Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние и перспективы развития технологии малотоннажного производства СПГ 10
1.1 Структура и организация малотоннажного производства СПГ на базе ГРС 10
1.2 Характеристика современного состояния технологий производства СПГ на ГРС 18
1.3 Особенности производства СПГ на ГРС 29
Глава 2. Исследование особенностей сжижения природного газа на ГРС и совершенствование технологических схем 33
2.1 Особенности сжижения природного газа на ГРС при повышенном содержании диоксида углерода в сетевом газе 34
2.2 Моделирование процессов сжижения природного газа на ГРС 34
2.3 Сжижение природного газа в двухпоточном цикле Клода 43
2.4 Сжижение природного газа в двухпоточном цикле Линде 55
2.5 Экономический эффект от использования упрощенной технологии очистки газа
2.6 Сжижение природного газа при переменном давлении сетевого газа 70
Глава 3. Исследование технологии стабилизации температуры газа при производстве СПГ с использованием различных технологических циклов сжижения газа 87
3.1 Стабилизация температуры газа в цикле с дросселированием 88
3.2 Стабилизация температуры в цикле с детандерно-компрессорным агрегатом 89
3.3 Стабилизация температуры в цикле с волновым детандером 90
3.4 Сопоставление эффективности способов стабилизации температуры при различных циклах сжижении природного газа 92
Глава 4. Усовершенствованная технологическая схема сжижения природного газа на ГРС и оценка ее эффективности при производстве СПГ 94
4.1 Основные положения усовершенствованной технологической схемы сжижения природного газа на ГРС 94
4.2 Оценка преимуществ современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС 97
Основные выводы 111
Список использованной литературы 113
Приложение
- Характеристика современного состояния технологий производства СПГ на ГРС
- Моделирование процессов сжижения природного газа на ГРС
- Стабилизация температуры в цикле с детандерно-компрессорным агрегатом
- Оценка преимуществ современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС
Введение к работе
Актуальность темы. Современное развитие процессов сжижения природного газа и его использования характеризуется двумя основными направлениями - крупнотоннажное и малотоннажное производство сжиженного природного газа (СПГ).
Крупнотоннажное производство СПГ осуществляется в районах добычи газа. Доставка СПГ осуществляется морским транспортом для последующей его реализации потребителям с целью обеспечения стратегических интересов экономики государства.
При малотоннажном производстве СПГ сжижение газа производится на локальных установках (производительность – не более 10 т/час), расположенных вблизи газопроводов (газораспределительные станции (ГРС), автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС), газокомпрессорные станции (ГКС)), с доставкой потребителям (в радиусе до 200 км) для использования в качестве газомоторного топлива для транспорта или замещения дизельного топлива, или топочного мазута на предприятиях с энергоемкой технологией. Основная проблема развития малотоннажного производства СПГ на локальных установках обусловлена необходимостью адаптации и совершенствования существующих технологий сжижения газа к особенностям эксплуатации газопроводов (регулярное изменение термобарических параметров, расхода и состава сетевого газа) и достижения конкурентоспособной стоимости производства товарного продукта с высокими потребительскими свойствами.
Организация малотоннажного производства СПГ на объектах ОАО «Газпром» возможна на ГРС, АГНКС и ГКС без ущерба их основной деятельности. Суммарный (в целом по Российской Федерации) потенциал малотоннажного производства СПГ на ГРС и АГНКС оценивается ОАО «Газпром» в объеме более 14 млн.т/год или 20 млрд.м3/год (в денежном эквиваленте - более 100 млрд. руб.). Наиболее перспективным направлением развития малотоннажного производства СПГ является технология сжижения газа на ГРС, базирующаяся на использовании перепада давлений между магистральным и распределительным газопроводом, что позволяет заметно снизить затраты энергии на сжижение газа (термодинамические циклы с внутренним охлаждением газа).
Поэтому исследование особенностей сжижения природного газа на ГРС, разработка и совершенствование технических и технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности эксплуатации установки сжижения газа, является актуальной научной задачей, имеющей важное практическое значение.
Цель работы: разработка и совершенствование технических и технологических решений для повышения эффективности сжижения природного газа на ГРС магистральных газопроводов.
Основные задачи исследований:
-
-
Исследование процесса сжижения природного газа в термодинамическом цикле с внутренним охлаждением для обоснования схемно-технологических решений и определения режимных параметров установки для сжижения природного газа на ГРС с высоким содержанием диоксида углерода (СО2).
-
Исследование режимов работы установки сжижения газа на ГРС для выбора способа стабилизации ее производительности при изменениях давления в магистральном газопроводе.
-
Исследование эффективности различных циклов сжижения для повышения температуры газа при редуцировании на ГРС.
Научная новизна.
На основе выполненных исследований предложена и обоснована усовершенствованная технологическая схема сжижения газа на ГРС, отличающаяся разделением потока газа на технологический и продукционный потоки (двухпоточная схема), с минимизацией влияния на производительность установки сжижения газа неустойчивых условий эксплуатации газопроводов.
Для эффективной реализации усовершенствованной технологической схемы сжижения газа на ГРС разработаны:
- способы стабилизации производительности установки сжижения газа в условиях изменения давления в магистральном газопроводе (до 15 % от номинального значения) как за счет имеющегося запаса по теплообменной поверхности, так и за счет повышения давления продукционного потока (для циклов с детандером) или промежуточного внешнего охлаждения (для циклов с простыми расширительными устройствами);
- способ повышения температуры газа при редуцировании (совмещенный с процессом сжижения газа) за счет эффективного использования энергии расширения газа в волновом детандере для подогрева газа в газопроводе;
- методический подход к выбору режимных параметров циклов работы установки сжижения газа.
Установлено, что при высоких содержаниях диоксида углерода в сетевом газе можно исключить очистку технологического потока или за счет снижения производительности установки (сжижение в неоптимальных режимах) или путем повышения давления продукционного потока (цикл двух давлений).
Основные защищаемые положения.
-
Усовершенствованная технологическая схема сжижения газа на ГРС с применением двухпоточной схемы, с разделением потока сетевого газа на входе в установку сжижения на два потока - продукционный и технологический, что позволяет сократить нагрузку на систему очистки от СО2 и использовать в цикле Клода более простые расширительные машины и устройства (волновой детандер, вихревую трубу и др.), а в цикле Линде - уменьшить общую теплообменную поверхность аппаратов;
-
Способы стабилизации производительности установки сжижения природного газа на ГРС при изменении давления в магистральном газопроводе:
для циклов с детандером - применение цикла двух давлений или использование запаса по теплообменной поверхности и производительности расширительной машины;
для циклов с простыми расширительными устройствами - применение промежуточного внешнего охлаждения.
-
Способ повышения температуры газа при редуцировании газа на ГРС за счет эффективного использования энергии расширения газа в волновом детандере для подогрева газа в газопроводе.
Практическая значимость работы
Усовершенствованная технологическая схема сжижения природного газа на ГРС с применением двухпоточной схемы позволяет сократить в 5 6 раз потребное количество адсорбента в блоке очистки и использовать простые расширительные устройства. В результате, срок окупаемости инвестиций снижается на 2050 % при содержании СО2 в сетевом газе 0,05 0,5 %, соответственно. При этом цена газа у потребителя (с учетом доставки и регазификации) может быть снижена с
9 – 10 руб./м3 до 7 руб./ м3.Разработанные способы поддержания постоянной производительности ожижительной установки обеспечивают устойчивую работу оборудования у потребителя при колебаниях давления в магистральном газопроводе до 20 %.
Использование волнового детандера в установке сжижения газа производительностью 1000 кг/час в двухпоточной схеме сжижения природного газа на ГРС позволяет поднять температуру потока газа в газопроводе на 5 0С при расходе около 90 000 м3/час, что исключает необходимость подогрева этого газа в специальном огневом подогревателе.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы доложены на заседаниях Научно-технического совета ОАО «Газпром», Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а также конференциях и семинарах:
на заседании секции «Распределение и использование газа» Научно-техни-ческого совета ОАО «Газпром» «Научно-методические подходы и практическая реализация проектов альтернативного газоснабжения регионов РФ» (Екатеринбург, 10–11.12.2008);
на Международной конференции «Криогенные технологии и оборудование для газификации объектов промышленности, ЖКХ и транспорта» (Москва,
13– 15.10.2009);на заседаниях Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и его секциях: «Газотранспортные системы, надежность и ресурс объектов ЕСГ», «Математическое моделирование и информатика», «Строительство скважин и промысловая подготовка газа», (пос. Развилка, 2008, 2009, 2010 гг.).
Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 6 работах (в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, -5). Общее количество публикаций автора - 10 работ.
Структура работы.
Диссертационная работа включает введение, четыре главы, основные выводы, список литературы. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 18 таблиц и 33 рисунков. Библиографический список включает 36 наименований.
Автор выражает искреннюю признательность д-ру техн. наук, профессору Горбачеву С.П. за обсуждение направлений исследований, ценные советы и замечания при выполнении диссертационной работы.
Автор благодарит сотрудников Центра «Использование газа» ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Кубань», ООО «Газпром Промгаз», Управления по газификации и использованию газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Института проблем нефти и газа за оказанную помощь в проведении исследований и активное обсуждение результатов.
Характеристика современного состояния технологий производства СПГ на ГРС
В качестве технологий для производства СПГ на ГРС рассматриваются технологии, как с внешним, так и с внутренним охлаждением. Технологии с внешним охлаждением практически не отличаются от технологий для крупнотоннажного производства. Это схемы с расширением хладагента внешнего цикла в детандере и дроссельно-компрессорные схемы с многокомпонентным рабочим телом 12, 3/. Однако наиболее перспективными схемами для сжижения природного газа на ГРС в настоящее время представляются технологии с внутренним охлаждением и с использованием в качестве источника холода турбодетандерно-компрессорного агрегата или вихревой трубы /2, 3, 4, 5, 6/. Особенность этих технологий заключается в том, что частичное сжижение газа производится только за счет расширения газа из магистрального газопровода, т.е. в схеме отсутствует компрессор и не тратится энергия на сжатие газа. Специфическая особенность производства СПГ на ГРС с внутренним охлаждением газа - необходимость осушки и очистки всего исходного газа проходящего через установку от диоксида углерода (С02), чтобы исключить его кристаллизацию при снижении температуры, как в процессе сжижения, так и при хранении и регазификации СПГ у потребителя.
Как правило, в последнее время для комплексной очистки газа от влаги, диоксида углерода и тяжелых углеводородов используют адсорбционный способ глубокой очистки. Особенность комплексной очистки газа на периодически работающих адсорберах состоит в том, что пока один адсорбер работает в режиме очистки, другие адсорберы (или адсорбер) находятся в режиме регенерации для удаления продуктов очистки и восстановления поглотительной способности адсорбентов. Для регенерации используется очищенный нагретый газ, что связано с дополнительными затратами энергии и использованием части очищенного газа на нагрев и охлаждение адсорбента. При этом производительность блока адсорбционной очистки снижается на количество газа, направляемого на регенерацию. Это количество иногда может составлять более 20 % от расхода газа, подаваемого на блок очистки. Кроме того, допускаемая скорость фильтрации газа в адсорберах небольшая, в пределах 0,2 л/лшн см , что приводит к увеличению проходного сечения адсорберов, и, как следствие, увеличивается металлоемкость. Применяемые в настоящее время адсорбенты имеют избирательную способность, и если их адсорбционная способность по влаге довольно высокая, то по другим компонентам может быть очень низкой. Например, цеолит имеет адсорбционную способность по воде 7 + 10 % по массе, а по диоксиду углерода всего 1- 3%, поэтому для очистки от СО? требуется большее количество адсорбента. Кроме того, при адсорбции СО? Для регенерации цеолита требуется газ с температурой 300 С. В результате стоимость блока комплексной очистки природного газа в зависимости от состава газа и от количества очищаемых компонентов может составлять до 30 - - 40 % от стоимости установки и существенно возрастает при содержании диоксида углерода более 1 % в исходном газе.
Блок-схемы современных установок с детандерно - компрессорным агрегатом и представлены на рисунках 1.8 - 1.9.
Установка ОАО «Гелиймаш» 111 выполнена по классическому циклу (рисунок 1.8). Газ из магистрального трубопровода дожимается в компрессоре, за счет расширения газа в турбодетандере. Затем газ проходит блок комплексной очистки и осушки на базе адсорбента (цеолита), охлаждается в предварительном теплообменнике, частично расширяется в турбодетандере и возвращается обратным потоком через детандерный и предварительный теплообменники.
Другая часть прямого потока охлаждается последовательно в детан-дерном и дроссельном теплообменниках и дросселируется сначала в сборник до давления распределительного газопровода. Затем, после сепарации газовой фазы, жидкость из сборника дросселируется в резервуар до давления 0,15 - - 0,6 МПа. Данная схема позволяет получать сжиженный природный газ при низком давлении на входе и высокой чистоты (с низким содержанием со2).
Недостатки этой схемы: высокая стоимость оборудования, в первую очередь, системы адсорбционной очистки и детандерно-компрессорного агрегата.
Схема установки ОАО «Криогенмаш» /8/ отличается от предыдущей установки тем, что отсутствует блок комплексной очистки (рисунок 1.9). Осушка газа осуществляется в переключающихся теплообменниках - вымо-раживателях. Очистка газа от диоксида углерода отсутствует и его концентрация в жидкости близка к концентрации в исходном газе. Поэтому сжиженный газ по этой схеме получают и хранят при давлении распределительного газопровода (около 0,6 МПа), при котором растворимость СО? в жидкости достаточно высока. Отсутствие блока комплексной очистки в принципе позволяет снизить стоимость установки, но качество газа при этом остается низким из-за высокого содержания диоксида углерода.
Для сжижения газа на ГРС, как правило, достаточно перепада давлений между магистральным и распределительным газопроводами и не требуется дополнительного компримирования газа. Поэтому себестоимость сжиженного природного газа обусловлена постоянными затратами на его производство, в первую очередь, капитальными затратами. Стремление максимально снизить капитальные затраты при производстве сжиженного природного газа и его использовании, привело к появлению упрощенной технологии сжижения.
Моделирование процессов сжижения природного газа на ГРС
Целью термодинамического расчета цикла сжижения газа с внутренним охлаждением (расширение газа в детандере) является определение значений энтальпии (температуры) во всех сечениях установки, доли детандер-ного потока М и коэффициента сжижения газа х. В первую очередь необходимо определить оптимальные параметры установки, при которых величина коэффициента сжижения имеет максимальное значение. Упрощенная расчетная схема цикла приведена на рисунке 2.1
Как правило, в исходных данных на установку приводятся давление прямого и обратного потоков и температура газа на входе в установку. Предполагается известным значение изоэнтропического к.п.д. детандера (0,75 - 0,82).
Термодинамический расчет цикла основан на уравнениях теплового и материального балансов для сечений 1, 2, 3, которые имеют вид (2.1 - 2.4):
Целью расчета является определение значений /гяъ, hm , hnj, hn2, пщ, М, х, т.е. имеем 7 неизвестных при 4 уравнениях.
Оптимизация параметров установки проводится из следующих соображений. В детандерном теплообменнике происходит охлаждение газа, конденсация и охлаждение жидкости прямого потока за счет нагревания обратного однофазного потока (рисунок 2.2), причем характер теплообмена при охлаждении прямого потока и при конденсации различный. Задачей оптимизации является обеспечить достаточно высокую эффективность теплообмена, как при охлаждении прямого потока, так и при его конденсации. Для этого необходимо иметь малую разность температур между потоками на выходе из установки и в начале конденсации прямого потока, что обеспечивается определенной долей детандерного потока. Поэтому при расчете оптимальных параметров установки из условий теплообмена задаются значениями следующих величин:
Затем подбирают значение температуры (энтальпии) газа перед детандером Тпі2, чтобы разность температур в детандерном теплообменнике имела минимальное значение. При выполнении этого условия коэффициент сжижения х принимает максимальное значение, а доля детандерного потока является оптимальной.
Если доля детандерного потока меньше оптимального значения, то в цикле просто мало холода производится в детандере. При увеличении доли детандерного потока свыше оптимального значения, эффективность использования холода падает из-за несовершенства теплообмена в детандерном и предварительном теплообменниках: температура перед детандером возрастает и увеличивается недорекуперация на выходе из предварительного теплообменника. В последнем случае необходимо несколько изменить методику расчета цикла.
Исходную систему уравнений теплового баланса для различных сечений установки преобразуем к виду: т.е. тепловой баланс детандерного теплообменника представим в виде уравнений баланса охлаждения газа до точки росы и конденсации газа.
В этих уравнениях: hm22, hn22 - энтальпии прямого и обратного потоков в детандерном теплообменнике в начале конденсации прямого потока
Имеем 5 уравнений и 9 неизвестных (hm2, hm3, hni22 hiii, hn2, hn22, hn3, M, x), т.е. необходимо задать значения четырех величин. Принимаем, что - hm22 равна значению энтальпии насыщенного пара при температуре Tms; - J/222 = Tms - І с учетом недорекуперации при теплообмене; - Ттз —Тпз = 5 К с учетом теплообмена. - Тш2 — переменная величина.
В результате решения определяем коэффициент сжижения X, долю детандерного потока Mh энтальпию и температуру газа в точке пз при заданном значении температуры газа перед детандером, значение температуры обратного потока на выходе из предварительного теплообменника (tnl).
Стабилизация температуры в цикле с детандерно-компрессорным агрегатом
Сравнение результатов расчетов для основных вариантов, включая стоимость оборудования, приведены в таблице 3.1
Видно, что даже при относительно большом перепаде давлений, коэффициент сжижения в дроссельной установке составляет только около 4 %. Из-за низкой термодинамической эффективности цикла существенно увеличивается расход газа через установку и возрастает размер теплообменной поверхности, а это, в свою очередь, приводит к увеличению стоимости установки, которая близка к стоимости установки с турбодетандером (коэффициент сжижения 15,2 %). Однако дроссельная установка обеспечивает нагрев 75 тыс. м /час против 15 тыс. ЛІ /час в установке с турбодетандером.
В установке с волновым детандером вся работа расширения переходит в тепло. Количество компримированного газа относительно невелико, но за счет высокой температуры компримированного газа при его смешении с газом в магистральном газопроводе общее количество теплого газа составляет 36000 м /час с учетом газа низкого давления, поступающего из установки непосредственно в распределительный газопровод. При этом стоимость установки с волновым детандером наименьшая по сравнению с другими вариантами. Преимуществом установки с волновым детандером по сравнению с дроссельной установкой является то, что через установку пропускается только часть от расхода газа на ГРС и при этом можно обеспечить стабилизацию температуры всего расхода. Очевидно, аналогичные результаты можно получить, если при производстве СПГ в качестве расширительного устройства использовать вихревую трубу.
Таким образом, для стабилизации температуры газа после его редуцирования на ГРС наиболее эффективным представляется использование установок сжижения природного газа на базе волновых детандеров или вихревой трубы.
Целью данного раздела является расчет и сопоставление технико-экономических параметров применения современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС, включая двухпоточную схему, и оценить их влияние на общую эффективность производства и применения малотоннажного СПГ в качестве альтернативного топлива.
В отличие от предыдущих работ, в качестве исходных данных для технико-экономических расчетов были использованы требования современной нормативной документации как для малотоннажного производства СПГ, так и для проектирования объектов газовой промышленности. В качестве критерия эффективности выбран дисконтированный срок окупаемости инвестиций.
Результаты исследований, проведенных в разделах 2, 3, 4, позволяют сформулировать основные положения двухпоточной технологии производства СПГ на ГРС:
Оценка преимуществ современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС
В настоящей части работы приведены результаты проведенных автором технико-экономических расчетов и сопоставления современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС, включая двухпоточную схему. Рассмотрены также результаты оценки их влияния на общую эффективность производства и применения малотоннажного СПГ в качестве альтернативного топлива. В качестве исходных данных для технико-экономических расчетов были использованы требования современной нормативной документации как для малотоннажного производства СПГ, так и для проектирования объектов газовой промышленности. В качестве критерия эффективности выбран дисконтированный срок окупаемости инвестиций (определяется ценой реализации СПГ у потребителя).
Все расчеты проводились на примере комплекса производства СПГ на ГРС производительностью 1 тонна СПГ в час с концентрацией диоксида углерода в жидкости не более 0,01 % (100 ррт). В состав комплекса (рисунок 4.2) входят: станция производства СПГ, транспортные средства для доставки СПГ потребителям, 7 станций регазификации СПГ у потребителя производительностью 200 м /час (140 кг/час) каждая. Расстояние от станции производства СПГ до потребителя составляет 100 км. Каждая станция регазификации производительностью 200 м3/час может обеспечить заправку газомоторным топливом 70 - 100 автомобилей в сутки или производство электроэнергии мощностью 500 - 700 кВт.
Технико-экономические расчеты заключались в определении удельных затрат на производство и регазификацию СПГ по различным технологиям с учетом полных капитальных затрат (стоимость технологического и вспомогательного оборудования, инженерных сооружений, системы управления станции производства СПГ и станций регазификации, а также затрат на строительство, монтаж и наладку и проектные работы) и эксплуатационных затрат на производство СПГ (фонд оплаты труда с налогами, затраты на материалы и энергию, текущий и капитальный ремонт, налог на имущество и ДР-) Величины основных показателей и стоимость ресурсов (по состоянию на середину 2008 г.) приведены в таблице 4.1.
Стоимости машин, вспомогательного оборудования, систем управления, инженерных сооружений принимались для всех технологий одинаковыми с учетом предложений предприятий-изготовителей. Стоимость теплообменников и системы очистки определялась по удельным показателям. Штатное расписание и фонд заработной платы на станциях производства и регазификации СПГ соответствовали нормам ОАО «Газпром».
Стоимость строительных работ (земляные работы, фундаменты, площадки и ограждение, благоустройство) принималась по данным, предоставленным ЗАО «НПП «Криосервис».
Расчеты технико-экономической эффективности проводились в соответствии с /15/ применительно к следующим технологическим схемам сжижения газа на ГРС: 1. Технологическая схема на базе цикла с расширением газа в вихревой трубе с переключающимися теплообменниками. Очистка сжиженного газа от С 92 не предусмотрена, так как в схему установки дополнительно введена адсорбционная очистка всего потока сетевого газа, что обеспечивает концентрацию С02 в сжиженном газе 0,01 % (100 ррт). Коэффициент сжижения равен 0,045 при давлении прямого потока 6 МПа или 0,03 при давлении 3 МПа. 2. Технологическая схема на базе цикла с турбодетандером и комплексным блоком осушки и очистки всего потока газа, поступающего в установку, разработана ОАО «Гелиймаш» (рисунок 1.9). При производстве СПГ по этой технологической схеме практически исключена забивка теплооб-менных аппаратов и коммуникаций твердой фазой различных компонентов. Концентрация СО2 в сжиженном газе не превышает 100 ррт. 3. Усовершенствованная технологическая схема сжижения природного газа на ГРС с разделением сетевого газа на два потока (двухпоточная схема, с разделением на технологический и продукционный потоки) (рисунок 4.1), с повышенным давлением продукционного потока (цикл двух давлений). Осушке подвергаются оба потока, а очистке от СО? только продукционный поток. В качестве расширительного устройства используется двухступенчатый криогенный волновой детандер, работающий в режиме разделителя потока. Давление продукционного потока поддерживается на уровне 6 МПа с помощью дожимающего компрессора. Коэффициент сжижения установки с волновым детандером при давлении 3,5 МПа равен 0,088, концентрация С02 в сжиженном газе около 100 ррт.
Результаты технико-экономических расчетов, представленные в таблицах 4.2 - 4.8, позволяют сделать следующие выводы: 1. Стоимость установки с вихревой трубой при давлении в магистральном газопроводе 3,5 МПа почти вдвое превышает стоимость установки с турбодетандером, а при давлении 7 МПа стоимости установок практически одинаковы. Это объясняется тем, что, несмотря на отсутствие турбодетанде-ра, в установках с вихревой трубой увеличивается поверхность теплообмен-ных аппаратов и, главное, увеличивается объем адсорбента для очистки всего потока газа от С02. В дальнейших расчетах установка с вихревой трубой при давлении на входе 3,5 МГТа не рассматривается.
Похожие диссертации на Повышение эффективности сжижения природного газа на газораспределительных станциях магистральных газопроводов
-
