RU2738531C1 - Integrated cooling unit of natural gas - Google Patents
Integrated cooling unit of natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738531C1 RU2738531C1 RU2020107902A RU2020107902A RU2738531C1 RU 2738531 C1 RU2738531 C1 RU 2738531C1 RU 2020107902 A RU2020107902 A RU 2020107902A RU 2020107902 A RU2020107902 A RU 2020107902A RU 2738531 C1 RU2738531 C1 RU 2738531C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- natural gas
- gas
- heat exchanger
- flow
- Prior art date
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"
- 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
Abstract
Description
Изобретение относится к установке охлаждения природного газа и может быть использовано в составе комплексов, объединяющих газоперерабатывающие и газохимические предприятия.The invention relates to a natural gas cooling unit and can be used as part of complexes that combine gas processing and gas chemical enterprises.
Перед подачей в магистральный газопровод природный газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (далее АВО) до 20-40°С из-за его нагрева при компримировании на дожимных компрессорных станциях (далее ДКС), вызывающего уменьшение плотности газа, увеличение его скорости и опосредованно увеличение перепада давления на транспортирование. Однако из-за низкого коэффициента теплопередачи в системе «воздух-природный газ» для АВО требуется большая поверхность теплопередачи. Кроме того, в связи с сезонными изменениями температуры воздуха АВО в летний период не обеспечивают требуемую температуру природного газа на входе в магистральный газопровод, что увеличивает энергозатраты на перекачку газа и мощность компрессоров.Before being fed into the main gas pipeline, natural gas is cooled in air coolers (hereinafter AVO) to 20-40 ° C due to its heating when compressed at booster compressor stations (hereinafter BCS), which causes a decrease in gas density, an increase in its speed and an indirect increase in the drop pressure on transportation. However, due to the low heat transfer coefficient in the air-natural gas system, the air cooling unit requires a large heat transfer surface. In addition, due to seasonal changes in air temperature, AVOs do not provide the required temperature of natural gas at the entrance to the main gas pipeline in the summer, which increases energy consumption for gas pumping and compressor capacity.
Известна установка охлаждения природного газа, содержащая трубчатые теплообменные секции с транспортируемым природным газом, помещенные в корпус, расположенный на вертикальных стойках, выполненный в виде цилиндра, заполненного жидким теплоносителем и охваченного кожухом, при этом вертикально ориентированные трубки теплообменника встроены в корпус для прохода воздуха, охлаждающего жидкий теплоноситель, над корпусом установлен вытяжной вентилятор, снабженный частотным преобразователем, диаметр корпуса выбран равным диаметру лопастей, внутренняя поверхность корпуса снабжена ультразвуковыми излучателями (патент на полезную модель RU 184773 U1, МПК F28D 15/02, заявлен 15.06.2018 г., опубликован 08.11.2018 г.). Недостатками данной полезной модели являются:Known installation for cooling natural gas, containing tubular heat-exchange sections with transported natural gas, placed in a housing located on vertical racks, made in the form of a cylinder filled with a liquid coolant and covered by a casing, while vertically oriented heat exchanger tubes are built into the housing for the passage of cooling air liquid heat carrier, an exhaust fan equipped with a frequency converter is installed above the casing, the casing diameter is chosen equal to the blades diameter, the inner surface of the casing is equipped with ultrasonic emitters (utility model patent RU 184773 U1, IPC F28D 15/02, declared 06/15/2018, published 11/08 .2018). The disadvantages of this utility model are:
- использование дополнительного жидкого теплоносителя;- use of an additional liquid heat carrier;
- сезонные ограничения температуры охлаждения природного газа;- seasonal limitations of natural gas cooling temperature;
- потеря эффективности охлаждения из-за наличия промежуточного хладагента.- loss of cooling efficiency due to the presence of an intermediate refrigerant.
Известен способ охлаждения углеводородного потока, который включает, по меньшей мере, следующие этапы:A known method for cooling a hydrocarbon stream, which includes at least the following steps:
(a) подачу потока холодильного агента;(a) supplying a refrigerant stream;
(b) пропускание потока холодильного агента, по меньшей мере, через три этапа теплообмена при различных уровнях давления;(b) passing the refrigerant stream through at least three heat exchange stages at different pressure levels;
(c) пропускание углеводородного потока, по меньшей мере, через два этапа теплообмена этапа (b);(c) passing the hydrocarbon stream through at least two heat exchange stages of step (b);
(d) расширение и испарение части потока холодильного агента на каждом этапе теплообмена этапа (с) до другого давления с получением первого потока испарившегося холодильного агента при первом давлении выпаривания, и, по меньшей мере, двух других потоков испарившегося холодильного агента при давлении ниже первого давления выпаривания;(d) expanding and vaporizing a portion of the refrigerant stream in each heat exchange step of step (c) to a different pressure to obtain a first vaporized refrigerant stream at a first vaporization pressure, and at least two other vaporized refrigerant streams at a pressure below the first pressure evaporation;
(e) сжатие первого потока испарившегося холодильного агента в ступени компрессора наивысшего давления с получением, по меньшей мере, части потока холодильного агента при давлении холодильного агента этапа (а);(e) compressing the first vaporized refrigerant stream in the highest pressure compressor stage to obtain at least a portion of the refrigerant stream at the refrigerant pressure of step (a);
(f) сжатие других потоков испарившегося холодильного агента в, по меньшей мере, двух параллельных ступенях компрессора пониженного давления с получением двух или больше частично сжатых потоков холодильного агента;(f) compressing other evaporated refrigerant streams in at least two parallel reduced pressure compressor stages to produce two or more partially compressed refrigerant streams;
(g) пропускание всех частично сжатых потоков холодильного агента через ступень компрессора наивысшего давления этапа (е) (патент на изобретение RU 2499962 А, МПК F25J 1/02, заявлен 02.12.2008 г., опубликован 27.11.2013 г.). Недостатками данного изобретения являются:(g) passing all partially compressed refrigerant streams through the high pressure compressor stage of stage (e) (patent for invention RU 2499962 A, IPC F25J 1/02, filed 02.12.2008, published 27.11.2013). The disadvantages of this invention are:
- использование дополнительного холодильного агента;- use of an additional refrigerant;
- техническая сложность способа (три теплообменных аппарата, три ступени компримирования).- the technical complexity of the method (three heat exchangers, three stages of compression).
Известен способ охлаждения углеводородного потока, например, природного газа, включающий следующие стадии:A known method for cooling a hydrocarbon stream, for example, natural gas, includes the following stages:
(a) теплообмен углеводородного потока с потоком первого хладагента;(a) heat exchange of the hydrocarbon stream with the first refrigerant stream;
(b) сжатие, по крайней мере, частично испаренного потока хладагента с использованием одного или более компрессоров;(b) compressing the at least partially vaporized refrigerant stream using one or more compressors;
(c) охлаждение потока сжатого хладагента окружающей средой после одного или более сжатий;(c) cooling the compressed refrigerant stream with the environment after one or more compressions;
(d) динамическое расширение потока охлажденного сжатого хладагента со стадии (с) с образованием расширенного потока хладагента;(d) dynamically expanding the cooled compressed refrigerant stream from step (c) to form an expanded refrigerant stream;
(e) дополнительное охлаждение расширенного потока хладагента с получением, по крайней мере, частично конденсированного потока хладагента (патент на изобретение RU 2467268 С2, МПК F25J 1/02, заявлен 23.01.2008 г, опубликован 20.11.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:(e) additional cooling of the expanded refrigerant stream to obtain at least partially condensed refrigerant stream (patent for invention RU 2467268 C2, IPC F25J 1/02, filed on January 23, 2008, published on November 20, 2012). The disadvantages of this invention are:
- использование двух потоков хладагента;- use of two streams of refrigerant;
- сложность управления процессом охлаждения в двух взаимосвязанных контурах хладагентов;- the complexity of the refrigeration process control in two interconnected refrigerant circuits;
- использование многопоточных теплообменных аппаратов сложного конструктивного исполнения.- use of multi-flow heat exchangers of complex design.
При создании заявляемого изобретения была поставлена задача разработки интегрированной установки захолаживания природного газа, обеспечивающей уменьшение энергозатрат за счет подачи природного газа при пониженной температуре в летнее время в магистральный газопровод, а в остальное время - на выработку сжиженного природного газа.When creating the claimed invention, the task was set to develop an integrated unit for chilling natural gas, providing a decrease in energy consumption due to the supply of natural gas at a low temperature in the summer to the main gas pipeline, and the rest of the time - for the production of liquefied natural gas.
Поставленная задача решается за счет того, что интегрированная установка захолаживания природного газа, включающая рекуперативный теплообменник, детандер и систему трубопроводов, подключается к трубопроводу природного газа на выходе дожимной компрессорной станции вспомогательным входным трубопроводом, по которому часть потока теплого природного газа высокого давления подают на интегрированную установку и делят на два потока: первый поток по первому трубопроводу направляют на вход детандера для расширения и охлаждения, при этом выход детандера вторым трубопроводом подключают к первому входу рекуперативного теплообменника, второй поток по третьему трубопроводу направляют ко второму входу рекуперативного теплообменника для охлаждения потоком расширенного и охлажденного природного газа, первый поток через первый выход рекуперативного теплообменника поступает на дожимную компрессорную станцию по четвертому трубопроводу, второй поток через второй выход рекуперативного теплообменника направляют на смешение с газом, поступающим в магистральный газопровод, по пятому трубопроводу и/или с газом, поступающим на выработку сжиженного природного газа, по шестому трубопроводу.The task is solved due to the fact that an integrated natural gas chilling unit, including a recuperative heat exchanger, an expander and a pipeline system, is connected to the natural gas pipeline at the outlet of the booster compressor station with an auxiliary inlet pipeline, through which part of the stream of high-pressure warm natural gas is supplied to the integrated unit and is divided into two streams: the first flow through the first pipeline is directed to the expander inlet for expansion and cooling, while the expander outlet by the second pipeline is connected to the first inlet of the recuperative heat exchanger, the second flow through the third pipeline is directed to the second inlet of the recuperative heat exchanger for cooling by the expanded and cooled stream natural gas, the first flow through the first outlet of the recuperative heat exchanger enters the booster compressor station through the fourth pipeline, the second flow through the second outlet of the recuperative heat exchanger is directed are mixed with gas entering the main gas pipeline through the fifth pipeline and / or with gas supplied to the production of liquefied natural gas through the sixth pipeline.
Основное преимущество разработанной интегрированной установки захолаживания природного газа заключается в том, что для ее работы не требуются дополнительные хладагенты: используется сам природный газ. Установка является бифункциональной, так как в летнее время, когда АВО ДКС не могут обеспечить требуемую степень охлаждения природного газа для его экономной транспортировки по магистральному газопроводу, захолаживает транспортируемый природный газ, а в остальное время при эффективной работе АВО ДКС может дополнительно захолаживать поток, поступающий на выработку сжиженного природного газа.The main advantage of the developed integrated natural gas cooling unit is that its operation does not require additional refrigerants: natural gas itself is used. The unit is bifunctional, since in the summer, when the AVO BCS cannot provide the required degree of natural gas cooling for its economical transportation through the main gas pipeline, it cools down the transported natural gas, and the rest of the time, with the efficient operation of the ABO BCS, it can additionally cool down the flow entering liquefied natural gas production.
Оценочно часть теплого природного газа высокого давления Y, поступающая на интегрированную установку по входному вспомогательному трубопроводу, балансовое количество частично нагретого холодного природного газа низкого давления X, поступающее на ДКС, и расход захоложенного природного газа Z, отводимого в магистральный газопровод в летнее время, можно рассчитать исходя из системы модифицированных уравнений теплового баланса для 100 кг природного газа, получаемого на газоперерабатывающем заводе и поступающего на ДКС:Estimated part of the warm high-pressure natural gas Y supplied to the integrated unit through the inlet auxiliary pipeline, the balance amount of partially heated cold low-pressure natural gas X supplied to the booster compressor station, and the flow rate of cooled natural gas Z discharged into the main gas pipeline in summer time can be calculated based on the system of modified heat balance equations for 100 kg of natural gas produced at the gas processing plant and supplied to the booster compressor station:
где tABO - температура природного газа после АВО ДКС, °С;where t ABO is the natural gas temperature after the AVO BCS, ° С;
tзпг - температура захоложенного природного газа, °C;t Зпг - temperature of cooled natural gas, ° C;
tмг - температура природного газа, которую необходимо поддерживать на входе в магистральный газопровод, °С;t mg is the temperature of natural gas, which must be maintained at the entrance to the main gas pipeline, ° С;
tвд - температура природного газа на выходе из детандера, °С;t vd - temperature of natural gas at the expander outlet, ° С;
tврт - температура частично нагретого холодного природного газа низкого давления на выходе из рекуперативного теплообменника, °С.t WRT - temperature of partially heated cold natural gas of low pressure at the outlet of the recuperative heat exchanger, ° С.
Аналогичный подход к определению материальных потоков установки может быть использован и для природного газа, поступающего на выработку сжиженного природного газа.A similar approach to determining the material flows of the installation can be used for natural gas supplied to the production of liquefied natural gas.
Целесообразно на валу детандера установить компрессор, тогда первый поток природного газа после рекуперативного теплообменника поступает на вход компрессора для компримирования и последующего охлаждения с помощью АВО, а затем по вспомогательному выходному трубопроводу - на ДКС на вторую ступень сжатия природного газа, что позволяет снизить мощность первой ступени.It is advisable to install a compressor on the expander shaft, then the first flow of natural gas after the recuperative heat exchanger enters the compressor inlet for compression and subsequent cooling using the AVO, and then through the auxiliary outlet pipeline to the booster compressor station to the second stage of natural gas compression, which allows to reduce the power of the first stage ...
Возможен вариант работы установки, когда на валу детандера устанавливают генератор электроэнергии, что позволяет дополнительно производить электроэнергию для производственных нужд, при этом первый поток природного газа низкого давления поступает после рекуперативного теплообменника на первую ступень сжатия ДКС.It is possible to operate the unit when an electric power generator is installed on the expander shaft, which makes it possible to additionally produce electricity for industrial needs, while the first low-pressure natural gas flow enters the first compression stage of the booster compressor station after the recuperative heat exchanger.
В качестве альтернативного варианта исполнения интегрированной установки захолаживания вместо детандера можно использовать дроссельный клапан Джоуля-Томсона.Alternatively, a Joule-Thomson butterfly valve can be used instead of an expander for an integrated chill-down unit.
Полезно интегрированную установку использовать в летнее время - для охлаждения газа, поступающего в магистральный газопровод, а в зимнее время - для охлаждения газа, поступающего на выработку сжиженного природного газа.It is useful to use the integrated unit in the summer - for cooling the gas entering the main gas pipeline, and in the winter - for cooling the gas supplied to the liquefied natural gas production.
На фигуре представлена принципиальная схема одного из вариантов реализации интегрированной установки захолаживания природного газа с использованием следующих обозначений:The figure shows a schematic diagram of one of the embodiments of an integrated natural gas chilling unit using the following designations:
1-12 - трубопроводы;1-12 - pipelines;
100 - ДКС;100 - DCS;
200 - интегрированная установка захолаживания газа;200 - integrated gas cooling unit;
201 - детандер;201 - expander;
202 - рекуперативный теплообменник;202 - recuperative heat exchanger;
203 - компрессор;203 - compressor;
204 - АВО;204 - AVO;
205, 206 - клапан;205, 206 - valve;
300 - магистральный газопровод.300 - main gas pipeline.
Подготовленный природный газ с газоперерабатывающего завода по трубопроводу 1 под давлением 2,5 МПа при температуре 20°С поступает на ДКС 100, где обеспечивается его двухступенчатое сжатие (на первой ступени до 6,0 МПа, на второй ступени до 9,5 МПа), и в виде товарного топливного газа под давлением 9,5 МПа при температуре 40°С по трубопроводу 12 направляется в магистральный газопровод 300 для дальнейшей подачи потребителям. При этом предусмотрена подача одной части природного газа по трубопроводу 10 на выработку сжиженного природного газа и другой - по вспомогательному входному трубопроводу 2 на интегрированную установку захолаживания газа 200. Часть товарного топливного газа в виде теплого природного газа высокого давления, поступающую по трубопроводу 2 на интегрированную установку захолаживания газа 200, разделяют на два потока. Первый поток под давлением 9,5 МПа с температурой 40°С направляется на вход детандера 201 для расширения до давления 3,1 МПа и охлаждения до температуры минус 30°С. Выход детандера 201 трубопроводом 3 подключен к первому входу рекуперативного теплообменника 202. Второй поток по трубопроводу 7 направляется ко второму входу рекуперативного теплообменника 202 для охлаждения расширенным и охлажденным газом трубопровода 3, после чего выводится через второй выход рекуперативного теплообменника 202 под давлением 9,5 МПа с температурой 20°С и направляется на смешение с газом, поступающим в магистральный газопровод 300, по трубопроводу 8, и/или с газом, поступающим на выработку сжиженного природного газа, по трубопроводу 9. Для переключения подачи газа из рекуперативного теплообменника 202 в трубопроводы 8 и 9 используют клапаны 205 и 206, соответственно. Через первый выход рекуперативного теплообменника 202 по трубопроводу 4 первый поток под давлением 3,1 МПа с температурой 21°С поступает сначала на вход компрессора 203 для компримирования до давления 6 МПа с нагревом до температуры 72°С, а затем по трубопроводу 5 в АВО 204, откуда по вспомогательному выходному трубопроводу 6 охлажденный до 40°С газ возвращается на вторую ступень сжатия ДКС 100. Возможен вариант работы интегрированной установки без включения компрессора 203 (например, при генерации электроэнергии), тогда газ после рекуперативного теплообменника 202 поступает по трубопроводу 11 на первую ступень сжатия ДКС 100.Prepared natural gas from the gas processing plant through pipeline 1 under a pressure of 2.5 MPa at a temperature of 20 ° C is supplied to the
Пример 1. В летнее время при обеспечении температуры природного газа на входе в магистральный газопровод tмг = 30°C с температурой природного газа после АВО ДКС tABO = 40°С согласно схеме, приведенной на фигуре, температуры потоков природного газа составят:Example 1. In the summer, when the temperature of natural gas at the entrance to the main gas pipeline is ensured t mg = 30 ° C with the temperature of natural gas after the AVO BCS t ABO = 40 ° C according to the diagram shown in the figure, the temperatures of natural gas flows will be:
tABO = 40°С;t ABO = 40 ° C;
tзпг = 20°С;t zpg = 20 ° C;
tмг = 30°С;t mg = 30 ° C;
tвд = минус 30°С;t vd = minus 30 ° C;
tврт = 21°С.t WRT = 21 ° C.
При выполнении расчета по системе уравнений (1) для 100 кг/ч товарного топливного газа в виде сжатого природного газа, направляемого из ДКС 100 по трубопроводу 12 в магистральный газопровод 300, внутренние потоки установки захолаживания природного газа составляют: X=24 кг/ч, Y=74 кг/ч, Z=50 кг/ч. При расходе топливного газа, отличного от 100 кг/ч, значения X, Y, Z изменяются пропорционально. Использование заявляемого изобретения в летнее время позволяет сократить энергозатраты на компенсацию потерь напора по преодолению сил трения на 15% или увеличить дальность транспортировки газа на 5% при сохранении потерь напора по магистральному газопроводу.When performing the calculation according to the system of equations (1) for 100 kg / h of commercial fuel gas in the form of compressed natural gas directed from the
Пример 2. В зимнее время при обеспечении температуры природного газа, поступающего на выработку сжиженного природного газа, 20°C с температурой природного газа после АВО ДКС tABO=30°С согласно системе уравнений (1) и тепловому балансу рекуперативного теплообменника балансовое количество частично нагретого до 21°С холодного природного газа низкого давления X, поступающее в компрессор после рекуперативного теплообменника, составляет 24,4 кг/ч. Использование заявляемого изобретения позволит сократить энергозатраты на сжижение природного газа на 1-2%.Example 2. In winter, when the temperature of natural gas supplied to the production of liquefied natural gas is ensured, 20 ° C with the temperature of natural gas after the ABO BCS t ABO = 30 ° C according to the system of equations (1) and the heat balance of the recuperative heat exchanger, the balance amount of partially heated up to 21 ° C cold low pressure natural gas X entering the compressor after the recuperative heat exchanger is 24.4 kg / h. The use of the claimed invention will reduce energy consumption for natural gas liquefaction by 1-2%.
Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает уменьшение энергозатрат за счет подачи природного газа при пониженной температуре в летнее время - в магистральный газопровод, а в остальное время - на выработку сжиженного природного газа.Thus, the claimed invention provides a reduction in energy consumption due to the supply of natural gas at a low temperature in the summer - to the main gas pipeline, and the rest of the time - for the production of liquefied natural gas.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020107902A RU2738531C1 (en) | 2020-02-21 | 2020-02-21 | Integrated cooling unit of natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020107902A RU2738531C1 (en) | 2020-02-21 | 2020-02-21 | Integrated cooling unit of natural gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2738531C1 true RU2738531C1 (en) | 2020-12-14 |
Family
ID=73835164
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020107902A RU2738531C1 (en) | 2020-02-21 | 2020-02-21 | Integrated cooling unit of natural gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2738531C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6220052B1 (en) * | 1999-08-17 | 2001-04-24 | Liberty Fuels, Inc. | Apparatus and method for liquefying natural gas for vehicular use |
RU2306500C1 (en) * | 2006-02-01 | 2007-09-20 | ЗАО "Криогаз" | Natural gas liquefaction method |
WO2014128408A2 (en) * | 2013-02-20 | 2014-08-28 | Cryostar Sas | Station for reducing gas pressure and liquefying gas |
RU2671665C1 (en) * | 2017-12-20 | 2018-11-06 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options) |
RU2684232C1 (en) * | 2018-02-12 | 2019-04-05 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Installation and method of liquefying natural gas |
-
2020
- 2020-02-21 RU RU2020107902A patent/RU2738531C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6220052B1 (en) * | 1999-08-17 | 2001-04-24 | Liberty Fuels, Inc. | Apparatus and method for liquefying natural gas for vehicular use |
RU2306500C1 (en) * | 2006-02-01 | 2007-09-20 | ЗАО "Криогаз" | Natural gas liquefaction method |
WO2014128408A2 (en) * | 2013-02-20 | 2014-08-28 | Cryostar Sas | Station for reducing gas pressure and liquefying gas |
RU2671665C1 (en) * | 2017-12-20 | 2018-11-06 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options) |
RU2684232C1 (en) * | 2018-02-12 | 2019-04-05 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Installation and method of liquefying natural gas |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Austin et al. | Transcritical carbon dioxide heat pump systems: A review | |
US7971424B2 (en) | Heat cycle system and composite heat cycle electric power generation system | |
US7398642B2 (en) | Gas turbine system including vaporization of liquefied natural gas | |
US20020148225A1 (en) | Energy conversion system | |
US20150345834A1 (en) | Refrigeration and/or liquefaction device, and corresponding method | |
CN101832684B (en) | CO2 heat pump system with heating/cooling balance and realization method thereof | |
AU2018325293A1 (en) | A combined heat recovery and chilling system and method | |
CN104884877A (en) | Improvements in refrigeration | |
CN107345728A (en) | A kind of cold energy of liquefied natural gas peculiar to vessel is used for the System and method for of freezer refrigerating | |
Shuailing et al. | A review of reverse Brayton air cycle refrigerators | |
CN105352213A (en) | Steam and air cascade refrigerating system | |
CN101586482B (en) | Low-temperature type engine and heat regenerating method thereof | |
CN209279430U (en) | A kind of refrigeration equipment producing liquefied natural gas | |
RU2738531C1 (en) | Integrated cooling unit of natural gas | |
CN102410664A (en) | Novel air energy refrigeration device | |
US6170290B1 (en) | Refrigeration process and plant using a thermal cycle of a fluid having a low boiling point | |
CN107702429B (en) | Energy efficiency improving device and method for liquid air energy storage system | |
CN114370391A (en) | Supercritical compressed air energy storage system | |
US10557414B1 (en) | Combined cycle energy recovery method and system | |
CN202598939U (en) | Refrigerating unit | |
CN102721223A (en) | Novel refrigerating machine | |
CN207113283U (en) | Novel waste heat refrigerating plant | |
US20210025372A1 (en) | Meshod and device to produce alternative energy based on strong compression of atmospheric air | |
RU2258186C1 (en) | Natural gas liquefaction method | |
CN110375454B (en) | Natural gas pressure energy refrigerating system |