RU2306500C1 - Natural gas liquefaction method - Google Patents
Natural gas liquefaction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2306500C1 RU2306500C1 RU2006102947/06A RU2006102947A RU2306500C1 RU 2306500 C1 RU2306500 C1 RU 2306500C1 RU 2006102947/06 A RU2006102947/06 A RU 2006102947/06A RU 2006102947 A RU2006102947 A RU 2006102947A RU 2306500 C1 RU2306500 C1 RU 2306500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- expander
- inlet
- pressure
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к криогенной технике, а именно к технике и технологии сжижения природного газа.The present invention relates to cryogenic technology, in particular to a technique and technology for liquefying natural gas.
Для промышленного производства сжиженного природного газа на газораспределительных станциях предложен и широко используется рекуперативный дроссельный цикл с использованием холодильного контура с расширением в нем природного газа для получения дополнительной холодопроизводительности, используемой для охлаждения прямого потока газа.For industrial production of liquefied natural gas at gas distribution stations, a regenerative throttle cycle using a refrigeration circuit with the expansion of natural gas in it has been proposed and widely used to obtain additional cooling capacity used to cool the direct gas flow.
Известны способы сжижения, в которых в качестве устройства, где происходит расширение газа, используется вихревая труба [1...2].Known methods of liquefaction, in which a vortex tube is used as a device where gas expansion occurs [1 ... 2].
При простоте технического решения основным недостатком его практической реализации является низкая эффективность. Коэффициент сжижения (отношение массового расхода жидкости к общему расходу газа, проходящему через установку) в условиях реальных газораспределительных станций не превышает 5%. При этом он напрямую зависит от параметров газа на входе газораспределительной станции.With the simplicity of the technical solution, the main disadvantage of its practical implementation is low efficiency. The liquefaction coefficient (the ratio of the mass flow rate of the liquid to the total flow rate of gas passing through the installation) in the conditions of real gas distribution stations does not exceed 5%. Moreover, it directly depends on the gas parameters at the inlet of the gas distribution station.
Практически для всех газораспределительных станций РФ характерна нестабильность параметров входного газа (давления и расхода), которая носит ярко выраженный сезонный характер, причем минимальное значение давления отмечается в зимний период (с ноября по апрель), а минимальное значение расхода газа - в летний период (июнь - август). Соответственно производительность установок сжижения, работающих по дроссельному циклу, будет заметно меняться. При этом условия для их работы будут все время оставаться неблагоприятными: при высоких значениях входного давления расход газа невелик (летний период), а в зимний период при больших значения расхода газа будут невысокие значения входного давленияAlmost all gas distribution stations of the Russian Federation are characterized by instability of the inlet gas parameters (pressure and flow rate), which is clearly seasonal, with the minimum pressure value observed in the winter period (November to April) and the minimum gas flow rate in the summer period (June - August). Accordingly, the performance of liquefaction plants operating on a throttle cycle will change markedly. At the same time, the conditions for their operation will remain unfavorable all the time: at high values of the input pressure, the gas flow is small (summer period), and in the winter period at high values of the gas flow there will be low values of the input pressure
Дополнительно повысить производительность позволяет использование холодильного контура на базе более совершенного расширительного устройства, например детандера.The use of a refrigeration circuit based on a more advanced expansion device, such as an expander, allows to further increase productivity.
Известен рекуперативный дроссельный способ сжижения природного газа с использованием контура охлаждения на базе детандер - компрессорного агрегата с очисткой газа, направляемого на сжижение, методом вымораживания в двух переключающихся предварительных теплообменниках, работающих попеременно [3] - прототип.Known recuperative throttle method of liquefying natural gas using a cooling circuit based on an expander - compressor unit with the purification of gas directed to liquefaction by freezing in two switching preliminary heat exchangers operating alternately [3] - prototype.
В этом способе газ с входа газораспределительной станции перед подачей на установку сжижения разделяется на два потока, один из которых подают в расширительную турбину детандер-компрессорного агрегата, а второй - в компрессор этого же агрегата. Сжатый газ с выхода компрессора также разделяют на две части, одну из которых направляют на сжижение, а вторую - в вихревую трубу с целью генерации горячего газа низкого давления для отогрева выведенного из работы предварительного теплообменника.In this method, the gas from the inlet of the gas distribution station before being fed to the liquefaction plant is divided into two streams, one of which is fed into the expansion turbine of the expander-compressor unit, and the second into the compressor of the same unit. Compressed gas from the compressor outlet is also divided into two parts, one of which is directed to liquefaction, and the second to a vortex tube in order to generate hot low-pressure gas for heating the preliminary heat exchanger removed from operation.
Такое исполнение позволяет производить сжиженный природный газ с использованием перепада давления на входе и выходе ГРС при низком входном давлении, а также повысить эффективность по сравнению с чисто дроссельным циклом.This design allows the production of liquefied natural gas using a differential pressure at the inlet and outlet of the gas distribution system at a low inlet pressure, as well as increase efficiency compared to a purely throttle cycle.
Вместе с тем данный способ обладает рядом недостатков, которые не позволяют в полной мере использовать преимущества детандерного цикла, используемого в контуре охлаждения, а также обеспечить стабильность производства.However, this method has several disadvantages that do not allow to fully use the advantages of the expander cycle used in the cooling circuit, as well as to ensure production stability.
Температура газа, поступающего на вход детандера, имеет некоторое оптимальное значение. Ее понижение вызывает снижение холодопроизводительности процесса расширения газа, но одновременно также снижаются и потери, связанные с необратимостью процесса его дросселирования. При повышении температуры газа на входе в детандер холопроизводительность увеличивается, но при этом одновременно повышается температура газа перед дросселем, и, как следствие, растут термодинамические потери при дросселировании. Таким образом, отклонение от оптимальной температуры приводит к снижению производительности. В прототипе отсутствует возможность регулирования температуры газа, поступающего на вход детандера, что не позволяет установке работать в оптимальном температурном режиме и, как следствие, приводит к падению ее производительности.The temperature of the gas entering the expander input has some optimal value. Its decrease causes a decrease in the cooling capacity of the gas expansion process, but at the same time the losses associated with the irreversibility of its throttling process also decrease. With increasing gas temperature at the inlet to the expander, the refrigerating capacity increases, but at the same time, the gas temperature in front of the throttle increases, and, as a result, the thermodynamic losses during throttling increase. Thus, deviation from the optimum temperature leads to a decrease in productivity. In the prototype there is no possibility of regulating the temperature of the gas entering the expander input, which does not allow the installation to work in the optimal temperature regime and, as a result, leads to a decrease in its productivity.
Полезная мощность, полученная при расширении газа в детандере, используется для сжатия газа в компрессоре, при этом происходит нагрев последнего. Для процесса сжижения газа по дроссельному циклу коэффициент сжижения снижается пропорционально увеличению температуры, поэтому газ после компрессора необходимо охлаждать перед подачей на сжижение за счет внешнего источника, причем для охлаждения газа необходимо затратить дополнительную энергию. Как правило, на газораспределительных станциях либо отсутствует водоснабжение либо оно есть, но ограничено. Поэтому для охлаждения сжатого газа может быть использована только система воздушного охлаждения, эффективность которой во многом зависит от температуры окружающей среды. В результате газ, поступающий на сжижение в летний период, имеет температуру на уровне +30°С и выше, что приводит к резкому снижению эффективности процесса сжижения.The net power obtained by expanding the gas in the expander is used to compress the gas in the compressor, and the latter is heated. For the gas liquefaction process in a throttle cycle, the liquefaction coefficient decreases in proportion to the temperature increase, so the gas after the compressor must be cooled before being supplied to the liquefaction by an external source, and additional energy must be spent to cool the gas. As a rule, at gas distribution stations there is either no water supply or it is, but limited. Therefore, only an air cooling system can be used to cool compressed gas, the effectiveness of which largely depends on the ambient temperature. As a result, the gas supplied for liquefaction in the summer period has a temperature of + 30 ° C and higher, which leads to a sharp decrease in the efficiency of the liquefaction process.
Расширение газа в вихревой трубе заметно менее эффективно, чем расширение газа в детандере. Адиабатный КПД, т.е. отношение холодопроизводительности устройства к холодопроизводительности при изоэнтропном расширении газа, для делящей вихревой трубы не превышает 20%, в то время как для детандера он составляет ~75%. Использование делящей вихревой трубы в прототипе обусловлено необходимостью генерации теплого потока, используемого для отогрева предварительного теплообменника, однако холодный поток газа с ее выхода вследствие меньшей ее термодинамической эффективности будет иметь температуру выше, чем поток с выхода детандера. В результате их смешения происходит необратимая потеря холодопроизводительности, что приводит к снижению эффективности рассматриваемого способа сжижения газа.Gas expansion in a vortex tube is noticeably less effective than gas expansion in an expander. Adiabatic efficiency, i.e. the ratio of the cooling capacity of the device to the cooling capacity under isentropic expansion of the gas does not exceed 20% for the dividing vortex tube, while for the expander it is ~ 75%. The use of a dividing vortex tube in the prototype is due to the need to generate a warm stream used to heat the preliminary heat exchanger, however, the cold gas stream from its outlet due to its lower thermodynamic efficiency will have a temperature higher than the stream from the exit of the expander. As a result of their mixing, an irreversible loss of cooling capacity occurs, which leads to a decrease in the efficiency of the gas liquefaction method under consideration.
Для надежной работы детандера газ, подаваемый в него, необходимо очищать от механических частиц и влаги, так как при расширении в нем газа и, соответственно, сильном его охлаждении образуются капли жидкой фазы и кристаллы примесей, что может вызвать поломку турбины. Расход газа, циркулирующего в контуре предварительного охлаждения, в 3...4 раза превышает расход газа, направляемого на сжижение. Поэтому применение для этой части газового потока способа очистки вымораживанием представляется нецелесообразным, так как этот метод не достаточно эффективен и надежен. Намерзание кристаллизирующихся примесей на стенках труб является сугубо нестационарным процессом, плохо поддающимся контролю. Очистку и осушку газа, используемого в контуре охлаждения, и газа, подаваемого на сжижение, целесообразно производить в одном блоке.For reliable operation of the expander, the gas supplied to it must be cleaned of mechanical particles and moisture, since with the expansion of the gas and, accordingly, its strong cooling, droplets of the liquid phase and crystals of impurities are formed, which can cause turbine failure. The flow rate of gas circulating in the pre-cooling circuit is 3 ... 4 times higher than the flow rate of gas sent for liquefaction. Therefore, the application of the freezing treatment method for this part of the gas stream seems impractical, since this method is not sufficiently effective and reliable. The freezing of crystallizable impurities on the pipe walls is a purely unsteady process, poorly controlled. It is advisable to clean and dry the gas used in the cooling circuit and the gas supplied for liquefaction in one unit.
Цель предлагаемого изобретения - повышение надежности и эффективности процесса сжижения природного газа для условий газораспределительных станций с нестабильными расходами и входными давлениями газа.The purpose of the invention is to increase the reliability and efficiency of the process of liquefying natural gas for gas distribution stations with unstable flow rates and inlet gas pressures.
Данная цель достигается тем, что обеспечиваются условия для эффективного и надежного протекания процесса сжижения. Технологически это решается следующим образом.This goal is achieved in that conditions are provided for the efficient and reliable flow of the liquefaction process. Technologically, this is solved as follows.
Газ с входа газораспределительной станции проходит осушку и очистку, после чего разделяется на три потока, один из которых подается в основной теплообменник верхнего температурного уровня, второй - параллельно ему в байпасный трубопровод с регулирующим вентилем.The gas from the inlet of the gas distribution station undergoes drying and purification, after which it is divided into three flows, one of which is supplied to the main heat exchanger of the upper temperature level, and the second is parallel to it in the bypass pipeline with a control valve.
Третий поток подается на вход вспомогательного теплообменника, где охлаждается за счет теплообмена с несжижевшейся частью газа, поступающей из емкости для хранения сжиженного природного газа.The third stream is fed to the inlet of the auxiliary heat exchanger, where it is cooled by heat exchange with the non-liquefied part of the gas coming from the liquefied natural gas storage tank.
Далее первый и второй потоки смешиваются, а затем снова разделяются на две части, одна из которых (большая) направляется на вход расширительной турбины детандер - компрессорного агрегата (в контур охлаждения) и вторая (меньшая) - на вход теплообменника нижнего температурного уровня (на сжижение)Further, the first and second flows are mixed, and then again divided into two parts, one of which (large) is directed to the inlet of the expansion turbine of the expander - compressor unit (into the cooling circuit) and the second (smaller) - to the inlet of the lower-level heat exchanger (for liquefaction) )
Охлажденный газ низкого давления с выхода турбины последовательно направляется в основной теплообменник нижнего температурного уровня, основной теплообменник верхнего температурного уровня (контур охлаждения), а затем на вход компрессора детандер - компрессорного агрегата, где он сжимается до давления, соответствующего давлению газа на выходе с газораспределительной станции, и направляется в ее выходную магистраль.The cooled low-pressure gas from the turbine outlet is sequentially directed to the main low-temperature level heat exchanger, the main upper-temperature level heat exchanger (cooling circuit), and then to the inlet of the expander-compressor unit, where it is compressed to the pressure corresponding to the gas pressure at the outlet of the gas distribution station , and goes to its exit highway.
Охлажденный газ высокого давления после основного теплообменника нижнего температурного уровня смешивается с потоком газа после вспомогательного теплообменника, дросселируется, несжижевшаяся часть отводится и подается в вспомогательный теплообменник и далее на выход газораспределительной станции.The cooled high-pressure gas after the main heat exchanger of the lower temperature level is mixed with the gas stream after the auxiliary heat exchanger, throttled, the unburnt part is discharged and fed to the auxiliary heat exchanger and then to the gas distribution station output.
Принципиальная схема установки сжижения для реализации предлагаемого способа приведена на чертеже.A schematic diagram of a liquefaction plant for implementing the proposed method is shown in the drawing.
Природный газ высокого давления с входа газораспределительной станции поступает на вход системы осушки 1, где в попеременно работающих адсорберах, заполненных цеолитом и снабженных фильтрами для улавливания твердых частиц на выходе, происходит его очистка и осушка.Natural gas of high pressure from the inlet of the gas distribution station enters the inlet of the drying system 1, where, in alternately working adsorbers filled with zeolite and equipped with filters for trapping solid particles at the outlet, it is cleaned and dried.
После блока осушки газ разделяется на два потока: основной (до 98% от общего расхода) и вспомогательный.After the drying unit, the gas is divided into two flows: main (up to 98% of the total flow) and auxiliary.
Вспомогательный поток газа высокого давления охлаждается за счет теплообмена с обратным потоком несжиженного газа низкого давления из емкости - хранилища сжиженного природного газа 2 в вспомогательном теплообменнике 3.The auxiliary high-pressure gas stream is cooled by heat exchange with a reverse flow of low-pressure non-liquefied gas from the tank - storage of liquefied natural gas 2 in the auxiliary heat exchanger 3.
Основной поток газа высокого давления охлаждается в рекуперативном теплообменнике верхнего температурного уровня 4 за счет теплообмена с холодным потоком газа низкого давления с выхода основного теплообменника нижнего температурного уровня 5.The main stream of high pressure gas is cooled in a recuperative heat exchanger of the upper temperature level 4 due to heat exchange with a cold stream of gas of low pressure from the outlet of the main heat exchanger of the lower temperature level 5.
Далее основной поток газа высокого давления в свою очередь разделяется еще на два потока. При этом один из них (70...85% от общего расхода) направляется в детандерную ступень детандер - компрессорного агрегата 6, где расширяется до давления ниже, чем давление на выходе газораспределительной станции, за счет разрежения, создаваемого компрессором агрегата. Указанный поток отдает полученный при адиабатическом расширении холод путем теплообмена со вторым потоком в основном теплообменнике нижнего температурного уровня 5, а также с основным потоком газа в теплообменнике 4. При этом давление на входе в детандерную ступень детандер - компрессорного агрегата поддерживается постоянным с помощью регулятора давления 7.Further, the main stream of high-pressure gas, in turn, is divided into two more streams. In this case, one of them (70 ... 85% of the total flow rate) is sent to the expander stage of the expander - compressor unit 6, where it expands to a pressure lower than the pressure at the outlet of the gas distribution station due to the vacuum created by the compressor of the unit. The specified stream gives off the adiabatic expansion of the cold by heat exchange with the second stream in the main heat exchanger of the lower temperature level 5, as well as with the main gas stream in the heat exchanger 4. In this case, the pressure at the inlet to the expander stage of the expander - compressor unit is maintained constant using the pressure regulator 7 .
Поток газа высокого давления после теплообменника 5 объединяется с вспомогательным потоком с выхода теплообменника 3, дросселируется на вентиле 8, образующаяся жидкая фаза отделяется и собирается в емкости - хранилище сжиженного природного газа 2.The high-pressure gas stream after the heat exchanger 5 is combined with the auxiliary stream from the outlet of the heat exchanger 3, throttled on the valve 8, the resulting liquid phase is separated and collected in a container - storage of liquefied natural gas 2.
Газ низкого давления с выхода теплообменника 4 подается в компрессорную ступень детандер - компрессорного агрегата, где сжимается до давления, соответствующего давлению газа в трубопроводе на выходе газораспределительной станции. Часть данного газового потока отбирается и подается в систему осушки 1, где небольшая его доля используется в качестве топливного газа для нагрева газа регенерации, а остальное количество - в качестве самого газа регенерации.Low-pressure gas from the outlet of the heat exchanger 4 is supplied to the compressor stage of the expander - compressor unit, where it is compressed to a pressure corresponding to the gas pressure in the pipeline at the outlet of the gas distribution station. Part of this gas stream is taken and fed to the drying system 1, where a small fraction of it is used as fuel gas for heating the regeneration gas, and the rest is used as the regeneration gas.
Газовый поток низкого давления с выхода теплообменника 3 разделяется на две части. Одна из них используется в качестве газа для охлаждения выведенного из работы адсорбера после окончания в нем процесса регенерации адсорбента. Оставшаяся часть газового потока направляется в выходную магистраль газораспределительной станции.The low-pressure gas stream from the outlet of the heat exchanger 3 is divided into two parts. One of them is used as gas for cooling the adsorber taken out of operation after the end of the adsorbent regeneration process in it. The remainder of the gas stream is sent to the outlet line of the gas distribution station.
Предложенное техническое решение обеспечивает разделение контура охлаждения на базе детандер - компрессорного агрегата и контура сжижения природного газа (включая емкость для хранения сжиженного природного газа). При этом газ в указанных контурах имеет разное давление. В результате обеспечиваются условия, при которых проведение технологических операций по переливу сжиженного природного газа с возможными резкими изменениями давления в хранилище не сказывается на работе детандер - компрессорного агрегата, что повышает надежность и стабильность работы.The proposed technical solution provides the separation of the cooling circuit based on the expander - compressor unit and the liquefied natural gas circuit (including a container for storing liquefied natural gas). In this case, the gas in these circuits has a different pressure. As a result, the conditions are provided under which carrying out technological operations for the transfer of liquefied natural gas with possible sharp changes in pressure in the storage does not affect the operation of the expander - compressor unit, which increases the reliability and stability of operation.
Использование теплообменника с байпасной линией по газу высокого давления позволяет регулировать температуру газа, поступающего на вход в детандер, обеспечивая ее оптимального значение.The use of a heat exchanger with a bypass line for high pressure gas allows you to adjust the temperature of the gas entering the expander inlet, ensuring its optimal value.
Детандер и компрессор размещены на одном валу, так что мощность, развиваемая детандером, используется в компрессоре для сжатия газа низкого давления с выхода детандера после последовательного прохождения теплообменников 5 и 4 до давления в выходной магистрали газораспределительной станции. Это позволяет производить расширение газа в детандерной ступени до более низких величин давления и, соответственно, понизить температуру газа на выходе детандера и увеличить эффективность процесса сжижения.The expander and compressor are located on the same shaft, so that the power developed by the expander is used in the compressor to compress the low-pressure gas from the expander’s output after successive passage of heat exchangers 5 and 4 to the pressure in the outlet manifold of the gas distribution station. This makes it possible to expand the gas in the expander stage to lower pressure values and, accordingly, lower the gas temperature at the expander outlet and increase the efficiency of the liquefaction process.
На сжижение поступает не горячий газ после компрессора, а природный газ непосредственно с входа газораспределительной станции, что позволяет отказаться от системы воздушного охлаждения и соответственно не тратить дополнительно электроэнергию для этих целей. Газ на вход газораспределительной станции подается по подземному трубопроводу, поэтому его температура меняется медленно и сезонно в относительно небольшом диапазоне (от 0 до +15°С), что повышает стабильность и надежность процесса сжижения.It is not hot gas after the compressor that receives liquefaction, but natural gas directly from the inlet of the gas distribution station, which makes it possible to abandon the air cooling system and, accordingly, not to spend additional electricity for these purposes. Gas is supplied to the inlet of the gas distribution station through an underground pipeline, so its temperature changes slowly and seasonally in a relatively small range (from 0 to + 15 ° C), which increases the stability and reliability of the liquefaction process.
Установка для реализации предложенного способа может быть настроена на минимальное значение давления и минимальный расход газа для конкретной газораспределительной станции, что обеспечивает стабильную работу установки на протяжении всего года. При этом на сжижение поступает газ с тем давлением, которое он имеет при входе на станцию, что позволяет полностью использовать его потенциальную энергию, что особенно актуально для летнего периода, когда значения указанного давления максимальны.The installation for implementing the proposed method can be configured to a minimum pressure value and a minimum gas flow rate for a particular gas distribution station, which ensures stable operation of the installation throughout the year. At the same time, gas is supplied to the liquefaction with the pressure that it has when entering the station, which makes it possible to fully use its potential energy, which is especially important for the summer period, when the values of the specified pressure are maximum.
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≤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). В предложенном способе сжижения вся тепловая энергия, выделяющаяся при сжатии газа в компрессоре детандер - компрессорного агрегата, идет на нагрев газа, направляемого в выходную магистраль газораспределительной станции. Повышение температуры газа на ее выходе позволяет сократить затраты энергии на подогрев газа, тем самым повышая надежность и экономичность работы станции.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≤7.5 MPa) on the controllers of a gas distribution station 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). In the proposed method of liquefaction, all the thermal energy released during gas compression in the expander compressor of the compressor unit is used to heat the gas sent to the outlet line of the gas distribution station. Increasing the temperature of the gas at its outlet allows you to reduce energy costs for heating the gas, thereby increasing the reliability and efficiency of the station.
В качестве примера будем рассматривать природный газ конкретного состава с технологическими параметрами, характерными для условий газораспределительной станции Северо-запада РФ:As an example, we will consider natural gas of a specific composition with technological parameters specific to the conditions of the gas distribution station of the North-West of the Russian Federation:
- Содержание компонент природного газа (объемные %):- Content of natural gas components (volume%):
СН4 - 98,086;CH 4 - 98.086;
С2Н6 - 0,743;C 2 H 6 0.743;
С3Н8 - 0,260;C 3 H 8 - 0.260;
i-C4H10 - 0,0490;iC 4 H 10 - 0.0490;
n-С4Н10 - 0,0513;n-C 4 H 10 - 0.0513;
i-C5H12 - 0,0042;iC 5 H 12 - 0.0042;
n-C5H12 - 0,0100;nC 5 H 12 - 0.0100;
CO2 - 0,0425;CO 2 0.0425;
O2 - 0,0030;O 2 - 0.0030;
N2 - 0,751.N 2 - 0.751.
- Входная температура:- Inlet temperature:
максимальная для летнего периода - 290 К;maximum for the summer period - 290 K;
средняя для зимнего периода - 280 К.the average for the winter period is 280 K.
- Входное давление (абсолютное):- Inlet pressure (absolute):
для зимнего периода - 3,4...4,0 МПа;for the winter period - 3.4 ... 4.0 MPa;
для летнего периода - 4,5...4,7 МПа;for the summer period - 4.5 ... 4.7 MPa;
минимальное - 3,3 МПа.the minimum is 3.3 MPa.
- Выходное давление - 0,45 МПа;- Outlet pressure - 0.45 MPa;
- Гидравлическое сопротивление теплообменников- Hydraulic resistance of heat exchangers
по прямому потоку - 0,05 МПа;in a direct stream - 0.05 MPa;
по обратному потоку - 0,03 МПа.in the reverse flow - 0.03 MPa.
- Суммарные теплопритоки к теплообменникам - 6 кДж/кг.- Total heat influx to heat exchangers - 6 kJ / kg.
- Адиабатный КПД детандерной ступени- Adiabatic efficiency of the expander stage
детандер - компрессорного агрегата - 0,75.expander - compressor unit - 0.75.
- КПД передачи энергии, вырабатываемой детандерной- Efficiency of transmission of energy generated by the expander
ступенью, в компрессорную ступень для сжатия газа - 0,55.stage, to the compressor stage for gas compression - 0.55.
Выполненные термодинамические, материальные и тепловые расчеты показали, что предлагаемый способ позволяет повысить эффективность процесса сжижения природного газа по сравнению с прототипом не менее чем на 35%.Performed thermodynamic, material and thermal calculations showed that the proposed method allows to increase the efficiency of the process of liquefying natural gas in comparison with the prototype by at least 35%.
Оптимальная температура на входе в детандер составила:The optimum temperature at the inlet to the expander was:
- 222...227 К (для зимнего периода);- 222 ... 227 K (for the winter period);
- 235...236 К для летнего периода).- 235 ... 236 K for the summer period).
Коэффициент сжижения составил 16,6...18,0% (зимний период) и 17,3...17,8% (летний период), что является свидетельством стабильности и надежности предлагаемого способа сжижения природного газа на протяжении всего года несмотря на значительные сезонные колебания параметров исходного газа, поступающего на вход газораспределительной станции.The liquefaction coefficient amounted to 16.6 ... 18.0% (winter) and 17.3 ... 17.8% (summer), which is evidence of the stability and reliability of the proposed method of liquefying natural gas throughout the year despite significant seasonal variations in the parameters of the source gas entering the gas distribution station inlet.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2127855, МПК F25J 1/00, 10.04.1997.1. RF patent №2127855, IPC F25J 1/00, 04/10/1997.
2. Патент РФ №2135913, МПК F25J 1/00, 10.04.1997.2. RF patent №2135913, IPC F25J 1/00, 04/10/1997.
3. Патент РФ №2247908, МПК F25J 1/00, 08.04.2003.3. RF patent No. 2247908, IPC F25J 1/00, 04/08/2003.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006102947/06A RU2306500C1 (en) | 2006-02-01 | 2006-02-01 | Natural gas liquefaction method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006102947/06A RU2306500C1 (en) | 2006-02-01 | 2006-02-01 | Natural gas liquefaction method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2306500C1 true RU2306500C1 (en) | 2007-09-20 |
Family
ID=38695322
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006102947/06A RU2306500C1 (en) | 2006-02-01 | 2006-02-01 | Natural gas liquefaction method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2306500C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2680000C1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-02-14 | Юрий Васильевич Белоусов | Liquefied natural gas manufacturing method in the main gas pipeline compressor station |
| RU2689505C1 (en) * | 2018-09-21 | 2019-05-28 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station |
| RU2738531C1 (en) * | 2020-02-21 | 2020-12-14 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Integrated cooling unit of natural gas |
| EA038638B1 (en) * | 2019-01-28 | 2021-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Method of natural gas supply |
-
2006
- 2006-02-01 RU RU2006102947/06A patent/RU2306500C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2680000C1 (en) * | 2017-12-26 | 2019-02-14 | Юрий Васильевич Белоусов | Liquefied natural gas manufacturing method in the main gas pipeline compressor station |
| RU2689505C1 (en) * | 2018-09-21 | 2019-05-28 | Юрий Васильевич Белоусов | Natural gas liquefaction complex at gas distribution station |
| EA038638B1 (en) * | 2019-01-28 | 2021-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Method of natural gas supply |
| RU2738531C1 (en) * | 2020-02-21 | 2020-12-14 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Integrated cooling unit of natural gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108979762B (en) | Staged cold accumulation type supercritical compressed air energy storage system and method | |
| RU2636966C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas | |
| MX2013014870A (en) | Process for liquefaction of natural gas. | |
| JP7169305B2 (en) | Staged Regenerative Supercritical Compressed Air Energy Storage System and Method | |
| CN103629860A (en) | Transcritical CO2 cooling heat and power combined circulation system | |
| RU2538192C1 (en) | Method of natural gas liquefaction and device for its implementation | |
| CN114111413B (en) | Compression energy storage system adopting carbon dioxide mixed working medium and working method thereof | |
| Rong et al. | Thermoeconomic analysis on a cascade energy utilization system for compression heat in air separation units | |
| RU2680285C2 (en) | Station for reducing gas pressure and liquefying gas | |
| CN110392770A (en) | The method and apparatus system of energy conversion is carried out using carbon dioxide | |
| RU2306500C1 (en) | Natural gas liquefaction method | |
| CN113739516A (en) | Air separation energy storage coupling oxygen-enriched combustion system and method | |
| CN115898578A (en) | Carbon capture system for gas power station utilizing low-temperature air cold energy and operation method | |
| Pan et al. | Energy, exergy and economic analysis of different integrated systems for power generation using LNG cold energy and geothermal energy | |
| CN105401988B (en) | Utilize the efficient circulation system of vortex tube | |
| Chen et al. | Peaking capacity enhancement of combined cycle power plants by inlet air cooling—Analysis of the critical value of relative humidity | |
| CN101586482B (en) | Low-temperature type engine and heat regenerating method thereof | |
| CN209279430U (en) | A kind of refrigeration equipment producing liquefied natural gas | |
| RU2137067C1 (en) | Natural gas liquefaction plant | |
| RU2104397C1 (en) | Method of preparation of gas for pipe line transportation and compressor station for realization of this method | |
| Wen et al. | Simulation and analysis of a peak regulation gas power plant with advanced energy storage and cryogenic CO2 capture | |
| RU2175739C1 (en) | Method of utilization of potential energy of gas transported via main pipe line accompanied by reducing at gas distributing stations and device for realization of this method | |
| CN107702429B (en) | Energy efficiency improving device and method for liquid air energy storage system | |
| CN115750009A (en) | Energy storage power peak regulation system for carbon capture and liquefied natural gas cold energy utilization and operation method | |
| Yuan et al. | A preliminary investigation of cryogenic CO 2 capture utilizing a reverse Brayton Cycle |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190202 |