RU2715805C1 - Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions) - Google Patents

Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2715805C1
RU2715805C1 RU2019115055A RU2019115055A RU2715805C1 RU 2715805 C1 RU2715805 C1 RU 2715805C1 RU 2019115055 A RU2019115055 A RU 2019115055A RU 2019115055 A RU2019115055 A RU 2019115055A RU 2715805 C1 RU2715805 C1 RU 2715805C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
unit
natural gas
liquefaction
gas
pipeline
Prior art date
Application number
RU2019115055A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Васильевич Белоусов
Original Assignee
Юрий Васильевич Белоусов
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 Юрий Васильевич Белоусов filed Critical Юрий Васильевич Белоусов
Priority to RU2019115055A priority Critical patent/RU2715805C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2715805C1 publication Critical patent/RU2715805C1/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
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream

Abstract

FIELD: gas industry.
SUBSTANCE: group of inventions relates to gas processing industry. Natural gas liquefaction complex comprises units for complex purification, compression, liquefaction and gas power plant unit. Liquefaction unit comprises inert gas removal module, throttle-ejector, throttle valve, throttle flap, phase separator and two counterflow heat exchangers, between which auxiliary heat exchange apparatus is connected, connected to unit of refrigerating machine. At the outlet of the second counter-flow heat exchanger from the pipeline of direct flow the pipeline is connected, which is connected to the input of the throttle valve and at the outlet from the liquefaction unit through the mixer it is connected to the input of the compression unit. Reverse flow pipeline is connected to the output of the phase separator and, when it leaves the liquefaction unit, is divided into two branches: the first branch is connected to the input of the compression unit, and the second branch is connected to the inlet of the gas power station unit. A branch connected to the inlet of the rectification column of the inert gas removal module branches from the return flow pipeline at the output of the phase separator. An additional branch is connected from the pipeline with a liquid phase before the throttle flap, which is connected through the condenser to the rectification column.
EFFECT: as result, 100 % liquefaction of natural gas, higher quality of production LNG.
2 cl, 2 dwg

Description

Группа изобретений относится к газоперерабатывающей промышленности и может использоваться при переработке газа для извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа, получения сжиженного природного газа (СПГ).The group of inventions relates to the gas processing industry and can be used in gas processing to extract liquefied petroleum gases from natural gas, to produce liquefied natural gas (LNG).

Сжиженный природный газ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, избегая строительства дорогостоящих трубопроводных систем.Liquefied natural gas enables the gasification of facilities remote from long-distance pipelines by creating an LNG reserve directly at the consumer, avoiding the construction of expensive piping systems.

Неочищенный природный газ, добываемый из подземных пластов, как правило, содержит компоненты, которые являются нежелательными в процессе СПГ. Такие компоненты следует отделять, максимально очищая поток природного газа, направляемого на сжижение, поскольку они могут вызывать неблагоприятное воздействие на безопасность работы агрегатов установки СПГ или неблагоприятно влиять на характеристики продукта СПГ.Unrefined natural gas produced from underground formations typically contains components that are undesirable in the LNG process. Such components should be separated, maximally purifying the flow of natural gas sent for liquefaction, since they can cause an adverse effect on the safety of the LNG plant units or adversely affect the characteristics of the LNG product.

Ключевыми характеристиками установок для сжижения природного газа являются эффективность их работы и качество получаемого в технологическом процессе сжиженного природного газа.The key characteristics of natural gas liquefaction plants are their efficiency and the quality of liquefied natural gas produced in the process.

Известна установка для сжижения природного газа, Архаров A.M. и др. Криогенные системы: Основы теории и расчета: Учебник для студентов вузов по специальности «Криогенная техника» - 2-е изд., перераб и доп. - М.: Машиностроение, 1988, стр. 242-243, в которой цикл сжижения осуществляется с предварительным охлаждением и дросселированием и включает повышение давления газа, его последовательное охлаждение в первом теплообменнике обратным потоком газа, в испарителе холодильной машины, во втором теплообменнике обратным потоком газа, снижение давления охлажденного газа и его разделение на целевую жидкость и паровую фазу, отвод целевой жидкости потребителю, а паровой фазы во второй теплообменник с образованием обратного потока и затем в первый теплообменник, смешивание обратного потока с новой порцией исходного природного газа и направление его на повышение давления. Известная установка позволяет получать СПГ, однако, она недостаточно автономна и малоэффективна при переработке сырьевого газа с повышенным содержанием низкокипящих (неконденсирующихся при температурах жидкого метана) компонентов.Known installation for liquefying natural gas, Arkharov A.M. and others. Cryogenic systems: Fundamentals of theory and calculation: A textbook for university students specializing in Cryogenic Engineering - 2nd ed., revised and ext. - M .: Mashinostroenie, 1988, pp. 242-243, in which the liquefaction cycle is carried out with preliminary cooling and throttling and includes increasing the gas pressure, its sequential cooling in the first heat exchanger by the reverse gas flow, in the evaporator of the refrigeration machine, in the second heat exchanger by the return flow gas, reducing the pressure of the cooled gas and its separation into the target liquid and the vapor phase, the removal of the target liquid to the consumer, and the vapor phase into the second heat exchanger with the formation of the return flow and then into the first heat exchange CENI, mixing backflow with a new portion of the starting gas and sending it to the pressure increase. The known installation allows you to get LNG, however, it is not sufficiently autonomous and ineffective in the processing of raw gas with a high content of low-boiling (non-condensing at liquid methane temperatures) components.

Известна установка для сжижения природного газа в соответствии с патентом RU 2355959, МПК F25J 3/00, опубл. 20.05.2009 г. на изобретение «Способ извлечения низкокипящих компонентов природного газа при его сжижении в замкнутом контуре и установка для его осуществления», которая содержит компрессор для повышения давления исходного газа, блок очистки и осушки сжатого газа для удаления диоксида углерода, сернистых соединений и паров воды, два метановых противоточных теплообменника для охлаждения сжатого газа обратным циркуляционным потоком газа, холодильную машину, расположенную между двумя метановыми теплообменниками, эжектор для дросселирования охлажденного прямого потока сжатого газа в первый сепаратор и откачки паров газа из второго сепаратора, устройства для дросселирования жидкой фазы из первого сепаратора высокого давления во второй сепаратор низкого давления. Установка дополнительно снабжена конденсатором-испарителем и третьим сепаратором, а также двумя дроссельными устройствами для конденсации части обратного потока, отделения низкокипящих компонентов от метана из циркуляционного контура и их сброса. При эксплуатации известной установки повышается выход целевого продукта за счет непрерывного удаления низкокипящих компонентов из циркуляционного обратного потока без дополнительных затрат энергии, однако, при этом задействована масса дополнительного оборудования, что повышает металлоемкость, снижает надежность и, в целом, отрицательно влияет на эффективность работы известной установки.A known installation for liquefying natural gas in accordance with patent RU 2355959, IPC F25J 3/00, publ. 05/20/2009 for the invention, "A method for extracting low-boiling components of natural gas during its liquefaction in a closed loop and installation for its implementation", which contains a compressor to increase the pressure of the source gas, a unit for cleaning and drying compressed gas to remove carbon dioxide, sulfur compounds and water vapor, two methane counterflow heat exchangers for cooling compressed gas with a reverse gas flow, a refrigeration machine located between two methane heat exchangers, an ejector for throttling cooled direct flow of compressed gas into the first gas separator and pump vapor from the second separator device for throttling the liquid phase from the first high pressure separator to the second low-pressure separator. The installation is additionally equipped with a condenser-evaporator and a third separator, as well as two throttle devices for condensing part of the return flow, separating low-boiling components from methane from the circulation circuit and dumping them. During operation of the known installation, the yield of the target product is increased due to the continuous removal of low-boiling components from the circulating backflow without additional energy costs, however, the mass of additional equipment is involved, which increases metal consumption, reduces reliability and, in general, negatively affects the efficiency of the known installation .

Целью изобретения является повышение эффективности комплекса сжижения, обеспечение 100% сжижения природного газа, повышение качества продукционного СПГ.The aim of the invention is to increase the efficiency of the liquefaction complex, providing 100% liquefaction of natural gas, improving the quality of production LNG.

Техническим результатом изобретения является разработка простого, автономного, транспортабельного, эффективного комплекса, обеспечивающего 100% сжижение сырьевого газа, подаваемого на сжижение, позволяющего перерабатывать сырьевой газ с повышенным содержанием низкокипящих (неконденсирующихся при температурах жидкого метана) компонентов.The technical result of the invention is the development of a simple, autonomous, transportable, efficient complex that provides 100% liquefaction of the feed gas supplied to the liquefaction, which allows the processing of feed gas with a high content of low-boiling (non-condensing at liquid methane temperatures) components.

Поставленная цель и требуемый технический результат достигаются за счет того, что в первом варианте комплекс сжижения природного газа выполнен в блочном исполнении, подключен к трубопроводу подачи природного газа и содержит соединенные между собой трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки комплексной очистки, компрессии, блок сжижения, блок газовой электростанции, смеситель и криогенную емкость для сжиженного природного газа. Блок компрессии подключен к блоку аппаратов воздушного охлаждения и содержит два, но не ограничиваясь этим, параллельно подключенных компрессора, а к блоку сжижения подключен блок холодильной машины. Блок сжижения содержит модуль удаления инертных газов, дроссель-эжектор, дроссельный клапан, дроссельный вентиль, фазовый сепаратор с датчиком уровня жидкой фазы, датчик температуры потока газа и последовательно соединенные первый и второй противоточные теплообменные аппараты, причем между противоточными теплообменными аппаратами подключен последовательно к ним вспомогательный теплообменный аппарат, соединенный трубопроводами подвода, отвода хладоносителя с блоком холодильной машины. Датчики уровня жидкой фазы и температуры потока газа соединены электрической связью с управляющими механизмами соответственно дроссельного вентиля и дроссельного клапана. Модуль удаления инертных газов содержит ректификационную колонну с конденсатором и дроссельный клапан модуля. Трубопровод подвода природного газа с прямым потоком после блока комплексной очистки проходит через смеситель и подключен на вход блока компрессии, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа проходит последовательно через первый противоточный, вспомогательный и второй противоточный теплообменные аппараты блока сжижения, после которых трубопровод прямого потока через дроссель-эжектор подключен на вход фазового сепаратора, на выходе из которого трубопровод прямого потока с жидкой фазой через дроссельный вентиль подключен ко входу криогенной емкости для направления потребителю сжиженного природного газа. Верхний выход криогенной емкости и вход дроссель-эжектора соединены трубопроводом отвода пара. На выходе из второго противоточного теплообменного аппарата на трубопроводе прямого потока установлен датчик температуры потока газа, также, на выходе из второго противоточного теплообменного аппарата от трубопровода прямого потока ответвляется трубопровод дополнительного потока, который подключен на вход дроссельного клапана, после чего проходит последовательно второй и первый противоточные теплообменные аппараты, и, при выходе из блока сжижения, через смеситель, замыкая цикл, подключен на вход блока компрессии. К выходу фазового сепаратора подключен трубопровод обратного потока с паровой фазой, который проходит последовательно через второй и первый противоточные теплообменные аппараты и, при выходе из блока сжижения делится на две ветви: первая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока компрессии, а вторая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока газовой электростанции. От трубопровода обратного потока на выходе из фазового сепаратора ответвляется вспомогательная ветвь, подключенная на вход ректификационной колонны модуля удаления инертных газов, а от трубопровода с жидкой фазой перед дроссельным вентилем ответвляется дополнительная ветвь, подключенная на вход дроссельного клапана модуля и через конденсатор к ректификационной колонне. Выходы конденсатора и ректификационной колонны подсоединены ко входу криогенной емкости для сжиженного природного газа.The goal and the required technical result are achieved due to the fact that in the first embodiment, the natural gas liquefaction complex is made in block execution, connected to the natural gas supply pipeline and contains interconnected purification, compression, compression units, liquefaction units connected by pipelines for supplying and discharging natural gas, gas power unit, mixer and cryogenic tank for liquefied natural gas. The compression unit is connected to the unit of air-cooling units and contains two, but not limited to, parallel-connected compressors, and a unit of the refrigeration machine is connected to the liquefaction unit. The liquefaction unit contains an inert gas removal module, a throttle ejector, a throttle valve, a throttle valve, a phase separator with a liquid level sensor, a gas flow temperature sensor, and a first and second counterflow heat exchangers connected in series, and an auxiliary one connected between counterflow heat exchangers a heat exchanger connected by pipelines of supply, discharge of the coolant with the unit of the refrigeration machine. The sensors of the liquid phase level and gas flow temperature are electrically connected to the control mechanisms of the butterfly valve and butterfly valve, respectively. The inert gas removal module comprises a distillation column with a condenser and a throttle valve of the module. The direct flow natural gas supply pipeline after the complex purification unit passes through a mixer and is connected to the inlet of the compression unit, at the outlet of which the natural gas supply pipeline passes sequentially through the first counterflow, auxiliary and second countercurrent heat exchangers of the liquefaction unit, after which the direct flow pipeline through the throttle ejector is connected to the input of the phase separator, at the output of which a direct flow pipeline with a liquid phase through the throttle valve is connected chen to the input of the cryogenic vessel for guiding the user of the liquefied natural gas. The upper exit of the cryogenic tank and the inlet of the throttle ejector are connected by a steam exhaust pipe. At the outlet of the second countercurrent heat exchanger, a gas flow temperature sensor is installed on the direct flow pipeline; also, at the outlet of the second countercurrent heat exchanger the direct flow pipeline branches off from the direct flow pipeline, which is connected to the inlet of the throttle valve, after which the second and first counterflow heat exchangers, and, when exiting the liquefaction unit, through the mixer, closing the cycle, it is connected to the input of the compression unit. A backward-flow pipeline with a vapor phase is connected to the output of the phase separator, which passes successively through the second and first counterflow heat exchangers and, when leaving the liquefaction unit, is divided into two branches: the first branch of the return flow pipe is connected to the input of the compression unit, and the second branch of the return pipe the flow is connected to the input of the gas power unit. An auxiliary branch is connected from the return flow pipeline at the outlet of the phase separator, connected to the input of the distillation column of the inert gas removal module, and an additional branch is connected from the pipeline with the liquid phase in front of the throttle valve, connected to the input of the module throttle valve and through the condenser to the distillation column. The outputs of the condenser and distillation column are connected to the input of the cryogenic tank for liquefied natural gas.

Поставленная цель и требуемый технический результат достигаются также за счет того, что во втором варианте комплекс сжижения природного газа выполнен в блочном исполнении, подключен к трубопроводу подачи природного газа и содержит соединенные между собой трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки комплексной очистки, компрессии, блок сжижения, блок газовой электростанции, смеситель и криогенную емкость для сжиженного природного газа. Блок компрессии подключен к блоку аппаратов воздушного охлаждения и содержит два, но не ограничиваясь этим, параллельно подключенных компрессора. К блоку сжижения подключен блок холодильной машины. Блок сжижения содержит модуль удаления инертных газов, дроссель-эжектор, дроссельный клапан, дроссельный вентиль, фазовый сепаратор с датчиком уровня жидкой фазы, датчик температуры потока газа и последовательно соединенные первый и второй противоточные теплообменные аппараты, причем между противоточными теплообменными аппаратами подключены последовательно к ним первый и второй вспомогательные теплообменные аппараты, каждый из которых соединен трубопроводами подвода, отвода хладоносителя с блоком холодильной машины. Между вспомогательными теплообменными аппаратами подключен последовательно к ним дополнительный противоточный теплообменный аппарат, а датчики уровня жидкой фазы и температуры потока газа соединены электрической связью с управляющими механизмами соответственно дроссельного вентиля и дроссельного клапана. Модуль удаления инертных газов содержит ректификационную колонну с конденсатором и дроссельный клапан модуля. Трубопровод подвода природного газа после блока комплексной очистки проходит через смеситель и подключен на вход блока компрессии, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа с прямым потоком проходит последовательно через первый противоточный, первый вспомогательный, дополнительный, второй вспомогательный и второй противоточный теплообменные аппараты блока сжижения, после которых трубопровод прямого потока через дроссель-эжектор подключен на вход фазового сепаратора, на выходе из которого трубопровод прямого потока с жидкой фазой через дроссельный вентиль подключен ко входу криогенной емкости для направления потребителю сжиженного природного газа. Верхний выход криогенной емкости и вход дроссель-эжектора соединены трубопроводом отвода пара. На выходе из второго противоточного теплообменного аппарата на трубопроводе прямого потока установлен датчик температуры потока газа, также, на выходе из второго противоточного теплообменного аппарата от трубопровода прямого потока ответвляется трубопровод дополнительного потока, который подключен на вход дроссельного клапана, после чего проходит последовательно второй, дополнительный и первый противоточные теплообменные аппараты, и, при выходе из блока сжижения, через смеситель, замыкая цикл, подключен на вход блока компрессии. К выходу фазового сепаратора подключен трубопровод обратного потока с паровой фазой, который проходит последовательно через второй, дополнительный и первый противоточные теплообменные аппараты и, при выходе из блока сжижения делится на две ветви: первая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока компрессии, а вторая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока газовой электростанции. От трубопровода обратного потока на выходе из фазового сепаратора ответвляется вспомогательная ветвь, подключенная на вход ректификационной колонны модуля удаления инертных газов, а от трубопровода с жидкой фазой перед дроссельным вентилем ответвляется дополнительная ветвь, подключенная на вход дроссельного клапана модуля и через конденсатор к ректификационной колонне. Выходы конденсатора и ректификационной колонны подсоединены ко входу криогенной емкости для сжиженного природного газа.The set goal and the required technical result are also achieved due to the fact that in the second embodiment, the natural gas liquefaction complex is made in block execution, connected to the natural gas supply pipeline and contains interconnected purification, compression, compression units, liquefaction units connected by pipelines for supplying and discharging natural gas , gas power plant unit, mixer and cryogenic tank for liquefied natural gas. The compression unit is connected to the unit of air-cooling units and contains two, but not limited to, parallel-connected compressors. A chiller unit is connected to the liquefaction unit. The liquefaction unit contains an inert gas removal module, a throttle ejector, a throttle valve, a throttle valve, a phase separator with a liquid level sensor, a gas flow temperature sensor, and first and second countercurrent heat exchangers connected in series, and the first between the counterflow heat exchangers and the second auxiliary heat exchangers, each of which is connected by pipelines for supplying, discharging the coolant with the unit of the refrigeration machine. An additional countercurrent heat exchanger is connected in series between the auxiliary heat exchangers, and the liquid phase level and gas flow temperature sensors are electrically connected to the control mechanisms of the butterfly valve and butterfly valve, respectively. The inert gas removal module comprises a distillation column with a condenser and a throttle valve of the module. The natural gas supply pipeline after the complex purification unit passes through the mixer and is connected to the inlet of the compression unit, at the outlet of which the natural gas supply pipeline with direct flow passes sequentially through the first countercurrent, first auxiliary, additional, second auxiliary and second countercurrent heat exchangers of the liquefaction unit, after which the direct flow pipeline through the throttle ejector is connected to the input of the phase separator, at the outlet of which the direct flow pipeline with a liquid phase through a throttle valve is connected to the inlet of the cryogenic tank to direct liquefied natural gas to the consumer. The upper exit of the cryogenic tank and the inlet of the throttle ejector are connected by a steam exhaust pipe. At the outlet of the second countercurrent heat exchanger, a gas flow temperature sensor is installed on the direct flow pipeline; also, at the outlet of the second countercurrent heat exchanger the direct flow pipeline branches off from the direct flow pipeline, which is connected to the inlet of the throttle valve, after which the second, additional and the first counterflow heat exchangers, and, when exiting the liquefaction unit, through the mixer, closing the cycle, it is connected to the input of the compression unit. A backward-flow pipeline with a vapor phase is connected to the output of the phase separator, which passes sequentially through the second, additional and first counterflow heat exchangers and, when leaving the liquefaction unit, is divided into two branches: the first branch of the return flow pipeline is connected to the input of the compression unit, and the second branch the return flow pipe is connected to the input of the gas power unit. An auxiliary branch is connected from the return flow pipeline at the outlet of the phase separator, connected to the input of the distillation column of the inert gas removal module, and an additional branch is connected from the pipeline with the liquid phase in front of the throttle valve, connected to the input of the module throttle valve and through the condenser to the distillation column. The outputs of the condenser and distillation column are connected to the input of the cryogenic tank for liquefied natural gas.

Комплекс сжижения природного газа с модулем удаления инертных газов (варианты) относится к установкам полного сжижения и позволяет получать в виде СПГ до 100% сырьевого газа, поступающего из блока комплексной очистки (БКО). Комплекс может быть подключен практически к любому источнику природного газа.The natural gas liquefaction complex with an inert gas removal module (options) refers to complete liquefaction plants and allows receiving up to 100% of the raw gas coming from the complex purification unit (BCO) in the form of LNG. The complex can be connected to almost any source of natural gas.

Конструктивное исполнение вариантов комплекса сжижения природного газа в виде отдельных блоков, допускающее поставку комплекса сжижения в 100% заводской готовности и упрощающее его транспортировку, позволяет использовать такой комплекс при организации временных производств СПГ. Наличие блока газовой электростанции позволяет обеспечить автономность работы комплекса в части энергообеспечения, повышая эффективность работы комплекса. Подключение двух трубопроводов с обратными потоками (трубопровод обратного потока и трубопровод дополнительного потока) позволяет повысить эффективность и универсальность схем комплекса при изменении параметров сырьевого газа. Повышение выхода целевого продукта (СПГ) в результате непрерывного удаления низкокипящих компонентов из циркуляционного обратного потока без дополнительных затрат энергии также обеспечивает повышение эффективности работы комплекса.The design of the variants of the natural gas liquefaction complex in the form of separate blocks, allowing the delivery of the liquefaction complex at 100% factory readiness and simplifying its transportation, allows the use of such a complex in organizing temporary LNG production. The presence of a gas power unit allows for the autonomy of the complex in terms of energy supply, increasing the efficiency of the complex. The connection of two pipelines with return flows (return flow pipeline and additional flow pipeline) allows to increase the efficiency and versatility of the complex schemes when changing the parameters of the feed gas. The increase in the yield of the target product (LNG) as a result of the continuous removal of low-boiling components from the circulating reverse flow without additional energy costs also provides an increase in the efficiency of the complex.

Группа изобретений будет более понятна из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи.The group of inventions will be better understood from the description, which is not restrictive and given with reference to the accompanying drawings.

На Фиг. 1 изображена общая схема комплекса по первому варианту.In FIG. 1 shows the general scheme of the complex according to the first embodiment.

На Фиг. 2 изображена общая схема комплекса по второму варианту.In FIG. 2 shows the general scheme of the complex according to the second embodiment.

Комплекс сжижения по первому варианту исполнения содержит блок 1 комплексной очистки, смеситель (на чертеже не обозначен), блок 5 компрессии, включающий параллельно подключенные компрессора 2, 3, 4, блок 10 сжижения с модулем 11 удаления инертных газов, блок 8 аппаратов воздушного охлаждения с аппаратами 6 воздушного охлаждения и вентиляторами 7, блок 9 холодильной машины, блок 12 газовой электростанции, дроссель-эжектор 20, дроссельный клапан 13, дроссельный вентиль 14, фазовый сепаратор 15 с датчиком 19 уровня жидкой фазы, противоточные теплообменные аппараты 23, 24, датчик 18 температуры потока газа, вспомогательный теплообменный аппарат 27 и криогенную емкость 21 для сжиженного природного газа. Кроме этого, на чертеже обозначены трубопровод 25 дополнительного потока и трубопровод 26 обратного потока. Модуль 11 удаления инертных газов содержит ректификационную колонну 16 с конденсатором 22 и дроссельный клапан 17 модуля.The liquefaction complex according to the first embodiment contains a complex cleaning unit 1, a mixer (not indicated in the drawing), a compression unit 5, including compressors 2, 3, 4 connected in parallel, a liquefaction unit 10 with an inert gas removal module 11, and a block 8 of air coolers with air coolers 6 and fans 7, chiller unit 9, gas power plant block 12, throttle ejector 20, throttle valve 13, throttle valve 14, phase separator 15 with liquid level sensor 19, countercurrent heat exchangers apparatuses 23, 24, a gas flow temperature sensor 18, an auxiliary heat exchanger 27, and a cryogenic tank 21 for liquefied natural gas. In addition, in the drawing, the auxiliary flow pipe 25 and the reverse flow pipe 26 are indicated. The inert gas removal module 11 comprises a distillation column 16 with a condenser 22 and a throttle valve 17 of the module.

По первому варианту исполнения комплекс работает следующим образом. Сырьевой природный газ проходит блок 1 комплексной очистки, в котором производится его фильтрация, осушка, демеркуризация и, затем, через смеситель поступает в циркуляционный контур комплекса сжижения. Циркуляция природного газа обеспечивается компрессорами 2, 3, 4 блока 5 компрессии, при этом, для обеспечения необходимого количества циркулирующего природного газа предусмотрено параллельное включение нескольких однотипных компрессоров. На чертеже, в качестве примера, показаны три работающих компрессора. Охлаждение компрессоров обеспечивается циркуляцией хладоносителя, охлаждаемого в блоке 8 аппаратов воздушного охлаждения, в котором установлены аппараты 6 воздушного охлаждения и вентиляторы 7. В блоке 10 сжижения прямой поток газа в трубопроводе подвода природного газа проходит последовательно через противоточные и вспомогательный теплообменные аппараты 23, 27, 24, в которых прямой поток газа (поток высокого давления) охлаждается до криогенных температур, после чего подается на расширение в дроссель-эжектор 20. Вспомогательный теплообменный аппарат 27 подключен в блоке 10 сжижения последовательно между противоточными теплообменными аппаратами 23, 24 и имеет внешнее охлаждение за счет циркуляции хладоносителя от блока 9 холодильной машины. Подключение вспомогательного теплообменного аппарата 27 и организация посредством блока 9 холодильной машины внешнего охлаждения за счет выработки умеренного холода и повышения эффективности теплообменных аппаратов, обеспечивают снижение нагрузки на низкотемпературную часть основного холодопроизводящего контура, что ведет к снижению общей потребляемой мощности оборудования комплекса. После теплообменных аппаратов 23, 27, 24 блока 10 сжижения трубопровод с прямым потоком через дроссель-эжектор 20 подключен на вход фазового сепаратора 15, отделяющего жидкую фазу от паровой, на выходе из которого трубопровод прямого потока с жидкой фазой через дроссельный вентиль 14 подключен ко входу криогенной емкости 21 для направления потребителю сжиженного природного газа. Пар, полученный в результате дросселирования в дроссельном вентиле 14 насыщенной жидкости откачивается из криогенной емкости 21 посредством дроссель-эжектора 20 по трубопроводу отвода пара, соединяющем верхний выход криогенной емкости 21 и вход дроссель-эжектора 20.According to the first embodiment, the complex works as follows. Raw natural gas passes through complex treatment unit 1, in which it is filtered, dried, demercurized, and then, through a mixer, enters the circulation circuit of the liquefaction complex. The circulation of natural gas is provided by compressors 2, 3, 4 of the compression unit 5, while, in order to ensure the required amount of circulating natural gas, a parallel connection of several compressors of the same type is provided. In the drawing, as an example, three operating compressors are shown. Compressors are cooled by circulation of a coolant cooled in block 8 of air cooling apparatus, in which air cooling apparatus 6 and fans 7 are installed. In block 10 of liquefaction, the direct gas flow in the natural gas supply pipeline passes sequentially through countercurrent and auxiliary heat exchangers 23, 27, 24 in which the direct gas stream (high pressure stream) is cooled to cryogenic temperatures, and then fed to the expansion in the throttle ejector 20. Auxiliary heat exchange The second apparatus 27 is connected in series in the liquefaction unit 10 in series between countercurrent heat exchangers 23, 24 and has external cooling due to the circulation of the coolant from unit 9 of the refrigeration machine. The connection of the auxiliary heat exchanger 27 and the organization by means of block 9 of the external cooling chiller by generating moderate cold and increasing the efficiency of the heat exchangers, reduce the load on the low-temperature part of the main refrigeration circuit, which leads to a decrease in the total power consumption of the complex equipment. After heat exchangers 23, 27, 24 of the liquefaction unit 10, a direct flow pipeline through a throttle ejector 20 is connected to the input of a phase separator 15 that separates the liquid phase from the steam, at the outlet of which a direct flow pipeline with a liquid phase through the throttle valve 14 is connected to the input cryogenic tank 21 for sending liquefied natural gas to the consumer. The steam resulting from the throttling in the throttle valve 14 of the saturated liquid is pumped out of the cryogenic tank 21 by means of the throttle ejector 20 through the steam exhaust pipe connecting the upper outlet of the cryogenic tank 21 and the inlet of the throttle ejector 20.

На трубопроводе с прямым потоком на выходе из противоточного теплообменного аппарата 24 установлен датчик 18 температуры потока газа, соединенный электрической связью с управляющими механизмами дроссельного клапана 13, позволяющий регулировать объем поступления холодного потока в трубопровод 25 при изменении фактической температуры газа в трубопроводе с прямым потоком. Фазовый сепаратор 15 исполнен с датчиком 19 уровня жидкой фазы, соединенным электрической связью с управляющими механизмами дроссельного вентиля 14, позволяющим регулировать количество отбираемой из фазового сепаратора 15 жидкой фазы, направляемой в криогенную емкость 21.A gas flow temperature sensor 18 is mounted on the direct flow pipeline at the outlet of the countercurrent heat exchanger 24 and is connected by electrical connection to the control mechanisms of the throttle valve 13, which allows controlling the amount of cold flow entering the pipeline 25 when the actual gas temperature in the direct flow pipeline changes. The phase separator 15 is made with a liquid level sensor 19, which is connected by electrical connection with the control mechanisms of the throttle valve 14, which makes it possible to control the amount of the liquid phase taken from the phase separator 15 and sent to the cryogenic tank 21.

Трубопровод 26 обратного потока с паровой фазой подсоединен и проходит последовательно через противоточные теплообменные аппараты 24 и 23, где паровая фаза прогревается, отбирая тепло у потока высокого давления. Температура обратного потока в трубопроводе 26 на выходе из противоточного теплообменного аппарата 23 близка к температуре прямого потока в трубопроводе подвода природного газа на входе в блок 10 сжижения. При выходе из блока 10 сжижения первая ветвь трубопровода 26 обратного потока подключена на вход блока 5 компрессии, а вторая ветвь трубопровода 26 обратного потока подключена на вход блока 12 газовой электростанции. Топливный газ для блока 12 газовой электростанции отбирается из трубопровода 26 обратного потока, поскольку данный газ имеет в своем составе наибольшее содержание инертов. Блок 12 газовой электростанции обеспечивает автономность работы комплекса в целом, вырабатывая электроэнергию на его собственные нужды.The vapor phase return flow pipe 26 is connected and passes sequentially through countercurrent heat exchangers 24 and 23, where the vapor phase is heated, taking heat from the high pressure stream. The return temperature in the pipeline 26 at the outlet of the countercurrent heat exchanger 23 is close to the temperature of the direct flow in the pipeline for supplying natural gas at the inlet to the liquefaction unit 10. When leaving the liquefaction unit 10, the first branch of the return flow pipe 26 is connected to the input of the compression unit 5, and the second branch of the return flow pipe 26 is connected to the input of the gas power unit 12. Fuel gas for the block 12 of the gas power plant is taken from the return flow pipe 26, since this gas has the highest inert content. Block 12 of the gas power station ensures the autonomy of the complex as a whole, generating electricity for its own needs.

От трубопровода подвода природного газа с прямым потоком на выходе из противоточного теплообменного аппарата 24 отделяется трубопровод 25 дополнительного потока, который подключен на вход дроссельного клапана 13, после чего проходит последовательно противоточные теплообменные аппараты 24 и 23, в которых дополнительный поток трубопровода 25 прогревается, отбирая тепло у потока высокого давления. При выходе из блока 10 сжижения, через смеситель, смешиваясь с подпиточным потоком природного газа и замыкая цикл сжижения, трубопровод 25 дополнительного потока подключен на вход блок 5 компрессии. Температура дополнительного потока в трубопроводе 25 на выходе из противоточного теплообменного аппарата 23 близка к температуре прямого потока в трубопроводе подвода природного газа на входе в блок 10 сжижения. Расход природного газа в трубопроводе 25 дополнительного потока регулируется датчиком 18 температуры потока газа. Охлажденный при расширении в дроссельном клапане 13 дополнительный поток служит дополнительным источником холода, позволяет уменьшить нагрузку на нижестоящие аппараты, стабилизировать состав прямого потока газа в трубопроводе подвода природного газа.From the natural gas supply pipeline with a direct flow at the outlet of the countercurrent heat exchanger 24, an additional flow pipe 25 is separated, which is connected to the inlet of the throttle valve 13, after which the countercurrent heat exchangers 24 and 23 pass sequentially, in which the additional flow of the pipeline 25 is heated, taking heat at a high pressure stream. When exiting the liquefaction unit 10, through the mixer, mixing with the feed stream of natural gas and closing the liquefaction cycle, the additional flow pipe 25 is connected to the input of the compression unit 5. The temperature of the additional flow in the pipeline 25 at the outlet of the countercurrent heat exchanger 23 is close to the temperature of the direct flow in the pipeline for supplying natural gas at the inlet to the liquefaction unit 10. The natural gas flow rate in the additional flow pipe 25 is controlled by the gas flow temperature sensor 18. Cooled during expansion in the throttle valve 13, the additional flow serves as an additional source of cold, reduces the load on downstream devices, and stabilizes the composition of the direct gas flow in the natural gas supply pipeline.

Модуль 11 удаления инертных газов в блоке 10 сжижения представляет собой ректификационную колонну 16 с конденсатором 22 в ее верхней части, с подсоединенным к нему дроссельным клапаном 17 модуля. В ректификационную колонну 16 отбирается часть обратного потока из трубопровода 26 по вспомогательной ветви. Количество отбора регулируется по давлению в ректификационной колонне 16. От трубопровода с жидкой фазой перед дроссельным вентилем 14 ответвляется дополнительная ветвь, подключенная на вход дроссельного клапана 17 модуля и через конденсатор 22 к ректификационной колонне 16. Холодный газ по вспомогательной ветви подается в нижнюю часть ректификационной колонны 16 и устремляется в ее верхнюю часть через тепло-массообменное устройство (на чертеже не обозначено). Противотоком к пару в колонне 16 движется сконденсированная в конденсаторе 22 жидкая фаза (флегма). Из конденсатора 22 удаляются не конденсирующиеся газы, а жидкая фаза стекает вниз, через массообменное устройство ректификационной колонны 16 в сборник жидкой фазы в нижней части колонны 16, откуда обогащенная метаном жидкая фаза отводится в криогенную емкость 21 для сжиженного природного газа. Отбор жидкой фазы регулируется по уровню в сборнике жидкости. Источником холода в конденсаторе 22 служит часть потока жидкой фазы, расширенная в дроссельном клапане 17 модуля до давления, близкого к давлению в криогенной емкости 21. Двухфазный холодный поток после конденсатора 22 подается в криогенную емкость 21, и образовавшаяся там паровая фаза откачивается посредством дроссель-эжектора 20.The inert gas removal module 11 in the liquefaction unit 10 is a distillation column 16 with a condenser 22 in its upper part, with a throttle valve 17 connected to it. In the distillation column 16 is selected part of the return flow from the pipeline 26 along the auxiliary branch. The amount of selection is regulated by pressure in the distillation column 16. An additional branch branches from the liquid-phase pipeline before the throttle valve 14, connected to the inlet of the throttle valve 17 of the module and through the condenser 22 to the distillation column 16. Cold gas is supplied through the auxiliary branch to the bottom of the distillation column 16 and rushes into its upper part through a heat-mass transfer device (not indicated in the drawing). The liquid phase (phlegm) condensed in the capacitor 22 moves countercurrently to the vapor in the column 16. Non-condensing gases are removed from the condenser 22, and the liquid phase flows down through the mass transfer device of the distillation column 16 to the liquid phase collector in the lower part of the column 16, from where the methane-enriched liquid phase is discharged into a cryogenic tank 21 for liquefied natural gas. The selection of the liquid phase is regulated by the level in the fluid collector. The source of cold in the condenser 22 is the part of the liquid phase flow expanded in the throttle valve 17 of the module to a pressure close to the pressure in the cryogenic tank 21. The two-phase cold stream after the condenser 22 is supplied to the cryogenic tank 21, and the vapor phase formed therein is pumped out by means of a throttle ejector 20.

Комплекс сжижения по второму варианту исполнения содержит блок 1 комплексной очистки, смеситель (на чертеже не обозначен), блок 5 компрессии, включающий параллельно подключенные компрессора 2, 3, 4, блок 10 сжижения с модулем 11 удаления инертных газов, блок 8 аппаратов воздушного охлаждения с аппаратами 6 воздушного охлаждения и вентиляторами 7, блок 9 холодильной машины, блок 12 газовой электростанции, дроссель-эжектор 20, дроссельный клапан 13, дроссельный вентиль 14, фазовый сепаратор 15 с датчиком 19 уровня жидкой фазы, противоточные теплообменные аппараты 23, 24, датчик 18 температуры потока газа, вспомогательные теплообменные аппараты 27, 28, дополнительный теплообменный аппарат 29 и криогенную емкость 21 для сжиженного природного газа. Кроме этого, на чертеже обозначены трубопровод 25 дополнительного потока и трубопровод 26 обратного потока. Модуль 11 удаления инертных газов содержит ректификационную колонну 16 с конденсатором 22 и дроссельный клапан 17 модуля.The liquefaction complex according to the second embodiment contains a complex cleaning unit 1, a mixer (not shown in the drawing), a compression unit 5, including compressors 2, 3, 4 connected in parallel, a liquefaction unit 10 with an inert gas removal module 11, and an air cooler unit 8 with air coolers 6 and fans 7, chiller unit 9, gas power plant block 12, throttle ejector 20, throttle valve 13, throttle valve 14, phase separator 15 with liquid level sensor 19, countercurrent heat exchangers apparatuses 23, 24, a gas flow temperature sensor 18, auxiliary heat exchangers 27, 28, an additional heat exchanger 29 and a cryogenic tank 21 for liquefied natural gas. In addition, in the drawing, the auxiliary flow pipe 25 and the reverse flow pipe 26 are indicated. The inert gas removal module 11 comprises a distillation column 16 with a condenser 22 and a throttle valve 17 of the module.

По второму варианту исполнения комплекс работает следующим образом. Сырьевой природный газ проходит блок 1 комплексной очистки, в котором производится фильтрация, осушка, демеркуризация газа и, затем, через смеситель поступает в циркуляционный контур комплекса сжижения. Циркуляция природного газа обеспечивается компрессорами 2, 3, 4 блока 5 компрессии. На чертеже, в качестве примера, показаны в работе три однотипных компрессора. Охлаждение компрессоров обеспечивается циркуляцией хладоносителя, охлаждаемого в блоке 8 аппаратов воздушного охлаждения, в котором установлены аппараты 6 воздушного охлаждения и вентиляторы 7. В блоке 10 сжижения прямой поток газа в трубопроводе подвода природного газа проходит последовательно через противоточные, вспомогательные и дополнительный теплообменные аппараты 23, 27, 29, 28, 24, в которых прямой поток газа (поток высокого давления) охлаждается до криогенных температур, после чего подается на расширение в дроссель-эжектор 20. Между противоточными теплообменными аппаратами 23, 24 с целью обеспечения дополнительного уровня внешнего охлаждения прямого потока в трубопроводе подвода природного газа, подключены последовательно к ним первый и второй вспомогательные теплообменные аппараты 27, 28, каждый из которых соединен трубопроводами подвода, отвода хладоносителя с блоком 9 холодильной машины. Между вспомогательными теплообменными аппаратами 27, 28, с целью рекуперации «холода» обратных потоков в трубопроводах 25 и 26 соответственно дополнительного и обратного потоков, подключен последовательно к ним дополнительный противоточный теплообменный аппарат 29. После теплообменных аппаратов 23, 27, 29, 28, 24 блока 10 сжижения трубопровод с прямым потоком через дроссель-эжектор 20 подключен на вход фазового сепаратора 15, отделяющего жидкую фазу от паровой, на выходе из которого трубопровод прямого потока с жидкой фазой через дроссельный вентиль 14 подключен ко входу криогенной емкости 21 для направления потребителю сжиженного природного газа. Пар, полученный в результате дросселирования в дроссельном вентиле 14 насыщенной жидкости откачивается из криогенной емкости 21 посредством дроссель-эжектора 20 по трубопроводу отвода пара, соединяющем верхний выход криогенной емкости 21 и вход дроссель-эжектора 20.According to the second embodiment, the complex works as follows. Raw natural gas passes through a complex purification unit 1, in which the gas is filtered, dried, demercurized and then through the mixer enters the circulation circuit of the liquefaction complex. Natural gas circulation is provided by compressors 2, 3, 4 of compression unit 5. In the drawing, as an example, three identical compressors are shown in operation. Compressors are cooled by circulation of a coolant cooled in block 8 of air cooling apparatus, in which air cooling apparatus 6 and fans 7 are installed. In block 10 of liquefaction, the direct gas flow in the natural gas supply pipeline passes sequentially through countercurrent, auxiliary, and additional heat exchangers 23, 27 , 29, 28, 24, in which the direct gas stream (high pressure stream) is cooled to cryogenic temperatures, and then fed to the expansion in the throttle ejector 20. Between otivotochnymi heat exchange apparatuses 23, 24 to provide an additional level of external cooling downstream in the gas supply conduit, connected in series thereto first and second auxiliary heat exchangers 27, 28, each of which is connected to conduits for supplying, removing refrigerant from the unit 9 chiller. Between auxiliary heat exchangers 27, 28, in order to recover the “cold” of return flows in pipelines 25 and 26, respectively, of additional and return flows, an additional countercurrent heat exchange apparatus 29 is connected in series to them. After heat exchangers 23, 27, 29, 28, 24 10 liquefaction pipeline with a direct flow through the throttle ejector 20 is connected to the input of a phase separator 15, separating the liquid phase from the steam, at the outlet of which a direct flow pipe with a liquid phase through the throttle valve 14 is connected to the input of the cryogenic reservoir 21 for guiding the user to a liquefied natural gas. The steam resulting from the throttling in the throttle valve 14 of the saturated liquid is pumped out of the cryogenic tank 21 by means of the throttle ejector 20 through the steam exhaust pipe connecting the upper outlet of the cryogenic tank 21 and the inlet of the throttle ejector 20.

На трубопроводе с прямым потоком на выходе из противоточного теплообменного аппарата 24 установлен датчик 18 температуры потока газа, соединенный электрической связью с управляющими механизмами дроссельного клапана 13, позволяющий регулировать объем поступления холодного потока в трубопровод 25 при изменении фактической температуры газа в трубопроводе с прямым потоком. Фазовый сепаратор 15 исполнен с датчиком 19 уровня жидкой фазы, соединенным электрической связью с управляющими механизмами дроссельного вентиля 14, позволяющим регулировать количество отбираемой из фазового сепаратора 15 жидкой фазы, направляемой в криогенную емкость 21.A gas flow temperature sensor 18 is mounted on the direct flow pipeline at the outlet of the countercurrent heat exchanger 24 and is connected by electrical connection to the control mechanisms of the throttle valve 13, which allows controlling the amount of cold flow entering the pipeline 25 when the actual gas temperature in the direct flow pipeline changes. The phase separator 15 is made with a liquid level sensor 19, which is connected by electrical connection with the control mechanisms of the throttle valve 14, which makes it possible to control the amount of the liquid phase taken from the phase separator 15 and sent to the cryogenic tank 21.

Трубопровод 26 обратного потока с паровой фазой подсоединен и проходит последовательно через противоточные теплообменные аппараты 24 и 23, где паровая фаза прогревается, отбирая тепло у потока высокого давления. Температура обратного потока в трубопроводе 26 на выходе из противоточного теплообменного аппарата 23 близка к температуре прямого потока в трубопроводе подвода природного газа на входе в блок 10 сжижения. При выходе из блока 10 сжижения первая ветвь трубопровода 26 обратного потока подключена на вход блока 5 компрессии, а вторая ветвь трубопровода 26 обратного потока подключена на вход блока 12 газовой электростанции. Топливный газ для блока 12 газовой электростанции отбирается из трубопровода 26 обратного потока, поскольку данный газ имеет в своем составе наибольшее содержание инертов. Блок 12 газовой электростанции обеспечивает автономность работы комплекса в целом, вырабатывая электроэнергию на его собственные нужды.The vapor phase return flow pipe 26 is connected and passes sequentially through countercurrent heat exchangers 24 and 23, where the vapor phase is heated, taking heat from the high pressure stream. The return temperature in the pipeline 26 at the outlet of the countercurrent heat exchanger 23 is close to the temperature of the direct flow in the pipeline for supplying natural gas at the inlet to the liquefaction unit 10. When leaving the liquefaction unit 10, the first branch of the return flow pipe 26 is connected to the input of the compression unit 5, and the second branch of the return flow pipe 26 is connected to the input of the gas power unit 12. Fuel gas for the block 12 of the gas power plant is taken from the return flow pipe 26, since this gas has the highest inert content. Block 12 of the gas power station ensures the autonomy of the complex as a whole, generating electricity for its own needs.

От трубопровода подвода природного газа с прямым потоком на выходе из противоточного теплообменного аппарата 24 отделяется трубопровод 25 дополнительного потока, который подключен на вход дроссельного клапана 13, после чего проходит последовательно противоточные теплообменные аппараты 24 и 23, в которых дополнительный поток трубопровода 25 прогревается, отбирая тепло у потока высокого давления. При выходе из блока 10 сжижения, через смеситель, смешиваясь с подпиточным потоком природного газа и замыкая цикл сжижения, трубопровод 25 дополнительного потока подключен на вход блок 5 компрессии. Температура дополнительного потока в трубопроводе 25 на выходе из противоточного теплообменного аппарата 23 близка к температуре прямого потока в трубопроводе подвода природного газа на входе в блок 10 сжижения. Расход природного газа в трубопроводе 25 дополнительного потока регулируется датчиком 18 температуры потока газа. Охлажденный при расширении в дроссельном клапане 13 дополнительный поток служит дополнительным источником холода, позволяет уменьшить нагрузку на нижестоящие аппараты, стабилизировать состав прямого потока газа в трубопроводе подвода природного газа.From the natural gas supply pipeline with a direct flow at the outlet of the countercurrent heat exchanger 24, an additional flow pipe 25 is separated, which is connected to the inlet of the throttle valve 13, after which the countercurrent heat exchangers 24 and 23 pass sequentially, in which the additional flow of the pipeline 25 is heated, taking heat at a high pressure stream. When exiting the liquefaction unit 10, through the mixer, mixing with the feed stream of natural gas and closing the liquefaction cycle, the additional flow pipe 25 is connected to the input of the compression unit 5. The temperature of the additional flow in the pipeline 25 at the outlet of the countercurrent heat exchanger 23 is close to the temperature of the direct flow in the pipeline for supplying natural gas at the inlet to the liquefaction unit 10. The natural gas flow rate in the additional flow pipe 25 is controlled by the gas flow temperature sensor 18. Cooled during expansion in the throttle valve 13, the additional flow serves as an additional source of cold, reduces the load on downstream devices, and stabilizes the composition of the direct gas flow in the natural gas supply pipeline.

Модуль 11 удаления инертных газов в блоке 10 сжижения представляет собой ректификационную колонну 16 с конденсатором 22 в ее верхней части, с подсоединенным к нему дроссельным клапаном 17 модуля. В ректификационную колонну 16 отбирается часть обратного потока из трубопровода 26 по вспомогательной ветви. Количество отбора регулируется по давлению в ректификационной колонне 16. От трубопровода с жидкой фазой перед дроссельным вентилем 14 ответвляется дополнительная ветвь, подключенная на вход дроссельного клапана 17 модуля и через конденсатор 22 к ректификационной колонне 16. Холодный газ по вспомогательной ветви подается в нижнюю часть ректификационной колонны 16 и устремляется в ее верхнюю часть через тепло-массообменное устройство (на чертеже не обозначено). Противотоком к пару в колонне 16 движется сконденсированная в конденсаторе 22 жидкая фаза (флегма). Из конденсатора 22 удаляются не конденсирующиеся газы, а жидкая фаза стекает вниз, через массообменное устройство ректификационной колонны 16 в сборник жидкой фазы в нижней части колонны 16, откуда обогащенная метаном жидкая фаза отводится в криогенную емкость 21 для сжиженного природного газа. Отбор жидкой фазы регулируется по уровню в сборнике жидкости. Источником холода в конденсаторе 22 служит часть потока жидкой фазы, расширенная в дроссельном клапане 17 модуля до давления, близкого к давлению в криогенной емкости 21. Двухфазный холодный поток после конденсатора 22 подается в криогенную емкость 21, и образовавшаяся там паровая фаза откачивается посредством дроссель-эжектора 20.The inert gas removal module 11 in the liquefaction unit 10 is a distillation column 16 with a condenser 22 in its upper part, with a throttle valve 17 connected to it. In the distillation column 16 is selected part of the return flow from the pipeline 26 along the auxiliary branch. The amount of selection is regulated by pressure in the distillation column 16. An additional branch branches from the liquid-phase pipeline before the throttle valve 14, connected to the inlet of the throttle valve 17 of the module and through the condenser 22 to the distillation column 16. Cold gas is supplied through the auxiliary branch to the bottom of the distillation column 16 and rushes into its upper part through a heat-mass transfer device (not indicated in the drawing). The liquid phase (phlegm) condensed in the capacitor 22 moves countercurrently to the vapor in the column 16. Non-condensing gases are removed from the condenser 22, and the liquid phase flows down through the mass transfer device of the distillation column 16 to the liquid phase collector in the lower part of the column 16, from where the methane-enriched liquid phase is discharged into a cryogenic tank 21 for liquefied natural gas. The selection of the liquid phase is regulated by the level in the fluid collector. The source of cold in the condenser 22 is the part of the liquid phase flow expanded in the throttle valve 17 of the module to a pressure close to the pressure in the cryogenic tank 21. The two-phase cold stream after the condenser 22 is supplied to the cryogenic tank 21, and the vapor phase formed therein is pumped out by means of a throttle ejector 20.

Отбор топливного газа для блока 12 в случае использования газопоршневой электростанции, выполняется со стороны низкого давления, как показано на прилагаемых чертежах. При использовании же газотурбинной электростанции, отбор топливного газа для блока 12 выполняется со стороны нагнетателя (на чертежах не показан) компрессора 4, до подмешивания сжатого им потока в трубопровод с прямым потоком.The selection of fuel gas for block 12 in the case of using a gas-piston power plant is performed from the low pressure side, as shown in the accompanying drawings. When using a gas turbine power station, the selection of fuel gas for block 12 is performed on the compressor side (not shown in the drawings) of compressor 4, before the compressed stream is mixed into the direct flow pipeline.

В соответствии со вторым вариантом исполнения комплекса, подключение в схеме комплекса двух вспомогательных теплообменных аппаратов 27, 28, каждый из которых соединен трубопроводами подвода, отвода хладоносителя с блоком 9 холодильной машины, а также дополнительного противоточного теплообменного аппарата 29, за счет выработки умеренного холода и повышения эффективности теплообменных аппаратов, обеспечивают снижение нагрузки на низкотемпературную часть основного холодопроизводящего контура, при этом, выработка умеренного холода на двух уровнях температуры во внешней холодильной машине позволяет максимально снизить затраты мощности оборудования комплекса, повышая эффективность его работы.In accordance with the second embodiment of the complex, the connection in the circuit of the complex of two auxiliary heat exchangers 27, 28, each of which is connected by pipelines for supplying, removing coolant with the unit 9 of the refrigeration machine, as well as an additional countercurrent heat exchanger 29, by generating moderate cold and increasing the efficiency of heat exchangers, reduce the load on the low-temperature part of the main cold-producing circuit, while generating moderate cold in two x temperature levels in an external refrigeration machine allows you to minimize the power costs of the equipment of the complex, increasing its efficiency.

В соответствии со всеми вариантами исполнения комплекса, сочетание работы модуля 11 удаления инертных газов и отбора топливного газа для блока 12 из трубопровода обратного потока позволяет стабилизировать состав циркулирующего в комплексе сжижения газа при относительно низких значениях концентраций не конденсирующихся газов, даже при их высокой концентрации в сырьевом газе, подаваемом на сжижение, одновременно позволяя обеспечить автономность работы комплекса в части энергообеспечения, повышая эффективность работы комплекса. Повышение эффективности работы комплекса сжижения природного газа, содержащего низкокипящие компоненты, в замкнутом контуре, достигается также за счет снижения удельных энергетических затрат и повышения выхода целевого продукта (СПГ) в результате непрерывного удаления низкокипящих компонентов из циркуляционного обратного потока без дополнительных затрат энергии.In accordance with all variants of the complex, the combination of the inert gas removal module 11 and fuel gas extraction for block 12 from the return flow pipeline allows the composition of the gas circulating in the liquefaction complex to be stabilized at relatively low concentrations of non-condensing gases, even at high concentrations in the feed gas supplied for liquefaction, while simultaneously ensuring the autonomy of the complex in terms of energy supply, increasing the efficiency of the complex. Improving the efficiency of the natural gas liquefaction complex containing low-boiling components in a closed loop is also achieved by reducing the specific energy costs and increasing the yield of the target product (LNG) as a result of the continuous removal of low-boiling components from the circulating backflow without additional energy costs.

Claims (2)

1. Комплекс сжижения природного газа, в блочном исполнении, подключенный к трубопроводу подачи природного газа, содержащий соединенные между собой трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки комплексной очистки, компрессии, блок сжижения, блок газовой электростанции, смеситель и криогенную емкость для сжиженного природного газа, при этом блок компрессии подключен к блоку аппаратов воздушного охлаждения и содержит два, но не ограничиваясь этим, параллельно подключенных компрессора, а к блоку сжижения подключен блок холодильной машины, кроме этого, блок сжижения содержит модуль удаления инертных газов, дроссель-эжектор, дроссельный клапан, дроссельный вентиль, фазовый сепаратор с датчиком уровня жидкой фазы, датчик температуры потока газа и последовательно соединенные первый и второй противоточные теплообменные аппараты, причем между противоточными теплообменными аппаратами подключен последовательно к ним вспомогательный теплообменный аппарат, соединенный трубопроводами подвода, отвода хладоносителя с блоком холодильной машины, при этом датчики уровня жидкой фазы и температуры потока газа соединены электрической связью с управляющими механизмами соответственно дроссельного вентиля и дроссельного клапана, а модуль удаления инертных газов содержит ректификационную колонну с конденсатором и дроссельный клапан модуля, кроме этого, трубопровод подвода природного газа с прямым потоком после блока комплексной очистки проходит через смеситель и подключен на вход блока компрессии, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа проходит последовательно через первый противоточный, вспомогательный и второй противоточный теплообменные аппараты блока сжижения, после которых трубопровод прямого потока через дроссель-эжектор подключен на вход фазового сепаратора, на выходе из которого трубопровод прямого потока с жидкой фазой через дроссельный вентиль подключен ко входу криогенной емкости для направления потребителю сжиженного природного газа, при этом верхний выход криогенной емкости и вход дроссель-эжектора соединены трубопроводом отвода пара, причем на выходе из второго противоточного теплообменного аппарата на трубопроводе прямого потока установлен датчик температуры потока газа, также на выходе из второго противоточного теплообменного аппарата от трубопровода прямого потока ответвляется трубопровод дополнительного потока, который подключен на вход дроссельного клапана, после чего проходит последовательно второй и первый противоточные теплообменные аппараты, и при выходе из блока сжижения, через смеситель, замыкая цикл, подключен на вход блока компрессии, кроме этого, к выходу фазового сепаратора подключен трубопровод обратного потока с паровой фазой, который проходит последовательно через второй и первый противоточные теплообменные аппараты и при выходе из блока сжижения делится на две ветви: первая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока компрессии, а вторая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока газовой электростанции, при этом от трубопровода обратного потока на выходе из фазового сепаратора ответвляется вспомогательная ветвь, подключенная на вход ректификационной колонны модуля удаления инертных газов, а от трубопровода с жидкой фазой перед дроссельным вентилем ответвляется дополнительная ветвь, подключенная на вход дроссельного клапана модуля и через конденсатор - к ректификационной колонне, при этом выходы конденсатора и ректификационной колонны подсоединены ко входу криогенной емкости для сжиженного природного газа.1. The natural gas liquefaction complex, in a block design, connected to a natural gas supply pipeline, comprising combined purification, compression, liquefaction units, a gas power station unit, a mixer and a cryogenic tank for liquefied natural gas interconnected by pipelines for supplying and discharging natural gas, at the same time, the compression unit is connected to the unit of air-cooling units and contains two, but not limited to, parallel-connected compressors, and a refrigeration unit is connected to the liquefaction unit machines, in addition, the liquefaction unit contains an inert gas removal module, a throttle ejector, a throttle valve, a throttle valve, a phase separator with a liquid level sensor, a gas flow temperature sensor, and first and second countercurrent heat exchangers connected in series, between countercurrent heat exchangers an auxiliary heat exchanger connected in series to them, connected by pipelines for supplying, discharging the coolant with the chiller unit, while the level sensors The gas phase and temperature of the gas stream are electrically connected to the control mechanisms of the throttle valve and throttle valve, respectively, and the inert gas removal module contains a distillation column with a condenser and the throttle valve of the module, in addition, the natural gas supply pipeline with direct flow after the complex cleaning unit passes through the mixer and is connected to the inlet of the compression unit, at the outlet of which the natural gas supply pipeline passes sequentially through the first counterflow th, auxiliary and second counterflow heat exchangers of the liquefaction unit, after which the direct flow pipeline through the throttle ejector is connected to the input of the phase separator, at the outlet of which the direct flow pipeline with the liquid phase through the throttle valve is connected to the inlet of the cryogenic tank to direct the consumer to liquefied natural gas wherein the upper exit of the cryogenic capacity and the inlet of the throttle ejector are connected by a steam exhaust pipe, and at the outlet of the second countercurrent heat exchange apparatus A gas flow temperature sensor is installed on the direct flow pipeline, and at the outlet of the second counterflow heat exchanger, an additional flow pipeline branches off from the direct flow pipeline, which is connected to the inlet of the throttle valve, after which the second and first counterflow heat exchangers pass sequentially, and upon exiting the liquefaction unit, through the mixer, closing the cycle, is connected to the input of the compression unit, in addition, the return sweat pipe is connected to the output of the phase separator an eye with a vapor phase that passes sequentially through the second and first counterflow heat exchangers and when leaving the liquefaction unit is divided into two branches: the first branch of the return flow pipe is connected to the input of the compression unit, and the second branch of the return flow pipe is connected to the input of the gas power station, at the same time, an auxiliary branch branches from the return flow pipeline at the outlet of the phase separator, which is connected to the input of the distillation column of the inert gas removal module, and from the pipes wires with the liquid phase upstream of the throttling valve branches off additional branch connected to the input module and the throttle valve through a condenser - to the distillation column, the condenser and the distillation column outputs are connected to the input of the cryogenic tank for liquefied natural gas. 2. Комплекс сжижения природного газа в блочном исполнении, подключенный к трубопроводу подачи природного газа, содержащий соединенные между собой трубопроводами подвода, отвода природного газа блоки комплексной очистки, компрессии, блок сжижения, блок газовой электростанции, смеситель и криогенную емкость для сжиженного природного газа, при этом блок компрессии подключен к блоку аппаратов воздушного охлаждения и содержит два, но не ограничиваясь этим, параллельно подключенных компрессора, а к блоку сжижения подключен блок холодильной машины, кроме этого, блок сжижения содержит модуль удаления инертных газов, дроссель-эжектор, дроссельный клапан, дроссельный вентиль, фазовый сепаратор с датчиком уровня жидкой фазы, датчик температуры потока газа и последовательно соединенные первый и второй противоточные теплообменные аппараты, причем между противоточными теплообменными аппаратами подключены последовательно к ним первый и второй вспомогательные теплообменные аппараты, каждый из которых соединен трубопроводами подвода, отвода хладоносителя с блоком холодильной машины, при этом между вспомогательными теплообменными аппаратами подключен последовательно к ним дополнительный противоточный теплообменный аппарат, а датчики уровня жидкой фазы и температуры потока газа соединены электрической связью с управляющими механизмами соответственно дроссельного вентиля и дроссельного клапана, при этом модуль удаления инертных газов содержит ректификационную колонну с конденсатором и дроссельный клапан модуля, кроме этого, трубопровод подвода природного газа после блока комплексной очистки проходит через смеситель и подключен на вход блока компрессии, на выходе из которого трубопровод подвода природного газа с прямым потоком проходит последовательно через первый противоточный, первый вспомогательный, дополнительный, второй вспомогательный и второй противоточный теплообменные аппараты блока сжижения, после которых трубопровод прямого потока через дроссель-эжектор подключен на вход фазового сепаратора, на выходе из которого трубопровод прямого потока с жидкой фазой через дроссельный вентиль подключен ко входу криогенной емкости для направления потребителю сжиженного природного газа, при этом верхний выход криогенной емкости и вход дроссель-эжектора соединены трубопроводом отвода пара, причем на выходе из второго противоточного теплообменного аппарата на трубопроводе прямого потока установлен датчик температуры потока газа, также на выходе из второго противоточного теплообменного аппарата от трубопровода прямого потока ответвляется трубопровод дополнительного потока, который подключен на вход дроссельного клапана, после чего проходит последовательно второй, дополнительный и первый противоточные теплообменные аппараты, и при выходе из блока сжижения, через смеситель, замыкая цикл, подключен на вход блока компрессии, кроме этого, к выходу фазового сепаратора подключен трубопровод обратного потока с паровой фазой, который проходит последовательно через второй, дополнительный и первый противоточные теплообменные аппараты и при выходе из блока сжижения делится на две ветви: первая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока компрессии, а вторая ветвь трубопровода обратного потока подключена на вход блока газовой электростанции, при этом от трубопровода обратного потока на выходе из фазового сепаратора ответвляется вспомогательная ветвь, подключенная на вход ректификационной колонны модуля удаления инертных газов, а от трубопровода с жидкой фазой перед дроссельным вентилем ответвляется дополнительная ветвь, подключенная на вход дроссельного клапана модуля и через конденсатор - к ректификационной колонне, при этом выходы конденсатора и ректификационной колонны подсоединены ко входу криогенной емкости для сжиженного природного газа.2. Block-type natural gas liquefaction complex, connected to a natural gas supply pipeline, containing combined purification, compression, liquefaction unit, gas power station unit, mixer and cryogenic tank for liquefied natural gas interconnected by pipelines for supplying and discharging natural gas the compression unit is connected to the unit of air-cooling units and contains two, but not limited to, parallel-connected compressors, and a refrigeration unit is connected to the liquefaction unit machines, in addition, the liquefaction unit contains an inert gas removal module, a throttle ejector, a throttle valve, a throttle valve, a phase separator with a liquid level sensor, a gas flow temperature sensor, and first and second countercurrent heat exchangers connected in series, between countercurrent heat exchangers the first and second auxiliary heat exchangers are connected in series to them, each of which is connected by pipelines for supplying, discharging the coolant with the refrigeration unit m machines, while between the auxiliary heat exchangers an additional countercurrent heat exchanger is connected in series to them, and the liquid phase level and gas flow temperature sensors are electrically connected to the control mechanisms of the throttle valve and throttle valve, respectively, while the inert gas removal module contains a distillation column with a condenser and the butterfly valve of the module, in addition, the natural gas supply pipe after the complex purification unit passes through Without a mixer, it is connected to the inlet of the compression unit, at the outlet of which the natural gas supply line with direct flow passes sequentially through the first countercurrent, first auxiliary, additional, second auxiliary and second counterflow heat exchangers of the liquefaction unit, after which the direct flow pipeline through the throttle ejector connected to the input of the phase separator, at the output of which a direct flow pipeline with a liquid phase through the throttle valve is connected to the input of the cryogenic tank In order to direct liquefied natural gas to the consumer, the upper exit of the cryogenic tank and the inlet of the throttle ejector are connected by a steam exhaust pipe, and a gas flow temperature sensor is installed on the direct flow pipeline at the outlet of the second counterflow heat exchanger, also at the exit of the second counterflow heat exchanger from the direct flow pipeline branches the additional flow pipeline, which is connected to the inlet of the throttle valve, after which it passes sequentially oh, additional and first counterflow heat exchangers, and when exiting the liquefaction unit, through the mixer, closing the cycle, it is connected to the input of the compression unit, in addition, a return flow pipe with a vapor phase, which passes sequentially through the second, additional, is connected to the output of the phase separator and the first counterflow heat exchangers and when leaving the liquefaction unit is divided into two branches: the first branch of the return flow pipe is connected to the input of the compression unit, and the second branch of the return pipe the flow path is connected to the inlet of the gas power plant unit, while an auxiliary branch branches off from the return flow pipeline at the outlet of the phase separator, connected to the input of the distillation column of the inert gas removal module, and an additional branch branches out from the pipeline with the liquid phase in front of the throttle valve, connected to the throttle input the module valve and through the condenser to the distillation column, while the outputs of the condenser and distillation column are connected to the input of the cryogenic tank for liquefied natural gas.
RU2019115055A 2019-05-16 2019-05-16 Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions) RU2715805C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019115055A RU2715805C1 (en) 2019-05-16 2019-05-16 Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019115055A RU2715805C1 (en) 2019-05-16 2019-05-16 Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2715805C1 true RU2715805C1 (en) 2020-03-03

Family

ID=69768332

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019115055A RU2715805C1 (en) 2019-05-16 2019-05-16 Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2715805C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6023942A (en) * 1997-06-20 2000-02-15 Exxon Production Research Company Process for liquefaction of natural gas
RU2180082C1 (en) * 2001-06-07 2002-02-27 Государственное унитарное дочернее предприятие "Московский газоперерабатывающий завод" Methane liquefying plant primarily for gas-filling stations of vehicles
RU2272228C1 (en) * 2005-03-30 2006-03-20 Анатолий Васильевич Наумейко Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device
RU2355959C1 (en) * 2007-10-15 2009-05-20 Открытое акционерное общество криогенного машиностроения (ОАО "Криогенмаш") Method of natural gas low-boiling components extraction during gas liquefaction in closed loop and installation for its implementation
EA026072B1 (en) * 2010-07-29 2017-02-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Plant and method for liquefied natural gas production

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6023942A (en) * 1997-06-20 2000-02-15 Exxon Production Research Company Process for liquefaction of natural gas
RU2180082C1 (en) * 2001-06-07 2002-02-27 Государственное унитарное дочернее предприятие "Московский газоперерабатывающий завод" Methane liquefying plant primarily for gas-filling stations of vehicles
RU2272228C1 (en) * 2005-03-30 2006-03-20 Анатолий Васильевич Наумейко Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device
RU2355959C1 (en) * 2007-10-15 2009-05-20 Открытое акционерное общество криогенного машиностроения (ОАО "Криогенмаш") Method of natural gas low-boiling components extraction during gas liquefaction in closed loop and installation for its implementation
EA026072B1 (en) * 2010-07-29 2017-02-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Plant and method for liquefied natural gas production

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2636966C1 (en) Method for production of liquefied natural gas
RU2170894C2 (en) Method of separation of load in the course of stage-type cooling
JP6629431B2 (en) Conversion of waste heat of gas processing plant to electric power based on organic Rankine cycle
RU2121637C1 (en) Method and device for cooling fluid medium in liquefying natural gas
RU2241181C2 (en) Method for liquefying gaseous substance (variants) and device for its implementation (variants)
RU2541360C1 (en) Liquefied natural gas production method and complex for its implementation
CN107614994B (en) Mixed refrigerant liquefaction system and method
RU2395765C2 (en) Plant and device for liquefaction of natural gas
US9528758B2 (en) Method and system for regulation of cooling capacity of a cooling system based on a gas expansion process
RU2304746C2 (en) Method and device for liquefying natural gas
CN111108178A (en) Conversion of natural gas condensate fractionation plant waste heat to cooling capacity using a kalina cycle
RU2533044C2 (en) Method and device for cooling flow of gaseous hydrocarbons
EA007310B1 (en) Process and apparatus for liquefying natural gas
KR102493917B1 (en) gas production system
BR112019017533B1 (en) NATURAL GAS BLENDING SYSTEM
CN217483101U (en) Coil type heat exchanger unit
RU2676829C1 (en) Associated petroleum gas topping plant
RU2641410C1 (en) Method of production of liquefied natural gas and compressed natural gas at the gas distributing station and complex for its implementation
RU2715805C1 (en) Natural gas liquefaction complex with inertial removal module (versions)
RU2715806C1 (en) Natural gas liquefaction complex with a low-temperature complex treatment unit
CN111183209A (en) Simultaneous conversion of natural gas condensate fractionation plant waste heat to power and cooling capacity using a modified Gauss Watt Meter System
RU2719533C1 (en) Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation
RU2344360C1 (en) Method of gas liquefaction and installation for this effect
US1864585A (en) Art of rectifying mixed gases
RU2714088C1 (en) Natural gas liquefaction complex (versions)