на трех хладоагентах

Принципиальная схема установки сжижения природного газа с каскадным циклом на трех хладоагентах приведена на рис.12.1. В качестве хладоагентов используют пропан ( теплообменники 1 и2 ), этилен ( теплообменники 3 и 4 ) и метан ( теплообменники 5 и 6 ). Температура природного газа на выходе из теплообменников 1-6 составляет соответственно -32, -40, -68, -98, -126 и -147°С. Суммарный расход электроэнергии достигает 0.5 кВт-ч/кг сжиженного газа.

Эта схема наиболее широко распространена из-за простоты и доступности оборудования.

Установка сжижения природного газа с однопоточным циклом

На многокомпонентной смеси

Принципиальная схема установки сжижения природного газа с однопоточным циклом на многокомпонентной смеси приведена на рис.12.2. В качестве хладоагента в этой схеме используются смесь углеводородов от метана до пентана и азот, но в основном используются метан и этан. Расход электроэнергии по этой схеме составляет 0.7 кВт-ч/кг сжиженного газа.

Такие установки получают распространение благодаря простоте оборудования и его малому количеству.

Установка сжижения природного газа с каскадным однопоточным циклом и предварительным пропановым охлаждением

Принципиальная схема установки сжижения природного газа с каскадным однопоточным циклом и предварительным пропановым охлаждением представлена на рис.12.3. Расход электроэнергии по этой схеме составляет 0.6 кВт-ч/кг сжиженного газа. В однопоточном цикле используется такая же многокомпонентная смесь, как и в предыдущей схеме ( см. раздел 12.2.2).

Хранение сжиженного газа

Сжиженный газ хранят при температуре -162°С и атмосферном давлении в изотермических хранилищах (рис.12.4), льдогрунтовых резервуарах (рис.12.5) и в подземных железобетонных резервуарах с двойными стенками, между которыми находится изоляция.

ЛИТЕРАТУРА

1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и

природного газа: Учебное пособие для вузов. - М.: Химия,

1999.-568с.: ил.

2. Изменения в нефтеперерабатывающей промышленности Западной

Европы // Экспресс-информация: сер. Переработка нефти и

нефтехимия.- 1987.- №16.- с.3-9.

3. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа, ч.1. Общие

свойства и первичные методы переработки нефти и газа. -М.: Химия,

1972.-360 с.: ил.

4. Скобло А.И. и др. // Нефтяное хозяйство.-1934.- ¹5.

5. Nelson W.L. // Petroleum Refinery Enginering/ - 1958.-Me Grow Hill

book compine, New York.

6. Edmister W.C. // Pollock D.H. cep. - 1948.- ¹-44,905.

7. Van Winkle // Petroleum Refinery. - 1964. - ¹ 43, ¹4.

8. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей.

ВНИПИНефть, Термодинамический Центр В/О “Нефтехим”. - М.:

Химия, 1974.-248 с.: ил.

9. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии

переработки нефти и газа.- М.: Химия, 1980.-256 с.: ил.

10. Кузнецов А.А. , Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчеты процессов

и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности.- Л.:

Химия, 1974.-344 с.: ил.

11. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов

и аппаратов переработки углеводородных газов: Справочное

пособие - М.: Химия, 1983.-224 с.: ил.

12. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки:

Справочник / Рабинович Р.Р., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.;

Под ред. Е.Н. Судакова. -3-е изд., перераб. и доп. -М.: Химия,

1979.-568 с.: ил.

13. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования

газа: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1988.-248 с.: ил.

14. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов.- М.:

Химия, 1987.-256 с.: ил.

15. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов: Пер. с англ.

под ред. Гудкова С.Ф. - М.: Недра, 1977.-349с.: ил.

16. Технология переработки сернистого природного газа: Справочник /

А.И. Афанасьев, В.М. Стрючков, Н.И. Подлегаев, Н.Н. Кисленко и

др.: Под ред. А.И. Афанасьева.- -М.: Недра, 1993.-152 с.: ил.

17. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты.

Методы расчета и основы конструирования. - 3-е изд., перераб. - М.:

Химия, 1978.-280 с.: ил.

18. Агаев Г.А., Настека В.И., Сеидов З.Д. Окислительные процессы

очистки сернистых природных газов и углеводородных конденсатов.

- М.: Недра, 1996.-301 с.: ил.

19. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и

аппаратов переработки углеводородных газов. - М.: Химия, 1983.-

224 с.: ил.

20. Мановян А.К., Тараканов Г.В. Технологический расчет аппаратуры

установок дистилляции нефти и ее фракций: Учебное пособие для

вузов. - Астрахань: АГТУ, 1998. - 141 с.: ил.

21. Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных

и природных газов. - М.: Химия, 1981.-472 с.: ил.

22. Справочник нефтепереработчика: Справочник / Под ред. Г.А.

Ластовкина, Е.Д. Радченко и М.Г. Рудина. - Л.: Химия, 1986.-648

с.: ил.

23. Гриценко А.И., Александров И.А., Галанин И.А. Физические

методы переработки и использование газа.- М.: Недра, 1981.-203

с.: ил.

24. Скобло А.И., Трегубова И.А., Молоканов Ю.К. Процессы и аппара-

ты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.-

2-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1982.-584 с.: ил.

25. Грунвальд В.Р. Технология газовой серы.- М.: Химия, 1992.-307 с.

ил.

26. Дронин А.П., Пугач И.А. Технология разделения углеводородных

газов. - М.: Химия, 1975. - 176 с.: ил.

[1] Газ содержит также (в мг/м³): COS - 1000, CS₂ - 10, меркаптанов - 2000

* АрУ, НфУ и ПрУ - соответственно ароматические, нафтеновые и парафиновые углеводороды

* л - летний период (с 01.05 по 30.09; в зимний период (с 01.10 по 30.04)

* Выкипает 90% (об.)

* от и зт - соответственно в открытом и закрытом тигле.

** Для топлив, прошедших водные перевозки, допускаются до 2%(Ф) и 5% (М-40) и (М-100)

* Для серы, поставляемой в жидком виде, не нормируется.

* Сито по ГОСТ 3584-73

** Сито по ГОСТ 3526-82.