RU2775341C1 - Method for liquefying natural gas (options) - Google Patents
Method for liquefying natural gas (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775341C1 RU2775341C1 RU2022103929A RU2022103929A RU2775341C1 RU 2775341 C1 RU2775341 C1 RU 2775341C1 RU 2022103929 A RU2022103929 A RU 2022103929A RU 2022103929 A RU2022103929 A RU 2022103929A RU 2775341 C1 RU2775341 C1 RU 2775341C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nitrogen
- compressor
- heat exchanger
- expander
- plate
- Prior art date
Links
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 60
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 393
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 198
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 15
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000002829 nitrogen Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 3
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 15
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 12
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 238000010205 computational analysis Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к области холодильной и криогенной техники и касается способа сжижения природного газа.SUBSTANCE: group of inventions relates to the field of refrigeration and cryogenic engineering and concerns a method for liquefying natural gas.
Известен способ сжижения природного газа (см. документ RU 2576410 С2, дата публикации 10.03.2016 г., принят за прототип), включающий в себя очистку и осушку исходного природного газа посредством блока комплексной очистки и осушки, охлаждение и ожижение в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате при помощи контура охлаждения на базе замкнутого азотно-детандерного цикла. В контуре охлаждения в качестве хладагента используется азот, который циркулирует в замкнутом контуре, организованном на базе циркуляционного компрессора. На детандерную ступень турбодетандер-компрессорного агрегата подается не весь поток охлажденного азота высокого давления, небольшая часть указанного потока последовательно подвергается дополнительному охлаждению в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате и дросселированию в клапане для получения жидкой фазы азота, которая подается в теплообменник-испаритель, где происходит переохлаждение потока сжиженного природного газа за счет теплообмена с кипящим жидким азотом. Образующиеся при кипении пары азота из теплообменника-испарителя смешиваются с потоком азота низкого давления на выходе из детандерной ступени турбодетандер-компрессорного агрегата, и далее объединенный поток поступает в пластинчато-ребристом теплообменный аппарат, а после снова во всасывающую магистраль циркуляционного компрессора. К недостаткам этого способа следует отнести использование разнотипного оборудования: турбодетандер-компрессорного агрегата и холодильной машины, что приводит к высоким удельным энергозатратам на производство сжиженного природного газа (СПГ), так как, если в турбодетандер-компрессорном агрегате энергия, выделившаяся при расширении азота в детандерной ступени полезно используется в компрессорной ступени, то холодильная машина является только потребителем электроэнергии извне, а дополнительное использование блока переохлаждения приводит к усложнению процесса управления установкой сжижения природного газа. A known method of liquefying natural gas (see document RU 2576410 C2, publication date 03/10/2016, taken as a prototype), including purification and drying of the source natural gas through a complex purification and drying unit, cooling and liquefaction in a plate-fin heat exchanger apparatus using a cooling circuit based on a closed nitrogen-expander cycle. The cooling circuit uses nitrogen as a refrigerant, which circulates in a closed circuit organized on the basis of a circulating compressor. Not the entire flow of cooled high-pressure nitrogen is supplied to the expander stage of the turbo-expander-compressor unit, a small part of this flow is subsequently subjected to additional cooling in a plate-fin heat exchanger and throttling in a valve to obtain a liquid phase of nitrogen, which is fed to the heat exchanger-evaporator, where supercooling occurs flow of liquefied natural gas due to heat exchange with boiling liquid nitrogen. The nitrogen vapor formed during boiling from the heat exchanger-evaporator is mixed with a low-pressure nitrogen flow at the outlet of the expander stage of the turbo-expander-compressor unit, and then the combined flow enters the plate-finned heat exchanger, and then again into the suction line of the circulation compressor. The disadvantages of this method include the use of equipment of various types: a turboexpander-compressor unit and a refrigeration machine, which leads to high specific energy consumption for the production of liquefied natural gas (LNG), since if in the turboexpander-compressor unit the energy released during the expansion of nitrogen in the expander stage is useful in the compressor stage, the refrigeration machine is only an external power consumer, and the additional use of a subcooling unit complicates the process of controlling the natural gas liquefaction plant.
Целью настоящего изобретения является создание способа сжижения природного газа, который будет лишен недостатков: использование разнотипного оборудования, усложняющего процесс управления установкой сжижения природного газа и повышение удельных энергозатрат.The purpose of the present invention is to create a method for liquefying natural gas, which will be free from disadvantages: the use of different types of equipment that complicates the control process of a natural gas liquefaction plant and an increase in specific energy consumption.
Техническим результатом является снижение удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа и упрощение процесса управления установкой сжижения природного газа.The technical result is to reduce the specific energy consumption for the production of liquefied natural gas and to simplify the control process of the natural gas liquefaction plant.
Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе сжижения природного газа (1 вариант), исходный природный газ очищают и осушают в блоке комплексной очистки и осушки, охлаждают в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате, образовавшийся в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате двухфазный поток выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и разделяют на газ и жидкую фракцию в сепараторе, направляют на утилизацию жидкую фракцию тяжелых углеводородов, возвращают газ из сепаратора в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат для его сжижения и переохлаждения с получением сжиженного природного газа посредством внешнего замкнутого азотно-детандерного цикла, в котором осуществляют сжатие азота в циркуляционном компрессоре, охлаждают в охладителе азота после циркуляционного компрессора, разделяют поток азота на два потока и дополнительно сжимают каждый поток азота до различных значений давления в компрессорных ступенях первого и второго турбодетандер-компрессорных агрегатов, затем охлаждают каждый поток азота в охладителях и подают охлажденные потоки азота в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, в котором потоки азота с различным значением давления охлаждают до различного значения температур, потоки азота с различным давлением и температурой выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют на расширение в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов с использованием выделившейся энергии расширения азота для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов, затем направляют холодные потоки азота низкого давления после детандерных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат для теплообмена с потоком сжижаемого природного газа и потоками азота высокого давления, поступающими из охладителей азота после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате потоки азота объединяют и выводят объединенным потоком азота из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют на вход в циркуляционный компрессор.The technical result is achieved by the fact that in the proposed method for liquefying natural gas (version 1), the source natural gas is purified and dried in a complex purification and drying unit, cooled in a plate-fin heat exchanger, the two-phase flow formed in the plate-fin heat exchanger is removed from the plate -finned heat exchanger and separated into gas and liquid fraction in the separator, the liquid fraction of heavy hydrocarbons is sent for utilization, the gas is returned from the separator to the plate-fin heat exchanger for its liquefaction and supercooling to obtain liquefied natural gas by means of an external closed nitrogen-expander cycle, in which nitrogen is compressed in a circulating compressor, cooled in a nitrogen cooler after the circulating compressor, the nitrogen stream is divided into two streams, and each nitrogen stream is additionally compressed to different pressures in the compressor stages of the first and second turboexpander-compressor spring units, then each nitrogen stream is cooled in the coolers and the cooled nitrogen streams are fed into the plate-fin heat exchanger, in which nitrogen streams with different pressure values are cooled to different temperatures, nitrogen streams with different pressure and temperature are removed from the plate-fin heat exchanger and sent for expansion to the expander stages of the turboexpander-compressor units using the released nitrogen expansion energy to increase the nitrogen pressure in the compressor stages of the turboexpander-compressor units, then cold low-pressure nitrogen flows are sent after the expander stages of the turboexpander-compressor units to a plate-fin heat exchanger for heat exchange with the flow of liquefied natural gas and high-pressure nitrogen flows coming from the nitrogen coolers after the compressor stages of the turbo-expander-compressor units, in a plate-fin heat exchanger along nitrogen streams are combined and removed by the combined nitrogen flow from the plate-fin heat exchanger and directed to the inlet to the circulating compressor.
Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе сжижения природного газа (2 вариант), исходный природный газ очищают и осушают в блоке комплексной очистки и осушки, охлаждают в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате, образовавшийся в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате двухфазный поток выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и разделяют на газ и жидкую фракцию в сепараторе, направляют на утилизацию жидкую фракцию тяжелых углеводородов, возвращают газ из сепаратора в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат для его сжижения и переохлаждения с получением сжиженного природного газа посредством внешнего замкнутого азотно-детандерного цикла, в котором осуществляют сжатие азота в циркуляционном компрессоре, охлаждают в охладителе азота после циркуляционного компрессора, разделяют поток азота на два потока, направляют первый поток азота на дополнительное сжатие в компрессорную ступень первого турбодетандер-компрессорного агрегата, охлаждают в охладителе азота и подают охлажденный первый поток азота в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, а второй поток азота направляют в дожимающий компрессор для повышения давления и охлаждают в охладителе азота и направляют второй поток азота на дальнейшее сжатие в компрессорную ступень второго турбодетандер-компрессорного агрегата, затем второй поток азота охлаждают в охладителе азота и подают второй охлажденный поток азота в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, в котором потоки азота с различными значениями давления охлаждают до различного значения температур, потоки азота с различным давлением и температурой выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют на расширение в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов с использованием выделившейся энергии расширения азота для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов, затем направляют холодные потоки азота низкого давления после детандерных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат для теплообмена с потоком сжижаемого природного газа и потоками азота высокого давления, поступающими из охладителей азота после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате потоки азота объединяют и выводят объединенным потоком азота из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют на вход в циркуляционный компрессор.The technical result is achieved by the fact that in the proposed method for liquefying natural gas (option 2), the source natural gas is cleaned and dried in a complex purification and drying unit, cooled in a plate-fin heat exchanger, the two-phase flow formed in the plate-fin heat exchanger is removed from the plate -finned heat exchanger and separated into gas and liquid fraction in the separator, the liquid fraction of heavy hydrocarbons is sent for utilization, the gas is returned from the separator to the plate-fin heat exchanger for its liquefaction and supercooling to obtain liquefied natural gas by means of an external closed nitrogen-expander cycle, in which nitrogen is compressed in a circulating compressor, cooled in a nitrogen cooler after the circulating compressor, the nitrogen stream is divided into two streams, the first nitrogen stream is sent for additional compression to the compressor stage of the first turbo-expander-compressor unit, cooling t in the nitrogen cooler and the cooled first nitrogen stream is fed into the plate-fin heat exchanger, and the second nitrogen stream is sent to the booster compressor to increase the pressure and cooled in the nitrogen cooler and the second nitrogen stream is sent for further compression to the compressor stage of the second turbo-expander-compressor unit, then the second nitrogen stream is cooled in a nitrogen cooler and the second cooled nitrogen stream is fed into the plate-fin heat exchanger, in which nitrogen streams with different pressures are cooled to different temperatures, nitrogen streams with different pressures and temperatures are removed from the plate-fin heat exchanger and are sent for expansion to the expander stages of the turbo-expander-compressor units using the released nitrogen expansion energy to increase the nitrogen pressure in the compressor stages of the turbo-expander-compressor units, then cold low-pressure nitrogen flows are sent after the expander stages of turbo-expander-compressor units into a plate-fin heat exchanger for heat exchange with a stream of liquefied natural gas and high-pressure nitrogen flows coming from nitrogen coolers after the compressor stages of turbo-expander-compressor units, in a plate-fin heat exchanger, nitrogen flows are combined and removed by a combined nitrogen flow from a plate-fin heat exchanger and sent to the inlet to the circulation compressor.
Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе сжижения природного газа (3 вариант), исходный природный газ очищают и осушают в блоке комплексной очистки и осушки, охлаждают в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате, образовавшийся в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате двухфазный поток выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и разделяют на газ и жидкую фракцию в сепараторе, направляют на утилизацию жидкую фракцию тяжелых углеводородов, возвращают газ из сепаратора в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат для его сжижения и переохлаждения с получением сжиженного природного газа посредством внешнего замкнутого азотно-детандерного цикла, в котором осуществляют сжатие нагретого в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате после расширения в детандерной ступени второго турбодетандер-компрессорного агрегата потока азота в дожимающем компрессоре, охлаждают данный поток азота в охладителе и объединяют с потоком азота, нагретом в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате после расширения в детандерной ступени первого турбодетандер-компрессорного агрегата, далее направляют объединенный поток азота в циркуляционный компрессор для повышение давления, охлаждают объединенный поток азота в охладителе после циркуляционного компрессора, разделяют поток азота на два потока и дополнительно сжимают каждый поток азота до различных значений давления в компрессорных ступенях первого и второго турбодетандер-компрессорных агрегатов, затем выполняют охлаждение каждого потока азота в охладителях и подают охлажденные потоки азота в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, в котором потоки азота с различным значением давления охлаждают до различного значения температур, потоки азота с различным давлением и температурой выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют на расширение в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов с использованием выделившейся энергии расширения азота для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов, затем направляют холодные потоки азота низкого давления после детандерных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат для теплообмена с потоком сжижаемого природного газа и потоками азота высокого давления, поступающими из охладителей азота после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, далее направляют нагретый в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате поток азота после детандерной ступени второго турбодетандер-компрессорного агрегата в дожимающий компрессор, затем охлаждают данный поток в охладителе и объединяют с потоком азота, нагретым в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате после расширения в детандерной ступени первого турбодетандер-компрессорного агрегата, и направляют объединенный поток азота на вход в циркуляционный компрессор.The technical result is achieved by the fact that in the proposed method for liquefying natural gas (variant 3), the source natural gas is cleaned and dried in a complex purification and drying unit, cooled in a plate-fin heat exchanger, the two-phase flow formed in the plate-fin heat exchanger is removed from the plate -finned heat exchanger and separated into gas and liquid fraction in the separator, the liquid fraction of heavy hydrocarbons is sent for utilization, the gas is returned from the separator to the plate-fin heat exchanger for its liquefaction and supercooling to obtain liquefied natural gas by means of an external closed nitrogen-expander cycle, in which the nitrogen stream heated in the plate-fin heat exchanger is compressed after expansion in the expander stage of the second turbo-expander-compressor unit in the booster compressor, this nitrogen stream is cooled in the cooler and combined with the nitrogen stream heated in the plates ribbed heat exchanger after expansion in the expander stage of the first turbo-expander-compressor unit, then the combined nitrogen flow is sent to the circulation compressor to increase the pressure, the combined nitrogen flow is cooled in the cooler after the circulation compressor, the nitrogen flow is divided into two flows and each nitrogen flow is additionally compressed to different pressures in the compressor stages of the first and second turboexpander-compressor units, then each nitrogen stream is cooled in the coolers and the cooled nitrogen streams are supplied to the plate-fin heat exchanger, in which nitrogen streams with different pressures are cooled to different temperatures, the streams nitrogen with different pressures and temperatures is removed from the plate-fin heat exchanger and sent for expansion to the expander stages of turbo-expander-compressor units using the released energy of nitrogen expansion to increase d nitrogen pressure in the compressor stages of the turboexpander-compressor units, then cold streams of low-pressure nitrogen are sent after the expander stages of the turboexpander-compressor units to a plate-fin heat exchanger for heat exchange with the liquefied natural gas stream and high-pressure nitrogen streams coming from the nitrogen coolers after the compressor stages turbo-expander-compressor units, then the nitrogen stream heated in the plate-fin heat exchanger is sent after the expander stage of the second turbo-expander-compressor unit to the booster compressor, then this stream is cooled in the cooler and combined with the nitrogen stream heated in the plate-fin heat exchanger after expansion into the expander stage of the first turbo-expander-compressor unit, and direct the combined nitrogen flow to the inlet to the circulation compressor.
Группа изобретений поясняется чертежами, где:The group of inventions is illustrated by drawings, where:
На фиг. 1 показана схема способа сжижения природного газа с двумя турбодетандер-компрессорными агрегатами для получения СПГ (1 вариант).In FIG. 1 shows a diagram of a method for liquefying natural gas with two turbo-expander-compressor units to produce LNG (version 1).
На фиг. 2 показана схема способа сжижения природного газа с двумя турбодетандер-компрессорными агрегатами и дожимающим компрессором, расположенным после циркуляционного компрессора, для получения СПГ (2 вариант).In FIG. 2 shows a diagram of a method for liquefying natural gas with two turbo-expander-compressor units and a booster compressor located after the circulating compressor to produce LNG (option 2).
На фиг. 3 показана схема способа сжижения природного газа с двумя турбодетандер-компрессорными агрегатами и дожимающим компрессором, расположенным до циркуляционного компрессора, для получения СПГ (3 вариант).In FIG. 3 shows a diagram of a method for liquefying natural gas with two turbo-expander-compressor units and a booster compressor located upstream of the circulating compressor to produce LNG (option 3).
На фиг. 1 показана схема способа сжижения природного газа с двумя турбодетандер-компрессорными агрегатами для получения СПГ, которая содержит: блок комплексной очистки и осушки - 1, пластинчато-ребристый теплообменный аппарат - 2, сепаратор - 3, дросселирующий клапан - 4, циркуляционный компрессор - 5, охладитель - 6, первый турбодетандер-компрессорный агрегат - 7, второй турбодетандер-компрессорный агрегат - 8, охладитель после компрессорной ступени первого турбодетандер-компрессорного агрегата - 9, охладитель после компрессорной ступени второго турбодетандер-компрессорного агрегата - 10, блок ожижения - 11.In FIG. 1 shows a diagram of a method for liquefying natural gas with two turbo-expander-compressor units for producing LNG, which contains: a complex treatment and drying unit - 1, a plate-fin heat exchanger - 2, a separator - 3, a throttling valve - 4, a circulation compressor - 5, cooler - 6, the first turboexpander-compressor unit - 7, the second turboexpander-compressor unit - 8, the cooler after the compressor stage of the first turboexpander-compressor unit - 9, the cooler after the compressor stage of the second turboexpander-compressor unit - 10, the liquefaction unit - 11.
В качестве охладителей (6, 9, 10) могут использоваться различные типы охладителей: водяные, с охлаждающим теплоносителем, аппараты воздушного охлаждения (АВО).As coolers (6, 9, 10), various types of coolers can be used: water coolers, coolant coolers, air coolers (ABOs).
На фиг. 2 показана схема способа сжижения природного газа с двумя турбодетандер-компрессорными агрегатами и дожимающим компрессором, расположенным после циркуляционного компрессора, для получения СПГ, которая содержит: блок комплексной очистки и осушки - 1, пластинчато-ребристый теплообменный аппарат - 2, сепаратор - 3, дросселирующий клапан - 4, циркуляционный компрессор - 5, охладитель - 6, первый турбодетандер-компрессорный агрегат - 7, второй турбодетандер-компрессорный агрегат - 8, охладитель после компрессорной ступени первого турбодетандер-компрессорного агрегата - 9, охладитель после компрессорной ступени второго турбодетандер-компрессорного агрегата - 10, блок ожижения - 11, дожимающий компрессор - 12, охладитель после дожимающего компрессора - 13.In FIG. 2 shows a diagram of a method for liquefying natural gas with two turbo-expander-compressor units and a booster compressor located after the circulating compressor to produce LNG, which contains: a complex treatment and drying unit - 1, a plate-fin heat exchanger - 2, a separator - 3, throttling valve - 4, circulation compressor - 5, cooler - 6, first turboexpander-compressor unit - 7, second turboexpander-compressor unit - 8, cooler after the compressor stage of the first turboexpander-compressor unit - 9, cooler after the compressor stage of the second turboexpander-compressor unit - 10, liquefaction unit - 11, booster compressor - 12, cooler after booster compressor - 13.
В качестве охладителей (6, 9, 10, 13) могут использоваться различные типы охладителей: водяные, с охлаждающим теплоносителем, аппараты воздушного охлаждения (АВО).Various types of coolers can be used as coolers (6, 9, 10, 13): water coolers, coolant coolers, air coolers (ACOs).
На фиг. 3 показана схема способа сжижения природного газа с двумя турбодетандер-компрессорными агрегатами и дожимающим компрессором, расположенным до циркуляционного компрессора, для получения СПГ, которая содержит: блок комплексной очистки и осушки - 1, пластинчато-ребристый теплообменный аппарат - 2, сепаратор - 3, дросселирующий клапан - 4, циркуляционный компрессор - 5, охладитель - 6, первый турбодетандер-компрессорный агрегат - 7, второй турбодетандер-компрессорный агрегат - 8, охладитель после компрессорной ступени первого турбодетандер-компрессорного агрегата - 9, охладитель после компрессорной ступени второго турбодетандер-компрессорного агрегата - 10, блок ожижения - 11, дожимающий компрессор - 12, охладитель после дожимающего компрессора - 13.In FIG. 3 shows a diagram of a method for liquefying natural gas with two turbo-expander-compressor units and a booster compressor located upstream of the circulating compressor to produce LNG, which contains: a complex treatment and drying unit - 1, a plate-fin heat exchanger - 2, a separator - 3, throttling valve - 4, circulation compressor - 5, cooler - 6, first turboexpander-compressor unit - 7, second turboexpander-compressor unit - 8, cooler after the compressor stage of the first turboexpander-compressor unit - 9, cooler after the compressor stage of the second turboexpander-compressor unit - 10, liquefaction unit - 11, booster compressor - 12, cooler after booster compressor - 13.
В качестве охладителей (6, 9, 10, 13) могут использоваться различные типы охладителей: водяные, с охлаждающим теплоносителем, аппараты воздушного охлаждения (АВО).Various types of coolers can be used as coolers (6, 9, 10, 13): water coolers, coolant coolers, air coolers (ACOs).
Реализация способа сжижения природного газа по фиг. 1.Implementation of the natural gas liquefaction process according to FIG. one.
Природный газ высокого давления поступает в блок комплексной очистки и осушки 1, далее, очищенный от углекислого газа до остаточного содержания 50 ррm и осушенный от паров воды до остаточного содержания 1 ррт, природный газ поступает в блок ожижения 11, состоящий из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2, сепаратора 3 и дросселирующего клапана 4. Природный газ в блоке ожижения 11 направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором поток природного газа охлаждают до температуры 200÷230 К. Образовавшийся парожидкостной (двухфазный) поток выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют в сепаратор 3. В сепараторе 3 данный поток разделяется на газ и жидкую фракцию. Жидкую фракцию тяжелых углеводородов из сепаратора 3 выводят из блока ожижения 11 на утилизацию, а газ из сепаратора 3 возвращают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором осуществляют дальнейшее охлаждение и ожижение потока природного газа и переохлаждение сжиженного природного газа. Затем поток сжиженного природного газа выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2, дросселируют с помощью клапана 4 до давления 0.3 МПа абсолютных, и далее выводят из блока ожижения 11 и направляют в систему хранения сжиженного природного газа. Охлаждение, ожижение природного газа и переохлаждение сжиженного природного газа в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 осуществляется посредством внешнего замкнутого азотно-детандерного цикла.High-pressure natural gas enters the complex purification and
Для охлаждения, сжижения природного газа и переохлаждения сжиженного природного газа в качестве стороннего хладагента используется азот, который циркулирует в замкнутом цикле, организованном на базе циркуляционного компрессора 5. В азотно-детандерном цикле, в качестве основного холодопроизводящего элемента, используются два турбодетандер-компрессорных агрегата 7 и 8. Энергия расширения азота в детандерных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов используется для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8.For cooling, liquefaction of natural gas and subcooling of liquefied natural gas, nitrogen is used as a third-party refrigerant, which circulates in a closed cycle organized on the basis of a circulating
В предлагаемом способе поток азота, сжатый в циркуляционном компрессоре и охлажденный в охладителе, разделяют на два потока и направляют в отдельные контуры турбодетандер-компрессорных агрегатов, потоки азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов сжимают до различных значений давления, таким образом, нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов. Затем потоки азота охлаждают в отдельных охладителях после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, далее потоки азота подают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов на расширение. Каждый турбодетандер-компрессорный агрегат работает в отдельном контуре, что повышает эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов и способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также приводит к упрощению процесса управления установкой сжижения природного газа, так как нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, а потоки азота в компрессорных ступенях сжимаются до различных значений давления.In the proposed method, the nitrogen stream compressed in the circulating compressor and cooled in the cooler is divided into two streams and sent to separate circuits of the turboexpander-compressor units, the nitrogen flows in the compressor stages of the turboexpander-compressor units are compressed to different pressure values, thus, there is no need to coordinate operation of the compressor stages of turboexpander-compressor units. Then the nitrogen streams are cooled in separate coolers after the compressor stages of the turbo-expander-compressor units, then the nitrogen streams are fed into the plate-fin heat exchanger, the nitrogen streams cooled in the plate-fin heat exchanger, each with different temperature and pressure, are removed from the plate-fin heat exchanger and sent to the expander stages of the turbo-expander-compressor units for expansion. Each turbo-expander-compressor unit operates in a separate circuit, which increases the efficiency of each of the two turbo-expander-compressor units and helps to reduce specific energy consumption for the production of liquefied natural gas, and also leads to a simplification of the control process of the natural gas liquefaction unit, since there is no need to coordinate the operation of compressor units. stages of turboexpander-compressor units, and nitrogen flows in the compressor stages are compressed to different pressure values.
Сжатый до давления 3.7÷4.0 МПа абсолютных в циркуляционном компрессоре 5 азот охлаждают в охладителе 6 и разделяют на два потока, каждый поток направляют в отдельный контур турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 на дополнительное сжатие в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8. Сжатые до различных значений давления в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 потоки азота исключают необходимость согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 и, соответственно, повышается эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8, это способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также упрощает процесс управления установкой. Далее потоки азота охлаждают в охладителях 9 и 10. Отдельные потоки азота, каждый с различным значением давлений направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором каждый из двух потоков азота охлаждают до различных значений температуры. Охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 на расширение. После расширения в детандерных ступенях, с использованием выделившейся энергии расширения азота для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов, холодные потоки азота низкого давления возвращают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2 для теплообмена с потоком сжижаемого природного газа и потоками азота высокого давления, поступающими из охладителей азота 9 и 10 после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 и объединяют их в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате. Объединенный поток азота с давлением 0.9÷1.3 МПа абсолютных выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют на вход в циркуляционный компрессор 5.Compressed to a pressure of 3.7÷4.0 MPa absolute in the circulating
Реализации способа сжижения природного газа по фиг. 2.Implementations of the natural gas liquefaction process according to FIG. 2.
Природный газ высокого давления поступает в блок комплексной очистки и осушки 1, далее, очищенный от углекислого газа до остаточного содержания 50 ррт и осушенный от паров воды до остаточного содержания 1 ррт, природный газ поступает в блок ожижения 11, состоящий из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2, сепаратора 3 и дросселирующего клапана 4. Природный газ в блоке ожижения 11 направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором поток природного газа охлаждают до температуры 200÷230 К. Образовавшийся парожидкостной (двухфазный) поток выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют в сепаратор 3. В сепараторе 3 данный поток разделяется на газ и жидкую фракцию. Жидкую фракцию тяжелых углеводородов из сепаратора 3 выводят из блока ожижения 11 на утилизацию, а газ из сепаратора 3 возвращают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором осуществляют дальнейшее охлаждение и ожижение потока природного газа и переохлаждение сжиженного природного газа. Затем поток сжиженного природного газа выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2, дросселируют с помощью клапана 4 до давления 0.3 МПа абсолютных, и далее выводят из блока ожижения 11 и направляют в систему хранения сжиженного природного газа. Охлаждение, ожижение природного газа и переохлаждение сжиженного природного газа в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 осуществляется посредством внешнего замкнутого азотно-детандерного цикла.High-pressure natural gas enters the complex cleaning and
Для охлаждения, сжижения природного газа и переохлаждения сжиженного природного газа в качестве стороннего хладагента используется азот, который циркулирует в замкнутом цикле, организованном на базе циркуляционного компрессора 5. В азотно-детандерном цикле, в качестве основного холодопроизводящего элемента, используются два турбодетандер-компрессорных агрегата 7 и 8, энергия расширения азота в детандерных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов используется для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8.For cooling, liquefaction of natural gas and subcooling of liquefied natural gas, nitrogen is used as a third-party refrigerant, which circulates in a closed cycle organized on the basis of a circulating
В предлагаемом способе поток азота, сжатый в циркуляционном компрессоре и охлажденный в охладителе, разделяют на два потока, первый поток направляют в отдельный контур первого турбодетандер-компрессорного агрегата, второй поток азота направляют на дополнительное сжатие в дожимающий компрессор, охлаждают в отдельном охладителе и направляют на дополнительное сжатие в отдельный контур второго турбодетандер-компрессорного агрегата, потоки азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов сжимают до различных значений давления, таким образом, нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов. Затем потоки азота охлаждают в отдельных охладителях после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, далее потоки азота подают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов на расширение. Т. е. каждый турбодетандер-компрессорный агрегат работает в отдельном контуре, что повышает эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов и способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также приводит к упрощению процесса управления установкой сжижения природного газа, так как нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, а потоки азота в компрессорных ступенях сжимаются до различных значений давления.In the proposed method, the nitrogen stream compressed in the circulating compressor and cooled in the cooler is divided into two streams, the first stream is sent to a separate circuit of the first turboexpander-compressor unit, the second nitrogen stream is sent for additional compression to the booster compressor, cooled in a separate cooler and sent to additional compression in a separate circuit of the second turbo-expander-compressor unit, nitrogen flows in the compressor stages of the turbo-expander-compressor units are compressed to different pressure values, thus, there is no need to coordinate the operation of the compressor stages of the turbo-expander-compressor units. Then the nitrogen streams are cooled in separate coolers after the compressor stages of the turbo-expander-compressor units, then the nitrogen streams are fed into the plate-fin heat exchanger, the nitrogen streams cooled in the plate-fin heat exchanger, each with different temperature and pressure, are removed from the plate-fin heat exchanger and sent to the expander stages of the turbo-expander-compressor units for expansion. That is, each turbo-expander-compressor unit operates in a separate circuit, which increases the efficiency of each of the two turbo-expander-compressor units and helps to reduce specific energy consumption for the production of liquefied natural gas, and also leads to a simplification of the control process of the natural gas liquefaction plant, since there is no the need to coordinate the operation of the compressor stages of the turboexpander-compressor units, and the nitrogen flows in the compressor stages are compressed to different pressure values.
Сжатый до давления 3.7÷4.0 МПа абсолютных в циркуляционном компрессоре 5 азот охлаждают в охладителе 6 и разделяют на два потока, первый поток направляют в контур турбодетандер-компрессорного агрегата 7 на дополнительное сжатие в компрессорной ступени, охлаждают в охладителе 9 и направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2. Второй поток направляют на сжатие в дожимающий компрессор 12, охлаждают в охладителе 13 и направляют в контур турбодетандер-компрессорного агрегата 8 на дополнительное сжатие в компрессорной ступени, охлаждают в охладителе 10 и направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2. Сжатые до различных значений давления в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 потоки азота исключают необходимость согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 и, соответственно, повышается эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8, это способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также упрощает процесс управления установкой. Отдельные потоки азота после охладителей 9 и 10, каждый с различным значением давлений, охлаждают в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 до различных значений температуры. Охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 на расширение. После расширения в детандерных ступенях, с использованием выделившейся энергии расширения азота для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов, холодные потоки азота низкого давления возвращают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2 для теплообмена с потоком сжижаемого природного газа и потоками азота высокого давления, поступающими из охладителей азота 9 и 10 после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 и объединяют их в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате. Объединенный поток азота выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют на вход в циркуляционный компрессор 5.Compressed to a pressure of 3.7 ÷ 4.0 MPa absolute in the circulating
Реализации способа сжижения природного газа по фиг. 3.Implementations of the natural gas liquefaction process according to FIG. 3.
Природный газ высокого давления поступает в блок комплексной очистки и осушки 1, далее, очищенный от углекислого газа до остаточного содержания 50 ррm и осушенный от паров воды до остаточного содержания 1 ррm, природный газ поступает в блок ожижения 11, состоящий из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2, сепаратора 3 и дросселирующего клапана 4. Природный газ в блоке ожижения 11 направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором поток природного газа охлаждают до температуры 200÷230 К. Образовавшийся парожидкостной (двухфазный) поток выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют в сепаратор 3. В сепараторе 3 данный поток разделяется на газ и жидкую фракцию. Жидкую фракцию тяжелых углеводородов из сепаратора 3 выводят из блока ожижения 11 на утилизацию, а газ из сепаратора 3 возвращают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором осуществляют дальнейшее охлаждение и ожижение потока природного газа и переохлаждение сжиженного природного газа. Затем поток сжиженного природного газа выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2, дросселируют с помощью клапана 4 до давления 0.3 МПа абсолютных, и далее выводят из блока ожижения 11 и направляют в систему хранения сжиженного природного газа. Охлаждение, ожижение природного газа и переохлаждение сжиженного природного газа в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 осуществляется посредством внешнего замкнутого азотно-детандерного цикла.High-pressure natural gas enters the complex cleaning and drying
Для охлаждения, сжижения природного газа и переохлаждения сжиженного природного газа в качестве стороннего хладагента используется азот, который циркулирует в замкнутом цикле, организованном на базе циркуляционного компрессора 5. В азотно-детандерном цикле, в качестве основного холодопроизводящего элемента, используются два турбодетандер-компрессорных агрегата 7 и 8, энергия расширения азота в детандерных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов используется для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8.For cooling, liquefaction of natural gas and subcooling of liquefied natural gas, nitrogen is used as a third-party refrigerant, which circulates in a closed cycle organized on the basis of a circulating
В предлагаемом способе поток азота, сжатый в циркуляционном компрессоре и охлажденный в охладителе, разделяют на два потока и направляют в отдельные контуры турбодетандер-компрессорных агрегатов, потоки азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов сжимают до различных значений давления, таким образом, нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов. Затем потоки азота охлаждают в отдельных охладителях после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, далее потоки азота подают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов на расширение. Т. е. каждый турбодетандер-компрессорный агрегат работает в отдельном контуре, что повышает эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов и способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также приводит к упрощению процесса управления установкой сжижения природного газа, так как нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, а потоки азота в компрессорных ступенях сжимаются до различных значений давления.In the proposed method, the nitrogen stream compressed in the circulating compressor and cooled in the cooler is divided into two streams and sent to separate circuits of the turboexpander-compressor units, the nitrogen flows in the compressor stages of the turboexpander-compressor units are compressed to different pressure values, thus, there is no need to coordinate operation of the compressor stages of turboexpander-compressor units. Then the nitrogen streams are cooled in separate coolers after the compressor stages of the turbo-expander-compressor units, then the nitrogen streams are fed into the plate-fin heat exchanger, the nitrogen streams cooled in the plate-fin heat exchanger, each with different temperature and pressure, are removed from the plate-fin heat exchanger and sent to the expander stages of the turbo-expander-compressor units for expansion. That is, each turbo-expander-compressor unit operates in a separate circuit, which increases the efficiency of each of the two turbo-expander-compressor units and helps to reduce specific energy consumption for the production of liquefied natural gas, and also leads to a simplification of the control process of the natural gas liquefaction plant, since there is no the need to coordinate the operation of the compressor stages of the turboexpander-compressor units, and the nitrogen flows in the compressor stages are compressed to different pressure values.
Поток азота, после расширения в детандерной ступени турбодетандер-компрессорного агрегата 8, затем нагретый в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2, подают в дожимающий компрессор 12 для повышения давления, далее, данный поток азота охлаждают в охладителе 13 и объединяют с потоком азота, нагретым в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 после расширения в детандерной ступени турбодетандер-компрессорного агрегата 7. Далее объединенный поток азота направляют в циркуляционный компрессор 5 для сжатия до давления 3.7÷4.0 МПа абсолютных, охлаждают в охладителе 6 и разделяют на два потока, каждый поток направляют в отдельный контур турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 на дополнительное сжатие в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8. Сжатые до различных значений давления в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 потоки азота исключают необходимость согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 и, соответственно, повышается эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8, это способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также упрощает процесс управления установкой. Далее потоки азота охлаждают в охладителях 9 и 10. Отдельные потоки азота, каждый с различным значением давлений, направляют в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2, в котором каждый из двух потоков азота охлаждают до различных значений температуры. Охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата 2 и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8 на расширение. После расширения в детандерных ступенях, с использованием выделившейся энергии расширения азота для повышения давления азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов, холодные потоки азота низкого давления возвращают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат 2 для теплообмена с потоком сжижаемого природного газа и потоками азота высокого давления, поступающими из охладителей азота 9 и 10 после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов 7 и 8. Далее нагретый в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 поток азота после детандерной ступени турбодетандер-компрессорного агрегата 8 направляют на сжатие в дожимающий компрессор 12, охлаждают в охладителе 13, объединяют с потоком азота, нагретом в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате 2 после детандерной ступени турбодетандер-компрессорного агрегата 7, и объединенный поток азота направляют на вход в циркуляционный компрессор 5.The nitrogen stream, after expansion in the expander stage of the turbo-expander-
Проведен расчетный анализ схем реализации способа сжижения природного газа по фиг. 1 (1 вариант), фиг. 2 (2 вариант) и фиг. 3 (3 вариант).A computational analysis of the schemes for implementing the method of liquefying natural gas according to FIG. 1 (variant 1), fig. 2 (variant 2) and FIG. 3 (3rd option).
Техническим результатом во всех вариантах является снижение удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа и упрощение процесса управления установкой сжижения природного газа. В 2 и 3 вариантах добавлен дожимающий компрессор, который может быть, как на высоком давлении (2 вариант), повышающий давление азота перед подачей в компрессорную ступень второго турбодетандер-компрессорного агрегата, так и на низком давлении (3 вариант), повышающий давление азота после расширения в детандерной ступени второго турбодетандер-компрессорного агрегата перед подачей в циркуляционный компрессор.The technical result in all variants is to reduce the specific energy consumption for the production of liquefied natural gas and to simplify the control process of the natural gas liquefaction plant. In
Значение удельных энергозатрат одинаковы для всех трех вариантов.The value of specific energy consumption is the same for all three options.
В предлагаемых способах по 1 варианту и 3 варианту поток азота, сжатый в циркуляционном компрессоре и охлажденный в охладителе, разделяют на два потока и направляют в отдельные контуры турбодетандер-компрессорных агрегатов, в способе по 2 варианту поток азота, сжатый в циркуляционном компрессоре и охлажденный в охладителе, разделяют на два потока, первый поток направляют в отдельный контур первого турбодетандер-компрессорного агрегата, второй поток азота направляют на дополнительное сжатие в дожимающий компрессор, охлаждают в отдельном охладителе и направляют на дополнительное сжатие в отдельный контур второго турбодетандер-компрессорного агрегата, далее в способах по 1 варианту, 2 варианту, 3 варианту потоки азота в компрессорных ступенях турбодетандер-компрессорных агрегатов сжимают до различных значений давления, таким образом, нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов. Затем потоки азота охлаждают в отдельных охладителях после компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, далее потоки азота подают в пластинчато-ребристый теплообменный аппарат, охлажденные в пластинчато-ребристом теплообменном аппарате потоки азота, каждый с различной температурой и давлением выводят из пластинчато-ребристого теплообменного аппарата и направляют в детандерные ступени турбодетандер-компрессорных агрегатов на расширение. Т.е. каждый турбодетандер-компрессорный агрегат работает в отдельном контуре, что повышает эффективность каждого из двух турбодетандер-компрессорных агрегатов и способствует снижению удельных энергозатрат на производство сжиженного природного газа, а также приводит к упрощению процесса управления установкой сжижения природного газа, так как нет необходимости согласовывать работу компрессорных ступеней турбодетандер-компрессорных агрегатов, а потоки азота в компрессорных ступенях сжимаются до различных значений давлений.In the proposed methods according to
Расчетные параметры для 1, 2 и 3 вариантов способа сжижения природного газа приведены в таблице 1 (Расчетные параметры удельных энергозатрат на производство СПГ в различных способах сжижения природного газа).The calculated parameters for
Claims (3)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2775341C1 true RU2775341C1 (en) | 2022-06-29 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2002070972A2 (en) * | 2001-03-06 | 2002-09-12 | Abb Lummus Global, Inc. | Lng production using dual independent expander refrigeration cycles |
US20100132405A1 (en) * | 2007-06-22 | 2010-06-03 | Kanfa Aragon As | Method and system for producing LNG |
WO2010128467A2 (en) * | 2009-05-08 | 2010-11-11 | Corac Group Plc | Production and distribution of natural gas |
US20120060553A1 (en) * | 2010-09-09 | 2012-03-15 | Linde Aktiengesellschaft | Natural gas liquefaction |
RU2576410C2 (en) * | 2014-02-28 | 2016-03-10 | Закрытое акционерное общество "Криогаз" | Natural gas liquefaction method |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2002070972A2 (en) * | 2001-03-06 | 2002-09-12 | Abb Lummus Global, Inc. | Lng production using dual independent expander refrigeration cycles |
US20100132405A1 (en) * | 2007-06-22 | 2010-06-03 | Kanfa Aragon As | Method and system for producing LNG |
WO2010128467A2 (en) * | 2009-05-08 | 2010-11-11 | Corac Group Plc | Production and distribution of natural gas |
US20120060553A1 (en) * | 2010-09-09 | 2012-03-15 | Linde Aktiengesellschaft | Natural gas liquefaction |
RU2576410C2 (en) * | 2014-02-28 | 2016-03-10 | Закрытое акционерное общество "Криогаз" | Natural gas liquefaction method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR100381108B1 (en) | Single mixed refrigerant gas liquefaction process | |
US7540171B2 (en) | Cryogenic liquefying/refrigerating method and system | |
JP6140713B2 (en) | Multiple nitrogen expansion process for LNG production | |
JP4980051B2 (en) | Integrated multi-loop cooling method for gas liquefaction | |
KR940000733B1 (en) | Gas refrigeration method | |
US3323315A (en) | Gas liquefaction employing an evaporating and gas expansion refrigerant cycles | |
EA007310B1 (en) | Process and apparatus for liquefying natural gas | |
MX2013014870A (en) | Process for liquefaction of natural gas. | |
KR20130115164A (en) | Natural gas liquefaction with feed water removal | |
KR101669729B1 (en) | Air liquefaction system using lng cold energy with ejector expansion device entraining expanded vapor | |
KR20190120776A (en) | Polar cascade method for liquefying natural gas in high pressure cycle with precooling by ethane and auxiliary cooling by nitrogen and plant for its implementation | |
US3735601A (en) | Low temperature refrigeration system | |
KR940000732B1 (en) | Method and apparatus for producing a liquefied permanent gas stream | |
US20230332833A1 (en) | Process for Producing Liquefied Hydrogen | |
CA2914848A1 (en) | Systems and methods for natural gas liquefaction capacity augmentation | |
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 | |
RU2775341C1 (en) | Method for liquefying natural gas (options) | |
JPH08254368A (en) | Method and apparatus for refrigerating article to be ground in freeze grinder | |
RU2656068C1 (en) | Method and unit of natural gas liquefaction at the gas distribution station | |
US3914949A (en) | Method and apparatus for liquefying gases | |
JP2021515169A (en) | Cooling system | |
KR20230171430A (en) | Systems and methods for precooling in hydrogen or helium liquefaction processing | |
RU2714088C1 (en) | Natural gas liquefaction complex (versions) | |
RU2576410C2 (en) | Natural gas liquefaction method | |
RU2753206C1 (en) | Method for autonomous production of liquefied natural gas and installation for its implementation |