RU2556731C2 - Method to liquefy natural gas by cooling mixtures, containing at least one non-saturated hydrocarbon - Google Patents

Method to liquefy natural gas by cooling mixtures, containing at least one non-saturated hydrocarbon Download PDF

Info

Publication number
RU2556731C2
RU2556731C2 RU2012143749/06A RU2012143749A RU2556731C2 RU 2556731 C2 RU2556731 C2 RU 2556731C2 RU 2012143749/06 A RU2012143749/06 A RU 2012143749/06A RU 2012143749 A RU2012143749 A RU 2012143749A RU 2556731 C2 RU2556731 C2 RU 2556731C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cooling
natural gas
cooling mixture
heat exchange
fraction
Prior art date
Application number
RU2012143749/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012143749A (en
Inventor
Себастьен ФЕРРЕРО
Жером ПИГУРЬЕ
Пьер-Ив МАРТЕН
Беатрис ФИШЕР
Жилль ФЕРШНЕДЕР
Original Assignee
Ифп Энержи Нувелль
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 Ифп Энержи Нувелль filed Critical Ифп Энержи Нувелль
Publication of RU2012143749A publication Critical patent/RU2012143749A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2556731C2 publication Critical patent/RU2556731C2/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
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant 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
    • F25J1/0002—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
    • F25J1/0047—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0092—Mixtures of hydrocarbons comprising possibly also minor amounts of nitrogen
    • 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
    • F25J1/0211—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • 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
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0238—Purification or treatment step is integrated within one refrigeration cycle only, i.e. the same or single refrigeration cycle provides feed gas cooling (if present) and overhead gas cooling
    • 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
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • 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
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • 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
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: power engineering.
SUBSTANCE: invention relates to the method of liquefaction of natural gas in a plant comprising two cooling circuits, where natural gas is cooled by means of heat exchange with the first cooling mixture, in the first cooling circuit. For this purpose they compress the first cooling mix MR1; the compressed first cooling mix is condensed; natural gas and compressed and condensed first cooling mix are supercooled by means of heat exchange with the first expanded fraction; the supercooled first cooling mix is divided into the first and second fractions, the first fraction is expanded to the first pressure level; natural gas and second fraction are cooled by means of heat exchange with the second fraction, expanded to the second pressure level. Then the specified natural gas is liquefied by means of heat exchange with the second cooling mix, in the second cooling circuit. For this purpose they compress the specified second cooling mix MR2; the second compressed cooling mix is condensed; the compressed and condensed second mix is cooled by means of heat exchange with the first fraction and the second fraction; the second cooling mix is expanded to the third pressure level; natural gas is cooled with the expanded second cooling mix to produce liquefied natural gas. In the method the first and second cooling mixes contain one saturated hydrocarbon and ethylene.
EFFECT: invention makes it possible to simplify a plant, and also to produce best thermal efficiency of the method.
6 cl, 5 dwg

Description

Изобретение относится к оптимизированному способу сжижения природного газа, в котором природный газ охлаждают, конденсируют и переохлаждают посредством косвенного теплообмена с одной или несколькими охлаждающими смесями, содержащими по меньшей мере один ненасыщенный углеводород.The invention relates to an optimized method for liquefying natural gas, in which natural gas is cooled, condensed and supercooled by indirect heat exchange with one or more cooling mixtures containing at least one unsaturated hydrocarbon.

Сжижение природного газа состоит в конденсации природного газа и его переохлаждении до достаточно низкой температуры, чтобы он мог оставаться жидким при атмосферном давлении, чтобы его легче было транспортировать.The liquefaction of natural gas consists in the condensation of natural gas and its subcooling to a temperature sufficiently low so that it can remain liquid at atmospheric pressure so that it is easier to transport.

Документ WO2009/153427 предлагает способ сжижения, использующий две охлаждающие смеси, MR1 и MR2, циркулирующие в двух замкнутых и независимых контурах. Каждый из этих контуров функционирует благодаря компрессору, сообщающему охлаждающей смеси мощность, необходимую для охлаждения природного газа. Первую охлаждающую жидкость переохлаждают в жидкой форме в теплообменнике до применения для охлаждения природного газа и охлаждающей смеси MR2.Document WO2009 / 153427 provides a liquefaction method using two cooling mixtures, MR1 and MR2, circulating in two closed and independent circuits. Each of these circuits operates thanks to a compressor that supplies the cooling mixture with the power needed to cool the natural gas. The first coolant is supercooled in liquid form in a heat exchanger prior to use to cool natural gas and the MR2 coolant mixture.

Этот способ требует сложной установки со множеством ступеней компрессии в контурах охлаждающих жидкостей. Внедрение и расходы на монтаж значительные и требуют больших капиталовложений.This method requires a complex installation with many stages of compression in the coolant circuits. The implementation and installation costs are significant and require large investments.

Таким образом, существует реальная потребность в оптимизации способа сжижения природного газа, в частности, путем снижения сложности установок и их стоимости. Существует также реальная потребность в оптимизации производительности этих способов и в повышении их эффективности, чтобы снизить расходы на энергию, связанные с производством природного газа.Thus, there is a real need to optimize the method of liquefying natural gas, in particular by reducing the complexity of plants and their cost. There is also a real need to optimize the performance of these methods and increase their efficiency in order to reduce energy costs associated with the production of natural gas.

Целью настоящего изобретения является, в частности, дать простое, эффективное и экономичное решение этой проблемы.The aim of the present invention is, in particular, to provide a simple, effective and economical solution to this problem.

Объектом изобретения является способ сжижения природного газа, который позволяет уменьшить размеры промышленного оборудования, то есть сделать внедрение проще и дешевле.The object of the invention is a method of liquefying natural gas, which allows to reduce the size of industrial equipment, that is, to make the implementation easier and cheaper.

Способ согласно изобретению позволяет также повысить эффективность установки по сравнению с установками уровня техники.The method according to the invention also improves the efficiency of the installation compared to installations of the prior art.

С этой целью изобретение предлагает способ сжижения природного газа в установке, состоящей из двух контуров охлаждения, в котором проводятся следующие этапы:To this end, the invention provides a method for liquefying natural gas in an installation consisting of two cooling circuits, in which the following steps are carried out:

a. охлаждают указанный природный газ посредством теплообмена с первой охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения, используя следующие этапы:a. cooling said natural gas by heat exchange with a first cooling mixture circulating in the first cooling circuit using the following steps:

1a) сжатие указанной первой охлаждающей смеси MR1,1a) compressing said first cooling mixture MR1,

2a) конденсация, посредством теплообмена, сжатой первой охлаждающей смеси,2a) condensation, by heat exchange, of the compressed first cooling mixture,

3a) переохлаждение, посредством теплообмена, природного газа и сжатой и сконденсированной первой охлаждающей смеси посредством теплообмена с первой расширенной фракцией, полученной на этапе 4a),3a) subcooling, by heat exchange, of natural gas and the compressed and condensed first cooling mixture by heat exchange with the first expanded fraction obtained in step 4a),

4a) разделение переохлажденной первой охлаждающей смеси, полученной на этапе 3a, на первую фракцию и вторую фракцию и расширение первой фракции до первого уровня давления,4a) separating the supercooled first cooling mixture obtained in step 3a into a first fraction and a second fraction and expanding the first fraction to a first pressure level,

5a) охлаждение природного газа и второй фракции, полученной на этапе 4a, посредством теплообмена со второй фракцией, расширенной до второго уровня давления,5a) cooling the natural gas and the second fraction obtained in step 4a by heat exchange with a second fraction expanded to a second pressure level,

b. сжижают указанный природный газ, полученный на этапе 5a), посредством теплообмена со второй охлаждающей смесью, циркулирующей во втором контуре охлаждения, применяя следующие этапы:b. liquefying said natural gas obtained in step 5a) by heat exchange with a second cooling mixture circulating in the second cooling circuit using the following steps:

1b) сжатие указанной второй охлаждающей смеси MR2,1b) compressing said second cooling mixture MR2,

2b) конденсация, посредством теплообмена, второй сжатой охлаждающей смеси,2b) condensation, by heat exchange, of a second compressed cooling mixture,

3b) охлаждение сжатой и сконденсированной второй охлаждающей смеси посредством теплообмена с первой фракцией и второй фракцией,3b) cooling the compressed and condensed second cooling mixture by heat exchange with the first fraction and the second fraction,

4b) расширение второй охлаждающей смеси, охлажденной на этапе 3b), до третьего уровня давления,4b) expanding the second cooling mixture cooled in step 3b) to a third pressure level,

5b) охлаждение природного газа посредством теплообмена с расширенной второй охлаждающей смесью, полученной на этапе 4b), до получения сжиженного природного газа,5b) cooling natural gas by heat exchange with the expanded second cooling mixture obtained in step 4b), to obtain liquefied natural gas,

причем в этом способе первая и вторая охлаждающая смеси содержат по меньшей мере один насыщенный углеводород и этилен.moreover, in this method, the first and second cooling mixtures contain at least one saturated hydrocarbon and ethylene.

Согласно изобретению первый уровень давления может составлять от 0,5 МПа до 1,5 МПа, второй уровень давления может составлять от 0,1 МПа до 0,5 МПа и третий уровень давления может составлять от 0,1 МПа до 0,5 МПа.According to the invention, the first pressure level can be from 0.5 MPa to 1.5 MPa, the second pressure level can be from 0.1 MPa to 0.5 MPa, and the third pressure level can be from 0.1 MPa to 0.5 MPa.

Первая охлаждающая смесь может содержать, в мольных долях, от 30 до 70% этилена и от 30 до 70% пропана.The first cooling mixture may contain, in molar fractions, from 30 to 70% ethylene and from 30 to 70% propane.

Первая охлаждающая смесь может содержать, в мольных долях, от 30 до 70% этилена, от 30 до 70% пропана, от 0 до 5% метана, от 0 до 20% бутанов и от 0 до 20% бутенов.The first cooling mixture may contain, in molar fractions, from 30 to 70% ethylene, from 30 to 70% propane, from 0 to 5% methane, from 0 to 20% butanes and from 0 to 20% butenes.

Вторая охлаждающая смесь может содержать, в мольных долях, от 0 до 15% азота, от 20 до 80% метана и от 20 до 80% этилена.The second cooling mixture may contain, in mole fractions, from 0 to 15% nitrogen, from 20 to 80% methane and from 20 to 80% ethylene.

Вторая охлаждающая смесь может содержать, в мольных долях, от 0 до 15% азота, от 20 до 80% метана, от 20 до 80% этилена, от 0 до 10% пропана и от 0 до 10% пропилена.The second cooling mixture may contain, in mole fractions, from 0 to 15% nitrogen, from 20 to 80% methane, from 20 to 80% ethylene, from 0 to 10% propane and from 0 to 10% propylene.

Изобретение будет легче понять и его другие характеристики, детали и преимущества выявятся более четко при изучении следующего описания, проведенного на примере с обращением к приложенным чертежам, на которых:The invention will be easier to understand and its other characteristics, details and advantages will be revealed more clearly when studying the following description, conducted on an example with reference to the attached drawings, on which:

- Фигура 1 показывает способ согласно уровню техники.- Figure 1 shows a method according to the prior art.

- Фигура 2 показывает один вариант способа согласно уровню техники.- Figure 2 shows one variant of the method according to the prior art.

- Фигура 3 показывает способ согласно изобретению.- Figure 3 shows the method according to the invention.

- Фигура 4A показывает график обмена в теплообменнике E2 для способа с фигуры 1. По абсциссе (X) отложено количество теплоты в МВт, а по ординате (Y) температура в °C. Пунктирная кривая представляет собой составную кривую горячих текучих сред (природный газ, вторая охлаждающая смесь). Черная сплошная кривая соответствует повторному нагреву и испарению второй охлаждающей смеси.- Figure 4A shows the exchange schedule in the heat exchanger E2 for the method of figure 1. The abscissa (X) shows the amount of heat in MW, and the ordinate (Y) the temperature in ° C. The dashed curve is a composite curve of hot fluids (natural gas, second cooling mixture). The black solid curve corresponds to reheating and evaporation of the second cooling mixture.

- Фигура 4B показывает график обмена в теплообменнике E2 для способа с фигуры 3. По абсциссе (X) отложено количество теплоты в МВт, а по ординате (Y) температура в °C. Пунктирная кривая представляет собой составную кривую горячих текучих сред (природный газ, вторая охлаждающая смесь). Черная сплошная кривая соответствует повторному нагреву и испарению второй охлаждающей смеси.- Figure 4B shows a graph of the exchange in the heat exchanger E2 for the method of figure 3. The abscissa (X) shows the amount of heat in MW, and the ordinate (Y) the temperature in ° C. The dashed curve is a composite curve of hot fluids (natural gas, second cooling mixture). The black solid curve corresponds to reheating and evaporation of the second cooling mixture.

- Фигура 5A показывает график обмена в теплообменнике E1 для способа с фигуры 1. По абсциссе (X) отложено количество теплоты в МВт, а по ординате (Y) температура в °C. Пунктирная кривая представляет собой составную кривую горячих текучих сред (природный газ, первая и вторая охлаждающие смеси). Черная сплошная кривая соответствует повторному нагреву и испарению первой охлаждающей смеси.- Figure 5A shows the exchange schedule in the heat exchanger E1 for the method of figure 1. The abscissa (X) shows the amount of heat in MW, and the ordinate (Y) the temperature in ° C. The dashed curve is a composite curve of hot fluids (natural gas, first and second cooling mixtures). The black solid curve corresponds to reheating and evaporation of the first cooling mixture.

- Фигура 5B показывает график обмена в теплообменнике E1 для способа с фигуры 3. По абсциссе (X) отложено количество теплоты в МВт, а по ординате (Y) температура в °C. Пунктирная кривая представляет собой составную кривую горячих текучих сред (природный газ, первая и вторая охлаждающие смеси). Черная сплошная кривая соответствует повторному нагреву и испарению первой охлаждающей смеси.- Figure 5B shows a graph of the exchange in the heat exchanger E1 for the method of figure 3. The abscissa (X) shows the amount of heat in MW, and the ordinate (Y) temperature in ° C. The dashed curve is a composite curve of hot fluids (natural gas, first and second cooling mixtures). The black solid curve corresponds to reheating and evaporation of the first cooling mixture.

Фигура 1 показывает способ сжижения согласно уровню техники. В этом способе используется первый контур охлаждения, обведенный рамкой из пунктирных линий, указанный позицией (I), и второй контур охлаждения, указанный позицией (II).Figure 1 shows a liquefaction method according to the prior art. This method uses a first cooling circuit surrounded by a frame of dashed lines indicated by (I) and a second cooling circuit indicated by (II).

Первый контур охлаждения (I) использует первую охлаждающую смесь, обозначенную далее MR1, которая состоит исключительно из смеси насыщенных углеводородов, таких, например, как этан и пропан. Но охлаждающая смесь может также содержать метан и/или бутан. Пропорции, в мольных долях, компонентов охлаждающей смеси MR1 могут быть следующими:The first cooling circuit (I) uses a first cooling mixture, hereinafter referred to as MR1, which consists exclusively of a mixture of saturated hydrocarbons, such as, for example, ethane and propane. But the cooling mixture may also contain methane and / or butane. The proportions, in mole fractions, of the components of the MR1 cooling mixture can be as follows:

- метан: 0-5%- methane: 0-5%

- этан: 30-70%- ethane: 30-70%

- пропан: 30-70%- propane: 30-70%

- бутан: 0-20%- butane: 0-20%

Сумма мольных долей компонентов равна 100%.The sum of the mole fractions of the components is 100%.

Второй контур охлаждения (II) использует вторую охлаждающую смесь, обозначаемую ниже MR2, которая состоит, например, из смеси насыщенных углеводородов и азота. Охлаждающая смесь MR2 может быть смесью метана, этана, пропана и азота, но может также содержать бутан. Пропорции, в мольных долях, компонентов MR2 могут быть следующими:The second cooling circuit (II) uses a second cooling mixture, denoted below MR2, which consists, for example, of a mixture of saturated hydrocarbons and nitrogen. The cooling mixture MR2 may be a mixture of methane, ethane, propane and nitrogen, but may also contain butane. The proportions, in mole fractions, of the components of MR2 can be as follows:

- азот: 0-12%- nitrogen: 0-12%

- метан: 20-80%- methane: 20-80%

- этан: 20-80%- ethane: 20-80%

- пропан: 0-10%- propane: 0-10%

Сумма мольных долей компонентов равна 100%.The sum of the mole fractions of the components is 100%.

Природный газ поступает по линии 10 обычно при давлении, составляющем от 4 МПа до 7 МПа и при температуре, которая может составлять от 0°C до 60°C. Природный газ, циркулирующий в линии 10, первая охлаждающая смесь MR1, циркулирующая в линии 23, и вторая охлаждающая смесь MR2, циркулирующая в линии 31, последовательно входят в теплообменники E1a, E1b и E1c, двигаясь в параллельных направлениях прямоточно. Природный газ выходит из теплообменника E1a по линии 11 при температуре от +10°C до -10°C.Natural gas flows through line 10, usually at a pressure of 4 MPa to 7 MPa and at a temperature that can range from 0 ° C to 60 ° C. The natural gas circulating in line 10, the first cooling mixture MR1 circulating in line 23, and the second cooling mixture MR2 circulating in line 31 are sequentially introduced into the heat exchangers E 1a , E 1b and E 1c , moving in parallel directions in parallel flow. Natural gas leaves the heat exchanger E 1a through line 11 at a temperature of + 10 ° C to -10 ° C.

Природный газ, выходящий из теплообменника E1a по линии 11, можно фракционировать, то есть отделить часть углеводородов C2+, содержащих по меньшей мере два атома углерода, от природного газа, в устройстве, известном специалисту. Природный газ, обогащенный метаном, входит в теплообменник E1b по линии 12, затем он проходит через теплообменник E1c и выходит по линии 13 при температуре, которая может составлять от -30°C до -75°C. Фракционирование природного газа можно проводить на уровне первого контура охлаждения (I) и/или на уровне второго контура охлаждения (II) или же между этими двумя контурами. На уровне первого контура охлаждения (I) фракционирование может проводиться перед входом природного газа в теплообменник E1a, или же между двумя теплообменниками E1a и E1b, или также между двумя теплообменниками E1b и E1c.Natural gas exiting the heat exchanger E 1a via line 11 can be fractionated, that is, a part of C2 + hydrocarbons containing at least two carbon atoms can be separated from natural gas in a device known to the skilled person. Natural gas enriched in methane enters the heat exchanger E 1b through line 12, then it passes through the heat exchanger E 1c and leaves line 13 at a temperature that can range from -30 ° C to -75 ° C. Fractionation of natural gas can be carried out at the level of the first cooling circuit (I) and / or at the level of the second cooling circuit (II) or between these two circuits. At the level of the first cooling circuit (I), fractionation can be carried out before the natural gas enters the heat exchanger E 1a , or between two heat exchangers E 1a and E 1b , or also between two heat exchangers E 1b and E 1c .

Вторая охлаждающая смесь MR2, поступающая по линии 31, проходит последовательно теплообменники E1a, E1b и E1c и выводится по линии 32 полностью сконденсированной и предпочтительно переохлажденной до температуры, которая может составлять от -30°C до -75°C.The second MR2 cooling mixture entering line 31 passes through heat exchangers E 1a , E 1b and E 1c sequentially and is discharged through line 32 completely condensed and preferably supercooled to a temperature that can be from -30 ° C to -75 ° C.

В блоке теплообменников E1a-E1b-E1c последовательно отводятся три фракции первой охлаждающей смеси MR1 в жидкой фазе. MR1, выходящую из E1a, разделяют на две фракции - одну фракцию проводят по линии 24 на клапан V1, и одну фракцию проводят по линии 26 на теплообменник E1b. MR1, выходящую из E1b, разделяют на две фракции - одну фракцию проводят по линии 27 на клапан V2, и одну фракцию проводят по линии 29 на теплообменник E1c. MR1, выходящую из E1c, проводят по линии 29b на клапан V3. Фракции MR1 соответственно расширяют в дроссельных клапанах V1, V2, V3 до трех разных уровней давления, которые соответственно ниже 2,0 МПа, ниже 1,0 МПа и ниже 0,5 МПа. Затем фракции охлаждающей смеси MR1 испаряют соответственно в теплообменниках E1a, E1b, E1c посредством теплообмена с природным газом, второй охлаждающей смесью MR2 и частью первой охлаждающей смеси MR1. Три испаренные фракции проводят соответственно по линиям 25, 28 и 30 в компрессор K1 для сжатия. Первую сжатую охлаждающую смесь MR1 конденсируют в конденсаторе C1 посредством теплообмена с внешней охлаждающей средой, например, водой или воздухом. Затем MR1 вводят в приемный баллон D. Приемный баллон D играет роль буферного резервуара для уравновешивания охлаждающей смеси MR1 в контуре охлаждения (I), в частности, в отношении давления, температуры и объема. Баллон D содержит в равновесии часть MR1 в жидкой фазе и часть MR1 в газовой фазе. Охлаждающую смесь MR1 отводят в жидкой фазе из приемного баллона D и переохлаждают на несколько градусов (снижение температуры может составлять от 2°C до 10°C) посредством теплообменника C2, чтобы гарантировать, что охлаждающая смесь MR1 войдет в теплообменник E1a полностью в жидкой форме при температуре намного ниже температуры начала кипения MR1.In the heat exchanger unit E 1a -E 1b -E 1c , three fractions of the first cooling mixture MR1 in the liquid phase are sequentially discharged. MR1 exiting E 1a is divided into two fractions - one fraction is carried out along line 24 to valve V 1 , and one fraction is carried out along line 26 to heat exchanger E 1b . MR1 exiting E 1b is divided into two fractions - one fraction is carried out through line 27 to valve V 2 , and one fraction is carried out through line 29 to heat exchanger E 1c . MR1 exiting E 1c is conducted via line 29b to valve V 3 . The MR1 fractions, respectively, expand in the butterfly valves V 1 , V 2 , V 3 to three different pressure levels, which are respectively below 2.0 MPa, below 1.0 MPa and below 0.5 MPa. Then the fractions of the cooling mixture MR1 are evaporated respectively in the heat exchangers E 1a , E 1b , E 1c by heat exchange with natural gas, the second cooling mixture MR2 and part of the first cooling mixture MR1. Three evaporated fractions are carried out respectively along lines 25, 28 and 30 to compressor K 1 for compression. The first compressed cooling mixture MR1 is condensed in the condenser C 1 by heat exchange with an external cooling medium, for example, water or air. MR1 is then introduced into the receiver cylinder D. The receiver cylinder D acts as a buffer tank for balancing the MR1 cooling mixture in the cooling circuit (I), in particular with regard to pressure, temperature and volume. Cylinder D contains in equilibrium a portion of MR1 in the liquid phase and a portion of MR1 in the gas phase. The MR1 cooling mixture is withdrawn in the liquid phase from the intake tank D and supercooled by several degrees (temperature reduction can be from 2 ° C to 10 ° C) by means of the heat exchanger C 2 to ensure that the cooling mixture MR1 enters the heat exchanger E 1a completely in liquid form at temperatures well below the boiling point of MR1.

Природный газ, возможно фракционированный, проводится по линии 14 в теплообменник E2, где MR2, поступающая по линии 32, движется параллельно и прямоточно. MR2, отводимая из теплообменника E2 по линии 33, расширяется в клапане V4 до давления ниже 0,5 МПа. Следует отметить, что на входе клапана V4 или взамен него можно использовать турбину расширения. Расширенная MR2, выходящая из V4, проводится в E2 противоточно природному газу и MR2, чтобы испариться, охлаждаясь. Переохлажденный природный газ выводят из теплообменника E2 по линии 15. На выходе E2 испарившуюся смесь MR2 проводят по линии 35 в компрессор K2, затем охлаждают в теплообменнике C3 посредством теплообмена с внешней охлаждающей средой, например водой или воздухом. Давление MR2 на выходе из K2 может составлять от 4 МПа до 7 МПа. При необходимости охлаждающую смесь MR2 можно отбирать из компрессора K2, чтобы охладить в теплообменнике C4, затем провести по линии 36 в K2 для сжатия. Согласно одному варианту осуществления узел K2 может состоять из нескольких компрессоров, установленных последовательно или параллельно.Natural gas, possibly fractionated, is passed through line 14 to the heat exchanger E 2 , where MR2, coming through line 32, moves in parallel and straight through. MR2, withdrawn from the heat exchanger E 2 through line 33, expands in the valve V 4 to a pressure below 0.5 MPa. It should be noted that at the inlet of the valve V 4 or instead of it you can use the expansion turbine. Expanded MR2 exiting V 4 is conducted in E 2 countercurrent to natural gas and MR2 to evaporate while cooling. The supercooled natural gas is removed from the heat exchanger E 2 via line 15. At the outlet E 2, the evaporated MR2 mixture is passed through line 35 to compressor K 2 , then it is cooled in heat exchanger C 3 by heat exchange with an external cooling medium, for example, water or air. The pressure MR2 at the outlet of K 2 can be from 4 MPa to 7 MPa. If necessary, the cooling mixture MR2 can be taken from compressor K 2 to cool in the heat exchanger C 4 , then drawn along line 36 to K 2 for compression. According to one embodiment, the K 2 assembly may consist of several compressors installed in series or in parallel.

Фигура 2 показывает один вариант способа согласно описанному выше уровню техники, в котором добавлен компрессор сырья K0, чтобы повысить давление природного газа, входящего в E1a. Природный газ в способе, схематически показанном на фигуре 2, входит в теплообменник E1a при давлении в интервале от 5 МПа до 7 МПа. Наличие этого компрессора для сырья позволяет повысить эффективность способа сжижения, но также делает установку более сложной. Внедрение является более сложным, и капиталовложения повышаются.Figure 2 shows one embodiment of the method according to the prior art described above, wherein the raw material added K 0 compressor to boost the pressure of the gas entering the E 1a. Natural gas in the method schematically shown in FIG. 2 enters the heat exchanger E 1a at a pressure in the range of 5 MPa to 7 MPa. The presence of this compressor for raw materials can improve the efficiency of the liquefaction method, but also makes the installation more complicated. Implementation is more complex and investment is increasing.

Фигура 3 показывает способ сжижения природного газа согласно изобретению. Одинаковые позиции на фигурах 1 и 2 означают одни и те же элементы. Авторы заявки установили, что использование этилена в охлаждающих смесях позволяет упростить установку, необходимую для осуществления процесса сжижения, и позволяет также получить лучший тепловой кпд способа.Figure 3 shows a method for liquefying natural gas according to the invention. The same position in figures 1 and 2 mean the same elements. The authors of the application found that the use of ethylene in cooling mixtures allows us to simplify the installation necessary for the liquefaction process, and also allows you to get the best thermal efficiency of the method.

Природный газ входит в первый контур охлаждения (I) по линии 10 и выходит по линии 13. Затем он проводится по линии 14 во второй контур охлаждения (II), откуда он выводится по линии 15 в сжиженной форме.Natural gas enters the first cooling circuit (I) through line 10 and exits along line 13. Then it is passed through line 14 to the second cooling circuit (II), from where it is discharged through line 15 in liquefied form.

Первый контур охлаждения работает с первой охлаждающей смесью, MR1, которую сжимают в компрессоре K1, затем охлаждают и конденсируют в теплообменнике C1 с помощью внешней охлаждающей среды. Затем MR1 вводят через приемный баллон D, прежде чем переохладить ее в теплообменнике C2 с помощью внешней охлаждающей среды. Охлаждающие жидкости, использующиеся в C1 и C2, могут быть водой или воздухом. Затем охлажденная первая охлаждающая смесь MR1 входит в теплообменник E1a по линии 23.The first cooling circuit operates with the first cooling mixture, MR1, which is compressed in compressor K 1 , then cooled and condensed in the heat exchanger C 1 using an external cooling medium. Then MR1 is introduced through a receiving cylinder D, before supercooling it in the heat exchanger C2 using an external cooling medium. Coolants used in C 1 and C 2 may be water or air. Then, the cooled first cooling mixture MR1 enters the heat exchanger E 1a through line 23.

Природный газ поступает по линии 10 при давлении, составляющем от 4 МПа до 7 МПа, и при температуре от 0°C до 60°C. Природный газ, циркулирующий в линии 10, первая охлаждающая смесь MR1, циркулирующая в линии 23, и вторая охлаждающая смесь MR2, циркулирующая в линии 31, входят последовательно в два теплообменника E1a и E1b, чтобы двигаться там в параллельных направлениях и прямоточно. Природный газ выходит из узла теплообменников, образованного E1a и E1b, по линии 13 при температуре, которая может составлять от -30°C до -75°C.Natural gas enters line 10 at a pressure of 4 MPa to 7 MPa, and at a temperature of 0 ° C to 60 ° C. Natural gas circulating in line 10, the first cooling mixture MR1 circulating in line 23, and the second cooling mixture MR2 circulating in line 31 enter two heat exchangers E 1a and E 1b sequentially in order to move there in parallel directions and straight-through. Natural gas exits the heat exchanger assembly formed by E 1a and E 1b through line 13 at a temperature that can range from -30 ° C to -75 ° C.

Природный газ можно фракционировать, то есть отделить часть углеводородов C2+, содержащих по меньшей мере два атома углерода, от природного газа, согласно методам, хорошо известным специалисту. Фракционирование может проводиться до контура охлаждения (I), или же между контуром охлаждения (I) и контуром охлаждения (II), или же в контуре охлаждения (I) (например, между теплообменниками E1a и E1b). Вторая охлаждающая смесь MR2, поступающая по линии 31, проходит последовательно через два теплообменника E1a и E1b, в которых она охлаждается до температуры, которая может составлять от -30°C до -75°C. Вторая охлаждающая жидкость MR2 отводится по линии 32.Natural gas can be fractionated, that is, part of the C2 + hydrocarbons containing at least two carbon atoms can be separated from natural gas, according to methods well known to those skilled in the art. Fractionation can be carried out before the cooling circuit (I), or between the cooling circuit (I) and the cooling circuit (II), or in the cooling circuit (I) (for example, between the heat exchangers E 1a and E 1b ). The second cooling mixture MR2, coming through line 31, passes sequentially through two heat exchangers E 1a and E 1b , in which it is cooled to a temperature that can range from -30 ° C to -75 ° C. The second coolant MR2 is discharged along line 32.

Отбирают одну фракцию первой охлаждающей смеси MR1 в жидкой фазе и проводят по линии 24 на клапан V1, а другую фракцию проводят по линии 26 в теплообменник E1b. MR1, выходящую из E1b, проводят по линии 29b на клапан V2. Фракции MR1 расширяются соответственно через дроссельный клапан V1 до первого уровня давления ниже 3 МПа, предпочтительно ниже 2 МПа, еще более предпочтительно до давления в интервале от 0,5 до 1,5 МПа, и через дроссельный клапан V2 до второго уровня давления ниже 2 МПа, предпочтительно ниже 1 МПа и еще более предпочтительно до давления в интервале от 0,1 до 0,5 МПа. Первый уровень давления строго выше второго уровня давления. Затем охлаждающую смесь испаряют соответственно в теплообменниках E1a и E1b. Это испарение обеспечивает охлаждение, посредством теплообмена, природного газа, второй охлаждающей смеси MR2 и части первой охлаждающей смеси MR1 в теплообменниках E1a и E1b. Обе испаренные фракции проводятся соответственно по линиям 25 и 30 в компрессор K1 для сжатия.One fraction of the first cooling mixture MR1 in the liquid phase is taken and carried out via line 24 to valve V 1 , and the other fraction is conducted through line 26 to heat exchanger E 1b . MR1 exiting E 1b is conducted along line 29b to valve V 2 . The MR1 fractions expand respectively through the throttle valve V 1 to a first pressure level below 3 MPa, preferably below 2 MPa, even more preferably to a pressure in the range from 0.5 to 1.5 MPa, and through a throttle valve V 2 to a second pressure level below 2 MPa, preferably below 1 MPa and even more preferably up to a pressure in the range from 0.1 to 0.5 MPa. The first pressure level is strictly higher than the second pressure level. Then the cooling mixture is evaporated respectively in heat exchangers E 1a and E 1b . This evaporation provides cooling, through heat exchange, of natural gas, the second cooling mixture MR2 and part of the first cooling mixture MR1 in the heat exchangers E 1a and E 1b . Both evaporated fractions are conducted respectively on lines 25 and 30 to compressor K 1 for compression.

Таким образом, использование этилена в охлаждающих смесях позволяет обойтись без одного теплообменника (E1c) и без одной ступени сжатия в цикле MR1. Это позволяет упростить схему способа, а также его внедрение и снизить расходы на установку.Thus, the use of ethylene in cooling mixtures allows dispensing with one heat exchanger (E 1c ) and without one compression step in the MR1 cycle. This allows you to simplify the scheme of the method, as well as its implementation and reduce installation costs.

Второй контур охлаждения (II) работает со второй охлаждающей смесью MR2, которая сжимается в компрессоре K2, затем охлаждается в теплообменнике C3 с помощью внешней охлаждающей среды. Внешняя среда может быть водой или воздухом. Давление MR2 на выходе из K2 может составлять от 2 МПа до 9 МПа. При необходимости охлаждающая смесь MR2 может отводиться из компрессора K2 для охлаждения в теплообменнике C4, а затем вводиться по линии 36 в K2 для сжатия. Согласно одному варианту осуществления узел K2 может состоять из нескольких компрессоров, установленных последовательно или параллельно. Смесь MR2 проводится по линии 31 в блок теплообменников E1a и E1b, где она охлаждается. Затем ее переводят во второй контур охлаждения по линии 32. Охлажденный природный газ проводят по линии 14 в теплообменник E2, где он движется параллельно и прямоточно с охлаждающей смесью MR2, поступающей по линии 32. Охлаждающую смесь MR2 конденсируют и переохлаждают в теплообменнике E2 второго контура. Охлаждающая смесь MR2, выходящая из теплообменника E2 по линии 33, расширяется в клапане V4 до третьего уровня давления ниже 2 МПа, предпочтительно ниже 1 МПа, еще более предпочтительно до давления в интервале от 0,1 до 0,5 МПа. Следует отметить, что на входе клапана V4 или взамен него можно использовать турбину расширения. Расширенная охлаждающая смесь MR2, выходящая из V4, возвращается противоточно в E2, чтобы испариться в теплообменнике E2. Это испарение позволяет охладить и обратить в жидкость природный газ и охладить смесь MR2. Сжиженный природный газ выводится из теплообменника E2 по линии 15. По выходе из E2 испарившуюся смесь MR2 проводят по линии 35 в компрессор K2.The second cooling circuit (II) works with the second cooling mixture MR2, which is compressed in the compressor K 2 , then cooled in the heat exchanger C 3 using an external cooling medium. The external environment may be water or air. The pressure MR2 at the outlet of K 2 can be from 2 MPa to 9 MPa. If necessary, the cooling mixture MR2 can be removed from the compressor K 2 for cooling in the heat exchanger C 4 , and then introduced through line 36 into K 2 for compression. According to one embodiment, the K 2 assembly may consist of several compressors installed in series or in parallel. The MR2 mixture is carried through line 31 to the heat exchanger unit E 1a and E 1b , where it is cooled. Then it is transferred to the second cooling circuit through line 32. The cooled natural gas is passed through line 14 to the heat exchanger E 2 , where it moves in parallel and straight through with the cooling mixture MR2 coming in line 32. The cooling mixture MR2 is condensed and supercooled in the heat exchanger E 2 of the second contour. The cooling mixture MR2 leaving the heat exchanger E 2 through line 33 expands in the valve V 4 to a third pressure level below 2 MPa, preferably below 1 MPa, even more preferably to a pressure in the range from 0.1 to 0.5 MPa. It should be noted that at the inlet of the valve V 4 or instead of it you can use the expansion turbine. The expanded cooling mixture MR2 exiting V 4 is returned countercurrently to E 2 to evaporate in the heat exchanger E 2 . This evaporation allows the natural gas to be cooled and turned into a liquid and the MR2 mixture to be cooled. Liquefied natural gas is discharged from the heat exchanger E 2 via line 15. Upon leaving E 2, the evaporated MR2 mixture is carried through line 35 to the compressor K 2 .

В способе, описанном на фигуре 3, охлаждающую смесь MR2 не разделяют на отдельные фракции, но чтобы оптимизировать энергоэффективность в теплообменнике E2, охлаждающую смесь MR2 можно также разделить на две или три фракции, причем каждую фракцию расширяют до разных уровней давления, а затем проводят на разные ступени компрессора K2.In the method described in FIG. 3, the MR2 cooling mixture is not divided into separate fractions, but in order to optimize energy efficiency in the E 2 heat exchanger, the MR2 cooling mixture can also be divided into two or three fractions, each fraction being expanded to different pressure levels and then carried out to different stages of the compressor K 2 .

Согласно изобретению первая охлаждающая смесь MR1 образована смесью насыщенных и ненасыщенных углеводородов. Вторая охлаждающая смесь MR2 образована смесью азота и насыщенных и ненасыщенных углеводородов. Насыщенные углеводороды выбраны из группы, состоящей из метана, этана, пропана, н-бутана и изобутана. Ненасыщенные углеводороды выбраны из группы, состоящей из этилена, пропилена и бутена.According to the invention, the first cooling mixture MR1 is formed by a mixture of saturated and unsaturated hydrocarbons. The second cooling mixture MR2 is formed by a mixture of nitrogen and saturated and unsaturated hydrocarbons. Saturated hydrocarbons are selected from the group consisting of methane, ethane, propane, n-butane and isobutane. Unsaturated hydrocarbons are selected from the group consisting of ethylene, propylene and butene.

В качестве неограничивающего примера первая охлаждающая смесь, MR1, может иметь следующий состав (выраженный в мольных долях), причем сумма мольных долей разных компонентов равна 100%:As a non-limiting example, the first cooling mixture, MR1, may have the following composition (expressed in molar fractions), and the sum of the molar fractions of the various components is 100%:

- этилен: 30-70%- ethylene: 30-70%

- пропан: 30-70%- propane: 30-70%

и возможно, кроме того,and perhaps moreover

- метан: 0-5%- methane: 0-5%

- бутаны: 0-20%- butanes: 0-20%

- бутены: 0-20%- butenes: 0-20%

а состав второй охлаждающей смеси MR2 может быть следующим (выражен в мольных долях), причем сумма мольных долей разных компонентов равна 100%:and the composition of the second cooling mixture MR2 can be as follows (expressed in molar fractions), and the sum of the molar fractions of different components is 100%:

- азот: 0-15%- nitrogen: 0-15%

- метан: 20-80%- methane: 20-80%

- этилен: 20-80%- ethylene: 20-80%

и возможно, кроме того,and perhaps moreover

- пропан: 0-10%- propane: 0-10%

- пропилен: 0-10%- propylene: 0-10%

Способ согласно изобретению имеет такой же тепловой кпд, как способ согласно уровню техники, описанный на фигуре 2. Однако способ по изобретению гораздо проще для внедрения, так как использование ненасыщенных углеводородов по меньшей мере в охлаждающих смесях позволяет обойтись без компрессора K0 для сырья и без теплообменника в первом контуре охлаждения.The method according to the invention has the same thermal efficiency as the method according to the prior art described in figure 2. However, the method according to the invention is much easier to implement, since the use of unsaturated hydrocarbons in at least cooling mixtures allows you to do without a compressor K 0 for raw materials and without heat exchanger in the first cooling circuit.

ПримерExample

Способы, описанные на фигурах 1 и 3, иллюстрируются следующим примером. Этот пример позволяет понять выгоду, вносимую способом с фигуры 3, по сравнению со способом с фигуры 1 и/или фигуры 2.The methods described in figures 1 and 3 are illustrated by the following example. This example allows you to understand the benefits introduced by the method of figure 3, compared with the method of figure 1 and / or figure 2.

Природный газ поступает по линии 10 со скоростью 708000 кг/ч, при давлении 3,5 МПа и при температуре 40°C. Состав этого природного газа, в мольных долях, следующий:Natural gas enters line 10 at a rate of 708,000 kg / h, at a pressure of 3.5 MPa and at a temperature of 40 ° C. The composition of this natural gas, in molar fractions, is as follows:

- азот: 1,08%- nitrogen: 1.08%

- метан: 94,00%- methane: 94.00%

- этан: 3,28%- ethane: 3.28%

- пропан: 1,23%- propane: 1.23%

- изобутан: 0,25%- isobutane: 0.25%

- н-бутан: 0,16%- n-butane: 0.16%

В способе с фигуры 1 теплообменный блок E1a,E1b,E1c использует первую охлаждающую смесь MR1, состав которой, в мольных долях, следующий:In the method of figure 1, the heat exchange unit E 1a , E 1b , E 1c uses the first cooling mixture MR1, the composition of which, in mole fractions, is as follows:

- метан: 0,5%- methane: 0.5%

- этан: 62,0%- ethane: 62.0%

- пропан: 37,0%- propane: 37.0%

- изобутан: 0,5%- isobutane: 0.5%

Теплообменник E2 использует вторую охлаждающую смесь MR2, состав которой, в мольных долях, следующий:The heat exchanger E 2 uses a second cooling mixture MR2, the composition of which, in mole fractions, is as follows:

- метан: 43,0%- methane: 43.0%

- этан: 49,0%- ethane: 49.0%

- пропан: 0,5%- propane: 0.5%

- азот: 7,5%- nitrogen: 7.5%

В способе с фигуры 1 первая охлаждающая смесь MR1 сжимается в газовой фазе в компрессоре K1 до давления 3,8 МПа. Сжатая MR1 конденсируется при температуре 40°C посредством теплообмена с воздухом, находящимся при 25°C, в C1. После прохождения через приемный баллон D MR1 переохлаждают до температуры 35°C посредством теплообмена с воздухом, находящимся при 25°C, в C2. Температура природного газа, выходящего из теплообменного блока E1aE1bE1c по линии 13, равна -64°C. Вторую охлаждающую смесь MR2 сжимают в газовой фазе в компрессоре K2 до давления 5,4 МПа. Сжатую MR2 конденсируют при температуре 40°C посредством теплообмена с воздухом, находящимся при 25°C, в C3. Температура второй охлаждающей смеси MR2, выходящей из теплообменного блока E1aE1bE1c по линии 32, равна -64°C. Ее температура на выходе из теплообменника E2 по линии 33 равна -151,4°C. На выходе из теплообменника E2 природный газ сжижается при температуре -151,4°C.In the method of Figure 1, the first cooling MR1 mixture is compressed in the gas phase in a compressor K 1 to a pressure of 3.8 MPa. Compressed MR1 condenses at 40 ° C by heat exchange with air at 25 ° C in C 1 . After passing through the intake cylinder, D MR1 is cooled to a temperature of 35 ° C by heat exchange with air at 25 ° C in C 2 . The temperature of the natural gas leaving the heat exchange unit E 1a E 1b E 1c through line 13 is −64 ° C. The second cooling mixture MR2 is compressed in the gas phase in compressor K 2 to a pressure of 5.4 MPa. Compressed MR2 is condensed at 40 ° C by heat exchange with air at 25 ° C in C 3 . The temperature of the second cooling mixture MR2 leaving the heat exchange unit E 1a E 1b E 1c through line 32 is −64 ° C. Its temperature at the outlet of the heat exchanger E 2 on line 33 is equal to -151.4 ° C. At the outlet of the E 2 heat exchanger, natural gas liquefies at a temperature of -151.4 ° C.

Согласно способу, описанному в связи с фигурой 1, в указанных выше условиях потребления энергии компрессорами следующие:According to the method described in connection with figure 1, in the above conditions, the energy consumption of the compressors is as follows:

K1: 105,8 МВт, K2: 111,8 МВтK 1 : 105.8 MW; K 2 : 111.8 MW

Объем производства сжиженного природного газа на выходе из теплообменника E2 составляет 5,8 MTPA (миллионов тонн в год). Таким образом, производительность охлаждающих контуров составляет 14,3 кВт/(тонн/сутки).The volume of production of liquefied natural gas at the outlet of the E 2 heat exchanger is 5.8 MTPA (million tons per year). Thus, the capacity of the cooling circuits is 14.3 kW / (tons / day).

В способе с фигуры 3 теплообменный блок E1aE1b использует первую охлаждающую смесь MR1 составом в мольных долях:In the method of figure 3, the heat exchange unit E 1a E 1b uses the first cooling mixture MR1 composition in molar fractions:

- метан: 0,5%- methane: 0.5%

- этилен: 47,0%- ethylene: 47.0%

- пропан: 52,0%- propane: 52.0%

- изобутан: 0,5%- isobutane: 0.5%

Теплообменник E2 использует вторую охлаждающую смесь MR2, состав которой, в мольных долях, следующий:The heat exchanger E 2 uses a second cooling mixture MR2, the composition of which, in mole fractions, is as follows:

- метан: 45,0%- methane: 45.0%

- этилен: 40,5%- ethylene: 40.5%

- пропан: 2,0%- propane: 2.0%

- азот: 12,5%- nitrogen: 12.5%

В способе с фигуры 3 первую охлаждающую смесь MR1 сжимают в газовой фазе в компрессоре K1 до давления 4,1 МПа. Сжатую охлаждающую смесь MR1 конденсируют при температуре 40°C посредством теплообмена с воздухом, находящимся при 25°C, в C1. После прохождения через приемный баллон D MR1 переохлаждают до температуры 35°C посредством теплообмена с воздухом при 25°C, в C2. Температура второй охлаждающей смеси MR2, выходящей из теплообменного блока E1aE1b по линии 32, равна -60°C. Температура природного газа, выходящего из теплообменного блока E1b по линии 13, равна -60°C. Вторую охлаждающую смесь MR2 сжимают в газовой фазе в компрессоре K2 до давления 6,9 МПа. Сжатую охлаждающую смесь MR2 конденсируют при температуре 40°C посредством теплообмена с воздухом, находящимся при 25°C, в C3. Температура второй охлаждающей смеси MR2, выходящей из теплообменного блока E2 по линии 33, равна -151,4°C. На выходе теплообменника E2 природный газ сжижается при температуре -151,4°C.In the method of FIG. 3, the first cooling mixture MR1 is compressed in the gas phase in compressor K 1 to a pressure of 4.1 MPa. The compressed cooling mixture MR1 is condensed at 40 ° C. by heat exchange with air at 25 ° C. in C 1 . After passing through the receiving cylinder, D MR1 is cooled to a temperature of 35 ° C by heat exchange with air at 25 ° C, in C 2 . The temperature of the second cooling mixture MR2 leaving the heat exchanger unit E 1a E 1b through line 32 is −60 ° C. The temperature of the natural gas leaving the heat exchanger unit E 1b through line 13 is −60 ° C. MR2 second cooling mixture is compressed in the gas phase in a compressor K 2 to a pressure of 6.9 MPa. The compressed cooling mixture MR2 is condensed at 40 ° C. by heat exchange with air at 25 ° C. in C 3 . The temperature of the second cooling mixture MR2 leaving the heat exchanger unit E 2 via line 33 is −151.4 ° C. At the outlet of the E 2 heat exchanger, natural gas is liquefied at a temperature of -151.4 ° C.

Согласно способу, описанному в связи с фигурой 3, в указанных выше условиях потребления энергии компрессорами следующие:According to the method described in connection with figure 3, in the above conditions, the energy consumption of the compressors is as follows:

K1: 105,1 МВт; K2: 104,4 МВтK 1 : 105.1 MW; K 2 : 104.4 MW

Объем производства сжиженного природного газа на выходе из теплообменника E2 составляет 5,8 MTPA (миллионов тонн в год). Таким образом, производительность охлаждающих контуров составляет 13,8 кВт/(тонн/сутки).The volume of production of liquefied natural gas at the outlet of the E 2 heat exchanger is 5.8 MTPA (million tons per year). Thus, the capacity of the cooling circuits is 13.8 kW / (tons / day).

Ниже в таблице представлена разница мощностей, используемых в способе согласно уровню техники и способе согласно изобретению.The table below shows the difference in capacities used in the method according to the prior art and the method according to the invention.

  Способ согласно фигуре 1
(уровень техники)The method according to figure 1
(prior art) Способ согласно фигуре 3
(изобретение)The method according to figure 3
(invention) Суммарная мощность компрессииTotal compression power 217,6 МВт217.6 MW 209,5 МВт209.5 MW Разница мощностейPower difference опорная величинаreference value -8,1 МВт-8.1 MW Относительная разница мощностейRelative power difference опорная величинаreference value -3,7%-3.7% Мощность компрессора MR1Compressor Power MR1 105,8 МВт105.8 MW 105,1 МВт105.1 MW Мощность компрессора MR2Compressor Power MR2 111,8 МВт111.8 MW 104,4 МВт104.4 MW Эффективность контуровCircuit Efficiency 14,3 кВт/(тонн/сутки)14.3 kW / (tons / day) 13,8 кВт/(тонн/сутки)13.8 kW / (tons / day) Относительная эффективность контуровRelative circuit efficiency опорная величинаreference value -3,5%-3.5%

Способ согласно изобретению (фигура 3) потребляет на 3,7% меньше мощности, чем способ согласно уровню техники (фигура 1); таким образом, изобретение позволяет получить повышение эффективности на 3,5%.The method according to the invention (figure 3) consumes 3.7% less power than the method according to the prior art (figure 1); thus, the invention provides a 3.5% increase in efficiency.

Способ согласно изобретению позволяет также сжижать природный газ с более оптимизированным теплообменом на уровне термического сближения, как показано на фигуре 4. Действительно, максимальное термическое сближение (схождение) в способе предшествующего уровня (фигура 1) происходит на уровне плато сжижения, тогда как в способе согласно изобретению (фигура 3) максимальное термическое сближение происходит при намного более низкой температуре, то есть в зоне, где природный газ уже полностью перешел в жидкое состояние.The method according to the invention also allows liquefying natural gas with a more optimized heat transfer at the level of thermal convergence, as shown in figure 4. Indeed, the maximum thermal convergence (convergence) in the previous method (figure 1) occurs at the level of the liquefaction plateau, whereas in the method according to of the invention (figure 3), the maximum thermal approach occurs at a much lower temperature, that is, in the area where natural gas has already completely transitioned to a liquid state.

В случае нестабильности работы, в частности из-за состава сырья, тепловое схождение, имеющееся в способе согласно уровню техники, может оказаться вредным (фигура 4A): Холодная/горячая кривые могут довольно быстро сойтись в зоне, где природный газ еще не перешел в жидкое состояние. В способе согласно изобретению, если наблюдается пересечение (фигура 4B), потенциальные последствия ограничены небольшим ухудшением температуры переохлаждения природного газа, и действия, которые требуется предпринять, чтобы восстановить надлежащую работу, более легкие. Это объясняется тем, что в случае сжижения природного газа при низком давлении плато сжижения природного газа находится при очень низкой температуре, которую становится сложным сделать совместимой с температурой испарения этана. В случае этилена вместо этана его более низкая температура испарения ведет к сближению вне зоны сжижения природного газа. Это имеет следствием, кроме того, более высокое минимальное давление испарения второй охлаждающей смеси в случае этилена и, таким образом, меньший объемный расход второй охлаждающей смеси MR2. Так, в способе согласно предшествующему уровню техники давление на всасывании компрессора K2 составляет 0,23 МПа и расход на всасывание составляет 315400 м3/ч против 151532 м3/ч в способе согласно изобретению, для которого давление на всасывании компрессора K2 равно 0,62 МПа. Для способа предшествующего уровня это влечет необходимость добавления дополнительного параллельного компрессора для второй охлаждающей смеси MR2, не показанного на фигуре 1, с трубопроводами и местом, необходимым для его установки.In the case of instability, in particular due to the composition of the raw materials, the thermal convergence available in the method according to the prior art may prove harmful (Figure 4A): Cold / hot curves can converge quite quickly in an area where natural gas has not yet converted to liquid state. In the method according to the invention, if there is an intersection (Figure 4B), the potential consequences are limited by a slight deterioration in the natural gas subcooling temperature, and the actions that need to be taken to restore proper operation are lighter. This is because in the case of natural gas liquefaction at low pressure, the natural gas liquefaction plateau is at a very low temperature, which becomes difficult to make compatible with the ethane evaporation temperature. In the case of ethylene, instead of ethane, its lower evaporation temperature leads to rapprochement outside the natural gas liquefaction zone. This results, in addition, with a higher minimum evaporation pressure of the second cooling mixture in the case of ethylene, and thus a lower volumetric flow rate of the second cooling mixture MR2. Thus, in the method according to the prior art, the suction pressure of the compressor K 2 is 0.23 MPa and the suction flow rate is 315400 m 3 / h versus 151532 m 3 / h in the method according to the invention for which the suction pressure of the compressor K 2 is 0 , 62 MPa. For the prior art method, this entails the need to add an additional parallel compressor for the second cooling mixture MR2, not shown in FIG. 1, with pipelines and a place necessary for its installation.

Кроме того, способ согласно изобретению помимо его лучшей эффективности, чем в способе согласно уровню техники, позволяет в указанных в примере условиях обойтись без одной ступени компрессии в первом контуре охлаждения, работающем с первой охлаждающей смесью MR1, что упрощает схему, внедрение и связанные с ним расходы на оборудование.In addition, the method according to the invention, in addition to its better efficiency than the method according to the prior art, makes it possible in the conditions indicated in the example to do without a single compression stage in the first cooling circuit operating with the first cooling mixture MR1, which simplifies the circuit, implementation and associated equipment costs.

На фигурах 5A и 5B показано, что благодаря большей разнице температур кипения пары этилен/пропан, чем для пары этан/пропан, диапазон температуры, охватывающий испарение первой охлаждающей смеси, позволяет сохранить оптимальные кривые ее испарения по сравнению с комбинированной кривой горячих сред, требуя каскада одного уровня давления вместо двух.Figures 5A and 5B show that, due to the greater difference in boiling points of the ethylene / propane pair than for the ethane / propane pair, the temperature range covering the evaporation of the first cooling mixture allows maintaining optimal evaporation curves compared to the combined curve of hot media, requiring a cascade one pressure level instead of two.

Claims (6)

1. Способ сжижения природного газа в установке, состоящей из двух контуров охлаждения, в котором проводятся следующие этапы:
а. охлаждают упомянутый природный газ посредством теплообмена с первой охлаждающей смесью, циркулирующей в первом контуре охлаждения, используя следующие этапы:
1а) сжимают упомянутую первую охлаждающую смесь MR1,
2а) конденсируют, посредством теплообмена, сжатую первую охлаждающую смесь,
3а) переохлаждают, посредством теплообмена, природный газ и сжатую и сконденсированную первую охлаждающую смесь посредством теплообмена с первой расширенной фракцией, полученной на этапе 4а),
4а) разделяют переохлажденную первую охлаждающую смесь, полученную на этапе 3а, на первую фракцию и вторую фракцию и расширяют первую фракцию до первого уровня давления,
5а) охлаждают природный газ и вторую фракцию, полученную на этапе 4а, посредством теплообмена со второй фракцией, расширенной до второго уровня давления,
b. сжижают указанный природный газ, полученный на этапе 5а), посредством теплообмена со второй охлаждающей смесью, циркулирующей во втором контуре охлаждения, применяя следующие этапы:
1b) сжимают указанную вторую охлаждающую смесь MR2,
2b) конденсируют, посредством теплообмена, вторую сжатую охлаждающую смесь,
3b) охлаждают сжатую и сконденсированную вторую охлаждающую смесь посредством теплообмена с первой фракцией и второй фракцией,
4b) расширяют вторую охлаждающую смесь, охлажденную на этапе 3b), до третьего уровня давления,
5b) охлаждают природный газ посредством теплообмена с расширенной второй охлаждающей смесью, полученной на этапе 4b), до получения сжиженного природного газа,
причем в этом способе первая и вторая охлаждающая смеси содержат по меньшей мере один насыщенный углеводород и этилен.1. A method of liquefying natural gas in an installation consisting of two cooling circuits, in which the following steps are carried out:
but. cooling said natural gas by heat exchange with a first cooling mixture circulating in the first cooling circuit using the following steps:
1a) compressing said first cooling mixture MR1,
2a) the compressed first cooling mixture is condensed by heat exchange,
3a) subcooling, by heat exchange, natural gas and the compressed and condensed first cooling mixture by heat exchange with the first expanded fraction obtained in step 4a),
4a) divide the supercooled first cooling mixture obtained in step 3a into a first fraction and a second fraction and expand the first fraction to a first pressure level,
5a) cool the natural gas and the second fraction obtained in step 4a by heat exchange with a second fraction expanded to a second pressure level,
b. liquefying said natural gas obtained in step 5a) by heat exchange with a second cooling mixture circulating in the second cooling circuit using the following steps:
1b) compressing said second cooling mixture MR2,
2b) a second compressed cooling mixture is condensed by heat exchange,
3b) cool the compressed and condensed second cooling mixture by heat exchange with the first fraction and the second fraction,
4b) expanding the second cooling mixture cooled in step 3b) to a third pressure level,
5b) cool the natural gas by heat exchange with the expanded second cooling mixture obtained in step 4b) until a liquefied natural gas is obtained,
moreover, in this method, the first and second cooling mixtures contain at least one saturated hydrocarbon and ethylene. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый уровень давления составляет от 0,5 МПа до 1,5 МПа, второй уровень давления составляет от 0,1 МПа до 0,5 МПа и третий уровень давления составляет 0,1 МПа до 0,5 МПа.2. The method according to claim 1, characterized in that the first pressure level is from 0.5 MPa to 1.5 MPa, the second pressure level is from 0.1 MPa to 0.5 MPa, and the third pressure level is 0.1 MPa up to 0.5 MPa. 3. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что указанная первая охлаждающая смесь содержит, в мольных процентах, от 30 до 70% этилена и от 30 до 70% пропана.3. The method according to one of claims 1 and 2, characterized in that said first cooling mixture contains, in mole percent, from 30 to 70% ethylene and from 30 to 70% propane. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что указанная первая охлаждающая смесь содержит, в мольных процентах, от 30 до 70% этилена, от 30 до 70% пропана, от 0 до 5% метана, от 0 до 20% бутанов и от 0 до 20% бутенов.4. The method according to claim 3, characterized in that said first cooling mixture contains, in molar percent, from 30 to 70% ethylene, from 30 to 70% propane, from 0 to 5% methane, from 0 to 20% butanes and from 0 to 20% butenes. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что упомянутая вторая охлаждающая смесь содержит, в мольных процентах, от 0 до 15% азота, от 20 до 80% метана и 20 до 80% этилена.5. The method according to claim 4, characterized in that the said second cooling mixture contains, in molar percent, from 0 to 15% nitrogen, from 20 to 80% methane and 20 to 80% ethylene. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что указанная вторая охлаждающая смесь содержит, в мольных процентах, от 0 до 15% азота, от 20 до 80% метана, от 20 до 80% этилена, от 0 до 10% пропана и от 0 до 10% пропилена. 6. The method according to claim 5, characterized in that said second cooling mixture contains, in molar percent, from 0 to 15% nitrogen, from 20 to 80% methane, from 20 to 80% ethylene, from 0 to 10% propane and from 0 to 10% propylene.
RU2012143749/06A 2010-03-15 2011-02-25 Method to liquefy natural gas by cooling mixtures, containing at least one non-saturated hydrocarbon RU2556731C2 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1001030A FR2957407B1 (en) 2010-03-15 2010-03-15 METHOD FOR LIQUEFACTING A NATURAL GAS WITH REFRIGERANT MIXTURES CONTAINING AT LEAST ONE UNSATURATED HYDROCARBON
FR1001030 2010-03-15
PCT/FR2011/000111 WO2011114012A2 (en) 2010-03-15 2011-02-25 Process for liquefying a natural gas with refrigerant mixtures containing at least one unsaturated hydrocarbon

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012143749A RU2012143749A (en) 2014-04-20
RU2556731C2 true RU2556731C2 (en) 2015-07-20

Family

ID=43301800

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012143749/06A RU2556731C2 (en) 2010-03-15 2011-02-25 Method to liquefy natural gas by cooling mixtures, containing at least one non-saturated hydrocarbon

Country Status (3)

Country Link
FR (1) FR2957407B1 (en)
RU (1) RU2556731C2 (en)
WO (1) WO2011114012A2 (en)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103216998B (en) * 2013-04-12 2015-12-02 北京安珂罗工程技术有限公司 A kind of single cycle azeotrope compression and the method and system carried
US20160061516A1 (en) * 2014-08-29 2016-03-03 Black & Veatch Holding Company Dual mixed refrigerant system
EP3162870A1 (en) 2015-10-27 2017-05-03 Linde Aktiengesellschaft Low-temperature mixed-refrigerant for hydrogen precooling in large scale
JP7268535B2 (en) * 2019-08-26 2023-05-08 トヨタ自動車株式会社 Coolant composition and cooling system

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU645618A3 (en) * 1970-12-21 1979-01-30 Л,Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур, Л.Этюд Эл, Эксплуатасьон Дэпросэдэ, Жорж Клод (Фирма) Method of cooling and condensing natural gas
EP1008823A2 (en) * 1998-12-09 2000-06-14 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
US6449984B1 (en) * 2001-07-04 2002-09-17 Technip Process for liquefaction of and nitrogen extraction from natural gas, apparatus for implementation of the process, and gases obtained by the process
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
FR2920529A1 (en) * 2007-09-04 2009-03-06 Total Sa Cooling unit i.e. natural gas liquefaction unit, starting method, involves injecting cleaning gas in circuit, and injecting filling gases in circuit, where average molar mass of one filling gas is higher than that of another filling gas

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2545589B1 (en) * 1983-05-06 1985-08-30 Technip Cie METHOD AND APPARATUS FOR COOLING AND LIQUEFACTING AT LEAST ONE GAS WITH LOW BOILING POINT, SUCH AS NATURAL GAS
FR2829569B1 (en) * 2001-09-13 2006-06-23 Technip Cie METHOD FOR LIQUEFACTING NATURAL GAS, USING TWO REFRIGERATION CYCLES
FR2932876B1 (en) 2008-06-20 2013-09-27 Inst Francais Du Petrole METHOD FOR LIQUEFACTING A NATURAL GAS WITH PRE-COOLING THE REFRIGERANT MIXTURE

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU645618A3 (en) * 1970-12-21 1979-01-30 Л,Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур, Л.Этюд Эл, Эксплуатасьон Дэпросэдэ, Жорж Клод (Фирма) Method of cooling and condensing natural gas
EP1008823A2 (en) * 1998-12-09 2000-06-14 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant cycle for gas liquefaction
US6449984B1 (en) * 2001-07-04 2002-09-17 Technip Process for liquefaction of and nitrogen extraction from natural gas, apparatus for implementation of the process, and gases obtained by the process
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
FR2920529A1 (en) * 2007-09-04 2009-03-06 Total Sa Cooling unit i.e. natural gas liquefaction unit, starting method, involves injecting cleaning gas in circuit, and injecting filling gases in circuit, where average molar mass of one filling gas is higher than that of another filling gas

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011114012A3 (en) 2015-06-04
FR2957407A1 (en) 2011-09-16
FR2957407B1 (en) 2012-08-17
WO2011114012A2 (en) 2011-09-22
RU2012143749A (en) 2014-04-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10345039B2 (en) Integrated pre-cooled mixed refrigerant system and method
KR102312640B1 (en) Mixed refrigerant system and method
RU2331826C2 (en) Combined cycle of gas liquefaction, utilising multitude of expansion engine
JP4741468B2 (en) Integrated multi-loop cooling method for gas liquefaction
RU2307297C2 (en) United multiple-loop cooling method for gas liquefaction
RU2226660C2 (en) Process of liquefaction of gas flow (variants)
US11408676B2 (en) Mixed refrigerant system and method
CN110418929A (en) Device and method for natural gas liquefaction
RU2509967C2 (en) Liquefaction method of natural gas with preliminary cooling of cooling mixture
CA2816047C (en) Natural gas liquefaction process
RU2556731C2 (en) Method to liquefy natural gas by cooling mixtures, containing at least one non-saturated hydrocarbon
AU2015213271B2 (en) Process for cooling a hydrocarbon-rich fraction
RU2725914C1 (en) Method of liquefying a hydrocarbon-rich fraction
KR20200023359A (en) Apparatus and method for liquefying natural gas or biogas