Настройки

Укажите год
-

Небесная энциклопедия

Космические корабли и станции, автоматические КА и методы их проектирования, бортовые комплексы управления, системы и средства жизнеобеспечения, особенности технологии производства ракетно-космических систем

Подробнее
-

Мониторинг СМИ

Мониторинг СМИ и социальных сетей. Сканирование интернета, новостных сайтов, специализированных контентных площадок на базе мессенджеров. Гибкие настройки фильтров и первоначальных источников.

Подробнее

Форма поиска

Поддерживает ввод нескольких поисковых фраз (по одной на строку). При поиске обеспечивает поддержку морфологии русского и английского языка
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Укажите год
Укажите год

Применить Всего найдено 15555. Отображено 199.
27-10-2008 дата публикации

СПОСОБ ПРОИЗВОДСТВА АЗОТНОЙ ШУГИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Номер: RU2337057C2

Изобретение относится к способу и устройству для производства азотной шуги. Низкотемпературный сосуд заполняют жидким азотом; эжектор, который всасывает жидкий азот посредством продувания жидкого или газообразного хладагента, такого как охлажденный до низкой температуры газообразный гелий или жидкий гелий, имеющего давление выше, чем в пространстве внутри сосуда, расположен в сосуде, жидкий азот, выдуваемый вместе с хладагентом, охлаждается хладагентом до превращения в мелкодисперсные частицы твердого азота, которые падают, и газ, находящийся в пространстве сосуда, выводится из сосуда так, чтобы в этом пространстве поддерживалось давление выше атмосферного давления. Способ позволяет получить азотную шугу с мелкодисперстными частицами твердого азота и является простым в реализации. Второй заявленный способ производства азотной шуги заключается в снижении давления газовой фазы жидкого азота в адиабатическом сосуде таким образом, чтобы вызвать испарение азота из жидкой фазы и достигнуть состояния ...

Подробнее
20-01-2016 дата публикации

УСТРОЙСТВО ПАРАЛЛЕЛЬНОГО ДИНАМИЧЕСКОГО КОМПРЕССОРА И СПОСОБЫ, ОТНОСЯЩИЕСЯ К НЕМУ

Номер: RU2573065C2

Данное раскрытие направлено на новую компоновку для оборудования, используемого для сжатия текучих сред. Один первичный двигатель соединен с множеством компрессоров. Трубопровод подачи с параллельными разветвленными трубопроводами направляет текучую среду, предназначенную для сжатия по меньшей мере в два компрессора, и параллельные выпускные трубопроводы от каждого компрессора соединены с общим выпускным трубопроводом, который направляет сжатые текучие среды по меньшей мере в один дополнительный компрессор. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
27-03-2016 дата публикации

УСТАНОВКА И СПОСОБ ПРОИЗВОДСТВА ЖИДКОГО ГЕЛИЯ

Номер: RU2578508C2

Группа изобретений относится к установке и способу производства жидкого гелия. Установка для производства жидкого гелия содержит устройство охлаждения/сжижения, включающее в себя контур полезной нагрузки, подвергающий рабочее вещество, обогащенное гелием, термодинамическому циклу. Причем контур содержит устройство сжатия рабочего вещества и множество теплообменников для охлаждения/нагревания жидкого вещества до заданных уровней температуры в течение цикла. Установка содержит множество трубопроводов рекуперации жидкого вещества. Передние концы этих трубопроводов избирательно соединены с соответствующими мобильными резервуарами на полуприцепах для перемещения жидкого вещества из резервуаров к устройству охлаждения/сжижения. Контур полезной нагрузки является контуром открытого типа и принимает, избирательно, жидкое вещество, находящееся снаружи контура, на уровне трубопроводов рекуперации. Установка содержит первый аккумулирующий трубопровод, передний конец которого соединен с трубопроводами ...

Подробнее
27-12-2002 дата публикации

СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНЫМ ХЛАДАГЕНТОМ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2195611C2

Изобретение относится к сжижению богатого метаном потока сжатого газа, в котором сжижение потока газа происходит в теплообменнике, охлаждаемом холодильной машиной с многокомпонентным хладагентом с замкнутым циклом для производства богатого метаном жидкого продукта, имеющего температуру выше приблизительно -112oС и давление, достаточное для того, чтобы жидкий продукт был в точке начала кипения или ниже нее. Сжиженный газообразный продукт затем помещают в емкость для хранения при температуре выше приблизительно -112oС. Использование изобретения позволит более экономично и эффективно произвести сжижение газа. 3 с. и 18 з.п. ф-лы, 7 табл., 10 ил.

Подробнее
17-05-2018 дата публикации

СПОСОБ ДЛЯ ОХЛАЖДЕНИЯ БОГАТОЙ УГЛЕВОДОРОДАМИ ФРАКЦИИ

Номер: RU2654309C2

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к охлаждению богатой углеводородами фракции (1). Ее охлаждают относительно по меньшей мере одного контура циркуляции хладагента (10-15). Хладагент в контуре циркуляции хладагента содержит по меньшей мере: азот, двуокись углерода, метан и/илиС-углеводороды. Хладагент сжимают посредством по меньшей мере одного турбокомпрессора (С1), содержащего одно или более контактных уплотнительных колец на газовой смазке. Обеспечивают первичный затворный газ, содержащий: частичный поток хладагента и/или наружный газ или газовую смесь, содержащую азот и/или метан. Подают первичный затворный газ на турбокомпрессор (С1). Обеспечивают вторичный затворный газ, содержащий азот, и подают вторичный затворный газ на турбокомпрессор (С1). Обеспечивают линию отбора в контуре циркуляции хладагента и осуществляют контроль потока в линии отбора для отбора по меньшей мере одного богатого азотом потока (21) по меньшей мере в определенные моменты времени из контура ...

Подробнее
01-09-2020 дата публикации

СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПОТОКА ТОЩЕГО МЕТАНСОДЕРЖАЩЕГО ГАЗА

Номер: RU2731351C2

Изобретение относится к способу и системе получения потока тощего метансодержащего газа (22). Поток углеводородного сырья (10) подают в сепаратор (100). Отводят из сепаратора (100) нижний поток жидкости (12). Направляют нижний поток жидкости (12) в колонну стабилизации (200). Отводят из колонны стабилизации (200) поток стабилизированного конденсата (13), обогащенного пентаном. Отводят из колонны стабилизации (200) верхний поток стабилизатора (14), обогащенного этаном, пропаном и бутаном. Разделяют верхний поток стабилизатора (14) в соответствии с отношением деления потока на часть основного потока (15) и часть отводимого потока (16). Направляют часть отводимого потока (16) в установку фракционирования (300) для получения обогащенного этаном потока (17) и нижнего потока, обогащенного пропаном и бутаном (18). Техническим результатом является снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил.

Подробнее
27-02-2004 дата публикации

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ЛЕТУЧИХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2224961C2

Раскрыт способ удаления, по меньшей мере, одного компонента, обладающего высокой летучестью, такого как азот, из природного газа под давлением для получения сжиженного природного газа под давлением, который имеет низкое содержание азота и температуру свыше приблизительно -112oС (-170oF). Исходный природный газ под давлением, содержащий азот, расширяют и подают во фракционирующую ректификационную колонну. Во фракционирующей ректификационной колонне образуется поток первого пара, который имеет повышенное содержание азота, и поток первой жидкости. Поток пара охлаждают для образования паровой фазы и жидкой фазы. После этого паровую и жидкую фазы подвергают разделению фаз для образования потока второго пара и потока второй жидкости. Поток второй жидкости возвращают во фракционирующую ректификационную колонну в качестве флегмы. Поток второго пара предпочтительно используют для охлаждения поступающего потока исходного сырья. Поток первой жидкости отводят из установки для фракционирования в качестве ...

Подробнее
27-11-2004 дата публикации

СПОСОБ ОЖИЖЕНИЯ ГАЗООБРАЗНОГО ВЕЩЕСТВА (ВАРИАНТЫ) И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2241181C2

В способе ожижения поток газообразного вещества и поток хладагента пропускают через секции теплообмена с припаянными пластинчатыми ребрами. Потоки пропускают в противотоке с потоками охлаждения, образованными отделением бокового потока от потока хладагента. Поток хладагента из последней секции теплообмена пропускают через секцию теплообмена в противотоке с потоком парообразного хладагента. Снижают давление потока хладагента. Используют поток хладагента на стороне испарителя с сердечником для образования потока парообразного хладагента. Подогревают поток парообразного хладагента в секции теплообмена. Сжимают поток охлаждения и подогретый поток парообразного хладагента. Охлаждают сжатый поток. Пропускают газообразный поток через сторону сердечника теплообменника с сердечником в испарителе для получения несущего жидкость потока. Использование изобретения позволит сократить число технологических емкостей, уменьшить площадь и снизить капиталовложения. 10 с. и 50 з.п. ф-лы, 3 ил.

Подробнее
18-01-2017 дата публикации

СИСТЕМА ОБРАБОТКИ СЖИЖЕННОГО ГАЗА ДЛЯ СУДНА

Номер: RU2608451C2

Изобретение может быть использовано в системах топливоподачи судовых двигателей внутреннего сгорания. Предложена система обработки сжиженного газа для судна, которое содержит грузовую цистерну 11, в которой хранят сжиженный природный газ (LNG), и двигатель, использующий LNG в качестве топлива. Система обработки сжиженного газа содержит: линию L1 компрессора, выполненную с возможностью сжимать испаряющийся газ (BOG), образуемый в грузовой цистерне 11, посредством компрессора 13 и подавать сжатый BOG в двигатель в качестве топлива; линию L23 насоса высокого давления, выполненную с возможностью сжимать LNG, который хранят в грузовой цистерне 11, посредством насоса 43 и подавать сжатый LNG в двигатель в качестве топлива; и теплообменник 21, выполненный с возможностью сжижать часть BOG, которую сжимают посредством компрессора 13, посредством обмена теплом с BOG, который отводят из грузовой цистерны и переносят в компрессор. 7 з.п. ф-лы, 13 ил.

Подробнее
27-02-2015 дата публикации

СПОСОБ ЧАСТИЧНОГО СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2543255C2

Группа изобретений относится к области сжижения природных газов высокого давления и их смесей. Способ частичного сжижения природного газа по варианту 1 включает предварительное охлаждение прямого потока газа высокого давления. После охлаждения прямой поток дросселируют и разделяют в ректификационной колонне на жидкую фракцию и паровую фракцию. Паровую фракцию направляют на реконденсацию с последующим направлением части реконденсированного продукционного потока в ректификационную колонну в качестве флегмового орошения, а также дросселированием другой части реконденсированного продукционного потока и разделением ее на жидкостную фазу, являющуюся готовым продуктом, и паровую фазу, направляемую далее в качестве обратного потока для охлаждения прямого потока. Жидкую фракцию из ректификационной колонны расширяют и, за счет реконденсации паровой фракции из ректификационной колонны, испаряют, далее нагревают прямым потоком, а после повторного дросселирования направляют в обратный поток. В отличие ...

Подробнее
06-06-2017 дата публикации

СПОСОБ ОБРАТНОГО СЖИЖЕНИЯ БОГАТОЙ МЕТАНОМ ФРАКЦИИ

Номер: RU2621572C2

Заявлен способ обратного сжижения богатой метаном фракции, в частности испаренного газа. При этом богатую метаном фракцию сжимают до давления, которое по меньшей мере на 20% превышает критическое давление подлежащей сжатию фракции, сжижают и переохлаждают. Далее разгружают до давления между 5 и 20 бар и разделяют на газообразную богатую азотом фракцию и жидкую обедненную азотом фракцию. Обедненную азотом фракцию разгружают до давления между 1,1 и 2,0 бар, при этом получающуюся газообразную фракцию без нагревания и сжатия подмешивают в богатую метаном фракцию. Получающаяся при разгрузке бедная азотом жидкая фракция продукта имеет содержание азота ≤1,5 мол.%. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Подробнее
10-01-2017 дата публикации

СПОСОБ И УСТАНОВКА ДЛЯ ОХЛАЖДЕНИЯ

Номер: RU2607573C2

Изобретение относится к установке и способу для охлаждения одного и того же объекта (1). Объект подвергается охлаждению посредством нескольких аппаратов для охлаждения и/или ожижения (L/R), расположенных параллельно. В аппаратах для охлаждения и/или ожижения (L/R) используется один и тот же рабочий газ, имеющий низкую молекулярную массу, то есть имеющий среднюю общую молекулярную массу, составляющую менее 10 г/моль, такой как газообразный гелий. Каждый аппарат для охлаждения и/или ожижения (L/R) содержит станцию (2) для сжатия рабочего газа и холодильную камеру (3). Холодильная камера (3) предназначена для охлаждения рабочего газа на выходе из компрессионной станции (2) до криогенной температуры, близкой к температуре сжижения рабочего газа. Рабочий газ, охлажденный посредством каждой из соответствующих холодильных камер (3), вводится в теплообмен с объектом (1). Одна компрессионная станция (2) обеспечивает сжатие рабочего газа для каждой из соответствующих отдельных холодильных камер ( ...

Подробнее
15-05-2017 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ СОПРИ ОХЛАЖДЕНИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОПЛА ЛАВАЛЯ

Номер: RU2619312C2

Изобретение относится к отделению диоксида углерода от газового потока. Заявлены способ отделения диоксида углерода (CO) от газового потока и устройство отделения диоксида углерода (CO) от потока, содержащего CO. Способ включает охлаждение газового потока на стадии охлаждения с получением охлажденного газового потока и охлаждение этого охлажденного газового потока в сопле Лаваля с получением одного из видов CO- твердого или жидкого, или обоих этих видов CO. Способ дополнительно включает отделение по меньшей мере части одного из видов CO- твердого или жидкого, или обоих этих видов CO, от охлажденного газового потока в сопле Лаваля, с получением обогащенного по COпотока и обедненного по COгазового потока. Способ дополнительно включает расширение обедненного по COгазового потока в детандере, расположенном ниже сопла Лаваля по ходу потока, с получением охлажденного обедненного по COгазового потока, и рециркуляцию по меньшей мере части охлажденного обедненного по COгазового потока на стадию ...

Подробнее
27-07-2006 дата публикации

ПЛАВУЧАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2280825C2

Плавучая установка для сжижения природного газа содержит баржу, на которой расположена установка для сжижения, средство приема природного газа и средство накопления и подачи сжиженного природного газа. Установка для сжижения включает теплообменник, в котором тепло, отбираемое при сжижении природного газа, передается в воду. Баржа дополнительно содержит приемник, трубопровод забора воды с открытым концом, подвешенный на барже, входное отверстие которого расположено ниже приемника, соединительный трубопровод, проходящий от выходного отверстия трубопровода забора воды до входного отверстия приемника, насос, предназначенный для перекачки воды из приемника через трубопровод подачи в теплообменник, и систему выпуска воды, предназначенную для выпуска воды из теплообменника, в которой соединительный трубопровод имеет форму перевернутой буквы "U", верхняя часть которой расположена выше приемника. Использование изобретения позволит обеспечить простую систему подачи и отвода воды. 4 з.п. ф-лы, 1 ил ...

Подробнее
18-05-2020 дата публикации

СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ, ДОБЫТОЙ ИЗ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2721211C2
Принадлежит: ЭКВИНОР ЭНЕРДЖИ АС (NO)

Изобретение касается обработки текучей среды, добытой из скважины, предпочтительно углеводородной скважины. Предложен способ обработки текучей среды, добытой из скважины, причем добытая текучая среда является текучей средой высокого давления, при этом способ содержит: уменьшение давления текучей среды до уменьшенного давления так, что образуются газовая фаза и жидкая фаза; сепарирование газовой фазы от жидкой фазы, таким образом образуются газовый продукт и жидкий продукт; и хранение жидкого продукта в резервуаре для хранения под таким давлением, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время хранения, при этом уменьшенное давление больше атмосферного давления; причем давление жидкого продукта поддерживают, по существу, равным или больше уменьшенного давления на этапе (этапах) сепарации и/или хранения. Предложена также система обработки текучей среды, добытой из скважины. Изобретение обеспечивает безопасные и эффективные манипуляции с добытой текучей средой. 2 н. и 16 з.п ...

Подробнее
19-08-2020 дата публикации

СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПРИ ОСТАНОВКЕ ТУРБОМАШИННОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЛИНИИ В УСТАНОВКЕ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ГАЗООБРАЗНОГО ПРОДУКТА

Номер: RU2730197C2

Предложен способ управления при останове турбомашинной технологической линии (2), установленной в установке (8) для сжижения газообразного продукта, содержащей по меньшей мере две турбомашинные технологические линии (2, 2'). Предложенный способ включает следующие этапы: обнаружение останова первой турбомашинной технологической линии (2'), незамедлительное повышение приводящего крутящего момента на валу (3) второй турбомашинной технологической линии (2) при обнаружении останова, поддержание повышения приводящего крутящего момента на валу (3) второй турбомашинной технологической линии (2) до тех пор, пока не будет достигнута заданная скорость двигательного привода (6, 7) или не истечет заданный период времени. 4 н. и 10 з. п. ф-лы, 2 ил.

Подробнее
05-11-2020 дата публикации

УСТАНОВКА И СПОСОБ ДЛЯ ПОВТОРНОГО СЖИЖЕНИЯ ОТПАРНОГО ГАЗА НА ПЛАВУЧЕМ ОБЪЕКТЕ

Номер: RU2735695C2

Изобретение относится к повторному сжижению отпарного газа, образовавшегося в цистерне для хранения сжиженного газа, установленной на плавучем объекте. Установка для повторного сжижения отпарного газа, образовавшегося в цистерне, содержит компрессионный блок для сжатия отпарного газа, выпущенного из цистерны, и теплообменник для обмена теплом между отпарным газом, сжатым компрессионным блоком, и отпарным газом, выпущенным из цистерны. Установка дополнительно содержит средства для разделения сжатого отпарного газа, проходящего через теплообменник, по меньшей мере на два потока, включая первый поток и второй поток, и средства расширения отделенного первого потока; первый промежуточный охладитель для охлаждения второго потока при использовании первого потока, расширенного расширительными средствами, в качестве хладагента; и приемник для приемки прошедшего через первый промежуточный охладитель второго потока, в котором давление вниз по потоку от компрессионного блока регулируется посредством ...

Подробнее
02-09-2020 дата публикации

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ СО2ИЗ ЗАГРЯЗНЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТОКА СЫРЬЯ

Номер: RU2731426C2

Данное изобретение обеспечивает способ отделения СО2 от загрязненного потока сырья, содержащего углеводороды. Способ включает в себя получение мультифазного загрязненного потока сырья (100), содержащего углеводороды, который содержит по меньшей мере парообразную фазу, жидкую фазу и твердую фазу, создавая суспензионный поток сырья (120) из мультифазного потока сырья. Суспензионный поток сырья подают в кристаллизационную камеру, содержащую затравочные частицы CO2. Из кристаллизационной камеры (91) получают жидкий углеводородный поток сырья (170) и получают концентрированную суспензию (140). Концентрированную суспензию (140) выводят из кристаллизационной камеры (91) с помощью экструдера (142), таким образом получая твердый СО2. Из твердого СО2 получают обратный поток (141), содержащий затравочные частицы CO2, имеющие средний размер, превышающий 100 микрон. Обратный поток (141) подают в кристаллизационную камеру (91). 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.

Подробнее
10-08-2012 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2458296C2

Изобретение относится к способу сжижения газа с высоким содержанием метана, содержащему этапы, при которых создают поток газа; отбирают часть газа из потока для использования в качестве хладагента; сжимают этот хладагент; охлаждают полученный сжатый хладагент охлаждающей текучей средой, имеющей температуру окружающей среды; подвергают охлажденный сжатый хладагент дополнительному охлаждению и расширяют, подают хладагент в зону теплообмена), пропускают поток газа через указанную зону теплообмена для охлаждения по меньшей мере части потока газа путем косвенного теплообмена с расширенным, дополнительно охлажденным хладагентом, тем самым формируя поток охлажденной жидкости. В других вариантах для повышения эффективности можно осуществлять дополнительное вспомогательное охлаждение после одного или более других этапов сжатия. Использование изобретения позволит снизить потребляемую мощность установки сжижения газа. 11 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл.

Подробнее
10-06-2005 дата публикации

СПОСОБ ОЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПУТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ ЗА СЧЕТ РАСШИРЕНИЯ

Номер: RU2253809C2

Изобретение относится к способу для ожижения потока сжатого газа, богатого метаном. На первой стадии процесса отводят первую фракцию потока сжатого подаваемого газа, предпочтительно при давлении выше 11000 кПа, и производят ее энтропическое расширение до более низкого давления для охлаждения и, по меньшей мере, частичного ожижения отведенной первой фракции. Вторую фракцию подаваемого потока охлаждают путем непрямого теплообмена с расширенной первой фракцией. Производят последовательное расширение второй фракции до более низкого давления. При этом, по меньшей мере, частично ожижают вторую фракцию потока газа. Ожиженную вторую фракцию отводят из процесса как поток сжатого продукта, имеющий температуру выше -112°С и давление, равное давлению в точке начала кипения или выше него. Использование изобретения позволяет усовершенствовать способ ожижения природного газа. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

Подробнее
11-06-2020 дата публикации

СПОСОБ ИЗЪЯТИЯ ХЛАДАГЕНТА ИЗ СИСТЕМЫ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА, СПОСОБ ИЗМЕНЕНИЯ ОБЪЕМА ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ИЛИ ПЕРЕОХЛАЖДЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМЕ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА, СИСТЕМА ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2723471C2

Изобретение относится к сжижению газов. Раскрыт способ изъятия хладагента из установки для сжижения природного газа, в соответствии с которым испарившийся смешанный хладагент отводят из замкнутого холодильного контура и подают в ректификационную колонну, где он разделяется на головные пары, обогащенные метаном, и кубовую жидкость, обогащенную более тяжелыми компонентами. Головные пары отводят из ректификационной колонны, получая обогащенный метаном поток, который изъят из установки для сжижения, кубовую жидкость возвращают из ректификационной колонны в замкнутый холодильный контур. Также описаны способы изменения объема производства природного газа на установке для сжижения, из которой хладагент изъят, как описано выше, и установка для сжижения природного газа, на которой могут быть осуществлены такие способы. Технический результат представляет собой сохранение тяжелых компонентов хладагента. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

Подробнее
10-12-2012 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОХЛАЖДЕНИЯ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2469249C2

Изобретение относится к области переработки природного газа. Способ охлаждения потока природного газа осуществляют следующим образом. Поток (10) смешанного хладагента, включающий первый смешанный хладагент, пропускают через один или большее количество теплообменников (12) с получением охлажденного потока (20) смешанного хладагента. По меньшей мере, часть охлаждающего потока (30), включающего второй смешанный хладагент, расширяют (14) с получением одного или более расширенных охлаждающих потоков (40а), из которых, по меньшей мере, один может быть пропущен через один или большее количество теплообменников (12) для охлаждения потока (10) смешанного хладагента с получением тем самым потока (20) смешанного хладагента, который используют для охлаждения (22) потока (70) углеводородов. Непрерывно контролируют температуру (Т1) и расход (F1), по меньшей мере, части охлажденного потока (20) смешанного хладагента, и непрерывно контролируют расход (F2) потока (30), используя данные по расходу F1 и температуре ...

Подробнее
27-02-2012 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2443952C2

Способ и устройство предназначены для сжижения потока углеводородов, представляющего собой поток природного газа, содержащегося в сырьевом потоке. Сырьевой поток подают и пропускают, по меньшей мере, через две ступени охлаждения. Каждая ступень охлаждения содержит один или более теплообменников. Один из теплообменников включает первый контур с хладагентом, в котором циркулирует первый поток хладагента, а второй из теплообменников включает второй контур с хладагентом, в котором циркулирует второй поток хладагента. Сжиженный поток углеводородов расширяют, а выделившийся пар отделяют с получением тем самым сжиженного потока углеводородного продукта и газообразного потока. Газообразный поток, по меньшей мере, часть первого потока хладагента, и, по меньшей мере, часть второго потока хладагента пропускают через теплообменник для обеспечения охлаждения первого и второго потоков хладагента указанным газообразным потоком. Использование изобретения позволит потребление энергии и повысить эффективность ...

Подробнее
05-11-2019 дата публикации

Способ сжижения богатой углеводородами фракции

Номер: RU2705130C2

Изобретение относится к сжижению богатой углеводородами фракции. Богатую углеводородами фракцию предварительно охлаждают и подвергают обработке для отделения воды и последующему процессу сушки перед сжижением. Далее богатую углеводородами фракцию сжижают с использованием контура смешанного хладагента. Хладагент сжимают по меньшей мере в две стадии, затем частично конденсируют и образующуюся при этом жидкую фракцию по меньшей мере частично смешивают с хладагентом, который сжат до промежуточного давления. Частичный поток (17) жидкой фракции служит для предварительного охлаждения сжижаемой богатой углеводородами фракции (1, 2) перед ее подачей на отделение (D4) воды с помощью по меньшей мере одной системы (Е4) теплообмена. Давление частичного потока (17) жидкой фракции снижают до давления, которое по меньшей мере на 30 кПа (0,3 бар) выше давления всасывания второй или последней ступени (V2) компрессора. Только образовавшаяся жидкая фракция (18) служит для предварительного охлаждения богатой ...

Подробнее
21-11-2019 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОХЛАЖДЕНИЯ КРИОГЕННОГО ТЕПЛООБМЕННИКА И СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2706892C2

Настоящее изобретение относится к способу и устройству охлаждения криогенного теплообменника, предназначенного для сжижения потока углеводородов, такого как поток природного газа. Способ включает прием одного или более показаний температуры хладагента, обеспечивая индикацию температуры хладагента, сравнение одного или более показаний температуры хладагента с одним или более соответствующими заданными пороговыми значениями и выбор одной из процедур автоматического охлаждения криогенного теплообменника в теплом состоянии и автоматического охлаждения криогенного теплообменника в холодном состоянии на основании результатов сравнения. Технический результат состоит в увеличении скорости охлаждения теплообменника 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
10-04-2004 дата публикации

СПОСОБ ОЖИЖЕНИЯ ПОТОКА ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2226660C2

Описан способ ожижения природного газа для производства сжатого жидкого продукта, имеющего температуру выше -112°С, с использованием двух смешанных холодильных агентов в двух замкнутых циклах, холодильного агента с низким уровнем температуры для охлаждения и ожижения природного газа и холодильного агента с высоким уровнем температуры для охлаждения холодильного агента с низким уровнем температуры. После использования для ожижения природного газа холодильный агент с низким уровнем температуры (а) нагревают путем теплообмена в противотоке с другим потоком холодильного агента с низким уровнем температуры и путем теплообмена с первым потоком холодильного агента с высоким уровнем температуры, (b) сжимают до повышенного давления и (с) переохлаждают внешней охлаждающей средой. Холодильный агент с низким уровнем температуры затем охлаждают путем теплообмена со вторым потоком холодильного агента с высоким уровнем температуры и путем теплообмена с холодильным агентом с низким уровнем температуры.

Подробнее
27-11-2009 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ БОГАТОГО УГЛЕВОДОРОДАМИ ПОТОКА

Номер: RU2374576C2

Способ сжижения богатого углеводородами потока, прежде всего потока природного газа, осуществляется за счет теплообмена со смесями хладагентов в каскаде из трех холодильных циклов, первый из которых предназначен для предварительного охлаждения богатого углеводородами потока, второй - собственно для его сжижения, а третий - для переохлаждения сжиженного богатого углеводородами потока и в которых смеси хладагентов подвергают одно- или многоступенчатому сжатию. Компрессоры (V2, V3, V3', V4) объединяют или группируют в два компрессорных агрегата и приводят в действие двумя приводами (GT1, GT2), которые по своей мощности различаются между собой не более чем на 5%. Использование изобретения позволит снизить капитальные и эксплуатационные затраты. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Подробнее
20-04-2021 дата публикации

УСТАНОВКА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СПГ

Номер: RU2746774C2

Предложена установка для производства сжиженного природного газа (СПГ), включающая блоки осушки и очистки газа, предварительный и основной теплообменники, сепаратор, первый и второй детандеры и компрессор, соединенные между собой, где установка оснащена компрессионной холодильной машиной, на линии продукционного газа последовательно расположены компрессор, первая секция предварительного теплообменника, блок очистки, вторая секция предварительного теплообменника, основной теплообменник, первый детандер и сепаратор, оснащенный линией вывода СПГ и линией обратного газа с основным теплообменником, на линии технологического газа расположены испаритель холодильной машины, второй детандер и соединение с линией обратного газа, а на образованной этими линиями линии газа низкого давления расположен предварительный теплообменник. Технический результат - увеличение выхода СПГ за счет установки на линии технологического газа перед детандером испарителя компрессионной холодильной машины, компрессор которой ...

Подробнее
22-03-2021 дата публикации

УСТАНОВКА ПОЛУЧЕНИЯ ГАЗОМОТОРНЫХ ТОПЛИВ ИЗ ПРИРОДНОГО ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2745176C2

Группа изобретений относится к устройствам для сжижения газа за счет использования перепада давления и может быть использована в газовой промышленности. Предложено два варианта установки. Первый вариант включает блок адсорбционной осушки, внешний контур охлаждения в составе испарителя, компрессора, конденсатора и редуцирующего устройства, рекуперационный теплообменник, первый и второй детандеры, дефлегматор, блок фракционирования и сепаратор. Второй вариант взамен внешнего контура охлаждения включает компрессор, холодильник и третий детандер. При работе установки в варианте 1 газ высокого давления осушают и параллельно охлаждают в испарителе и в рекуперационном теплообменнике, редуцируют в первом детандере и подвергают дефлегмации за счет охлаждения газом низкого давления, который затем нагревают в рекуперационном теплообменнике, смешивают с газом регенерации и выводят с установки. При циркуляции хладоагент после нагрева в испарителе сжимают компрессором, приводимым в движение детандерами ...

Подробнее
20-03-2014 дата публикации

СИСТЕМА ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ НЕКОНДЕНСИРУЕМОГО КОМПОНЕНТА НА УСТАНОВКЕ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2509968C2

Описаны установка сжиженного природного газа, которая использует систему для удаления неконденсируемого материала из одного или более холодильных циклов в пределах установки, и способ ее работы. Способ включает охлаждение потока природного газа в первом замкнутом холодильном цикле и в разомкнутом холодильном цикле с получением дополнительно охлажденного потока природного газа. Неконденсируемый материал отделяют от, по меньшей мере, части охлажденного потока природного газа в первой разделительной емкости с получением обедненной неконденсируемыми компонентами преимущественно жидкой нижней фракции и обогащенной неконденсируемыми компонентами преимущественно паровой верхней фракции. Обогащенную неконденсируемыми компонентами преимущественно паровую верхнюю фракцию направляют в систему топливного газа для использования в качестве топливного газа. Жидкую нижнюю фракцию возвращают назад в преимущественно метановый холодильный агент разомкнутого холодильного цикла. Использование изобретения позволит ...

Подробнее
23-09-2021 дата публикации

Способ сжижения насыщенной углеводородами фракции

Номер: RU2755970C2

Предложен способ сжижения насыщенного углеводородами потока, в частности потока природного газа. Сжижение насыщенного углеводородами потока происходит в противотоке с каскадом контуров смеси холодильных агентов, состоящим из трех контуров смеси холодильных агентов. В каждом из трех контуров смеси холодильных агентов смесь холодильных агентов, подлежащую сжатию, разделяют на два соответствующих частичных потока (1, 1', 10, 10', 20, 20') смеси холодильных агентов. Сжатие частичных потоков смеси холодильных агентов происходит с помощью четырех линий (GT-C1A-C2A, GT-C1B-C2B, GT-C3A-C3A', GT-C3B-C3B') по существу равной мощности. Сжатие частичных потоков смеси (1, 1', 10, 10') холодильных агентов из первого и из второго контуров смеси холодильных агентов (1, 1', 10, 10') происходит в каждом случае раздельно на двух линиях (GT-C1A-C2A, GT-C1B-C2B). Сжатие частичных потоков смеси (20, 20') холодильных агентов из третьего контура смеси холодильных агентов происходит в каждом случае раздельно на ...

Подробнее
03-10-2019 дата публикации

СПОСОБ (ВАРИАНТЫ) И УСТРОЙСТВО (ВАРИАНТЫ) ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ОБЕДНЕННОГО АЗОТОМ ПРОДУКТА СПГ

Номер: RU2702074C2

Изобретение относится к сжижению потока сырьевого природного газа и удалению из него азота с получением обедненного азотом продукта LNG. Поток сырьевого природного газа проходит через главный теплообменник с получением первого потока LNG, который отделяется с образованием обедненного азотом продукта LNG и потока рецикла, состоящего из обогащенных азотом паров природного газа. Поток рецикла проходит через главный теплообменник с получением первого потока LNG, отдельно от потока сырьевого природного газа и параллельно с ним, с получением первого, по меньшей мере, частично сжиженного обогащенного азотом потока природного газа, который разделяется с получением обогащенного азотом парообразного продукта. Техническим результатом является повышение степени извлечения азота из природного газа. 4 н. и 60 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.

Подробнее
30-08-2019 дата публикации

СЖИЖЕНИЕ ОБОГАЩЕННОЙ УГЛЕВОДОРОДАМИ ФРАКЦИИ

Номер: RU2698862C2

Описан способ сжижения и переохлаждения обогащенной углеводородами фракции, в частности природного газа, в котором при охлаждении фракция подвергается частичной конденсации для удаления тяжелых углеводородов, в частности бензола. Частично конденсированную фракцию (4) разделяют на содержащую тяжелые углеводороды жидкую фракцию 5 и обогащенную углеводородами газовую фракцию (6). Газообразную фракцию 6 сжижают. При нормальном режиме сжиженную богатую углеводородами фракцию (7) переохлаждают в отдельном теплообменнике (E3). При режиме очистки прерывают подачу сжиженной богатой углеводородами фракции (7) в теплообменник (E3) не позднее, чем достигается заданный уровень отложения твердого осадка в теплообменнике. Плавят твердый осадок в теплообменнике (E3) размораживающим газом (10, 11) и извлекают из теплообменника (E3). Затем возвращают сжиженную богатую углеводородами фракцию (7) в теплообменник (E3). Технический результат – обеспечение надежного удаления тяжелых углеводородов. 5 з.п. ф-лы ...

Подробнее
17-03-2022 дата публикации

КОНТЕЙНЕРНЫЙ БЛОК СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И СПОСОБ ПРОИЗВОДСТВА СПГ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭТОГО БЛОКА

Номер: RU2767239C2

Установка 100 производства СПГ, образованная из множества контейнерных блоков 10 сжижения природного газа. Каждый контейнерный блок 10 сжижения природного газа может производить предварительно заданное количество СПГ, например до 0,3 млн. т/год. Коллекторная система 106 обеспечивает соединение между множеством контейнерных блоков 10 сжижения природного газа и по меньшей мере сырьевым потоком природного газа 110, источником электрической энергии и хранилищем 92 СПГ. Производительность установки 100 дискретно изменяется за счет подключения контейнерных блоков 10 сжижения природного газа к установке 100 или их отключения от установки 100 с помощью коллекторной системы 106. Каждый блок 10 содержит свою собственную установку 12 сжижения, содержащую замкнутый контур циркуляции хладагента SMR. Хладагент в контуре циркуляции SMR циркулирует только за счет разности давления, созданной компрессорами для хладагента в установке 12 сжижения. Техническим результатом является снижение капитальных затрат ...

Подробнее
30-05-2018 дата публикации

ОПТИМИЗИРОВАННОЕ ВВЕДЕНИЕ ДВУХФАЗНОГО ПОТОКА СМЕСИ ОХЛАДИТЕЛЯ В СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2655941C2

Способ для сжижения потока углеводородов, таких как природный газ, полученных из подаваемого потока, с использованием теплообменника, например спаянного алюминиевого пластинчатого теплообменника, установленного вертикально, содержащего верхнюю часть, где температура является наивысшей, и холодную нижнюю часть, где температура является наинизшей, и которая физически отлична от верхней части, причем упомянутый способ содержит, по меньшей мере, следующий этап: введения потока двухфазного охладителя в теплообменник, по меньшей мере, из одного входа нижней части таким образом, чтобы направление потока упомянутого охладителя в теплообменнике спускалось. Объемное соотношение потока двухфазного охладителя составляет 5-50%. Использование данной группы изобретений обеспечивает повышение эффективности использования жидкого охладителя. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Подробнее
18-04-2018 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2651007C2
Принадлежит: ТИЙОДА КОРПОРЕЙШН (JP)

Изобретение относится к технологии сжижения и разделения природного газа. Сжижающая система (1) для природного газа включает блок удаления воды из исходного газообразного материала, первый расширитель (3), который производит энергию посредством использования природного газа под давлением в качестве газообразного материала; первый охлаждающий блок (11, 12), который охлаждает газообразный материал, имеющий 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 ...

Подробнее
27-01-2014 дата публикации

СПОСОБ И СИСТЕМА СЖИЖЕНИЯ

Номер: RU2505762C2

Подаваемый газ сжижается с использованием замкнутой холодильной системы, в которой поток (150) охлажденного сжатого газообразного хладагента расширяется (136) для предоставления первого потока (154) расширенного газообразного хладагента, который, по существу, является паром, и используется для охлаждения и, по существу, сжижения потока (100) подаваемого газа посредством косвенного теплообмена (110). Поток (102), по существу, сжиженного подаваемого газа предпочтительно переохлаждается посредством косвенного теплообмена (112) со вторым потоком (172) расширенного газообразного хладагента, который предпочтительно также является, по существу, паром и может быть предоставлен потоком (170) охлажденного сжатого газообразного хладагента или частью первого потока (152) расширенного газообразного хладагента. Мощность охлаждения для потока (146) сжатого газообразного хладагента предоставлена частью (16) первого потока (152) расширенного газообразного хладагента, причем газообразный хладагент (156) ...

Подробнее
27-10-2010 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ПРОИЗВОДСТВА ПОТОКА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2402592C2

Изобретение относится к производству потока сжиженного природного газа (СПГ). Изобретение касается способа производства потока сжиженного природного газа, в котором перед сжижением природного газа из его потока удаляют тяжелые углеводородные компоненты с молекулярным весом, большим молекулярного веса бутана, включающего следующие этапы, на которых создают в основном парообразный поток (1) природного газа с давлением и температурой потока подаваемого газа; подают поток подаваемого газа (1) в дистилляционную колонну (10), имеющую две или больше ступени (11) сепарации; отбирают нижний поток (17) из нижней части дистилляционной колонны (10) и верхний поток (16) из верхней части дистилляционной колонны (10), причем верхний поток (16) содержит относительно меньшее количество компонентов тяжелых углеводородов, чем нижний поток (17); и сжижают по меньшей мере часть верхнего потока (16), в результате чего получают поток сжиженного природного газа; отличающегося тем, что перед подачей потока (1) ...

Подробнее
14-04-2020 дата публикации

Комплексный блок генерации энергии и сжатия и соответствующий способ

Номер: RU2718735C2

Изобретение относится к газотурбинным двигателям, применяемым в качестве механического привода и для генерации энергии. Комплексная установка (1) для генерации энергии и приведения в действие нагрузки, содержащая в комбинации следующие элементы: многовальный газотурбинный двигатель (3), содержащий турбину (316) высокого давления, механически соединенную с воздушным компрессором (312), и турбину (320) низкого давления, проточно соединенную с турбиной (316) высокого давления, но механически отделенную от нее и механически присоединенную к валу (11) отбора мощности, который присоединен к линии (9) валов, электрический генератор (5), механически присоединенный к линии (9) валов и приводимый во вращение газотурбинным двигателем (3), вращательную нагрузку (7), механически присоединенную к линии (9) валов и приводимую во вращение газотурбинным двигателем (3), устройство управления нагрузкой, предназначенное для регулирования по меньшей мере одного рабочего параметра вращаемой нагрузки (7) для ...

Подробнее
10-02-2012 дата публикации

КОМПРЕССОРНАЯ УСТАНОВКА

Номер: RU2441988C2

Изобретение относится к компрессорной установке, содержащей, по меньшей мере, одну газовую турбину (2), которая содержит газотурбинный компрессор, и паровую турбину (3), при этом согласованный с газовой турбиной (2) парогенератор (4) приводится в действие отработавшими газами газовой турбины (2), так что создаваемый в парогенераторе (4) пар приводит в действие паровую турбину (3). Обычные компрессорные установки имеют плохой коэффициент полезного действия. Для устранения этого недостатка, согласно изобретению, предусмотрено, что с комбинацией из газовой турбины (2) и паровой турбины (3) согласован, по меньшей мере, один дополнительный компрессор (9) для сжатия технологической среды, который соединен непосредственно с газовой турбиной (2) и/или паровой турбиной (3), так что обеспечивается возможность приведения в действие согласованного компрессора (9) непосредственно газовой турбиной (2) и/или паровой турбиной (3). Техническим результатом является повышение коэффициента полезного действия ...

Подробнее
03-12-2019 дата публикации

СПОСОБ РЕЗЕРВНОГО ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ КОМПЛЕКСА ПО ПРОИЗВОДСТВУ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2707988C2

Изобретение может быть использовано в области нефтехимии. Способ резервного энергообеспечения комплекса по производству сжиженного природного газа заключается в том, что при снижении количества исходного природного газа, поступающего на питание электростанции собственных нужд, ниже допустимого значения, питание электростанции собственных нужд осуществляют посредством сжиженного природного газа, откачиваемого из емкости для его хранения, который предварительно подвергают испарению. Откачку сжиженного природного газа из емкости для его хранения производят посредством установленного в емкости резервного насоса, включение которого производят посредством микротурбины, работающей за счет тепловой энергии отпарного газа, содержащегося в указанной емкости для хранения сжиженного природного газа. Сформированный резервный режим питания электростанции собственных нужд поддерживают до момента восстановления допустимого значения исходного природного газа. Технический результат заключается в упрощении ...

Подробнее
20-05-2013 дата публикации

СПОСОБ ЗАПУСКА ХОЛОДИЛЬНОГО КОНТУРА, СОДЕРЖАЩЕГО СМЕСЬ УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2482405C2
Принадлежит: ТОТАЛЬ С.А. (FR)

Изобретение касается способа запуска узла сжижения природного газа, содержащего холодильный контур, содержащий охлаждающую жидкость, содержащую смесь углеводородов, при этом способ включает в себя последовательно следующие этапы: (а) введение в холодильный контур и выпуск из него очищающего газа; (б) введение первого рабочего газа в холодильный контур и (в) введение второго рабочего газа в холодильный контур. Средняя молярная масса первого рабочего газа больше средней молярной массы второго рабочего газа. Холодильный контур включает теплообменник, имеющий теплый вход и холодный вход, причем температура охлаждающей жидкости на холодном входе теплообменника снижается по меньшей мере на 30°С между началом и окончанием этапа (б). Изобретение касается также соответствующего способа сжижения природного газа. Использование изобретения обеспечит ускорение процесса запуска за счет облегчения конденсации охлаждающей жидкости в контуре. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Подробнее
10-04-2012 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПОТОКА СЫРЬЯ, СОДЕРЖАЩЕГО УГЛЕВОДОРОДЫ

Номер: RU2447382C2

Способ и устройство предназначены для сжижения потока углеводородов, такого как природный газ, из потока сырья. Способ включает в себя, по меньшей мере, следующие этапы: осуществляют первое охлаждение потока (10) сырья с помощью первой охлаждающей среды, циркулирующей в первом охлаждающем контуре (100), при этом первая охлаждающая среда содержит более 90 молярных % пропана; осуществляют второе охлаждение потока (20) охлажденного газа до сжиженного потока (60) с помощью первой смешанной охлаждающей среды, циркулирующей в первом контуре (200) для смешанной охлаждающей среды, при этом указанное второе охлаждение осуществляют в двух или более теплообменниках (42, 44), по меньшей мере, два из которых работают при разных давлениях и осуществляют переохлаждение сжиженного потока (60) с помощью второй смешанной охлаждающей среды или с помощью азотной охлаждающей среды, циркулирующей в контуре (300) переохлаждения, тем самым получают переохлажденный поток (70) углеводородов. Использование изобретения ...

Подробнее
25-01-2018 дата публикации

Газовая турбина с двусторонним приводом

Номер: RU2642714C2
Принадлежит: НУОВО ПИНЬОНЕ СРЛ (IT)

Изобретение относится к энергетике. Газотурбинная система, содержащая газовую турбину (23), первую нагрузку (71) и вторую нагрузку (72), приводимые в действие с помощью газовой турбины. Газовая турбина (23) содержит газогенератор (27), турбину (50) низкого давления и приводной вал (65), приводимый в действие турбиной (50) низкого давления. Приводной вал имеет первый конец (65Н), соединенный с возможностью передачи приводного усилия с первой нагрузкой, и второй конец (65С), соединенный с возможностью передачи приводного усилия со второй нагрузкой. Первая нагрузка и вторая нагрузки расположены на противоположных сторонах газовой турбины, при этом приводной вал (65) проходит в осевом направлении через газовую турбину от первого конца ко второму концу. Причём, первая нагрузка и вторая нагрузка содержат компрессор с вертикальным разъемом корпуса. Также представлен способ эксплуатации газотурбинной системы. Изобретение позволяет повысить КПД системы. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.

Подробнее
04-04-2022 дата публикации

Устройство и способ для охлаждения сжиженного газа и/или газа естественной отпарки из сжиженного газа

Номер: RU2769600C2

Изобретение относится к охлаждению отпарного газа. Устройство (10) для охлаждения газа естественной отпарки для установки (12) по производству энергии, в частности, на борту судна включает основную цистерну (14) для хранения сжиженного газа, включающую в себя первый выпускной патрубок для газа естественной отпарки (45), средство (170) для охлаждения сжиженного газа, вспомогательную цистерну (30) для охлажденного сжиженного газа, выполненную с возможностью хранения сжиженного газа, охлаждаемого средством охлаждения, первый контур (40) теплообмена, включающий впускной патрубок, выполненный с возможностью соединения с первым выпускным патрубком основной цистерны с целью циркуляции газа естественной отпарки в контуре. Первый контур выполнен с возможностью сообщения со вспомогательной цистерной с тем, чтобы газ естественной отпарки, проходящий через первый контур, охлаждался посредством охлажденного сжиженного газа, хранящегося в вспомогательной цистерне или поступающего из вспомогательной цистерны ...

Подробнее
19-12-2022 дата публикации

УСТРОЙСТВО ПОЛУЧЕНИЯ ГАЗА В ГАЗООБРАЗНОЙ ФОРМЕ ИЗ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

Номер: RU2786300C2

Устройство (10) получения газа в газообразной форме из сжиженного газа, включает первый теплообменник (24), содержащий первый контур (24a) охлаждения, содержащий входное отверстие для сжиженного газа, соединенное с первым трубопроводом (18), который предназначен для соединения с выходным отверстием для сжиженного газа по меньшей мере одного резервуара (14) для хранения сжиженного газа, средство (19) испарения путем сброса давления, которым оснащен указанный первый трубопровод, и по меньшей мере один компрессор (26, 28). Устройство дополнительно содержит нагреватель (25), содержащий входное отверстие для газа по меньшей мере частично в жидкой форме, соединенное с выходным отверстием указанного первого контура (24a), и выходное отверстие для газа только в газообразной форме, соединенное с указанным по меньшей мере одним компрессором (26, 28). Техническим результатом является упрощение устройства. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
20-04-2012 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПОТОКА ГАЗООБРАЗНОГО УГЛЕВОДОРОДА ИЗ ПОТОКА СЖИЖЕННОГО УГЛЕВОДОРОДА

Номер: RU2448314C2

Способ получения потока газообразного углеводорода из потока сжиженного природного газа осуществляется на установке по производству сжиженного природного газа, содержащей накопительный резервуар, газожидкостной сепаратор, расположенный по ходу перед накопительным резервуаром, расширительное устройство, расположенное по ходу перед газожидкостным сепаратором и по ходу после аппарата для сжижения. Способ включает в себя подачу потока сжиженного углеводорода на вход накопительного резервуара, отвод части сжиженного углеводорода из накопительного резервуара, подачу части отведенного потока углеводорода в точку трубопровода, находящуюся ниже по ходу от расширительного устройства и выше по потоку от входа накопительного резервуара, получение потока газообразного углеводорода из потока отведенного сжиженного углеводорода и отведение потока газообразного углеводорода в качестве топливного газа, причем часть потока газообразного углеводорода сжимается, объединение части потока отведенного сжиженного ...

Подробнее
29-01-2018 дата публикации

СИСТЕМЫ ПРИВОДА С ПЕРЕМЕННОЙ СКОРОСТЬЮ, СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ СИСТЕМОЙ ПРИВОДА С ПЕРЕМЕННОЙ СКОРОСТЬЮ И СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2642827C2

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано для управления системой приводов с переменной скоростью вращения. Техническим результатом является повышение точности демпфирования колебания и упрощение. Система привода с переменной скоростью, применяющая электрический двигатель и частотный преобразователь, расположенный между источником питания переменного тока и электрическим двигателем. Частотный преобразователь функционирует таким образом, чтобы преобразовывать питание переменного тока, полученное из источника питания переменного тока с частотой источника, в преобразованное питание с переменной частотой привода. Механический узел соединен с электрическим двигателем. Создана схема электрической модуляции, взаимодействующая с частотным преобразователем. Она выполнена с возможностью возбуждения колебаний интергармонических частот интергармонических токов, генерируемых в частотном преобразователе, независящих от возбуждения крутильных колебаний в механическом узле ...

Подробнее
10-10-2007 дата публикации

ОБЪЕДИНЕННЫЙ МНОГОКОНТУРНЫЙ СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ГАЗА

Номер: RU2307990C2

Способ сжижения газа включает охлаждение подаваемого газового потока последовательно, по меньшей мере, в двух зонах теплообмена для обеспечения сжиженного продукта, в котором охлаждение потока подаваемого газа обеспечивают посредством испаряющихся хладагентов. Хладагент в диапазоне самых холодных температур только частично испаряют в самой холодной зоне теплообмена, чтобы получить частично испаренный хладагент. Осуществляют рециркуляцию частично испаренного хладагента в процессе рециркуляционного охлаждения, который включает стадии дополнительного испарения частично испаренного хладагента в зоне дополнительного теплообмена при температурах выше самой высокой температуры в самой холодной зоне теплообмена, сжатия дополнительно испаренного хладагента и охлаждения потока сжатого хладагента, чтобы получить самый холодный хладагент. Весь поток сжатого хладагента охлаждают посредством стадий охлаждения всего потока сжатого хладагента в зоне дополнительного теплообмена посредством косвенного теплообмена ...

Подробнее
20-10-2013 дата публикации

СПОСОБ ДВОЙНОГО РАСШИРЕНИЯ АЗОТА

Номер: RU2496066C2
Принадлежит: СТАТОЙЛ АСА (NO)

Способ сжижения природного газа с использованием первого и второго потоков азотного хладагента, при котором каждый поток подвергают циклу сжатия, охлаждения, расширения и нагрева, в течение которых первый поток азота расширяют до первого промежуточного давления, а второй поток азота - до второго, более низкого давления, при этом нагрев происходит в одном или более теплообменниках, в которых по меньшей мере один из потоков расширенного азота находится в теплообмене с природным газом, причем по меньшей мере в одном или более теплообменниках первый и второй потоки расширенного азота находятся в теплообмене с природным газом и как с первым, так и со вторым потоком сжатого азота. Сжижение может осуществляться в три этапа: на начальном этапе первый поток нагретого расширенного азота и второй поток нагретого расширенного азота используют для охлаждения природного газа; на промежуточном этапе первый поток сжатого азота расширяют до промежуточного давления и используют для охлаждения природного ...

Подробнее
10-09-1999 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Номер: RU2137066C1

Поток хладагента разделяют по меньшей мере на две части, которые пропускаются через отдельные турбодетандеры до того, как они поступят в отдельные теплообменники. При этом кривая нагревания хладагента сближается с кривой охлаждения продукта, подвергаемого сжижению. Использование изобретения позволяет снизить энергетические затраты. 2 с. и 16 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил.

Подробнее
20-01-2009 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ ИЛИ ПОБЕРЕЖЬЕ АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ

Номер: RU2344359C1

Способ реализуется на установке, состоящей из двух контуров: контура очистки газа от примесей, выделения из него тяжелых углеводородов, азота и сжижения природного газа и контура циркуляции хладагента, в котором поток хладагента после сжатия и охлаждения разделяют в узле деления на два потока в соотношениях от 1:19 до 1:33. Больший поток хладагента направляют на охлаждение в теплообменник, а меньший - через дроссельный вентиль в куб отпарной колонны, затем оба потока хладагента, после выравнивания давлений в них, смешивают. При реализации способа снижаются энергозатраты на сжижение природного газа за счет охлаждения сжижаемого газа до и после его сжатия, а также охлаждение хладагента после его сжатия холодной водой арктических морей и губ впадающих в них рек с температурой воды, не превышающей 277 K, оптимизации распределения потоков хладагента, кроме этого снижается количество используемого оборудования и производится очистка поступающего на сжижение природного газа от ртути и ее соединений ...

Подробнее
20-05-2009 дата публикации

ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ОТВОД АЗОТА ИЗ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2355960C1

Азот удаляют из подачи (41) сжиженного природного газа посредством двухступенчатого разделения, в котором сжиженный природный газ (41) подвергают первому фракционированию (23), чтобы обеспечить первый поток (46) пара верхнего погона, обогащенного азотом, и поток (19) жидкого отстоя, содержащего азот, и затем, по меньшей мере, часть указанного потока (19) жидкого отстоя подвергают фракционированию (25), чтобы обеспечить второй поток (36) пара верхнего погона, обогащенного азотом, который имеет более низкую чистоту, чем указанный первый поток (46) пара верхнего погона и поток (50) очищенного сжиженного природного газа. Первое фракционирование проводят в перегонной колонне (23), орошаемой (45) верхним погоном (43) азота, сконденсированного в конденсаторе (24), размещенном в испарительном барабане (25), в котором проводят второе фракционирование. Обеспечение двух потоков (26, 36), содержащих азот с различной концентрацией, дает возможность управлять содержанием азота в топливном газе для использования ...

Подробнее
21-06-2017 дата публикации

Способ ожижения природного газа

Номер: RU2623021C1

Изобретение относится к области холодильной и криогенной техники. Поток хладагента, состоящий из нескольких компонентов с различной температурой кипения, сжимается в первой ступени сжатия, охлаждается в промежуточном охладителе, после промежуточного охладителя первой ступени сжатия и смешения поток с промежуточным давлением разделяется в первом сепараторе на жидкую и газовую фракции. Газовая фракция сжимается во второй ступени сжатия компрессора и направляется во второй сепаратор, из которого жидкая фракция с высоким давлением расширяется до промежуточного давления, нагревается в четвертом теплообменнике и возвращается на вторую ступень сжатия перед первым сепаратором. Жидкая фракция из первого сепаратора предварительно охлаждается в четвертом теплообменнике за счет холода расширенной жидкой фракции из второго сепаратора, далее она охлаждается в первом теплообменнике вместе с природным газом, расширяется до низкого давления и смешивается с обратным потоком. Жидкая фракция из третьего сепаратора ...

Подробнее
14-04-2020 дата публикации

Номер: RU2017100038A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
29-05-2020 дата публикации

Номер: RU2018134056A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
09-01-2020 дата публикации

Номер: RU2018124786A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
29-10-2019 дата публикации

Номер: RU2018104686A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
08-04-2019 дата публикации

Номер: RU2017132312A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
21-01-2019 дата публикации

Номер: RU2017125926A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
14-02-2017 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2610625C1

Изобретение относится к криогенной технике. Способ сжижения природного газа включает очистку природного газа от тяжелых углеводородов, сернистых соединений и паров ртути, смешение с технологическим газом и сжатие компрессором с двигателем внутреннего сгорания в качестве привода. Полученный компрессат разделяют на две части. Одну часть охлаждают сторонним хладоагентом и хладоагентом, полученным в чиллере за счет тепла отходящих газов привода компрессора, и смешивают с другой частью, предварительно охлажденной частично нагретым газом сепарации, охлаждают в рекуперационном теплообменнике и разделяют на технологический и продуктовый газы. Продуктовый газ редуцируют и сепарируют с получением сжиженного природного газа и газа сепарации. Газ сепарации нагревают, смешивают с газами регенерации и используют в качестве топливного газа для привода компрессора. Технологический газ редуцируют, нагревают в рекуперационном теплообменнике и смешивают с очищенным и осушенным природным газом. Для снижения ...

Подробнее
24-08-2017 дата публикации

ХОЛОДИЛЬНАЯ КОМПРЕССИОННАЯ СИСТЕМА, ИСПОЛЬЗУЮЩАЯ ДВА КОМПРЕССОРА

Номер: RU2629101C1
Принадлежит: ТИЙОДА КОРПОРЕЙШН (JP)

Изобретение относится к холодильной компрессионной системе. Устройство для сжатия газообразного холодильного агента, для использования в холодильном контуре установки для сжижения, содержит холодильный контур и два компрессора, которые функционально соединены с холодильным контуром. Один из компрессоров обеспечен в конфигурации с двойным всасыванием и выпускные отверстия и впускные отверстия первого и второго компрессоров соединены, по меньшей мере частично, в конфигурации с взаимно параллельными потоками таким образом, что поток холодильного агента, который покидает холодильный контур через множество его выпускных отверстий, распределяется между двумя компрессорами перед объединением у впускного отверстия холодильного контура. Изобретение направлено на уменьшение габаритов и повышение выходной производительности. 11 з.п. ф-лы, 22 ил., 1 табл.

Подробнее
24-08-2017 дата публикации

Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа

Номер: RU2629047C1

Изобретение может быть использовано для обеспечения экспорта природного газа. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов Си выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов. Изобретение решает задачу разработки системы транспорта природного газа от ...

Подробнее
26-10-2020 дата публикации

Номер: RU2019112456A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
27-10-2020 дата публикации

Номер: RU2018108055A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
10-03-2020 дата публикации

Номер: RU2018132187A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
15-09-2020 дата публикации

Номер: RU2019101462A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
25-12-2020 дата публикации

Номер: RU2020105276A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
07-12-2018 дата публикации

Номер: RU2015115492A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
18-01-2021 дата публикации

Номер: RU2019114334A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
28-11-2019 дата публикации

Номер: RU2018110349A3
Автор:
Принадлежит:

Подробнее
29-07-2022 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ ДРОССЕЛЬНОГО ЦИКЛА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВИХРЕВЫХ ТРУБ

Номер: RU2776964C1

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано в малотоннажном производстве сжиженного природного газа (СПГ). Природный газ (ПГ) высокого давления делят на технологический поток, который подают на вход первой вихревой трубы (ВТ), и продукционный поток, который после первого теплообменного аппарата (ТО) делят на технологический поток, который подают на вход второй ВТ, и прямой поток, который последовательно направляют через ТО, дросселируют и направляют в основной сепаратор. Паровую фазу из основного сепаратора проводят через ТО, дросселируют и подают в приемную емкость. Из паровой фазы из приемной емкости формируют обратный поток, проводят через ТО, попутно подмешивают потоки с холодного конца первой и второй ВТ и направляют в сеть потребителю. Потоки с горячих концов первой и второй ВТ смешивают и направляют в сеть потребителю. Жидкую фракцию, содержащую нежелательные примеси, выводят в основном сепараторе и смешивают с обратным потоком. Равновесные давление и ...

Подробнее
21-04-2022 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ, ХРАНЕНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА "МОСЭНЕРГО-ТУРБОКОН"

Номер: RU2770777C1

Изобретение относится к области технологии сжижения, хранения и газификации природного газа и может быть применено при переработке природного газа. Способ заключается в том, что поступающий из внешней сети природный газ разделяют на технологический и продукционный потоки. Очищенный продукционный поток охлаждают и конденсируют потоком хладагента, дросселируют и разделяют в сепараторе продукционного потока с отводом газовой фракции в коллектор сбора выпаров и подачей сжиженной части продукционного потока в оперативное хранилище. Технологический поток разделяют на два потока с подачей указанных потоков в промежуточный и концевой теплообменники охлаждения сжатого хладагента. Объединяют нагретые потоки, расширяют, нагревают в теплообменнике предварительного охлаждения хладагента и подают в сеть объекта потребления. Хладагент после теплообменника предварительного охлаждения продукционного потока сжимают, охлаждают, расширяют и подают в качестве охлаждающего потока. Часть сжиженного газа из оперативного ...

Подробнее
13-03-2019 дата публикации

Установка частичного сжижения природного газа

Номер: RU187598U1

В предложенной установке для частичного сжижения природного газа, включающей источник газа высокого давления, блок осушки, расширительное устройство, выполненное в виде турбодетандера, в котором в качестве тормоза на одном валу установлен турбокомпрессор, блок очистки от СО 2 , теплообменник для предварительного охлаждения, основной теплообменник, сборник-сепаратор сжиженного газа. Осушенный поток разделяется на два - технологический и дополнительный, который направляется в блок очистки от СО 2 . После очистки от СО 2 из дополнительного потока выделяется продукционный поток, а оставшаяся часть подмешивается к технологическому потоку и понижает концентрацию СО 2 в сжимаемом потоке до значений, которые гарантируют невыпадение твердого СО 2 в проточной части турбинного модуля, что позволяет повысить надежность и эффективность работы всей установки сжижения природного газа. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 187 598 U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (52) СПК F25J 1/0022 (2018.08) (21)(22) Заявка: 2017144255, 18.12.2017 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: Дата регистрации: 13.03.2019 (45) Опубликовано: 13.03.2019 Бюл. № 8 Адрес для переписки: 115280, Москва, ул. Автозаводская, 25, ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ" (73) Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "ГЕЛИЙМАШ" (ОАО "НПО "ГЕЛИЙМАШ") (RU) (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: RU 2541360 C1, 10.02.2015. RU предварительного охлаждения, основной теплообменник, сборник-сепаратор сжиженного газа. Осушенный поток разделяется на два технологический и дополнительный, который R U 1 8 7 5 9 8 (54) Установка частичного сжижения природного газа (57) Реферат: В предложенной установке для частичного сжижения природного газа, включающей источник газа высокого давления, блок осушки, расширительное устройство, выполненное в виде турбодетандера, в котором в качестве тормоза ...

Подробнее
26-02-2021 дата публикации

ТЕПЛООБМЕННИК СО СМЕСИТЕЛЬНЫМ УСТРОЙСТВОМ ДЛЯ ЖИДКОСТИ/ГАЗА С УЛУЧШЕННОЙ ГЕОМЕТРИЕЙ КАНАЛОВ

Номер: RU2743818C2

Изобретение относится к области энергетики. Теплообменник содержит несколько пластин, размещенных параллельно друг другу таким образом, чтобы образовывать первый ряд проходов для направления по меньшей мере одной охлаждающей текучей среды (F1) и второй ряд проходов для направления по меньшей мере одной теплотворной текучей среды (F2) для приведения ее в теплообменный контакт по меньшей мере с указанной охлаждающей текучей средой (F1). По меньшей мере один проход первого ряда, образованный между второй пластиной, образующей смежный проход второго ряда, и первой пластиной. Смесительное устройство, также размещаемое в указанном по меньшей мере одном проходе первого ряда и содержащее: по меньшей мере один первый канал для направления газовой фазы охлаждающей текучей среды (F1), по меньшей мере один второй канал для направления жидкой фазы охлаждающей текучей среды (F1). Продольное сечение второго канала, измеряемое параллельно второй пластине, уменьшается в направлении указанной второй пластины ...

Подробнее
10-10-2013 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ГАЗА С ФРАКЦИОНИРОВАНИЕМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

Номер: RU2495342C2
Принадлежит: ИФП (FR)

Способ предлагает сжижать природный газ, осуществляя следующие стадии: охлаждают природный газ, вводят охлажденный природный газ в колонну для фракционирования таким образом, чтобы разделить газовую фазу, обогащенную метаном, и жидкую фазу, обогащенную соединениями, более тяжелыми, чем этан, извлекают вышеупомянутую жидкую фазу из нижней части колонны для фракционирования и удаляют вышеупомянутую газовую фазу из верхней части колонны разделения, частично сжижают вышеупомянутую газовую фазу таким образом, чтобы получить конденсат и газообразный поток, при этом конденсат возвращают в верхнюю часть колонны для фракционирования в качестве флегмы, сжижают вышеупомянутый газообразный поток, за счет теплообмена при давлении выше 50 бар. Рабочие условия колонны для фракционирования, функционирующей при давлении, находящемся в диапазоне от 40 до 60 бар, выбирают таким образом, чтобы вышеупомянутая жидкая фаза содержала молярное количество метана в интервале от 10% до 150% молярного количества этана ...

Подробнее
27-02-2010 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2382962C2

Способ сжижения природного газа включает охлаждение потока сжатого природного газа путем косвенного теплообмена с потоком холодного хладагента, дросселирование потока охлажденного природного газа в узле дросселирования, при котором работа расширения в узле дросселирования используется для приведения в движение компрессора, который сжимает поток хладагента с образованием сжатого потока хладагента, охлаждение и частичную конденсацию потока сжатого хладагента, его дросселирование с образованием потока холодного хладагента и сжижение охлажденного потока сырья в секции сжижения природного газа. В результате дросселирования получают охлажденный поток сырья более чем на 90% состоящего из паровой фракции. Работа расширения в узле дросселирования может также использоваться для охлаждения потока хладагента и получения потока холодного хладагента, для охлаждения при получении сжиженного природного газа или для дальнейшего охлаждения сжатого природного газа перед сжижением. Получение сырья из дросселированного ...

Подробнее
23-05-2022 дата публикации

Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию

Номер: RU2772595C1

Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию может быть использован в газовой промышленности. Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию включает: трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку 100; газоперерабатывающий блок 200; трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300; блок производства сжиженного природного газа (далее СПГ) 400; после звена 201 сырьевой природный газ делят на два потока: первый поток (поток I) в количестве, обеспечивающем производительность блока производства СПГ 400, последовательно проходит звено 202, звено 203/1 и звено 204/1 и полностью подготовленный к сжижению направляется в звено 401 с предварительным повышением давления в звене 205/1, второй поток (поток II) последовательно проходит звено 203/2 и звено 204/2, откуда выводится осушенный природный газ для последующей подачи после компримирования в звене 205/2 в виде товарного природного газа ...

Подробнее
20-09-2009 дата публикации

ОБЪЕДИНЕННЫЕ ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПГК И ПРОИЗВОДСТВО СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2367860C1

Объединенный способ производства природного газоконденсата и сжиженного природного газа включает подачу газа в колонну-скруббер в первом местоположении, отвод из колонны-скруббера первого потока пара верхнего погона, обедненного компонентами, более тяжелыми, чем метан, и потока отстоя, обогащенного компонентами, более тяжелыми, чем метан. Далее охлаждают и частично конденсируют первый поток пара верхнего погона, чтобы образовать первый двухфазный поток. Разделяют первый двухфазный поток, чтобы обеспечить второй поток пара верхнего погона и богатый метаном первый поток орошения. Вводят обогащенный метаном первый поток орошения во второе местоположение в колонну-скруббер выше первого местоположения. Сжижают второй поток пара верхнего погона в основном теплообменнике, чтобы обеспечить продукт СПГ. Разделяют поток отстоя, чтобы обеспечить обогащенный этаном поток и поток продукта ПГК, обогащенный компонентами, более тяжелыми, чем этан. Полностью конденсируют обогащенный этаном поток при температуре ...

Подробнее
21-11-2023 дата публикации

Витой теплообменник

Номер: RU2807843C1

Изобретение относится к области теплотехники и может быть использовано при производстве сжиженного природного газа на предприятиях газовой промышленности. Витой теплообменник, включающий: кожух, первый пучок, сердечник, множество труб, первую и вторую группу трубных решеток, множество клапанов, распределители хладагента, опоры трубных пучков, разделители труб, а также витые трубы пучков труб множества зон теплообменника одинакового диаметра; при этом потоки текучей среды и хладагента, входящие при разных температурах, выводят из множества труб пучка труб при одинаковой температуре. Изобретение позволяет разработать витой теплообменник, обеспечивающий равную поверхность теплопередачи у всех витков для выравнивания теплопередачи по слоям витков трубных пучков. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Подробнее
07-06-2023 дата публикации

Способ сжижения природного газа "АРКТИЧЕСКИЙ МИКС"

Номер: RU2797608C1

Изобретение относится к технологиям сжижения природного газа для дальнейшей его перевозки речным или морским транспортом. Подготовленный природный газ компримируют, снимают теплоту компримирования и охлаждают тремя контурами смешанных холодильных агентов, понижают давление охлажденного газа с образованием парожидкостной смеси и отводят сжиженный газ. В каждом контуре смешанный хладагент компримируют, снимают теплоту компримирования, переохлаждают, понижают его давление с получением в каждом контуре смешанного хладагента низкого давления и используют для охлаждения природного газа. В первом контуре первый смешанный хладагент переохлаждают за счет испарения первого смешанного хладагента низкого давления. Во втором контуре второй смешанный хладагент охлаждают также за счет испарения первого смешанного хладагента низкого давления и переохлаждают за счет испарения второго смешанного хладагента низкого давления. В третьем контуре третий смешанный хладагент охлаждают за счет испарения второго ...

Подробнее
13-09-2023 дата публикации

Способ сжижения природного газа на одиночном смешанном хладагенте "Энергия Восхода" и установка для его осуществления

Номер: RU2803441C1

Изобретение относится к технологиям сжижения природного газа (ПГ), связанного с газовыми месторождениями, в том числе связанными с нефтяными залежами. Заявляется способ сжижения природного газа, который может быть реализован при помощи установки для сжижения природного газа. В технологическом процессе используется дополнительный жидкостной поток низкого давления, применяется операция по разделению смешанного хладагента (СХА) низкого давления, в результате чего дополнительный байпасный поток СХА низкого давления смешивается с жидкостным потоком низкого давления, учтена дополнительная операция по разделению газового потока высокого давления. Для осуществления заявленного способа сжижения природного газа по второму варианту поток ПГ дополнительно охлаждается потоком широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Для осуществления заявленного способа сжижения природного газа по третьему варианту потоки СХА дополнительно охлаждаются потоком ШФЛУ. Установка сжижения ПГ включает блок главного криогенного ...

Подробнее
02-10-2023 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ВОДОРОДА И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Номер: RU2804469C1

Группа изобретений относится к криогенной технике, а именно к способу и устройству для сжижения газа, и может быть использована в местах получения водорода для создания мобильных модульных комплексов для сжижения водорода. Способ сжижения водорода включает предварительное охлаждение потока водорода, осуществление орто-пара конверсии водорода, дальнейшее охлаждение и сжижение водорода обратным потоком хладагента низкотемпературного контура сжижения, расширение и направление жидкого водорода в хранилище водорода. Предварительное охлаждение потока водорода осуществляют обратным потоком смесевого хладагента в первом, втором, третьем, четвертом и пятом ттеплообменных аппаратах (ТОА). Обратный поток смесевого хладагента (СХА) после выхода из первого ТОА сжимают и охлаждают, после чего поток СХА разделяется в фазовых сепараторах на разных температурных уровнях и дросселируется в обратный поток СХА для охлаждения прямых потоков. Техническим результатом является снижение энергозатрат, вероятности ...

Подробнее
20-02-2016 дата публикации

СПОСОБЫ И УСТАНОВКИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2575846C1
Принадлежит: ЮОП ЛЛК (US)

Предложены способ и установка получения сжиженного природного газа из подаваемого природного газа, содержащего углеводороды C5-C7 и углеводороды C8 или выше. Причем указанный способ включает стадии: контактирования первого адсорбента, который предпочтительно адсорбирует углеводороды C8 или выше, с подаваемым природным газом, для получения обедненного C8 потока природного газа; контактирования второго адсорбента, отличающегося от первого адсорбента и предпочтительно адсорбирующего углеводороды C5-C7, с обедненным C8 потоком природного газа, для получения обедненного C5-C8 потока природного газа, при этом второй адсорбент имеет более высокую селективность и емкость адсорбции углеводородов C5-C7, чем первый адсорбент; и сжижения обедненного C5-C8 потока природного газа в ступени сжижения. Использование настоящего изобретения позволяет избежать чрезмерной регенерации адсорбентов. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Подробнее
20-06-2016 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2587734C1

Изобретение относится к криогенике. Способ сжижения природного газа включает очистку нерасширившегося газа от примесей, разделение его на три потока, первый и второй из которых подают на сжижение по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов. Отношение массовых расходов газа, который подается на сжижение, к общему расходу газа, поступающего в вихревые трубы, составляет 0,1-0,2. Далее потоки дросселируют и собирают образовавшийся конденсат в накопительной емкости. Третий поток пропускают через теплообменный аппарат. Далее поток разделяют на два равных потока, подают в вихревые трубы с дополнительным потоком, где разделяют на подогретый и охлажденный с отношением массовых расходов охлажденного газа на выходе из трубы и общего газа, поступающего в нее, равным 1,2. Охлажденный газ из вихревых труб пропускают по тракту системы рекуперативных теплообменных аппаратов, частично охлаждая нерасширившийся поток газа, подаваемый на сжижение. Далее отводят газ к потребителю редуцированного ...

Подробнее
27-03-2016 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2578246C1

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано в газовой промышленности для сжижения природного газа. Способ сжижения природного газа, включающий предварительное охлаждение, очистку от масла и капельной влаги, адсорбционную осушку и очистку от углекислого газа компрессата, полученного сжатием смеси природного газа и технологического потока газа, охлаждение компрессата до полной конденсации, очистку от твердых примесей фильтрованием и разделение на технологический поток. Его используют для охлаждения и предварительного охлаждения компрессата и далее направляют на смешение с природным газом. Продуктовый поток, который редуцируют и разделяют на сжиженный природный газ, выводимый в качестве продукта, и газ сепарации, которым охлаждают компрессат, а затем используют в качестве топливного газа для привода компрессора. Осушку компрессата осуществляют после его охлаждения сторонним хладоагентом, технологическим потоком газа и топливным газом до температуры, близкой к температуре ...

Подробнее
20-10-2014 дата публикации

КОМПЛЕКСНОЕ ХРАНЕНИЕ ЖИДКОСТИ

Номер: RU2531099C1

Группа изобретений относится к системе и способу сжижения газа. Способ сжижения газа содержит следующие этапы. Подаваемый поток вводят в ожижитель, содержащий, по меньшей мере, теплый расширитель и холодный расширитель. Подаваемый поток сжимают в ожижителе до давления выше критического давления и охлаждают сжатый подаваемый поток до температуры ниже критической температуры для образования плотнофазного потока высокого давления. Плотнофазный поток высокого давления отводят из ожижителя и снижают давление плотнофазного потока высокого давления в устройстве расширения для образования результирующего двухфазного потока. Затем непосредственно подают результирующий двухфазный поток в резервуар для хранения. Выделенную часть результирующего двухфазного потока объединяют мгновенно с выкипающим паром жидкости в резервуаре для хранения для образования объединенного потока пара. Причем температура плотнофазного потока высокого давления ниже, чем температура выпускного потока холодного расширителя.

Подробнее
28-04-2021 дата публикации

СПОСОБ СЖИЖЕНИЯ ГАЗА

Номер: RU2747123C1

Изобретение относится к холодильной и криогенной технике и предназначено для сжижения испарившихся составляющих, например топлив в энергетических установках наземного базирования и транспортных средств. Предложен способ сжижения газа путем его охлаждения холодной жидкостью с температурой ниже температуры конденсации сжижаемого газа. Холодной жидкостью заполняют емкость, а сжижаемый газ распыляют и подают в нижние слои столба холодной жидкости в виде пузырьков. Сжижение ведут до полного испарения холодной жидкости и замещают ее жидкой фазой сжижаемого газа. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности теплопередачи, безопасности процесса сжижения и упрощение конструкции системы для сжижения газов. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Подробнее
18-10-2021 дата публикации

Установка для сжижения газа

Номер: RU2757553C1

Изобретение относится к криогенной технике. Установка сжижения газа содержит теплообменник, вихревой охладитель, сепарационное и регулирующее устройства, размещенные в трехсекционной емкости-криостате. В средней секции размещен циклонный сепаратор, совмещенный с трубчатым теплообменником. Внутри внешнего цилиндра соосно размещены цилиндроконический патрубок, центральная труба и угловой патрубок. На верхней горизонтальной перегородке размещена камера вихревого охладителя, в которой холодный конец вихревого охладителя представляет собой вставку с диафрагмой. Верхний конец углового патрубка вставлен во внутреннюю стенку нижней части конического горячего конца. На внешней поверхности горячего конца размещена рубашка с внутренней ребристой поверхностью. В верхней части рубашки имеется патрубок с отводом вертикальной трубы, проходящей сквозь верхнюю горизонтальную перегородку средней секции емкости. В верхней секции размещены сепарационное и регулирующее устройства, содержащие крышку, закрывающую ...

Подробнее
25-02-2021 дата публикации

СИСТЕМА ПОВТОРНОГО СЖИЖЕНИЯ ОТПАРНОГО ГАЗА

Номер: RU2743776C1

Изобретение относится к области морского транспорта и касается системы повторного сжижения отпарного газа (BOG) на судах. Предложенная система повторного сжижения BOG содержит: компрессор, в котором BOG подвергают сжатию; теплообменник, в котором сжатый с помощью компрессора BOG охлаждают посредством теплообмена с применением в качестве охлаждающего агента BOG, несжатого компрессором; редуктор давления, расположенный после теплообменника и снижающий давление текучей среды, охлажденной с помощью теплообменника; и по меньшей мере одну комбинацию, выбранную из комбинации первого температурного датчика, расположенного перед каналом для холодной текучей среды теплообменника, и четвертого температурного датчика, расположенного после канала для горячей текучей среды теплообменника, комбинации второго температурного датчика, расположенного после канала для холодной текучей среды теплообменника, и третьего температурного датчика, расположенного перед каналом для горячей текучей среды теплообменника ...

Подробнее
18-02-2021 дата публикации

СПОСОБ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2743421C1

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при обустройстве месторождений углеводородов, удаленных от развитой инфраструктуры, например в условиях крайнего Севера, при энергообеспечении объектов, удаленных от энергосетей и магистральных трубопроводов. Технический результат – повышение эффективности энергообеспечения буровых установок за счет независимости энергообеспечения от внешних источников энергии, мобильности и гибкости системы энергообеспечения. По способу в качестве сырья для выработки электроэнергии используют природный сырьевой газ, добытый на одной или нескольких скважинах, имеющихся на месторождении. Осуществляют осушку и очистку добытого сырьевого газа с отделением механических примесей, воды и конденсата. Добытый сырьевой газ сжижают на малотоннажной установке сжижения с применением дроссельно-эжекторного цикла и оборудования газодобычи – компрессора поддержания пластового давления. За счет этого получают сжиженный газ заданной марки и повышают ...

Подробнее
25-09-2019 дата публикации

УСТАНОВКА ПО ВЫРАБОТКЕ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2701173C1

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано для получения сжиженного природного газа (СПГ) за счет использования перепада давления между магистральным и распределительным трубопроводами. Заявленная установка по выработке сжиженного природного газа включает блоки осушки и очистки газа, предварительный и основной теплообменники, сепаратор, первый и второй детандеры и компрессор, соединенные посредством электрической и/или кинематической связи, при этом на линии продукционного газа последовательно расположены первый компрессор, первый холодильник, первая секция предварительного теплообменника, блок очистки, вторая секция предварительного теплообменника, основной теплообменник, первый детандер и сепаратор, оснащенный линией вывода СПГ и линией обратного газа с основным теплообменником, которая соединена с линией технологического газа после второго детандера, образуя линию газа низкого давления, на которой расположен предварительный теплообменник, при этом на линии технологического ...

Подробнее
11-09-2019 дата публикации

УСТАНОВКА ПО ПРОИЗВОДСТВУ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2699872C1

Изобретение относится к криогенной технике и может быть применено для сжижения природного газа на газораспределительных станциях. Установка для производства сжиженного природного газа включает линию газа высокого давления с блоком осушки, разделяющуюся на линию продукционного газа и линию технологического газа с предварительным теплообменником и детандером. Линия продукционного потока оснащена блоком очистки, основным теплообменником, редуцирующим устройством и сепаратором с линиями подачи обратного газа и вывода СПГ. На линии продукционного газа установлены испаритель компрессионной холодильной машины, блок очистки и теплообменник "охлажденный продукционный газ/редуцированный технологический газ". Линия обратного газа после основного теплообменника соединена с линией подачи газа сепарации. На линии вывода СПГ установлено второе редуцирующее устройство и второй сепаратор, оснащенный линиями вывода СПГ потребителю и подачи газа сепарации в линию редуцированного технологического газа с компрессором ...

Подробнее
12-08-2021 дата публикации

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКАЯ СИСТЕМА, СОДЕРЖАЩАЯ ФЛЮИД, И СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В НЕЙ

Номер: RU2753266C1

Описана термодинамическая система, содержащая рабочую текучую среду. Термодинамическая система содержит по меньшей мере сосуд (11) для сбора рабочей текучей среды, выполненный с возможностью вмещения жидкой фазы и газообразной фазы рабочей текучей среды в термодинамическом равновесии. Охлаждающее устройство (51) функционально соединено с сосудом (11) для сбора текучей среды и выполнено с возможностью отведения тепла от рабочей текучей среды, собранной в сосуде (11) для сбора рабочей текучей среды, и снижения таким образом давления в указанной термодинамической системе. Также описаны способы снижения давления в термодинамической системе, содержащей рабочую текучую среду в равновесии между жидкостью и газом. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 24 ил.

Подробнее
25-04-2019 дата публикации

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТАВА СМЕШАННОГО ХЛАДАГЕНТА ДЛЯ УСТАНОВКИ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2686355C1
Принадлежит: ДжГК КОРПОРЕЙШН (JP)

Предложен способ определения состава смешанного хладагента. При создании модели создается имитационная модель на основе рабочих параметров, полученных от устройства для сжижения природного газа, с определением условий подачи природного газа для получения сжиженного природного газа, охлажденного до заданной температуры, из устройства для сжижения природного газа. При расчете значения UA, получаемого путем умножения общего коэффициента теплопередачи криогенного теплообменника на площадь теплопередачи, значение UA криогенного теплообменника рассчитывается путем выполнения имитационной модели. При предварительном расчете общая потребляемая мощность рассчитывается путем выполнения имитационной модели для множества случаев смешанного хладагента с различным составом компонентов хладагента в новых условиях подачи природного газа. При определении состава состав смешанного хладагента в случае смешанного хладагента, в котором общая потребляемая мощность на единицу сжиженного природного газа становится ...

Подробнее
24-01-2019 дата публикации

Способ сжижения природного газа по циклу частичного сжижения за счет перепада давления и установка для его осуществления

Номер: RU2678236C1

Изобретение относится к газоперерабатывающей промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа на газораспределительных станциях (ГРС). Отбираемый перед ГРС 14 газ осушают в блоке 1 осушки и разделяют на продукционный и технологический потоки. Технологический поток сжимают в компрессоре 4 турбодетандерного агрегата (ТДА), охлаждают в теплообменниках 6 и 7 и направляют в детандер 5 ТДА и далее в рекуперативные теплообменники 9, 7 и 6 для охлаждения технологического и продукционного потоков газа, после чего направляют его на выход ГРС 14. Продукционный поток очищают от СОв блоке 2 очистки. Часть газа продукционного потока после очистки направляют по трубопроводу 3 в технологический поток перед его сжатием в компрессоре 4. Остальную часть продукционного потока охлаждают последовательно в теплообменнике 7 технологическим потоком и в криогенном теплообменнике 9 газом испарения из концевого сепаратора 10, дросселируют и образовавшуюся парожидкостную смесь направляют в концевой ...

Подробнее
09-10-2019 дата публикации

УСТАНОВКА ДЛЯ ВЫРАБОТКИ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU2702683C1

Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано для получения сжиженного природного газа (СПГ) за счет перепада давления между магистральным и распределительным трубопроводами при отборе газа несколькими потребителями. Заявленная установка для выработки сжиженного природного газа включает блоки осушки и очистки газа, теплообменник, сепаратор, редуцирующее устройство, а также детандер и компрессор, соединенные между собой, при этом на линии продукционного газа последовательно расположены компрессор, холодильник, первая секция теплообменника, блок очистки, вторая секция теплообменника, детандер и сепаратор, оснащенный линией вывода СПГ и линией обратного газа, которая соединена с линией технологического газа после детандера, образуя линию газа низкого давления, на которой расположен теплообменник, при этом на линии технологического газа перед детандером установлен вспомогательный холодильник, расположенный также на по меньшей мере одной линии вспомогательного газа с редуцирующим ...

Подробнее
10-11-2016 дата публикации

ИНТЕГРИРОВАННОЕ УДАЛЕНИЕ АЗОТА ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОХЛАЖДАЕМОГО ТЕПЛОВОГО НАСОСА

Номер: RU2015114715A
Принадлежит:

... 1. Способ сжижения сырьевого потока природного газа и удаления из него азота, включающий:(а) пропускание сырьевого потока природного газа через главный теплообменник для охлаждения потока природного газа и сжижения всего указанного потока или его части, с образованием в результате первого потока СПГ;(b) отведение первого потока СПГ из главного теплообменника;(с) расширение и частичное испарение сжиженного или частично сжиженного потока природного газа, и введение указанного потока в дистилляционную колонну, в которой поток разделяется на парообразную и жидкую фазы, при этом сжиженный или частично сжиженный поток природного газа является первым потоком СПГ, или является по меньшей мере частично сжиженным обогащенным азотом потоком природного газа, полученным в результате отделения обогащенного азотом потока природного газа от первого потока СПГ или от сырьевого потока природного газа, и по меньшей мере частичного сжижения указанного потока в главном теплообменнике;(d) образование обогащенного ...

Подробнее
27-02-2011 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОХЛАЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТОКА

Номер: RU2009131924A
Принадлежит:

... 1. Способ охлаждения углеводородного потока, такого, как поток природного газа, который включает следующие стадии: ! (a) осуществление теплообмена углеводородного потока с потоком первого хладагента, в результате чего образуются охлажденный углеводородный поток и, по крайней мере, частично испаренный поток хладагента; ! (b) сжатие, по крайней мере, частично испаренного потока хладагента с использованием одного или более компрессоров, в результате чего образуется поток сжатого хладагента; ! (c) охлаждение потока сжатого хладагента окружающей средой после одного или более сжатий, в результате чего образуется поток охлажденного сжатого хладагента; ! (d) динамическое расширение потока охлажденного сжатого хладагента со стадии (c) с образованием расширенного потока хладагента; и ! (e) дополнительное охлаждение расширенного потока хладагента, в результате чего получают, по крайней мере, частично конденсированный поток хладагента. ! 2. Способ по п.1, в котором частично конденсированный поток хладагента ...

Подробнее
27-11-2011 дата публикации

ОБРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕРАВНОМЕРНО РАСПОЛОЖЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛА

Номер: RU2010119955A
Принадлежит:

... 1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта, характеризующийся тем, что ! от одного или более источников тепла, расположенных в первом участке, подводят тепло к первому участку пласта; и ! добывают флюиды из первого участка через добывающую скважину, расположенную в центре первого участка или рядом с центром, ! при этом источники тепла расположены таким образом, что среднее значение подвода тепла на единицу объема пласта в первом участке увеличивается с увеличением расстояния от добывающей скважины. ! 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что дополнительно обеспечивают различные тепловые мощности от источников тепла, так что среднее значение тепловой мощности от источников тепла в первом участке увеличивается с увеличением расстояния от добывающей скважины. ! 3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что дополнительно источники тепла располагают таким образом, что количество источников тепла на единицу объема пласта увеличивается с увеличением расстояния от добывающей скважины.

Подробнее
20-01-2002 дата публикации

УСТАНОВКА ОЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU0000021446U1

Установка ожижения природного газа, содержащая холодильный контур, состоящий из последовательно соединенных детандера, компрессора, ожижителя, теплообменника, установленного на линии ожижения, отличающаяся тем, что холодильный контур подключен к теплообменнику, расположенному на магистральном трубопроводе природного газа, имеющем дроссель, расположенный между трубопроводами высокого и низкого давления, и снабжен тепловым насосом, конденсатор которого подсоединен также к магистральной линии, электрическим генератором, установленным на одном валу с детандером и электрически связанным с двигателями компрессоров теплового насоса и холодильного контура. (19) RU (11) 21 446 (13) U1 (51) МПК F25J 1/02 (2000.01) РОССИЙСКОЕ АГЕНТСТВО ПО ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21), (22) Заявка: 2001121016/20 , 26.07.2001 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 26.07.2001 (46) Опубликовано: 20.01.2002 (73) Патентообладатель(и): Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский энергетический институт (технический университет)" U 1 2 1 4 4 6 R U (57) Формула полезной модели Установка ожижения природного газа, содержащая холодильный контур, состоящий из последовательно соединенных детандера, компрессора, ожижителя, теплообменника, установленного на линии ожижения, отличающаяся тем, что холодильный контур подключен к теплообменнику, расположенному на магистральном трубопроводе природного газа, имеющем дроссель, расположенный между трубопроводами высокого и низкого давления, и снабжен тепловым насосом, конденсатор которого подсоединен также к магистральной линии, электрическим генератором, установленным на одном валу с детандером и электрически связанным с двигателями компрессоров теплового насоса и холодильного контура. Ñòðàíèöà: 1 U 1 (54) УСТАНОВКА ОЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА 2 1 4 4 6 (72) Автор(ы): Агабабов В.С., Джураева Е.В., Корягин А.В., Макеечев В.А., Утенков В.Ф. R U Адрес для переписки: ...

Подробнее
10-04-2003 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

Номер: RU0000028762U1

1. Устройство для переработки горючих газов, включающее источник газового сырья, компрессор и конденсатор, снабженный холодильником, отличающееся тем, что источник газового сырья подключен к соединительному патрубку конденсатора посредством газопровода, на котором последовательно установлены первый невозвратный клапан, первый и второй запорные клапаны, при этом конденсатор связан через третий запорный клапан с водоподпиточным баком, кроме того, к газопроводу между первым невозвратным клапаном и первым запорным клапаном подключен накопительный резервуар, кроме того, к газопроводу параллельно его участку, содержащему первый и второй запорные клапаны, подключен обводной газопровод, в котором последовательно установлены четвертый и пятый запорные клапаны и второй невозвратный клапан, причем нагнетательная сторона компрессора подключена к обводному газопроводу, между четвертым и пятым запорными клапанами, а его всасывающая сторона подключена к газопроводу между первым и вторым запорными клапанами. 2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что источник газового сырья включает расходную емкость, подключенную к насосу, нагнетательная сторона которого посредством нефтепровода, снабженного третьим невозвратным клапаном, связана с реактором снабженным газовой горелкой, установленной с возможностью взаимодействия генерируемого ею теплового потока со стенками реактора, при этом газовая горелка посредством топливопровода с редукционным клапаном связана с источником горючего газа, например баллоном со сжиженным горючим газом. 3. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что газовая горелка дополнительно связана с конденсатором посредством трубопровода, подключенного к топливопроводу между редукционным клапаном и горелкой, при этом на трубопроводе последовательно установлены шестой и седьмой запорные клапаны и дополнительный редукционный клапан. 4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что к трубопроводу между шестым и седьмым запорными клапанами подключена топливонакопительная ...

Подробнее
20-04-2003 дата публикации

Установка для сжижения газа

Номер: RU0000028912U1

Установка для сжижения газа, состоящая из теплообменника, содержащего верхний и нижний пучки теплообменных труб, образующих соответственно верхнее и нижнее трубные пространства, и кожух, образующий с вышеупомянутыми пучками теплообменных труб межтрубное пространство, нижняя часть которого соединена трубопроводом с источником жидкого хладагента, а верхняя - с трубопроводом отвода газообразного хладагента, кроме того, вход верхнего пучка теплообменных труб соединен с трубопроводом подачи сжижаемого газа, а выход - с трубопроводом отвода сжиженного газа, отличающаяся тем, что верхняя часть межтрубного пространства соединена трубопроводом со входом в нижний пучок теплообменных труб, а выход из этого пучка сообщен трубопроводом с теплообменником системы предварительного охлаждения сжижаемого газа. (19) RU (11) 28 912 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2000.01) РОССИЙСКОЕ АГЕНТСТВО ПО ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21), (22) Заявка: 2000130790/20 , 09.12.2000 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 09.12.2000 (46) Опубликовано: 20.04.2003 (72) Автор(ы): Покровский Н.В., Сартаков А.Г., Козвонин Л.А. 2 8 9 1 2 R U (57) Формула полезной модели Установка для сжижения газа, состоящая из теплообменника, содержащего верхний и нижний пучки теплообменных труб, образующих соответственно верхнее и нижнее трубные пространства, и кожух, образующий с вышеупомянутыми пучками теплообменных труб межтрубное пространство, нижняя часть которого соединена трубопроводом с источником жидкого хладагента, а верхняя - с трубопроводом отвода газообразного хладагента, кроме того, вход верхнего пучка теплообменных труб соединен с трубопроводом подачи сжижаемого газа, а выход - с трубопроводом отвода сжиженного газа, отличающаяся тем, что верхняя часть межтрубного пространства соединена трубопроводом со входом в нижний пучок теплообменных труб, а выход из этого пучка сообщен трубопроводом с теплообменником системы предварительного охлаждения сжижаемого газа ...

Подробнее
27-03-2004 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU0000036879U1

Устройство для низкотемпературной сепарации природного газа, содержащее подземный подводящий газопровод, соединенный с входами в каналы для нагрева газа первого рекуперативного теплообменника, при этом выходы из этих каналов соединены с входом в компрессор, на выходе из которого установлен аппарат воздушного охлаждения, соединенный с входами в каналы для охлаждения газа первого рекуперативного теплообменника, выходы из которых соединены с входами в каналы для охлаждения второго рекуперативного теплообменника, выходы из которых соединены с входом в блок сепарации, выход для газовой фазы которого соединен с входами в каналы для нагрева газа второго теплообменника. (19) RU (11) 36 879 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2000.01) РОССИЙСКОЕ АГЕНТСТВО ПО ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2003137441/20 , 29.12.2003 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 29.12.2003 (46) Опубликовано: 27.03.2004 3 6 8 7 9 R U (57) Формула полезной модели Устройство для низкотемпературной сепарации природного газа, содержащее подземный подводящий газопровод, соединенный с входами в каналы для нагрева газа первого рекуперативного теплообменника, при этом выходы из этих каналов соединены с входом в компрессор, на выходе из которого установлен аппарат воздушного охлаждения, соединенный с входами в каналы для охлаждения газа первого рекуперативного теплообменника, выходы из которых соединены с входами в каналы для охлаждения второго рекуперативного теплообменника, выходы из которых соединены с входом в блок сепарации, выход для газовой фазы которого соединен с входами в каналы для нагрева газа второго теплообменника. Ñòðàíèöà: 1 U 1 U 1 (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА 3 6 8 7 9 (73) Патентообладатель(и): Алферов Вадим Иванович, Багиров Лев Аркадьевич, Дмитриев Леонард Макарович, Имаев Салават Зайнетдинович, Фейгин Владимир Исаакович R U Адрес для переписки: 119526, Москва, пр-т Вернадского, 101, корп.1, ИПМ ...

Подробнее
10-03-2006 дата публикации

УСТАНОВКА ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ГАЗА

Номер: RU0000052163U1

1. Установка для сжижения газа, содержащая теплообменник с нижним и верхним трубными объемами и кожух, образующий с трубными объемами нижнее и верхнее межтрубные пространства, причем нижний трубный объем сообщен с трубопроводом подвода сжижаемого газа, нижнее межтрубное пространство с трубопроводом подвода жидкого хладагента, верхний трубный объем с трубопроводом отвода сжиженного газа, верхнее межтрубное пространство с трубопроводом отвода паров хладагента, отличающаяся тем, что верхние части нижнего и верхнего трубных объемов сообщены между собой трубопроводом. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что трубопровод подвода сжижаемого газа имеет радиатор системы предварительного охлаждения и устройство для понижения давления газа. 3. Установка по пп.1 и 2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит сепаратор, полость которого сообщена с трубопроводом отвода сжиженного газа из теплообменника, трубопроводом отвода сжиженного газа в хранилище и с устройством для сжигания производственных отходов. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 52 163 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2005130043/22 , 26.09.2005 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 26.09.2005 (45) Опубликовано: 10.03.2006 (73) Патентообладатель(и): ОАО Самарский научно-технический комплекс имени Н.Д. Кузнецова (RU) U 1 5 2 1 6 3 R U Ñòðàíèöà: 1 U 1 Формула полезной модели 1. Установка для сжижения газа, содержащая теплообменник с нижним и верхним трубными объемами и кожух, образующий с трубными объемами нижнее и верхнее межтрубные пространства, причем нижний трубный объем сообщен с трубопроводом подвода сжижаемого газа, нижнее межтрубное пространство с трубопроводом подвода жидкого хладагента, верхний трубный объем с трубопроводом отвода сжиженного газа, верхнее межтрубное пространство с трубопроводом отвода паров хладагента, отличающаяся тем, что верхние части ...

Подробнее
10-05-2006 дата публикации

КРИОГЕННАЯ АВТОМОБИЛЬНАЯ ЗАПРАВОЧНАЯ СТАНЦИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU0000053418U1

Криогенная автомобильная заправочная станция сжиженного природного газа, включающая в себя участок газопровода низкого или среднего давления, вымораживатель воды и углекислого газа, криогенную машину Стирлинга, замкнутую систему охлаждения криогенной машины, содержащую насос для циркуляции охлаждающей жидкости и теплообменник для сброса теплоты в окружающую среду, контур внешней среды с вентилятором для подачи воздуха окружающей среды, криогенную емкость для хранения сжиженного природного газа, линии подачи природного газа, слива и переожижения паров сжиженного природного газа, связывающие между собой газопровод, криогенную машину Стирлинга и вымораживатель, отличающаяся тем, что снабжена топливной раздаточной колонкой сжиженного природного газа с заправочным пистолетом, теплоизолированными линиями подачи сжиженного природного газа с криогенным насосом и возвращения паров, соединяющих емкость для хранения сжиженного природного газа и заправочный пистолет, при этом линия возврата паров соединена с газовой полостью криогенной емкости для хранения сжиженного природного газа. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 53 418 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2005139052/22 , 14.12.2005 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 14.12.2005 (45) Опубликовано: 10.05.2006 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-исследовательский центр "Стирлинг-технологии" (RU) Ñòðàíèöà: 1 U 1 5 3 4 1 8 R U U 1 Формула полезной модели Криогенная автомобильная заправочная станция сжиженного природного газа, включающая в себя участок газопровода низкого или среднего давления, вымораживатель воды и углекислого газа, криогенную машину Стирлинга, замкнутую систему охлаждения криогенной машины, содержащую насос для циркуляции охлаждающей жидкости и теплообменник для сброса теплоты в окружающую среду, контур внешней ...

Подробнее
27-05-2006 дата публикации

УСТАНОВКА ПО УЛАВЛИВАНИЮ ПАРОВ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ДЛЯ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЙ И НЕФТЕБАЗ

Номер: RU0000053761U1

Установка по улавливанию паров легких фракций углеводородов для автозаправочных станций и нефтебаз, включающая в себя криогенную машину Стирлинга, емкость для хранения жидкого азота, линию слива жидкого азота из конденсатора криогенной машины в емкость жидкого азота, контактный теплообменник, внутри которого расположен охладитель, линию подачи азота из емкости жидкого азота в конденсатор криогенной машины, проходящую через охладитель и состоящую из линии жидкого азота до охладителя и линии насыщенных паров азота охладителя, линию подачи паровоздушной смеси, соединяющую резервуар нефтепродуктов с контактным теплообменником и линию выброса воздуха из контактного теплообменника, отличающаяся тем, что снабжена дополнительным теплообменником, расположенным на линии подачи паровоздушной смеси между резервуаром с нефтепродуктами и контактным теплообменником, при этом через дополнительный теплообменник проходит линия выброса воздуха из контактного теплообменника. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 53 761 (13) U1 (51) МПК F25J 1/02 (2006.01) F25B 9/14 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2005139054/22 , 14.12.2005 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 14.12.2005 (45) Опубликовано: 27.05.2006 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-исследовательский центр "Стирлинг технологии" (RU) Ñòðàíèöà: 1 U 1 5 3 7 6 1 R U U 1 Формула полезной модели Установка по улавливанию паров легких фракций углеводородов для автозаправочных станций и нефтебаз, включающая в себя криогенную машину Стирлинга, емкость для хранения жидкого азота, линию слива жидкого азота из конденсатора криогенной машины в емкость жидкого азота, контактный теплообменник, внутри которого расположен охладитель, линию подачи азота из емкости жидкого азота в конденсатор криогенной машины, проходящую через охладитель и состоящую из линии жидкого азота до ...

Подробнее
27-07-2006 дата публикации

УСТАНОВКА ПОЛУЧЕНИЯ ЖИДКОГО ПРОПАНА

Номер: RU0000055108U1

Установка получения жидкого пропана, содержащая отделитель-переохладитель с линиями подачи газообразного и выхода жидкого пропана, соединенный с последовательно установленными турбокомпрессором, воздушным холодильником, ресивером и промежуточным сосудом с линией отбора части жидкого пропана, соединенным одним выходом с турбокомпрессором, а другим выходом с отделителем-переохладителем, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена водяным холодильником, установленным между ресивером и промежуточным сосудом. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 55 108 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2005140593/22 , 23.12.2005 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 23.12.2005 (45) Опубликовано: 27.07.2006 5 5 1 0 8 R U Формула полезной модели Установка получения жидкого пропана, содержащая отделитель-переохладитель с линиями подачи газообразного и выхода жидкого пропана, соединенный с последовательно установленными турбокомпрессором, воздушным холодильником, ресивером и промежуточным сосудом с линией отбора части жидкого пропана, соединенным одним выходом с турбокомпрессором, а другим выходом с отделителем-переохладителем, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена водяным холодильником, установленным между ресивером и промежуточным сосудом. Ñòðàíèöà: 1 U 1 U 1 (54) УСТАНОВКА ПОЛУЧЕНИЯ ЖИДКОГО ПРОПАНА 5 5 1 0 8 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") (RU) R U Адрес для переписки: 460000, г.Оренбург, ул. Пушкинская, 20, ООО "ВолгоУралНИПИгаз", зав. патентным отделом, пат. пов. Б.А. Дронову, рег.№ 384 (72) Автор(ы): Иванов Сергей Иванович (RU), Столыпин Василий Иванович (RU), Михайленко Сергей Анатольевич (RU), Яхин Рафкат Музафарович (RU), Борзенков Сергей Леонидович (RU), Брюхов Алексей Александрович (RU), Шахов Александр Дмитриевич (RU), Исаев Александр ...

Подробнее
20-07-2008 дата публикации

УСТАНОВКА ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU0000075016U1

1. Установка для сжижения природного газа, включающая основной и дополнительный теплообменники, каждый из которых включает тепловые секции с впускными и выпускными трубопроводами, два холодильных контура, содержащих, по меньшей мере, два компрессора и два холодильника, отличающаяся тем, что в теплообменниках установлены ректификационные колонны, верхние части которых соединены с выпускными трубопроводами тепловых секций. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что в дополнительном теплообменнике в нижней его части установлен детандер, вход которого соединен с выходом тепловой секции, а выход с выпускным трубопроводом. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 75 016 (13) U1 (51) МПК F25J 1/02 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2008110718/22 , 20.03.2008 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 20.03.2008 (45) Опубликовано: 20.07.2008 (73) Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Поволжский авиационный технологический институт" (RU) U 1 7 5 0 1 6 R U Ñòðàíèöà: 1 U 1 Формула полезной модели 1. Установка для сжижения природного газа, включающая основной и дополнительный теплообменники, каждый из которых включает тепловые секции с впускными и выпускными трубопроводами, два холодильных контура, содержащих, по меньшей мере, два компрессора и два холодильника, отличающаяся тем, что в теплообменниках установлены ректификационные колонны, верхние части которых соединены с выпускными трубопроводами тепловых секций. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что в дополнительном теплообменнике в нижней его части установлен детандер, вход которого соединен с выходом тепловой секции, а выход с выпускным трубопроводом. 7 5 0 1 6 (54) УСТАНОВКА ДЛЯ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА R U Адрес для переписки: 443022, г.Самара, Заводское ш., 18, ОАО "Научно-производственное объединение" Поволжский авиационный технологический институт" ( ...

Подробнее
10-03-2009 дата публикации

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ГАЗООБРАЗНОГО СОЕДИНЕНИЯ В СВЕРХКРИТИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ

Номер: RU0000081298U1

1. Технологическая установка для получения газообразного соединения в сверхкритическом состоянии, включающая источник энергии, холодильную установку, компрессор для подачи газообразного соединения, вход которого в установке является входом для подачи газообразного соединения, адсорбер, ресивер сжиженного газообразного соединения, насос высокого давления для подачи сжиженного газообразного соединения, устройство для подогрева сжиженного газообразного соединения, выход которого является выходом установки, отличающаяся тем, что источник энергии представляет из себя двигатель внутреннего сгорания, кроме того, в установку введены дополнительный генератор, гидросистема, устройство возврата масла в компрессор для подачи газообразного соединения и предохладитель, при этом валы двигателей компрессора для подачи газообразного соединения, насоса высокого давления для подачи сжиженного газообразного соединения, компрессоров холодильной установки, дополнительного генератора, насоса гидросистемы, соединены с валом ДВС таким образом, что приведение их в действие обусловлено вращением вала ДВС, кроме того, у компрессора для подачи исходного газообразного соединения вход и выход соединены соответственно с первым выходом и с входом устройства возврата масла, второй выход которого соединен с входом предохладителя, выход которого через адсорбер, соединен с входом холодильной установки, выход которой соединен с входом ресивера сжиженного газообразного соединения, при этом устройство для подогрева сжиженного газообразного соединения представляет собой теплообменник, в котором средой передачи тепла является отработанная рабочая среда системы охлаждения двигателя внутреннего сгорания, при этом вход и выход рабочей среды теплообменника соединены соответственно с выходом и входом системы охлаждения ДВС, вход теплообменника соединен с выходом насоса высокого давления для подачи сжиженного газообразного соединения, вход которого соединен с выходом ресивера сжиженного газообразного соединения. ...

Подробнее
20-09-2009 дата публикации

АВТОЗАПРАВОЧНАЯ СТАНЦИЯ ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ - "ВНИИГАЗ"

Номер: RU0000087004U1

Автозаправочная станция природным газом, включающая систему подачи сжиженного природного газа в автомобиль, содержащую криогенный заправочный резервуар с линией заправки его сжиженным природным газом, криогенный центробежный насос низкого давления до 1,0 МПа и заправочную колонку, трубопровод подачи сжиженного газа в автомобиль через заправочную колонку, а также устройство для поддержания давления в газообразном объеме криогенного заправочного резервуара, отличающаяся тем, что автозаправочная станция снабжена соединенной трубопроводом с криогенным заправочным резервуаром установкой сжижения газа, оборудована системой производства и подачи сжатого природного газа в автомобиль, включающей емкость-хранилище сжатого газа и газозаправочную колонку, соединенные между собою трубопроводами, при этом система производства и подачи сжатого природного газа в автомобиль также включает входной трубопровод природного газа, компрессор высокого давления, связанный трубопроводом с емкостью-хранилищем сжатого газа, и/или также включает соединенный трубопроводами с криогенным заправочным резервуаром криогенный насос высокого давления, установленный за ним испаритель-регазификатор, соединенный трубопроводами с емкостью-хранилищем сжатого газа, при этом устройство поддержания давления в газообразном объеме криогенного заправочного резервуара выполнено в виде трубопровода, снабженного запорными кранами и соединяющего входной трубопровод природного газа с криогенным заправочным резервуаром, и/или в виде трубопроводной системы с понижающим давление газа редуктором, соединяющей емкость-хранилище сжатого газа с криогенным заправочным резервуаром. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 87 004 U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2009107541/22, 02.03.2009 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 02.03.2009 (45) Опубликовано: 20.09.2009 (73) ...

Подробнее
27-12-2009 дата публикации

СПГ-ТАНКЕР

Номер: RU0000090178U1

Танкер для перевозки сжиженного природного газа, имеющий корпус, двигатель, систему управления, криогенные емкости со сжиженным природным газом и бортовую установку для сжижения испаряющегося в ходе транспортировки газа, отличающийся тем, что бортовая установка для сжижения газа имеет термоакустический холодильник-ожижитель, соединенный волноводом с термоакустическим двигателем, приводимым в действие теплом от сжигания части испаряющегося газа. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 90 178 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2009133857/22, 09.09.2009 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 09.09.2009 (45) Опубликовано: 27.12.2009 (73) Патентообладатель(и): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий Александрович (RU), Федосеев Олег Борисович (RU) U 1 9 0 1 7 8 R U Ñòðàíèöà: 1 ru CL U 1 Формула полезной модели Танкер для перевозки сжиженного природного газа, имеющий корпус, двигатель, систему управления, криогенные емкости со сжиженным природным газом и бортовую установку для сжижения испаряющегося в ходе транспортировки газа, отличающийся тем, что бортовая установка для сжижения газа имеет термоакустический холодильник-ожижитель, соединенный волноводом с термоакустическим двигателем, приводимым в действие теплом от сжигания части испаряющегося газа. 9 0 1 7 8 (54) СПГ-ТАНКЕР R U Адрес для переписки: 443030, г.Самара, ул. Мичурина, 6, кв.139, В.А. Телегину (72) Автор(ы): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий Александрович (RU), Федосеев Олег Борисович (RU) RU 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 90 178 U1 Изобретение относится к технике перевозки сжиженного природного газа танкерами-метановозами, оборудованными бортовыми установками для сжижения испаряющегося в ходе транспортировки газа. Существующие бортовые установки для сжижения испаряющегося газа имеют криохолодильник-ожижитель, которые приводится в действие ...

Подробнее
10-01-2010 дата публикации

УСТАНОВКА КОМПРИМИРОВАНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

Номер: RU0000090544U1

Установка компримирования диоксида углерода, включающая углекислотный компрессор, блок осушки, рекуперативный теплообменник и сепаратор низкотемпературного жидкого диоксида углерода, отличающаяся тем, что перевод компримированного газообразного диоксида углерода в жидкое состояние достигается за счет съема и рекуперации тепла в рекуперативном теплообменнике, охлаждаемом бромистолитиевой холодильной машиной, с дальнейшим разделением жидкого и газообразного диоксида углерода в сепараторе и сжатием сжиженного диоксида углерода до давления 15 МПа в плунжерном низкотемпературном насосе. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 90 544 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2009116217/22, 28.04.2009 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 28.04.2009 (45) Опубликовано: 10.01.2010 (73) Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Тольяттиазот" (RU) U 1 9 0 5 4 4 R U Ñòðàíèöà: 1 U 1 Формула полезной модели Установка компримирования диоксида углерода, включающая углекислотный компрессор, блок осушки, рекуперативный теплообменник и сепаратор низкотемпературного жидкого диоксида углерода, отличающаяся тем, что перевод компримированного газообразного диоксида углерода в жидкое состояние достигается за счет съема и рекуперации тепла в рекуперативном теплообменнике, охлаждаемом бромистолитиевой холодильной машиной, с дальнейшим разделением жидкого и газообразного диоксида углерода в сепараторе и сжатием сжиженного диоксида углерода до давления 15 МПа в плунжерном низкотемпературном насосе. 9 0 5 4 4 (54) УСТАНОВКА КОМПРИМИРОВАНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ru CL R U Адрес для переписки: 445004, Самарская обл., г. Тольятти, ул. Кудашева, 116, кв.141, С.В. Афанасьеву (72) Автор(ы): Махлай Владимир Николаевич (RU), Афанасьев Сергей Васильевич (RU), Лавренченко Георгий Константинович (UA), Копытин Алексей Валериевич (UA), Швец Сергей Гаврилович (UA ...

Подробнее
27-01-2010 дата публикации

СТАНЦИЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ СЖИЖЕННЫМ ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

Номер: RU0000091134U1

Станция газоснабжения железнодорожных транспортных средств сжиженным природным газом, включающая установку подготовки и сжижения природного газа и соединенную с ней раздаточно-накопительную емкость, причем раздаточно-накопительная емкость выполнена в виде не менее двух горизонтальных криогенных цистерн, каждая из которых смонтирована на подвижной железнодорожной платформе и соединена с установкой подготовки и сжижения природного газа разъемами и гибкими трубопроводами. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 91 134 (13) U1 (51) МПК F17C 5/00 (2006.01) F17C 5/02 (2006.01) F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2009133587/22, 07.09.2009 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 07.09.2009 (45) Опубликовано: 27.01.2010 9 1 1 3 4 R U Формула полезной модели Станция газоснабжения железнодорожных транспортных средств сжиженным природным газом, включающая установку подготовки и сжижения природного газа и соединенную с ней раздаточно-накопительную емкость, причем раздаточнонакопительная емкость выполнена в виде не менее двух горизонтальных криогенных цистерн, каждая из которых смонтирована на подвижной железнодорожной платформе и соединена с установкой подготовки и сжижения природного газа разъемами и гибкими трубопроводами. Ñòðàíèöà: 1 ru CL U 1 U 1 (54) СТАНЦИЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ СЖИЖЕННЫМ ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ 9 1 1 3 4 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") (RU) R U Адрес для переписки: 115583, Москва, а/я 130, отдел интеллектуальной собственности (72) Автор(ы): Мкртычан Яков Сергеевич (RU), Самсонов Роман Олегович (RU), Семенюга Вячеслав Владимирович (RU), Илатовский Юрий Витальевич (RU) U 1 U 1 9 1 1 3 4 9 1 1 3 4 R U R U Ñòðàíèöà: 2 RU 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 91 134 U1 Полезная ...

Подробнее
10-05-2010 дата публикации

ТЕРМОАКУСТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СПГ

Номер: RU0000093948U1

Установка для сжижения природного газа, работающая на эффекте Джоуля-Томсона за счет перепада давления в трубопроводах, имеющая расширительный дроссель, разделитель пара и конденсата и один или несколько противоточных теплообменников, отличающаяся тем, что, с целью увеличения доли сжиженного газа, выход газа с теплообменника подают вместо компрессора на вход термоакустического холодильника, соединенного волноводом с термоакустическим двигателем, горелка которого питается частью подаваемого в установку газа. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 93 948 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2010101287/22, 18.01.2010 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 18.01.2010 (45) Опубликовано: 10.05.2010 (73) Патентообладатель(и): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий Александрович (RU), Федосеев Олег Борисович (RU) U 1 9 3 9 4 8 R U Ñòðàíèöà: 1 ru CL U 1 Формула полезной модели Установка для сжижения природного газа, работающая на эффекте ДжоуляТомсона за счет перепада давления в трубопроводах, имеющая расширительный дроссель, разделитель пара и конденсата и один или несколько противоточных теплообменников, отличающаяся тем, что, с целью увеличения доли сжиженного газа, выход газа с теплообменника подают вместо компрессора на вход термоакустического холодильника, соединенного волноводом с термоакустическим двигателем, горелка которого питается частью подаваемого в установку газа. 9 3 9 4 8 (54) ТЕРМОАКУСТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СПГ R U Адрес для переписки: 443030, г.Самара, ул. Мичурина, 6, кв.139, В.А. Телегину (72) Автор(ы): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий Александрович (RU), Федосеев Олег Борисович (RU) U 1 U 1 9 3 9 4 8 9 3 9 4 8 R U R U Ñòðàíèöà: 2 RU 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 93 948 U1 Известный способ сжижения природного газа, основанный на эффекте ДжоуляТомсона за счет перепада ...

Подробнее
10-05-2010 дата публикации

ИНТЕГРАЛЬНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Номер: RU0000093949U1

1. Установка для утилизации попутного нефтяного газа путем получения синтез-газа, имеющая реактор каталитического окисления сероводорода с получением серы, которая конденсируется в охладителе, и реактор получения синтез-газа, отличающаяся тем, что реактор синтез-газа соединен с реактором синтеза товарных углеводородов из синтез-газа, а последний соединен с термоакустическим холодильником для сжижения товарных углеводородов. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что охладитель для конденсации серы выполнен по аэродинамической схеме на основе сопла Лаваля, используется работающий за счет адиабатического расширения потока газа аэродинамический охладитель на основе сопла Лаваля с завихрителем потока, который обеспечивает отбрасывание капель серы к стенкам сопла, по которым расплавленная сера стекает а сборник. 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что термоакустический холодильник через волновод приводится в действие термоакустическим двигателем с горелкой, где сжигается часть поступающего в установку попутного нефтяного газа. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 93 949 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2010103424/22, 02.02.2010 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 02.02.2010 (45) Опубликовано: 10.05.2010 (73) Патентообладатель(и): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий Александрович (RU), Федосеев Олег Борисович (RU) U 1 9 3 9 4 9 R U Ñòðàíèöà: 1 ru CL U 1 Формула полезной модели 1. Установка для утилизации попутного нефтяного газа путем получения синтезгаза, имеющая реактор каталитического окисления сероводорода с получением серы, которая конденсируется в охладителе, и реактор получения синтез-газа, отличающаяся тем, что реактор синтез-газа соединен с реактором синтеза товарных углеводородов из синтез-газа, а последний соединен с термоакустическим холодильником для сжижения товарных углеводородов. 2. ...

Подробнее
27-06-2010 дата публикации

ТЕРМОАКУСТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ВОДОРОДА

Номер: RU0000095390U1

1. Установка для для получения сжиженного водорода, имеющая реактор для получения синтез-газа, блок выделения водорода из синтез-газа и блок сжижения водорода, отличающаяся тем, что, с целью повышения эффективности, для сжижения водорода используют термоакустический холодильник, приводом которого служит термоакустический двигатель, в котором сжигается поступающий из блока выделения водорода из синтез-газа монооксид углерода. 2. Установка для сжижения водорода по п.1, отличающаяся тем, что в качестве блока выделения водорода из синтез-газа используют установку циклической адсорбции (pressure swing adsorption, PSA). РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 95 390 (13) U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2010106901/22, 24.02.2010 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 24.02.2010 (45) Опубликовано: 27.06.2010 (73) Патентообладатель(и): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий Александрович (RU), Федосеев Олег Борисович (RU) U 1 9 5 3 9 0 R U Ñòðàíèöà: 1 ru CL U 1 Формула полезной модели 1. Установка для для получения сжиженного водорода, имеющая реактор для получения синтез-газа, блок выделения водорода из синтез-газа и блок сжижения водорода, отличающаяся тем, что, с целью повышения эффективности, для сжижения водорода используют термоакустический холодильник, приводом которого служит термоакустический двигатель, в котором сжигается поступающий из блока выделения водорода из синтез-газа монооксид углерода. 2. Установка для сжижения водорода по п.1, отличающаяся тем, что в качестве блока выделения водорода из синтез-газа используют установку циклической адсорбции (pressure swing adsorption, PSA). 9 5 3 9 0 (54) ТЕРМОАКУСТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ВОДОРОДА R U Адрес для переписки: 443030, г.Самара, ул. Мичурина, 6, кв.139, В.А. Телегину (72) Автор(ы): Кирилин Александр Николаевич (RU), Телегин Валерий ...

Подробнее
20-12-2010 дата публикации

УСТАНОВКА ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ГАРАЖНОГО ЗАПРАВОЧНОГО ПУНКТА

Номер: RU0000100596U1

Установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта, содержащая линию подачи природного газа, криогенную машину Стирлинга, конденсатор криогенной машины Стирлинга, теплоизолированную емкость для хранения сжиженного газа, линию подачи природного газа с регулирующим клапаном, соединяющую магистральный трубопровод природного газа с теплоизолированной емкостью, отличающаяся тем, что конденсатор криогенной машины Стирлинга и датчик давления размещены в теплоизолированной емкости, а на трубопроводе установлен регулирующий клапан, подключенный к датчику давления. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) 100 596 (13) U1 (51) МПК F25J 1/02 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2010129084/06, 13.07.2010 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 13.07.2010 (45) Опубликовано: 20.12.2010 (73) Патентообладатель(и): Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ульяновский государственный технический университет" (RU) U 1 1 0 0 5 9 6 R U Ñòðàíèöà: 1 ru CL U 1 Формула полезной модели Установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта, содержащая линию подачи природного газа, криогенную машину Стирлинга, конденсатор криогенной машины Стирлинга, теплоизолированную емкость для хранения сжиженного газа, линию подачи природного газа с регулирующим клапаном, соединяющую магистральный трубопровод природного газа с теплоизолированной емкостью, отличающаяся тем, что конденсатор криогенной машины Стирлинга и датчик давления размещены в теплоизолированной емкости, а на трубопроводе установлен регулирующий клапан, подключенный к датчику давления. 1 0 0 5 9 6 (54) УСТАНОВКА ПО СЖИЖЕНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ГАРАЖНОГО ЗАПРАВОЧНОГО ПУНКТА R U Адрес для переписки: 432027, г.Ульяновск, Северный Венец, 32, ГОУ ВПО "Ульяновский государственный технический университет", проректору по научной работе (72) Автор(ы): ...

Подробнее
10-05-2012 дата публикации

КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Номер: RU0000115880U1

1. Комплекс оборудования для повышения продуктивности нефтегазовых месторождений, содержащий установку для подготовки газа и систему управления, отличающийся тем, что в нем установка подготовки газа снабжена механически связанной с компрессором или электрогенератором газотурбинной установкой с регенеративным циклом и камерой сгорания, расположенной в дымовой трубе, при этом камера сгорания сообщена с установкой подготовки газа через систему управления расходом газа. 2. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что система управления расходом газа выполнена с дросселирующим элементом в виде диффузора с переменным минимальным проходным сечением. 3. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что газотурбинная установка снабжена электростартером-генератором. 4. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что компрессор выполнен винтового типа. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 115 880 U1 (51) МПК F25J 1/00 (2006.01) F02C 1/04 (2006.01) F02C 6/06 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ (21)(22) Заявка: ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ 2011149810/06, 07.12.2011 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" (RU) 07.12.2011 Приоритет(ы): (22) Дата подачи заявки: 07.12.2011 1 1 5 8 8 0 R U Формула полезной модели 1. Комплекс оборудования для повышения продуктивности нефтегазовых месторождений, содержащий установку для подготовки газа и систему управления, отличающийся тем, что в нем установка подготовки газа снабжена механически связанной с компрессором или электрогенератором газотурбинной установкой с регенеративным циклом и камерой сгорания, расположенной в дымовой трубе, при этом камера сгорания сообщена с установкой подготовки газа через систему управления расходом газа. 2. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что система управления расходом газа выполнена с дросселирующим элементом в виде диффузора с переменным минимальным проходным сечением. 3. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что ...

Подробнее
10-12-2012 дата публикации

УСТАНОВКА ЧАСТИЧНОГО СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Номер: RU0000122757U1

Установка частичного сжижения природного газа, содержащая трубопровод газа высокого давления, соединенный с линией технологического потока и линией продукционного потока, на которой расположены предварительный и основной теплообменники, первый дроссельный вентиль и сборник-сепаратор сжиженного газа, имеющий первый выход, соединенный с линией сжиженного газа, и второй выход, соединенный с линией обратного потока, отличающаяся тем, что на линии технологического потока последовательно расположены блок осушки потока газа, упомянутый предварительный теплообменник, второй дроссельный вентиль, упомянутый основной теплообменник и третий дроссельный вентиль, на линии продукционного потока дополнительно расположены упомянутый блок осушки потока газа, блок очистки потока газа и дополнительный теплообменник, а на линии обратного потока, охлаждающего технологический и продукционный потоки, расположены последовательно упомянутые дополнительный теплообменник, основной теплообменник и предварительный теплообменник, выход которого соединен с трубопроводом газа низкого давления, причем выход третьего дроссельного вентиля соединен со входом в основной теплообменник линии обратного потока, блок очистки потока газа линии продукционного газа расположен между блоком осушки потока газа и предварительным теплообменником, а дополнительный теплообменник - между выходом из основного теплообменника и входом в первый дроссельный вентиль. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (51) МПК F25J 1/00 (11) (13) 122 757 U1 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ (21)(22) Заявка: ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ 2012113643/28, 06.04.2012 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 06.04.2012 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Газпром ВНИИГАЗ" (RU) (45) Опубликовано: 10.12.2012 Бюл. № 34 1 2 2 7 5 7 R U Формула полезной модели Установка частичного сжижения природного газа, ...

Подробнее
20-04-2013 дата публикации

ГАЗОЗАПРАВОЧНАЯ СТАНЦИЯ

Номер: RU0000127166U1

1. Газозаправочная станция, содержащая блок сжижения природного газа, соединенный с криогенной емкостью для сжиженного природного газа и заправочные колонки сжиженного природного газа, отличающаяся тем, что она содержит заправочные колонки компримированного природного газа и регазификатор, вход которого соединен с криогенной емкостью для сжиженного природного газа, а выход - с аккумуляторами компримированного природного газа, причем входные газопроводы заправочных колонок компримированного природного газа подсоединены посредством соединительного газопровода с запорным вентилем к аккумуляторам компримированного природного газа, а посредством подающего газопровода с обратным клапаном - к участку магистрального газопровода компримированного природного газа высокого давления, к которому подключен вход блока сжижения природного газа. 2. Газозаправочная станция по п.1, отличающаяся тем, что, по крайней мере, одна заправочная колонка сжиженного природного газа расположена на судовом причале. 3. Газозаправочная станция по п.2, отличающаяся тем, что, по крайней мере, одна заправочная колонка компримированного природного газа расположена на судовом причале. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 127 166 U1 (51) МПК F17C 5/02 (2006.01) F25J 1/00 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ (21)(22) Заявка: ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ 2012139176/06, 13.09.2012 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 13.09.2012 (73) Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Газпром ВНИИГАЗ" (RU) (45) Опубликовано: 20.04.2013 Бюл. № 11 1 2 7 1 6 6 R U Формула полезной модели 1. Газозаправочная станция, содержащая блок сжижения природного газа, соединенный с криогенной емкостью для сжиженного природного газа и заправочные колонки сжиженного природного газа, отличающаяся тем, что она содержит заправочные колонки компримированного природного газа и регазификатор, вход ...

Подробнее
27-11-2013 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ЖИДКОГО ГЕЛИЯ К ХРАНЕНИЮ ИЛИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ

Номер: RU0000135094U1

Устройство для подготовки жидкого гелия к хранению или транспортировке, включающее ожижитель, содержащий компрессор, блок очистки гелия, блок теплообменников, детандер, а также криостат, соединенный с ожижителем посредством криогенного трубопровода слива жидкого переохлажденного гелия в криостат, отличающееся тем, что ожижитель дополнительно снабжен холодным компрессором, соединенным с криостатом посредством криогенного трубопровода возврата паров гелия в холодный компрессор. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (51) МПК F25J 1/00 (11) (13) 135 094 U1 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ (21)(22) Заявка: ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ 2013129962/06, 01.07.2013 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 01.07.2013 Адрес для переписки: 119002, Москва, Смоленский б-р, 24, стр. 2, подъезд 3, ООО "Сен Мишель Груп", Кондратьеву А.А. R U 1 3 5 0 9 4 Формула полезной модели Устройство для подготовки жидкого гелия к хранению или транспортировке, включающее ожижитель, содержащий компрессор, блок очистки гелия, блок теплообменников, детандер, а также криостат, соединенный с ожижителем посредством криогенного трубопровода слива жидкого переохлажденного гелия в криостат, отличающееся тем, что ожижитель дополнительно снабжен холодным компрессором, соединенным с криостатом посредством криогенного трубопровода возврата паров гелия в холодный компрессор. Стр.: 1 U 1 U 1 (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ЖИДКОГО ГЕЛИЯ К ХРАНЕНИЮ ИЛИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ 1 3 5 0 9 4 (73) Патентообладатель(и): Угроватов Александр Евгеньевич (RU), Александров Юрий Владимирович (RU), Малков Игорь Вячеславович (RU), Левин Игорь Валентинович (RU), Востриков Сергей Николаевич (RU) (45) Опубликовано: 27.11.2013 Бюл. № 33 R U Приоритет(ы): (22) Дата подачи заявки: 01.07.2013 (72) Автор(ы): Угроватов Александр Евгеньевич (RU), Александров Юрий Владимирович (RU), Малков Игорь Вячеславович (RU), Левин Игорь Валентинович (RU), Востриков Сергей Николаевич (RU) U 1 U 1 1 3 5 0 9 4 1 3 5 0 9 ...

Подробнее
30-11-2021 дата публикации

Аппарат для шоковой заморозки пищевых продуктов

Номер: RU0000208025U1
Принадлежит: ООО "Кьюми"

Полезная модель относится к холодильному технологическому оборудованию для шокового замораживания пищевых продуктов. Предложен аппарат для шоковой заморозки пищевых продуктов, содержащий холодильную камеру с теплоизолирующими стенками, направляющие для установки гастроемкостей или кондитерских противней, испаритель с вентиляторами, холодильный агрегат и контроллер, управляющий холодильным агрегатом, который дополнительно оснащен установленной под потолком холодильной камеры линией подвода гелия под давлением с электромагнитным клапаном и рассеивателем, а сама холодильная камера содержит коническое днище с патрубком и конический потолок с линией отвода гелия, при этом патрубок конического днища и линия отвода гелия конического потолка оснащены запирающими электромагнитными клапанами и анализаторами газов. Полезная модель позволяет сократить время заморозки пищевых продуктов, так как теплопроводность гелия в 5-6 раз выше теплопроводности воздуха, и энергозатраты на заморозку продуктов за счет меньшего времени работы холодильного агрегата и вентиляторов, сохранить естественные органолептические свойства пищевых продуктов за счет сокращения времени фазового перехода жидкости, находящейся в составе пищевого продукта, в твердое состояние, так как при этом в пищевых продуктах сохраняется больше связанной жидкости, не переходящей в лед, увеличить сроки хранения замороженных пищевых продуктов, так как гелиевая среда препятствует размножению бактерий. 2 ил.

Подробнее
23-02-2012 дата публикации

Lng facility with integrated ngl recovery for enhanced liquid recovery and product flexibility

Номер: US20120042690A1
Принадлежит: ConocoPhillips Co

Process for efficiently operating a natural gas liquefaction system with integrated heavies removal/natural gas liquids recovery to produce liquefied natural gas (LNG) and/or natural gas liquids (NGL) products with varying characteristics, such as, for example higher heating value (HHV) and/or propane content. Resulting LNG and/or NGL products are capable of meeting the significantly different specifications of two or more markets.

Подробнее
15-03-2012 дата публикации

Method for separating off nitrogen and hydrogen from natural gas

Номер: US20120060554A1
Автор: Hans Schmidt
Принадлежит: Linde GmbH

The invention relates to a method for separating off nitrogen and lighter components, in particular hydrogen, carbon monoxide, neon and argon, from a feed fraction (e.g., natural gas) that is to be liquefied containing at least methane, nitrogen and hydrogen. The cooling and liquefaction of the feed fraction proceeds against the refrigerant or mixed refrigerant of at least one refrigeration cycle. In the inventive method, the feed fraction ( 1 ) is partially condensed (E 1 ), and separated in at least one rectification column (T) into a methane-rich fraction ( 6 ) and a fraction ( 4 ) containing nitrogen and lighter components. The methane-rich fraction ( 6 ) is subcooled. Additionally, cooling of the top condenser (E 2 ) of the rectification column (T) proceeds via a refrigerant or mixed refrigerant or a substream of the refrigerant or mixed refrigerant of at least one, refrigeration cycle ( 20 - 24 ).

Подробнее
05-04-2012 дата публикации

Removal of hydrogen

Номер: US20120079849A1
Автор: Hans Schmidt
Принадлежит: Linde GmbH

The invention relates to a method for liquefying a hydrocarbon-rich fraction ( 1, 1′ ) which contains substantially methane, hydrogen and nitrogen. In the inventive method, before the liquefaction (V) of the hydrocarbon-rich fraction ( 1, 1′ ), the hydrogen ( 2 ) is removed (M) by permeation. This removal (M) of the hydrogen ( 2 ) by permeation is effected in a single-stage or multistage removal process.

Подробнее
19-04-2012 дата публикации

Configurations and Methods of Heating Value Control in LNG Liquefaction Plant

Номер: US20120090350A1
Автор: John Mak
Принадлежит: Fluor Technologies Corp

NGL recovery from natural gas is achieved by processing the natural gas in a scrub column that operates at high pressure. A C3+ depleted vapor stream is generated from the vapor portion of partially condensed scrub column overhead and expanded to provide refrigeration for the vapor portion to so form a second reflux stream and the C3+ depleted vapor stream. The C3+ depleted vapor stream is then combined with another vapor portion of partially condensed column overhead to produce a lean liquefaction feed stream.

Подробнее
03-05-2012 дата публикации

Sublimation systems and associated methods

Номер: US20120103012A1
Принадлежит: Battelle Energy Alliance Llc

A system for vaporizing and sublimating a slurry comprising a fluid including solid particles therein. The system includes a first heat exchanger configured to receive the fluid including solid particles and vaporize the fluid and a second heat exchanger configured to receive the vaporized fluid and solid particles and sublimate the solid particles. A method for vaporizing and sublimating a fluid including solid particles therein is also disclosed. The method includes feeding the fluid including solid particles to a first heat exchanger, vaporizing the fluid, feeding the vaporized fluid and solid particles to a second heat exchanger and sublimating the solid particles. In some embodiments the fluid including solid particles is liquid natural gas or methane including solid carbon dioxide particles.

Подробнее
05-07-2012 дата публикации

Method to maximize lng plant capacity in all seasons

Номер: US20120167619A1
Принадлежит: Chevron USA Inc

As described herein, a method and system for operating a liquefied natural gas (LNG) plant are provided. The method and system also provide for domestic natural gas production. In the present methods and systems, substantially all of the natural gas produced from a well or formation is processed to form LNG; a portion of the LNG produced is regasified; and the regasification is utilized to cool the inlet air to the gas turbines in the LNG plant, either directly or indirectly.

Подробнее
19-07-2012 дата публикации

Moving thermal bed to time shift liquifaction and vaporization

Номер: US20120180988A1
Автор: Craig S. Laforce

A method to store and utilize thermal energy is provided. During a first phase, transferring heat from the heat relocation media to the lower temperature reservoir, transferring heat from the higher temperature stream to the heat relocation media, and transferring heat from the heat relocation media to the high temperature reservoir, thereby at least partially liquefying the higher temperature stream. During a second phase, transferring heat from the higher temperature reserve to the heat relocation media, transferring heat from the heat relocation media to the lower temperature stream, and transferring heat from the heat relocation media to the lower temperature reservoir, thereby at least partially vaporizing the lower temperature stream.

Подробнее
04-10-2012 дата публикации

Heat exchanger system

Номер: US20120247147A1
Принадлежит: Linde GmbH

The invention relates to a heat exchanger system ( 1 ) for heat exchange between at least a first medium (M), in particular in the form of a hydrocarbon-rich phase, and a second medium (K), with at least first and second pipe space sections ( 101, 103; 103, 105 ) for accommodating the first medium (M), and with a first pipe space section connecting means ( 102; 104 ), via which the two pipe space sections ( 101, 103; 103, 105 ) are connected to one another in a flow-guiding manner. The first pipe space section ( 101; 103 ) is surrounded by a first shell space ( 201, 203 ), and the second pipe space section ( 103; 105 ) is surrounded by a second shell space ( 203, 205 ) for accommodating the second medium (K). The first shell space ( 201; 203 ) is defined by a first shell ( 301; 303 ) and the second shell space ( 203; 205 ) is defined by a second shell ( 303; 305 ).

Подробнее
10-01-2013 дата публикации

Refrigeration process

Номер: US20130008204A1
Автор: Jin-Kuk Kim, Xuesong Zheng
Принадлежит: University of Manchester

The present invention relates to a single cycle mixed refrigerant process for industrial cooling applications, for example, the liquefaction of natural gas. The present invention also relates to a refrigeration assembly configured to implement the processes defined herein and a mixed refrigerant composition usable in such processes.

Подробнее
28-02-2013 дата публикации

Gas liquefaction system and method

Номер: US20130047632A1

A system and a method for liquefaction of gases which are utilized in their liquid state as refrigerants in applications that require low temperatures, throughout various pressure ranges, from slightly above atmospheric pressures to pressures near the critical point. The system and method are based on closed-cycle cryocoolers and utilize the thermodynamic properties of the gas to achieve optimal liquefaction rates.

Подробнее
14-03-2013 дата публикации

Cooling system

Номер: US20130061607A1
Автор: Andres Kundig
Принадлежит: Linde GmbH

The invention relates to a cooling system for cooling a refrigeration consumer (K) that has a single-stage or multi-stage compressor to compress refrigerant circulating in the cooling system, at least one heat exchanger to cool the refrigerant, and at least one expansion turbine to expand the refrigerant in a way that gives off cold. A storage device that serves to store liquid refrigerant is assigned to the cooling system, or a storage device is integrated into the cooling system, in such a way that at least temporarily, liquid refrigerant can be fed into the cooling circuit from the storage device.

Подробнее
21-03-2013 дата публикации

SYSTEM AND METHOD FOR FILLING A PORTABLE LIQUID GAS STIAGE/DELIVERY SYSTEM

Номер: US20130067953A1
Принадлежит: RIC INVESTMENTS, LLC.

A liquefied gas storage/delivery system and method that includes a liquefied gas storage system. The liquefied gas storage system includes a housing containing a storage vessel suited to contain a supply of liquefied gas, such as liquid oxygen (LOX). A rotatable turntable is provided on an exterior surface of the housing. An interface shaped to match the shape of at least a portion of a portable liquid storage/delivery device is provide in or on the turntable. A connector is disposed in the interface that couples to a corresponding connector on the portable liquid storage/delivery device. The two connectors are coupled by placing the portable liquid storage/delivery device in the interface and rotating the turntable. 1. A method of providing ambulatory liquefied gas comprising:providing a housing adapted to contain a supply of liquefied gas in a storage vessel;coupling a portable liquid storage/delivery device to a turntable provided on an exterior surface of the housing;moving the turntable to engage a first connector disposed on the portable liquid storage/delivery device with a second connector provided on the housing; andtransferring liquefied gas from the storage vessel to the portable liquid storage/delivery device responsive to the first connector engaging the second connector.2. The method of claim 1 , wherein rotating the turntable includes rotating the turntable between (a) a first position in which the supply of liquid is prevented from being delivered from the storage vessel to such a portable liquid storage/delivery device claim 1 , and (b) a second position in which the supply of liquid is capable of being delivered from the storage vessel to such a portable liquid storage/delivery device.3. The method of claim 1 , further comprising producing the liquefied gas using a liquefaction system disposed in the housing.4. The method of claim 1 , wherein transferring liquefied gas from the storage vessel to the portable liquid storage/delivery device includes ...

Подробнее
21-03-2013 дата публикации

Gas Expansion Cooling Method

Номер: US20130072740A1
Автор: Brandon Paul HILLMAN
Принадлежит: Individual

A gas expansion cooling method for reducing hydrocarbon emissions includes feeding a high pressure cooling gas through a valve, decreasing a temperature of the cooling gas by decreasing its pressure; feeding the cooling gas into a heat exchanger; and diverting a hydrocarbon gas into the heat exchanger such that the cooling gas decreases a temperature of the hydrocarbon gas. The cooling gas may be drawn from a preexisting high pressure gas system that serves a purpose other than supplying a coolant for the gas expansion cooling system. A portion of the hydrocarbon gas may be condensed in the heat exchanger to form a hydrocarbon liquid, which may be separated from the hydrocarbon gas in a separation vessel. The hydrocarbon liquid may be recovered, while the hydrocarbon gas may be fed to a ventilation system.

Подробнее
28-03-2013 дата публикации

Method of operating a gas turbine and gas turbine

Номер: US20130074511A1
Принадлежит: Individual

A gas turbine system comprises a gas turbine having a low pressure compression stage and a high pressure compression stage, a combustion chamber, and an expansion stage connected to the combustion chamber. The low pressure compression stage and the high pressure compression stage are connected with each other via an intercooling stage, wherein the low pressure compressed air stream from the low pressure compression stage is chilled to an intercooling temperature that is lower than the ambient temperature of the air source from which the air stream was supplied to the low pressure compression stage of the gas turbine.

Подробнее
28-03-2013 дата публикации

Systems and Methods For Using Cold Liquid To Remove Solidifiable Gas Components From Process Gas Streams

Номер: US20130074541A1
Принадлежит:

Systems and methods are described for re-moving solidifiable gas from a process gas stream by direct contact with a cold liquid. The process gas stream includes at least gas that is frozen by the cold liquid while one or more other gases of the process gas stream remain in a gaseous state. The process gas stream may include water, and will have a different composition than the cold liquid. The contacting of the cold liquid with the process gas stream may be at a pressure that is less than 200 psia, and optionally less than 100 psia, 50 psia, or even 30 psia, and the solidified gas may be removed from the contacting assembly as a slurry with cold liquid. 2. The method of claim 1 , wherein the solidifiable gas component is selected from the group consisting of carbon dioxide claim 1 , hydrogen sulfide claim 1 , sulfur dioxide claim 1 , or carbonyl sulfide.3. The method of claim 1 , wherein the solidifiable gas component is carbon dioxide.4. The method of claim 1 , wherein the process gas stream contains a plurality of solidifiable gas components.5. The method of claim 1 , wherein the process gas stream includes water at a concentration equal to a water saturation at a temperature above the freezing point of water.6. The method of claim 5 , wherein the method includes removing at least a portion of the water from the process gas stream prior to the contacting.7. The method of claim 1 , wherein the process gas stream includes an exhaust stream from a combustion process.8. The method of claim 1 , wherein the cold liquid has a temperature that is below the temperature at which solid carbon dioxide will precipitate from the process gas stream.9. The method claim 1 , wherein the cold liquid has a solidifiable gas component solubility of less than 10 mol % at the contacting pressure and the contacting temperature.10. The method of claim 1 , wherein the cold liquid has a different composition than the process gas stream.11. The method of claim 1 , wherein the cold liquid is a ...

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

METHOD OF TREATING A HYDROCARBON STREAM COMPRISING METHANE, AND AN APPARATUS THEREFOR

Номер: US20130098103A1

In a method and apparatus for treating a hydrocarbon stream having methane, at least a part of the hydrocarbon stream and a main refrigerant stream are cooled by indirect heat exchanging against a pre-cooling refrigerant. The pre-cooled hydrocarbon stream is passed to a first inlet of an extraction column, and an effluent stream is discharged from the extraction column. The effluent stream and at least a part of the pre-cooled main refrigerant stream are passed to a further heat exchanger, where they are both cooled thereby providing a cooled methane-enriched hydrocarbon stream and at least one cooled main refrigerant stream. The passing of the effluent stream to the further heat exchanger and the passing of the pre-cooled hydrocarbon stream to the first inlet of the extraction column includes indirectly heat exchanging the effluent stream against the pre-cooled hydrocarbon stream. 2. The method according to claim 1 , wherein said indirectly heat exchanging of the effluent stream against the pre-cooled hydrocarbon stream comprises passing the pre-cooled hydrocarbon stream from a first inlet into an extraction column heat exchanger claim 1 , through the extraction column heat exchanger in indirect heat exchanging interaction with the effluent stream claim 1 , to a first outlet from the extraction column heat exchanger claim 1 , and passing the effluent stream from a second inlet into the extraction column heat exchanger claim 1 , through the extraction column heat exchanger in indirect heat exchanging interaction with the pre-cooled hydrocarbon stream claim 1 , to a second outlet from the extraction column heat exchanger.4. The method according to claim 3 , wherein the auxiliary refrigerant stream comprises at least a part of the pre-cooled main refrigerant stream.5. The method according to claim 3 , wherein said passing of the at least part of the pre-cooled main refrigerant stream to the further heat exchanger comprises separating the pre-cooled main refrigerant ...

Подробнее
02-05-2013 дата публикации

HELIUM-RECOVERY PLANT

Номер: US20130104597A1
Принадлежит:

A helium recovery plant adapted to filter, compress, and purify helium gas collected from one or more helium-using instruments, as well as to liquefy and redistribute the purified gas within a closed system. The recovery plant is adapted to match the purification and liquefaction rate of the system with the consumption rate of the coupled instruments. Additionally, the recovery plant is adapted to match the liquefaction rate of a liquefaction module with a boil-off rate of liquid helium within a Dewar thereof. The recovery plant is further adapted to recycle helium therein in an effort to achieve zero loss. 1. A helium recovery plant for recovering helium from helium-using equipment , the recovery plant comprising:a recovery module coupled to the helium gas using equipment, said recovery module being adapted to recover gas-phase helium from the helium-using equipment;a pressurized storage module coupled to said recovery module, said storage module being adapted to filter, compress, and store the recovered gas-phase helium of said recovery module;a purification module coupled to said storage module, said purification module comprising one or more refrigerators adapted to remove impurities from the recovered gas-phase helium to form an amount of purified gas-phase helium;a first distribution management module comprising a first distribution means, said first distribution management module being disposed between said storage module and said purification module and adapted to regulate a flow of the gas-phase helium therebetween;a liquefaction module comprising one or more liquefiers, said liquefaction module being adapted to liquefy the purified gas-phase helium into liquid-phase helium using said one or more liquefiers;a second distribution management module comprising a second distribution means, said second distribution management module being disposed between said purification module and said liquefaction module and adapted to regulate a flow of gas therebetween; ...

Подробнее
09-05-2013 дата публикации

Rebalancing a main heat exchanger in a process for liquefying a tube side stream

Номер: US20130111947A1
Принадлежит: Linde GmbH

A process for liquefying a tube side stream in a main heat exchanger is described. The process comprises the steps of: a) providing a first mass flow to the warm end of a first subset of individual tubes, b) providing a second mass flow to the warm end of a second subset of individual tubes, c) evaporating a refrigerant stream on the shell side; d) measuring an exit temperature of the first mass flow; e) measuring an exit temperature of the second mass flow; and, f) comparing the exit temperature of the first mass flow measured in step d) to the exit temperature of the second mass flow measured in step e), the process characterized in that at least one of the first and second mass flows is adjusted to equalise the exit temperature of the first mass flow with the exit temperature of the second mass flow.

Подробнее
09-05-2013 дата публикации

Carbon Dioxide Purification

Номер: US20130111949A1
Принадлежит: Lummus Technology Inc

A process for the recovery of carbon dioxide from a gas mixture that includes pretreating a gas mixture comprising carbon dioxide, water vapor, and one or more light gases in a pretreating system to form a cooled gas mixture, fractionating the cooled gas mixture to recover a bottoms fraction comprising carbon dioxide and an overheads fraction comprising carbon dioxide and the light gases, passing the overheads fraction over a membrane selective to carbon dioxide to separate a carbon dioxide permeate from a residue gas comprising the light gases, recycling the carbon dioxide permeate to the pretreating system, and recovering at least a portion of the bottoms fraction as a purified carbon dioxide product stream is described.

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

INTEGRATED LIQUID STORAGE

Номер: US20130118204A1
Принадлежит: AIR PRODUCTS AND CHEMICALS, INC.

A system and process for liquefying a gas, comprising introducing a feed stream into a liquefier comprising at least a warm expander and a cold expander; compressing the feed stream in the liquefier to a pressure greater than its critical pressure and cooling the compressed feed stream to a temperature below its critical temperature to form a high pressure dense-phase stream; removing the high pressure dense-phase stream from the liquefier, reducing the pressure of the high pressure dense-phase stream in an expansion device to form a resultant two-phase stream and then directly introducing the resultant two-phase stream into a storage tank; and combining a flash portion of the resultant two-phase stream with a boil-off vapor from a liquid in the storage tank to form a combined vapor stream, wherein the temperature of the high pressure dense-phase stream is lower than the temperature of a discharge stream of the cold expander. 1. A process for liquefying a gas , comprising:introducing a feed stream into a liquefier comprising at least a warm expander and a cold expander;compressing the feed stream in the liquefier to a pressure greater than its critical pressure and cooling the compressed feed stream to a temperature below its critical temperature to form a high pressure dense-phase stream;removing the high pressure dense-phase stream from the liquefier and reducing the pressure of the high pressure dense-phase stream in an expansion device to form a resultant two-phase stream and then directly introducing the resultant two-phase stream into a storage tank; andcombining a flash portion of the resultant two-phase stream with a boil-off vapor from a liquid in the storage tank to form a combined vapor stream, wherein the temperature of the high pressure dense-phase stream is lower than the temperature of a discharge stream of the cold expander.2. The process of claim 1 , further comprising heating at least part of the combined vapor stream to ambient temperature.3. The ...

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

SYSTEMS AND METHODS FOR USING MULTIPLE CRYOGENIC HYDRAULIC TURBINES

Номер: US20130119666A1
Принадлежит:

There is provided a system and method for producing liquefied natural gas (LNG). An exemplary method includes flowing a high-pressure stream of LNG through a first series of liquid turbines. The exemplary method also includes generating electricity by reducing the pressure of the high-pressure stream of LNG to form a low-pressure stream of LNG. The exemplary method additionally includes bypassing any one the liquid turbines that has a failure while continuing to produce electricity from the first series. 1. A method for generating electricity from liquid turbines , comprising:flowing a high-pressure liquid stream through a first plurality of liquid turbines coupled in a first series, wherein, after a first turbine in the series, an inlet of each liquid turbine is coupled to an outlet of a proceeding liquid turbine;generating electricity from the first series by removing energy from the high-pressure liquid stream to form a low-pressure liquid stream; andbypassing any one of the first plurality of liquid turbines that has a failure while continuing to produce electricity with the remaining turbines of the first series.2. The method of claim 1 , further comprising:maintaining the total electrical output from the first series as a constant value when a liquid turbine is bypassed.3. The method of claim 1 , further comprising:maintaining the pressure, temperature, and flow rate of the low-pressure liquid stream from the first series when a liquid turbine is bypassed.4. The method of claim 1 , further comprising:removing a portion of the high-pressure liquid stream prior to the first series;flowing the portion through a second plurality of liquid turbines coupled in a second series, wherein, after a first turbine in the series, an inlet of each liquid turbine is coupled to an outlet of a proceeding liquid turbine; and wherein the second series is in parallel with the first series; andgenerating electricity from the second series by removing energy from the portion of the ...

Подробнее
30-05-2013 дата публикации

NATURAL GAS LIQUEFACTION PROCESS

Номер: US20130133362A1
Принадлежит:

Disclosed herein is a natural gas liquefaction process using a single refrigeration cycle adopting a mixed refrigerant, and therefore having a simple structure and thus a compact system which is easy to operate, and further, after the mixed refrigerant is separated into two refrigerant parts, the two refrigerant parts are not mixed with each other but go through condensing (cooling), expanding, heat-exchanging, and compressing stages individually, and thus, optimal temperature and pressure conditions are applied to each of the separated refrigerant parts to increase efficiency of the liquefaction process. 1. A natural gas liquefaction process where natural gas is pre-cooled through heat exchange with a refrigerant in a first heat exchange region and the pre-cooled natural gas is liquefied through heat exchange with a refrigerant in a second heat exchange region by using a single closed-loop refrigeration cycle adopting a mixed refrigerant , the closed-loop refrigeration cycle comprising:separating a partially condensed mixed refrigerant into a liquid phase refrigerant part and a gas phase refrigerant part;pre-cooling the natural gas in the first heat exchange region by using the liquid phase refrigerant part;liquefying the pre-cooled natural gas in the second heat exchange region by using the gas phase refrigerant part;firstly compressing the refrigerant part which pre-cools the natural gas through the pre-cooling;secondly compressing the refrigerant part which liquefies the natural gas through the liquefying; andmixing the refrigerant parts respectively compressed through the first compressing and the second compressing,wherein the liquid phase refrigerant part and the gas phase refrigerant part, after being separated through the separating, pass through independent loops without being mixed with each other, and then are mixed with each other in the mixing.2. The natural gas liquefaction process according to claim 1 , wherein the pre-cooling includes: cooling the ...

Подробнее
06-06-2013 дата публикации

METHOD AND APPARATUS FOR PRODUCING LIQUID CARBON DIOXIDE

Номер: US20130139542A1

The invention relates to an apparatus for producing carbon dioxide-rich liquid, which includes a separation unit including a column for physically washing with a solvent and means for cooling a fluid of the separation unit, and a unit for compressing and liquefying a carbon dioxide-rich gas derived from the separation unit, including means for cooling the gas upstream and/or downstream from the compression operation, a single refrigerating cycle using carbon dioxide as the refrigerant, which is suitable for providing frigories to the means for cooling the fluid of the separation unit and to the means for cooling the gas upstream and/or downstream from the compression operation, and means for sending a portion of the liquid from the liquefaction unit to the refrigerating cycle. 110-. (canceled)11. A method for producing a carbon dioxide-rich liquid as end product , comprising;i) separating a feed gas comprising carbon dioxide by physical washing with a solvent at a temperature below 0° C.,ii) cooling the solvent required for the physical washing of step i),iii) producing a carbon dioxide-rich gas by separation according to step i), said gas is compressed and liquefied,iv) cooling the carbon dioxide-rich gas upstream and/or downstream of the compression operation of step iii) and,v) supplying the refrigeration for the cooling operation of step iv) and for a cooling operation required in step I) with a single refrigeration cycle, using carbon dioxide as refrigerant, at least part of the carbon dioxide used as refrigerant issuing from the liquefaction operation of step iii).12. The method of claim 11 , further comprising cooling the solvent upstream of the washing operation with said refrigeration cycle.13. The method of claim 11 , wherein the solvent is methanol.14. The method of claim 11 , wherein the carbon dioxide-rich gas is liquefied after the compression operation of step iii).15. The method of claim 11 , wherein the carbon dioxide-rich gas is cooled upstream of ...

Подробнее
06-06-2013 дата публикации

SYSTEMS AND METHODS FOR INTEGRATED ENERGY STORAGE AND CRYOGENIC CARBON CAPTURE

Номер: US20130139543A1
Автор: Baxter Larry L.
Принадлежит:

The systems and methods integrate energy storage with cryogenic carbon capture, providing effective grid management and energy-efficient carbon capture capabilities to power plants. The systems store energy during off-peak demand by using off-peak energy to compress natural gas to form liquefied natural gas (LNG) and storing the LNG for use as a refrigerant. The systems use the stored LNG as a refrigerant in a cryogenic carbon capture (CCC) process to isolate carbon dioxide from light gases in a flue gas. The systems supply energy during peak demand by burning the natural gas warmed by the CCC process to generate power. 1. A method for storing electrical or mechanical energy and separating condensable vapors from light gases or liquids , comprising:(i) liquefying at least one gaseous refrigerant using electricity or mechanical energy during off-peak demand;(ii) storing the liquefied refrigerant in liquefied refrigerant storage vessel for later use as a refrigerant;(iii) using the liquefied refrigerant as a refrigerant in a traditional heat exchanger (THE) or desublimating heat exchanger (DHE) during peak demand of energy to cool a mixed process stream comprising at least one condensable vapor and at least one light gas, thereby causing the condensable vapor to condense or desublimate to form or liquid or solid stream; and(iv) separating the liquid or solid stream from the light gas.2. The method as in claim 1 , wherein the gaseous refrigerant comprises natural gas and the liquefied refrigerant comprises liquefied natural gas (LNG).3. The method as in claim 2 , further comprising claim 2 , after liquefying NG claim 2 , pressurizing the LNG so that its boiling point is in the range of 0-20° C. below the lowest design desublimation temperature of the condensable vapor.4. The method as in claim 2 , further comprising claim 2 , after liquefying the natural gas claim 2 , pressurizing the LNG to 2-6 bars.5. The method as in claim 1 , wherein the at least one condensable ...

Подробнее
06-06-2013 дата публикации

LNG Boiloff Gas Recondensation Configurations And Methods

Номер: US20130139544A1
Автор: Mak John
Принадлежит: FLUOR TECHNOLOGIES CORPORATION

Systems and methods for optimizing the recondensation of boiloff gas in liquid natural gas storage tanks are presented. In especially preferred aspects of the inventive subject matter, BOG from a storage tank is condensed using refrigeration content of a portion of LNG sendout in a direct or indirect manner, and the BOG condensate and LNG sendout portion are combined to form a subcooled stream that is then combined with the balance of the LNG sendout, to be fed to a high pressure pump. Contemplated recondensation operations advantageously occur without using otherwise needed large volume recondensers. Moreover, the condensing and subcooling operations are decoupled from the LNG sendout rate. 1. A method of producing a combined sendout stream of liquid natural gas (LNG) and boiloff gas (BOG) condensate from a storage tank configured to provide a BOG stream and a sendout LNG stream , comprising:compressing the BOG stream to thereby produce compressed BOG;condensing and subcooling a first portion of the compressed BOG using a first portion of the LNG sendout stream to thereby produce a subcooled BOG/LNG stream;combining the subcooled BOG/LNG stream with a second portion of the LNG sendout stream to thereby produce a combined subcooled sendout stream, wherein a flow rate of the second portion of the LNG sendout stream is decoupled from the steps of condensing and subcooling; andfeeding the combined subcooled sendout stream to a high pressure pump.2. The method of claim 1 , wherein the condensing and subcooling step comprises using a heat exchanger to concurrently condense and subcool the first portion of the compressed BOG.3. The method of claim 1 , further comprising controlling pressure applied to the subcooled BOG/LNG stream using a second portion of the compressed BOG.4. The method of claim 1 , wherein the condensing and subcooling step comprises separate condensing and subcooling steps.5. The method of claim 4 , wherein the step of condensing is performed at a ...

Подробнее
13-06-2013 дата публикации

"FLEXIBLE LIQUEFIED NATURAL GAS PLANT"

Номер: US20130145794A1
Принадлежит:

The present techniques are directed to a flexible liquefied natural gas (LNG) plant that may be tied to an external electric grid for importing or exporting electric power. Exemplary embodiments provide a method for producing LNG that includes producing a base load capacity of refrigeration capacity for LNG production from a first compression system. Electricity may be produced from a second compressor string if electricity is needed by an external power grid, or a second amount of refrigeration capacity may be provided by the second compressor string is natural gas feed is available and the external grid does not need power. 1. A method for producing liquefied natural gas (LNG) , comprising:producing a base load refrigeration capacity for LNG production from a first compression system; andproducing electricity from a second compression system, wherein the second compression system is configured to export the electricity to an external power grid when needed.2. The method of claim 1 , further comprising producing a second amount of refrigeration capacity from the second compression system if electricity is not needed by an external power grid and natural gas feed is available.3. The method of claim 2 , comprising producing a third amount of refrigeration capacity from a third compression system if electricity is available from the external power grid and natural gas feed is available.4. The method of claim 3 , wherein the first compression system claim 3 , the second compression system claim 3 , and the third compression system share inlet and outlet manifolds for a refrigerant.5. The method of claim 1 , further comprising increasing compression power in the first compression system by powering a motor/generator from the external power grid claim 1 , wherein the motor/generator is in parallel with a gas turbine coupled to a compressor string.6. The method of claim 1 , further comprising increasing compression power in the second compressor string by powering a motor ...

Подробнее
20-06-2013 дата публикации

Method To Produce Liquefied Natural Gas (LNG) At Midstream Natural Gas Liquids (NGLs) Recovery Plants

Номер: US20130152627A1
Принадлежит: Jose Lourenco, Mackenzie Millar

A method to recover natural gas liquids (NGLs) from natural gas streams at NGL recovery plants. The present disclosure relates to methods using liquid natural gas (LNG) as an external source of stored cold energy to reduce the energy and improve the operation of NGL distillation columns. More particularly, the present disclosure provides methods to efficiently and economically achieve higher recoveries of natural gas liquids at NGL recovery plants.

Подробнее
27-06-2013 дата публикации

LIQUEFYING NATURAL GAS IN A MOTION ENVIRONMENT

Номер: US20130160487A1
Принадлежит: ConocoPhillips Company

Systems and methods for liquefying natural gas in a motion environment, utilizing a core-in-shell type heat exchanger are provided. 1. A system for cooling or liquefying a process gas in a motion environment , comprising:a. a separation vessel, wherein the separation vessel includes motion suppressing baffles, wherein the separation vessel separates a high pressure refrigerant stream thereby producing a vapor refrigerant stream and a liquid refrigerant stream;b. a vapor liquid refrigerant pipe for delivering the liquid refrigerant stream from the separation vessel to an external heat exchanger core;c. at least one external heat exchanger core, wherein the external heat exchanger core is external to a kettle, wherein the liquid refrigerant stream and a warmer process stream undergo indirect heat exchange in the external heat exchanger core thereby producing a cooled process stream and a vaporized refrigerant stream, wherein the cooled process stream is delivered to a location external to the external heat exchanger core; andd. a partially vaporized refrigerant pipe for delivering the partially vaporized refrigerant from the external heat exchanger core to the separation vessel, wherein the partially vaporized refrigerant pipe provides minimal pressure drop, wherein the partially vaporized refrigerant pipe ensures the thermosiphon effect is maintained.2. The system according to claim 1 , wherein the motion suppressing baffles are horizontally disposed.3. The system according to claim 1 , wherein the motion suppressing baffles are vertically disposed.4. The system according to claim 1 , wherein the motion suppressing baffles are horizontally and vertically disposed.5. A system for chilling or liquefying a process gas in a motion environment claim 1 , comprising:a. a separation vessel, wherein the separation vessel separates a refrigerant stream thereby producing a vapor refrigerant stream and a liquid refrigerant stream;b. a vapor liquid refrigerant pipe for delivering ...

Подробнее
11-07-2013 дата публикации

Liquefaction Method and System

Номер: US20130174603A1
Принадлежит: AIR PRODUCTS AND CHEMICALS, INC.

A method for liquefaction using a closed loop refrigeration system, the method comprising the steps of (a) compressing a gaseous refrigerant stream in at least one compressor; (b) cooling the compressed gaseous refrigerant stream in a first heat exchanger; (c) expanding at least a first portion of the cooled, compressed gaseous refrigerant stream from the first heat exchanger in a first expander to provide a first expanded gaseous refrigerant stream; and (d) cooling and substantially liquefying a feed gas stream to form a substantially liquefied feed gas stream in a second heat exchanger through indirect heat exchange against at least a first portion of the first expanded gaseous refrigerant stream from the first expander, wherein the first expanded gaseous refrigerant stream exiting the first expander is substantially vapor. 148-. (canceled)49. A method of liquefaction using a closed loop refrigeration system , the method comprising the steps of:(a) compressing a gaseous refrigerant stream in at least one compressor;(b) cooling at least a portion of the compressed gaseous refrigerant stream in a first heat exchanger;(c) expanding a first portion of the cooled, compressed gaseous refrigerant stream from the first heat exchanger in a first expander to provide a first expanded gaseous refrigerant stream;(d) cooling and substantially liquefying a feed gas stream to form a substantially liquefied feed gas stream in a second heat exchanger through indirect heat exchange against a first portion of the first expanded gaseous refrigerant stream from the first expander; and(e) further cooling a second portion of the cooled, compressed gaseous refrigerant stream from the first heat exchanger in a third heat exchanger by indirect heat exchange with a second portion of the first expanded gaseous refrigerant stream from the first expander,wherein the first expanded gaseous refrigerant stream exiting the first expander is substantially vapor, andwherein the first heat exchanger ...

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

GAS LIQUEFACTION SYSTEM AND METHOD

Номер: US20130192273A1
Принадлежит:

A system and a method for liquefaction of gases which are utilized in their liquid state as refrigerants in applications that require low temperatures, throughout various pressure ranges, from slightly above atmospheric pressures to pressures near the critical point. The system and method are based on closed-cycle cryocoolers and utilize the thermodynamic properties of the gas to achieve optimal liquefaction rates. 1. A gas liquefaction system for liquefying gas , comprising:a gas intake module adapted to be connected to a gas source and configured to provide gas to the system;a thermally isolated container;at least one interior tank in the container having at least one neck extending therefrom;at least one refrigeration coldhead having a cold finger portion located inside the neck and extending toward the interior tank;a gas compressor configured to provide compressed gas to the refrigeration coldhead for the operation of the cryocooler;at least one gas pressure control mechanism configured to dynamically adjust pressure and flow of the gas between the gas intake module and the interior tank; andat least one control device for controlling liquefaction performance of the system, said at least one gas pressure control mechanism and said at least one control device being configured to control pressure within the interior tank to achieve up to an optimal liquefaction performance by maintaining pressure inside the interior tank near a critical pressure of the gas being liquefied for providing liquefaction conditions capable of utilizing maximum cooling power of the refrigeration coldhead.2. The gas liquefaction system of claim 1 , wherein the gas pressure control mechanism comprises:one or more pressure regulators adapted to regulate the pressure of the gas flowing from the gas intake module;one or more mass flow meters configured to measure a volume of the gas from the pressure regulators;one or more electronically controlled valves;one or more pressure sensors;means ...

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

Refining system and method for refining a feed gas stream

Номер: US20130192296A1
Принадлежит: TWISTER B.V.

A refining system for refining a feed gas () includes a first and a second component, the first component having a lower dew point temperature than the second component; the refining system including:—an input section () for input of the feed gas including a dehydration unit for dehydrating the feed gas, capable of obtaining a water dew point between −45 and −65° C.;—a pre-cooling section () coupled to the input section for receiving the dehydrated feed gas;—a fractionation section () coupled to the pre-cooling section for receiving the pre-cooled stream;—an expansion cooling and separation section () coupled to the fractionation section for receiving the fractionated gas, including a cyclonic separator device (); the expansion cooling and separation section having an reflux conduit coupled to the fractionation section for reflux () of liquid enriched with the second component to the fractionation section. 133-. (canceled)35120242240240. Refining system according to claim 34 , wherein the expansion cooling and separation section () further comprises a crystallization separator vessel () coupled to the second outlet of the supersonic cyclonic separator () claim 34 , arranged for receiving the second flow of the supersonic cyclonic separator () and for separating the further liquid enriched with the carbon dioxide component from the second flow of the cooled high density fluid fraction claim 34 , wherein the crystallization separator vessel being arranged for solidifying the carbon dioxide component from the second flow of the cooled high density fluid fraction claim 34 , the carbon dioxide component solids being melted in the bottom section of the crystallization vessel as the further liquid enriched with the carbon dioxide component from the second flow of the cooled high density fluid fraction;{'b': '115', 'the crystallization separator vessel having an outlet for the further liquid that is coupled to an upper part of the fractionation section () via a reflux ...

Подробнее
01-08-2013 дата публикации

CONFIGURATIONS AND METHODS FOR SMALL SCALE LNG PRODUCTION

Номер: US20130192297A1
Автор: Mak John
Принадлежит:

A small scale natural gas liquefaction plant is integrated with an LNG loading facility in which natural gas is liquefied using a multi-stage gas expansion cycle. LNG is then loaded onto an LNG truck or other LNG transport vehicle at the loading facility using a differential pressure control system that uses compressed boil off gas as a motive force to move the LNG from the LNG storage tank to the LNG truck so as to avoid the use of an LNG pump and associated equipment as well as to avoid venting of boil off vapors into the environment. 1. A small scale LNG plant with integrated loading terminal , comprising:a refrigeration unit comprising a closed refrigeration cycle configured to provide refrigeration content to a natural gas feed in an amount sufficient to produce LNG from the natural gas feed;a LNG storage tank fluidly coupled to the cold box and configured to allow receiving and storing the LNG;a first boil off vapor conduit configured to provide a first boil off vapor from an LNG transporter to the cold box, and from the cold box to the LNG storage tank to thereby allow use of the first boil off vapor as a motive force to move the LNG out of the LNG storage tank;a second boil off vapor conduit configured to provide a second boil off vapor from the LNG storage tank to the cold box, and from the cold box to the natural gas feed; anda compressor that is configured to allow compression of at least one of the first and second boil off vapors.2. The plant of further comprising a differential pressure controller configured to maintain a predetermined pressure differential between the LNG storage tank and the LNG transporter.3. The plant of wherein the differential pressure controller is configured to allow liquefaction operation concurrent with filling operation of the LNG transporter.4. The plant of wherein the predetermined pressure differential is between 10-50 psi.5. The plant of wherein the refrigeration unit further comprises at least 3 exchanger passes that ...

Подробнее
08-08-2013 дата публикации

LIQUEFIED NATURAL GAS PLANT WITH ETHYLENE INDEPENDENT HEAVIES RECOVERY SYSTEM

Номер: US20130199238A1
Принадлежит: ConocoPhillips Company

This invention relates to a process and apparatus for liquefying natural gas. In another aspect, the invention concerns a liquefied natural gas (LNG) facility employing an ethylene independent heavies recovery system. 1. A method for liquefaction of natural gas comprising:a) cooling a portion of a natural gas feed stream to produce a cooled natural gas feed stream;b) combining the cooled natural gas feed stream with a compressed reflux stream to form a combined natural gas stream;c) separating the combined natural gas stream into a first lights stream and a first heavies stream;d) expanding the first lights stream to form an expanded first lights stream;e) introducing at least a portion of the first heavies stream and at least a portion of the expanded first lights stream into a heavies removal column to form a heavies-depleted stream and a heavies-rich stream;f) separating at least a portion of the heavies-rich stream into a reflux stream and a heavier stream; andg) compressing the reflux stream into a compressed reflux stream.2. The method of claim 1 , wherein (a)-(g) are carried out in a multi-stage cascade-type liquefied natural gas facility.3. The method of claim 1 , wherein a portion of the natural gas feed stream is cooled via indirect heat exchange with a first refrigerant.4. The method of claim 3 , wherein the first refrigerant comprises predominantly propane or predominantly propylene.5. A method for liquefaction of natural gas comprising:a) cooling a portion of a natural gas feed stream via indirect heat exchange with a first refrigerant to form a cooled natural gas feed stream;b) separating the cooled natural gas feed stream into a first lights stream and a first heavies stream;c) expanding the first lights stream to form an expanded first lights stream;d) separating the expanded first lights stream into a second lights stream and a second heavies stream;e) introducing at least a portion of the first heavies stream, at least a portion of the second ...

Подробнее
15-08-2013 дата публикации

METHOD AND INSTALLATION FOR LIQUEFYING FLUE GAS FROM COMBUSTION INSTALLATIONS

Номер: US20130205827A1
Автор: STALLMANN Olaf
Принадлежит: ALSTOM TECHNOLOGIES, LTD.

A plant for COseparation is described that has a high security level, minimized energy consumption and can deliver liquid COfrom the flue gas of a fossil fired power plant at different purity levels. 13159219212331335. Method for producing liquid COof combustion flue gases wherein the flue gas () is compressed in a first compressor () , subsequently cooled in a first cooler () and partially condensed in at least two separation stages ( , ) , wherein the at least two separation stages ( , ) are cooled by expanded offgas () and expanded liquid CO(. , .) , and wherein the first cooler () is supplied with chilled water from the first separation stage. (c. f. ).2315921921233133211737359373293717. Method for producing liquid COof combustion flue gases wherein the flue gas () is compressed in a first compressor () , subsequently cooled in a first cooler () and partially condensed in at least two separation stages ( , ) , wherein the at least two separation stages ( , ) are cooled by expanded offgas () and expanded liquid CO(. , .) , and wherein the second separation stage () comprises a second heat exchanger () and a COstripper () , wherein a stream of liquid CO(.) from the first separation stage () enters the COstripper () directly and wherein a COstream (.) from the first separation stage () enters the COstripper () via the second heat exchanger (). (cf. )391113113113. Method according to or , characterized in , that the first separation stage () comprises a first heat exchanger () and a first separator drum () and wherein the first heat exchanger () is cooled with expanded CO(.) from the first separator drum ().4211719173319. Method according to or , characterized in , that the second separation stage () comprises a second heat exchanger () and a second separator drum () and wherein the second heat exchanger () is cooled with expanded CO(.) from the second separator drum (). (cf. )5211737359373293717. Method according to , or , characterized in , that the second ...

Подробнее
29-08-2013 дата публикации

METHOD FOR PRODUCING PRESSURIZED LIQUEFIED NATURAL GAS, AND PRODUCTION SYSTEM USED IN SAME

Номер: US20130219955A1

A method for producing pressurized liquefied natural gas and a production system therefor are provided. The method for producing pressurized liquefied natural gas includes: performing a dehydration process to remove water from natural gas supplied from a natural gas field, without a process of removing acid gas from the natural gas; and performing a liquefaction process to produce pressurized liquefied natural gas by liquefying the natural gas, which has undergone the dehydration process, at a pressure of 13 to 25 bar and a temperature of −120 to −95° C., without a process of fractionating natural gas liquid (NGL). Accordingly, it is possible to reduce plant construction costs and maintenance expenses and reduce LNG production costs. In addition, it is possible to guarantee high economic profit and reduce payback period in small and medium-sized gas fields, from which economic feasibility could not be ensured by the use of a conventional method. 1. A method for producing pressurized liquefied natural gas , comprising:performing a dehydration process to remove water from natural gas supplied from a natural gas field, without a process of removing acid gas from the natural gas; andperforming a liquefaction process to produce pressurized liquefied natural gas by liquefying the natural gas, which has undergone the dehydration process, at a pressure of 13 to 25 bar and a temperature of −120 to −95° C., without a process of fractionating natural gas liquid (NGL).2. The method according to claim 1 , further comprising:performing a carbon-dioxide removal process to remove carbon dioxide by freezing the carbon dioxide in the liquefaction process, when an amount of the carbon dioxide existing in the natural gas after the dehydration process is 10% or less.3. The method according to claim 1 , further comprising:performing a storing process to store the pressurized liquefied natural gas, which has undergone the liquefaction process, in a storage container having a dual ...

Подробнее
19-09-2013 дата публикации

SUPERCONDUCTING POWER TRANSMISSION SYSTEM

Номер: US20130240236A1
Принадлежит: CHUBU UNIVERSITY EDUCATIONAL FOUNDATION

In a thermally insulated double pipe, a structure is provided in which an inner pipe may be prevented from being appreciably offset relative to an outer pipe due to thermal contraction. The structure includes an inner pipe , within which a superconducting cable is mounted, an outer pipe within which the inner pipe is housed, with the inner and outer pipes constituting a thermally insulated double pipe, and an inner pipe support member supporting the inner pipe. The inner pipe support member is secured to the inner and outer pipes. 1. A superconducting power transmission system , comprising:a thermally insulated double pipe composed by an inner pipe within which a superconducting cable is installed and by an outer pipe within which the inner pipe is housed; andan inner pipe support member(s) supporting the inner pipe;the inner pipe support member(s) being secured to the inner and outer pipes.2. The superconducting power transmission system according to claim 1 , further comprising:a bellows pipe housed in the outer pipe; the bellows pipe being connected to an end(s) of the inner pipe; the superconducting cable being housed within the inside of the bellows pipe.3. The superconducting power transmission system according to claim 1 , further comprising:an object to be imaged by a camera, with the object being connected to an end part of the superconducting cable within a cryostat;a camera installed at a site thermally insulated from the cryostat; with the camera being configured for imaging the object within the cryostat through a window;a control device that analyzes picture image data of the object acquired by the camera to detect displacement thereof; anda driving device that, on detection of the displacement of the object by the control device, causes movement of the cryostat in its entirety.4. The superconducting power transmission system according to claim 3 , further comprising:an illumination device that illuminates the object.5. The superconducting power ...

Подробнее
26-09-2013 дата публикации

METHOD OF PREPARING A COOLED HYDROCARBON STREAM AND AN APPARATUS THEREFOR

Номер: US20130247610A1
Принадлежит: SHELL OIL COMPANY

A partially condensed hydrocarbon feed stream is sent to a column. An overhead vapour hydrocarbon stream from the column is then partially condensed by indirect heat exchanging against an expanded cooling fluid flowing through a first section of a cold side heat exchanging channel. The cooling fluid consists of a mixed refrigerant composition, and liquid from the expanded cooling fluid is continuously transformed to vapour thereby forming a residual liquid portion of not evaporated expanded cooling fluid. The residual liquid is used to progressively condense the hydrocarbon feed stream to produce the partially condensed hydrocarbon feed stream that is sent to the column, by allowing the hydrocarbon feed stream to lose heat to the residual liquid passing through a second section of the cold side heat exchanging channel. The liquid component that is condensed out of the overhead vapour hydrocarbon stream is used as reflux for the column. 1. A method of preparing a cooled hydrocarbon stream from a hydrocarbon feed stream , comprising: passing the cooling fluid through an expander to provide an expanded cooling fluid,', 'allowing the expanded cooling fluid to progressively evaporate as the expanded cooling fluid flows through a cold side heat exchanging channel, by allowing the expanded cooling fluid to flow through a first section of the cold side heat exchanging channel in contact with a first cold surface of a first heat exchanging fluid barrier whereby liquid from the expanded cooling fluid is continuously transformed to vapour thereby forming a residual liquid portion of not evaporated expanded cooling fluid, and subsequently allowing the residual liquid portion to continue its flow through a second section of the cold side heat exchanging channel in contact with a second cold surface of a second heat exchanging fluid barrier whereby the residual liquid is continuously vaporized,', 'compressing the vapour and the vaporized residual liquid to provide a compressed ...

Подробнее
10-10-2013 дата публикации

NATURAL GAS LIQUEFACTION PROCESS

Номер: US20130263623A1
Принадлежит: KOREA GAS CORPORATION

Disclosed herein is a natural gas liquefaction process of pre-cooling natural gas using a closed loop pre-cooling cycle and liquefying the pre-cooled natural gas using a closed loop liquefying cycle, wherein the closed loop pre-cooling cycle includes first and second pre-cooling cycles in parallel for pre-cooling supplied natural gases together in the same first heat exchange region through the respective pure refrigerants, and the closed loop liquefying cycle includes at least one liquefying cycle for liquefying the pre-cooled natural gas through a mixed refrigerant, the first and second pre-cooling cycles being a closed circuit cooling cycle. 1. A natural gas liquefaction process of pre-cooling natural gas using a closed loop pre-cooling cycle and liquefying the pre-cooled natural gas using a closed loop liquefying cycle , wherein the closed loop pre-cooling cycle includes first and second pre-cooling cycles for pre-cooling supplied natural gases together in the same first heat exchange region through the respective pure refrigerants , and the closed loop liquefying cycle includes at least one liquefying cycle for liquefying the pre-cooled natural gas through a mixed refrigerant , the first and second pre-cooling cycles being a closed circuit cooling cycle.2. The natural gas liquefaction process according to claim 1 , wherein the pure refrigerant of the first pre-cooling cycle is ethane (C2) claim 1 , and the pure refrigerant of the second pre-cooling cycle is butane (C4).3. The natural gas liquefaction process according to claim 1 , wherein the first and second pre-cooling cycles include a step of compressing the pure refrigerant claim 1 , a step of cooling the compressed refrigerant claim 1 , a step of additionally cooling the cooled refrigerant in the first heat exchange region claim 1 , and a step of expanding the additionally cooled refrigerant.4. The natural gas liquefaction process according to claim 1 , wherein the closed loop liquefying cycle includes a ...

Подробнее
10-10-2013 дата публикации

METHOD AND SYSTEM FOR THE SMALL-SCALE PRODUCTION OF LIQUIFIED NATURAL GAS (LNG) AND COLD COMPRESSED NATURAL GAS (CCNG) FROM LOW-PRESSURE NATURAL GAS

Номер: US20130263624A1
Автор: Vandor David
Принадлежит:

A system for the production of LNG from low-pressure feed gas sources, at small production scales and at lower energy input costs. A system for the small-scale production of cold compressed natural gas (CCNG). A method of dispensing natural gas from stored CCNG, comprising: dispensing CCNG from a CCNG storage tank; pumping the CCNG by a cryogenic liquid pump to a pressure suitable for compressed natural gas dispensing and storage in on-vehicle compressed natural gas storage tanks; recovering cold from the CCNG by heat exchange with natural gas feeding the natural gas production plant to replace dispensed product. A system for the storage, transport, and dispensing of natural gas, comprising: means for handling natural gas in a CCNG state where the natural gas is a non-liquid, but is dense-enough to allow for pumping to pressure by a cryogenic liquid pump. 1. A method of producing cold compressed natural gas , comprising:providing a stream of feed gas;compressing the stream of feed gas so the feed gas reaches a pressure of about 700 psia or higher;directing the stream of feed gas through a heat exchanger in a first direction and directing a refrigerant through the heat exchanger in a second direction substantially opposite to the first direction such that the feed gas is cooled to between about −150° F. and about −170° F., thereby converting a first portion of the stream of feed gas to cold compressed natural gas.2. The method of further comprising directing a second portion of the stream of feed gas through a refrigeration production device such that the second portion of the stream of feed gas substantially drops in pressure and forms a low-pressure outflow stream of vapor and liquid.3. The method of further comprising directing the low-pressure outflow stream of vapor and liquid from the refrigeration production device for use as refrigerant in subsequent production of cold compressed natural gas;4. The method of wherein the refrigerant comprises the low-pressure ...

Подробнее
31-10-2013 дата публикации

PIPING MODULE FOR AIR FRACTIONATION PLANT

Номер: US20130283855A1
Автор: RAMPP Augustin
Принадлежит: LINDE AKTIENGESELLSCHAFT

A piping module is described which comprises at least two fluid connections or ports for connection to at least one main heat exchanger of an air fractionation plant, whereby the main heat exchanger becomes linked to at least two fluid lines in a warm part of the air fractionation plant. The piping module comprises at least two ports on the main compressor side, couplable to at least two fluid lines in the warm part of the air fractionation plant, and at least two ports on the main heat exchanger side, couplable to at least two fluid ports of the at least one main heat exchanger, and at least two fluid lines connecting the ports on the main compressor side to the ports on the main heat exchanger side. A corresponding air fractionation plant and a method for erecting such an air fractionation plant () are likewise described. 11010101110010010abab. A piping module () for linking at least two fluid ports (′ , ′) of at least one main heat exchanger ( , ) , constructed for use in an air fractionation plant () , to at least two fluid lines in a warm part of the air fractionation plant () , said piping module () comprising:{'b': '100', 'at least two ports on a main compressor side of the piping module, which are couplable with the at least two fluid lines in a warm part of an air fractionation plant (),'}{'b': 10', '10', '10', '10', '1', '1', '100, 'i': a', 'b', 'a', 'b', 'a', 'b, 'at least two ports (, ) on the main heat exchanger side of the piping module, which are couplable with the at least two fluid ports (′, ′) of the at least one main heat exchanger (, ) in a cold part of an air fractionation plant (), and'}{'b': 10', '10, 'i': a', 'b, 'at least two fluid lines connecting said at least two ports on the main compressor side to said at least two ports (, ) on the main heat exchanger side.'}21011100101010abab. The piping module () according to claim 1 , wherein said piping module is constructed for vertical arrangement beside at least one main heat exchanger ( claim 1 ...

Подробнее
07-11-2013 дата публикации

Installation and Method for Producing Liquid Helium

Номер: US20130291585A1

The invention relates to a method and an installation for producing liquid helium, said installation comprising a cooling/liquefaction device comprising a working circuit that subjects a helium-enriched working fluid to a thermodynamic cycle in order to produce liquid helium, said circuit comprising at least one working fluid compression body and a plurality of heat exchangers. The installation also comprises a plurality of fluid recovery lines having respective upstream ends to be selectively connected to respective reservoirs, and a first collection line having an upstream end connected to the recovery lines and a downstream end connected to a receiving body that can supply the working circuit with a working fluid. The installation is characterized in that it comprises at least one second and one third collection line that each have an upstream end connected to the recovery lines and a downstream end connected to the working circuit, the upstream ends of the second and third collection lines being connected at separate determined positions of the working circuit, that respectively correspond to separate temperature levels of the working fluid in the working circuit. 110-. (canceled)11. A plant for the production of liquid helium comprising:a refrigeration/liquefaction device, the refrigeration/liquefaction device comprising a working circuit in which a working fluid enriched in helium is subjected to a thermodynamic cycle in order to produce liquid helium, the circuit comprising at least one compressor to compress the working fluid and several heat exchangers in order to cool/reheat the fluid to predetermined temperature levels during the cycle;several recovery pipes for recovery of fluid having respective upstream ends which can be selectively joined to respective tanks which are mobile in order to transfer fluid from the tanks to the refrigeration/liquefaction device so that the working circuit is of the open type and selectively collects fluid external to the ...

Подробнее
07-11-2013 дата публикации

Apparatus for vapor condensation and recovery

Номер: US20130295749A1
Принадлежит:

Methods and apparatus for recovery of precursor vapor from a gas and precursor vapor mixture used in a deposition process. The gas and precursor vapor mixture is passed through a multitude of heat transfer surfaces in a heat conducting housing causing the precursor vapor to condense. The precursor vapor in liquid form is then collected after condensation.

Подробнее
14-11-2013 дата публикации

METHOD FOR PRODUCING LIQUID HYDROGEN AND ELECTRICITY

Номер: US20130298570A1
Принадлежит:

The present invention provides a method for producing hydrogen and electricity utilizing a system suitable for producing liquid hydrogen and/or electricity. The system includes 1. A method for producing hydrogen and electricity , comprising providing a system suitable for producing liquid hydrogen and/or electricity , comprising at least:a) a gas reforming unit arranged to receive a natural gas feed and to reform a natural gas to produce a hydrogen-comprising gas;b) a electricity generation unit arranged to receive at least part of the hydrogen in the hydrogen-comprising gas and to convert the hydrogen to generate electricity; and during operation which system is arranged to export liquid hydrogen and/or electricity,', 'wherein:, 'c) a hydrogen liquefaction unit arranged to receive part of the hydrogen in the hydrogen-comprising gas and to liquefy the hydrogen to produce liquid hydrogen, which hydrogen liquefaction unit during operation is powered by at least part of the electricity produced by the electricity generation unit,'}i) during a first period, natural gas is provided to the gas reforming unit and the system is operated to export liquid hydrogen; andii) during a second period, natural gas is provided to the gas reforming unit and the system is operated to export electricity.2. A method according to claim 1 , wherein during the first period additional electricity is imported.3. A method according to claim 1 , whereini) during the first period, the system is operated to export liquid hydrogen and electricity; andii) during the second period, the system is operated to export electricity.4. A method according to claim 1 , whereini) during the first period, the system is operated to export liquid hydrogen and electricity; andii) during the second period, the system is operated to export liquid hydrogen and electricity.5. A method according to claim 1 , wherein during the first period claim 1 , the system suitable for producing liquid hydrogen and/or electricity ...

Подробнее
14-11-2013 дата публикации

Method and device for condensing a first fluid rich in carbon dioxide using a second fluid

Номер: US20130298598A1

The present invention relates to a process and device for condensing a first fluid rich in carbon dioxide using a second fluid.

Подробнее
05-12-2013 дата публикации

EXHAUST GAS TREATMENT SYSTEM FOR OXYFUEL COMBUSTION DEVICE

Номер: US20130319040A1
Автор: NAITO Toshiyuki
Принадлежит: IHI CORPORATION

Provided are a front impurity-removing device with a compressor for compression of the exhaust gas from an oxyfuel combustion device to make impurities in the exhaust gas water-soluble and with a cooler for cooling of the exhaust gas compressed by the compressor to condense moisture in the exhaust gas to discharge drainage with the impurities dissolved, and at least a single rear impurity-removing device with a rear compressor for compression of the exhaust gas to a pressure higher than that of the compressor and a rear cooler to discharge drainage. 1. An exhaust gas treatment system for an oxyfuel combustion device for removal of impurities in exhaust gas from the oxyfuel combustion device comprising a front impurity-removing device with a compressor for compressing the exhaust gas from the oxyfuel combustion device to make the impurities in the exhaust gas water-soluble and with a cooler for cooling the exhaust gas compressed by the compressor to condense moisture in the exhaust gas to thereby discharge drainage with the impurities dissolved therein , and at least a single rear impurity-removing device with a rear compressor for compressing the exhaust gas to a pressure higher than that of the first-mentioned compressor and a rear cooler to thereby discharge the drainage.2. The exhaust gas treatment system for the oxyfuel combustion device as claimed in claim 1 , wherein the rear impurity-removing device comprises the rear compressor and a desulfurization and denitration column for circularly making water cooled by the cooler contact with the exhaust gas pressurized by the rear compressor.3. The exhaust gas treatment system for the oxyfuel combustion device as claimed in claim 1 , wherein the rear impurity-removing device comprises a front cooler upstream of the compressor in the front impurity-removing device.4. The exhaust gas treatment system for oxyfuel combustion devices as claimed in claim 2 , wherein the rear impurity-removing device comprises a front ...

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

SEMI-CLOSED LOOP LNG PROCESS

Номер: US20130327085A1
Автор: Eaton Anthony P.
Принадлежит: ConocoPhillips Company

A semi-closed loop system for producing liquefied natural gas (LNG) that combines certain advantages of closed-loop systems with certain advantages of open-loop systems to provide a more efficient and effective hybrid system. In the semi-closed loop system, the final methane refrigeration cycle provides significant cooling of the natural gas stream via indirect heat transfer, as opposed to expansion-type cooling. A minor portion of the LNG product from the methane refrigeration cycle is used as make-up refrigerant in the methane refrigeration cycle. A pressurized portion of the refrigerant from the methane refrigeration cycle is employed as fuel gas. Excess refrigerant from the methane refrigeration cycle can be recombined with the processed natural gas stream, rather than flared. 137-. (canceled)38. A method for liquefying a natural gas stream comprising the steps of: wherein the at least three sequential cooling cycles comprise a first cooling cycle with a first refrigerant, a second cooling cycle with a second refrigerant, and a third cooling cycle with a third refrigerant, wherein the third refrigerant is a predominantly methane refrigerant;', 'wherein the third cooling cycle comprises an open-loop methane refrigeration cycle;', 'wherein the third cooling cycle comprises a methane;, 'providing a cascade-type liquefied natural gas facility having at least three sequential cooling cycles, each employing a different refrigerant;'}cooling the natural gas stream in the first cooling cycle with the first refrigerant;cooling the natural gas stream in the second cooling cycle with the second refrigerant;introducing the natural gas stream to a heavies removal column for separating the natural gas stream into a heavies stream and a heavies-reduced natural gas stream;compressing the predominantly methane refrigerant to form a compressed methane refrigerant;separating the compressed methane refrigerant into a first compressed methane refrigerant portion and a second ...

Подробнее
19-12-2013 дата публикации

Natural Gas Liquefaction Process to Extend Lifetime of Gas Wells

Номер: US20130333415A1
Автор: Hans E. Kimmel
Принадлежит: Ebara International Corp

A variable speed liquid LNG expander (X1) and a variable speed two-phase LNG expander (X2) in line, downstream from X1. The rotational speed of both expanders can be controlled and changed independent from each other. The speed of expander X1 and expander X2 is determined in such way that the amount of liquid LNG downstream from the PHS compared to the feed gas supply is maximized and the amount of vapor and boil-off downstream of X2 is minimized.

Подробнее
19-12-2013 дата публикации

METHOD OF RECOVERY OF NATURAL GAS LIQUIDS FROM NATURAL GAS AT NGLS RECOVERY PLANTS

Номер: US20130333416A1
Принадлежит:

A method to recover natural gas liquids from natural gas streams at NGL recovery plants. The present invention relates to methods using liquid natural gas (LNG) as an external source of stored cold energy to reduce the energy and improve the operation of NGL distillation columns. More particularly, the present invention provides methods to efficiently and economically achieve higher recoveries of natural gas liquids at NGL recovery plants. 1. A method for recovery of natural gas liquids from natural gas using the cold energy stored in LNG comprising the step of:The storage and supply of LNG as an external cooling source to control the operation and recovery of NGLs in a distillation column.2. The method as defined in claim 1 , providing LNG as a reflux stream by a temperature control of the overhead gas stream by mixing of LNG with the rising gas stream in the distillation column.3. The method as defined in claim 1 , providing LNG to directly mix with un-distilled expanded claim 1 , feed gas to allow distillation column to operate at higher pressures without loss of recovery.4. The method as defined in claim 1 , providing LNG as a stripping gas for carbon dioxide concentration in NGL product stream.5. method described in claim 1 , providing LNG to cool an overhead stream to generate a second reflux stream for a dual reflux distillation column operation.6. A method for recovery of natural gas liquids from a natural gas comprising the steps of:positioning a storage vessel for liquid natural gas (LNG) at a NGL recovery plant facility that has at least one distillation column for recovering natural gas liquids (NGLs);adding LNG from the storage vessel by direct mixing to control the temperature profile in a NGL distillation column, the temperature in the overhead product of the distillation column being controlled by controlling addition of LNG as a reflux stream, the temperature in the expanded feed gas to the distillation column being controlled by controlling ...

Подробнее
19-12-2013 дата публикации

NGL Recovery Without Cryogenic Conditions, Membranes, and Carbon Dioxide Recovery Solvents

Номер: US20130333417A1
Автор: Prim Eric
Принадлежит: Pilot Energy Solutions, LLC

A method for recovering natural gas liquids without using cryogenic conditions, membranes, and carbon dioxide recovery solvents is provided. In one embodiment, a carbon dioxide recycle stream that comprises carbon dioxide and natural gas liquids is received. The carbon dioxide recycle stream is separated into a purified carbon dioxide recycle stream and a natural gas liquids stream. The purified carbon dioxide recycle stream comprises the carbon dioxide, and the natural gas liquids stream comprises the natural gas liquids. The carbon dioxide recycle stream, the purified carbon dioxide recycle stream, and the natural gas liquids are not subjected to cryogenic conditions, membranes, and carbon dioxide recovery solvents between being received and being separated into the purified carbon dioxide recycle stream and the natural gas liquids stream. 1. A method comprising:receiving a carbon dioxide recycle stream, wherein the carbon dioxide recycle stream comprises carbon dioxide and natural gas liquids;separating the carbon dioxide recycle stream into a purified carbon dioxide recycle stream and a natural gas liquids stream, wherein the purified carbon dioxide recycle stream comprises the carbon dioxide, and wherein the natural gas liquids stream comprises the natural gas liquids, andwherein the carbon dioxide recycle stream, the purified carbon dioxide recycle stream, and the natural gas liquids stream are not subjected to cryogenic conditions, membranes, and carbon dioxide recovery solvents between being received and being separated into the purified carbon dioxide recycle stream and the natural gas liquids stream.2. The method according to claim 1 , wherein the carbon dioxide recycle stream comprises natural gas claim 1 , and wherein separating the carbon dioxide recycle stream into the purified carbon dioxide recycle stream and the natural gas liquids stream comprises separating the natural gas into the purified carbon dioxide recycle stream.3. The method according to ...

Подробнее
26-12-2013 дата публикации

METHOD AND APPARATUS FOR LIQUEFACTION OF CO2

Номер: US20130340472A1

In a method for the liquefaction of a gas containing at least 60 mol % of CO2, in order to produce at least one liquid product, a first feed gas is compressed from a first pressure to a second pressure and cooled so as to form a liquid or supercritical flow, at least part of the liquid or supercritical flow is cooled in a heat exchanger in order to form a cyclic liquid at the second pressure, the cyclic liquid is divided into at least two fractions, including an auxiliary fraction, at least one fraction being vaporized in the exchanger by means of heat exchange with the liquid or supercritical flow part, and where there are at least two fractions, each one is vaporized at a different pressure, and the at least one gas formed is then compressed and mixed with the first feed gas, the auxiliary fraction either forming the liquid product or one of the liquid products, or being treated by separation at a sub-ambient temperature in at least one separating means in order to form the liquid product. 115-. (canceled)16. A method for liquefaction of a gas containing at least 60% mol. of COto produce at least one liquid product , the method comprising the steps of:cooling and compressing a feed gas from a first pressure to a second pressure to form a liquid or supercritical flow;cooling at least part of the liquid or supercritical flow in a heat exchanger to form a cycle liquid at the second pressure;dividing the cycle liquid or a liquid derived from the cycle liquid into at least two fractions including an auxiliary fraction, wherein at least one fraction is vaporized in the exchanger by exchange of heat with the part of the liquid or supercritical flow, andvaporizing at least two fractions each at a different pressure and then compressing and mixing the formed gas or gases with the first feed gas,wherein the auxiliary fraction either constituting the liquid product or one of the liquid products or being treated by separation at sub-ambient temperature in at least one ...

Подробнее
26-12-2013 дата публикации

METHOD FOR PRODUCING A C3+ HYDROCARBON-RICH FRACTION AND A METHANE- AND ETHANE-RICH STREAM FROM A HYDROCARBON-RICH FEED STREAM, AND RELATED FACILITY

Номер: US20130340473A1
Принадлежит: TECHNIP FRANCE

The method according to the invention comprises the separation of a feed stream () into a first fraction () and a second fraction () and the injection of at least part of the second fraction () into a second dynamic expansion turbine () to form a second expanded fraction (). 1. A method for producing a C hydrocarbon-rich cut and a methane- and ethane-rich stream , from a feed stream containing hydrocarbons , the method comprising the following steps:partially cooling and condensing a first fraction of the feed stream in a first heat exchanger;injecting the first cooled fraction into a first separating flask to form a first gas headstream and a first liquid bottoms stream;injecting at least part of the first headstream into a first dynamic expansion turbine;forming a first feed stream of a first column from the first expanded fraction coming from the first dynamic expansion turbine and injecting the first feed stream into the lower part of a first column to recover a first headstream and a first bottoms stream;heating at least part of the first headstream in a second heat exchanger, then in the first heat exchanger, and compressing at least part of the heated headstream in a first compressor coupled to the first turbine, then in a second compressor to form the methane- and ethane-rich stream;injecting the first bottoms stream into a second fractionating column to recover a second headstream and a second bottoms stream;{'sub': '3', 'sup': '+', 'forming the C hydrocarbon-rich cut from the second bottoms stream;'}at least partially cooling and condensing the second headstream, advantageously in the first heat exchanger, and injecting the second partially condensed headstream into a head separating flask to form a second gas headstream and a second liquid bottoms stream;injecting the second liquid bottoms stream in reflux into the second fractionating column;at least partially cooling and condensing the second gas headstream, advantageously in the second heat exchanger; ...

Подробнее
26-12-2013 дата публикации

FUEL SUPPLY METHOD FOR HIGH-PRESSURE NATURAL GAS INJECTION ENGINE

Номер: US20130340474A1

Provided is a fuel supply method for a marine structure using a high-pressure natural gas injection engine. BOG stored in a stored in the storage tank is compressed to a pressure of 12 to 45 bara (absolute pressure) and then reliquefied. A reliquefaction apparatus includes a cold box configured to exchange heat between a refrigerant and the BOG, a compression unit configured to compress the refrigerant heated by the cold box, an expansion unit configured to expand the compressed refrigerant to drop the temperature thereof, and a plurality of gas-liquid refrigerant separators configured to separate the refrigerant into a gaseous refrigerant and a liquid refrigerant. A gaseous refrigerant and a liquid refrigerant separated by the gas-liquid refrigerant separator disposed at an upstream side are again mixed and supplied to the gas-liquid refrigerant separator disposed at the most downstream among the plurality of gas-liquid refrigerant separators. 1. A fuel supply method of a fuel supply system for a high-pressure natural gas injection engine installed in a marine structure , wherein:the fuel supply system for the high-pressure natural gas injection engine comprises:a boil-off gas (BOG) compression unit configured to receive and compress BOG generated in a storage tank storing a liquefied gas;a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit;a high-pressure pump configured to compress the liquefied BOG generated by the reliquefaction apparatus; anda high-pressure gasifier configured to gasify the liquefied BOG compressed by the high-pressure pump and supply the gasified BOG to the high-pressure natural gas injection engine;the BOG generated in the storage tank is discharged from the storage tank and compressed in a medium pressure range;the compressed BOG is liquefied; andthe liquefied BOG is compressed to a high pressure, gasified and supplied to the high-pressure natural gas injection engine,wherein the medium ...

Подробнее
02-01-2014 дата публикации

Apparatus for storing hydrogen and magnetic energy and a method for the operation of said apparatus

Номер: US20140000288A1

An apparatus for storing hydrogen and magnetic energy includes a storage tank for liquefied hydrogen with an inlet line for compressed hydrogen and an outlet line for hydrogen at a relatively low pressure. The apparatus includes a superconducting magnetic energy store, which comprises a magnetic coil relative to which electrical energy can be supplied or withdrawn via power supply lines to the magnet coil, the energy being located in a cryogenic tank provided with a cooling device and being held at operating temperature. The storage tank for liquefied hydrogen includes cooling device, at least one regenerator, with a heat-absorbing and heat-emitting storage medium, a warm side and a cold side. From the warm side, the compressed hydrogen and, from the cold side, liquefied hydrogen can be supplied from the storage tank for liquefied hydrogen. A relief valve is located in the field region of the at least one magnet coil. The relief valve is connected to the cold side of the regenerator so the compressed hydrogen, having passed through the regenerator, can be fed into the relief valve and, owing to the pressure relief, can be supplied, at least partially as liquefied hydrogen to the storage tank for liquefied hydrogen.

Подробнее
30-01-2014 дата публикации

METHOD AND APPARATUS FOR LIQUEFYING A GAS OR COOLING A FEED GAS AT SUPERCRITICAL PRESSURE

Номер: US20140026611A1

The invention relates to a method for liquefying a feed gas or cooling a feed gas at supercritical pressure, in which the feed gas mixed with a cycle gas is condensed or cooled in order to form a supercritical gas or liquid at the first pressure, the liquid at the first pressure is cooled in a first heat exchanger (E), the cooled liquid is removed from the first exchanger and expanded up to a second pressure that is lower than the first pressure in order to form an expanded flow, at least one portion of the expanded flow is cooled in a second heat exchanger, the expanded flow is removed from the second heat exchanger (E), said flow is split into at least two portions, including a first portion and a second portion, the first portion of the expanded flow constituting the liquefied product, the second portion and preferably a third portion being vaporized in the second heat exchanger and the thus-formed at least one cycle gas is then mixed with the feed gas and compressed in a compressor, before or after being mixed with the feed gas. 114-. (canceled)15. A method for liquefying a feed gas or cooling a feed gas at supercritical pressure , wherein the feed gas mixed with a cycle gas is condensed to form a liquid at a first pressure or the feed gas mixed with a cycle gas is cooled to form a cooled gas at the first pressure if the latter is supercritical , the liquid or cooled gas is cooled at the first pressure in a first heat exchanger , the cooled liquid or the cooled gas is removed from the first exchanger and is expanded to a second pressure lower than the first pressure to form an expanded flow , at least a portion of the expanded flow is cooled in a second heat exchanger , the expanded flow is removed from the second heat exchanger , it is divided into at least two portions including a first portion and a second portion , the first portion of the expanded flow forms the liquefied product , the second portion vaporises in the second heat exchanger and the at least ...

Подробнее
30-01-2014 дата публикации

Method and Apparatus for Liquefying a CO2-Rich Gas

Номер: US20140026612A1

This invention relates to a method for liquefying a gas containing at least 60 mol % of CO2, in order to produce at least one liquid product, wherein the gas is cooled in order to form a fluid flow, at least a portion of the liquid or supercritical flow is cooled in a heat exchanger in order to form a cycle fluid having a cycle pressure, the cycle fluid is divided into at least two fractions including an auxiliary fraction, one of the fractions being expanded up to a first pressure in a valve in order to form a biphasic mixture, and then sent to a phase separator. The liquid fraction of the phase separator is vaporized so as to form a vaporized gas in the exchanger, the vaporized gas then being expanded from the first pressure to a second pressure in an expansion means, and then compressed in the cycle compressor and mixed with the first feed gas. 114-. (canceled)15. A process for liquefying a gas containing at least 60 mol % of carbon dioxide and at least one impurity lighter than carbon dioxide , in order to produce at least one liquid product wherein a first feed gas containing at least 60 mol % of carbon dioxide and at least one light impurity at a feed pressure is cooled in order to form a liquid or supercritical flow , at least a portion of the liquid or supercritical flow is cooled in a heat exchanger to form a cycle fluid having a cycle pressure , the cycle fluid is divided into at least two fractions comprising a first fraction and an auxiliary fraction , the first fraction being expanded down to a first pressure in a valve in order to form a biphasic mixture and then sent to a phase separator , the liquid fraction of the phase separator is vaporized so as to form a vaporized gas in the exchanger , the vaporized gas then being expanded from the first pressure to a second pressure in an expansion means and then compressed in a cycle compressor and mixed with the first feed gas , the auxiliary fraction either comprising the liquid product or one of the liquid ...

Подробнее
06-02-2014 дата публикации

Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream

Номер: US20140033762A1
Принадлежит: AIR PRODUCTS AND CHEMICALS, INC.

A method and apparatus of removing heavy hydrocarbons from a natural gas feed stream, the method comprising using first and second hydrocarbon removal systems in series such that the first system processes the natural gas feed stream to produce a heavy hydrocarbon depleted natural gas stream and the second system processes at least a portion of the heavy hydrocarbon depleted natural gas stream from the first system to produce a natural gas stream lean in heavy hydrocarbons, wherein one of said systems is a adsorption system that comprises one or more beds of adsorbent for adsorbing and thereby removing heavy hydrocarbons from a heavy hydrocarbon containing natural gas, and the other of said systems is a gas-liquid separation system for separating a heavy hydrocarbon containing natural gas into a heavy hydrocarbon depleted natural gas vapor and a heavy hydrocarbon enriched liquid. 1. A method of removing heavy hydrocarbons from a natural gas feed stream , the method comprising the steps of using a first heavy hydrocarbon removal system and a second heavy hydrocarbon removal system to process the natural gas feed stream to produce a natural gas stream lean in heavy hydrocarbons , wherein said first and second systems are used in series such that the first system processes the natural gas feed stream to produce a heavy hydrocarbon depleted natural gas stream and the second system processes at least a portion of the heavy hydrocarbon depleted natural gas stream from the first system to produce the natural gas stream lean in heavy hydrocarbons , and wherein one of said systems is an adsorption system that comprises one or more beds of adsorbent for adsorbing and thereby removing heavy hydrocarbons from a heavy hydrocarbon containing natural gas , and the other of said systems is a gas-liquid separation system for separating a heavy hydrocarbon containing natural gas into a heavy hydrocarbon depleted natural gas vapor and a heavy hydrocarbon enriched liquid.2. The method ...

Подробнее
06-02-2014 дата публикации

Heavy Hydrocarbon Removal From A Natural Gas Stream

Номер: US20140033763A1
Принадлежит: AIR PRODUCTS AND CHEMICALS, INC.

A method and apparatus of removing heavy hydrocarbons from a natural gas feed stream, the method comprising using first and second hydrocarbon removal systems in series such that the first system processes the natural gas feed stream to produce a heavy hydrocarbon depleted natural gas stream and the second system processes at least a portion of the heavy hydrocarbon depleted natural gas stream from the first system to produce a natural gas stream lean in heavy hydrocarbons, wherein one of said systems is a adsorption system that comprises one or more beds of adsorbent for adsorbing and thereby removing heavy hydrocarbons from a heavy hydrocarbon containing natural gas, and the other of said systems is a gas-liquid separation system for separating a heavy hydrocarbon containing natural gas into a heavy hydrocarbon depleted natural gas vapor and a heavy hydrocarbon enriched liquid. 1. A method of removing heavy hydrocarbons from a natural gas feed stream , the method comprising the steps of using a first heavy hydrocarbon removal system and a second heavy hydrocarbon removal system to process the natural gas feed stream to produce a natural gas stream lean in heavy hydrocarbons , wherein said first and second systems are used in series such that the first system processes the natural gas feed stream to produce a heavy hydrocarbon depleted natural gas stream and the second system processes at least a portion of the heavy hydrocarbon depleted natural gas stream from the first system to produce the natural gas stream lean in heavy hydrocarbons , and wherein one of said systems is an adsorption system that comprises one or more beds of adsorbent for adsorbing and thereby removing heavy hydrocarbons from a heavy hydrocarbon containing natural gas , and the other of said systems is a gas-liquid separation system for separating a heavy hydrocarbon containing natural gas into a heavy hydrocarbon depleted natural gas vapor and a heavy hydrocarbon enriched liquid.2. The method ...

Подробнее
13-02-2014 дата публикации

BOIL-OFF GAS PROCESSING APPARATUS AND LIQUEFIED GAS TANK

Номер: US20140041398A1
Автор: AOKI Eiji
Принадлежит: JAPAN MARINE UNITED CORPORATION

A boil-off gas processing apparatus for reliquefying a boil-off gas () generated within a liquefied gas tank () storing a liquefied gas () and returning the reliquefied gas to the interior of the liquefied gas tank () includes a boil-off gas discharge line () configured to discharge the boil-off gas () from the liquefied gas tank () to outside, and a boil-off gas reliquefaction line () configured to immerse at least part of the boil-off gas discharge line () in the liquefied gas () within the liquefied gas tank (). The boil-off gas reliquefaction line () includes a pressure holding device () configured to maintains a pressure necessary for reliquefaction of the boil-off gas () and has a length (L) sufficient to be able to absorb an amount of heat necessary for reliquefaction of the boil-off gas (). 1. A boil-off gas processing apparatus which reliquefies a boil-off gas generated within a liquefied gas tank storing a liquefied gas and returns the reliquefied gas to an interior of the liquefied gas tank , the boil-off gas processing apparatus comprising:a boil-off gas discharge line configured to discharge the boil-off gas from the liquefied gas tank to outside; anda boil-off gas reliquefaction line configured to immerse at least part of the boil-off gas discharge line in the liquefied gas within the liquefied gas tank, wherein the boil-off gas reliquefaction line maintains a pressure necessary for reliquefaction of the boil-off gas and has a length sufficient to be able to release an amount of heat necessary for reliquefaction of the boil-off gas.2. The boil-off gas processing apparatus according to claim 1 , wherein the boil-off gas reliquefaction line includes a pressure holding device configured to condense and trap the boil-off gas and release the boil-off gas in liquid form into the liquefied gas.3. The boil-off gas processing apparatus according to claim 1 , wherein the boil-off gas reliquefaction line reliquefies all or part of the boil-off gas to be released ...

Подробнее
13-02-2014 дата публикации

CARBON DIOXIDE CAPTURE AND LIQUEFACTION

Номер: US20140041412A1
Автор: Keller Arnold
Принадлежит:

An energy-efficient method of recovering carbon dioxide (CO) in a liquid state from a high-pressure gas stream is provided. The method includes cooling, condensing, and/or separating COfrom a high-pressure gas stream and further purifying the resulting liquid COin a purification zone to thereby provide a purified COproduct. The purified liquid COproduct may then be pumped to a higher pressure for further utilization and/or sequestration for industrial or environmental purposes. 1. A method of recovering carbon dioxide (CO) in a liquid state from a high-pressure gas stream , said method comprising:{'sub': '2', '(a) introducing a high-pressure feed gas stream comprising COinto an enrichment zone;'}{'sub': 2', '2, 'claim-text': [{'sub': 2', '2', '2', '2, '(i) passing said high-pressure feed gas stream through at least one membrane separation unit to thereby provide a H-enriched permeate stream and a CO-enriched retentate stream, wherein said CO-enriched feed gas stream comprises at least a portion of said CO-enriched retentate stream, and'}, {'sub': '2', '(ii) passing said high pressure feed gas stream through at least one compressor to thereby provide a compressed gas stream, wherein said CO-enriched feed gas stream comprises at least a portion of said compressed gas stream;'}], '(b) increasing the concentration of COin said high-pressure feed gas stream introduced into said enrichment zone to thereby provide a CO-enriched feed gas stream, wherein said increasing includes at least one of the following steps (i) and (ii)—'}{'sub': 2', '2, '(c) cooling and at least partially condensing at least a portion of said CO-enriched feed gas stream via indirect heat exchange with at least one refrigerant stream to thereby provide a cooled mixed-phase CO-enriched feed stream;'}{'sub': 2', '2', '2, '(d) separating at least a portion of said cooled mixed-phase CO-enriched feed stream in a first separation zone to thereby provide a condensed CO-rich liquid fraction and an ...

Подробнее
20-02-2014 дата публикации

PROCESS FOR PRODUCTION OF SULPHURIC ACID

Номер: US20140048228A1
Принадлежит:

The invention relates to a condenser, having a process gas side and a heat transfer medium side said condenser being configured for feeding a hot process gas containing a condensable component to an inlet of the condensing side, and being further configured for withdrawing a cooled process gas from an outlet of the condensing side, and being even further configured for with-drawing a condensate in a position proximate to one end of the condenser, and said condenser having the process gas side divided in a process gas cooling zone configured for having a cool heat transfer medium inlet and a heated heat transfer medium outlet, and a process gas re-heating zone downstream the process gas cooling section, configured for re-heating of the process gas, as well as a processes for condensation and production of sulphuric acid employing such a condenser. 1. A sulphuric acid condenser , having a process gas side and a heat transfer medium sidesaid condenser being configured for feeding a hot process gas containing sulfuric acid to an inlet of the condensing side,and being further configured for withdrawing a cooled process gas from an outlet of the condensing side,and being even further configured for withdrawing a sulfuric acid or oleum condensate in a position proximate to one end of the condenser,and said condenser having the process gas side divided in a process gas cooling zone configured for having a cool heat transfer medium inlet and a heated heat transfer medium outlet,and a process gas re-heating zone downstream the process gas cooling section, configured for re-heating of the process gas.2. A condenser according to claim 1 , in which the condenser is configured for the process gas side of the process gas re-heating zone to receive thermal energy from the heated heat transfer medium.3. A condenser according to claim 2 , configured for the heat transfer medium and the process gas in the reheating zone to flow counter-current.4. A condenser according to claim 2 , ...

Подробнее
27-02-2014 дата публикации

LIQUEFIER SYSTEM

Номер: US20140053598A1
Принадлежит: KAWASAKI JUKOGYO KABUSHIKI KAISHA

A liquefier system includes: a feed line configured to feed a raw material gas from a raw material supply source such that a pressure of the raw material gas in a predetermined portion of the feed line is kept higher than or equal to a predetermined pressure; a cooling medium circulation line configured to cause a cooling medium to circulate; a static pressure gas bearing configured to be supplied with the gas that has a pressure higher than or equal to the predetermined pressure and to rotatably support a rotating shaft of an expansion turbine; and a bearing supply line configured to connect the predetermined portion of the feed line and a gas inlet of the static pressure gas bearing, such that the gas is supplied to the static pressure gas bearing. 1. A liquefier system comprising:a feed line configured to feed a raw material gas from a raw material supply source such that a pressure of the raw material gas in a predetermined portion of the feed line is kept higher than or equal to a predetermined pressure;a cooling medium circulation line configured to cause a cooling medium to circulate;a heat exchanger configured to cool down the raw material gas that flows through the feed line by means of the cooling medium that flows through the cooling medium circulation line;an expansion turbine provided on the cooling medium circulation line and configured to reduce a temperature of the cooling medium by expansion;a circulation compressor provided on the cooling medium circulation line and configured to compress and guide the cooling medium to the expansion turbine;a controller configured to control operations of the expansion turbine and the circulation compressor such that a high-load operation and a low-load operation are performed, the high-load operation being an operation in which a pressure of the cooling medium that flows through a portion of the cooling medium circulation line, the portion extending from the circulation compressor to the expansion turbine, ...

Подробнее
27-02-2014 дата публикации

Modular LNG Production Facility

Номер: US20140053599A1
Принадлежит: Woodside Energy Technologies Pty Ltd.

A liquefied natural gas production facility and a method of designing and constructing a liquefied natural gas production facility are described. The facility includes space-apart modules for installation at a production location to form a production train including a major axis and a minor axis, each module including a module base for mounting a plurality of plant equipment associated with a selected function assigned to the module, the module base including a major axis and a minor axis. Heat exchangers are arranged to run parallel to the major axis of the production train to form a heat exchanger bank including a major axis and a minor axis, where the major axis of the bank is parallel to the major axis of the train. A subset of the plurality of heat exchangers is arranged on a first level vertically offset from the base of at least one module. 1. A liquefied natural gas production facility comprising:a plurality of space-apart modules for installation at a production location to form a production train including a major axis and a minor axis, each module including a module base for mounting a plurality of plant equipment associated with a selected function assigned to said module, the module base including a major axis and a minor axis; and,a plurality of heat exchangers arranged to run parallel to the major axis of the production train to form a heat exchanger bank including a major axis and a minor axis, wherein the major axis of the bank is parallel to the major axis of the train;wherein a subset of the plurality of heat exchangers is arranged on a first level vertically offset from the base of at least one module to form a partially covered module, and wherein the major axis of the partially covered module is arranged to lie perpendicular to the major axis of the train when the partially covered module is installed at the production location.2. The liquefied natural gas production facility of claim 1 , wherein the heat exchanger bank includes a footprint and ...

Подробнее
27-02-2014 дата публикации

System for supplying fuel to high-pressure natural gas injection engine having excess evaporation gas consumption means

Номер: US20140053600A1

Provided is a fuel supply system for a high-pressure natural gas injection engine. The fuel supply system includes: a BOG compression unit configured to receive BOG, which is generated in a storage tank, from the storage tank and compress the received BOG to a pressure of 12 to 45 bara; a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit; a high-pressure pump configured to compress the BOG liquefied by the reliquefaction apparatus; a high-pressure gasifier configured to gasify the BOG compressed by the high-pressure pump and supply the gasified BOG to the high-pressure natural gas injection engine; and an excess BOG consumption unit configured to consume excess BOG corresponding to a difference between an amount of BOG generated in the storage tank and an amount of BOG required as fuel for the high-pressure natural gas injection engine.

Подробнее
06-03-2014 дата публикации

FUEL SUPPLY SYSTEM FOR MARINE STRUCTURE HAVING RELIQUEFACTION APPARATUS AND HIGH-PRESSURE NATURAL GAS INJECTION ENGINE

Номер: US20140060110A1

Provided is a fuel supply system for a marine structure. The fuel supply system includes a BOG compression unit configured to receive and compress BOG generated in a storage tank, a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit, a high-pressure pump configured to compress the liquefied BOG generated by the reliquefaction apparatus, and a high-pressure gasifier configured to gasify the liquefied BOG compressed by the high-pressure pump. The fuel supply system includes a recondenser installed at an upstream side of the high-pressure pump and configured to recondense a portion or all of the generated BOG by using liquefied gas received from the storage tank. The BOG compression unit compresses BOG to a pressure of about 12 to 45 bara such that the BOG is liquefied under the compression pressure of the BOG compression unit. 1. A fuel supply system for supplying fuel to a high-pressure natural gas injection engine , including a boil-off gas (BOG) compression unit configured to receive and compress BOG generated in a storage tank , a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit , a high-pressure pump configured to compress the liquefied BOG generated by the reliquefaction apparatus , and a high-pressure gasifier configured to gasify the liquefied BOG compressed by the high-pressure pump , wherein:the fuel supply system comprises a recondenser installed at an upstream side of the high-pressure pump and configured to recondense a portion or all of the generated BOG by using liquefied gas received from the storage tank; andthe BOG compression unit compresses BOG to a pressure of about 12 to 45 bara such that the BOG is liquefied under the compression pressure of the BOG compression unit.2. The fuel supply system according to claim 1 , further comprising a booster pump installed between the recondenser and the high-pressure pump.3. The fuel supply system ...

Подробнее
06-03-2014 дата публикации

PROCESS FOR LIQUEFYING A HYDROCARBON-RICH FRACTION

Номер: US20140060111A1
Принадлежит: LINDE AKTIENGESELLSCHAFT

Described herein is a process for liquefying a hydrocarbon-rich fraction, in particular natural gas, is described, in which 1. A process for liquefying a hydrocarbon-rich fraction , comprising:{'b': 1', '4', '1', '9', '30', '37', '40', '47, 'cooling the hydrocarbon-rich fraction that is to be liquefied (A-B) in indirect heat exchange (EB-EB) against a multistage precooling circuit (-, -, -),'}wherein the refrigerant of the precooling circuit is at least 95% by volume carbon dioxide, and{'b': 7', '8', '10', '10', '19, 'liquefying and subcooling the cooled hydrocarbon-rich fraction (C) is in indirect heat exchange (E, E, E) against a mixed cycle (-),'}wherein the mixed refrigerant of the mixed cycle comprises exclusively component(s) selected from nitrogen, methane and ethane.2. The process according to claim 1 , wherein said hydrocarbon-rich fraction is natural gas.3193037404711111. The process according to claim 1 , wherein the carbon dioxide circulating in the precooling circuit (- claim 1 , - claim 1 , -) is compressed in two separate compressor casings (CA claim 1 , CB) claim 1 , a low-pressure casing (CA) and a high-pressure casing (CB) claim 1 , wherein the exit pressure of the low-pressure casing (CA) is below the critical pressure of carbon dioxide.41. The process according to claim 2 , wherein the exit pressure of the high-pressure casing (CB) is operated at a final pressure of at least 90 bar.51. The process according to claim 2 , wherein the exit pressure of the high-pressure casing (CB) is operated at a final pressure of at least 100 bar.610192. The process according to claim 1 , wherein the mixed refrigerant circulating in the mixed cycle (-) is compressed to a pressure above the critical pressure thereof (C).71119303740472. The process according to claim 1 , wherein the temperature(s) of the hydrocarbon-rich fraction that is to be liquefied claim 1 , of the carbon dioxide and/or of the mixed refrigerant is/are adjusted in such a manner that the drive ...

Подробнее
13-03-2014 дата публикации

NON-EXPLOSIVE MIXED REFRIGERANT FOR RE-LIQUEFYING DEVICE IN SYSTEM FOR SUPPLYING FUEL TO HIGH-PRESSURE NATURAL GAS INJECTION ENGINE

Номер: US20140069117A1

Provided is a nonflammable mixed refrigerant for use in a reliquefaction apparatus of a fuel supply system that compresses BOG generated in an LNG storage tank to a medium pressure, reliquefies the compressed BOG, compresses the reliquefied BOG to a high pressure, gasifies the compressed requefied BOG, and supplies the gasified BOG to a high-pressure natural gas injection engine. A nonflammable mixed refrigerant for use in a fuel supply system for a high-pressure natural gas injection engine is provided. The nonflammable mixed refrigerant cools the BOG by heat exchange with the BOG in the reliquefaction apparatus. The nonflammable mixed refrigerant comprises a mixture of nonflammable refrigerants with different boiling points, and the boiling point of each of the nonflammable refrigerant ranges between a room temperature and a liquefaction temperature of natural gas. 1. A nonflammable mixed refrigerant for use in a fuel supply system for a high-pressure natural gas injection engine ,wherein the fuel supply system including a boil-off gas (BOG) compression unit configured to receive and compress BOG generated in a storage tank storing liquefied gas, a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit, a high-pressure pump configured to compress the liquefied BOG generated by the reliquefaction apparatus, and a high-pressure gasifier configured to gasify the liquefied BOG compressed by the high-pressure pump and supply the gasified BOG to the high-pressure natural gas injection engine,wherein the nonflammable mixed refrigerant cooling the BOG by heat exchange with the BOG in the reliquefaction apparatus comprises a mixture of nonflammable refrigerants with different boiling points, and the boiling point of each of the nonflammable refrigerant ranges between a room temperature and a liquefaction temperature of natural gas.2. The nonflammable mixed refrigerant according to claim 1 , wherein when group I includes ...

Подробнее
13-03-2014 дата публикации

COMPRESSING SYSTEM, AND GAS COMPRESSING METHOD

Номер: US20140069141A1
Принадлежит:

A compressing system includes a compression section that compresses a target gas to an intermediate pressure, which is equal to or higher than a critical pressure and lower than a target pressure to generate an intermediate supercritical fluid, a cooling section that cools the intermediate supercritical fluid generated in the compression section to near a critical temperature to generate an intermediate supercritical pressure liquid, and a pumping section that compresses the intermediate supercritical pressure liquid generated in the cooling section to a pressure that is equal to or higher than the target pressure. At least one of the intermediate supercritical pressure liquid compressed in the pumping section, a low-temperature liquid generated by extracting the intermediate supercritical pressure liquid on the upstream side of the pumping section to reduce pressure to near the critical pressure, and an external cooling medium is used as a cooling medium in the cooling section. 16-. (canceled)7. A compressing system that compresses a target gas to a pressure that is equal to or higher than a target pressure higher than a critical pressure , the compressing system comprising:a compression section that compresses the target gas to an intermediate pressure, which is equal to or higher than the critical pressure and is lower than the target pressure to generate an intermediate supercritical fluid;a cooling section that cools the intermediate supercritical fluid generated in the compression section to near a critical temperature to generate an intermediate supercritical pressure liquid;a pumping section that compresses the intermediate supercritical pressure liquid generated in the cooling section to a pressure that is equal to or higher than the target pressure; anda heating section that heats the intermediate supercritical pressure liquid compressed in the pumping section to near the critical temperature,wherein the cooling section has a main cooling part that ...

Подробнее
20-03-2014 дата публикации

METHOD FOR OPERATING FUEL SUPPLY SYSTEM FOR MARINE STRUCTURE HAVING RELIQUEFACTION APPARATUS AND HIGH-PRESSURE NATURAL GAS INJECTION ENGINE

Номер: US20140075943A1

Provided is a method for operating a fuel supply system for a marine structure. The fuel supply system includes a BOG compression unit configured to receive and compress BOG generated in a storage tank, a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit, a high-pressure pump configured to compress the liquefied BOG generated by the reliquefaction apparatus, and a high-pressure gasifier configured to gasify the liquefied BOG compressed by the high-pressure pump. The fuel supply system includes a recondenser installed at an upstream side of the high-pressure pump, and the recondenser recondenses a portion or all of the generated BOG by using liquefied gas supplied from the storage tank. During a ballast voyage process, all of the BOG is supplied to and recondensed by the recondenser, and an operation of the reliquefaction apparatus is interrupted. 1. A method for operating a fuel supply system to supply fuel to a high-pressure natural gas injection engine , the fuel supply system including a boil-off gas (BOG) compression unit configured to receive and compress BOG generated in a storage tank , a reliquefaction apparatus configured to receive and liquefy the BOG compressed by the BOG compression unit , a high-pressure pump configured to compress the liquefied BOG generated by the reliquefaction apparatus , and a high-pressure gasifier configured to gasify the liquefied BOG compressed by the high-pressure pump , wherein:the fuel supply system comprises a recondenser installed at an upstream side of the high-pressure pump; andthe recondenser recondenses a portion or all of the generated BOG by using liquefied gas supplied from the storage tank,wherein during a ballast voyage process, all of the BOG is supplied to and recondensed by the recondenser, and an operation of the reliquefaction apparatus is interrupted.2. The method according to claim 1 , wherein liquefied natural gas (LNG) stored in the storage tank is ...

Подробнее
20-03-2014 дата публикации

METHOD AND APPARATUS FOR PRODUCING HIGH-PURITY LIQUEFIED CARBON DIOXIDE

Номер: US20140075984A1
Принадлежит:

A liquefied carbon dioxide producing apparatus that can generate high-purity liquid COfree from moisture and organic matter such as oil includes: a recirculating system that carries out a recirculating treatment on CO; and an introduction device that introduces COfrom an external source of COinto the recirculating system. The recirculating system includes at least an evaporator that vaporizes CO, a condenser that condenses COfrom an outlet of the evaporator, and a storage tank that stores liquid COgenerated by the condenser. The liquid COin the storage tank is fed to a point-of-use and to the evaporator. An adsorption device that removes moisture and organic matter (oil) is provided on a line from the external source of COto the condenser at a position where COgas flows. 1. A liquefied carbon dioxide producing apparatus that supplies carbon dioxide in a liquid state to a destination , the apparatus comprising:a recirculating system comprising at least a storage tank that stores carbon dioxide in the liquid state, an evaporator that vaporizes carbon dioxide, a condenser that condenses carbon dioxide in a gaseous phase flowing out through an outlet of said evaporator to generate carbon dioxide in the liquid state, a supply line through which the carbon dioxide in the liquid state in said storage tank is supplied to the destination, a recirculating line which branches from said supply line and through which part or all of the carbon dioxide in the liquid state is fed to said evaporator, and a return line through which the carbon dioxide in the liquid state generated by said condenser is fed to said storage tank; andintroduction means for receiving a supply of carbon dioxide from an external source of liquid carbon dioxide and introducing the carbon dioxide in a gaseous state, the liquid state, or a gas-liquid mixed state into said recirculating system,wherein an adsorption device is provided on a line from the source of liquid carbon dioxide to said condenser at a ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

PROCESS FOR LIQUEFACTION OF NATURAL GAS

Номер: US20140083132A1
Принадлежит: GASCONSULT LIMITED

A process comprising: cooling natural gas with a heat exchanger and a first expander. The heat exchanger cools the feed natural gas to temperature higher than the outlet temperature of the expander, reheating the expander outlet stream in a first cold passage of the heat exchanger to slightly below the temperature of the feed natural gas to the heat exchanger, passing the cold outlet stream from the heat exchanger into a second expander wherein it is partly liquefied, separating the outlet stream of second expander into liquid and vapour fractions, collecting the liquid fraction for use as LNG product, reheating the vapour fraction in a second cold side passage of the heat exchanger to substantially the same temperature as the temperature of the feed natural gas to the heat exchanger, recycling the reheated vapour fraction partly as feed to the first expander and partly as feed to the heat exchanger. 2. The process as claimed in in which the heat exchanger receives all the feed natural gas.3. The process as claimed in in which the heat exchanger receives a large part claim 1 , at least 30% claim 1 , of the feed natural gas.4. The process as claimed in in which the feed natural gas is cooled to a temperature of −60° to −70° C.5. The modification of the process claimed in in which the said first and second gas expanders have essentially the same outlet pressure of between 5 bar and 15 bar (0.5 and 1.5 MPa) claim 1 , and the outlet streams from both expanders are combined prior to final reheating claim 1 , compression and recycle.6. The process as claimed in in which any part or all of the feed and/or compressor discharge and/or recycle streams are cooled claim 1 , typically by use of an absorption refrigeration cycles such as lithium bromide (LiBr).7. The process as claimed in in which the heat requirement for an absorption refrigeration system is supplied by gas engine or gas turbine exhaust heat claim 1 , such gas engines or turbines which may be used for supplying ...

Подробнее
01-01-2015 дата публикации

SYSTEMS AND METHODS FOR TREATING CARBON DIOXIDE

Номер: US20150000333A1
Принадлежит:

A heat exchange assembly for treating carbon dioxide (CO) is described. The heat exchange assembly includes a housing that includes an inlet, an outlet, and an inner surface that defines a cavity extending between the inlet and the outlet. The housing is configured to receive solid COthrough the inlet. At least one heat exchange tube extends through the housing. The heat exchange tube is oriented to contact solid COto facilitate transferring heat from solid COto a heat exchanger fluid being channeled through the heat exchange tube to facilitate converting at least a portion of solid COinto liquid CO. The heat exchange assembly is configured to recover a refrigeration value from the solid COand transfer at least a portion of the recovered refrigeration value to a flue gas. 1. A gas treatment system for use in treating carbon dioxide (CO) in a flue gas , said gas treatment system comprising:{'sub': 2', '2, 'a cooling system coupled to a source of flue gas and configured to receive a flow of flue gas from the source, said cooling system configured to cool COwithin the flue gas to form solid CO; and'}{'sub': 2', '2, 'claim-text': [{'sub': '2', 'a housing comprising an inlet, an outlet, and an inner surface that defines a cavity extending between said inlet and said outlet, said housing configured to receive solid COthrough said inlet; and'}, {'sub': 2', '2', '2', '2, 'at least one heat exchange tube extending through said housing, said heat exchange tube oriented to contact solid COto facilitate transferring of heat from solid COto a heat exchange fluid being channeled through said heat exchange tube to facilitate converting at least a portion of solid COinto liquid CO.'}], 'a heat exchange assembly coupled to said cooling system for receiving a flow of solid COfrom said cooling system, wherein said heat exchange assembly is configured to recover a refrigeration value from the solid COand transfer at least a portion of the recovered refrigeration value to the flue gas, ...

Подробнее
01-01-2015 дата публикации

Liquefaction of Natural Gas

Номер: US20150000334A1
Автор: Edwards David
Принадлежит:

A method and apparatus for liquefying natural gas vapour is provided. Firstly, liquid natural gas is sub-cooled at a first heat exchanger using a liquid coolant such as liquid nitrogen. The sub-cooled liquid natural gas is then used to condense the natural gas vapour at a second heat exchanger. 1. A method for condensing natural gas vapour to generate liquefied natural gas (LNG) , comprising:providing a liquid coolant, wherein the liquid coolant has a boiling point less than that of natural gas;cooling LNG at a first heat exchanger using the liquid coolant to generate sub-cooled LNG; andcondensing natural gas vapour at a second heat exchanger using the sub-cooled LNG to liquefy the natural gas vapour and thereby generate further LNG.2. A method according to claim 1 , further comprising:obtaining the LNG for cooling at the first heat exchanger from at least one LNG storage tank; andreturning the sub-cooled LNG to the at least one LNG storage tank after it is used at the second heat exchanger.3. A method according to claim 2 , further comprising delivering the further LNG to the at least one LNG storage tank.4. A method according to claim 1 , wherein the natural gas vapour is boil-off gas.5. A method according to claim 1 , wherein the liquid coolant is liquid nitrogen.6. A method according to claim 1 , further comprising compressing the natural gas vapour.7. A method according to claim 1 , further comprising:delivering LNG from a first vessel to a second vessel; andreceiving the natural gas vapour from the second vessel.8. A system for condensing natural gas vapour to generate liquefied natural gas (LNG); comprising:a first heat exchanger arranged to cool LNG using a liquid coolant to generate sub-cooled LNG, wherein the liquid coolant has a boiling point less than that of natural gas; anda second heat exchanger arranged to condense natural gas vapour using the sub-cooled LNG to liquefy the natural gas vapour and thereby generate further LNG.9. A system according to ...

Подробнее
01-01-2015 дата публикации

METHOD AND APPARATUS FOR SEPARATING AIR BY CRYOGENIC DISTILLATION

Номер: US20150000335A1
Автор: Guillard Alain
Принадлежит:

An apparatus for separating air by cryogenic distillation comprises N air compressors (C C C) connected so as to receive air at ambient pressure and designed to produce air at a first pressure above 12 bar absolute, N being at least 3, each of the compressors being driven by a single asynchronous motor (M M M), the total power of the compressors being at least 10 MW. 111-. (canceled)12. A method for separating air by cryogenic distillation , in which:i) sending N flows of air at approximately ambient pressure each to one of the N air compressors;ii) compressing the air using each of the N compressors at a first pressure above 12 bar absolute and below 35 bar absolute, N being equal to or greater than 3 and the total power of the N compressors being greater than 10 MW;iii) sending the air at the first pressure of the N compressors to a single purification unit in order to remove water and carbon dioxide and cooling the air in the purification unit before sending the air to a single system of columns in a single cold box where the air is separated by cryogenic distillation;iv) extracting an enriched flow from the system of columns, wherein the enriched flow is selected from the group consisting of an oxygen-enriched flow, a nitrogen-enriched flow, and combinations thereof;v) sending air from each of the N compressors to the system of columns through the purification unit, without sending air at the first pressure to an air booster driven by a motor or a steam turbine; andvi) driving each of the N compressors by a single motor, these N motors being asynchronous and having a maximum power below 25 MW.13. The method according to claim 12 , in which all the air sent to the system of columns comes from the N compressors.14. The method according to claim 12 , in which N is equal to 4 claim 12 , 5 claim 12 , 6 claim 12 , 7 claim 12 , 8 claim 12 , 9 or 10.15. The method according to claim 12 , in which N air compressors each send no more than 100%/N of the air that they ...

Подробнее
05-01-2017 дата публикации

N2O LIQUEFACTION SYSTEM WITH SUBCOOLING HEAT EXCHANGER FOR MEDICAL DEVICE

Номер: US20170000544A1
Принадлежит:

A system and kit for using a source of low-pressure refrigerant for a cryotherapy procedure and for subcooling a cryotherapy refrigerant. The system may generally include a fluid reservoir and a fluid flow path in thermal exchange with the fluid reservoir, the fluid flow path including a first thermal exchange device in thermal exchange with the fluid reservoir, a compressor in fluid communication with the first thermal exchange device, a condenser, a reversing valve located between the compressor and the condenser, a second thermal exchange device located between the reversing valve and the compressor, and an expansion valve located between the condenser and the thermal exchange device. The third thermal exchange device may be configured to be in fluid communication with the cryotherapy console and configured to place a secondary refrigerant within the first fluid flow path in thermal communication with a secondary refrigerant of the cryotherapy system. 1. A kit for use with a source of low-pressure refrigerant , the kit comprising:a fluid reservoir; and a first thermal exchange device in thermal exchange with and fluidly isolated from the fluid reservoir;', 'a compressor in fluid communication with the first thermal exchange device;', 'a condenser;', 'a reversing valve located between the compressor and the condenser; and', 'a second thermal exchange device located between the reversing valve and the compressor., 'a closed-loop fluid flow path in thermal exchange with the fluid reservoir, the closed-loop fluid flow path including2. The kit of claim 1 , wherein the second thermal exchange device is configured to be in fluid communication with a cryotherapy console.3. The kit of claim 1 , wherein the fluid flow path is a first fluid flow path claim 1 , the kit further including a second fluid flow path that is fluidly isolated from the first fluid flow path claim 1 , the fluid reservoir being included in the second fluid flow path.4. The kit of claim 3 , wherein the ...

Подробнее
06-01-2022 дата публикации

System and Method of De-Bottlenecking LNG Trains

Номер: US20220003496A1
Принадлежит:

A system and method for producing liquefied natural gas (LNG) from a natural gas stream. Each of a plurality of LNG trains liquefies a portion of the natural gas stream to generate a warm LNG stream in a first operating mode, and a cold LNG stream in a second operating mode. A sub-cooling unit is configured to, in the first operating mode, sub-cool the warm LNG streams to thereby generate a combined cold LNG stream. The warm LNG streams have a higher temperature than a temperature of the cold LNG streams in the second operating mode and the combined cold LNG stream. The combined cold LNG stream has, in the first operating mode, a higher flow rate than the flow rate of the cold LNG streams in the second operating mode. 2. The system of claim 1 , wherein the sub-cooling unit uses a nitrogen refrigerant to sub-cool the warm LNG streams.3. The system of claim 1 , wherein at least one of the plurality of LNG trains uses a propane refrigerant to liquefy the respective portions of the natural gas stream.4. The system of claim 1 , wherein at least one of the plurality of LNG trains uses a mixed refrigerant to liquefy the respective portions of the natural gas stream.5. The system of claim 1 , wherein at least one of the plurality of LNG trains uses a propane refrigerant and a mixed refrigerant to liquefy the respective portions of the natural gas stream claim 1 , and wherein the sub-cooling unit uses a nitrogen refrigerant to sub-cool the warm LNG streams.6. The system of claim 1 , wherein the plurality of LNG trains have been in operation prior to installation of the sub-cooling unit.7. The system of claim 1 , wherein the plurality of LNG trains have not been in operation prior to installation of the sub-cooling unit.9. The method of claim 8 , wherein the sub-cooling unit uses a nitrogen refrigerant to sub-cool the warm LNG stream.10. The method of claim 8 , wherein at least one of the plurality of LNG trains uses a propane refrigerant to liquefy the respective portions of ...

Подробнее
02-01-2020 дата публикации

METHODS AND SYSTEMS TO SEPARATE HYDROCARBON MIXTURES SUCH AS NATURAL GAS INTO LIGHT AND HEAVY COMPONENTS

Номер: US20200002622A1
Принадлежит:

The present invention provides strategies to integrate adsorption and liquefaction techniques to separate hydrocarbon feed mixtures into purified light and heavy components, respectively. Initially, the hydrocarbon stream is separated into a light and heavy stream. The light stream can be integrated into a natural gas product. The heavy stream is partially liquefied. A first gas liquid separation of the partially liquefied heavy stream at an elevated pressure separates the liquid heavy stream from a methane-containing gas. The rejected methane component, which generally will include some rejected C2 and C3+ material, can be recycled to be combined with the feed mixture for re-processing. A further aspect of the strategy is then to practice at least one additional gas-liquid separation of the separated liquid heavy stream at a lower pressure effective to help further resolve the liquid heavy stream from C2-containing gas. The rejected C2 component, which generally will include some rejected C1 and C3+ material, can then be recycled back into the feed mixture for reprocessing or used as all or a portion of a light hydrocarbon product. 1. A method of separating C1 and C2 hydrocarbons from C3+ hydrocarbons , comprising the steps of:a. providing a feed mixture comprising (i) at least one of C1 and/or C2 hydrocarbons, and (ii) one or more C3+ hydrocarbons;b. using at least one adsorbent to separate the feed mixture into a light component that is enriched in C1 and/or C2 hydrocarbons relative to the feed mixture and a heavy component that is enriched in C3+ content relative to the feed mixture;c. using pressure and temperature to cause the heavy component to be partially liquefied to include a first liquid portion and a first gas portion;d. separating the, first liquid portion and the first gas portion, wherein the separated first liquid portion is enriched in at least one C3+ hydrocarbon relative to the heavy component, and wherein the separated first gas portion is ...

Подробнее