RU2772461C2 - Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления - Google Patents
Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2772461C2 RU2772461C2 RU2020137750A RU2020137750A RU2772461C2 RU 2772461 C2 RU2772461 C2 RU 2772461C2 RU 2020137750 A RU2020137750 A RU 2020137750A RU 2020137750 A RU2020137750 A RU 2020137750A RU 2772461 C2 RU2772461 C2 RU 2772461C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flow
- main
- compressor
- stream
- Prior art date
Links
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 11
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 238000011068 load Methods 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N Isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008079 hexane Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N hexane Substances CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 235000009825 Annona senegalensis Nutrition 0.000 description 1
- 240000007313 Tilia cordata Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано в процессах сжижения природного газа как на компрессорных станциях, так и на газораспределительных станциях магистральных газопроводов. Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления заключается в том, что компримированный газ с выхода основного компрессора охлаждают в теплообменниках, редуцируют и направляют в промежуточный сепаратор, продукционный поток из которого охлаждают в теплообменниках, редуцируют и направляют в основной сепаратор. За счет паровой фазы из основного сепаратора формируют обратный поток, последовательно проводят его через теплообменники и подают на вход компрессора. Сжиженную часть газа, которая осталась в основном сепараторе, в обратном потоке компенсируют подачей осушенного и очищенного входного газа, который разделяют на два потока в подпиточной вихревой трубе. Холодный поток из вихревой трубы смешивают с основной частью обратного потока и используют для охлаждения прямого потока, идущего на сжижение. Горячий поток из вихревой трубы охлаждают в АВО, смешивают с основной частью обратного потока и подают на вход компрессора. Техническим результатом является уменьшение потерь ПГ и снижение энергозатрат компрессора. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл.
Description
Предлагаемое изобретение относится к газовой промышленности, в частности к технике и технологии сжижения природного газа (далее - ПГ) прежде всего на установках малой и средней производительности и может быть использовано в процессах сжижения ПГ как на компрессорных станциях, так и на газораспределительных станциях магистральных газопроводов.
Получение сжиженного природного газа (далее - СПГ) с помощью блока компримирования, в том числе, может осуществляться на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (далее - АГНКС), с неполной загруженностью компрессорных установок, а также с располагаемым перепадом давления, достаточным для организации цикла охлаждения. В большинстве случаев, в основе цикла, используемого для сжижения ПГ на АГНКС лежит дроссельный цикл Линде.
От способа расширения рабочего тела зависит температурный уровень дополнительного охлаждающего потока. Так, например, расширение в вихревой трубе сочетает простоту дросселя и повышенную, по сравнению с ним, температурную эффективность, что обуславливает довольно широкое распространение вихревых труб в малотоннажных установках сжижения ПГ.
Известны способы сжижения ПГ в однопоточных циклах высокого давления, работающие на разделении потока газа в вихревых трубах на несколько потоков.
Например, способ и устройство для сжижения ПГ (патент РФ на изобретение №2285212, опубл. 10.10.2006 г.), включающий очистку нерасширившегося газа от примесей, разделение его на потоки. Первый поток нерасширившегося газа охлаждают в разделительной вихревой трубе с разделением на охлажденный и подогретый газ при отношении массовых расходов охлажденного газа на выходе из трубы и общего газа, поступающего в нее, 0,4-0,7. При этом, охлажденный газ из вихревой трубы отводят к потребителю редуцированного газа. Второй поток нерасширившегося газа подают на сжижение: охлаждают в рекуперативном теплообменном аппарате, дросселируют и собирают образовавшийся конденсат в накопительной емкости. Нерасширившийся газ разделяют на три потока, при этом, третий поток охлаждают в вихревой трубе с дополнительным потоком. При этом, охлажденный газ из нее дросселируют, пропускают по тракту рекуперативного теплообменного аппарата, тем самым, частично охлаждая нерасширившийся поток газа, подаваемый на сжижение, и отводят к потребителю редуцированного газа. Подогретый газ из нее отводят к потребителю редуцированного газа более высокого давления, при этом, охлажденный газ из разделительной вихревой трубы первого потока перед отводом к потребителю редуцированного газа пропускают по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов, частично охлаждая нерасширившийся поток газа, подаваемый на сжижение, а подогретый газ из нее дросселируют, охлаждают в теплообменном аппарате и подают в качестве дополнительного потока в вихревую трубу с дополнительным потоком. Второй поток нерасширившегося газа перед дросселированием подают на сжижение по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов, при этом, отношение массовых расходов газа, подаваемого на сжижение, к общему расходу газа, поступающего в вихревые трубы, составляет 0,07-0,22.
Недостатком способа по вышеуказанному патенту РФ №2285212 является то, что на редуцирование в вихревую трубу подается часть общего потока газа поэтому сжижению подвергается только часть потока газа. Для сжижения потока ПГ используется только энергия удаленного источника (компрессора).
Известен способ работы устройства для ожижения газа и устройство для ожижения газа (патент РФ на изобретение №2191957, опубл. 27.10.2002 г.). Способ работы устройства для ожижения газа, включающий разделение исходного потока сжатого газа на две части, охлаждение первой части в рекуперативном теплообменнике, а второй части - в охладителе с последующим их смешением, расширением и отделением образовавшейся жидкой фазы от газообразной фазы, которую подают в теплообменник обратным потоком. Перед охлаждением первую часть исходного потока подают в вихревую трубу, из которой отводят холодный и горячий потоки, при этом горячий поток охлаждают в теплообменнике, например, наружного охлаждения и направляют в рекуперативный теплообменник прямым потоком, а холодный поток подмешивают к одному из потоков рекуперативного теплообменника. Давление второй части исходного потока после охладителя срабатывают во второй вихревой трубе, из которой отводят холодный и горячий потоки.
Однако в способе работы устройства по вышеуказанному патенту РФ №2191957 горячий поток из второй вихревой трубы сразу сбрасывается на выход, таким образом используется только половина потока. Способ охлаждения потока газа за счет атмосферного тепла имеет малую эффективность, за исключением зимних периодов, это связано с высокой недорекуперацией, характерной для аппаратов воздушного охлаждения (далее - АВО), которая составляет примерно 20°С.
Наиболее близкой к заявляемому техническому решению является установка сжижения ПГ на базе АГНКС с использованием «открытого цикла Клименко» (И.Ф. Кузьменко, А.Л. Довбиш, Р.В. Дарбинян и др. Научная статья «Эффективная установка сжижения природного газа на базе АГНКС с использованием «открытого цикла Клименко». Журнал Технические газы 2006. - №4, с. 25-28), в которой сжатый до давления 19-20 МПа ПГ после охлаждения и отделения масла во влагомаслоотделителях компрессорной установки подвергают осушке в адсорбционном блоке и направляют в первый теплообменник. В нем ПГ охлаждают до температуры 200…230 К и дросселируют в первом дросселе. Образовавшуюся после дросселирования газожидкостную смесь разделяют в первом сепараторе. Паровую фазу направляют во второй и третий теплообменники для дальнейшего охлаждения, затем дросселируют ее в основном дросселе до давления обратного потока. Во втором сепараторе после этого отделяют СПГ, который отводят в хранилище. Пары из второго сепаратора, в качестве обратного потока, подают в третий теплообменник. Жидкую фракцию с высококипящими компонентами из первого сепаратора дросселируют через жидкостный дроссель, смешивают с обратным потоком. После этого полученную смесь направляют во второй и в первый теплообменники для рекуперации холода. В процессе работы в циркулирующем газе происходит накопление высококипящих компонентов. Для поддержания постоянным состава циркулирующего в цикле газа служит второй дроссель, через который отводят излишки высококипящих компонентов во второй сепаратор.
Недостатком цикла сжижения ПГ, принятого за прототип, является то, что необходимая производительность достигается за счет выполнения всей работы по сжижению газа компрессорами, входящими в состав установки сжижения ПГ, что приводит к увеличению энергозатрат.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности процесса сжижения - повышение сжижаемой доли прямого потока без использования дополнительного источника охлаждения - холодильной машины, а также увеличение энергоэффективности, путем снижения нагрузки на компрессор.
Техническим результатом, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, является уменьшение потерь ПГ и снижение энергозатрат компрессора.
Технический результат достигается тем, что компримированный газ с выхода основного компрессора охлаждают в теплообменниках, редуцируют до промежуточного давления и направляют в промежуточный сепаратор, продукционный поток из которого охлаждают в теплообменниках, редуцируют и направляют в основной сепаратор. За счет паровой фазы из основного сепаратора формируют обратный поток, последовательно проводят его через теплообменники и подают на вход компрессора. Сжиженную часть газа, которая осталась в основном сепараторе, в обратном потоке компенсируют подачей осушенного и очищенного входного газа, который разделяют на два потока в подпиточной вихревой трубе. Холодный поток, выходящий с холодного конца вихревой трубы, имеющий достаточно низкую температуру для эффективного охлаждения прямого потока, смешивают с основной частью обратного потока и используют для охлаждения прямого потока, идущего на сжижение. Горячий поток с горячего конца вихревой трубы, имеющий температуру выше температуры окружающей среды, охлаждают в АВО, смешивают с основной частью обратного потока и подают на вход компрессора.
Заявляемое изобретение поясняется графическими материалами, где на фиг. 1 показана схема сжижения природного газа с использованием вихревого охлаждения, на фиг. 2 показана схема потоков газа.
Согласно приведенной схеме сжижения ПГ объекты, участвующие в реализации способа по изобретению, включают в себя:
- входной поток;
- блок осушки природного газа;
- блок очистки природного газа;
- основной (трехступенчатый) компрессор;
- компрессор откачки паров;
- первый теплообменник;
- второй теплообменник;
- третий теплообменник;
- четвертый теплообменник;
- промежуточный сепаратор;
- основной сепаратор;
- продукционный поток;
- обратный поток газа;
- подпиточная вихревая труба;
- АВО;
- дополнительная вихревая труба;
- холодный конец подпиточной вихревой трубы;
- горячий конец подпиточной вихревой трубы;
- холодный конец дополнительной вихревой трубы;
- горячий конец дополнительной вихревой трубы;
- прямой поток газа.
На вышеуказанной фигуре 2 обозначены элементы:
K1 - первая ступень сжатия компрессора откачки паров;
K2 - вторая ступень сжатия компрессора откачки паров;
K3 - первая ступень сжатия основного компрессора;
K4 - вторая ступень сжатия основного компрессора;
K5 - третья ступень сжатия основного компрессора;
22-63 - точки для расчета давления, температуры и расхода газа.
Способ по изобретению осуществляется следующим образом. В режиме производства СПГ: прямой поток 21 компримированного газа высокого давления, например, 22,0 МПа, с выхода основного компрессора 4 охлаждают в теплообменниках 6 и 7, редуцируют до промежуточного давления, например, 2,7 МПа, полученную газожидкостную смесь направляют в промежуточный сепаратор 10. Из паровой фазы, обогащенной низкокипящими (легкими) компонентами, из промежуточного сепаратора 10 формируют продукционный поток 12 далее охлаждают в теплообменниках 8 и 9, редуцируют и направляют в основной сепаратор 11, где отделяют жидкую часть (СПГ) и отводят в хранилище. Продукционный поток 12 представляет собой очищенный прямой поток 21 высокого давления. Из паровой фазы из основного сепаратора 11 формируют обратный поток 13, который последовательно направляют в теплообменники 6, 7, 8, 9, и в нагретом виде направляют на вход компрессора откачки паров 5, где сжимают до уровня входного давления, например, 3,0 МПа, и далее - на основном компрессоре 4 снова сжимают до высокого давления, например, 22,0 МПа.
Часть жидкой фракции из промежуточного сепаратора 10 дросселируют до давления обратного потока 13, например, 0,6 МПа, обогащают его высококипящими (тяжелыми) компонентами, направляют вместе с ним через теплообменники 8, 7, 6 и далее - на компрессоры 5 и 4. Излишки жидкой фракции также дросселируют и сбрасывают в основной сепаратор 11. Разделение производят по критерию оптимального стабильного компонентного состава прямого потока, а также по отсутствию выделения капельной влаги в процессе сжатия в компрессорах.
Сжиженную часть газа, которая осталась в основном сепараторе 11, в обратном потоке 13 компенсируют подачей прошедшего через блок осушки 2 и блок очистки 3 входного газа 1, через подпиточную вихревую трубу 14, где газ расширяют с входного давления, например, 3,0 МПа, до давления всасывания компрессора откачки паров 5 СПГ (например, 0,6 МПа). С холодного конца вихревой трубы 17 газ, имеющий достаточно низкую температуру (минус 28,90°С в точке 25), направляют в теплообменник 6, где смешивают с основной частью обратного потока 13, при этом охлаждая его и, соответственно эффективно охлаждают прямой поток 21 высокого давления на 54,66 - 57,20°С в соответствии с примерами осуществления изобретения (температура прямого потока на входе в теплообменный аппарат TOl в точке 43=40,00°С, после охлаждения в TOl, в точке 44=минус 14,66°С). С горячего конца вихревой трубы 18 газ при температуре 46,60°С, которая значительно выше температуры окружающей среды, охлаждают в ABO 15 и также смешивают с основной частью обратного потока 13 - перед подачей на вход компрессора откачки паров 5 СПГ.
Если есть потребитель, редуцированного газа, то часть входного потока направляют в дополнительную вихревую трубу 16, где происходит расширение с входного давления, например, 3,0 МПа, до давления выхода, например, 1,2 МПа. С холодного конца вихревой трубы 19 газ также направляют в теплообменник 6, дополнительно охлаждая прямой поток 21 высокого давления, смешивают с потоком, вышедшим с горячего конца вихревой трубы 20, и направляют на выход к потребителю редуцированного газа. Расчеты показывают, что при той же производительности установки по СПГ введение дополнительного охлаждения позволит снизить нагрузку на компрессоры на величину до 31%.
Получение СПГ поясняется примерами.
Пример 1. Из магистрального газопровода отбирают газ следующего компонентного состава, %: метан 96,3493; этан 1,6400; пропан 0,4190; i-бутан 0,0700; h-бутан 0,0760; i-пентан 0,0183; h-пентан 0,0143; h-гексан 0,0068; углекислый газ 0,1740; кислород 0,0123; азот 1,2200. При отсутствии потребителя редуцированного газа применяют цикл без дополнительного охлаждения, то есть весь входной поток подают на блок осушки природного газа - нулевой расход газа через дополнительную вихревую трубу. При этом мощность сжатия компрессора откачки паров на перовой ступени Ki=168,2 кВт; на второй ступени Кг=170,2 кВт; мощность сжатия основного компрессора на первой ступени Кз=143,2 кВт; на второй ступени К4=143,2 кВт; на третьей ступени К5=129,7 кВт; суммарная мощность составляет 747,4 кВт.
При установленном расходе газа, который составляет 1000,0 кг/ч, на выходе (в точке 51) получают сжиженный природный газ со следующими параметрами: температура выходного потока=-133,38°С; давление выходного потока=0,6 МПа. Тепловая энергия потока, который отдают в атмосферу, составляет Qs-6=1,7 кВт.
Таблица 1
Пример параметров потоков газа
Пример 2. Из магистрального газопровода отбирают газ следующего
компонентного состава, %: метан 96,3493; этан 1,6400; пропан 0,4190; i-бутан 0,0700; h-бутан 0,0760; i-пентан 0,0183; h-пентан 0,0143; h-гексан 0,0068; углекислый газ 0,1740; кислород 0,0123; азот 1,2200. При наличии потребителя редуцированного газа применяют цикл с дополнительным охлаждением, то есть часть входного потока направляют в дополнительную вихревую трубу, доля холодного потока которой составляет 30%. При этом мощность сжатия компрессора откачки паров на перовой ступени Ki=110,4 кВт; на второй ступени Кг=117,3 кВт; мощность сжатия основного компрессора на первой ступени Кз=99,1 кВт; на второй ступени К4=94,9 кВт; на третьей ступени К5=91,3 кВт; суммарная мощность составляет 513,0 кВт.
При установленном расходе газа, который составляет 1000,0 кг/ч, на выходе (в точке 51) получают сжиженный природный газ со следующими параметрами: температура выходного потока=-133,39°С; давление выходного потока=0,6 МПа. Тепловая энергия потока, который отдают в атмосферу, составляет Qs-6=1,7 кВт.
Таблица 2
Пример параметров потоков газа
Claims (2)
1. Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления, заключающийся в том, что компримированный газ с выхода основного компрессора охлаждают в теплообменниках, редуцируют до промежуточного давления, направляют в промежуточный сепаратор, продукционный поток из которого охлаждают в теплообменниках, редуцируют и направляют в основной сепаратор, причем за счет паровой фазы из основного сепаратора формируют обратный поток, последовательно проводят его через теплообменники и подают на вход компрессора, отличающийся тем, что сжиженную часть газа, которая осталась в основном сепараторе, в обратном потоке компенсируют подачей осушенного и очищенного входного газа, который разделяют на два потока в подпиточной вихревой трубе, причем холодный поток, выходящий с холодного конца вихревой трубы, имеющий достаточно низкую температуру для эффективного охлаждения прямого потока, смешивают с основной частью обратного потока и используют для охлаждения прямого потока, идущего на сжижение, а горячий поток с горячего конца вихревой трубы, имеющий температуру выше температуры окружающей среды, охлаждают в АВО, смешивают с основной частью обратного потока и подают на вход компрессора.
2. Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления по п. 1, отличающийся тем, что часть входного потока направляют в дополнительную вихревую трубу и разделяют на два потока - холодный и горячий, причем холодный поток направляют в теплообменник и дополнительно охлаждают прямой поток, идущий на сжижение, смешивают с горячим потоком и отводят к потребителю редуцированного газа.
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2020137750A RU2020137750A (ru) | 2022-05-17 |
| RU2772461C2 true RU2772461C2 (ru) | 2022-05-20 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2522787A (en) * | 1948-06-11 | 1950-09-19 | Phillips Petroleum Co | Method of and apparatus for liquefying gases |
| RU2127855C1 (ru) * | 1997-04-10 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Сигма-Газ" | Способ ожижения природного газа |
| RU2234648C2 (ru) * | 2002-02-05 | 2004-08-20 | ЗАО "Крионорд" | Способ ожижения природного газа |
| RU2258186C1 (ru) * | 2004-01-08 | 2005-08-10 | ЗАО "Криогаз" | Способ сжижения природного газа |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2522787A (en) * | 1948-06-11 | 1950-09-19 | Phillips Petroleum Co | Method of and apparatus for liquefying gases |
| RU2127855C1 (ru) * | 1997-04-10 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Сигма-Газ" | Способ ожижения природного газа |
| RU2234648C2 (ru) * | 2002-02-05 | 2004-08-20 | ЗАО "Крионорд" | Способ ожижения природного газа |
| RU2258186C1 (ru) * | 2004-01-08 | 2005-08-10 | ЗАО "Криогаз" | Способ сжижения природного газа |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Кузьменко И.Ф. и др. Эффективная установка сжижения природного газа на базе АГНКС с использованием "открытого цикла Клименко". Технические газы, 2006, 4, с. 25-28. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11635253B2 (en) | Gas separation system with auto-refrigeration and selective recycle for carbon dioxide capture and compression | |
| JP6117298B2 (ja) | 予備冷却される混合冷媒統合システムおよび方法 | |
| RU2177127C2 (ru) | Повышение эффективности каскадного способа охлаждения открытого цикла | |
| JP5006515B2 (ja) | 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム | |
| AU674813B2 (en) | Process and apparatus for producing liquefied natural gas | |
| JP6923629B2 (ja) | 発電システム及び方法からの低圧液体二酸化炭素の生成 | |
| US6751985B2 (en) | Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state | |
| CN107339853B (zh) | 天然气液化系统和方法 | |
| CA2775449C (en) | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams | |
| US7234321B2 (en) | Method for liquefying methane-rich gas | |
| RU2436024C2 (ru) | Способ и устройство для обработки потока углеводородов | |
| JP2021073428A (ja) | 混合冷媒システムおよび方法 | |
| EA006724B1 (ru) | Способ получения сжиженного природного газа (варианты) | |
| EA016746B1 (ru) | Способ и система для получения сжиженного природного газа | |
| MXPA02005895A (es) | Proceso para licuar gas natural mediante enfriamiento por expansion. | |
| EA008625B1 (ru) | Способ и система для предварительной обработки для сжижения природного газа | |
| KR20050072782A (ko) | 천연가스 액화용 모터 구동 압축기 시스템 | |
| EA013234B1 (ru) | Полузакрытый способ получения сжиженного природного газа | |
| JP2017533371A5 (ru) | ||
| EA020215B1 (ru) | Способ получения потоков жидкого и газообразного азота, газового потока с высоким содержанием гелия и деазотированного потока углеводородов и установка для его осуществления | |
| RU2463535C2 (ru) | Способ для сжижения углеводородных потоков и устройство для его осуществления | |
| US3413816A (en) | Liquefaction of natural gas | |
| KR20220002122A (ko) | 액화 시스템 | |
| RU2772461C2 (ru) | Способ сжижения природного газа в цикле высокого давления | |
| RU2794097C1 (ru) | Установка деэтанизации углеводородного газа |