменника и первой стадии разделения осуществляется расширение газа в эжекторе /2/ - прототип.Most of these drawbacks lack a method of liquefying natural gas, mainly for gas-filling compressor stations, in which gas from a medium-pressure line is compressed in a high-pressure compressor, then it is subsequently cooled in the first and second recuperative heat exchangers, throttled and separated into liquid and gas phases, the latter being returned into the liquefaction cycle at the compressor inlet through the second and first heat exchangers, after the first heat exchanger, the compressed gas is additionally cooled It is expected by using a pre-cooling circuit based on the Freon refrigeration cycle, and after the second heat exchanger and the first separation stage, the gas is expanded in the ejector / 2 / - prototype.

Главным достоинством такого технического решения является повышение эффективности процесса за счет увеличения коэффициента сжижения. Теплоемкость газа заметно увеличивается с ростом давления, поэтому с учетом более резкого хода изоэнтальп в области высоких давлений даже небольшое снижение температуры газа в этом случае приводит к заметному росту доли жидкости, образующейся в дроссельном цикле.The main advantage of this technical solution is to increase the efficiency of the process by increasing the liquefaction coefficient. The heat capacity of the gas increases markedly with increasing pressure; therefore, taking into account the sharper course of the isoenthalps at high pressures, even a slight decrease in the gas temperature in this case leads to a noticeable increase in the fraction of liquid formed in the throttle cycle.

Основным недостатком данного способа является необходимость в дополнительном достаточно сложном оборудовании, каким являются холодильная фреоновая машина и теплообменник-испаритель, где происходит охлаждение сжатого газа, а также дополнительный расход энергии на сжатие фреона в компрессорах холодильной машины, что приводит к повышению эксплуатационных расходов на производство сжиженного природного газа.The main disadvantage of this method is the need for additional rather sophisticated equipment, such as a refrigeration freon machine and a heat exchanger-evaporator, where cooling of the compressed gas takes place, as well as additional energy consumption for compressing freon in the compressors of the refrigeration machine, which leads to an increase in operating costs for the production of liquefied natural gas.

Цель предлагаемого изобретения - повышение надежности и экономичности процесса сжижения природного газа в области высоких значений его входного давления.The purpose of the invention is to increase the reliability and efficiency of the process of liquefying natural gas in the field of high values of its inlet pressure.

Данная цель достигается тем, что обеспечиваются условия для эффективного охлаждения в контуре предварительного охлаждения потока природного газа высокого давления (р

Figure 00000003
25 МПа), подаваемого на сжижение, без использования дополнительных энергоресурсов.This goal is achieved in that conditions are provided for efficient cooling in the pre-cooling circuit of the high pressure natural gas stream (p
Figure 00000003
25 MPa) supplied for liquefaction, without the use of additional energy resources.

Технологически это решается следующим образом. В контуре предварительного охлаждения сжатого газа в качестве источника дополнительной холодопроизводительности используется не менее чем один каскад, состоящий из рекуперативного теплообменника и двух вихревых труб, работающих на сжатом газе высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа), поступающем с входа газораспределительной станции.Technologically, this is solved as follows. In the pre-cooling circuit of compressed gas, at least one stage consisting of a regenerative heat exchanger and two vortex tubes operating on high-pressure compressed gas is used as a source of additional cooling capacity (p
Figure 00000003
7.5 MPa) coming from the inlet of the gas distribution station.

При этом "холодный" поток первой вихревой трубы подается в линию среднего (р

Figure 00000003
1,6 МПа) давления теплообменника контура предварительного охлаждения. Сжатый газ высокого давления (р
Figure 00000003
7,5 МПа), охладившийся в теплообменнике контура предварительного охлаждения, поступает на вход второй вихревой трубы, причем ее "холодный" поток смешивается с газом среднего давления с выхода второго теплообменника (обратный поток несжиженного газа) и подается на вход линии среднего давления первого теплообменника, в котором прямой поток газа высокого давления (р
Figure 00000003
25 МПа) охлаждается до температуры Т< 245 К, и уже затем поступает во второй и последующие рекуперативные теплообменники. "Горячие" потоки вихревых труб объединяются и направляются в выходную магистраль газораспределительной станции.In this case, the "cold" flow of the first vortex tube is fed into the middle line (p
Figure 00000003
1.6 MPa) pressure of the heat exchanger of the pre-cooling circuit. High pressure compressed gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa), cooled in the heat exchanger of the pre-cooling circuit, enters the inlet of the second vortex tube, and its “cold” stream is mixed with medium-pressure gas from the output of the second heat exchanger (reverse flow of non-liquefied gas) and fed to the inlet of the medium pressure line of the first heat exchanger in which the direct flow of high pressure gas (p
Figure 00000003
25 MPa) is cooled to a temperature of T <245 K, and only then it enters the second and subsequent recuperative heat exchangers. The "hot" vortex tube flows are combined and routed to the outlet manifold of the gas distribution station.

Принципиальная технологическая схема установки для реализации предложенного способа представлена на фиг. 1. Схемы вариантов установок представлены на фиг.2-4.The basic technological scheme of the installation for implementing the proposed method is presented in FIG. 1. Schemes of plant options are presented in figure 2-4.

Природный газ среднего давления с выхода газораспределительной станции 1 сжимается в компрессорах высокого давления (р

Figure 00000003
25 МПа) автогазонаполнительной компрессорной станции 2 и поступает на вход первого теплообменника 3, где охлаждается до температуры не выше 245 К в процессе рекуперативного теплообмена с обратным потоком газа среднего давления, образованного "холодным" потоком с выхода второй вихревой трубы 4 и потоком несжиженного газа из второго теплообменника 5.Medium-pressure natural gas from the outlet of gas distribution station 1 is compressed in high-pressure compressors (p
Figure 00000003
25 MPa) of an auto-gas-filling compressor station 2 and enters the inlet of the first heat exchanger 3, where it is cooled to a temperature of no higher than 245 K in the process of regenerative heat exchange with a reverse flow of medium-pressure gas formed by a "cold" stream from the exit of the second vortex tube 4 and a stream of non-liquefied gas from second heat exchanger 5.

Далее газ высокого давления (р

Figure 00000003
25 МПа) поступает на вход второго теплообменника 5. В нем за счет рекуперативного теплообмена с газовой фазой, поступающей из устройства сепарации и хранения сжиженного природного газа 6, газ высокого давления (р
Figure 00000003
25 МПа) дополнительно охлаждается и поступает на вход редуцирующего устройства 7, где подвергается расширению до давления 0,1...1,6 МПа. Образующаяся жидкая фаза отделяется в устройстве для сепарации и хранения сжиженного природного газа 6, а газовая фаза возвращается в цикл сжижения на вход линии среднего давления второго теплообменника 5.Further high pressure gas (p
Figure 00000003
25 MPa) enters the input of the second heat exchanger 5. In it, due to recuperative heat exchange with the gas phase coming from the device for separation and storage of liquefied natural gas 6, high pressure gas (p
Figure 00000003
25 MPa) is additionally cooled and fed to the input of the reducing device 7, where it expands to a pressure of 0.1 ... 1.6 MPa. The resulting liquid phase is separated in a device for the separation and storage of liquefied natural gas 6, and the gas phase is returned to the liquefaction cycle at the inlet of the medium pressure line of the second heat exchanger 5.

Сжатый газ высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) с входа газораспределительной станции 1 разделяется на два потока: один поступает на вход первой вихревой трубы 8, а второй - на вход теплообменника 9 контура предварительного охлаждения. Здесь он охлаждается за счет рекуперативного теплообмена с "холодным" потоком первой вихревой трубы 8, подающимся в линию среднего давления теплообменника 9. Охлажденный газ высокого давления (р
Figure 00000003
7,5 МПа) далее поступает на вход второй вихревой трубы 4. "Горячие" потоки первой 8 и второй 4 вихревых труб объединяются и направляются в выходную магистраль газораспределительной станции. "Холодный" поток второй вихревой трубы 4 смешивается с газом среднего давления с выхода второго теплообменника 5 (обратный поток несжиженного газа) и подается на вход линии среднего давления первого теплообменника 3 для охлаждения газа высокого давления (р
Figure 00000003
25 МПа), подающегося на сжижение. После прохождения первого теплообменника газ среднего давления смешивается с "горячими" потоками первой и второй вихревых труб и направляется в выходную магистраль газораспределительной станции.High pressure compressed gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) from the inlet of gas distribution station 1 is divided into two streams: one enters the inlet of the first vortex tube 8, and the second enters the inlet of the heat exchanger 9 of the pre-cooling circuit. Here it is cooled by recuperative heat exchange with a "cold" stream of the first vortex tube 8, which is fed into the medium pressure line of the heat exchanger 9. Cooled high pressure gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) then goes to the inlet of the second vortex tube 4. The "hot" streams of the first 8 and second 4 vortex tubes are combined and sent to the outlet manifold of the gas distribution station. The “cold” stream of the second vortex tube 4 is mixed with medium-pressure gas from the outlet of the second heat exchanger 5 (reverse flow of non-liquefied gas) and fed to the inlet of the medium pressure line of the first heat exchanger 3 to cool the high-pressure gas (p
Figure 00000003
25 MPa) fed to liquefaction. After passing through the first heat exchanger, the medium-pressure gas is mixed with the "hot" streams of the first and second vortex tubes and sent to the outlet manifold of the gas distribution station.

Предложенное техническое решение позволяет отказаться от сложного и дорогостоящего оборудования, каким является фреоновая холодильная машина и теплообменник-испаритель, и тем самым исключить дополнительный расход энергии на сжатие фреона в компрессорах холодильной машины.The proposed technical solution eliminates the need for complex and expensive equipment, such as a freon refrigeration machine and a heat exchanger-evaporator, and thereby eliminate the additional energy consumption for compressing freon in the compressors of the refrigeration machine.

Вихревые трубы просты в изготовлении, не имеют движущихся частей, не требуют для своей работы дополнительных источников энергии, поэтому повышается надежность всего процесса сжижения природного газа.Vortex tubes are easy to manufacture, do not have moving parts, do not require additional energy sources for their work, so the reliability of the entire process of liquefying natural gas is increased.

Исходя из эксергетического анализа предложенного технического решения, процесс сжижения целесообразно вести таким образом, чтобы температура обратного потока не сжиженного в цикле газа с выхода второго теплообменника совпадала бы с температурой "холодного" потока вихревой трубы, последней по ходу сжатого газа с входа газораспределительной станции. На практике достаточно, чтобы расхождение между указанными температурами не превышало бы 10 К. Дальнейшее его увеличение приводит к заметному снижению эффективности процесса сжижения.Based on the exergy analysis of the proposed technical solution, it is advisable to carry out the liquefaction process in such a way that the return temperature of the non-liquefied gas in the cycle from the outlet of the second heat exchanger coincides with the temperature of the "cold" vortex tube stream, the latter along the compressed gas from the inlet of the gas distribution station. In practice, it is enough that the difference between the indicated temperatures does not exceed 10 K. Further increase leads to a noticeable decrease in the efficiency of the liquefaction process.

В реальной фреоновой холодильной машине температура кипения фреона ограничена величиной ~223 К. При использовании же в контуре предварительного охлаждения каскадов из вихревых труб и рекуперативных теплообменников можно понижать температуру газового потока на входе в линию низкого давления первого теплообменника до величин 173...183 К и ниже путем добавления дополнительных каскадов, что позволит существенно увеличить коэффициент сжижения и, соответственно, снизить удельные энергозатраты на производство сжиженного природного газа.In a real freon refrigeration machine, the boiling temperature of freon is limited to ~ 223 K. If you use cascades of vortex tubes and recuperative heat exchangers in the preliminary cooling circuit, you can lower the temperature of the gas stream at the inlet to the low pressure line of the first heat exchanger to 173 ... 183 K and lower by adding additional cascades, which will significantly increase the liquefaction coefficient and, accordingly, reduce the specific energy consumption for the production of liquefied natural gas.

На фиг.2 представлен вариант предлагаемого способа сжижения с дополнительным каскадом, состоящим из вихревой трубы и теплообменника.Figure 2 presents a variant of the proposed method of liquefaction with an additional cascade consisting of a vortex tube and a heat exchanger.

Природный газ среднего давления с выхода газораспределительной станции 1 сжимается в компрессорах автогазонаполнительной компрессорной станции 2 до давления

Figure 00000003
25 МПа и поступает на вход первого теплообменника 3, где охлаждается до температуры не выше 245 К в процессе рекуперативного теплообмена с обратным потоком газа среднего давления, образованного "холодным" потоком с выхода второй вихревой трубы 4 и потоком несжиженного газа из второго теплообменника 5.Medium-pressure natural gas from the outlet of the gas distribution station 1 is compressed in the compressors of the gas-filling compressor station 2 to pressure
Figure 00000003
25 MPa and enters the inlet of the first heat exchanger 3, where it is cooled to a temperature of no higher than 245 K during the regenerative heat exchange with a medium pressure reverse flow of gas formed by a "cold" stream from the exit of the second vortex tube 4 and the flow of non-liquefied gas from the second heat exchanger 5.

Далее газ высокого давления (р

Figure 00000003
25 МПа) поступает на вход второго теплообменника 5. В нем за счет рекуперативного теплообмена с газовой фазой, поступающей из устройства сепарации и хранения сжиженного природного газа 6, газ высокого давления (р
Figure 00000003
25 МПа) дополнительно охлаждается и поступает на вход редуцирующего устройства 7, где подвергается расширению до давления 0,1...1,6 МПа. Образующаяся жидкая фаза отделяется в устройстве для сепарации и хранения сжиженного природного газа 6, а газовая фаза возвращается в цикл сжижения на вход линии среднего давления второго теплообменника 5.Further high pressure gas (p
Figure 00000003
25 MPa) enters the input of the second heat exchanger 5. In it, due to recuperative heat exchange with the gas phase coming from the device for separation and storage of liquefied natural gas 6, high pressure gas (p
Figure 00000003
25 MPa) is additionally cooled and fed to the input of the reducing device 7, where it expands to a pressure of 0.1 ... 1.6 MPa. The resulting liquid phase is separated in a device for the separation and storage of liquefied natural gas 6, and the gas phase is returned to the liquefaction cycle at the inlet of the medium pressure line of the second heat exchanger 5.

Сжатый газ высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) с входа газораспределительной станции 1 разделяется на два потока: один поступает на вход первой вихревой трубы 8, а второй - на вход линии высокого давления первого теплообменника 9 контура предварительного охлаждения. Здесь он охлаждается за счет рекуперативного теплообмена с "холодным" потоком первой вихревой трубы 8, подающимся в линию среднего давления теплообменника 9.High pressure compressed gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) from the inlet of the gas distribution station 1 is divided into two streams: one enters the inlet of the first vortex tube 8, and the second into the inlet of the high pressure line of the first heat exchanger 9 of the preliminary cooling circuit. Here it is cooled by recuperative heat exchange with a "cold" stream of the first vortex tube 8, which is fed into the medium pressure line of the heat exchanger 9.

Охлажденный газ высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) в свою очередь разделяется на два потока. Первый из них поступает на вход второй вихревой трубы 4, а второй - на вход второго теплообменника 10 контура предварительного охлаждения. Здесь он дополнительно охлаждается за счет рекуперативного теплообмена с потоком, образованным "холодным" потоком второй вихревой трубы 4 и "горячим" потоком третьей вихревой трубы 11, подающимся в линию среднего давления теплообменника 10. Далее газ высокого давления (р
Figure 00000003
7,5 МПа) поступает на вход третьей вихревой трубы 11, "холодный" поток которой смешивается с газом среднего давления с выхода второго теплообменника 5 (обратный поток несжиженного газа) и подается на вход линии среднего давления первого теплообменника 3 для охлаждения газа высокого давления (р
Figure 00000003
25 МПа), подающегося на сжижение. "Горячий" поток вихревой трубы 11 смешивается с "холодным" потоком трубы 4 и направляется в линию среднего давления теплообменника 10.Chilled high pressure gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa), in turn, is divided into two streams. The first of them enters the inlet of the second vortex tube 4, and the second to the inlet of the second heat exchanger 10 of the pre-cooling circuit. Here it is additionally cooled by recuperative heat exchange with a stream formed by the "cold" stream of the second vortex tube 4 and the "hot" stream of the third vortex tube 11, which is supplied to the medium pressure line of the heat exchanger 10. Next, the high-pressure gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) enters the inlet of the third vortex tube 11, the “cold” stream of which is mixed with the medium pressure gas from the output of the second heat exchanger 5 (reverse flow of non-liquefied gas) and is fed to the inlet of the medium pressure line of the first heat exchanger 3 to cool the high pressure gas ( R
Figure 00000003
25 MPa) fed to liquefaction. The "hot" stream of the vortex tube 11 is mixed with the "cold" stream of the pipe 4 and sent to the medium pressure line of the heat exchanger 10.

"Горячие" потоки первой 8 и второй 4 вихревых труб, а также газовый поток среднего давления после прохождения первого теплообменника объединяются и поступают в выходную магистраль газораспределительной станции.The "hot" streams of the first 8 and second 4 vortex tubes, as well as the medium-pressure gas stream after passing through the first heat exchanger, are combined and fed into the outlet line of the gas distribution station.

В условиях реальных газораспределительной станций перепад давления газа между входной (Рвх.ГРС) и выходной (Рвых.ГРС) магистралями, являющийся движущейся силой для работы вихревых труб, может быть невелик (Рвх.ГРС/Рвых.ГРС=1,5...2,0). В результате число каскадов, требуемое для достижения низких температур, может быть достаточно велико.In real gas distribution stations, the gas pressure difference between the input (P in.GRS ) and output (P out.GRS ) lines, which is a moving force for the operation of vortex tubes, can be small (P in.GRS / P out.GRS = 1, 5 ... 2.0). As a result, the number of cascades required to achieve low temperatures can be quite large.

Для повышения эффективности работы вихревых труб и, соответственно, снижения количества каскадов газовый поток среднего давления, образованный потоком с выхода первого теплообменника, "горячими" потоками вихревых труб и потоками с выхода теплообменников контура предварительного охлаждения, перед подачей в выходную магистраль газораспределительной станции поступает в приемную камеру эжектора ("пассивный" газ), в котором в качестве "активного" газа используется сжатый газ высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) с входа газораспределительной станции (фиг. 3).To increase the efficiency of the vortex tubes and, consequently, reduce the number of cascades, the medium-pressure gas stream formed by the stream from the outlet of the first heat exchanger, by the "hot" vortex tube flows and from the outlet of the heat exchangers of the pre-cooling circuit, is fed to the receiving room before being fed to the outlet manifold of the gas distribution station an ejector chamber (“passive” gas), in which high pressure compressed gas is used as the “active” gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) from the entrance of the gas distribution station (Fig. 3).

В результате давление газа в линиях среднего давления первого и второго теплообменников, а также контура предварительного охлаждения может быть снижено в несколько раз по сравнению с давлением в выходной магистрали газораспределительной станции. На практике величину отношения Рвх.ГРС/Рвых.ГРС целесообразно поддерживать на уровне 4...6. Дальнейшее увеличение данной величины не приведет к заметному росту эффективности энергоразделения в вихревых трубах, однако потребует существенного увеличения расхода газа высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) на вход эжектора.As a result, the gas pressure in the medium pressure lines of the first and second heat exchangers, as well as the pre-cooling circuit, can be reduced several times in comparison with the pressure in the outlet manifold of the gas distribution station. In practice, it is advisable to maintain the ratio of P in.GRS / P out.GRS at a level of 4 ... 6. A further increase in this value will not lead to a noticeable increase in the efficiency of energy separation in vortex tubes, however, it will require a significant increase in the flow rate of high-pressure gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) to the input of the ejector.

Описание способа сжижения природного газа в этом случае аналогично описанию схемы на фиг.1 за исключением того, что газ среднего давления с выхода первого теплообменника 3, "горячие" потоки первой 8 и второй 4 вихревых труб, а также газ с выхода теплообменника 9 контура предварительного охлаждения отсасывается при помощи эжектора 10. В качестве "активного" газа в эжекторе 10 используется сжатый газ высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа), отводимый с входа газораспределительной станции 1.The description of the method of liquefying natural gas in this case is similar to the description of the circuit in Fig. 1 except that the medium-pressure gas from the outlet of the first heat exchanger 3, the "hot" flows of the first 8 and second 4 vortex tubes, as well as the gas from the outlet of the heat exchanger 9 of the preliminary circuit cooling is sucked off using an ejector 10. As the "active" gas in the ejector 10, high pressure compressed gas is used (p
Figure 00000003
7.5 MPa) discharged from the inlet of the gas distribution station 1.

Эффективность процесса сжижения природного газа может быть дополнительно повышена за счет снижения работы сжатия, производимой в компрессорах автогазонаполнительной станции, путем подачи на их вход газа высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) с входа газораспределительной станции на вход второй ступени компрессоров.The efficiency of the natural gas liquefaction process can be further improved by reducing the compression work produced in the compressors of the gas filling station by supplying high pressure gas to their input (p
Figure 00000003
7.5 MPa) from the entrance of the gas distribution station to the entrance of the second stage of the compressors.

При размещении установки сжижения, работающей по предложенному способу, на газораспределительной станции может быть получен еще один положительный эффект за счет повышения температуры газа в ее выходной магистрали. При дросселировании газа высокого давления (р

Figure 00000003
7,5 МПа) на регуляторах газораспределительной станции за счет дроссель-эффекта температура газа снижается на 20...30°С и становится отрицательной. Это приводит к обледенению трубопроводов, промерзанию и вспучиванию грунта вдоль газопроводов. Для снижения негативного влияния данного явления газ подогревают, используя дополнительные энергоресурсы (сжигание части газа, электроэнергия).When placing a liquefaction plant operating according to the proposed method at the gas distribution station, one more positive effect can be obtained by increasing the temperature of the gas in its outlet line. When throttling high-pressure gas (p
Figure 00000003
7.5 MPa) on the gas distribution station controllers, due to the throttle effect, the gas temperature decreases by 20 ... 30 ° C and becomes negative. This leads to icing of the pipelines, freezing and swelling of the soil along the pipelines. To reduce the negative impact of this phenomenon, gas is heated using additional energy resources (burning part of the gas, electricity).

Повышение температуры газа на выходе газораспределительной станции позволяет сократить затраты энергии на его подогрев, тем самым повышая экономичность работы станции.Increasing the temperature of the gas at the outlet of the gas distribution station reduces the energy costs for heating it, thereby increasing the efficiency of the station.

Энергозатраты на производство СПГ по способу, описываемому в прототипе, складываются из затрат на работу сжатия газа - L, а также затрат на работу холодильной машины - Lx.The energy costs for the production of LNG by the method described in the prototype are the sum of the costs of the gas compression work - L, as well as the costs of the refrigeration machine - L x .

Работа Lx определяется по соотношению:Work L x is determined by the ratio:

Figure 00000004
Figure 00000004

где Нх - холодопроизводительность машины, кВт·час;where N x - cooling capacity of the machine, kW · hour;

Figure 00000005
- коэффициент пропорциональности между потребляемой электроэнергией и холодопроизводительностью, принимаем
Figure 00000005
=1,38 (по опытным данным, полученным при эксплуатации фреоновой холодильной машины производства московского завода "Компрессор" с температурой кипения хладагента 233 К на автогазонаполнительной станции №8, г. Петродворец).
Figure 00000005
- the coefficient of proportionality between the consumed electricity and cooling capacity, we accept
Figure 00000005
= 1.38 (according to the experimental data obtained during the operation of a freon refrigeration machine manufactured by the Moscow compressor plant with a boiling point of refrigerant 233 K at gas filling station No. 8, Petrodvorets).

Величина Нх определяется по уравнению:The value of N x is determined by the equation:

где I(Рвх,Твх)-I(Рвх,Тц - значение энтальпии природного газа высокого давления на входе и выходе из теплообменника испарителя соответственно, кДж/кг.where I (P I , T I ) -I (P I , T c - the enthalpy of high pressure natural gas at the inlet and outlet of the evaporator heat exchanger, respectively, kJ / kg.

Ти - температура газа высокого давления на выходе из теплообменника-испарителя холодильной машины, К;T and - the temperature of the high pressure gas at the outlet of the heat exchanger-evaporator of the refrigeration machine, K;

Работа L (изотермическое сжатие) определяется по формуле:Work L (isothermal compression) is determined by the formula:

Figure 00000007
Figure 00000007

где S(Pвх,Твх), S(Рвых,Твх) - значения энтропии природного газа при соответствующих давлениях и температуре, кДж/кг·К);where S (P in , T in ), S (P out , T in ) are the entropy values of natural gas at the corresponding pressures and temperatures, kJ / kg · K);

I(Pвх,Твх), I(Рвых,Твх) - значения энтальпии природного газа при соответствующих давлениях и температуре, кДж/кг.I (P in , T in ), I (P out , T in ) - the enthalpy of natural gas at the corresponding pressures and temperatures, kJ / kg.

Удельные энергозатраты:Specific energy consumption:

Figure 00000008
Figure 00000008

Figure 00000009
Figure 00000009

где К- коэффициент сжижения газа в цикле;where K is the coefficient of gas liquefaction in the cycle;

Iж(Рвых) - значение энтальпии криогенной жидкости (СПГ) на линии насыщения при выходном давлении (Рвых).I W (P o ) - the value of the enthalpy of cryogenic liquid (LNG) on the saturation line at the outlet pressure (P o ).

Figure 00000010
Т1 - недорекуперация на "теплом" конце второго рекуперативного теплообменника (принята равной 5 К).
Figure 00000010
T 1 - under-recovery at the "warm" end of the second recuperative heat exchanger (assumed equal to 5 K).

Figure 00000011
- КПД компрессора (принят 0,7).
Figure 00000011
- compressor efficiency (0.7 adopted).

Относительное снижение энергозатрат (в%) при использовании контура предварительного охлаждения на базе каскадов из вихревых труб вместо холодильной машины (с учетом сохранения температурного уровня охлаждения газа высокого давления) может быть определено по формуле:The relative reduction in energy consumption (in%) when using a pre-cooling circuit based on cascades of vortex tubes instead of a refrigeration machine (taking into account the preservation of the temperature level of cooling of high-pressure gas) can be determined by the formula:

Figure 00000012
Figure 00000012

В качестве примера будем рассматривать природный газ конкретного состава с технологическими параметрами, характерными для условий автогазонаполнительной компрессорной станции Северо-запада РФ:As an example, we will consider natural gas of a specific composition with technological parameters specific to the conditions of an auto-gas-filling compressor station in the North-West of the Russian Federation:

- Содержание компонент природного газа (объемные %)- Content of natural gas components (volume%)

- Метан - 97,1;- Methane - 97.1;

- Этан - 1,3;- Ethan - 1.3;

- Пропан - 0,4;- Propane - 0.4;

- Бутаны - 0,1;- Bhutans - 0.1;

- Азот - 1,05;- Nitrogen - 1.05;

- Углекислый газ - 0,05.- Carbon dioxide - 0.05.

- Влагосодержание - 0,009 г/нм3;- Moisture content - 0.009 g / nm 3 ;

- Входная температура -290 К;- Inlet temperature -290 K;

- Входное давление - 20 МПа;- Inlet pressure - 20 MPa;

- Выходное давление - 0,6 МПа;- Outlet pressure - 0.6 MPa;

- Температура газа на входе во второй теплообменник - 235 К;- The gas temperature at the inlet to the second heat exchanger is 235 K;

В качестве хладагента в холодильной машине используется фреон с температурой кипения 231...233 К.Freon with a boiling point of 231 ... 233 K is used as a refrigerant in a refrigerating machine.

Результаты расчетов по приведенным выше формулам для представленных значений технологических параметров показывают, что предлагаемый способ сжижения природного газа позволяет снизить величину удельных энергозатрат на 20%.The calculation results according to the above formulas for the presented values of the process parameters show that the proposed method of liquefying natural gas can reduce the specific energy consumption by 20%.

При использовании второго каскада, как изображено на фиг.2, удельные энергозатраты на производство сжиженного природного газа могут быть дополнительно снижены за счет увеличения коэффициента сжижения. Например, при значении давления газа на входе в газораспределительную станцию в диапазоне 3,0...3,5 МПа температура газа низкого давления на входе в первый теплообменник может быть получена на уровне 180...185 К, что приведет к уменьшению удельных энергозатрат еще на 52...58%.When using the second cascade, as shown in figure 2, the specific energy consumption for the production of liquefied natural gas can be further reduced by increasing the liquefaction coefficient. For example, when the gas pressure at the inlet to the gas distribution station is in the range of 3.0 ... 3.5 MPa, the temperature of the low-pressure gas at the inlet to the first heat exchanger can be obtained at a level of 180 ... 185 K, which will lead to a decrease in the specific energy consumption another 52 ... 58%.

Относительное уменьшение расхода энергии на сжатие газа в компрессорах высокого давления (р

Figure 00000003
25 МПа) автогазонаполнительной станции в зависимости от величины давления газа Рг, подаваемого на вход второй ступени, в сравнении с вариантом, когда на вход компрессоров поступает газ среднего давления - 0,6 МПа, составит:Relative decrease in energy consumption for gas compression in high pressure compressors (p
Figure 00000003
25 MPa) of an auto-gas-filling station, depending on the value of the gas pressure P g supplied to the inlet of the second stage, in comparison with the option when medium-pressure gas - 0.6 MPa enters the inlet of the compressors, will be:

- 34,6% (Рг=2,0 МПа);- 34.6% (P g = 2.0 MPa);

- 46,4% (Рг=3,0 МПа).- 46.4% (P g = 3.0 MPa).

ЛитератураLiterature

1. Патент США №4147525, МПК F 25 J 3/06, 1979.1. US patent No. 4147525, IPC F 25 J 3/06, 1979.

2. Патент РФ №2180081, МПК F 25 J 1/00, 27.02.2002.2. RF patent No. 2180081, IPC F 25 J 1/00, 02.27.2002.

Claims (4)

1. Способ сжижения природного газа путем его сжатия в компрессорах высокого давления (р
Figure 00000013
25 МПа), последовательного охлаждения не менее чем в двух рекуперативных теплообменниках, разделение охлажденного газа на жидкую и газовую фазы, причем последняя возвращается в цикл сжижения на вход компрессоров, последовательно проходя указанные теплообменники, дополнительного охлаждения газа высокого давления при помощи контура предварительного охлаждения, отличающийся тем, что в контуре предварительного охлаждения сжатого газа в качестве источника дополнительной холодопроизводительности используется не менее чем один каскад, состоящий из рекуперативного теплообменника и двух вихревых труб, работающих на сжатом газе высокого давления (р
Figure 00000013
7,5 МПа), поступающем с входа газораспределительной станции, причем "холодный" поток первой вихревой трубы подается в линию среднего давления (р
Figure 00000013
1,6 МПа) теплообменника контура предварительного охлаждения; охладившийся в нем газ высокого давления (р
Figure 00000013
7,5 МПа) подается на вход второй вихревой трубы, ее "холодный" поток смешивается с обратным потоком не сжиженного в цикле газа с выхода второго теплообменника и направляется на вход линии среднего давления (р
Figure 00000013
1,6 МПа) первого теплообменника, в котором прямой поток газа высокого давления (р
Figure 00000013
25 МПа) охлаждается до температуры Т<245 К и уже затем поступает во второй и последующие рекуперативные теплообменники, при этом "горячие" потоки вихревых труб объединяются и направляются в выходную магистраль газораспределительной станции.1. A method of liquefying natural gas by compressing it in high pressure compressors (p
Figure 00000013
25 MPa), sequential cooling in at least two recuperative heat exchangers, separation of the chilled gas into liquid and gas phases, the latter being returned to the liquefaction cycle at the compressor inlet, passing through these heat exchangers in succession, additional cooling of the high-pressure gas using a pre-cooling circuit, different in that at least one cascade is used in the pre-cooling circuit of the compressed gas as a source of additional cooling capacity, toyaschy of the recuperative heat exchanger and two vortex tubes using compressed high-pressure gas (p
Figure 00000013
7.5 MPa) coming from the inlet of the gas distribution station, the "cold" stream of the first vortex tube being fed to the medium pressure line (p
Figure 00000013
1.6 MPa) heat exchanger pre-cooling circuit; high pressure gas cooled in it (p
Figure 00000013
7.5 MPa) is fed to the inlet of the second vortex tube, its “cold” stream is mixed with the return flow of gas not liquefied in the cycle from the outlet of the second heat exchanger and sent to the inlet of the medium pressure line (p
Figure 00000013
1.6 MPa) of the first heat exchanger in which the direct flow of high pressure gas (p
Figure 00000013
25 MPa) is cooled to a temperature of T <245 K and then it enters the second and subsequent recuperative heat exchangers, while the “hot” vortex tube flows are combined and sent to the outlet manifold of the gas distribution station. 2. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что газовый поток среднего давления (р
Figure 00000013
1,6 МПа), образованный потоком с выхода первого теплообменника, "горячими" потоками вихревых труб и потоками с выхода теплообменников контура предварительного охлаждения, перед подачей в выходную магистраль газораспределительной станции поступает в приемную камеру эжектора ("пассивный" газ), в котором в качестве "активного" газа используется сжатый газ высокого давления (р
Figure 00000013
7,5 МПа) с входа газораспределительной станции.2. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that the medium-pressure gas stream (p
Figure 00000013
1.6 MPa), formed by the flow from the outlet of the first heat exchanger, the "hot" vortex tube flows and the flows from the heat exchanger exits of the pre-cooling circuit, before being fed into the outlet manifold of the gas distribution station, enters the receiving chamber of the ejector ("passive" gas), in which As the "active" gas, high-pressure compressed gas is used (p
Figure 00000013
7.5 MPa) from the entrance of the gas distribution station. 3. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что процесс сжижения ведут таким образом, что температура обратного потока не сжиженного в цикле газа с выхода второго теплообменника отличается от температуры "холодного" потока вихревой трубы, последней по ходу газа высокого давления (р
Figure 00000013
7,5 МПа), не более, чем на ±10 К.3. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that the liquefaction process is conducted in such a way that the return temperature of the non-liquefied gas in the cycle from the outlet of the second heat exchanger differs from the temperature of the "cold" vortex tube stream, the latter along the high pressure gas (R
Figure 00000013
7.5 MPa), not more than ± 10 K. 4. Способ сжижения природного газа по п.1, отличающийся тем, что на вход второй ступени компрессоров высокого давления (р
Figure 00000013
25 МПа) автогазонаполнительной станции подается газ высокого давления (р
Figure 00000013
7,5 МПа) с входа газораспределительной станции.4. The method of liquefying natural gas according to claim 1, characterized in that the input of the second stage of high pressure compressors (p
Figure 00000013
25 MPa) high pressure gas (p
Figure 00000013
7.5 MPa) from the entrance of the gas distribution station.
RU2004100725/06A 2004-01-08 2004-01-08 Natural gas liquefaction method RU2258186C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004100725/06A RU2258186C1 (en) 2004-01-08 2004-01-08 Natural gas liquefaction method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004100725/06A RU2258186C1 (en) 2004-01-08 2004-01-08 Natural gas liquefaction method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2004100725A RU2004100725A (en) 2005-06-20
RU2258186C1 true RU2258186C1 (en) 2005-08-10

Family

ID=35835392

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004100725/06A RU2258186C1 (en) 2004-01-08 2004-01-08 Natural gas liquefaction method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2258186C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2488758C1 (en) * 2012-03-22 2013-07-27 Александр Николаевич Лазарев Method for filling of reserve storage facilities with liquefied natural gas
RU2719258C2 (en) * 2015-09-03 2020-04-17 Криостар Сас System and method of treating gas obtained during cryogenic liquid evaporation
WO2020180215A1 (en) * 2019-03-05 2020-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "ВЕНТА" Device for liquefying natural gas
RU2772461C2 (en) * 2020-11-17 2022-05-20 Давид Давидович Гайдт Method for liquefying natural gas in a high-pressure circuit

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2488758C1 (en) * 2012-03-22 2013-07-27 Александр Николаевич Лазарев Method for filling of reserve storage facilities with liquefied natural gas
RU2719258C2 (en) * 2015-09-03 2020-04-17 Криостар Сас System and method of treating gas obtained during cryogenic liquid evaporation
WO2020180215A1 (en) * 2019-03-05 2020-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "ВЕНТА" Device for liquefying natural gas
RU2772461C2 (en) * 2020-11-17 2022-05-20 Давид Давидович Гайдт Method for liquefying natural gas in a high-pressure circuit

Also Published As

Publication number Publication date
RU2004100725A (en) 2005-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Manjili et al. Performance of a new two-stage multi-intercooling transcritical CO2 ejector refrigeration cycle
US7552598B2 (en) Process for sub-cooling an LNG stream obtained by cooling by means of a first refrigeration cycle, and associated installation
CN103629860B (en) Trans-critical cycle CO 2cool and thermal power combined cycle system
CN104520660B (en) System and method for natural gas liquefaction
MX2013014870A (en) Process for liquefaction of natural gas.
CN112957765B (en) Supercritical carbon dioxide extraction energy-saving process
CN101245956A (en) Method for utilizing pressure energy of natural gas
US20150345834A1 (en) Refrigeration and/or liquefaction device, and corresponding method
Wang et al. Thermodynamic performance evaluation of the CO2 parallel compression supermarket refrigeration system with a subcooler
US11859873B2 (en) Fluid cooling apparatus
CN105509359A (en) Phase change wave rotor self-cascade refrigeration system and working method thereof
CN211120094U (en) Carbon dioxide two-stage compression refrigeration system combining vortex tube and two-stage ejector
CN104807292A (en) Device and method for comprehensively utilizing nitrogen gas emptying energy and liquid argon gasification cold energy
CN102269509A (en) CO2 compression and liquefaction system combined with waste heat driven refrigeration
RU2258186C1 (en) Natural gas liquefaction method
CN209279430U (en) A kind of refrigeration equipment producing liquefied natural gas
CN102829569B (en) Refrigeration equipment
CN114608214A (en) High-energy-efficiency transcritical carbon dioxide two-stage compression cold-hot combined supply system with defrosting function
CN211977383U (en) Helium liquefying and helium cold source supply device with different temperature grades
CN204785551U (en) BOG recovery unit that liquefies again
CN210861776U (en) Two-stage compression refrigeration system with vortex tube
CN107543368A (en) A kind of remaining BOG gases recycling system
CN102504901A (en) Method for liquefying natural gas
CN210165624U (en) A multistage condensing system for vapor recovery system
CN110375454B (en) Natural gas pressure energy refrigerating system

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20070723

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20090109