RU2651007C2 - System and method for the natural gas liquefaction - Google Patents

System and method for the natural gas liquefaction Download PDF

Info

Publication number
RU2651007C2
RU2651007C2 RU2016130314A RU2016130314A RU2651007C2 RU 2651007 C2 RU2651007 C2 RU 2651007C2 RU 2016130314 A RU2016130314 A RU 2016130314A RU 2016130314 A RU2016130314 A RU 2016130314A RU 2651007 C2 RU2651007 C2 RU 2651007C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gaseous material
unit
compressor
natural gas
liquefaction
Prior art date
Application number
RU2016130314A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2016130314A (en
RU2016130314A3 (en
Inventor
Йосицуги КИККАВА
Коитиро САКАИ
Original Assignee
Тийода Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Тийода Корпорейшн filed Critical Тийода Корпорейшн
Publication of RU2016130314A publication Critical patent/RU2016130314A/en
Publication of RU2016130314A3 publication Critical patent/RU2016130314A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2651007C2 publication Critical patent/RU2651007C2/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0204—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow SCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F25J3/0214—Liquefied 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
    • F25J1/0002—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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0082—Methane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0085—Ethane; Ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F25J1/0209—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade
    • F25J1/021—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop as at least a three level refrigeration cascade using a deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0217—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0218—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as at least a three level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one or more SCR cycles, e.g. with a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0237—Heat exchange integration integrating refrigeration provided for liquefaction and purification/treatment of the gas to be liquefied, e.g. heavy hydrocarbon removal from natural gas
    • F25J1/0239—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling
    • F25J1/0241—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling wherein the overhead cooling comprises providing reflux for a fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • 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
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/40—Features relating to the provision of boil-up in the bottom of a column
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/72—Refluxing the column with at least a part of the totally condensed overhead 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • 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
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/60—Natural gas or synthetic natural gas [SNG]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/22—Compressor driver arrangement, e.g. power supply by motor, gas or steam turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • 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
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F25J2240/04—Multiple expansion turbines in parallel
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/12—External refrigeration with liquid vaporising loop
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/18—External refrigeration with incorporated cascade loop
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/60—Closed external refrigeration cycle with single component refrigerant [SCR], e.g. C1-, C2- or C3-hydrocarbons
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/66—Closed external refrigeration cycle with multi component refrigerant [MCR], e.g. mixture of hydrocarbons

Landscapes

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

Abstract

FIELD: technological processes; gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the natural gas liquefaction and separation technology. Natural gas liquefaction system (1) includes a unit for the water removal from the initial gaseous material, first expander (3), which produces energy by using natural gas under pressure as a gaseous material; first cooling unit (11, 12), which cools down the gaseous material having a reduced pressure by expansion in the first expander; distillation unit (15) for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled down by the first cooling unit; first compressor (4) for the gaseous material compressing from which the heavy components are partially or completely removed by the distillation unit, by using the produced in the first expander energy; and a liquefying unit (21) for the gaseous material compressed by the first compressor liquefying, by heat exchange with the refrigerant.
EFFECT: use of the invention will allow to increase the pressure at the compressor outlet end by using the energy produced with the source gas expanding, and reduce the cooling capacity required for the cooling unit.
19 cl, 12 tbl, 22 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

[0001][0001]

Настоящее изобретение предлагает систему и способ для сжижения природного газа в целях производства сжиженного природного газа посредством охлаждения природного газа.The present invention provides a system and method for liquefying natural gas in order to produce liquefied natural gas by cooling natural gas.

Уровень техникиState of the art

[0002][0002]

Природный газ, добываемый на газовых месторождениях, сжижается на установке для сжижения таким образом, что газ может храниться и транспортироваться в форме жидкости. Охлажденный до приблизительно -162 градусов Цельсия, жидкий природный газ имеет значительно уменьшенный объем по сравнению с газообразным природным газом, и для его хранения не требуется высокое давление. В то же время, в процессе сжижения природного газа удаляются примеси, такие как вода, кислые газы и ртуть, которые содержатся в добываемом природном газе, и после того, как отделяются тяжелые компоненты, имеющие относительно более высокие температуры замерзания (углеводороды C5+, такие как бензол, пентан и другие тяжелые углеводороды, природный газ сжижается.Natural gas produced in gas fields is liquefied in a liquefaction plant so that the gas can be stored and transported in liquid form. Cooled to approximately -162 degrees Celsius, liquid natural gas has a significantly reduced volume compared to gaseous natural gas, and high pressure is not required for its storage. At the same time, in the process of liquefying natural gas, impurities such as water, acid gases and mercury, which are contained in the produced natural gas, are removed and after heavy components having relatively higher freezing points (C5 + hydrocarbons, such as benzene, pentane and other heavy hydrocarbons, natural gas liquefies.

[0003][0003]

Для сжижения природного газа были разработаны разнообразные технологии, в том числе технологии на основе процессов расширения, в которых используются расширительные клапаны и турбины, и процессов теплообмена, в которых используются имеющие низкую температуру кипения хладагенты (такие как легкие углеводороды, в том числе метан, этан и пропан). Например, конкретная известная система для сжижения природного газа (см. патентный документ 1) включает охлаждающий блок для охлаждения природного газа, из которого удаляются примеси, расширительный блок для изоэнтропического расширения охлажденного природного газа, дистилляционный блок для дистилляции природного газа, давление которого снижается в расширительном блоке до менее высокого уровня, чем критические давления метана и более тяжелых компонентов, компрессор для сжатия дистиллированного газа из дистилляционного блока посредством использования выходного вала из расширителя и сжижающий блок для сжижения дистиллированного газа, сжатого компрессором, посредством теплообмена со смешанным хладагентом.A variety of technologies have been developed to liquefy natural gas, including technologies based on expansion processes that use expansion valves and turbines, and heat transfer processes that use low-boiling refrigerants (such as light hydrocarbons, including methane, ethane and propane). For example, a particular known system for liquefying natural gas (see Patent Document 1) includes a cooling unit for cooling natural gas from which impurities are removed, an expansion unit for isentropic expansion of the cooled natural gas, a distillation unit for distilling natural gas, the pressure of which decreases in the expansion unit to a lower level than the critical pressures of methane and heavier components, a compressor for compressing distilled gas from a distillation unit through using the output shaft from the expander and a liquefaction unit for liquefying the distilled gas compressed by the compressor through heat exchange with mixed refrigerant.

Документы предшествующего уровня техникиBackground Documents

Патентные документыPatent documents

[0004][0004]

Патентный документ 1: патент США № 4065278Patent Document 1: US Patent No. 4065278

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Задача, решаемая изобретениемThe problem solved by the invention

[0005][0005]

В традиционной системе для сжижения природного газа, такой как система, описанная в патентном документе 1, желательное давление на выпуске компрессора (или давление исходного газа, который вводится в сжижающий блок) должно быть максимально высоким, насколько это возможно, чтобы уменьшалась нагрузка на сжижающий блок (в частности, его основной теплообменник), и достигала максимума эффективность процесса сжижения.In a traditional system for liquefying natural gas, such as the system described in Patent Document 1, the desired pressure at the outlet of the compressor (or the pressure of the source gas that is introduced into the liquefaction unit) should be as high as possible so that the load on the liquefaction unit is reduced (in particular, its main heat exchanger), and the efficiency of the liquefaction process reached its maximum.

[0006][0006]

В целях увеличения давления на выпуске компрессора требуется соответствующая большая энергия. Однако в традиционной конструкции, где исходный газ, охлажденный охлаждающим блоком, расширяется посредством расширителя, энергия, производимая расширителем, оказывается ограниченной и недостаточной для увеличения давления на выпуске компрессора до желательного уровня.In order to increase the pressure at the compressor outlet, a correspondingly large energy is required. However, in the traditional design, where the source gas cooled by the cooling unit is expanded by means of an expander, the energy produced by the expander is limited and insufficient to increase the pressure at the compressor outlet to the desired level.

[0007][0007]

В традиционной конструкции, поскольку исходный газ должен охлаждаться перед тем, как он расширяется в расширителе, требуется относительно большая мощность охлаждающего блока, и это увеличивает капитальные расходы и эксплуатационные расходы на охлаждающий блок.In a traditional design, since the feed gas must be cooled before it expands in the expander, a relatively large capacity of the cooling unit is required, and this increases the capital costs and operating costs of the cooling unit.

[0008][0008]

В традиционной конструкции, поскольку охлаждение исходного газа приводит у образованию продуктов конденсации, оказывается необходимой установка разделяющего газовую и жидкую фазы сепаратора, чтобы отделять (удалять) продукты конденсации из исходного газа перед тем, как исходный газ вводится из охлаждающего блока в расширитель. Кроме того, поскольку является высокой температура исходного газа на выпускном конце компрессора, возникает значительная разность температур между промежуточной точкой впуска сжижающего блока и хладагентом, таким образом, что для охлаждающего блока требуется соответствующая высокая мощность.In the traditional design, since the cooling of the source gas results in the formation of condensation products, it is necessary to install a separator for separating the gas and liquid phases in order to separate (remove) the condensation products from the source gas before the source gas is introduced from the cooling unit into the expander. In addition, since the temperature of the feed gas at the outlet end of the compressor is high, a significant temperature difference occurs between the intermediate inlet point of the liquefaction unit and the refrigerant, so that a corresponding high power is required for the cooling unit.

[0009][0009]

С учетом таких проблем предшествующего уровня техники, основная задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить систему и способ для сжижения природного газа, с помощью которых может увеличиваться давление на выпускном конце компрессора за счет использования энергии, производимой в расширителе посредством расширения исходного газа, и сократить до минимума охлаждающую способность, которая требуется для охлаждающего блока.Given such problems of the prior art, the main objective of the present invention is to provide a system and method for liquefying natural gas, by which the pressure at the outlet end of the compressor can be increased by using the energy produced in the expander by expanding the source gas, and Minimize the cooling capacity required by the cooling unit.

Средства решения задачиMeans of solving the problem

[0010][0010]

Согласно первому аспекту настоящего изобретения, предлагается система (1) для сжижения природного газа, которая охлаждает природный газ для производства сжиженного природного газа, включающая: первый расширитель (3) для производства энергии посредством расширения природного газа под давлением в качестве газообразного материала; первый охлаждающий блок (11, 12) для охлаждения газообразного материала, имеющего пониженное давление посредством расширения в первом расширителе; дистилляционный блок (15) для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале посредством дистилляции газообразного материала, охлажденного первым охлаждающим блоком; первый компрессор (4) для сжатия газообразного материала, из которого частично или полностью удалены тяжелые компоненты посредством дистилляционного блока, за счет использования энергии, производимой в первом расширителе; и сжижающий блок (21) для сжижения газообразного материала, сжатого первым компрессором, посредством теплообмена с хладагентом.According to a first aspect of the present invention, there is provided a system (1) for liquefying natural gas, which cools natural gas for producing liquefied natural gas, comprising: a first expander (3) for generating energy by expanding natural gas under pressure as a gaseous material; a first cooling unit (11, 12) for cooling a gaseous material having a reduced pressure by expansion in a first expander; a distillation unit (15) for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled by the first cooling unit; a first compressor (4) for compressing the gaseous material from which the heavy components are partially or completely removed by means of a distillation unit, by using the energy produced in the first expander; and a liquefaction unit (21) for liquefying the gaseous material compressed by the first compressor by heat exchange with a refrigerant.

[0011][0011]

Согласно первому аспекту настоящего изобретения, система для сжижения природного газа обеспечивает увеличение давления на выпуске первого компрессора и уменьшение охлаждающей способности, которая требуется для первого охлаждающего блока, посредством использования энергии, производимой первым расширителем, благодаря расширению газообразного материала перед тем, как он охлаждается первым охлаждающим блоком.According to a first aspect of the present invention, a system for liquefying natural gas provides an increase in the pressure at the outlet of the first compressor and a decrease in the cooling capacity required for the first cooling unit by utilizing the energy produced by the first expander by expanding the gaseous material before it is cooled by the first cooling block.

[0012][0012]

Согласно второму аспект настоящего изобретения, дополнительно включается второй охлаждающий блок (85), который располагается между первым компрессором и сжижающим блоком и охлаждает газообразный материал, сжатый первым компрессором.According to a second aspect of the present invention, a second cooling unit (85) is further included, which is located between the first compressor and the fluidizing unit and cools the gaseous material compressed by the first compressor.

[0013][0013]

Согласно второму аспекту настоящего изобретения, посредством увеличения давления газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, даже когда уровень температуры газообразного материала должен превышать верхний предел соответствующего интервала, благодаря охлаждению во втором охлаждающем блоке, уровень температуры газообразного материала может устанавливаться на уровне вблизи уровня температуры в точке введения в сжижающий блок, таким образом, что нагрузка на сжижающий блок может уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться.According to a second aspect of the present invention, by increasing the pressure of the gaseous material that is introduced into the fluidizing unit, even when the temperature level of the gaseous material must exceed the upper limit of the corresponding interval, due to cooling in the second cooling unit, the temperature level of the gaseous material can be set at a level close to the temperature in the point of introduction into the liquefaction unit, so that the load on the liquefaction unit can be reduced, and the efficiency of the compression process izheniya may increase.

[0014][0014]

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, в которой сжижающий блок включает спиральный теплообменник, и газообразный материал, выпускаемый из первого компрессора, вводится в теплую область (Z1) спирального теплообменника, которая располагается на горячей стороне спирального теплообменника. According to a third aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, in which the liquefying unit includes a spiral heat exchanger, and gaseous material discharged from the first compressor is introduced into the warm region (Z1) of the spiral heat exchanger, which is located on the hot side of the spiral heat exchanger.

[0015][0015]

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения, если температура газообразного материала должна увеличиваться благодаря увеличению давления на выпуске первого компрессора, посредством введения газообразного материала со стороны теплой области (Z1) спирального теплообменника, чтобы установить уровень температуры газообразного материала ближе к температуре в сжижающем блоке, нагрузка на сжижающий блок может уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться.According to a third aspect of the present invention, if the temperature of the gaseous material is to increase due to the increase in pressure at the outlet of the first compressor, by introducing the gaseous material from the warm region (Z1) of the scroll heat exchanger to set the temperature of the gaseous material closer to the temperature in the fluidizing unit, the load on the fluidizing unit the block may decrease, and the efficiency of the liquefaction process may increase.

[0016][0016]

Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй компрессор (75) расположенный между первым компрессором и сжижающим блоком для сжатия газообразного материала выпускаемый из первого компрессора.According to a fourth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second compressor (75) located between the first compressor and the liquefaction unit for compressing gaseous material discharged from the first compressor.

[0017][0017]

Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения, давление газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, может еще больше увеличиваться, таким образом, что эффективность процесса сжижения осуществляемый в сжижающем блоке может увеличиваться.According to a fourth aspect of the present invention, the pressure of the gaseous material that is introduced into the liquefaction unit can be further increased, so that the efficiency of the liquefaction process carried out in the liquefaction unit can be increased.

[0018][0018]

Согласно пятому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая первый электродвигатель (81), который снабжается электроэнергией из внешнего источника и регулируется в зависимости от значения давления газообразного материала, вводимого в сжижающий блок, и второй компрессор приводится в действие первым электродвигателем.According to a fifth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a first electric motor (81) which is supplied with electric power from an external source and is controlled depending on the pressure value of the gaseous material introduced into the liquefying unit, and the second compressor is driven by the first electric motor .

[0019][0019]

Согласно пятому аспекту настоящего изобретения, давление газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, может увеличиваться в устойчивом режиме, таким образом, что температура газообразного материала может поддерживаться в пределах соответствующего интервала, и процесс сжижения может осуществляться в сжижающем блоке одновременно эффективным и устойчивым способом.According to a fifth aspect of the present invention, the pressure of the gaseous material that is introduced into the liquefaction unit can be increased in a stable manner, so that the temperature of the gaseous material can be maintained within an appropriate interval, and the liquefaction process can be carried out in the liquefied unit in an efficient and stable manner.

[0020][0020]

Согласно шестому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй охлаждающий блок (85), который располагается между вторым компрессором и сжижающим блоком и охлаждает газообразный материал.According to a sixth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second cooling unit (85) which is located between the second compressor and the liquefying unit and cools the gaseous material.

[0021][0021]

Согласно шестому аспекту настоящего изобретения, посредством увеличения давления газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, даже когда уровень температуры газообразного материала должен превышать верхний предел соответствующего интервала, благодаря охлаждению во втором охлаждающем блоке, уровень температуры газообразного материала может устанавливаться на уровне вблизи уровня температуры в точке введения в сжижающий блок таким образом, что нагрузка на сжижающий блок может уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться.According to a sixth aspect of the present invention, by increasing the pressure of the gaseous material that is introduced into the fluidizing unit, even when the temperature level of the gaseous material must exceed the upper limit of the corresponding interval, due to cooling in the second cooling unit, the temperature level of the gaseous material can be set at a level close to the temperature in the point of introduction into the liquefaction unit so that the load on the liquefaction unit can be reduced, and the efficiency of the compression process zheniya may increase.

[0022][0022]

Согласно седьмому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая электрический генераторный блок (87) для преобразования энергии, производимой первым расширителем, в электроэнергию, и второй электродвигатель (84) для приведения в действие первого компрессора, причем второй электродвигатель снабжается электроэнергией, которую производит электрический генераторный блок.According to a seventh aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising an electric generator unit (87) for converting the energy produced by the first expander into electricity, and a second electric motor (84) for driving the first compressor, the second electric motor being supplied with electric power which is produced by an electric generator unit.

[0023][0023]

Согласно седьмому аспекту настоящего изобретения, первый расширитель и первый компрессор находятся в электрическом соединении друг с другом таким образом, что давление на выпуске первого компрессора может увеличиваться, посредством использования энергии, производимой первым расширителем. В то же время, степень свободы эксплуатации системы может увеличиваться по сравнению со случаем, где первый расширитель и первый компрессор находятся в механическом соединении друг с другом.According to a seventh aspect of the present invention, the first expander and the first compressor are electrically connected to each other so that the pressure at the outlet of the first compressor can increase by using the energy produced by the first expander. At the same time, the degree of freedom of operation of the system can increase compared to the case where the first expander and the first compressor are in mechanical connection with each other.

[0024][0024]

Согласно восьмому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй электродвигатель (84), который механически соединяет первый расширитель и первый компрессор друг с другом и снабжается электроэнергией из внешнего источника, причем первый компрессор предназначается, чтобы сжимать газообразный материал за счет использования энергии, производимой первым расширителем, и энергия производимой вторым электродвигателем.According to an eighth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second electric motor (84) that mechanically connects the first expander and the first compressor to each other and is supplied with electricity from an external source, the first compressor being designed to compress gaseous material by use of energy produced by the first expander, and energy produced by the second electric motor.

[0025][0025]

Согласно восьмому аспекту настоящего изобретения, энергия, которую производит второй электродвигатель, может использоваться для дополнения энергии, которую производит первый расширитель, чтобы приводить в действие первый компрессор, таким образом, что давление на выпуске первого компрессора может увеличиваться одновременно эффективным и устойчивым способом.According to an eighth aspect of the present invention, the energy generated by the second electric motor can be used to supplement the energy produced by the first expander to drive the first compressor, so that the pressure at the outlet of the first compressor can increase simultaneously in an efficient and sustainable manner.

[0026][0026]

Согласно девятому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, в которой газообразный материал, из которого частично или полностью удалены тяжелые компоненты посредством дистилляционного блока, непосредственно вводится в первый компрессор, и система дополнительно включает первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар (23), который принимает газообразный материал, сжатый первым компрессором через сжижающий блок; причем газофазный компонент газообразного материала, отделенный в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре, повторно вводится в сжижающий блок, и жидкофазный компонент газообразного материала возвращается в дистилляционный блок.According to a ninth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas in which a gaseous material from which the heavy components are partially or completely removed by means of a distillation unit is directly introduced into the first compressor, and the system further includes a first gas and liquid phase separating tank (23) which receives gaseous material compressed by the first compressor through a liquefaction unit; moreover, the gas-phase component of the gaseous material separated in the first reservoir separating the gas and liquid phases is reintroduced into the liquefaction unit, and the liquid-phase component of the gaseous material is returned to the distillation unit.

[0027][0027]

Согласно девятому аспекту настоящего изобретения, может исключаться необходимость насоса для рециркуляции газообразного материала из первого разделяющего газовую и жидкую фазы резервуара в дистилляционный блок, и это способствует упрощению системы.According to a ninth aspect of the present invention, the need for a pump to recycle the gaseous material from the first gas and liquid phase separating tank to the distillation unit can be eliminated, and this simplifies the system.

[0028][0028]

Согласно десятому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй охлаждающий блок (85), который располагается между первым компрессором и первым разделяющим газовую и жидкую фазы резервуаром и охлаждает газообразный материал.According to a tenth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second cooling unit (85), which is located between the first compressor and the first reservoir separating the gas and liquid phases and cools the gaseous material.

[0029] [0029]

Согласно десятому аспекту настоящего изобретения, даже когда уровень температуры газообразного материала, который сжимается первым компрессором, должен превышать верхний предел соответствующего интервала, благодаря охлаждению во втором охлаждающем блоке, уровень температуры газообразного материала может устанавливаться на уровне вблизи уровня температуры в точке введения в сжижающий блок таким образом, что нагрузка на сжижающий блок может уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться.According to the tenth aspect of the present invention, even when the temperature level of the gaseous material that is compressed by the first compressor must exceed the upper limit of the corresponding interval, due to cooling in the second cooling unit, the temperature level of the gaseous material can be set at a level near the temperature level at the point of introduction into the fluidizing unit such so that the load on the liquefaction unit can be reduced, and the efficiency of the liquefaction process can be increased.

[0030] [0030]

огласно одиннадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй расширитель (3b), который располагается между первым расширителем (3a) и дистилляционным блоком и производит энергию посредством расширения газообразного материала, и третий компрессор (4b), который располагается между дистилляционным блоком и первым компрессором (4a) и сжимает газообразный материал, дистиллированный посредством дистилляционного блока, за счет использования энергии, производимой вторым расширителем.According to an eleventh aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second expander (3b) which is located between the first expander (3a) and the distillation unit and produces energy by expanding the gaseous material, and a third compressor (4b) which is located between by the distillation unit and the first compressor (4a) and compresses the gaseous material distilled by the distillation unit through the use of energy produced by second m extender.

[0031][0031]

Согласно одиннадцатому аспекту настоящего изобретения, посредством предпочтительного расширения газообразного материала в первом и втором расширителях, охлаждающая способность, требуемая для первого охлаждающего блока, может уменьшаться, и за счет использования первого и третьего компрессора, которые используют энергию, производимую первым и вторым расширителями, давление газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, может эффективно увеличиваться.According to an eleventh aspect of the present invention, by preferentially expanding the gaseous material in the first and second expanders, the cooling capacity required for the first cooling unit can be reduced, and by using the first and third compressors that use the energy produced by the first and second expanders, the gaseous pressure the material that is introduced into the liquefaction unit can effectively increase.

[0032][0032]

Согласно двенадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй расширитель (3b), который располагается параллельно с первым расширителем (3a) и производит энергию посредством расширения газообразного материала, и третий компрессор (4b), который располагается между дистилляционным блоком и первым компрессором (4a) и сжимает газообразный материал, дистиллированный посредством дистилляционного блока, за счет использования энергии, производимой вторым расширителем.According to a twelfth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second expander (3b), which is arranged in parallel with the first expander (3a) and produces energy by expanding the gaseous material, and a third compressor (4b), which is located between the distillation unit and a first compressor (4a) and compresses the gaseous material distilled by the distillation unit by utilizing the energy produced by the second expander.

[0033][0033]

Согласно двенадцатому аспекту настоящего изобретения, даже когда объем газообразного материала, вводимого в сжижающую систему, должен увеличиваться, процесс сжижения в сжижающем блоке может осуществляться в устойчивом режиме.According to a twelfth aspect of the present invention, even when the volume of gaseous material introduced into the liquefaction system is to increase, the liquefaction process in the liquefaction unit can be carried out in a stable manner.

[0034][0034]

Согласно тринадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, в которой сжижающий блок включает пластинчато-ребристый теплообменник.According to a thirteenth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, in which the liquefying unit includes a plate-fin heat exchanger.

[0035][0035]

Согласно тринадцатому аспекту настоящего изобретения, даже когда уровень температуры газообразного материала, который сжимается первым компрессором, должен повышаться при повышении его давления, точка введения в сжижающий блок (уровень температуры на стороне сжижающего блока) может легко изменяться в ответ на повышение температуры газообразного материала.According to a thirteenth aspect of the present invention, even when the temperature level of the gaseous material that is compressed by the first compressor needs to increase with increasing pressure, the point of introduction into the fluidizing unit (temperature level on the side of the fluidizing unit) can easily change in response to an increase in temperature of the gaseous material.

[0036][0036]

Согласно четырнадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, в которой газообразный материал, сжатый первым компрессором имеет давление, составляющее более чем 5171 кПа (абс.).According to a fourteenth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas in which the gaseous material compressed by the first compressor has a pressure of greater than 5171 kPa (abs.).

[0037][0037]

Согласно пятнадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, в которой газообразный материал, сжатый вторым расширителем, имеет давление, составляющее более чем 5171 кПа (абс.).According to a fifteenth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, in which the gaseous material compressed by the second expander has a pressure of greater than 5171 kPa (abs.).

[0038][0038]

Согласно четырнадцатому или пятнадцатому аспект настоящего изобретения, посредством повышения давления газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, до соответствующего значения, эффективность процесса сжижения в сжижающем блоке может увеличиваться.According to the fourteenth or fifteenth aspect of the present invention, by increasing the pressure of the gaseous material that is introduced into the liquefaction unit to an appropriate value, the efficiency of the liquefaction process in the liquefaction unit can be increased.

[0041] [0041]

Согласно шестнадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар (23) для приема верхней фракции из дистилляционного блока и третий охлаждающий блок (86), который располагается между дистилляционным блоком и первым разделяющим газовую и жидкую фазы резервуаром и охлаждает верхнюю фракция из дистилляционного блока.According to a sixteenth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a first gas and liquid phase separating tank (23) for receiving the upper fraction from the distillation unit and a third cooling unit (86) which is located between the distillation unit and the first gas separating and liquid phase reservoir and cools the upper fraction from the distillation unit.

[0042][0042]

Согласно шестнадцатому аспекту настоящего изобретения, исключается необходимость охлаждения газообразного материала, который вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар, за счет использования сжижающего блока, таким образом, что нагрузка на сжижающий блок уменьшается.According to a sixteenth aspect of the present invention, there is no need to cool the gaseous material that is introduced into the first gas and liquid phase separating tank by using a fluidizing unit, so that the load on the fluidizing unit is reduced.

[0049][0049]

Согласно семнадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система (1) для сжижения природного газа, которая охлаждает природный газ для производства сжиженного природного газа, включающая: первый расширитель (3) для производства энергии посредством расширения природного газа под давлением в качестве газообразного материала; дистилляционный блок (15) для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале посредством дистилляции газообразного материала, имеющего пониженное давление посредством расширения в первом расширителе; первый компрессор (4) для сжатия газообразного материала, из которого частично или полностью удалены тяжелые компоненты посредством дистилляционного блока, за счет использования энергии, производимой в первом расширителе; и сжижающий блок (21) для сжижения газообразного материала, сжатого первым компрессором, посредством теплообмена с хладагентом.According to a seventeenth aspect of the present invention, there is provided a system (1) for liquefying natural gas, which cools natural gas for producing liquefied natural gas, comprising: a first expander (3) for generating energy by expanding natural gas under pressure as a gaseous material; a distillation unit (15) for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material having a reduced pressure by expansion in the first expander; a first compressor (4) for compressing the gaseous material from which the heavy components are partially or completely removed by means of a distillation unit, by using the energy produced in the first expander; and a liquefaction unit (21) for liquefying the gaseous material compressed by the first compressor by heat exchange with a refrigerant.

[0050][0050]

Согласно семнадцатому аспекту настоящего изобретения, в сочетании со сжижением газообразного материала при относительно высоком давлении, составляющем например, 100 бар (абс.) или более, энергия производимый первым расширителем благодаря расширению газообразного материала может использоваться для увеличения давления на выпуске первого компрессора.According to a seventeenth aspect of the present invention, in combination with liquefying a gaseous material at a relatively high pressure of, for example, 100 bar (abs.) Or more, the energy produced by the first expander due to the expansion of the gaseous material can be used to increase the pressure at the outlet of the first compressor.

[0051][0051]

Согласно восемнадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система (1) для сжижения природного газа, которая охлаждает природный газ для производства сжиженного природного газа, включающая: первый расширитель (3) для производства энергии посредством расширения природного газа под давлением в качестве газообразного материала; первый охлаждающий блок (10, 11, 12) для охлаждения газообразного материала, по меньшей мере, в точке выше по потоку относительно или ниже по потоку относительно первого расширителя; дистилляционный блок (15) для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале посредством дистилляции газообразного материала, охлажденного первым охлаждающим блоком; первый компрессор (4) для сжатия газообразного материала, из которого частично или полностью удалены тяжелые компоненты посредством дистилляционного блока; и сжижающий блок (21) для сжижения газофазного компонента, отделенного от газообразного материала, сжатого первым компрессором, посредством теплообмена с хладагентом.According to an eighteenth aspect of the present invention, there is provided a system (1) for liquefying natural gas, which cools natural gas for producing liquefied natural gas, comprising: a first expander (3) for generating energy by expanding natural gas under pressure as a gaseous material; a first cooling unit (10, 11, 12) for cooling the gaseous material, at least at a point upstream relative to or downstream of the first expander; a distillation unit (15) for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled by the first cooling unit; a first compressor (4) for compressing the gaseous material from which the heavy components are partially or completely removed by means of a distillation unit; and a liquefaction unit (21) for liquefying a gas phase component separated from the gaseous material compressed by the first compressor by heat exchange with a refrigerant.

[0052][0052]

Согласно восемнадцатомуаспекту настоящего изобретения, предотвращается чрезмерное повышение температуры газообразного материала, который сжимается компрессором и вводимый в сжижающий блок, и температура газообразного материала может легко устанавливаться вблизи температуры на впускном конце сжижающего блока. According to an eighteenth aspect of the present invention, an excessive increase in temperature of the gaseous material that is compressed by the compressor and introduced into the liquefaction unit is prevented, and the temperature of the gaseous material can be easily set near the temperature at the inlet end of the liquefaction unit.

[0053][0053]

Согласно девятнадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар (23), который принимает газообразный материал, сжатый первым компрессором, и второй охлаждающий блок (85), который устанавливается между первым компрессором и первым разделяющим газовую и жидкую фазы резервуаром для охлаждения сжатого газа, выпускаемого из первого компрессора.According to a nineteenth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a first gas and liquid phase separating tank (23) that receives gaseous material compressed by the first compressor and a second cooling unit (85) that is installed between the first compressor and the first separating the gas and liquid phases of the tank for cooling the compressed gas discharged from the first compressor.

[0054][0054]

Согласно девятнадцатому аспекту настоящего изобретения, газообразный материал, который вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар, не обязательно должен охлаждаться посредством сжижающего блока, и, таким образом, может уменьшаться нагрузка на сжижающий блок.According to a nineteenth aspect of the present invention, the gaseous material that is introduced into the first gas and liquid separating tank does not have to be cooled by the liquefaction unit, and thus, the load on the liquefaction unit can be reduced.

[0055][0055]

Согласно двадцатому аспекту настоящего изобретения, предлагается система для сжижения природного газа, дополнительно включающая второй разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар (25) для приема части сжатого газа, который сжимается и отделяется первым компрессором, и жидкофазный компонент, отделенный вторым разделяющим газовую и жидкую фазы резервуаром, возвращается в дистилляционный блок.According to a twentieth aspect of the present invention, there is provided a system for liquefying natural gas, further comprising a second gas and liquid phase separation reservoir (25) for receiving a portion of the compressed gas that is compressed and separated by the first compressor, and a liquid phase component separated by a second gas and liquid phase separation reservoir returns to the distillation unit.

[0056][0056]

Согласно двадцатомуаспекту настоящего изобретения, даже когда критическое давление газообразного материала является относительно низким, и давление газообразного материала, который подвергается обработке посредством сжижающей системы, составляет более чем критическое давление, сжижающая нагрузка сжижающего блока может уменьшаться, и может повышаться устойчивость процесса в дистилляционном блоке.According to a twenty aspect of the present invention, even when the critical pressure of the gaseous material is relatively low, and the pressure of the gaseous material that is processed by the liquefaction system is more than critical pressure, the liquefying load of the liquefying unit may decrease, and the process stability in the distillation unit may increase.

[0059][0059]

Согласно двадцать первому аспекту настоящего изобретения, предлагается способ сжижения природного газа посредством охлаждения природного газа для производства сжиженного природного газа, включающий: первую стадию расширения для производства энергии за счет использования природного газа под давлением в качестве газообразного материала; первую стадию охлаждения для охлаждения газообразного материала, имеющего пониженное давление за счет расширения на первой стадии расширения; стадию дистилляции для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале, посредством дистилляции газообразного материала, охлажденного на первой стадии охлаждения; и первую стадию сжатия для сжатия газообразного материала, из которого частично или полностью удалены тяжелые компоненты на стадии дистилляции, за счет использования энергии, производимой на первой стадии расширения; и стадию сжижения для сжижения газообразного материала, сжатого на первой стадии сжатия посредством теплообмена с хладагентом.According to a twenty-first aspect of the present invention, there is provided a method of liquefying natural gas by cooling natural gas to produce liquefied natural gas, the method comprising: a first expansion step for generating energy by using natural gas under pressure as a gaseous material; a first cooling step for cooling a gaseous material having a reduced pressure by expansion in a first expansion step; a distillation step for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled in the first cooling step; and a first compression step for compressing the gaseous material from which the heavy components are partially or completely removed in the distillation step by using energy produced in the first expansion step; and a liquefaction step for liquefying a gaseous material compressed in a first compression step by heat exchange with a refrigerant.

[0060][0060]

Согласно двадцать второму аспекту настоящего изобретения, предлагается способ сжижения природного газа посредством охлаждения природного газа для производства сжиженного природного газа, включающий: первую стадию расширения для производства энергии посредством расширения природного газа под давлением в качестве газообразного материала; первую стадию охлаждения для охлаждения газообразного материала, по меньшей мере, до или после первой стадии расширения; стадию дистилляции для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале, посредством дистилляции газообразного материала, охлажденного на первой стадии охлаждения; первую стадию сжатия для сжатия газообразного материала, из которого частично или полностью удалены тяжелые компоненты на стадии дистилляции; и стадия сжижения для сжижения газофазного компонента отделенного от газообразного материала, сжатого на первой стадии сжатия посредством теплообмена с хладагентом.According to a twenty-second aspect of the present invention, there is provided a method for liquefying natural gas by cooling natural gas to produce liquefied natural gas, the method comprising: a first expansion step for generating energy by expanding natural gas under pressure as a gaseous material; a first cooling step for cooling the gaseous material at least before or after the first expansion step; a distillation step for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled in the first cooling step; a first compression step for compressing the gaseous material from which the heavy components are partially or completely removed in the distillation step; and a liquefaction step for liquefying the gas phase component separated from the gaseous material compressed in the first compression step by heat exchange with a refrigerant.

Эффект изобретенияEffect of the invention

[0061][0061]

Как можно понять из приведенного выше описания, сжижающая система для сжижения природного газа согласно настоящему изобретению обеспечивает повышение давления на выпуске компрессора за счет использования энергии, производимой расширителем, благодаря расширению газообразного материала, и уменьшение охлаждающей способности, которая требуется для охлаждающего блока.As can be understood from the above description, the liquefaction system for liquefying natural gas according to the present invention provides an increase in pressure at the outlet of the compressor by utilizing the energy produced by the expander by expanding the gaseous material, and reducing the cooling capacity required for the cooling unit.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

[0062][0062]

Фиг. 1 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как первый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 1 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a first embodiment of the present invention;

фиг. 2 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в традиционной системе для сжижения природного газа, приведенной как первый пример для сравнения;FIG. 2 is a diagram illustrating a liquefaction process in a conventional system for liquefying natural gas, given as a first example for comparison;

фиг. 3 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в традиционной системе для сжижения природного газа, приведенной как второй пример для сравнения;FIG. 3 is a diagram illustrating a liquefaction process in a conventional system for liquefying natural gas, given as a second example for comparison;

фиг. 4 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как первая модификация первого варианта осуществления;FIG. 4 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a first modification of a first embodiment;

фиг. 5 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как вторая модификация первого варианта осуществления;FIG. 5 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a second modification of the first embodiment;

фиг. 6 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как третья модификация первого варианта осуществления;FIG. 6 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a third modification of the first embodiment;

фиг. 7 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как второй вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 7 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a second embodiment of the present invention;

фиг. 8 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как третий вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 8 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a third embodiment of the present invention;

фиг. 9 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как модификация третьего варианта осуществления;FIG. 9 is a diagram illustrating a liquefaction process in a system for liquefying natural gas, shown as a modification of the third embodiment;

фиг. 10 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как четвертый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 10 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a fourth embodiment of the present invention;

фиг. 11 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как пятый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 11 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a fifth embodiment of the present invention;

фиг. 12 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как шестой вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 12 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a sixth embodiment of the present invention;

фиг. 13 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как первая модификация шестого варианта осуществления;FIG. 13 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a first modification of a sixth embodiment;

фиг. 14 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как вторая модификация шестого варианта осуществления;FIG. 14 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a second modification of a sixth embodiment;

фиг. 15 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как третий вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 15 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a third embodiment of the present invention;

фиг. 16 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как четвертый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 16 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a fourth embodiment of the present invention;

фиг. 17 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как девятый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 17 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a ninth embodiment of the present invention;

фиг. 18 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как модификация девятого варианта осуществления;FIG. 18 is a diagram illustrating a liquefaction process in a system for liquefying natural gas, shown as a modification of the ninth embodiment;

фиг. 19 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как десятый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 19 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a tenth embodiment of the present invention;

фиг. 20 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как одиннадцатый вариант осуществления настоящего изобретения;FIG. 20 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as an eleventh embodiment of the present invention;

фиг. 21 представляет диаграмму, иллюстрирующую первый вариант соединительной конструкции между расширителем и компрессором в системе для сжижения природного газа согласно настоящему изобретению; иFIG. 21 is a diagram illustrating a first embodiment of a connecting structure between an expander and a compressor in a natural gas liquefaction system according to the present invention; and

фиг. 22 представляет диаграмму, иллюстрирующую второй вариант соединительной конструкции между расширителем и компрессором в системе для сжижения природного газа согласно настоящему изобретению.FIG. 22 is a diagram illustrating a second embodiment of a connecting structure between an expander and a compressor in a natural gas liquefaction system according to the present invention.

Описание предпочтительных вариантов осуществленияDescription of Preferred Embodiments

[0063][0063]

Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения описываются далее со ссылкой на прилагаемые чертежи.Preferred embodiments of the present invention are described below with reference to the accompanying drawings.

[0064][0064]

(Первый вариант осуществления)(First Embodiment)

Фиг. 1 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как первый вариант осуществления настоящего изобретения. Таблица 1, которая будет приведена ниже, представляет результаты моделирования процесса сжижения в системе для сжижения природного газа. Аналогичные результаты представляют таблицы 2-12. Таблица 1 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы согласно первому варианту осуществления. В таблице 1 столбцы (i)-(ix) представляют значения в соответствующих точках сжижающей системы 1, обозначенных соответствующими римскими числами (i)-(ix) на фиг. 1.FIG. 1 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a first embodiment of the present invention. Table 1, which will be given below, presents the simulation results of the liquefaction process in a system for liquefying natural gas. Similar results are presented in tables 2-12. Table 1 presents the temperature, pressure, flow rate, and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system according to the first embodiment. In Table 1, columns (i) - (ix) represent the values at the corresponding points of the fluidizing system 1, indicated by the corresponding Roman numbers (i) - (ix) in FIG. one.

[0065][0065]

Природный газ, содержащий приблизительно от 80 до 98 мол.% метана, используется в качестве газообразного материала или исходного газа. Газообразный материал также содержит, по меньшей мере, углеводороды C5+, составляющие, по меньшей мере, 0,1 мол.%, или BTX (бензол, толуол, ксилол), составляющие, по меньшей мере, 1 молярную часть на миллион и представляющие собой тяжелые компоненты. Компоненты газообразного материала, которые не представляют собой метан, проиллюстрированы в столбце (i) таблицы 1. Термин "газообразный материал", который используется в настоящем описании, означает материал, который не обязательно должен присутствовать в газообразной форме, но может также присутствовать в форме жидкости после различных стадий сжижения. Natural gas containing from about 80 to 98 mol% of methane is used as a gaseous material or a source gas. The gaseous material also contains at least C5 + hydrocarbons constituting at least 0.1 mol%, or BTX (benzene, toluene, xylene), constituting at least 1 molar part per million and being heavy Components. Components of a gaseous material that are not methane are illustrated in column (i) of Table 1. The term “gaseous material” as used herein means a material that does not have to be present in gaseous form, but may also be in liquid form. after various stages of liquefaction.

[0066][0066]

В этой сжижающей системе 1 газообразный материал направляется в обезвоживающий блок 2 через трубопровод L1 и освобождается от влаги в целях предотвращения проблем, вызываемых образованием льда. Газообразный материал, поступающий в обезвоживающий блок 2, имеет температуру, составляющую приблизительно 20 градусов Цельсия, давление, составляющее приблизительно 5830 кПа (абс.), и скорость потока, составляющую приблизительно 720000 кг/час. Обезвоживающий блок 2 может состоять из колонн, которые заполняет влагопоглотитель (такой как молекулярное сито), и он может уменьшать влагосодержание газообразного материала до менее чем 0,1 молярной части на миллион. Обезвоживающий блок 2 может состоять из любых других известных устройств, которые способны устанавливать влагосодержание газообразного материала ниже желательного уровня.In this liquefaction system 1, gaseous material is sent to the dewatering unit 2 through line L1 and is free of moisture to prevent problems caused by ice formation. The gaseous material entering the dewatering unit 2 has a temperature of approximately 20 degrees Celsius, a pressure of approximately 5830 kPa (abs.), And a flow rate of approximately 720000 kg / h. The dewatering unit 2 may consist of columns that are filled with a desiccant (such as a molecular sieve), and it can reduce the moisture content of the gaseous material to less than 0.1 molar parts per million. The dewatering unit 2 may consist of any other known devices that are capable of setting the moisture content of the gaseous material below a desired level.

[0067][0067]

Хотя ниже не представлено подробное обсуждение, в сжижающей системе 1 могут использоваться дополнительные известные устройства для осуществления предварительных технологических стадий, которые предшествуют технологической стадии в обезвоживающем блоке 2, такие как разделительный блок для отделения конденсата природного газа, отделяющий кислые газы блок для удаления кислых газов, таких как диоксид углерода и сероводород, и отделяющий ртуть блок для удаления ртути. Как правило, в обезвоживающий блок 2 поступает газообразный материал, от которого отделены примеси посредством использования таких устройств. Газообразный материал, который направляется в обезвоживающий блок 2, предварительно обрабатывается таким образом, что содержание диоксида углерода (CO2) составляет менее чем 50 молярных частей на миллион, содержание сероводорода (H2S) составляет менее чем 4 молярные части на миллион, содержание серы составляет менее чем 20 мг/нм3, и содержание ртути составляет менее чем 10 нг/нм3.Although not discussed in detail below, additional known devices may be used in the fluidizing system 1 to carry out the preliminary process steps that precede the process step in the dewatering unit 2, such as a separation unit for separating natural gas condensate, an acid gas separating unit for removing acidic gases, such as carbon dioxide and hydrogen sulfide, and a mercury separating unit for mercury removal. Typically, gaseous material enters the dewatering unit 2, from which impurities are separated by using such devices. The gaseous material that is sent to the dewatering unit 2 is pre-treated so that the carbon dioxide (CO 2 ) content is less than 50 molar parts per million, the hydrogen sulfide content (H 2 S) is less than 4 molar parts per million, the sulfur content is less than 20 mg / nm 3 and the mercury content is less than 10 ng / nm 3 .

[0068][0068]

Источник газообразного материала может не ограничиваться каким-либо определенным источником, но может представлять собой, не исключительно, сланцевый газ, газ плотных песчаных коллекторов и остающийся в кровле прослоек угля метан в сжатом состоянии. Газообразный материал может поступать не только из источника, такого как газовое месторождение, через трубопровод, но также из резервуаров для хранения.The source of gaseous material may not be limited to any particular source, but may be, not exclusively, shale gas, gas from dense sand reservoirs and methane in the compressed state remaining in the roof of coal interlayers. Gaseous material may come not only from a source, such as a gas field, through a pipeline, but also from storage tanks.

[0069][0069]

Газообразный материал, от которого вода отделяется в обезвоживающем блоке 2, направляется в первый расширитель 3 через трубопровод L2. Первый расширитель 3 состоит из турбины, которая уменьшает давление природного газа, поступающего в него, и производит мощность (или энергию) в процессе расширения природного газа в изоэнтропических условиях. Когда осуществляется стадии расширения (первая стадия расширения) в первом расширителе 3, давление и температура материала уменьшаются. Первый расширитель 3 имеет общий вал 5 с первым компрессором 4 (который будет обсуждаться далее), таким образом, что энергия, производимая первым расширителем 3 может использоваться в качестве источника энергии для первого компрессора 4. Если скорость вращения первого расширителя 3 составляет менее чем скорость вращения первого компрессора 4, подходящая повышающая скорость зубчатая передача может быть установлена между первым расширителем 3 и первым компрессором 4. Первый расширитель 3 уменьшает температуру газообразного материала до приблизительно 8,3 градусов Цельсия и уменьшает давление до приблизительно 4850 кПа (абс.), соответственно. Как правило, давление газообразного материала, который выпускается из первого расширителя 3, находится в интервале от 3000 кПа (абс.) до 5500 кПа (абс.) (от 30 бар (абс.) до 55 бар (абс.)) или предпочтительнее в интервале от 3500 кПа (абс.) до 5000 кПа (абс.) (от 35 бар (абс.) до 50 бар (абс.)).Gaseous material from which water is separated in the dewatering unit 2 is sent to the first expander 3 through line L2. The first expander 3 consists of a turbine, which reduces the pressure of the natural gas entering it, and produces power (or energy) in the process of expansion of natural gas in isentropic conditions. When the expansion stages (first expansion stage) in the first expander 3 are carried out, the pressure and temperature of the material are reduced. The first expander 3 has a common shaft 5 with the first compressor 4 (which will be discussed later), so that the energy produced by the first expander 3 can be used as an energy source for the first compressor 4. If the rotation speed of the first expander 3 is less than the rotation speed of the first compressor 4, a suitable speed-increasing gear train can be installed between the first expander 3 and the first compressor 4. The first expander 3 reduces the temperature of the gaseous material to approx izitelno 8.3 degrees Celsius and reduces the pressure to about 4850 kPa (abs.), respectively. Typically, the pressure of the gaseous material that is discharged from the first expander 3 is in the range of 3000 kPa (abs.) To 5500 kPa (abs.) (30 bar (abs.) To 55 bar (abs.)) Or more preferably the range from 3500 kPa (abs.) to 5000 kPa (abs.) (from 35 bar (abs.) to 50 bar (abs.)).

[0070][0070]

Газообразный материал из первого расширителя 3 направляется в холодильник 11 через трубопровод L3. Охлаждающий блок (первый охлаждающий блок) образуется посредством присоединения следующего холодильника 12 к расположенному ниже по потоку концу холодильника 11. Газообразный материал охлаждается посредством ступенчатого теплообмена с хладагентом (первая стадия охлаждения) в первом охлаждающем блоке 11, 12. Температура газообразного материала, который подвергается охлаждению посредством первого охлаждающего блока 11, 12, находится в интервале от -20 до -50 градусов Цельсия или предпочтительнее в интервале от -25 до -35 градусов Цельсия. Если газообразный материал, который вводится в сжижающую систему 1, имеет относительно высокое давление, составляющее, например, более чем 100 бар (абс.), первый охлаждающий блок 11, 12 может отсутствовать, поскольку температура газообразного материала на выпуске первого расширителя 3 является относительно низкой, составляя, например, -30 градусов Цельсия. Возможность исключения охлаждающего блока на расположенной выше по потоку стороне дистилляционного блока 15 распространяется в равной степени на варианты осуществления, проиллюстрированные на фиг. 4-18, 20 и 33, которые будет обсуждаться далее.Gaseous material from the first expander 3 is sent to the refrigerator 11 through a pipe L3. A cooling unit (first cooling unit) is formed by attaching the next refrigerator 12 to the downstream end of the refrigerator 11. The gaseous material is cooled by stepwise heat exchange with refrigerant (first cooling stage) in the first cooling unit 11, 12. The temperature of the gaseous material that is cooled by means of the first cooling unit 11, 12, is in the range of -20 to -50 degrees Celsius or more preferably in the range of -25 to -35 degrees Celsius. If the gaseous material that is introduced into the liquefaction system 1 has a relatively high pressure of, for example, more than 100 bar (abs.), The first cooling unit 11, 12 may not be present, since the temperature of the gaseous material at the outlet of the first expander 3 is relatively low , making, for example, -30 degrees Celsius. The possibility of eliminating the cooling unit on the upstream side of the distillation unit 15 extends equally to the embodiments illustrated in FIG. 4-18, 20 and 33, which will be discussed later.

[0071][0071]

Согласно настоящему варианту осуществления, в системе используется предварительно охлажденный смешанный хладагент на основе пропана (П-СХ). Газообразный материал предварительно охлаждается в первом охлаждающем блоке 11, 12 за счет использования пропана в качестве хладагента, а затем подвергается переохлаждению до чрезвычайно низкой температуры в целях сжижения газообразного материала в холодильном цикле мс использованием смешанного хладагента, как будет обсуждаться далее. Пропан в качестве хладагента (ПХ), имеющий среднее давление (СД) и низкое давление (LP), используется для охлаждения газообразного материала на множестве ступеней (на двух ступенях согласно проиллюстрированному варианту осуществления) в первом охлаждающем блоке 11, 12. Хотя это не проиллюстрировано на чертежах, первый охлаждающий блок 11, 12 образует часть общеизвестного холодильного цикла, включающего компрессоры и конденсаторы для пропана в качестве хладагента.According to the present embodiment, the system uses pre-cooled propane-based mixed refrigerant (P-CX). The gaseous material is pre-cooled in the first cooling unit 11, 12 by using propane as a refrigerant, and then subjected to supercooling to an extremely low temperature in order to liquefy the gaseous material in the refrigeration cycle using mixed refrigerant, as will be discussed below. Propane as a refrigerant (PX) having medium pressure (DM) and low pressure (LP) is used to cool the gaseous material in a plurality of stages (two stages according to the illustrated embodiment) in the first cooling unit 11, 12. Although this is not illustrated in the drawings, the first cooling unit 11, 12 forms part of a well-known refrigeration cycle including compressors and condensers for propane as a refrigerant.

[0072][0072]

Сжижающая система 1 не обязательно должна представлять собой систему на основе П-СХ, но может использоваться и каскадная система, в которой множество отдельных холодильных циклов образуются за счет использования соответствующих хладагентов (таких как метан, этан и пропан), имеющих различные температура кипения, система на основе двойного смешанного хладагента (ДСХ), в которой используется смешанная среда, такая как смесь этана и пропана для процесса предварительного охлаждения, и каскадная система на основе смешанной текучей среды (СТС), в которой используются различные смешанные хладагенты отдельно для индивидуальных циклов предварительного охлаждения, сжижения и переохлаждения, а также и другие возможности.The liquefaction system 1 does not have to be a P-CX based system, but a cascade system can be used in which many separate refrigeration cycles are formed by using appropriate refrigerants (such as methane, ethane and propane) having different boiling points, the system based on double mixed refrigerant (DLC), which uses a mixed medium, such as a mixture of ethane and propane for the pre-cooling process, and a cascaded system based on mixed fluid (CTC), in which various mixed refrigerants are used separately for individual cycles of pre-cooling, liquefaction and subcooling, as well as other features.

[0073][0073]

Газообразный материал из холодильника 12 направляется в дистилляционный блок 15 через трубопровод L4. Давление газообразного материала в этой точке должно составлять менее чем критическое давление метана и более тяжелых компонентов посредством расширения в первом расширителе 3 и других необязательных процессов. Дистилляционный блок 15 составляет, в основном, дистилляционная колонна, внутри которой установлены многочисленные тарелки, с которых выводятся тяжелые компоненты газообразного материала на стадии дистилляции. Жидкость, которую составляют тяжелые компоненты, выпускается через трубопровод L5, присоединенный к нижнему торцу дистилляционной колонны дистилляционного блока 15. Жидкость, которую составляют тяжелые компоненты, и которая выпускается из дистилляционного блока 15 через трубопровод L5, имеет температуру, составляющую приблизительно 177 градусов Цельсия, и скорость потока, составляющую приблизительно 20000 кг/час. Термин "тяжелые компоненты" означает компоненты, такие как бензол, которые имеют высокие температуры замерзания, а также компоненты, имеющие менее высокие температуры кипения, такие как углеводороды C5+. Трубопровод L5 включает рециркуляционный блок, включающий ребойлер 16, который нагревает часть жидкости, выпускаемой из нижней части дистилляционной колонны дистилляционного блока 15, посредством теплообмена с паром (или маслом), поступающим в ребойлер 16 из внешнего источника, и осуществляется рециркуляция нагретой жидкости обратно в дистилляционный блок 15.Gaseous material from the refrigerator 12 is sent to the distillation unit 15 through line L4. The pressure of the gaseous material at this point should be less than the critical pressure of methane and heavier components through expansion in the first expander 3 and other optional processes. The distillation unit 15 is mainly a distillation column, inside of which numerous plates are installed, from which the heavy components of the gaseous material are removed at the stage of distillation. The liquid that makes up the heavy components is discharged through line L5 connected to the lower end of the distillation column of the distillation unit 15. The liquid which makes up the heavy components and which is discharged from the distillation unit 15 through line L5 has a temperature of about 177 degrees Celsius, and a flow rate of approximately 20,000 kg / h. The term “heavy components” means components, such as benzene, which have high freezing points, as well as components having lower boiling points, such as C5 + hydrocarbons. The pipeline L5 includes a recirculation unit, including a reboiler 16, which heats a part of the liquid discharged from the bottom of the distillation column of the distillation unit 15 by heat exchange with steam (or oil) entering the reboiler 16 from an external source, and the heated liquid is recycled back to the distillation block 15.

[0074][0074]

Верхняя фракция из дистилляционного блока 15, которую составляют легкие компоненты газообразного материала, состоит, в основном, из метана, имеющего низкую температуру кипения, и этот газообразный материал вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L6 и подвергается охлаждению в трубопроводных системах 22a и 22b. Газообразный материал, который направляется в трубопровод L5, имеет температуру, составляющую приблизительно -45,6 градусов Цельсия, и давление, составляющее приблизительно 4700 кПа (абс.). Газообразный материал, освобожденный от более тяжелых компонентов в дистилляционном блоке 15, содержит менее чем 0,1 мол.% C5+ и менее чем 1 молярную часть на миллион BTX (бензол, толуол и ксилол). В процессе прохождения через трубопроводные системы 22a и 22b, газообразный материал охлаждается до приблизительно -65,2 градусов Цельсия, а затем направляется из сжижающего блока 21 в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 через трубопровод L7.The upper fraction from the distillation unit 15, which is composed of the light components of the gaseous material, consists mainly of methane having a low boiling point, and this gaseous material is introduced into the liquefaction unit 21 via line L6 and cooled in the pipe systems 22a and 22b. The gaseous material that is led into the L5 pipeline has a temperature of about −45.6 degrees Celsius and a pressure of about 4700 kPa (abs.). The gaseous material freed from the heavier components in the distillation unit 15 contains less than 0.1 mol% of C5 + and less than 1 molar part per million BTX (benzene, toluene and xylene). As it passes through the piping systems 22a and 22b, the gaseous material is cooled to approximately −65.2 degrees Celsius, and then sent from the liquefaction unit 21 to the first gas and liquid phase separating tank 23 through the pipeline L7.

[0075][0075]

Как будет обсуждаться далее, в сжижающей системе 1 сжижающий блок 21 составляет, в первую очередь, основной теплообменник, и этот теплообменник представляет собой теплообменник катушечного типа, включающий оболочку и спирали из теплообменных трубок, по которым перемещаются газообразный материал и хладагент. В сжижающем блоке 21 определяются теплая область Z1, которая располагается в нижней части блока, предназначается для приема смешанного хладагента и имеет наиболее высокий температурный уровень (интервал), промежуточная область Z2, которая располагается в промежуточной части блока и имеет менее высокую температуру, чем теплая область Z1, и холодная область, которая располагается в верхней части блока, предназначается для выпуска сжиженного газообразного материала и имеет наименьшую температуру. Согласно первому варианту осуществления, теплую область Z1 составляют более теплая область Z1a на высокотемпературной стороне и менее теплая область Z1b на низкотемпературной стороне. Трубопроводные системы 22a и 22b, а также трубопроводные системы 42a, 51a, и 42b и 51b, через которые проходит смешанный хладагент, составляют пучки труб, находящиеся в более теплой области Z1a и менее теплой области Z1b, соответственно. Согласно проиллюстрированному варианту осуществления, температура более теплой области Z1a составляет приблизительно -35 градусов Цельсия на расположенной выше по потоку стороне (стороне впуска) газообразного материала, которая должна охлаждаться, и приблизительно -50 градусов Цельсия на расположенной ниже по потоку стороне (стороне выпуска) газообразного материала. Температура менее теплой области Z1b составляет приблизительно -50 градусов Цельсия на расположенной выше по потоку стороне газообразного материала и приблизительно -135 градусов Цельсия на расположенной ниже по потоку стороне газообразного материала. Температура промежуточной области Z2 составляет приблизительно -65 градусов Цельсия на расположенной выше по потоку стороне газообразного материала и приблизительно -135 градусов Цельсия на расположенной ниже по потоку стороне газообразного материала. Температура холодной области Z3 составляет приблизительно -135 градусов Цельсия на расположенной выше по потоку стороне газообразного материала, и приблизительно -155 градусов Цельсия на расположенной ниже по потоку стороне газообразного материала. Температуры на расположенной выше по потоку стороне и расположенной ниже по потоку стороне каждой области не ограничиваются значениями, которые представлены выше, и температура в каждой из этих частей может изменяться в пределах заданного интервала, составляющего, например, ±5 градусов Цельсия).As will be discussed later, in the liquefaction system 1, the liquefaction unit 21 is primarily a main heat exchanger, and this heat exchanger is a coil-type heat exchanger comprising a shell and coils of heat exchange tubes through which gaseous material and refrigerant are transported. In the liquefaction unit 21, a warm region Z1, which is located in the lower part of the block, is used to receive mixed refrigerant and has the highest temperature level (interval), an intermediate region Z2, which is located in the intermediate part of the block and has a lower temperature than the warm region Z1, and the cold region, which is located in the upper part of the block, is intended for the release of liquefied gaseous material and has the lowest temperature. According to a first embodiment, the warmer region Z1 is constituted by the warmer region Z1a on the high temperature side and the less warm region Z1b on the low temperature side. The piping systems 22a and 22b, as well as the piping systems 42a, 51a, and 42b and 51b through which the mixed refrigerant passes, comprise tube bundles located in the warmer region Z1a and the less warm region Z1b, respectively. According to the illustrated embodiment, the temperature of the warmer region Z1a is about −35 degrees Celsius on the upstream side (inlet side) of the gaseous material to be cooled, and about −50 degrees Celsius on the downstream side (inlet) of the gaseous material. The temperature of the less warmer region Z1b is about −50 degrees Celsius on the upstream side of the gaseous material and about −135 degrees Celsius on the downstream side of the gaseous material. The temperature of the intermediate region Z2 is about −65 degrees Celsius on the upstream side of the gaseous material and about −135 degrees Celsius on the downstream side of the gaseous material. The temperature of the cold region Z3 is about −135 degrees Celsius on the upstream side of the gaseous material, and about −155 degrees Celsius on the downstream side of the gaseous material. The temperatures on the upstream side and the downstream side of each region are not limited to the values presented above, and the temperature in each of these parts can vary within a predetermined range of, for example, ± 5 degrees Celsius).

[0076][0076]

Первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 разделяет жидкофазный компонент (конденсат) газообразного материала, и эта жидкость, которую составляют, в основном, углеводороды, возвращается обратно в дистилляционный блок 15 посредством рециркуляционного насоса 24, установленного в трубопроводе L8. Газофазный компонент газообразного материала, получаемый в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23 и состоящий, главным образом, из метана, направляется в первый компрессор 4 через трубопровод L9. Газообразный материал пропускается через трубопровод L8 при скорости потока, составляющей приблизительно 83500 кг/час, и пропускается через трубопровод L6 при скорости потока, составляющей приблизительно 780000 кг/час. Первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 может также охлаждаться посредством использования смешанного хладагента или этиленового хладагента.The first gas and liquid phase separating tank 23 separates the liquid phase component (condensate) of the gaseous material, and this liquid, which is mainly hydrocarbons, is returned to the distillation unit 15 by means of a recirculation pump 24 installed in the pipeline L8. The gas-phase component of the gaseous material obtained in the first gas and liquid phase separating tank 23 and consisting mainly of methane is sent to the first compressor 4 through line L9. Gaseous material is passed through line L8 at a flow rate of approximately 83,500 kg / h and is passed through line L6 at a flow rate of approximately 780,000 kg / h. The first gas and liquid phase separating tank 23 can also be cooled by using mixed refrigerant or ethylene refrigerant.

[0077][0077]

Первый компрессор 4 представляет собой одноступенчатый центробежный компрессор, имеющий турбинные лопатки для сжатия газообразного материала и установленный на общий вал 5 с первым расширителем 3. Газообразный материал, сжатый первым компрессором 4 (первая стадия сжатия), вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L10. Газообразный материал, который выпускается первым компрессором 4 в трубопровод L10, имеет температуру, составляющую приблизительно -51 градусов Цельсия, и давление, составляющее приблизительно 5500 кПа (абс.). Газообразный материал, вводимый в сжижающий блок 21, сжимается первым компрессором 4 до давления, предпочтительно превышающего, по меньшей мере, 5171 кПа (абс.).The first compressor 4 is a single-stage centrifugal compressor having turbine blades for compressing gaseous material and mounted on a common shaft 5 with a first expander 3. Gaseous material compressed by the first compressor 4 (first compression stage) is introduced into the liquefaction unit 21 through line L10. The gaseous material that is released by the first compressor 4 into the L10 pipeline has a temperature of approximately -51 degrees Celsius and a pressure of approximately 5500 kPa (abs.). The gaseous material introduced into the liquefaction unit 21 is compressed by the first compressor 4 to a pressure preferably exceeding at least 5171 kPa (abs.).

[0078][0078]

Трубопровод L10 присоединяется к трубопроводной системе 30, которая располагается в теплой области Z1b сжижающего блока 21, и расположенный выше по потоку конец этой трубопроводной системы 30 присоединяется к трубопроводной системе 31 в промежуточной области Z2, а затем к трубопроводной системе 32, которая располагается в холодной области Z3. После сжижения и переохлаждения в процессе протекания через трубопроводные системы 31 и 32 природный газ направляется для цели хранения в резервуар сжиженного природного газа (СПГ), который не проиллюстрирован на чертежах, через расширительный клапан 33, установленный в трубопроводе L11. Газообразный материал, обработанный на стадии сжижения, приобретает температуру, составляющую -162 градуса Цельсия, и давление, составляющее приблизительно 120 кПа (абс.), в расположенном ниже по потоку конце расширительного клапана 33.The pipeline L10 is connected to the pipeline system 30, which is located in the warm region Z1b of the fluidizing unit 21, and the upstream end of this pipeline system 30 is connected to the pipeline system 31 in the intermediate region Z2, and then to the pipeline system 32, which is located in the cold region Z3. After liquefaction and supercooling during the flow through the pipeline systems 31 and 32, natural gas is sent for storage to a liquefied natural gas (LNG) tank, which is not illustrated in the drawings, through an expansion valve 33 installed in the pipeline L11. The gaseous material processed in the liquefaction step acquires a temperature of -162 degrees Celsius and a pressure of approximately 120 kPa (abs.) At the downstream end of the expansion valve 33.

[0079][0079]

Газообразный материал, протекающий через сжижающий блок 21, охлаждается посредством холодильного цикла с использованием смешанных хладагентов. Согласно проиллюстрированному варианту осуществления, каждый из смешанных хладагентов может содержать азот в качестве дополнения к смеси углеводородов, содержащей метан, этан и пропан, но он может также иметь другой общеизвестный состав, при том условии, что может быть достигнута требуемая охлаждающая способность.The gaseous material flowing through the liquefaction unit 21 is cooled by a refrigeration cycle using mixed refrigerants. According to the illustrated embodiment, each of the mixed refrigerants may contain nitrogen as a complement to a mixture of hydrocarbons containing methane, ethane and propane, but it may also have a different well-known composition, provided that the required cooling capacity can be achieved.

[0080][0080]

В сжижающем блоке 21 имеющий высокое давление (ВД) смешанный хладагент (СХ) направляется в сепаратор хладагента 41 через трубопровод L12. Смешанный хладагент, который составляет жидкофазный компонент в сепараторе хладагента 41, вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L13, а затем протекает вверх в сжижающем блоке 21 через трубопроводные системы 42a и 42b, расположенные в теплых областях Z1a и Z1b, соответственно, и трубопроводную систему 43, расположенную в промежуточной области Z2. Смешанный хладагент затем расширяется в расширительном клапане 44, установленном в трубопроводе L14, и частично подвергается быстрому испарению.In the liquefaction unit 21, the high-pressure (VD) mixed refrigerant (CX) is sent to the refrigerant separator 41 via a conduit L12. The mixed refrigerant, which constitutes the liquid phase component in the refrigerant separator 41, is introduced into the liquefaction unit 21 through line L13, and then flows upward in the liquefaction unit 21 through line systems 42a and 42b located in warm regions Z1a and Z1b, respectively, and line system 43 located in the intermediate region Z2. The mixed refrigerant then expands in the expansion valve 44 installed in the pipe L14, and partially undergoes rapid evaporation.

[0081][0081]

После пропускания через расширительный клапан 44, смешанный хладагент выпускается вниз (таким образом, что его поток является противоположным потоку газообразного материала в сжижающем блоке 21) из распылительного коллектора 45, установленного в верхней части промежуточной области Z2. Смешанный хладагент, выпускаемый из распылительного коллектора 45, протекает вниз, и при этом осуществляется теплообмен с промежуточным пучком трубок, образованном трубопроводными системами 31, 43 и 52 (последняя трубопроводная система будет обсуждаться далее), которые располагаются в промежуточной области Z2, и с нижним пучком трубок, образованным трубопроводными системами 22a, 22b, 30, 42a, 42b, 51a и 51b (две последние трубопроводные системы будут обсуждаться далее), которые располагаются в теплой области Z1.After passing through expansion valve 44, the mixed refrigerant is discharged downward (so that its flow is opposite to the flow of gaseous material in the liquefaction unit 21) from the spray manifold 45 installed in the upper part of the intermediate region Z2. The mixed refrigerant discharged from the spray manifold 45 flows downward, and heat is exchanged with the intermediate tube bundle formed by the piping systems 31, 43 and 52 (the latter piping system will be discussed later), which are located in the intermediate region Z2, and with the lower bundle tubes formed by the piping systems 22a, 22b, 30, 42a, 42b, 51a and 51b (the last two piping systems will be discussed later), which are located in the warm region Z1.

[0082][0082]

Смешанный хладагент, который составляет газовую фазу сепаратора хладагента 41, вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L15, а затем протекает вверх в сжижающем блоке 21 посредством протекания через трубопроводные системы 51a и 51b, расположенные в теплых областях Z1a и Z1b, трубопроводную систему 52 в промежуточной области Z2 и трубопроводную систему 53, расположенную в холодной области Z3. Смешанный хладагент затем расширяется в расширительном клапане 54, установленном в трубопроводе L16, и частично подвергается быстрому испарению.The mixed refrigerant, which makes up the gas phase of the refrigerant separator 41, is introduced into the fluidizing unit 21 through line L15, and then flows upward in the fluidizing unit 21 by flowing through piping systems 51a and 51b located in warm regions Z1a and Z1b, piping system 52 in the intermediate area Z2 and a piping system 53 located in the cold area Z3. The mixed refrigerant then expands in the expansion valve 54 installed in the pipe L16, and partially undergoes rapid evaporation.

[0083][0083]

Смешанный хладагент, который пропускается через расширительный клапан 54, при этом охлаждается до температуры ниже температуры кипения метана (в данном случае приблизительно -167 градусов Цельсия), и выпускается вниз из распылительного коллектора 55 расположенный в верхней части холодной области Z3 (или протекает в противоположном направлении по отношению к потоку газообразного материала в сжижающем блоке 21). Смешанный хладагент, выпускаемый из распылительного коллектора 55, протекает вниз, и при этом осуществляется теплообмен с верхним пучком трубок, образованным трубопроводными системами 32 и 53, которые располагаются в холодной области Z3, и после смешивания со смешанным хладагентом, который выпускается из распылительного коллектора 45, расположенного ниже, протекает вниз, и при этом осуществляется теплообмен с промежуточным пучком трубок, образованным трубопроводными системами 31, 43 и 52, которые располагаются в промежуточной области Z2, и нижним пучком трубок, образованным трубопроводными системами 22a, 22b, 30, 42a, 42b, 51a и 51b, которые располагаются в теплой области Z1.The mixed refrigerant, which is passed through expansion valve 54, is cooled to a temperature below the boiling point of methane (in this case, approximately -167 degrees Celsius) and is discharged downward from the spray manifold 55 located in the upper part of the cold region Z3 (or flows in the opposite direction with respect to the flow of gaseous material in the fluidizing unit 21). The mixed refrigerant discharged from the atomization manifold 55 flows downward and is exchanged with the upper tube bundle formed by the piping systems 32 and 53, which are located in the cold region Z3, and after mixing with the mixed refrigerant which is discharged from the atomizer manifold 45, located below, flows down, and in this case, heat is exchanged with an intermediate tube bundle formed by pipeline systems 31, 43 and 52, which are located in the intermediate region Z2, and the lower m of tubes formed pipe systems 22a, 22b, 30, 42a, 42b, 51a and 51b, which are disposed in the warm region Z1.

[0084][0084]

Смешанный хладагент, выпускаемый из распылительных коллекторов 45 и 55, в конечном счете, выпускается через трубопровод L17, присоединенный к нижнему торцу сжижающего блока 21, как имеющий низкое давление (НД) газообразный смешанный хладагент (СХ). Устройства для смешанного хладагента, которые установлены в сжижающем блоке 21 (такие как сепаратор хладагента 41), образуют часть общеизвестного холодильного цикла для смешанного хладагента, и смешанный хладагент, выпущенный в трубопровод L17, возвращается в сепаратор хладагента 41 через трубопровод L12 после пропускания через компрессоры и конденсаторы.The mixed refrigerant discharged from the spray manifolds 45 and 55 is ultimately discharged through line L17 connected to the lower end of the liquefaction unit 21 as a gaseous mixed refrigerant (CX) having a low pressure (LP). The mixed refrigerant devices that are installed in the liquefaction unit 21 (such as the refrigerant separator 41) form part of the well-known mixed refrigerant cycle, and the mixed refrigerant discharged into the L17 line is returned to the refrigerant separator 41 via the L12 line after passing through the compressors and capacitors.

[0085][0085]

Как обсуждается выше, газообразный материал, который вводится в сжижающую систему 1, эффективно подвергается сжижению после того, как для его обработки осуществляются стадия расширения, стадия охлаждения, стадия дистилляции, стадия сжатия и стадия сжижения. Эта сжижающая система может применяться, например, к имеющей нормативную загрузку установке для сжижения для производства сжиженного природного газа (СПГ), который составляет, главным образом, метан, из газообразного материала, добываемого на газовом месторождении.As discussed above, the gaseous material that is introduced into the liquefaction system 1 is effectively liquefied after the expansion stage, the cooling stage, the distillation stage, the compression stage, and the liquefaction stage are processed. This liquefaction system can be applied, for example, to a standard-loaded liquefaction plant for the production of liquefied natural gas (LNG), which is mainly methane, from the gaseous material produced in the gas field.

[0086][0086]

Таблица 1Table 1

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 0,930.93 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,0820.08 8,328.32 -42,58-42.58 177,19177.19 -65,24-65.24 -65,24-65.24 -65,24-65.24 -50,99-50.99 -161,55-161.55 Давление (кПа)Pressure (kPa) 5830,005830.00 4850,004850.00 4700,004700,00 4705,004705.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 5483,005483.00 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4502045020 313313 4502045020 33343334 4168641686 4168641686 4170041700 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 719619719619 719619719619 783504783504 1976419764 783504783504 8354883548 699948699948 699948699948 698733698733 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0081995900.008199590 0,0000336260.000033626 0,0082608440,008260844 МетанMethane 0,9499525020.949952502 0,0435088710,043508871 0,9566672210.956667221 ЭтанEthane 0,0249987500.024998750 0,0323395500,032339550 0,0249311180,024931118 ПропанPropane 0,0099995000.009999500 0,1436545950.143654595 0,0090762000,009076200 БутанButane 0,0019999000.001999900 0,1651498650.165149865 0,0007935710,000793571 н-Бутанn-butane 0,0019999000.001999900 0,2328354680.232835468 0,0002685180,000268518 ИзопентанIsopentane 0,0004999750,000499975 0,0668918310,066891831 0,0000017100.000001710 н-Пентанn-Pentane 0,0004999750,000499975 0,0670939280.067093928 0,0000008170.000000817 н-Гексанn-hexane 0,0005999700,000599970 0,0805918930,080591893 0,0000000000.000000000 БензолBenzene 0,0004999750,000499975 0,0671597860,067159786 0,0000000000.000000000 ТолуолToluene 0,0000999950.000099995 0,0134320780.013432078 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000499980.000049998 0,0067160400,006716040 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0004999750,000499975 0,0671603910,067160391 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000999950.000099995 0,0134320790.013432079 0,0000000000.000000000

[0087][0087]

(Первый и второй примеры для сравнения)(The first and second examples are for comparison)

Фиг. 2 и 3 представляют диаграммы, иллюстрирующие технологические процессы сжижения в традиционных системах для сжижения природного газа, приведенные как первый и второй пример для сравнения с первым вариантом осуществления настоящего изобретения. В традиционных системах 101 и 201 для сжижения природного газа части, соответствующие частям сжижающей системы согласно первому варианту осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами. Таблицы 2 и 3 представляют температуру, давление, скорость потока и молярные доли газообразного материала в сжижающих системах в первом и втором примерах для сравнения, соответственно. Следует отметить, что сжижающая система 201 во втором примере для сравнения представляет собой систему на основе предшествующего уровня техники описанный в патентном документе 1 (патент США № 4065278).FIG. 2 and 3 are diagrams illustrating liquefaction processes in conventional systems for liquefying natural gas, given as a first and second example for comparison with a first embodiment of the present invention. In conventional systems for liquefying natural gas 101 and 201, parts corresponding to parts of the liquefying system according to the first embodiment are denoted by the same reference numerals. Tables 2 and 3 represent the temperature, pressure, flow rate, and molar fractions of the gaseous material in fluidizing systems in the first and second examples for comparison, respectively. It should be noted that the liquefaction system 201 in the second example for comparison is a system based on the prior art described in patent document 1 (US patent No. 4065278).

[0088][0088]

Как проиллюстрировано на фиг. 2, в сжижающей системе 101 согласно первому примеру для сравнения отсутствуют первый расширитель 3 и первый компрессор 4, которые используются в сжижающей системе 1 согласно первому варианту осуществления, и газообразный материал, выпускаемый из обезвоживающего блока 2 направляется в холодильник 110 через трубопровод L101. Охлаждающий блок образуется посредством присоединения холодильника 11 и холодильника 12 к расположенному ниже по потоку концу холодильника 110 в последовательном соединении, таким образом, что газообразный материал последовательно охлаждается в процессе теплообмена в трех холодильниках 110, 11 и 12, в которых в качестве хладагента используется пропан, имеющий высокое давление (ВД), среднее давление (СД) и низкое давление (НД), соответственно. Газообразный материал, выпускаемый из холодильника 12 через расположенный ниже по потоку конец, имеет температуру, составляющую приблизительно -34,5 градусов Цельсия, и давление, составляющее приблизительно 5680 кПа (абс.). Газообразный материал затем подвергается снижению давления в процессе расширения в расширительном клапане 113 в трубопроводе L4, а затем вводится в дистилляционный блок 15.As illustrated in FIG. 2, in the liquefaction system 101 according to the first example, for comparison, there is no first expander 3 and a first compressor 4 that are used in the liquefaction system 1 according to the first embodiment, and the gaseous material discharged from the dehydration unit 2 is sent to the refrigerator 110 through line L101. The cooling unit is formed by connecting the refrigerator 11 and the refrigerator 12 to the downstream end of the refrigerator 110 in series connection, so that the gaseous material is sequentially cooled during heat exchange in three refrigerators 110, 11 and 12, in which propane is used as the refrigerant, having high pressure (VD), medium pressure (DM) and low pressure (ND), respectively. The gaseous material discharged from the refrigerator 12 through the downstream end has a temperature of about −34.5 degrees Celsius and a pressure of about 5680 kPa (abs.). The gaseous material is then subjected to pressure reduction during the expansion process in the expansion valve 113 in the pipe L4, and then introduced into the distillation unit 15.

[0089][0089]

В сжижающей системе 101 газообразный материал, который образует газофазный компонент в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23 и состоит, в основном, из метана, вводится в трубопроводную систему 31, расположенную в промежуточной области Z2 сжижающего блока 21, через трубопровод L102. Газообразный материал, который выпускается из первого разделяющего газовую и жидкую фазы резервуара 23 в трубопровод L12, имеет температуру, составляющую приблизительно -65,3 градусов Цельсия, и давление, составляющее приблизительно 4400 кПа (абс.).In the liquefaction system 101, a gaseous material that forms a gas-phase component in the first gas and liquid phase separating tank 23 and consists mainly of methane is introduced into the piping system 31 located in the intermediate region Z2 of the liquefying unit 21, through the pipeline L102. The gaseous material that is discharged from the first gas and liquid phase separating tank 23 into the pipeline L12 has a temperature of approximately −65.3 degrees Celsius and a pressure of approximately 4400 kPa (abs.).

[0090][0090]

Таблица 2table 2

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 0,990.99 1,001.00 0,000.00 0,930.93 0,000.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,0820.08 -34,50-34.50 -42,58-42.58 176,73176.73 -65,25-65.25 -65,25-65.25 -65,25-65.25 -161,56-161.56 Давление (кПа)Pressure (kPa) 5830,005830.00 5680,005680,00 4700,004700,00 4705,004705.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4502045020 314314 4502045020 33343334 4168641686 4170041700 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 719619719619 719619719619 783488783488 1962419624 783454783454 8349583495 699951699951 696348696348 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0081995900.008199590 0,0000723180,000072318 0,0082607840,008260784 МетанMethane 0,9499525020.949952502 0,0640517960.064051796 0,9566228610.956622861 ЭтанEthane 0,0249987500.024998750 0,0318418750.031841875 0,0249472250.024947225 ПропанPropane 0,0099995000.009999500 0,1294280300.129428030 0,0091002670.009100267 БутанButane 0,0019999000.001999900 0,1618164820.161816482 0,0007965670,000796567 н-Бутанn-butane 0,0019999000.001999900 0,2317380080.231738008 0,0002700950,000270095 ИзопентанIsopentane 0,0004999750,000499975 0,0666671730,066667173 0,0000017710.000001771 н-Пентанn-Pentane 0,0004999750,000499975 0,0668462010,066846201 0,0000004230.000000423 н-Гексанn-hexane 0,0005999700,000599970 0,0802824980,080282498 0,0000000030.000000003 БензолBenzene 0,0004999750,000499975 0,0669019800,066901980 0,0000000030.000000003 ТолуолToluene 0,0000999950.000099995 0,0133804850.013380485 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000499980.000049998 0,0066902430,006690243 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0004999750,000499975 0,0669024270,066902427 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000999950.000099995 0,0133804860.013380486 0,0000000000.000000000

[0091][0091]

Как проиллюстрировано на фиг. 3, сжижающая система 201 во втором примере для сравнения представляет собой усовершенствование сжижающей системы 101 в первом примере для сравнения, и в ней присутствуют первый расширитель 3 и первый компрессор 4. Однако, в отличие от первого расширителя 3, который используется в сжижающей системе 1 согласно первому варианту осуществления, расширитель 3 располагается на расположенной ниже по потоку стороне охлаждающего блока (который в данном случае составляют три холодильника 110, 11 и 12). В сжижающей системе 201 газообразный материал, выпускаемый из холодильника 12, направляется в сепаратор 213, где он разделяется на газообразный и жидкий компоненты. Газообразный материал, который образует газофазный компонент в сепараторе 213, направляется в расширитель 3, где он расширяется, а затем направляется в дистилляционный блок 15 через трубопровод L204. Часть газообразного материала, который образует жидкий компонент в сепараторе 213, выпускается в трубопровод L205, в котором установлен расширительный клапан 214. Жидкость, которая расширяется в расширительном клапане 214, затем направляется в дистилляционный блок 15 через трубопровод L204 вместе с газообразным материалом из расширителя 3.As illustrated in FIG. 3, the liquefaction system 201 in the second example for comparison is an improvement of the liquefaction system 101 in the first example for comparison, and there are a first expander 3 and a first compressor 4. However, unlike the first expander 3, which is used in the liquefaction system 1 according to in the first embodiment, the expander 3 is located on the downstream side of the cooling unit (which in this case comprises three refrigerators 110, 11 and 12). In the liquefaction system 201, gaseous material discharged from the refrigerator 12 is directed to a separator 213, where it is separated into gaseous and liquid components. The gaseous material that forms the gas phase component in the separator 213 is sent to the expander 3, where it expands, and then sent to the distillation unit 15 through the pipeline L204. A portion of the gaseous material that forms the liquid component in the separator 213 is discharged into the pipeline L205, in which the expansion valve 214 is installed. The liquid that expands in the expansion valve 214 is then sent to the distillation unit 15 through the pipeline L204 together with the gaseous material from the expander 3.

[0092][0092]

Сжижающая система 201 является аналогичной системе согласно первому варианту осуществления, если рассматривается та ее часть, которая располагается ниже по потоку относительно дистилляционного блока 15, и газообразный материал, который выпускается в трубопровод L10 посредством компрессора 4, имеет температуру, составляющую приблизительно -54,7 градусов Цельсия, и давление, составляющее приблизительно 5120 кПа (абс.).The liquefaction system 201 is similar to the system according to the first embodiment, if it is considered that part which is located downstream relative to the distillation unit 15, and the gaseous material that is discharged into the pipeline L10 by the compressor 4, has a temperature of approximately -54.7 degrees Celsius, and a pressure of approximately 5120 kPa (abs.).

[0093][0093]

Таблица 3Table 3

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 0,940.94 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,0820.08 -45,36-45.36 -44,83-44.83 208,13208.13 -64,56-64.56 -64,56-64.56 -64,56-64.56 -54,74-54.74 -161,59-161.59 Давление (кПа)Pressure (kPa) 5830,005830.00 4705,004705.00 4700,004700,00 4705,004705.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 5120,005120.00 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4178341783 4420044200 302302 4420044200 25002500 4170041700 4170041700 4170041700 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 719619719619 709009709009 764342764342 1910719107 764342764342 6386163861 700471700471 700471700471 694674694674 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0081995900.008199590 0,0000518710.000051871 0,0082593330.008259333 МетанMethane 0,9499525020.949952502 0,0533984070.053398407 0,9565092120.956509212 ЭтанEthane 0,0249987500.024998750 0,0320759320,032075932 0,0249279840,024927984 ПропанPropane 0,0099995000.009999500 0,1337507850.133750785 0,0090668260,009066826 БутанButane 0,0019999000.001999900 0,1538430840.153843084 0,0008931800,000893180 н-Бутанn-butane 0,0019999000.001999900 0,2308052330.230805233 0,0003404300,000340430 ИзопентанIsopentane 0,0004999750,000499975 0,0692197940,069219794 0,0000024480.000002448 н-Пентанn-Pentane 0,0004999750,000499975 0,0694803240,069480324 0,0000005890.000000589 н-Гексанn-hexane 0,0005999700,000599970 0,0834726420.083472642 0,0000000000.000000000 БензолBenzene 0,0004999750,000499975 0,0695603980.069560398 0,0000000000.000000000 ТолуолToluene 0,0000999950.000099995 0,0139122040.013912204 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000499980.000049998 0,0069561020.006956102 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0004999750,000499975 0,0695610200.069561020 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000999950.000099995 0,0139122050.013912205 0,0000000000.000000000

[0094][0094]

Как можно понять, сравнивая первый и второй примеры для сравнения с настоящим изобретением, сжижающая система 1 согласно настоящему изобретению обеспечивает увеличенное производство энергии посредством расширения газообразного материала, имеющего более высокую температуру и более высокое давление, поскольку первый расширитель 3 находится на расположенной выше по потоку стороне первого охлаждающего блока 11, 12, по сравнению со сжижающей системой 201 согласно второму примеру, которая имеет расширитель 3, находящийся на расположенной ниже по потоку стороне охлаждающего блока 110, 11, 12. В результате этого первый компрессор 4 может приводиться в действие с увеличением мощности (или давление на выпуске первого компрессора 4 может увеличиваться), таким образом, что давление газообразного материала, вводимого в сжижающий блок 21, может увеличиваться, и эффективность процесса сжижения в сжижающем блоке 21 может предпочтительно повышаться.As can be understood by comparing the first and second comparative examples with the present invention, the liquefaction system 1 according to the present invention provides increased energy production by expanding the gaseous material having a higher temperature and higher pressure, since the first expander 3 is located on the upstream side the first cooling unit 11, 12, compared with the fluidizing system 201 according to the second example, which has an expander 3 located on the lower downstream of the cooling unit 110, 11, 12. As a result, the first compressor 4 may be driven with increasing power (or the pressure at the outlet of the first compressor 4 may increase), so that the pressure of the gaseous material introduced into the fluidizing unit 21, may increase, and the efficiency of the liquefaction process in the liquefaction unit 21 may preferably increase.

[0095][0095]

Сжижающая система 1 согласно проиллюстрированному варианту осуществления обеспечивает дополнительное преимущество уменьшения требуемой охлаждающей способности охлаждающего блока (и в результате этого может отсутствовать холодильник 110 во втором примере для сравнения), поскольку температура газообразного материала уменьшается посредством расширения газообразного материала в первом расширителе 3, благодаря тому, что первый расширитель 3 находится на расположенной выше по потоку стороне первого охлаждающего блока 11, 12. В сжижающей системе 1 согласно проиллюстрированному варианту осуществления может отсутствовать разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар (сепаратор 213), который отделяет конденсат газообразного материала и располагается между охлаждающим блоком и расширителем 3.The liquefaction system 1 according to the illustrated embodiment provides an additional advantage of reducing the required cooling capacity of the cooling unit (and, as a result, the refrigerator 110 in the second example may be omitted for comparison), since the temperature of the gaseous material is reduced by expanding the gaseous material in the first expander 3, due to the fact that the first expander 3 is located on the upstream side of the first cooling unit 11, 12. In the fluidizing system Related 1 according to the illustrated embodiment may be omitted tank (separator 213) separating a gas and a liquid phase, which separates the condensate and the gaseous material is located between the cooling unit and the expander 3.

[0096][0096]

(Первая модификация первого варианта осуществления)(First Modification of the First Embodiment)

Фиг. 4 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как первая модификация первого варианта осуществления. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 4, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому варианту осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 4 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a first modification of the first embodiment. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 4, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first embodiment are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0097][0097]

В сжижающей системе согласно первому варианту осуществления, эксплуатируется каскадная охлаждающая система с использованием метана и этилена в качестве хладагентов. Основной теплообменник составляют метановый теплообменник 21a и этиленовый теплообменник 21b, каждый из которых представляет собой теплообменник пластинчато-ребристого типа, а не катушечного теплообменник (сжижающий блок 21) согласно первому варианту осуществления.In a liquefaction system according to the first embodiment, a cascade cooling system is operated using methane and ethylene as refrigerants. The main heat exchanger is constituted by a methane heat exchanger 21a and an ethylene heat exchanger 21b, each of which is a plate-fin type heat exchanger, and not a coil heat exchanger (liquefaction unit 21) according to the first embodiment.

[0098][0098]

В метановом теплообменнике 21a определяются теплая область, имеющая первый теплообменный блок 61, в который поступает имеющий высокое давление (ВД) метановый хладагент (МХ), промежуточная область, имеющая второй теплообменный блок 62, в который поступает имеющий среднее давление (СД) метановый хладагент, и холодная область, имеющая третий теплообменный блок 63, в который поступает имеющий низкое давление (НД) метановый хладагент.In the methane heat exchanger 21a, a warm region is defined having a first heat exchanger block 61 into which methane refrigerant (MX) having a high pressure (VH) enters, an intermediate region having a second heat exchanger block 62 into which methane refrigerant having a medium pressure (VL) enters, and a cold region having a third heat exchange unit 63 into which methane refrigerant having a low pressure (LH) enters.

[0099][0099]

В этиленовом теплообменнике 21b определяются теплая область, имеющая четвертый теплообменный блок 64, в который поступает имеющий высокое давление (ВД) этиленовый хладагент (ЭХ), промежуточная область, имеющая пятый теплообменный блок 65, в который поступает имеющий среднее давление (СД) этиленовый хладагент, и холодная область, имеющая шестой теплообменный блок 66, в который поступает имеющий низкое давление (НД) этиленовый хладагент.In the ethylene heat exchanger 21b, a warm region is defined having a fourth heat exchanger block 64 into which ethylene refrigerant (SEC) having a high pressure (VH) enters, an intermediate region having a fifth heat exchanger block 65 into which ethylene refrigerant having a medium pressure (VL) enters, and a cold region having a sixth heat exchanger unit 66 into which ethylene refrigerant having a low pressure (LH) enters.

[0100][0100]

Газообразный материал, который отделяется в качестве верхней фракции в дистилляционном блоке 15, вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L6 и охлаждается посредством седьмого теплообменного блока 22, расположенного в теплой области и промежуточной области этиленового теплообменника 21b. Газообразный материал, сжатый первым компрессором 4, направляется в этиленовый теплообменник 21b через трубопровод L10. Газообразный материал, который протекает через трубопровод L10, вводится в восьмой теплообменный блок 67, расположенный в промежуточной области и холодной области этиленового теплообменника 21b в виде двух ступеней. Газообразный материал, выпускаемый из этиленового теплообменника 21b, вводится в девятый теплообменный блок 68, проходящий от теплой области до холодной области этанового теплообменника 21a, и охлаждается в теплой области, промежуточной области и холодной области на трех ступенях.Gaseous material, which is separated as a top fraction in the distillation unit 15, is introduced into the liquefaction unit 21 through line L6 and cooled by a seventh heat exchange unit 22 located in the warm region and the intermediate region of ethylene heat exchanger 21b. The gaseous material compressed by the first compressor 4 is sent to the ethylene heat exchanger 21b through line L10. Gaseous material that flows through line L10 is introduced into the eighth heat exchange unit 67 located in the intermediate region and the cold region of ethylene heat exchanger 21b in two stages. The gaseous material discharged from the ethylene heat exchanger 21b is introduced into the ninth heat exchanger block 68, extending from the warm region to the cold region of the ethane heat exchanger 21a, and is cooled in three steps in the warm region, the intermediate region, and the cold region.

[0101][0101]

В сжижающей системе 1 согласно первой модификации первого варианта осуществления настоящего изобретения преимущество возможного изменения точки присоединения трубопровода L10 к основному теплообменнику (точки введения газообразного материала в этиленовый теплообменник 21b) может быть достигнуто благодаря использованию пластинчато-ребристого теплообменника в качестве основного теплообменника. Таким образом, даже когда уровень температуры газообразного материала, который протекает через трубопровод L10, повышается вместе повышением его давления, посредством изменения точка введения газообразного материала в теплообменник в зависимости от уровня температуры газообразного материала (или посредством установления температуры материала вблизи температуры в точке введения в теплообменник), тепловая нагрузка на теплообменник может уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться. In the liquefaction system 1 according to the first modification of the first embodiment of the present invention, the advantage of a possible change in the connection point of the pipe L10 to the main heat exchanger (the point of introduction of gaseous material into the ethylene heat exchanger 21b) can be achieved by using a plate-fin heat exchanger as the main heat exchanger. Thus, even when the temperature level of the gaseous material that flows through the pipeline L10 increases together by increasing its pressure, by changing the point of introduction of the gaseous material into the heat exchanger depending on the temperature level of the gaseous material (or by setting the temperature of the material near the temperature at the point of introduction into the heat exchanger ), the heat load on the heat exchanger may decrease, and the efficiency of the liquefaction process may increase.

[0110]    [0110]

(Вторая модификация первого варианта осуществления)(Second Modification of the First Embodiment)

Фиг. 5 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как вторая модификация первого варианта осуществления настоящего изобретения. Таблица 4 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы согласно шестой модификации в качестве примера. Таблица 5 представляет температуру, давление, скорость потока и состав хладагента в холодильном цикле для смешанного хладагента, используемого в сжижающей системе в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 5, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому варианту осуществления (включая соответствующие модификации) обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 5 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a second modification of a first embodiment of the present invention. Table 4 presents the temperature, pressure, flow rate and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system according to the sixth modification as an example. Table 5 presents the temperature, pressure, flow rate, and refrigerant composition of the refrigeration cycle for the mixed refrigerant used as an example in a fluidizing system. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 5, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first embodiment (including corresponding modifications) are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0111][0111]

Как проиллюстрировано на фиг. 5.. Трубопровод L10 в этом случае присоединяется к трубопроводной системе 31, которая располагается в промежуточной области Z2 сжижающего блока 21. Фиг. 5 также представляет структуру холодильного цикла системы 70 с использованием смешанных хладагентов, которые присутствуют в сжижающей системе 1. Газообразный материал в этом случае представляет собой природный газ (высококалорийный газ), содержащий на относительно высоких уровнях тяжелые компоненты (высшие углеводороды), как проиллюстрировано в таблице 4. Посредством соответствующего регулирования расширения газообразного материала в первом расширителе 3 верхняя фракция из дистилляционного блока 15 имеет относительно низкое давление, составляющее приблизительно 3300 кПа (абс.) по сравнению с первым вариант осуществления. В результате этого, по сравнению с процессом сжижения низкокалорийного газа, такого как газ, обсуждаемый в сочетании с первым вариантом осуществления, природный газ в жидкой форме можно получать с относительно высокой эффективностью (например, приблизительно 89% пропана и приблизительно 100% бутана) через трубопровод L5, присоединенный к нижнему торцу дистилляционного блока 15.As illustrated in FIG. 5 .. The pipeline L10 in this case is connected to the pipeline system 31, which is located in the intermediate region Z2 of the fluidizing unit 21. FIG. 5 also represents the structure of the refrigeration cycle of system 70 using mixed refrigerants that are present in liquefaction system 1. The gaseous material in this case is natural gas (high-calorie gas) containing heavy components (higher hydrocarbons) at relatively high levels, as illustrated in the table 4. By appropriately controlling the expansion of the gaseous material in the first expander 3, the upper fraction from the distillation unit 15 has a relatively low pressure, leaving about 3300 kPa (abs.), as compared with the first embodiment. As a result of this, compared with the process of liquefying a low-calorie gas, such as the gas discussed in conjunction with the first embodiment, natural gas in liquid form can be produced with relatively high efficiency (for example, approximately 89% propane and approximately 100% butane) through a pipeline L5 attached to the lower end of the distillation unit 15.

[0112] [0112]

В холодильной циклической системе 70 смешанный хладагент, который имеет относительно низкое давление, составляющее приблизительно 320 кПа (абс.), и выпускается из сжижающего блока 21 через трубопровод L17, сжимается (первая ступень) посредством первого компрессора хладагента 17, охлаждается первым промежуточный холодильник 27, сжимается (вторая ступень) посредством второго компрессора хладагента 18, охлаждается вторым промежуточным холодильником 28, сжимается (третья ступень) посредством третьего компрессора хладагента 19 и охлаждается третьим промежуточным холодильником 29. Смешанный хладагент затем дополнительно охлаждается последовательными холодильниками, включая первый, второй, третий и четвертый холодильники хладагента 34-37, и вводится в сепаратор хладагента 41 через трубопровод L12. Первый, второй, третий и четвертый холодильники хладагента 34-37 охлаждают смешанный хладагент ступенчатым образом посредством теплообмена с имеющим сверхвысокое давление (СВД), высокое давление (ВД), среднее давление (СД) и низкое давление (НД) пропаном в качестве хладагента.In refrigeration cycle system 70, mixed refrigerant, which has a relatively low pressure of approximately 320 kPa (abs.) And is discharged from liquefaction unit 21 through line L17, is compressed (first stage) by a first refrigerant compressor 17, cooled first by an intermediate cooler 27. compressed (second stage) by a second refrigerant compressor 18, cooled by a second intercooler 28, compressed (third stage) by a third refrigerant compressor 19 and cooled by a third intercooler 29. The mixed refrigerant is then further cooled by successive refrigerators, including the first, second, third and fourth refrigerant refrigerants 34-37, and introduced into the refrigerant separator 41 via line L12. The first, second, third and fourth refrigerants 34-37 cool the mixed refrigerant in a stepwise manner by heat exchange with ultra-high pressure (SVD), high pressure (VD), medium pressure (LP) and low pressure (LP) propane as the refrigerant.

[0113][0113]

Как обсуждается выше, холодильная циклическая система 70 включает устройства для предварительного охлаждения пропана, которые не проиллюстрированы на чертежах, в целях охлаждения газообразного материала перед введением в сжижающий блок 21, и для этой цели используется пропан в качестве хладагента. Такая холодильная циклическая система 70 может также применяться согласно другим вариантам осуществления (включая соответствующие модификации).As discussed above, the refrigeration cycle system 70 includes propane pre-cooling devices, which are not illustrated in the drawings, in order to cool the gaseous material before being introduced into the liquefaction unit 21, and propane is used as a refrigerant for this purpose. Such a refrigeration ring system 70 may also be used in accordance with other embodiments (including corresponding modifications).

[0114][0114]

Таблица 4Table 4

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 0,970.97 1,001.00 0,000.00 0,860.86 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,020,0 -15,2-15.2 -49,3-49.3 101,7101.7 -71,6-71.6 -71,6-71.6 -71,6-71.6 -27,1-27.1 -159,0-159.0 Давление (кПа)Pressure (kPa) 70007000 34703470 33003300 33103310 30003000 30003000 30003000 57525752 120120 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4570445704 26012601 4570445704 63066306 3939939399 3939939399 3939939399 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 803679803679 803679803679 822638822638 134105134105 822638822638 153064153064 669574669574 669574669574 669574669574 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0010000.001000 0,0010000.001000 0,0009400,000940 0,0000000.000000 0,0009400,000940 0,0001520.000152 0,0010660,001066 0,0010660,001066 0,0010660,001066 МетанMethane 0,8779000.877900 0,8779000.877900 0,8803440.880344 0,0012780,001278 0,8803440.880344 0,5339970.533997 0,9357750.935775 0,9357750.935775 0,9357750.935775 ЭтанEthane 0,0609000,060900 0,0609000,060900 0,0988200.098820 0,0840510.084051 0,0988200.098820 0,3453010.345301 0,0593720.059372 0,0593720.059372 0,0593720.059372 ПропанPropane 0,0336000,033600 0,0336000,033600 0,0198560.019856 0,4852040.485204 0,0198560.019856 0,1202690,120269 0,0037850,003785 0,0037850,003785 0,0037850,003785 БутанButane 0,0065000,006500 0,0065000,006500 0,0000340.000034 0,1049210.104921 0,0000340.000034 0,0002310,000231 0,0000020.000002 0,0000020.000002 0,0000020.000002 н-Бутанn-butane 0,0115000.011500 0,0115000.011500 0,0000070.000007 0,1856840.185684 0,0000070.000007 0,0000510,000051 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 ИзопентанIsopentane 0,0034000,003400 0,0034000,003400 0,0000000.000000 0,0548990.054899 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Пентанn-Pentane 0,0021000,002100 0,0021000,002100 0,0000000.000000 0,0339080,033908 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Гексанn-hexane 0,0031000,003100 0,0031000,003100 0,0000000.000000 0,0500550,050055 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 БензолBenzene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 ТолуолToluene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Гептанn-heptane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Октанn-octane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000

[0115] Таблица 5[0115] table 5

№No. (xi)(xi) (xii)(xii) (xiii)(xiii) (xiv)(xiv) (xv)(xv) (xvi)(xvi) (xvii)(xvii) (xviii)(xviii) Доля паровой фазыVapor phase fraction 0,290.29 1,001.00 0,000.00 0,000.00 0,000.00 0,000.00 0,000.00 1,001.00 Температура (°C)Temperature (° C) -34,5-34.5 -34,5-34.5 -34,5-34.5 -135,0-135.0 -139,5-139.5 -160,9-160.9 -167,0-167.0 -37,0-37.0 Давление (кПа)Pressure (kPa) 59505950 59505950 59505950 50205020 365365 45704570 375375 320320 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 6491264912 1884518845 4606746067 4606746067 4606746067 1884518845 1884518845 6491264912 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 16888281688828 400927400927 12879011287901 12879011287901 12879011287901 400927400927 400927400927 16888281688828 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0950000,095000 0,2088340.208834 0,0484330,048433 0,0950000,095000 МетанMethane 0,4450000.445000 0,6259940.625994 0,3709590,370959 0,4450000.445000 ЭтанEthane 0,2900000.290000 0,1355640.135564 0,3531770.353177 0,2900000.290000 ПропанPropane 0,1700000.170000 0,0296070,029607 0,2274320.227432 0,1700000.170000 БутанButane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Бутанn-butane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 ИзопентанIsopentane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Пентанn-Pentane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Гексанn-hexane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 БензолBenzene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 ТолуолToluene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Гептанn-heptane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Октанn-octane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000

[0116][0116]

(Третья модификация первого варианта осуществления)(Third Modification of the First Embodiment)

Фиг. 6 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как третья модификация первого варианта осуществления настоящего изобретения. Таблица 6 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы согласно седьмой модификации в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 6, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому варианту осуществления (включая соответствующие модификации) обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 6 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a third modification of a first embodiment of the present invention. Table 6 presents the temperature, pressure, flow rate and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system according to the seventh modification as an example. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 6, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first embodiment (including corresponding modifications) are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0117][0117]

Согласно третьей модификации, высококалорийный газ используется в качестве газообразного материала аналогично второй модификации, и эта модификация оказывается предпочтительной, когда газообразный материал имеет такой состав, что его критическое давление является относительно высоким. В сжижающей системе 1 третий холодильник 86, в котором используется имеющий низкое давление (НД) пропан в качестве хладагента (ПХ), устанавливается в трубопроводе L6, который присоединяет дистилляционный блок 15 к первому разделяющему газовую и жидкую фазы резервуару 23, и второй холодильник 85, в котором используется аналогичный пропан низкого давления в качестве хладагента, устанавливается в трубопроводе L10, который присоединяет первый компрессор 4 к сжижающему блоку 21. Таким образом, газообразный материал, выпускаемый из дистилляционного блока 15 в трубопровод L6, охлаждается третьим холодильником 86, и вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23. Таким образом, согласно третьей модификации, газообразный материал, который вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23, не обязательно должен охлаждаться посредством сжижающего блока 21 (трубопроводной системы 22), в отличие от других модификаций, таких как вторая модификация, таким образом, что нагрузка в процессе сжижения на сжижающий блок 21 может уменьшаться.According to the third modification, high-calorific gas is used as the gaseous material in the same way as the second modification, and this modification is preferred when the gaseous material has such a composition that its critical pressure is relatively high. In liquefaction system 1, a third refrigerator 86, which uses low-pressure (LP) propane as a refrigerant (PX), is installed in line L6, which connects the distillation unit 15 to the first gas and liquid phase separating tank 23, and a second refrigerator 85, which uses similar low-pressure propane as a refrigerant, is installed in line L10, which connects the first compressor 4 to the liquefaction unit 21. Thus, the gaseous material discharged from the distillation unit eye 15 into line L6, is cooled by a third refrigerator 86, and introduced into the first gas and liquid phase separation tank 23. Thus, according to the third modification, the gaseous material which is introduced into the first gas and liquid phase separation tank 23 does not have to be cooled by liquefaction unit 21 (piping system 22), in contrast to other modifications, such as the second modification, so that the load during liquefaction on the liquefaction unit 21 can be reduced.

[0118][0118]

Газообразный материал, который выпускается из первого компрессора 4 в трубопровод L10, охлаждается вторым холодильником 85, а затем вводится в сжижающий блок 21. В этом случае расположенный ниже по потоку конец трубопровода L10 присоединяется к трубопроводной системе 30, которая располагается в теплой области Z1 или в наиболее теплой части сжижающего блока 21. Таким образом, согласно седьмой модификации, даже когда уровень температуры газообразного материала должен превышать верхний предел соответствующего интервала, благодаря сжатию газообразного материала, охлаждение во втором холодильнике 85 может устанавливать температуру газообразного материала вблизи уровня температуры теплой области Z1 сжижающего блока 21, таким образом, что тепловая нагрузка (тепловое напряжение) на сжижающий блок 21 может уменьшаться.The gaseous material that is discharged from the first compressor 4 into the pipeline L10 is cooled by the second cooler 85 and then introduced into the liquefaction unit 21. In this case, the downstream end of the pipeline L10 is connected to the pipeline system 30, which is located in the warm region Z1 or the warmest part of the fluidizing unit 21. Thus, according to the seventh modification, even when the temperature level of the gaseous material must exceed the upper limit of the corresponding interval, due to the compression of the gas Of the material, cooling in the second refrigerator 85 can set the temperature of the gaseous material near the temperature level of the warm region Z1 of the fluidizing unit 21, so that the heat load (thermal stress) on the fluidizing unit 21 can be reduced.

[0119][0119]

Таблица 6Table 6

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 0,960.96 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,020,0 10,310.3 -19,6-19.6 79,879.8 -19,6-19.6 -32,6-32.6 -32,6-32.6 -34,5-34.5 -160,9-160.9 Давление (кПа)Pressure (kPa) 80008000 68306830 66706670 66806680 66706670 66006600 66006600 76017601 120120 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4194541945 18221822 4194541945 17671767 4017840178 4017840178 4017840178 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 807998807998 807998807998 775992775992 8359983599 775992775992 5159251592 724400724400 724400724400 724400724400 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0070000.007000 0,0070000.007000 0,0070860,007086 0,0000250.000025 0,0070860,007086 0,0018450,001845 0,0073160,007316 0,0073160,007316 0,0073160,007316 МетанMethane 0,8714000.871400 0,8714000.871400 0,8866890.886689 0,2087700.208770 0,8866890.886689 0,5511250,551125 0,9014460.901446 0,9014460.901446 0,9014460.901446 ЭтанEthane 0,0609000,060900 0,0609000,060900 0,0602650,060265 0,1478470.147847 0,0602650,060265 0,1354680.135468 0,0569580,056958 0,0569580,056958 0,0569580,056958 ПропанPropane 0,0336000,033600 0,0336000,033600 0,0308170,030817 0,2201810.220181 0,0308170,030817 0,1599190.159919 0,0251400,025140 0,0251400,025140 0,0251400,025140 БутанButane 0,0065000,006500 0,0065000,006500 0,0051760.005176 0,0730710,073071 0,0051760.005176 0,0437030,043703 0,0034810,003481 0,0034810,003481 0,0034810,003481 н-Бутанn-butane 0,0115000.011500 0,0115000.011500 0,0081810.008181 0,1564990.156499 0,0081810.008181 0,0822130.082213 0,0049250,004925 0,0049250,004925 0,0049250,004925 ИзопентанIsopentane 0,0034000,003400 0,0034000,003400 0,0012900,001290 0,0661430,066143 0,0012900,001290 0,0180100.018010 0,0005550,000555 0,0005550,000555 0,0005550,000555 н-Пентанn-Pentane 0,0021000,002100 0,0021000,002100 0,0004720,000472 0,0445740.044574 0,0004720,000472 0,0072510.007251 0,0001740.000174 0,0001740.000174 0,0001740.000174 н-Гексанn-hexane 0,0031000,003100 0,0031000,003100 0,0000210,000021 0,0713760,071376 0,0000210,000021 0,0004120,000412 0,0000040.000004 0,0000040.000004 0,0000040.000004 БензолBenzene 0,0005000,000500 0,0005000,000500 0,0000030.000003 0,0115150.011515 0,0000030.000003 0,0000540.000054 0,0000010.000001 0,0000010.000001 0,0000010.000001 ТолуолToluene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Гептанn-heptane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Октанn-octane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000

[0122][0122]

(Второй вариант осуществления)(Second Embodiment)

Фиг. 7 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как второй вариант осуществления настоящего изобретения. Таблица 7 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы согласно второму варианту осуществления в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 7, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому варианту осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 7 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a second embodiment of the present invention. Table 7 presents the temperature, pressure, flow rate and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system according to the second embodiment as an example. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 7, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first embodiment are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0123][0123]

Сжижающая система 1 согласно второму варианту осуществления дополнительно включает четвертый компрессор 71 для подачи газа и четвертый холодильник 72 на расположенном выше по потоку конце трубопровода L1 для введения газообразного материала в обезвоживающий блок 2. В этой сжижающей системе 1 газообразный материал, который поступает из трубопровода L18, сжимается четвертым компрессором 71 для подачи газа и охлаждается четвертым холодильником 72, присоединенным к его расположенному ниже по потоку концу, перед тем, как он поступает в обезвоживающий блок 2.The liquefaction system 1 according to the second embodiment further includes a fourth gas supply compressor 71 and a fourth cooler 72 at the upstream end of the pipe L1 for introducing gaseous material into the dewatering unit 2. In this liquefying system 1, the gaseous material that comes from the pipe L18, it is compressed by a fourth gas supply compressor 71 and cooled by a fourth refrigerator 72 attached to its downstream end, before being dehydrated conductive unit 2.

[0124][0124]

В этой сжижающей системе 1 согласно второму варианту осуществления, даже когда давление газообразного материала, который направляется в сжижающую систему 1, является относительно низким, газообразный материал может подвергаться сжатию до желательного давления четвертым компрессором 71 для подачи газа, таким образом, что газообразный материал, который поступает из первого компрессора 4 в сжижающий блок 21, может поддерживаться при относительно высоком уровне давления, составляющем в этом случае приблизительно 6800 кПа (абс.). Эта сжижающая система 1 является особенно подходящей для обработки газообразного материала из источника при относительном низком давлении, такого как сланцевый газ.In this liquefaction system 1 according to the second embodiment, even when the pressure of the gaseous material that is sent to the liquefaction system 1 is relatively low, the gaseous material can be compressed to a desired pressure by the fourth gas supply compressor 71, so that the gaseous material that comes from the first compressor 4 into the fluidizing unit 21, can be maintained at a relatively high pressure level, which in this case is approximately 6800 kPa (abs.). This liquefaction system 1 is particularly suitable for treating gaseous material from a source at a relative low pressure, such as shale gas.

[0125][0125]

Кроме того, поскольку сжижающая система 1 согласно второму варианту осуществления может поддерживать температуру газообразного материала, который поступает из первого компрессора 4 в сжижающий блок 21, на относительно высоком уровне, благодаря присутствию четвертого компрессора 71 для подачи газа, трубопровод L10 может присоединяться к трубопроводной системе 30, которая располагается в теплой части или теплой области Z1 сжижающего блока 21 (точка введения смешанного хладагента, имеющего практически такой же уровень температуры, в качестве газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, 21). После этого обеспечивается поток газообразного материала из трубопроводной системы 30 в трубопроводную систему 31, расположенную в промежуточной области Z2, а затем в трубопроводную систему 32, расположенную в холодной области Z3, в целях сжижения и переохлаждения.In addition, since the liquefaction system 1 according to the second embodiment can maintain the temperature of the gaseous material that flows from the first compressor 4 to the liquefaction unit 21 at a relatively high level due to the presence of the fourth compressor 71 for supplying gas, the pipe L10 can be connected to the pipe system 30 , which is located in the warm part or warm region Z1 of the fluidizing unit 21 (the point of introduction of mixed refrigerant having practically the same temperature level as zoobraznogo material which is introduced into the fluidizing unit 21). After that, a flow of gaseous material from the pipeline system 30 is provided to the pipeline system 31 located in the intermediate region Z2, and then to the pipeline system 32 located in the cold region Z3, in order to liquefy and supercool.

[0126][0126]

Таким образом, в сжижающей системе 1 согласно второму варианту осуществления, даже когда температура газообразного материала, который вводится в сжижающий блок, 21 должен повышаться, поскольку газообразный материал вводится в теплую область Z1 (высокотемпературная сторона) сжижающего блока 21, имеющую аналогичный уровень температуры, тепловые нагрузки (тепловые напряжения) на сжижающий блок 21 могут уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться. Сжижающая система 1 может иметь такую конфигурацию, в которой газообразный материал вводится в теплую область Z1 сжижающего блока 21, безотносительно присутствия четвертого компрессора 71 для подачи газа, в зависимости от уровня давления газообразного материала. Если давление газообразного материала является чрезмерно высоким, и в результате этого температура газообразного материала составляет более чем температура, которую имеет теплая область Z1 (высокотемпературная сторона) сжижающего блока 21, нагрузка на сжижающий блок 21 может уменьшаться посредством установки второго холодильника 85 аналогично системе согласно варианту осуществления, которая проиллюстрирована на фиг. 6.Thus, in the liquefaction system 1 according to the second embodiment, even when the temperature of the gaseous material that is introduced into the liquefaction unit 21 has to rise as the gaseous material is introduced into the warm region Z1 (high temperature side) of the liquefaction unit 21 having a similar temperature level, thermal loads (thermal stresses) on the liquefaction unit 21 may decrease, and the efficiency of the liquefaction process may increase. The liquefaction system 1 may be configured such that gaseous material is introduced into the warm region Z1 of the liquefaction unit 21, regardless of the presence of a fourth gas supply compressor 71, depending on the pressure level of the gaseous material. If the pressure of the gaseous material is excessively high, and as a result, the temperature of the gaseous material is more than the temperature that the warm region Z1 (high temperature side) of the fluidizing unit 21 has, the load on the fluidizing unit 21 can be reduced by installing a second refrigerator 85 in the same way as the system according to the embodiment which is illustrated in FIG. 6.

[0127][0127]

Таблица 7Table 7

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 0,999268140,99926814 0,999991550,99999155 0,000.00 0,9262550.926255 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,1420.14 -4,64-4.64 -42,58-42.58 175,78175.78 -65,19-65.19 -65,19-65.19 -65,19-65.19 -38,31-38.31 -161,55-161.55 Давление (кПа)Pressure (kPa) 7180,007180.00 4850,004850.00 4700,004700,00 4705,004705.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 6799,086799.08 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4502045020 312,584899312.584899 4502045020 33203320 4170041700 4170041700 4170041700 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 719619719619 719619719619 783495783495 1978119781 783495783495 8326283262 700225700,225 698733698733 698733698733 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0081995900.008199590 0,0000316310.000031631 0,0082525820.008252582 МетанMethane 0,9499525020.949952502 0,0418647780.041864778 0,9566253330.956625333 ЭтанEthane 0,0249987500.024998750 0,0320362560,032036256 0,0249555300.024955530 ПропанPropane 0,0099995000.009999500 0,1443396550.144339655 0,0090988990,009098899 БутанButane 0,0019999000.001999900 0,1658847160.165884716 0,0007956030,000795603 н-Бутанn-butane 0,0019999000.001999900 0,2332588250.233258825 0,0002694700,000269470 ИзопентанIsopentane 0,0004999750,000499975 0,0669126830,066912683 0,0000017630.000001763 н-Пентанn-Pentane 0,0004999750,000499975 0,0671126040,067112604 0,0000008200.000000820 н-Гексанn-hexane 0,0005999700,000599970 0,0806134900,080613490 0,0000000000.000000000 БензолBenzene 0,0004999750,000499975 0,0671777840,067177784 0,0000000000.000000000 ТолуолToluene 0,0000999950.000099995 0,0134356770.013435677 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000499980.000049998 0,0067178390,006717839 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0004999750,000499975 0,0671783850,067178385 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000999950.000099995 0,0134356780.013435678 0,0000000000.000000000

[0128][0128]

(Третий вариант осуществления)(Third Embodiment)

Фиг. 8 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как третий вариант осуществления настоящего изобретения. Таблица 8 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы третьего варианта осуществления в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 8, части, соответствующие частям сжижающих систем 1 согласно первому и второму вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 8 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a third embodiment of the present invention. Table 8 presents the temperature, pressure, flow rate, and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system of the third embodiment as an example. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 8, the parts corresponding to the parts of the liquefaction systems 1 according to the first and second embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, with the exception of those issues that will be discussed later.

[0129][0129]

Сжижающая система 1 согласно третьему варианту осуществления дополнительно включает второй компрессор 75 для дополнительного сжатия, который присоединяется к расположенному ниже по потоку концу первого компрессора 4, таким образом, что газообразный материал, который сжимается первым компрессором 4, направляется во второй компрессор 75 через трубопровод L10a, и после дополнительного сжатия во втором компрессоре 75 до давления, составляющего в этом случае приблизительно 7000 кПа (абс.), вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L10b. Внутренняя структура сжижающего блока 21 является аналогичной внутренней структуре блока согласно второму варианту осуществления, и трубопровод L10b присоединяется к трубопроводной системе 30, расположенный в теплой области Z1 сжижающего блока 21.The liquefaction system 1 according to the third embodiment further includes a second compressor 75 for additional compression, which is connected to the downstream end of the first compressor 4, so that the gaseous material that is compressed by the first compressor 4 is directed to the second compressor 75 through line L10a, and after additional compression in the second compressor 75 to a pressure of approximately 7000 kPa (abs.) in this case, it is introduced into the fluidizing unit 21 through line L10b. The internal structure of the fluidizing unit 21 is similar to the internal structure of the unit according to the second embodiment, and the pipe L10b is connected to the pipe system 30 located in the warm region Z1 of the fluidizing unit 21.

[0130][0130]

В сжижающей системе 1 согласно третьему варианту осуществления, поскольку второй компрессор 75 присоединяется к расположенному ниже по потоку концу первого компрессора 4, давление газообразного материала, который направляется из второго компрессора 75 в сжижающий блок 21 через трубопровод L10b, может еще больше увеличиваться, например, до уровня от 7000 до 10000 кПа (абс.), таким образом, что эффективность процесса сжижения может еще больше увеличиваться.In the liquefaction system 1 according to the third embodiment, since the second compressor 75 is connected to the downstream end of the first compressor 4, the pressure of the gaseous material that is sent from the second compressor 75 to the liquefaction unit 21 through line L10b may increase further, for example, to level from 7000 to 10000 kPa (abs.), so that the efficiency of the liquefaction process can be further increased.

[0131][0131]

Таблица 8Table 8

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (V)(V) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 1,001.00 0,999989490,99998949 0,000.00 0,9259440.925944 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,0820.08 8,328.32 -42,58-42.58 177,19177.19 -65,24-65.24 -65,24-65.24 -65,24-65.24 -34,55-34.55 -161,55-161.55 Давление (кПа)Pressure (kPa) 5830,005830.00 4850,004850.00 4700,004700,00 4705,004705.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 7000,007000.00 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4502045020 312,6686486312,6686486 4502045020 33343334 4168641686 4168641686 4170041700 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 719619719619 719619719619 783504783504 1976419764 783504783504 8354883548 699948699948 699948699948 698733698733 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0081995900.008199590 0,0000336260.000033626 0,0082608440,008260844 МетанMethane 0,9499525020.949952502 0,0435088710,043508871 0,9566672210.956667221 ЭтанEthane 0,0249987500.024998750 0,0323395500,032339550 0,0249311180,024931118 ПропанPropane 0,0099995000.009999500 0,1436545950.143654595 0,0090762000,009076200 БутанButane 0,0019999000.001999900 0,1651498650.165149865 0,0007935710,000793571 н-Бутанn-butane 0,0019999000.001999900 0,2328354680.232835468 0,0002685180,000268518 ИзопентанIsopentane 0,0004999750,000499975 0,0668918310,066891831 0,0000017100.000001710 н-Пентанn-Pentane 0,0004999750,000499975 0,0670939280.067093928 0,0000008170.000000817 н-Гексанn-hexane 0,0005999700,000599970 0,0805918930,080591893 0,0000000000.000000000 БензолBenzene O.OOO499975O.OOO499975 0,0671597860,067159786 0,0000000000.000000000 ТолуолToluene 0,0000999950.000099995 0,0134320780.013432078 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000499980.000049998 0,0067160400,006716040 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0004999750,000499975 0,0671603910,067160391 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000999950.000099995 0,0134320790.013432079 0,0000000000.000000000

[0132][0132]

(Модификация третьего варианта осуществления) (Modification of the Third Embodiment)

Фиг. 9 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как модификация третьего варианта осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 9, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому, второму и третьему вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 9 is a diagram illustrating a liquefaction process in a system for liquefying natural gas, shown as a modification of a third embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 9, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first, second and third embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0133][0133]

В сжижающей системе согласно этой модификации, второй компрессор 75 приводится в действие электродвигателем (первый электродвигатель) 81, и скорость электродвигателя 81 регулируется регулятором 82, предназначенным для привода переменной частоты (ППЧ). Электродвигатель 81 получает электроэнергию из внешнего источника. Скорость электродвигателя 81 (или работа второго компрессора 75) регулируется согласно значению давления, которую измеряет манометр 83, установленный в трубопроводе L10b, таким образом, что давление газообразного материала, который вводится в сжижающий блок 21, поддерживается на фиксированном уровне (или в пределах фиксированного интервала). В результате этого давление газообразного материала, который вводится в сжижающий блок 21, может увеличиваться вторым компрессором 75 в устойчивом режиме, таким образом, что температура газообразного материала также поддерживается в пределах соответствующего интервала, и процесс сжижения в сжижающем блоке 21 может осуществляться одновременно эффективным и устойчивым способом.In the liquefaction system according to this modification, the second compressor 75 is driven by an electric motor (first electric motor) 81, and the speed of the electric motor 81 is controlled by a controller 82 for driving a variable frequency drive (IF). The electric motor 81 receives electric power from an external source. The speed of the electric motor 81 (or the operation of the second compressor 75) is controlled according to the pressure value measured by the pressure gauge 83 installed in the pipeline L10b, so that the pressure of the gaseous material that is introduced into the liquefaction unit 21 is maintained at a fixed level (or within a fixed interval ) As a result of this, the pressure of the gaseous material that is introduced into the liquefaction unit 21 can be increased by the second compressor 75 in a stable manner, so that the temperature of the gaseous material is also maintained within an appropriate interval, and the liquefaction process in the liquefaction unit 21 can be both efficient and stable way.

[0134][0134]

(Четвертый вариант осуществления)(Fourth Embodiment)

Фиг. 10 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как четвертый вариант осуществления настоящего изобретения. Таблица 9 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы согласно четвертому варианту осуществления в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 10, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому, второму и третьему вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 10 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a fourth embodiment of the present invention. Table 9 presents the temperature, pressure, flow rate and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system according to the fourth embodiment as an example. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 10, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first, second and third embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0135][0135]

Сжижающая система 1 согласно четвертому варианту осуществления дополнительно включает второй холодильник 85, который использует имеющий низкое давление (НД) пропан в качестве хладагента (ПХ) и находится на расположенном ниже по потоку конце второго компрессора 75 согласно третьему варианту осуществления, который проиллюстрирован на фиг. 8. Газообразный материал, который выпускается из первого компрессора 4 в трубопровод L10a, сжимается вторым компрессором 75, направляется во второй холодильник 85, в результате этого охлаждается и вводится в сжижающий блок 21 через трубопровод L10c. Внутренняя структура сжижающего блока 21 является аналогичной внутренней структуре блока согласно третьему варианту осуществления, и трубопровод L10c присоединяется к трубопроводной системе 30, расположенной в теплой области Z1 сжижающего блока 21.The liquefaction system 1 according to the fourth embodiment further includes a second cooler 85 that uses low pressure (LP) propane as a refrigerant (PX) and is located at the downstream end of the second compressor 75 according to the third embodiment, which is illustrated in FIG. 8. The gaseous material that is discharged from the first compressor 4 into the pipeline L10a is compressed by the second compressor 75, sent to the second refrigerator 85, as a result of which it is cooled and introduced into the fluidizing unit 21 through the pipeline L10c. The internal structure of the fluidizing unit 21 is similar to the internal structure of the unit according to the third embodiment, and the pipeline L10c is connected to the piping system 30 located in the warm region Z1 of the fluidizing unit 21.

[0136][0136]

В сжижающей системе 1 согласно четвертому варианту осуществления, благодаря сжатию газообразного материала вторым компрессором 75, даже когда температура газообразного материала должен превышать верхний предел соответствующего интервала, посредством охлаждения газообразного материала во втором холодильнике 85, который располагается ниже по потоку относительно второго компрессора 75, за счет использования имеющего низкое давление пропана в качестве хладагента, температура газообразного материала может быть установлена вблизи уровня температуры теплой области Z1 сжижающего блока 21 таким образом, что тепловая нагрузка на сжижающий блок 21 может уменьшаться, и эффективность процесса сжижения может увеличиваться. Если второй холодильник 85 (использующий в качестве хладагента пропан, который проявляет более высокую охлаждающую способность, чем вода или воздух) используется для охлаждения газообразного материала в операции рециркуляции во время пуска первого компрессора 4, может быть достигнуто улучшенное качество охлаждения (ниже 0 градусов Цельсия).In the liquefaction system 1 according to the fourth embodiment, due to the compression of the gaseous material by the second compressor 75, even when the temperature of the gaseous material must exceed the upper limit of the corresponding interval, by cooling the gaseous material in the second refrigerator 85, which is located downstream relative to the second compressor 75, due to using low-pressure propane as a refrigerant, the temperature of the gaseous material can be set near the level the temperature of the warm region Z1 of the fluidizing unit 21 in such a way that the heat load on the fluidizing unit 21 can be reduced, and the efficiency of the liquefaction process can be increased. If the second refrigerator 85 (using propane as a refrigerant, which exhibits a higher cooling capacity than water or air) is used to cool the gaseous material in the recirculation operation during the start-up of the first compressor 4, an improved cooling quality can be achieved (below 0 degrees Celsius) .

[0137][0137]

Таблица 9Table 9

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 1,001.00 0,999989490,99998949 0,000.00 0,9259440.925944 0,000.00 1,001.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,0820.08 8,328.32 -42,58-42.58 177,19177.19 -65,24-65.24 -65,24-65.24 -65,24-65.24 -34,50-34.50 -161,55-161.55 Давление (кПа)Pressure (kPa) 5830,005830.00 4850,004850.00 4700,004700,00 4705,004705.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 4400,004,400.00 8000,008,000.00 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4502045020 312,6686486312,6686486 4502045020 33343334 4168641686 4168641686 4170041700 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 719619719619 719619719619 783504783504 1976419764 783504783504 8354883548 699948699948 699948699948 698733698733 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0081995900.008199590 0,0000336260.000033626 0,0082608440,008260844 МетанMethane 0,9499525020.949952502 0,0435088710,043508871 0,9566672210.956667221 ЭтанEthane 0,0249987500.024998750 0,0323395500,032339550 0,0249311180,024931118 ПропанPropane 0,0099995000.009999500 0,1436545950.143654595 0,0090762000,009076200 БутанButane 0,0019999000.001999900 0,1651498650.165149865 0,0007935710,000793571 н-Бутанn-butane 0,0019999000.001999900 0,2328354680.232835468 0,0002685180,000268518 ИзопентанIsopentane 0,0004999750,000499975 O.O66891831O.O66891831 0,0000017100.000001710 н-Пентанn-Pentane 0,0004999750,000499975 0,0670939280.067093928 0,0000008170.000000817 н-Гексанn-hexane 0,0005999700,000599970 0,0805918930,080591893 0,0000000000.000000000 БензолBenzene 0,0004999750,000499975 O.O67159786O.O67159786 0,0000000000.000000000 ТолуолToluene 0,0000999950.000099995 0,0134320780.013432078 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000499980.000049998 0,0067160400,006716040 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0004999750,000499975 0,0671603910,067160391 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000999950.000099995 0,0134320790.013432079 0,0000000000.000000000

[0138][0138]

В таблице 10 сравнивается энергопотребление различных компрессоров согласно первому, второму, третьему и четвертому вариантам осуществления, а также первому и второму примерам для сравнения. Как проиллюстрировано в таблице 10, суммарное энергопотребление и энергопотребление отдельных устройств согласно первому, второму, третьему и четвертому вариантам осуществления составляют менее чем соответствующие значения согласно первому и второму примерам для сравнения (предшествующего уровня техники). Table 10 compares the power consumption of various compressors according to the first, second, third and fourth embodiments, as well as the first and second examples for comparison. As illustrated in table 10, the total power consumption and power consumption of the individual devices according to the first, second, third and fourth embodiments are less than the corresponding values according to the first and second examples for comparison (prior art).

[0139][0139]

Таблица 10Table 10

Первый пример для сравненияFirst example to compare Второй пример для сравненияSecond example for comparison Первый вариант осуществленияFirst Embodiment Второй вариант осуществленияSecond Embodiment Третий вариант осуществленияThird Embodiment Четвертый вариант осуществленияFourth Embodiment Первый компрессор (кВт)The first compressor (kW) 24932493 36163616 72677267 36163616 36163616 Второй компрессор (кВт)Second compressor (kW) 44024402 70997099 Четвертый компрессор (кВт)Fourth compressor (kW) 75617561 Компрессор смешанного хладагента (кВт)Mixed refrigerant compressor (kW) 161680161680 155260155260 153620153620 150350150350 148940148940 143590143590 Пропановый компрессор (кВт)Propane Compressor (kW) 7665176651 7482774827 7224772247 6868968689 7075670756 7276972769 Итого (кВт)Total (kW) 238331238331 233057233057 225867225867 226600226600 224098224098 223458223458 СПГ (т/час)LNG (t / h) 698,8698.8 694,7694.7 698,8698.8 698,8698.8 698,8698.8 698,8698.8 Удельное энергопотребление (кВт/т)Specific Energy Consumption (kW / t) 341341 335335 323323 324324 321321 320320

[0140][0140]

(Пятый вариант осуществления)(Fifth Embodiment)

Фиг. 11 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как пятый вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 11, части, соответствующие частям сжижающих систем 1 согласно первому, второму, третьему и четвертому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 11 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a fifth embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 11, the parts corresponding to the parts of the liquefaction systems 1 according to the first, second, third and fourth embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, with the exception of those issues that will be discussed later.

[0141][0141]

В сжижающей системе 1 согласно пятому варианту осуществления, в отличие от первого, второго, третьего и четвертого вариантов осуществления, первый расширитель 3 и первый компрессор 4 не являются механически соединенными друг с другом, но находятся в электрическом соединении друг с другом. Первый расширитель 3 присоединяется к электрическому генератору 87 таким образом, что энергия, производимая расширителем 3, преобразуется в электроэнергию посредством электрического генератора 87. Электроэнергия, которая производится электрическим генератором 87, направляется в электродвигатель 84, чтобы приводить в действие первый компрессор 4. Другими словами, энергия, производимая первым расширителем 3, используется первым компрессором 4. Электроэнергия, которую производит электрический генератор 87, может составлять, по меньшей мере, часть электроэнергии, которая используется, чтобы приводить в действие электродвигатель 84, и когда наблюдается недостаток электроэнергии, может использоваться внешний источник энергии, который компенсирует этот недостаток электроэнергии.In the liquefaction system 1 according to the fifth embodiment, in contrast to the first, second, third and fourth embodiments, the first expander 3 and the first compressor 4 are not mechanically connected to each other, but are in electrical connection with each other. The first expander 3 is connected to the electric generator 87 so that the energy produced by the expander 3 is converted into electricity by the electric generator 87. The electric energy that is produced by the electric generator 87 is sent to the electric motor 84 to drive the first compressor 4. In other words, the energy produced by the first expander 3 is used by the first compressor 4. The electric energy produced by the electric generator 87 may be at least cha the electric power that is used to drive the electric motor 84, and when there is a lack of electricity, an external energy source can be used that compensates for this lack of electricity.

[0142][0142]

В сжижающей системе 1 согласно пятому варианту осуществления, поскольку первый расширитель 3 и первый компрессор 4 находятся в электрическом соединении друг с другом, степень свободы в режиме эксплуатации первого расширителя 3 и первого компрессора 4 во время пуска и/или недостатка энергии может увеличиваться (например, таким образом, что первый расширитель 3 и первый компрессор 4 могут эксплуатироваться индивидуально).In the liquefaction system 1 according to the fifth embodiment, since the first expander 3 and the first compressor 4 are electrically connected to each other, the degree of freedom in the operating mode of the first expander 3 and the first compressor 4 during startup and / or lack of energy can increase (for example, so that the first expander 3 and the first compressor 4 can be operated individually).

[0143][0143]

(Шестой вариант осуществления)(Sixth Embodiment)

Фиг. 12 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как шестой вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 12, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому-пятому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 12 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a sixth embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 12, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first to fifth embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0144][0144]

В сжижающей системе 1 согласно шестому варианту осуществления высококалорийный газ, содержащий 88 мол.% метана, используется в качестве газообразного материала (аналогично модификации шестого варианта осуществления, а также седьмому и восьмому вариантам осуществления). В этой сжижающей системе газообразный материал, который отделяется как верхняя фракция в дистилляционном блоке 15, непосредственно вводится через трубопровод L19 в первый компрессор 4, где он подвергается сжатию. Газообразный материал затем предварительно охлаждается в трубопроводной системе 22 в теплой области Z1 и направляется в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 через трубопровод L21.In the liquefaction system 1 according to the sixth embodiment, high-calorie gas containing 88 mol% of methane is used as a gaseous material (similar to the modification of the sixth embodiment, as well as the seventh and eighth embodiments). In this liquefaction system, gaseous material, which is separated as the upper fraction in the distillation unit 15, is directly introduced through line L19 into the first compressor 4, where it is compressed. The gaseous material is then pre-cooled in the piping system 22 in the warm region Z1 and sent to the first reservoir 23 separating the gas and liquid phases through the pipeline L21.

[0145][0145]

Первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 отделяет жидкофазный компонент (конденсат) газообразного материала, и углеводороды в форме жидкости, образующие жидкофазный компонент, возвращаются в дистилляционный блок 15 через расширительный клапан 89, установленный в трубопроводе L22. При этом газообразный материал, состоящий, главным образом, из метана и образующий жидкофазный компонент в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23, направляется в трубопроводную систему 31 в сжижающем блоке 21 через трубопровод L23.The first gas and liquid phase separating tank 23 separates the liquid phase component (condensate) of the gaseous material, and the liquid-shaped hydrocarbons forming the liquid phase component are returned to the distillation unit 15 through an expansion valve 89 installed in the pipeline L22. In this case, the gaseous material, consisting mainly of methane and forming a liquid-phase component in the first reservoir separating the gas and liquid phases, is sent to the piping system 31 in the fluidizing unit 21 through the pipeline L23.

[0146][0146]

Поскольку в сжижающей системе 1 согласно шестому варианту осуществления первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 устанавливается на расположенной ниже по потоку стороне первого компрессора 4, и газообразный материал, выпускаемый из первого компрессора 4, вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 через трубопроводную систему 22, расположенную в теплой области Z1, температура газообразного материала может быть установлена вблизи уровня температуры теплой области Z1 сжижающего блока 21. Кроме того, поскольку газообразный материал охлаждается в теплой области Z1 (трубопроводная система 22) сжижающего блока 21, и газофазный компонент, выпускаемый из первого разделяющего газовую и жидкую фазы резервуара 23, вводится в промежуточную область Z2 (трубопроводная система 31), температура газообразного материала может быть установлена вблизи уровня температуры промежуточной области Z2 сжижающего блока 21 легко. Кроме того, поскольку газообразный материал, выпускаемый из первого разделяющего газовую и жидкую фазы резервуара 23, может сжиматься первым компрессором 4, может отсутствовать рециркуляционный насос 24, установленный в рециркуляционном трубопроводе (трубопровод L21), который проходит из первого разделяющего газовую и жидкую фазы резервуара 23 в дистилляционный блок 15 согласно некоторым из вариантов осуществления, включая первый вариант осуществления.Since in the liquefaction system 1 according to the sixth embodiment, the first gas and liquid phase separating tank 23 is mounted on the downstream side of the first compressor 4, and gaseous material discharged from the first compressor 4 is introduced into the first gas and liquid phase separating tank 23 system 22 located in the warm region Z1, the temperature of the gaseous material can be set near the temperature level of the warm region Z1 of the liquefaction unit 21. In addition, since the gaseous material is cooled in the warm region Z1 (piping system 22) of the fluidizing unit 21, and the gas-phase component discharged from the first gas and liquid phase separating tank 23 is introduced into the intermediate region Z2 (piping system 31), the temperature of the gaseous material can be set near the level temperature of the intermediate region Z2 of the fluidizing unit 21 is easy. In addition, since the gaseous material discharged from the first gas and liquid phase separating tank 23 can be compressed by the first compressor 4, there may be no recirculation pump 24 installed in the recirculation pipe (line L21), which passes from the first gas and liquid phase separating tank 23 to the distillation unit 15 according to some of the embodiments, including the first embodiment.

[0147][0147]

При сжижении газообразного материала в сжижающем блоке 21 оказывается предпочтительным повышение давления на выпуске компрессора 4 (или увеличение давления газообразного материала, который вводится в сжижающий блок 21). Однако когда верхняя фракция из дистилляционного блока 15 охлаждается в сжижающем блоке 21, разделяется в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23, и отделенный газофазный компонент сжимается первым компрессором 4 перед введением в сжижающий блок 21, как в случае согласно первому варианту осуществления, поскольку температура газообразного материала увеличивается первым компрессором 4, который предшествует сжижающему блоку 21, в зависимости от условий, таких как состав, давление и скорость введения газообразного материала, уровень температуры газообразного материала может выходить за пределы подходящего интервала для введения в сжижающий блок 21 таким образом, что может становиться чрезмерной тепловая нагрузка на сжижающий блок 21. Такая проблема может быть решена посредством изменения точки введения газообразного материала в сжижающий блок 21, но это может не получиться в том случае, когда основной теплообменник представляет собой такой тип, как катушечный теплообменник, в котором точка введения не может быть легко изменена. Таким образом, если газообразный материал, отделенный как верхняя фракция в дистилляционном блоке 15, направляется непосредственно в первый компрессор 4 через трубопровод L19, где он подвергается сжатию, газообразный материал, сжатый первым компрессором 4, охлаждается в теплой области Z1 сжижающего блока 21, охлажденный газообразный материал отделяется в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23, и отделенный газофазный компонент газообразного материала вводится в промежуточную область Z2 (ниже по потоку относительно теплой области Z1) сжижающего блока 21, как в случае согласно настоящему варианту осуществления, температура газообразного материала может поддерживаться в пределах соответствующего интервала (или температура газообразного материала может быть установлена вблизи уровня температуры в точке введения сжижающего блока 21).When liquefying the gaseous material in the liquefying unit 21, it is preferable to increase the pressure at the outlet of the compressor 4 (or increase the pressure of the gaseous material that is introduced into the liquefying unit 21). However, when the upper fraction from the distillation unit 15 is cooled in the fluidizing unit 21, it is separated in the first gas and liquid phase separating tank 23, and the separated gas phase component is compressed by the first compressor 4 before being introduced into the fluidizing unit 21, as is the case according to the first embodiment, since the temperature the gaseous material is increased by the first compressor 4, which precedes the liquefaction unit 21, depending on conditions such as composition, pressure and rate of introduction of the gaseous material, uro The temperature drop of the gaseous material may go beyond a suitable interval for introduction into the fluidizing unit 21 in such a way that the heat load on the fluidizing unit 21 can become excessive. This problem can be solved by changing the point of introduction of the gaseous material in the fluidizing unit 21, but this may not It will turn out in the case when the main heat exchanger is a type such as a coil heat exchanger, in which the point of introduction cannot be easily changed. Thus, if the gaseous material separated as the top fraction in the distillation unit 15 is sent directly to the first compressor 4 through the pipeline L19 where it is compressed, the gaseous material compressed by the first compressor 4 is cooled in the warm region Z1 of the compression unit 21, the cooled gaseous the material is separated in the first gas and liquid phase separating tank 23, and the separated gas-phase component of the gaseous material is introduced into the intermediate region Z2 (downstream of the relatively warm region Z1) of the liquefaction unit 21, as in the case of the present embodiment, the temperature of the gaseous material can be maintained within an appropriate interval (or the temperature of the gaseous material can be set near the temperature level at the point of introduction of the liquefied unit 21).

[0148][0148]

(Первая модификация шестого варианта осуществления)(First Modification of the Sixth Embodiment)

Фиг. 13 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как модификация шестого варианта осуществления настоящего изобретения. Таблица 11 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы шестого варианта осуществления в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 13, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно шестому варианту осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 13 is a diagram illustrating a liquefaction process in a system for liquefying natural gas, shown as a modification of a sixth embodiment of the present invention. Table 11 presents the temperature, pressure, flow rate, and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system of the sixth embodiment as an example. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 13, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the sixth embodiment are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, with the exception of those issues that will be discussed later.

[0149][0149]

В этой сжижающей системе 1 данной модификации отсутствует первый холодильник 12, используемый согласно шестому варианту осуществления, который проиллюстрирован на фиг. 16, и второй холодильник 85, в котором используется пропан низкого давления в качестве хладагента, устанавливается на расположенной ниже по потоку стороне первого компрессора 4. Газообразный материал направляется из первого компрессора 4 через трубопровод L20a во второй холодильник 85, где он охлаждается, и направляется через трубопровод L20b в трубопроводную систему 22, расположенную в теплой области Z1 сжижающего блока 21 для дополнительного охлаждения перед введением в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 через трубопровод L21.In this liquefaction system 1 of this modification, the first refrigerator 12 used according to the sixth embodiment, which is illustrated in FIG. 16, and a second refrigerator 85, which uses low pressure propane as a refrigerant, is installed on the downstream side of the first compressor 4. Gaseous material is sent from the first compressor 4 through line L20a to the second refrigerator 85, where it is cooled, and sent through piping L20b to piping system 22 located in the warm region Z1 of fluidizing unit 21 for additional cooling before being introduced into the first gas and liquid separating tank 23 through piping L21.

[0150][0150]

Поскольку в этой сжижающей системе согласно первой модификации шестого варианта осуществления второй холодильник 85 устанавливается на расположенной ниже по потоку стороне первого компрессора 4, даже когда температура газообразного материала, выпускаемый из первого компрессора 4, составляет более чем температура в теплой области Z1 сжижающего блока 21, благодаря охлаждающему действию второго холодильника 85, в который поступает газообразный материал, температура газообразного материала может быть установлена вблизи уровня температуры теплой области Z1 сжижающего блока 21.Since in this liquefaction system according to the first modification of the sixth embodiment, the second refrigerator 85 is installed on the downstream side of the first compressor 4, even when the temperature of the gaseous material discharged from the first compressor 4 is more than the temperature in the warm region Z1 of the liquefaction unit 21, due to the cooling effect of the second refrigerator 85 into which the gaseous material enters, the temperature of the gaseous material can be set near the temperature level eploy region Z1 fluidizing unit 21.

[0151][0151]

Таблица 11Table 11

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 0,970.97 1,001.00 0,000.00 1,001.00 0,820.82 0,000.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,0020.00 -15,21-15.21 -52,85-52.85 95,4695.46 -18,62-18.62 -63,17-63.17 -63,17-63.17 -63,17-63.17 -159,04-159.04 Давление (кПа)Pressure (kPa) 7000,007000.00 3470,103470.10 3300,003300,00 3310,003310,00 5335,675335.67 4985,674985.67 4985,674985.67 4985,674985.67 120,00120.00 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 48048,798548,048.7985 2599,946892599.94689 48048,79848,048,798 48048,79848,048,798 8648,78378648.7837 39400,01539,400.015 39400,0147539400,01475 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 803679803679 803679803679 849289849289 132033132033 849289849289 849289849289 177669177669 671605671605 671605671605 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0010000000.001000000 0,0000000120.000000012 0,0010660810.001066081 МетанMethane 0,8779000000.877900000 0,0026908160.002690816 0,9356749520.935674952 ЭтанEthane 0,0609000000,060900000 0,1364502520.136450252 0,0559444250,055944425 ПропанPropane 0,0336000000,033600000 0,4313758090.431375809 0,0072995330,007299533 БутанButane 0,0065000000.006500000 0,1048147830.104814783 0,0000127890.000012789 н-Бутанn-butane 0,0115000000.011500000 0,1857424380.185742438 0,0000022180.000002218 ИзопентанIsopentane 0,0034000000.003400000 0,0549241750.054924175 0,0000000020.000000002 н-Пентанn-Pentane 0,0021000000.002100000 0,0339237680,033923768 0,0000000000.000000000 н-Гексанn-hexane 0,0031000000.003100000 0,0500779460,050077946 0,0000000000.000000000 БензолBenzene 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 ТолуолToluene 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 н-Гептанn-heptane 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 н-Октанn-octane 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000 0,0000000000.000000000

[0157][0157]

(Вторая модификация шестового варианта осуществления)(Second Modification of the Sixth Embodiment)

Фиг. 14 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как четвертая модификация шестого варианта осуществления настоящего изобретения. Таблица 12 представляет температуру, давление, скорость потока и молярный состав природного газа, который подвергается сжижению, в каждой из различных точек сжижающей системы согласно четвертой модификации в качестве примера. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 14, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно шестому варианту осуществления (включая другие модификации) обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 14 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a fourth modification of a sixth embodiment of the present invention. Table 12 presents the temperature, pressure, flow rate and molar composition of the natural gas that is liquefied at each of the various points of the liquefaction system according to the fourth modification as an example. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 14, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the sixth embodiment (including other modifications) are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0158][0158]

Четвертая модификация оказывается подходящей, когда газообразный материал имеет относительно низкое давление, и его критическое давление является относительно высоким благодаря составу газообразного материала, который может включать азот и тяжелые компоненты, по сравнению с шестым вариантом осуществления. В сжижающей системе 1, аналогично первой модификации шестого варианта осуществления, газообразный материал направляется из первого компрессора 4 через трубопровод L20a во второй холодильник 85, где он охлаждается, и вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 через трубопровод L20b. Однако согласно четвертой модификации, трубопровод L20b непосредственно присоединяется к первому разделяющий газовую и жидкую фазы резервуару 23 без вмешательства сжижающего блока 21, и газообразный материал, который образует газофазный компонент в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23, направляется в трубопроводную систему 30, расположенную в теплой области Z1 или наиболее теплой части сжижающего блока 21. Благодаря такой конструкции, согласно четвертой модификации, газообразный материал, который вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23, не обязательно должен охлаждаться (посредством введения в трубопроводную систему 22), в отличие от первой модификации, таким образом, что может уменьшаться нагрузка на сжижающий блок 21в процессе сжижения.The fourth modification is suitable when the gaseous material has a relatively low pressure and its critical pressure is relatively high due to the composition of the gaseous material, which may include nitrogen and heavy components, compared to the sixth embodiment. In the liquefaction system 1, similarly to the first modification of the sixth embodiment, the gaseous material is sent from the first compressor 4 through line L20a to the second refrigerator 85 where it is cooled and introduced into the first gas and liquid phase separating tank 23 through line L20b. However, according to a fourth modification, the pipeline L20b is directly connected to the first gas and liquid phase separating tank 23 without the intervention of the liquefaction unit 21, and the gaseous material that forms the gas phase component in the first gas and liquid phase separating tank 23 is directed to the pipeline system 30 located in the warm region Z1 or the warmest part of the fluidizing unit 21. Due to this design, according to the fourth modification, the gaseous material that is introduced into the first section the gas and liquid phase reservoir 23 does not have to be cooled (by introducing it into the piping system 22), in contrast to the first modification, so that the load on the liquefaction unit 21 can be reduced during the liquefaction process.

[0159][0159]

Таблица 12Table 12

№No. (i)(i) (ii)(ii) (iii)(iii) (iv)(iv) (v)(v) (vi)(vi) (vii)(vii) (viii)(viii) (ix)(ix) Доля паровой фазыVapor phase fraction 1,001.00 0,990.99 1,001.00 0,000.00 1,001.00 0,970.97 0,000.00 1,001.00 0,000.00 Температура (°C)Temperature (° C) 20,020,0 4,24.2 -22,3-22.3 80,080.0 -6,4-6.4 -34,5-34.5 -34,5-34.5 -34,5-34.5 -160,9-160.9 Давление (кПа)Pressure (kPa) 75007500 56605660 55005500 55105510 68146814 67496749 67496749 67496749 120120 Молярная скорость потока (кмоль/час)Molar flow rate (kmol / h) 4200042000 4200042000 4142041420 17281728 4142041420 4142041420 11461146 4027440274 4027440274 Массовая скорость потока (кг/час)Mass flow rate (kg / h) 807998807998 807998807998 757232757232 8321383213 757232757232 757232757232 3237232372 724861724861 724861724861 Молярная доляMolar fraction АзотNitrogen 0,0070000.007000 0,0070000.007000 0,0071520.007152 0,0000070.000007 0,0071520.007152 0,0071520.007152 0,0019790,001979 0,0073000,007300 0,0073000,007300 МетанMethane 0,8714000.871400 0,8714000.871400 0,8932130.893213 0,1517700.151770 0,8932130.893213 0,8932130.893213 0,5754960.575496 0,9022520,902252 0,9022520,902252 ЭтанEthane 0,0609000,060900 0,0609000,060900 0,0592980.059298 0,1490290.149029 0,0592980.059298 0,0592980.059298 0,1357340.135734 0,0571230,057123 0,0571230,057123 ПропанPropane 0,0336000,033600 0,0336000,033600 0,0282080,028208 0,2414010.241401 0,0282080,028208 0,0282080,028208 0,1518840.151884 0,0246890,024689 0,0246890,024689 БутанButane 0,0065000,006500 0,0065000,006500 0,0042790.004279 0,0813240,081324 0,0042790.004279 0,0042790.004279 0,0390110,039011 0,0032910,003291 0,0032910,003291 н-Бутанn-butane 0,0115000.011500 0,0115000.011500 0,0064580.006458 0,1724320.172432 0,0064580.006458 0,0064580.006458 0,0718620,071862 0,0045980,004598 0,0045980,004598 ИзопентанIsopentane 0,0034000,003400 0,0034000,003400 0,0009890,000989 0,0699080.069908 0,0009890,000989 0,0009890,000989 0,0163670.016367 0,0005520,000552 0,0005520,000552 н-Пентанn-Pentane 0,0021000,002100 0,0021000,002100 0,0003850,000385 0,0467100.046710 0,0003850,000385 0,0003850,000385 0,0072160,007216 0,0001910.000191 0,0001910.000191 н-Гексанn-hexane 0,0031000,003100 0,0031000,003100 0,0000150.000015 0,0752760,075276 0,0000150.000015 0,0000150.000015 0,0003960,000396 0,0000050.000005 0,0000050.000005 БензолBenzene 0,0005000,000500 0,0005000,000500 0,0000020.000002 0,0121420.012142 0,0000020.000002 0,0000020.000002 0,0000560.000056 0,0000010.000001 0,0000010.000001 ТолуолToluene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 п-Ксилолp-xylene 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Гептанn-heptane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 н-Октанn-octane 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000 0,0000000.000000

[0160][0160]

(Седьмой вариант осуществления)(Seventh Embodiment)

Фиг. 15 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как седьмой вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 15, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому-шестому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 15 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a seventh embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 15, parts corresponding to parts of the liquefaction system 1 according to the first to sixth embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those matters that will be discussed later.

[0161][0161]

Сжижающая система 1 согласно седьмому варианту осуществления является аналогичной системе согласно шестому варианту осуществления, но отличается от нее нем, что два расширителя (первый расширитель 3a и второй расширитель 3b) присоединяются к расположенному ниже по потоку концу обезвоживающего блока 2 параллельно друг к другу. Согласно седьмому варианту осуществления, первый расширитель 3a и второй расширитель 3b присоединяются к паре компрессоров (первый компрессор 4a и третий компрессор 4b), соответственно, через общие валы 5a, 5b в каждом случае.The fluidizing system 1 according to the seventh embodiment is similar to the system according to the sixth embodiment, but differs from it in that two expanders (the first expander 3a and the second expander 3b) are connected to the downstream end of the dewatering unit 2 in parallel to each other. According to a seventh embodiment, the first expander 3a and the second expander 3b are connected to a pair of compressors (first compressor 4a and third compressor 4b), respectively, through common shafts 5a, 5b in each case.

[0162][0162]

Как проиллюстрировано на фиг. 15, газообразный материал, выпускаемый из обезвоживающего блока 2, направляется в первый и второй расширители 3a и 3b через соответствующие трубопроводы L2a и L2b. Газообразный материал, выпускаемый из первого и второго расширителей 3a и 3b, направляется в холодильник 12 через трубопроводы L3a, L3b и L3. В этом случае, поскольку требуемый охлаждающая способность охлаждающего блока может уменьшаться, устанавливается только один холодильник 12, в котором используется имеющий низкое давление (НД) пропан в качестве хладагента (ПХ).As illustrated in FIG. 15, gaseous material discharged from the dewatering unit 2 is sent to the first and second expanders 3a and 3b through the respective pipes L2a and L2b. Gaseous material discharged from the first and second expanders 3a and 3b is sent to the refrigerator 12 through pipelines L3a, L3b and L3. In this case, since the required cooling capacity of the cooling unit can be reduced, only one refrigerator 12 is installed, which uses low-pressure (LP) propane as a refrigerant (HR).

[0163][0163]

Газообразный материал, отделенный в качестве верхней фракции из дистилляционного блока 15, направляется в третий компрессор 4b через трубопровод L19, где он подвергается сжатию. Газообразный материал затем направляется из третьего компрессора 4b через трубопровод L20 в трубопроводную систему 22, расположенную в теплой области Z1, где он охлаждается, а затем вводится в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 через трубопровод L21.Gaseous material, separated as a top fraction from the distillation unit 15, is sent to the third compressor 4b via line L19, where it is compressed. The gaseous material is then sent from the third compressor 4b through a pipe L20 to a pipe system 22 located in a warm region Z1 where it is cooled and then introduced into the first gas and liquid phase separating tank 23 through a pipe L21.

[0164][0164]

Первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 разделяет жидкофазный компонент (конденсат) газообразного материала, и жидкофазный компонент который образуется и содержит углеводороды в форме жидкости, возвращается в дистилляционный блок 15 через расширительный клапан 89, установленный в трубопроводе L22. При этом газообразный материал, который образует газофазный компонент, отделенный в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре 23, направляется в первый компрессор 4a через трубопровод L24, где он подвергается сжатию, и газообразный материал, выпускаемый из первого компрессора 4a, вводится в трубопроводную систему 30, расположенную в теплой области Z1 сжижающего блока 21, через трубопровод L25.The first gas and liquid phase separating tank 23 separates the liquid phase component (condensate) of the gaseous material, and the liquid phase component that is formed and contains hydrocarbons in the form of a liquid is returned to the distillation unit 15 through an expansion valve 89 installed in the pipeline L22. In this case, the gaseous material that forms the gas-phase component separated in the first reservoir 23 separating the gas and liquid phases is sent to the first compressor 4a through the pipeline L24, where it is compressed, and the gaseous material discharged from the first compressor 4a is introduced into the pipeline system 30 located in the warm region Z1 of the liquefaction unit 21, via conduit L25.

[0165][0165]

В конструкции согласно седьмому варианту осуществления используются пара расширителей 3a и 3b и пару компрессоров 4a и 4b, даже когда газообразный материал, поступающий в сжижающую систему 1, имеет относительно высокое давление и имеет низкое критическое давление, газообразный материал может подвергаться сжатию соответствующим образом (чтобы газообразный материал, который вводится в дистилляционный блок 15, не сжимался до давления, превышающего критическое давление) за счет использования множества компрессоров 4a и 4b.In the construction according to the seventh embodiment, a pair of expanders 3a and 3b and a pair of compressors 4a and 4b are used, even when the gaseous material entering the liquefaction system 1 has a relatively high pressure and low critical pressure, the gaseous material can be compressed accordingly (so that the gaseous the material that is introduced into the distillation unit 15 is not compressed to a pressure exceeding the critical pressure) due to the use of multiple compressors 4a and 4b.

[0166][0166]

(Восьмой вариант осуществления)(Eighth Embodiment)

Фиг. 16 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как восьмой вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 16, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому-седьмому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 16 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as an eighth embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 16, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first to seventh embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0167][0167]

Сжижающая система 1 согласно восьмому варианту осуществления является аналогичной системе согласно шестому или седьмому вариантам осуществления, но отличается от них тем, что два первых расширителя 3a и 3b соединяются последовательно, и сепаратор 91 располагается между двумя первыми расширителями 3a и 3b.The liquefaction system 1 according to the eighth embodiment is similar to the system according to the sixth or seventh embodiments, but differs from them in that the first two expanders 3a and 3b are connected in series, and the separator 91 is located between the two first expanders 3a and 3b.

[0168][0168]

Как проиллюстрировано на фиг. 16, газообразный материал, выпускаемый из обезвоживающего блока 2, направляется через трубопровод L2 в первый расширитель 3a, где он расширяется, и вводится в сепаратор 91 через трубопровод L3. Газообразный материал, который отделяется как газофазный компонент в сепараторе 91, направляется через трубопровод L26 во второй расширитель 3b, где он расширяется, и направляется в холодильник 12 через трубопровод L27. При этом жидкофазный компонент (конденсат) газообразного материала направляется в холодильник 12 через расширительный клапан 92, установленный в трубопроводе L28.As illustrated in FIG. 16, gaseous material discharged from the dewatering unit 2 is sent via line L2 to the first expander 3a, where it expands, and introduced into the separator 91 through line L3. Gaseous material, which is separated as a gas-phase component in the separator 91, is sent through line L26 to a second expander 3b, where it expands, and is sent to the refrigerator 12 through line L27. In this case, the liquid-phase component (condensate) of the gaseous material is sent to the refrigerator 12 through an expansion valve 92 installed in the pipeline L28.

[0169][0169]

Согласно восьмому варианту осуществления, аналогично седьмому варианту осуществления, который обсуждается выше, даже когда газообразный материал, поступающий в сжижающую систему, имеет относительно высокое давление и имеет низкое критическое давление, газообразный материал может подвергаться сжатию соответствующим образом за счет использования множества компрессоров 4a и 4b.According to the eighth embodiment, similarly to the seventh embodiment, which is discussed above, even when the gaseous material entering the liquefaction system has a relatively high pressure and low critical pressure, the gaseous material can be compressed accordingly by using a plurality of compressors 4a and 4b.

[0174][0174]

(Девятый вариант осуществления)(Ninth Embodiment)

Фиг. 17 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как девятый вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 17, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому-восьмому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 17 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a ninth embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 17, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first to eighth embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, with the exception of those issues that will be discussed later.

[0175][0175]

Сжижающая система 1 согласно девятому варианту осуществления оказывается предпочтительной по своей конфигурации, аналогично первой модификации шестого варианта осуществления, когда критическое давление газообразного материала является относительно низким, и давление газообразного материала, выпускаемого из первого компрессора 4, в первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 может составлять более чем критическое давление (или когда первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 23 не способен функционировать соответствующим образом). В этой сжижающей системе 1 газообразный материал направляется из первого компрессора 4 через трубопровод L20a во второй холодильник 85, где он охлаждается, а затем направляется через трубопровод L20b в трубопроводную систему 22, расположенную в теплой области Z1 сжижающего блока 21, где он подвергается дополнительному охлаждению. Газообразный материал, проходящий через трубопровод L21, направляется в трубопроводы L22 и L23, которые ответвляются от точек разветвления трубопровода L21, расположенных друг над другом, таким образом, что часть газообразного материала возвращается в дистилляционный блок 15 через расширительный клапан 89, установленный в нижнем трубопроводе L22, а оставшаяся часть газообразного материала вводится в трубопроводную систему 31, расположенную в промежуточной области Z2 сжижающего блока 21, через верхний трубопровод L23. Благодаря этой конструкции, сжижающая система 1 девятого варианта осуществления обеспечивает снижение нагрузки на сжижающий блок 21 в процессе сжижения.The liquefaction system 1 according to the ninth embodiment is preferable in configuration, similar to the first modification of the sixth embodiment, when the critical pressure of the gaseous material is relatively low, and the pressure of the gaseous material discharged from the first compressor 4 into the first gas and liquid separating tank 23 can be more than critical pressure (or when the first reservoir separating the gas and liquid phases 23 is not able to function accordingly uyuschim manner). In this liquefaction system 1, gaseous material is sent from the first compressor 4 through line L20a to a second cooler 85 where it is cooled, and then sent through line L20b to pipe system 22 located in the warm region Z1 of the liquefaction unit 21, where it is subjected to additional cooling. Gaseous material passing through line L21 is routed to lines L22 and L23, which branch off from branch points of line L21, located one above the other, so that part of the gaseous material is returned to the distillation unit 15 through an expansion valve 89 installed in the lower line L22 and the remainder of the gaseous material is introduced into the pipeline system 31 located in the intermediate region Z2 of the liquefaction unit 21, through the upper pipe L23. Due to this design, the liquefaction system 1 of the ninth embodiment provides a reduction in the load on the liquefaction unit 21 during the liquefaction process.

[0176][0176]

(Модификация девятого варианта осуществления)(Modification of the Ninth Embodiment)

Фиг. 18 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как модификация девятого варианта осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 18, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 девятого варианта осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 18 is a diagram illustrating a liquefaction process in a system for liquefying natural gas, shown as a modification of a ninth embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 18, parts corresponding to parts of the liquefaction system 1 of the ninth embodiment are denoted by like reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those matters that will be discussed later.

[0177][0177]

Сжижающая система 1 согласно данной модификации включает второй разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 25, в который газообразный материал, проходящий через трубопровод L22, вводится через расширительный клапан 89. Второй разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 25 разделяет жидкофазный компонент газообразного материала и возвращает отделенный жидкофазный компонент в дистилляционный блок 15 через расширительный клапан 90, установленный в трубопроводе L30. При этом газообразный материал, который образует газофазный компонент во втором разделяющий газовую и жидкую фазы резервуаре 25, направляется в трубопровод L31, который присоединяется к трубопроводу L19, таким образом, что газообразный материал направляется в первый компрессор 4 через расширительный клапан 93, установленный в трубопроводе L31. Благодаря этой конструкции, сжижающая система 1 согласно данной модификации имеет преимущество стабилизации процесса в дистилляционном блоке 15.The liquefaction system 1 according to this modification includes a second gas and liquid phase separating tank 25 into which gaseous material passing through line L22 is introduced through an expansion valve 89. A second gas and liquid phase separating tank 25 separates the liquid phase component of the gaseous material and returns the separated liquid phase component to the distillation unit 15 through an expansion valve 90 installed in the pipeline L30. In this case, the gaseous material that forms the gas-phase component in the second reservoir 25 separating the gas and liquid phases is sent to the pipeline L31, which is connected to the pipeline L19, so that the gaseous material is sent to the first compressor 4 through the expansion valve 93 installed in the pipeline L31 . Due to this design, the liquefaction system 1 according to this modification has the advantage of stabilizing the process in the distillation unit 15.

[0178][0178]

(Десятый вариант осуществления)(Tenth embodiment)

Фиг. 19 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как десятый вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 19, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому-девятому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 19 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as a tenth embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 19, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first to ninth embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, except for those issues that will be discussed later.

[0179][0179]

Сжижающая система 1 согласно десятому варианта осуществления является аналогичной системе согласно шестому варианту осуществления, которая проиллюстрирована на фиг. 12, но является аналогичной примеру для сравнения, который проиллюстрирован на фиг. 3, если рассматривается расположенная выше по потоку часть дистилляционного блока 15. Более конкретно, в сжижающей системе 1 согласно десятому варианту осуществления, расширитель 3 располагается на расположенной ниже по потоку стороне охлаждающего блока (в этом случае три холодильника 10, 11 и 12), и газообразный материал, выпускаемый из холодильника 12, направляется через трубопровод L4a в сепаратор 13, где он разделяется на газ и жидкость. Газообразный материал, который образует газофазный компонент в сепараторе 13, направляется в расширитель 3 через трубопровод L4b, и после того, как он расширяется в расширителе 3, направляется в дистилляционный блок 15 через трубопровод L4c. Газообразный материал, который образует жидкофазный компонент в сепараторе 13, направляется в трубопровод L4d, в котором установлен расширительный клапан 14. После расширения в расширительном клапане 14 жидкофазный компонент направляется в дистилляционный блок 15 через трубопровод L4c вместе с газообразным материалом из расширителя 3.The fluidizing system 1 according to the tenth embodiment is similar to the system according to the sixth embodiment, which is illustrated in FIG. 12, but is similar to the comparative example, which is illustrated in FIG. 3, if the upstream portion of the distillation unit 15 is considered. More specifically, in the liquefaction system 1 according to the tenth embodiment, the expander 3 is located on the downstream side of the cooling unit (in this case, three refrigerators 10, 11 and 12), and gaseous material discharged from the refrigerator 12 is directed through a conduit L4a to a separator 13, where it is separated into gas and liquid. The gaseous material that forms the gas phase component in the separator 13 is sent to the expander 3 through the pipe L4b, and after it expands in the expander 3, is sent to the distillation unit 15 through the pipe L4c. The gaseous material that forms the liquid-phase component in the separator 13 is sent to the pipe L4d in which the expansion valve 14 is installed. After expansion in the expansion valve 14, the liquid-phase component is sent to the distillation unit 15 through the pipe L4c together with the gaseous material from the expander 3.

[0180][0180]

В сжижающей системе 1 согласно десятому варианту осуществления, благодаря этой конструкции, посредством установки расширителя 3 на расположенной ниже по потоку стороне охлаждающего блока таким образом, что уменьшается его выходная мощность, может предотвращаться чрезмерное повышение температуры газообразного материала, который сжимается компрессором 4, с использованием энергии, производимой расширителем 3, таким образом, что температура газообразного материала может легко устанавливаться вблизи температуры в точке введения сжижающего блока 21. Преимущество, достигаемое согласно шестому варианту осуществления, может также достигаться безотносительно конструкции первого расширителя 3 и холодильников 11 и 12 (холодильник 10 отсутствует согласно шестому варианту осуществления). В сжижающей системе 1 согласно десятому варианту осуществления, аналогично системе согласно варианту осуществления, который обсуждается в сочетании с вариантом осуществления, проиллюстрированным на фиг. 13, второй холодильник 85 с использованием пропана низкого давления в качестве хладагента может необязательно устанавливаться на расположенном ниже по потоку конце первого компрессора 4. Аналогично системе согласно варианту осуществления, которая проиллюстрирована на фиг. 18, вместо первого разделяющего газовую и жидкую фазы резервуара 23, второй разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 25 может устанавливаться в этой сжижающей системе 1 для приема газообразного материала, проходящего через трубопровод L22 через расширительный клапан 89. В таком случае конструкция, окружающая второй разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар 25 (например, трубопроводы L30 и L31 и расширительные клапаны 89 и 90), может быть аналогичной конструкции, проиллюстрированной на фиг. 18.In the liquefaction system 1 according to the tenth embodiment, due to this design, by installing the expander 3 on the downstream side of the cooling unit so that its output power is reduced, an excessive increase in the temperature of the gaseous material that is compressed by the compressor 4 can be prevented using energy produced by expander 3 in such a way that the temperature of the gaseous material can easily be set near the temperature at the point of introduction of the fluidizing agent th block 21. The advantage achieved according to the sixth embodiment can also be achieved without regard to the construction of the first expander 3 and refrigerators 11 and 12 (the refrigerator 10 is absent according to the sixth embodiment). In the fluidizing system 1 according to the tenth embodiment, similarly to the system according to the embodiment, which is discussed in conjunction with the embodiment illustrated in FIG. 13, the second refrigerator 85 using low pressure propane as a refrigerant may optionally be installed at the downstream end of the first compressor 4. Similarly to the system according to the embodiment, which is illustrated in FIG. 18, instead of the first gas and liquid phase separating tank 23, the second gas and liquid phase separating tank 25 can be installed in this liquefying system 1 for receiving gaseous material passing through the pipeline L22 through the expansion valve 89. In this case, the structure surrounding the second gas separating and the liquid phase of the reservoir 25 (for example, pipelines L30 and L31 and expansion valves 89 and 90), may be of a similar design as illustrated in FIG. eighteen.

[0184][0184]

(Одиннадцатый вариант осуществления)(Eleventh Embodiment)

Фиг. 20 представляет диаграмму, иллюстрирующую технологический процесс сжижения в системе для сжижения природного газа, приведенной как одиннадцатый вариант осуществления настоящего изобретения. В сжижающей системе, которая проиллюстрирована на фиг. 20, части, соответствующие частям сжижающей системы 1 согласно первому-десятому вариантам осуществления, обозначаются аналогичными условными номерами и исключаются из последующего обсуждения, за исключением тех вопросов, которые будут обсуждаться далее.FIG. 20 is a diagram illustrating a liquefaction process in a natural gas liquefaction system shown as an eleventh embodiment of the present invention. In a fluidizing system, which is illustrated in FIG. 20, the parts corresponding to the parts of the liquefaction system 1 according to the first to tenth embodiments are denoted by the same reference numbers and are excluded from the subsequent discussion, with the exception of those issues that will be discussed later.

[0185][0185]

Сжижающая система 1 согласно одиннадцатому варианту осуществления является аналогичной системе согласно шестому варианту осуществления, которая обсуждается выше, но отличается от нее тем, что первый расширитель 3 присоединяется к первому компрессору 4 аналогично пятому варианту осуществления, который проиллюстрирован на фиг. 11. Более конкретно, в сжижающей системе 1 согласно одиннадцатому варианту осуществления первый расширитель 3 и первый компрессор 4 не соединяются механически друг с другом, но находятся в электрическом соединении друг с другом. Первый расширитель 3 присоединяется к электрическому генератору 87, и энергия, производимая первым расширителем 3, преобразуется в электроэнергию этим электрическим генератором 87. Электроэнергия, производимая электрическим генератором 87, направляется в электродвигатель 84, который приводит в действие первый компрессор 4. Другими словами, энергия, производимая первым расширителем 3, используется первым компрессором 4. Электроэнергия, производимая электрическим генератором 87, может составлять, по меньшей мере, часть электроэнергии, которая используется, чтобы приводить в действие электродвигатель 84, и когда наблюдается недостаток электроэнергии, внешний источник энергии может использоваться для компенсации этого недостатка электроэнергии.The fluidizing system 1 according to the eleventh embodiment is similar to the system according to the sixth embodiment, which is discussed above, but differs from it in that the first expander 3 is connected to the first compressor 4 in a manner similar to the fifth embodiment, which is illustrated in FIG. 11. More specifically, in the fluidizing system 1 according to the eleventh embodiment, the first expander 3 and the first compressor 4 are not mechanically connected to each other, but are electrically connected to each other. The first expander 3 is connected to an electric generator 87, and the energy produced by the first expander 3 is converted into electricity by this electric generator 87. The electric energy produced by the electric generator 87 is directed to an electric motor 84, which drives the first compressor 4. In other words, energy, produced by the first expander 3, is used by the first compressor 4. The electricity produced by the electric generator 87 may comprise at least a portion of the electricity that is used to drive the electric motor 84, and when there is a lack of electricity, an external energy source can be used to compensate for this lack of electricity.

[0186][0186]

(Модификации расширителя и компрессора)(Expander and compressor modifications)

Фиг. 21 и 22 представляют диаграммы, иллюстрирующие первый и второй вариант механической соединительной конструкции между расширителем и компрессором в системе для сжижения природного газа, которая может использоваться согласно разнообразным вариантам осуществления, обсуждаемым выше.FIG. 21 and 22 are diagrams illustrating a first and second embodiment of a mechanical connecting structure between an expander and a compressor in a natural gas liquefaction system that can be used according to the various embodiments discussed above.

[0187][0187]

Согласно варианту, который проиллюстрирован на фиг. 21, электродвигатель (второй электродвигатель) 84 располагается между первым расширителем 3 и первым компрессором 4, и скорость электродвигателя 84 регулируется регулятором 82 в целях регулируемого привода переменной частоты. Электродвигатель 84 получает электроэнергию из внешнего источника. Первый расширитель 3, первый компрессор 4 и электродвигатель 84 устанавливаются на общий вал, и энергия, производимая первым расширителем 3 посредством расширения газообразного материала, может использоваться, чтобы приводить в действие первый компрессор 4. В результате этого энергопотребление электродвигателя 84 может уменьшаться. Посредством использования энергии электродвигателя 84 таким способом для дополнения энергии, производимой первым расширителем 3, давление на выпуске первого компрессора 4 может увеличиваться в устойчивом режиме.According to an embodiment, which is illustrated in FIG. 21, an electric motor (second electric motor) 84 is disposed between the first expander 3 and the first compressor 4, and the speed of the electric motor 84 is controlled by a controller 82 in order to drive a variable frequency drive. The electric motor 84 receives electric power from an external source. The first expander 3, the first compressor 4 and the electric motor 84 are mounted on a common shaft, and the energy produced by the first expander 3 by expanding the gaseous material can be used to drive the first compressor 4. As a result, the energy consumption of the electric motor 84 can be reduced. By using the energy of the electric motor 84 in this way to supplement the energy produced by the first expander 3, the pressure at the outlet of the first compressor 4 can increase in a steady state.

[0188][0188]

Согласно варианту, который проиллюстрирован на фиг. 22, валы первого расширителя 3, первого компрессора 4 и электродвигателя 84 содержат зубчатые колеса 96, 97 и 98, соответственно. Зубчатое колесо 96 первого расширителя 3 сочетается с зубчатым колесом 97 электродвигателя 84, и зубчатое колесо 97 электродвигателя 84 сочетается с зубчатым колесом 98 первого компрессора 4. Таким образом, первый расширитель 3 и первый компрессор 4 соединяются с возможностью передачи энергии (механически соединяются) через электродвигатель 84. Благодаря этой конструкции, за счет использования энергии электродвигателя 84 в качестве дополнения для энергии производимой первой расширителем 3, давление на выпуске первого компрессора 4 может увеличиваться в устойчивом режиме. Соединительная конструкция между первым расширителем 3, первым компрессором 4 и электродвигателем 84 может состоять из любых общеизвестных зубчатых механизмов, таких как планетарный зубчатый механизм.According to an embodiment, which is illustrated in FIG. 22, the shafts of the first expander 3, the first compressor 4, and the electric motor 84 comprise gears 96, 97, and 98, respectively. The gear wheel 96 of the first expander 3 is combined with the gear wheel 97 of the electric motor 84, and the gear wheel 97 of the electric motor 84 is combined with the gear wheel 98 of the first compressor 4. Thus, the first expander 3 and the first compressor 4 are connected with the possibility of energy transfer (mechanically connected) through the electric motor 84. Due to this design, by using the energy of the electric motor 84 as a supplement to the energy produced by the first expander 3, the pressure at the outlet of the first compressor 4 can increase atsya in a stable mode. The connecting structure between the first expander 3, the first compressor 4 and the electric motor 84 may consist of any well-known gear mechanisms, such as a planetary gear mechanism.

[0189][0189]

Настоящее изобретение описывается в отношении конкретных вариантов осуществления, но эти варианты осуществления представляют собой исключительно примеры и не ограничивают настоящее изобретение каким-либо образом. Разнообразные компоненты сжижающих систем и способов сжижения для сжижения природного газа согласно настоящему изобретению не обязательно являются полностью незаменимыми, но могут быть соответствующим образом заменены и исключены без отклонения от идеи настоящего изобретения.The present invention is described in relation to specific embodiments, but these embodiments are merely examples and do not limit the present invention in any way. The various components of liquefaction systems and liquefaction methods for liquefying natural gas according to the present invention are not necessarily completely indispensable, but can be appropriately replaced and eliminated without deviating from the idea of the present invention.

Список условных обозначенийLegend List

[0190][0190]

1 - сжижающая система1 - liquefying system

2 - обезвоживающий блок2 - dewatering unit

3, 3a - первый расширитель3, 3a - the first expander

3b - второй расширитель3b - second expander

4, 4a - первый компрессор4, 4a - the first compressor

4b - третий компрессор4b - third compressor

5 - вал5 - shaft

10, 11, 12 - первый холодильник10, 11, 12 - the first refrigerator

15 - дистилляционный блок15 - distillation unit

21 - сжижающий блок21 - sludge block

23 - первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар23 - the first separating gas and liquid phases of the tank

33 - расширительный клапан33 - expansion valve

41 - сепаратор хладагента41 - refrigerant separator

44 - расширительный клапан44 - expansion valve

45 - распылительный коллектор45 - spray manifold

54 - расширительный клапан54 - expansion valve

55 - распылительный коллектор55 - spray manifold

-71 - четвертый компрессор-71 - fourth compressor

72 - четвертый холодильник72 - fourth refrigerator

75 - второй компрессор75 - second compressor

81 - электродвигатель (первый электродвигатель)81 - electric motor (first electric motor)

82 - регулятор82 - regulator

83 - манометр 83 - pressure gauge

84 - электродвигатель (второй электродвигатель)84 - electric motor (second electric motor)

85 - второй холодильник85 - second refrigerator

86 - третий холодильник86 - the third refrigerator

87 - электрический генератор87 - electric generator

89 - расширительный клапан89 - expansion valve

91 - сепаратор91 - separator

92 - расширительный клапан92 - expansion valve

96, 97, 97 - зубчатое колесо96, 97, 97 - gear

Z1 - теплая областьZ1 - warm area

Z2 - промежуточная областьZ2 - intermediate area

Z3 - холодная областьZ3 - cold area

Claims (37)

1. Система для сжижения природного газа, которая охлаждает природный газ для производства сжиженного природного газа, включающая:1. System for liquefying natural gas, which cools natural gas for the production of liquefied natural gas, including: блок удаления воды для удаления воды из газообразного материала, который подается в качестве природного газа под давлением,a water removal unit for removing water from a gaseous material that is supplied as natural gas under pressure, первый расширитель для производства энергии посредством расширения газообразного материала, который подается без охлаждения после удаления воды посредством блока удаления воды;a first expander for generating energy by expanding a gaseous material that is supplied without cooling after water removal by the water removal unit; первый охлаждающий блок для охлаждения газообразного материала, имеющего пониженное давление, посредством расширения в первом расширителе;a first cooling unit for cooling a gaseous material having a reduced pressure by expansion in a first expander; дистилляционный блок для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале, посредством дистилляции газообразного материала, охлажденного первым охлаждающим блоком;a distillation unit for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled by the first cooling unit; первый компрессор для сжатия газообразного материала, в котором содержание тяжёлого компонента было уменьшено или тяжелый компонент был удален посредством дистилляционного блока, за счет использования энергии, производимой в первом расширителе; иa first compressor for compressing the gaseous material, in which the content of the heavy component has been reduced or the heavy component has been removed by means of a distillation unit, by using the energy produced in the first expander; and сжижающий блок для сжижения газообразного материала, сжатого первым компрессором, посредством теплообмена с хладагентом.a liquefaction unit for liquefying a gaseous material compressed by a first compressor by heat exchange with a refrigerant. 2. Система для сжижения природного газа по п. 1, дополнительно включающая второй охлаждающий блок, который расположен между первым компрессором и сжижающим блоком для охлаждения газообразного материала, сжатого первым компрессором.2. The system for liquefying natural gas according to claim 1, further comprising a second cooling unit, which is located between the first compressor and the liquefaction unit for cooling gaseous material compressed by the first compressor. 3. Система для сжижения природного газа по п. 1 или 2, в которой сжижающий блок содержит спиральный теплообменник, и газообразный материал, выпускаемый из первого компрессора, вводится в теплую область спирального теплообменника, расположенную на горячей стороне спирального теплообменника.3. The system for liquefying natural gas according to claim 1 or 2, in which the liquefying unit comprises a spiral heat exchanger, and gaseous material discharged from the first compressor is introduced into the warm region of the spiral heat exchanger located on the hot side of the spiral heat exchanger. 4. Система для сжижения природного газа по п. 1, дополнительно включающая второй компрессор, который расположен между первым компрессором и сжижающим блоком, для сжатия газообразного материала, выпускаемого из первого компрессора.4. The system for liquefying natural gas according to claim 1, further comprising a second compressor, which is located between the first compressor and the liquefaction unit, for compressing gaseous material discharged from the first compressor. 5. Система для сжижения природного газа по п. 4, дополнительно содержащая первый электродвигатель, который снабжается электроэнергией из внешнего источника и регулируется в зависимости от значения давления газообразного материала, вводимого в сжижающий блок, и второй компрессор приводится в действие первым электродвигателем.5. The system for liquefying natural gas according to claim 4, further comprising a first electric motor that is supplied with electric power from an external source and is controlled depending on the pressure value of the gaseous material introduced into the liquefaction unit, and the second compressor is driven by the first electric motor. 6. Система для сжижения природного газа по п. 4, дополнительно содержащая второй охлаждающий блок, который расположен между вторым компрессором и сжижающим блоком, для охлаждения газообразного материала.6. The system for liquefying natural gas according to claim 4, further comprising a second cooling unit, which is located between the second compressor and the liquefying unit, for cooling gaseous material. 7. Система для сжижения природного газа по п. 1, дополнительно содержащая электрический генераторный блок для преобразования энергии, производимой первым расширителем, в электроэнергию, и второй электродвигатель для приведения в действие первого компрессора, причем второй электродвигатель снабжается электроэнергией, производимой генераторным блоком.7. The system for liquefying natural gas according to claim 1, further comprising an electric generator unit for converting the energy produced by the first expander into electricity, and a second electric motor for driving the first compressor, the second electric motor being supplied with electric power produced by the generator unit. 8. Система для сжижения природного газа по п. 1, дополнительно содержащая второй электродвигатель, который выполнен с возможностью механического соединения первого расширителя и первого компрессора друг с другом и снабжается электроэнергией из внешнего источника, причем первый компрессор предназначен для сжатия газообразного материала посредством использования энергии, производимой первым расширителем, и энергии, производимой вторым электродвигателем.8. The system for liquefying natural gas according to claim 1, further comprising a second electric motor, which is configured to mechanically connect the first expander and the first compressor to each other and is supplied with electricity from an external source, the first compressor being designed to compress gaseous material by using energy, produced by the first expander, and energy produced by the second electric motor. 9. Система для сжижения природного газа по п. 1,9. A system for liquefying natural gas according to claim 1, в которой газообразный материал, в котором содержание тяжелого компонента уменьшено или тяжелый компонент удален посредством дистилляционного блока, непосредственно подлежит введению в первый компрессор, и система дополнительно включает первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар, для приема газообразного материала, сжатого первым компрессором, через сжижающий блок; иin which the gaseous material in which the content of the heavy component is reduced or the heavy component is removed by means of a distillation unit is directly to be introduced into the first compressor, and the system further includes a first gas-liquid phase separating tank for receiving the gaseous material compressed by the first compressor through the liquefaction unit ; and причем газофазный компонент газообразного материала, отделенный в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре, подлежит повторному введению в сжижающий блок, и жидкофазный компонент газообразного материала подлежит возвращению в дистилляционный блок.moreover, the gas-phase component of the gaseous material separated in the first reservoir separating the gas and liquid phases is to be reintroduced into the liquefaction unit, and the liquid-phase component of the gaseous material is to be returned to the distillation unit. 10. Система для сжижения природного газа по п. 9, дополнительно содержащая второй охлаждающий блок, который расположен между первым компрессором и первым разделяющим газовую и жидкую фазы резервуаром, для охлаждения газообразного материала.10. The system for liquefying natural gas according to claim 9, further comprising a second cooling unit, which is located between the first compressor and the first reservoir separating the gas and liquid phases, for cooling the gaseous material. 11. Система для сжижения природного газа по п. 1, дополнительно содержащая:11. A system for liquefying natural gas according to claim 1, further comprising: второй расширитель, который расположен между первым расширителем и дистилляционным блоком, для производства энергии посредством расширения газообразного материала; иa second expander, which is located between the first expander and the distillation unit, for generating energy by expanding the gaseous material; and третий компрессор, который расположен между дистилляционным блоком и первым компрессором, для сжатия газообразного материала, дистиллированного дистилляционным блоком, за счет использования энергии, производимой вторым расширителем.a third compressor, which is located between the distillation unit and the first compressor, for compressing the gaseous material distilled by the distillation unit by using the energy produced by the second expander. 12. Система для сжижения природного газа по п. 1, дополнительно содержащая:12. A system for liquefying natural gas according to claim 1, further comprising: второй расширитель, который расположен параллельно с первым расширителем для производства энергии посредством расширения газообразного материала; иa second expander that is parallel to the first expander for generating energy by expanding the gaseous material; and третий компрессор, который расположен между дистилляционным блоком и первым компрессором, для сжатия газообразного материала, дистиллированного дистилляционным блоком, за счет использования энергии, производимой вторым расширителем.a third compressor, which is located between the distillation unit and the first compressor, for compressing the gaseous material distilled by the distillation unit by using the energy produced by the second expander. 13. Система для сжижения природного газа по п. 1, в которой сжижающий блок содержит пластинчато-ребристый теплообменник.13. The system for liquefying natural gas according to claim 1, in which the liquefying unit contains a plate-fin heat exchanger. 14. Система для сжижения природного газа по п. 1, в которой газообразный материал, сжатый первым расширителем, имеет давление, составляющее более чем 5171 кПа (абс.).14. The system for liquefying natural gas according to claim 1, in which the gaseous material compressed by the first expander has a pressure of more than 5171 kPa (abs.). 15. Система для сжижения природного газа по п. 4, в которой газообразный материал, сжатый вторым расширителем, имеет давление, составляющее более чем 5171 кПа (абс.).15. The system for liquefying natural gas according to claim 4, in which the gaseous material compressed by the second expander has a pressure of more than 5171 kPa (abs.). 16. Система для сжижения природного газа по любому из пп. 1, 2 и 4-14, дополнительно содержащая первый разделяющий газовую и жидкую фазы резервуар, который принимает верхнюю фракцию из дистилляционного блока, и третий охлаждающий блок, который расположен между дистилляционным блоком и первым разделяющим газовую и жидкую фазы резервуаром, для охлаждения верхней фракции из дистилляционного блока, причем первый компрессор выполнен с возможностью сжатия газофазного компонента газообразного материала, отделенного в первом разделяющем газовую и жидкую фазы резервуаре.16. The system for liquefying natural gas according to any one of paragraphs. 1, 2 and 4-14, further comprising a first gas and liquid phase separating tank that receives the upper fraction from the distillation unit, and a third cooling unit, which is located between the distillation unit and the first gas and liquid phase separating tank, for cooling the upper fraction from a distillation unit, wherein the first compressor is configured to compress the gas phase component of the gaseous material separated in the first reservoir separating the gas and liquid phases. 17. Система для сжижения природного газа по п. 16, в которой третий охлаждающий блок выполнен с возможностью охлаждения верхней фракции из дистилляционного блока с использованием внешнего хладагента.17. The system for liquefying natural gas according to claim 16, in which the third cooling unit is configured to cool the upper fraction from the distillation unit using an external refrigerant. 18. Система для сжижения природного газа по п. 16, в которой третий охлаждающий блок выполнен с возможностью охлаждения верхней фракции из дистилляционного блока с использованием части сжижающего блока.18. The system for liquefying natural gas according to claim 16, in which the third cooling unit is configured to cool the upper fraction from the distillation unit using a portion of the liquefaction unit. 19. Способ сжижения природного газа посредством охлаждения природного газа для производства сжиженного природного газа, включающий:19. A method of liquefying natural gas by cooling natural gas to produce liquefied natural gas, including: стадию удаления воды для удаления воды из газообразного материала, который подают в качестве природного газа под давлением,a water removal step for removing water from the gaseous material that is supplied as natural gas under pressure, первую стадию расширения для производства энергии посредством расширения газообразного материала, который подают без охлаждения после удаления воды на этапе удаления воды;a first expansion step for generating energy by expanding a gaseous material that is supplied without cooling after water removal in the water removal step; первую стадию охлаждения для охлаждения газообразного материала, имеющего пониженное давление посредством расширения на первой стадии расширения;a first cooling step for cooling a gaseous material having a reduced pressure by expansion in a first expansion step; стадию дистилляции для уменьшения содержания или удаления тяжелого компонента, содержащегося в газообразном материале, посредством дистилляции газообразного материала, охлажденного на первой стадии охлаждения;a distillation step for reducing the content or removal of the heavy component contained in the gaseous material by distilling the gaseous material cooled in the first cooling step; первую стадию сжатия для сжатия газообразного материала, в котором содержание тяжелого компонента было уменьшено или тяжелый компонент был удален на стадии дистилляции, за счет использования энергии, производимой на первой стадии расширения; иa first compression step for compressing the gaseous material in which the content of the heavy component has been reduced or the heavy component has been removed in the distillation step by using energy produced in the first expansion step; and стадию сжижения для сжижения газообразного материала, сжатого на первой стадии сжатия, посредством теплообмена с хладагентом.a liquefaction step for liquefying a gaseous material compressed in a first compression step by heat exchange with a refrigerant.
RU2016130314A 2013-12-26 2014-12-26 System and method for the natural gas liquefaction RU2651007C2 (en)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013-270011 2013-12-26
JP2013270011 2013-12-26
JP2014050786A JP6225049B2 (en) 2013-12-26 2014-03-13 Natural gas liquefaction system and method
JP2014-050786 2014-03-13
PCT/JP2014/006501 WO2015098124A1 (en) 2013-12-26 2014-12-26 Natural gas liquefying system and liquefying method

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016144151A Division RU2668303C1 (en) 2013-12-26 2014-12-26 System and method for liquefying of natural gas (options)

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016130314A RU2016130314A (en) 2018-01-31
RU2016130314A3 RU2016130314A3 (en) 2018-03-01
RU2651007C2 true RU2651007C2 (en) 2018-04-18

Family

ID=53478019

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016144151A RU2668303C1 (en) 2013-12-26 2014-12-26 System and method for liquefying of natural gas (options)
RU2016130315A RU2016130315A (en) 2013-12-26 2014-12-26 SYSTEM AND METHOD FOR LIQUIDING NATURAL GAS
RU2016130314A RU2651007C2 (en) 2013-12-26 2014-12-26 System and method for the natural gas liquefaction

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016144151A RU2668303C1 (en) 2013-12-26 2014-12-26 System and method for liquefying of natural gas (options)
RU2016130315A RU2016130315A (en) 2013-12-26 2014-12-26 SYSTEM AND METHOD FOR LIQUIDING NATURAL GAS

Country Status (14)

Country Link
US (3) US20170160008A9 (en)
EP (2) EP3168558B1 (en)
JP (1) JP6225049B2 (en)
KR (2) KR101840721B1 (en)
CN (2) CN107339853B (en)
AP (3) AP2016009308A0 (en)
AU (3) AU2014371866B9 (en)
CA (3) CA2934435A1 (en)
ES (1) ES2838498T3 (en)
MY (1) MY176671A (en)
PE (2) PE20161119A1 (en)
RU (3) RU2668303C1 (en)
SA (2) SA516380183B1 (en)
WO (2) WO2015098125A1 (en)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6517251B2 (en) * 2013-12-26 2019-05-22 千代田化工建設株式会社 Natural gas liquefaction system and liquefaction method
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
TWI707115B (en) * 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 Mixed refrigerant liquefaction system and method
FR3039080B1 (en) * 2015-07-23 2019-05-17 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude METHOD OF PURIFYING HYDROCARBON-RICH GAS
FR3052241A1 (en) * 2016-06-02 2017-12-08 L'air Liquide Sa Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude PROCESS FOR PURIFYING NATURAL GAS AND LIQUEFACTING CARBON DIOXIDE
FR3053771B1 (en) * 2016-07-06 2019-07-19 Saipem S.P.A. METHOD FOR LIQUEFACTING NATURAL GAS AND RECOVERING LIQUID EVENTS OF NATURAL GAS COMPRISING TWO NATURAL GAS SEMI-OPENING REFRIGERANT CYCLES AND A REFRIGERANT GAS REFRIGERANT CYCLE
US11668522B2 (en) * 2016-07-21 2023-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction
US10539364B2 (en) * 2017-03-13 2020-01-21 General Electric Company Hydrocarbon distillation
JP7026470B2 (en) * 2017-09-29 2022-02-28 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード Natural gas production equipment and natural gas production method
US10866022B2 (en) * 2018-04-27 2020-12-15 Air Products And Chemicals, Inc. Method and system for cooling a hydrocarbon stream using a gas phase refrigerant
JP7179157B2 (en) 2018-08-22 2022-11-28 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Heat Exchanger Configuration for High Pressure Expander Process and Natural Gas Liquefaction Method Using the Same
EP3841342A1 (en) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Managing make-up gas composition variation for a high pressure expander process
AU2019325914B2 (en) * 2018-08-22 2023-01-19 ExxonMobil Technology and Engineering Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
TWI746977B (en) * 2019-01-22 2021-11-21 法商液態空氣喬治斯克勞帝方法研究開發股份有限公司 Gas liquefaction method and gas liquefaction device
CN110185506B (en) * 2019-05-27 2022-02-08 西南石油大学 Pressure energy comprehensive utilization system of natural gas pressure regulating station
JP7355979B2 (en) * 2019-09-26 2023-10-04 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード gas liquefaction equipment
CN111664611B (en) * 2020-05-06 2023-05-09 杭州电子科技大学 Refrigerating cycle device for cooling petroleum exploitation drilling tool
CN111692781A (en) * 2020-05-06 2020-09-22 杭州电子科技大学 Application of n-octane as refrigerant in refrigeration cycle for cooling drilling tool
CN112377176B (en) * 2020-11-17 2023-09-26 中国石油天然气股份有限公司 Shale gas high-yield well group rapid determination method and device

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3520143A (en) * 1965-07-28 1970-07-14 Linde Ag Process for the separation of mixtures with components having widely spaced boiling points by refraction,partial condensation in a regenerator and recycle of high boiling material
US4004430A (en) * 1974-09-30 1977-01-25 The Lummus Company Process and apparatus for treating natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
RU2088866C1 (en) * 1995-04-21 1997-08-27 Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Method of preparation of natural gas for transportation
US20130283853A1 (en) * 2009-05-15 2013-10-31 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4150962A (en) * 1975-12-15 1979-04-24 Uop Inc. Pretreatment of raw natural gas prior to liquefaction
US4065278A (en) 1976-04-02 1977-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Process for manufacturing liquefied methane
JPS5472203A (en) * 1977-11-21 1979-06-09 Air Prod & Chem Production of liquefied methane
US4445917A (en) * 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
GB8411686D0 (en) * 1984-05-08 1984-06-13 Stothers W R Recovery of ethane and natural gas liquids
US5615561A (en) * 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
US6401486B1 (en) * 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
US6793712B2 (en) * 2002-11-01 2004-09-21 Conocophillips Company Heat integration system for natural gas liquefaction
US8434326B2 (en) * 2006-03-24 2013-05-07 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
WO2007135062A2 (en) * 2006-05-19 2007-11-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
WO2007148122A2 (en) * 2006-06-23 2007-12-27 T Baden Hardstaff Limited Process and device for producing lng
CN101108978B (en) * 2006-07-19 2011-04-20 吕应中 Hydrocarbons gas processing method and apparatus thereof
US8256243B2 (en) * 2006-12-16 2012-09-04 Kellogg Brown & Root Llc Integrated olefin recovery process
DE102007007581A1 (en) * 2007-02-15 2008-08-21 Linde Ag Carbon dioxide product producing method for gas analysis process, involves producing two-phase material-mixture by releasing fluid phase by throttle element, and vaporizing and heating fluid phase against application gas
US9625208B2 (en) * 2007-07-12 2017-04-18 Shell Oil Company Method and apparatus for liquefying a gaseous hydrocarbon stream
US20090282865A1 (en) * 2008-05-16 2009-11-19 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing
MY164712A (en) * 2010-09-03 2018-01-30 Twister Bv Refining system and method for refining a feed gas stream
FR2992972B1 (en) * 2012-07-05 2014-08-15 Technip France PROCESS FOR PRODUCING NATURAL GAS PROCESSED, CUTTING RICH IN C3 + HYDROCARBONS, AND POSSIBLY A CURRENT RICH IN ETHANE, AND ASSOCIATED PLANT

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3520143A (en) * 1965-07-28 1970-07-14 Linde Ag Process for the separation of mixtures with components having widely spaced boiling points by refraction,partial condensation in a regenerator and recycle of high boiling material
US4004430A (en) * 1974-09-30 1977-01-25 The Lummus Company Process and apparatus for treating natural gas
US4445916A (en) * 1982-08-30 1984-05-01 Newton Charles L Process for liquefying methane
RU2088866C1 (en) * 1995-04-21 1997-08-27 Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Method of preparation of natural gas for transportation
US20130283853A1 (en) * 2009-05-15 2013-10-31 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016130314A (en) 2018-01-31
SA516371407B1 (en) 2021-04-14
CN106062495B (en) 2020-03-10
SA516380183B1 (en) 2021-06-07
ES2838498T3 (en) 2021-07-02
CA3029950C (en) 2021-07-20
KR101840721B1 (en) 2018-03-21
RU2016130315A (en) 2018-01-31
AU2016250325A1 (en) 2017-01-19
AU2014371866B9 (en) 2019-07-04
AP2016009309A0 (en) 2016-07-31
CN106062495A (en) 2016-10-26
CA3029950A1 (en) 2015-07-02
RU2016130315A3 (en) 2018-03-01
WO2015098125A1 (en) 2015-07-02
US20160327334A1 (en) 2016-11-10
WO2015098124A1 (en) 2015-07-02
CA2934895A1 (en) 2015-07-02
AP2016009511A0 (en) 2016-10-31
AU2014371866B2 (en) 2019-02-14
RU2668303C1 (en) 2018-09-28
MY176671A (en) 2020-08-19
AU2014371866A1 (en) 2016-08-04
EP3168558A1 (en) 2017-05-17
AU2014371867A1 (en) 2016-08-04
PE20170506A1 (en) 2017-05-24
CA2934435A1 (en) 2015-07-02
KR20160129100A (en) 2016-11-08
US20170030633A1 (en) 2017-02-02
US20170160008A9 (en) 2017-06-08
CN107339853B (en) 2020-03-10
JP6225049B2 (en) 2017-11-01
AU2016250325B2 (en) 2019-08-29
EP3168558B1 (en) 2019-05-29
JP2015143600A (en) 2015-08-06
EP3091319A1 (en) 2016-11-09
KR20160111935A (en) 2016-09-27
CN107339853A (en) 2017-11-10
AP2016009308A0 (en) 2016-07-31
EP3091319A4 (en) 2018-02-28
RU2016130314A3 (en) 2018-03-01
US20160313056A1 (en) 2016-10-27
KR101894076B1 (en) 2018-08-31
PE20161119A1 (en) 2016-11-24
CA2934895C (en) 2019-05-14
EP3091319B1 (en) 2020-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2651007C2 (en) System and method for the natural gas liquefaction
US11255602B2 (en) Method for liquefying natural gas and for recovering possible liquids from the natural gas, comprising two refrigerant cycles semi-open to the natural gas and a refrigerant cycle closed to the refrigerant gas
JP5984192B2 (en) Natural gas liquefaction process
CN101108977B (en) Integrated ngl recovery in the production of liquefied natural gas
JP5006515B2 (en) Improved drive and compressor system for natural gas liquefaction
CN101156038B (en) Method and apparatus for liquefying a natural gas stream
JP2004534116A (en) LNG production method in low temperature processing of natural gas
CN102428332A (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
CN102893108B (en) Method of fractionating a hydrocarbon stream and an apparatus therefor
KR101787335B1 (en) Method of treating a hydrocarbon stream comprising methane, and an apparatus therefor
JP6517251B2 (en) Natural gas liquefaction system and liquefaction method
JP2022534587A (en) Pretreatment and precooling of natural gas by high pressure compression and expansion