КРУПНОТОННАЖНЫЙ СПГ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА

УДК 665.725

КРУПНОТОННАЖНЫЙ СПГ

Рахматов Оардор Шавкат угли,

Казанский (Приволжский) федеральный университет,

магистрант. Rakhmatov2602@mail.ru

Научный руководитель: Кемалов Руслан Алимович

Казанский (Приволжский) федеральный университет

к.т.н доцент

Аннотация

Спрос на энергию заметно увеличивается из-за многих факторов, включая рост населения и повышение уровня жизни. Однако сжигание таких видов топлива будет способствовать значительному выбросу парниковых газов. В этом обзоре представлен и подробно проанализирован прогресс, достигнутый в проектировании и оптимизации процессов СПГ с точки зрения типов процессов, диапазонов давления и методов производства. Таким образом, он предоставляет множество точек зрения для соответствующих исследователей, инженеров, и другим практикам, чтобы углубить свое понимание структуры, производительности, методов оптимизации и технических требований к процессам СПГ.

Ключевые слова: СПГ, парниковый газ, каскадный процесс, хладагент, турбоде-тандеры.

LARGE LNG

Rakhmatov Sardor Shavkat ugli,

Kazan (Volga Region) Federal University,

undergraduate. Rakhmatov2602@mail.ru

Scientific adviser: Kemalov Ruslan Alimovich

Kazan (Volga Region) Federal University Ph..D. Associate Professor

Abstract

The demand for energy is increasing markedly due to many factors, including population growth and rising living standards. However, burning such fuels will contribute to significant greenhouse gas emissions. This review presents and analyzes in detail the progress made in the design and optimization of LNG processes in terms of process types, pressure ranges and production methods. As such, it provides multiple perspectives for relevant researchers, engineers, and other practitioners to deepen their understanding of the structure, performance, optimization techniques, and technical requirements of LNG processes.

Keywords: LNG, greenhouse gas, cascade process, refrigerant, turboexpanders.

DOI: 10.58447/2949-0588-2023-1-2-45-58

Введение

Спрос на энергию заметно увеличивается из-за многих факторов, включая рост населения и повышение уровня жизни. По оценкам, к 2040 году глобальное потребление энергии увеличится примерно на одну треть, при этом ископаемое топливо станет основным источником энергии [1,2]. Однако сжигание таких видов топлива будет способствовать значительному выбросу парниковых газов, особенно большому количеству выбросов двуокиси углерода (СО2). По сравнению с нефтью и углем природный газ (ПГ) снижает выбросы на единицу энергии примерно на 29-44% [3], более низкие выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. Трубопроводами легко управлять, они подходят для непрерывной работы с меньшими транспортными потерями и высокой безопасностью.

Однако трубопроводный транспорт на дальние расстояния часто проходит через многие районы. Перед лицом различных геологических сред и препятствий

у трубопроводов существует множество недостатков, например, сложность конструкции, увеличение стоимости строительства и обслуживания с расстоянием транспортировки и отсутствие гибкости. Учитывая огромные трудности строительства трубопроводов, СПГ стал общим подходом к решению всех сложностей, связанных с хранением и транспортировкой ПГ по всему миру [4]. С другой стороны, чтобы удовлетворить растущий аппетит к природному газу, богатые запасы природного газа в океане ускорили темпы его разработки и использования.

Учитывая суровые морские условия и нехватку места, а также высокие затраты, связанные с транспортировкой природного газа с морской добывающей платформы на наземный завод по сжижению, плавучее производственное хранилище и разгрузка СПГ может быть лучшее решение, объединяющее функциональные блоки производства, хранения и отгрузки природного газа [5]. По экономиче-

ским, техническим, политическим соображениям и соображениям безопасности метод дальней транспортировки, позволяющий сократить объем транспортируемого ПГ примерно в 600 раз за счет сжижения, является более надежным [6]. По сравнению с традиционными ископаемыми видами топлива СПГ имеет более высокую низшую теплотворную способность и низкий уровень примесей.

Поэтому он признан перспективным альтернативным топливом для различных видов транспорта, включая автомобильный, морской и железнодорожный транспорт [7,8]. Что касается применения в морских перевозках, СПГ имеет два преимущества. Во-первых, это экологические и климатические преимущества: суда, работающие на СПГ, имеют явно более низкий уровень выбросов, чем традиционные суда. Суда, работающие на СПГ, снижают выбросы до 10-15%, СО2 выброс до 80-85%. Во-вторых, экономическая выгода: СПГ более рентабелен, чем традиционное судовое топливо. Однако, несмотря на эти два преимущества, применение СПГ в качестве судового топлива все еще ограничено. На сегодняшний день в мире эксплуатируется в общей сложности 225 судов, работающих на СПГ, а в 2021 году наблюдается экспоненциальный рост заказов глубоководных судов, работающих на СПГ.

Что касается инфраструктуры, то услуга бункеровки СПГ доступна в 141 порту [9]. В настоящее время СПГ не получил широкого распространения в качестве судового топлива, и обе стороны все еще находятся на предварительной стадии, что приводит к проблеме «курицы и яйца» [10,11].

Поэтому в районах, где нет полной системы бункеровки СПГ, применение судов, работающих на СПГ, очень ограничено. В то же время количество поставок, работающих на СПГ, также увеличивается. По оценкам, к 2023 году число судов-бункеровщиков СПГ в мире достигнет 45 [12]. Глобальное расширение производства СПГ и растущие заботы об окружающей среде, вероятно, выведут отрасль на небывалую конкурентоспособную арену.

Для эффективной работы отрасли СПГ необходимо внедрять инновации во всех звеньях цепочки поставок для достижения целей энергосбережения. Цепочка поставок СПГ начинается с разведки и добычи и проходит через все звенья сжижения, транспортировки, регазификации и реализации [13]. Во-первых, природный газ извлекается из пласта бурением, закачкой и добычей.

Такие подходы (включая закачку воды, реагентов и пара) позволяют извлекать до 60 % емкости резервуара. После экстракции ПГ доставляется на очистные сооружения для удаления из ПГ таких примесей, как вода, углекислый газ, кислород, азот и сероводород, для защиты от внутренней коррозии или повреждения оборудования, вызванного твердыми частицами, образующимися в процессе охлаждения.

После предварительной обработки можно использовать различные технологии для сжижения ПГ. После сжижения ПГ транспортируется на приемную станцию, и, наконец, снова газифицируется и транспортируется на сторону потребителя [14]. В процессе производства СПГ 42% общей

стоимости цепочки поставок связаны с технологиями охлаждения и сжижения, в основном потому, что этот процесс происходит в криогенных условиях, с участием больших и сложных систем охлаждения и необходимого оборудования.

Кроме того, значительное потребление энергии, связанное с вводом сжатой мощности в холодильный цикл, способствует высокому потреблению энергии и стоимости производства сжиженного природного газа.

Установки по сжижению природного газа по способу производства подразделяются на наземные и морские. В зависимости от области применения их также можно разделить на устройства для сжижения с базовой нагрузкой, устройства

для снижения пиковых нагрузок и другие малогабаритные установки для сжижения. Различные методы производства и области применения предъявляют различные требования к процессу сжижения в связи с чрезвычайно разнообразными условиями эксплуатации, производственными мощностями и методами работы. В начале 1960-х годов при строительстве установок по сжижению природного газа в основном использовался отработанный каскадный процесс сжижения. В 1970-х компания перешла на значительно упрощенный процесс сжижения смешанного хладагента. После 1980-х годов в недавно построенных и расширенных установках по сжижению природного газа с базовой загрузкой в основном использовался процесс сжижения смешанным хладагентом с предварительным охлаждением пропана.

Каскадные процессы сжижения ПГ

Каскадный процесс сжижения: Процесс каскадного сжижения является более ранним типом процесса сжижения природного газа. Уже в 1960-х годах процесс каскадного сжижения достиг зрелых технических стандартов и широко применялся в области сжижения природного газа. Типичный каскадный холодильный цикл содержит три холодильных цикла с разными хладагентами.

Последовательно соединенные три холодильных цикла, в которых хладагентами являются метан, этилен или этан и пропан соответственно [15]. В каскадном процессе сжижения первая стадия (про-пановый холодильный цикл) обеспечи-

вает охлаждающую способность метана, этилена (или этана) и природного газа. Вторая стадия (цикл охлаждения этилена или этана) обеспечивает холодопроизво-дительность метана и ПГ. Третья ступень (метановый холодильный цикл) обеспечивает охлаждающую способность ПГ.

Наконец, ПГ постепенно охлаждают, сжижают и хранят в резервуаре для хранения СПГ. После длительного времени работы каскадный процесс сжижения становится относительно стабильным, когда взаимодействие между тремя циклами относительно невелико, поэтому он является зрелым и надежным.

Однако традиционный процесс каскадного сжижения обычно состоит из трехступенчатого цикла охлаждения, что увеличивает сложность структуры процесса. Это не только требует дорогостоящих инвестиций в оборудование на начальном этапе, но также требует более громоздких исследований по техническому обслуживанию [16]. Поэтому многие ученые выбрали его оптимизацию за счет сокращения одной стадии холодильного цикла, замены циркулирующего хладагента или интеграции каскадного процесса сжижения с другими процессами для снижения стоимости.

Каскадный процесс сжижения с использованием чистых хладагентов на углеводородной основе: Процесс каскадного сжижения в основном используется на заводах по сжижению природного газа базового типа [17].

Первоначальный процесс каскадного сжижения, оптимизированный для базовой загрузки, был разработан Philips Petroleum Company в 1960-х годах, и ранняя версия этого процесса сжижения была впервые применена на заводе Кенай, Аляска, США [18].

В качестве хладагентов использовались пропан, этилен и метан. Нет необходимости в чистом соотношении компонентов хладагента, а независимая система циркуляции гарантирует стабильность работы. За прошедшие годы компания Phillips внесла множество усовершенствований в оптимизированный процесс каскадного сжижения. Наиболее важным аспектом является преобразование зам-

кнутого цикла метана в открытый цикл, что устраняет необходимость в отдельном газовом компрессоре. Кроме того, пар, вырабатываемый танкером-накопителем, регенерировался и возвращался в установку сжижения для повторного сжижения, чтобы увеличить производство СПГ. Через преобразование области самой низкой температуры метанового цикла часть СПГ смешивается с метаном при самой низкой температуре, давая смешанный хладагент с метаном в качестве основного компонента для процесса сжижения. Это позволяет применить процесс к технологической линии сжижения мощностью около 5 миллионов метрических тонн [19]. В то же время исследования показали, что использование детандеров, заменяющих клапаны Джо-уля-Томсона (ЛТ) для метанового цикла, может еще больше повысить производительность процесса сжижения [20]

Чтобы улучшить удельную мощность и коэффициент полезного действия (КПД) каскадного процесса СПГ, применяется двухступенчатое сжатие с промежуточным охладителем, чтобы хладагент из конденсатора испарялся в промежуточном охладителе после расширения [21,22].

Каскадный процесс сжижения с другими чистыми хладагентами: В традиционном каскадном процессе сжижения углеводороды используются в качествехладагентов.

Углеводороды обладают нулевым озоно-разрушающим потенциалом и достаточной охлаждающей способностью. Однако они подвержены проблемам безопасности из-за своей воспламеняемости [23].

1

ТЁЯГ^Сц'Ё—JT.

f (Jit!>K>iic_-t^tr; я

7f-::ciu:— i

-лт±-лгггь

-1 ; : :

ЧР Ьы Р »ОТбЧМЁ

нЬ±Мы

Рис 1. Схема оптимизированного каскадного процесса СПГ компании Phillips [18].

Особо следует отметить, например, что плавающий СПГ требуют значительной минимизации запасов горючих материалов. В связи с растущим спросом на безопасность вдыхания и небольшие резервуары для хранения появляется все больше и больше исследований процесса сжижения хладагентов, содержащих негорючие вещества [24]. Азот является наиболее часто используемым хладагентом.

Типичный подход заключается в сочетании азота с углеводородными хладагентами [25] или негорючими оксидами [26,27,28], такие как N2O и Ш2. В транскритическом цикле проскальзывание

температуры CO2 выше критической точки может лучше соответствовать проскальзыванию температуры источника тепла. Однако, если рабочий диапазон ограничен докритической областью, N2O больше подходит для использования в качестве рабочей жидкости в конденсаторе. Каскадный процесс хладагентов N2O-N2O-N2 показан на рисунке 2 [29]. В этом процессе и секция предварительного охлаждения, и секция конденсации используют циклы N2O, а секция переохлаждения использует N хладагент. По сравнению с обычным каскадным процессом сжижения с углеводородами, хладагент N с самой низкой температу-

рой циркулирует только в прежнем холодильном цикле конденсационной установки, в то время как хладагент метан должен возвращаться в блок предварительного охлаждения в обычном процессе.

Рис 2. предлагаемый цикл ^О-^О-^ для сжижения природного газа [28].

Каскадный процесс сжижения со смешанными хладагентами (КПССХ): этот процесс не подходит для систем сжижения природного газа с большим содержанием азота, поэтому в настоящее время он используется реже. С 1990-х годов каскадные процессы сжижения со смешанными хладагентами стали более совершенными, и их можно каскадировать более эффективно. Базовая технологическая схема процесса КПССХ, который состоит из трех компрессионных холодильных контуров, а именно, предварительного охлаждения, сжижения и переохлаждения. В каждом цикле используется разный состав хладагентов, чтобы составить смешанный хладагент для этого конкретного цикла. Различные составы смешанного хладагента выполняют разные функции, охлаждая ПГ до -25, -100 и -155°С в циклах предварительного охлаждения,

сжижения и переохлаждения соответственно. Хотя в каскадном процессе сжижения с чистым компонентом хладагента не требуется учитывать соотношение хладагента, этот процесс предъявляет строгие требования к чистоте хладагента.

Чистота (объемная доля) этилена и пропана должна быть не менее 99% [30]. В этом процессе использовались три смешанных хладагента для замены трех чистых компонентных хладагентов для обеспечения холодопроизводительности в циклах предварительного охлаждения, сжижения и переохлаждения. Хотя процесс КПССХ сложен, по сравнению с другими процессами сжижения природного газа, он имеет более высокую термодинамическую эффективность, более низкое потребление энергии и более высокую эксергетическую эффективность [31].

Здесь использовались два многопоточных теплообменника, один для предварительного охлаждения исходного газа, а другой для сжижения и переохлаждения второго и третьего циклов. С термодинамической точки зрения, он, тем не менее, сильно отстает от максимально достижимой энер-

гоэффективности из-за сложного и сильно нелинейного термодинамического взаимодействия между расчетными переменными, условиями ограничения (близкими к температуре в многопоточном теплообменнике) и энергоэффективность [32].

Рис 3. Схема каскадного процесса со смешанным охлаждением

В качестве первой стадии процесса цикл предварительного охлаждения используется не только для охлаждения ПГ, но и для охлаждения хладагентов последующих циклов.

Таким образом, увеличение количества ступеней в цикле предварительного охлаждения оказывает очевидное влияние на эффективность.

Исследования показали, что цикл предварительного охлаждения с двумя или тремя ступенями давления может улучшить характеристики теплопередачи и значительно снизить тепловую нагрузку процесса [33], но большое влияние на цикл предварительного охлаждения так-

же оказывает температура окружающей среды [34,35]. В ходе своего процесса трехступенчатый цикл предварительного охлаждения пропана имеет самую высокую энергоэффективность. Что касается энергоэффективности, трехступенчатая пропановая конфигурация была лучше, чем двухступенчатая конфигурация со смешанным хладагентом как в теплом, так и в холодном климате. Выбор трехступенчатого пропанового цикла представляет собой наиболее оптимальный выбор значений. Несмотря на то, что КПССХ имеет более высокое энергопотребление, он по-прежнему является предпочтительным выбором в холодном климате.

Расширение процесса сжижения: Процесс сжижения природного газа при расширении реализуется путем охлаждения по обратному циклу Брайтона с использованием детандера для адиабатического расширения. Газ работает в расширителе, достигая таким образом цели охлаждения. Выходная работа детандера используется для привода компрессора в процессе сжижения в целях энергосбережения. В качестве рабочей жидкости расширения могут использоваться хладагенты, такие как азот или ПГ, среди которых азот или метан наиболее широко используются в качестве основного хладагента для цикла расширения. Процесс сжижения с расширением отличается простотой процесса, легким запуском и остановкой, компактной структурой и другими преимуществами. Однако он потребляет больше энергии и чаще используется на малых и средних заводах по производству СПГ. С 1980-х годов, с непрерывным развитием фонов приложений, таких как плавающий СПГ и установки для сжижения на салазках, процесс расширения сжижения привлек гораздо больше внимания.

Многие исследователи провели многомерные исследования и исследования основного процесса расширения сжижения, включая оптимизацию, новые конфигурации процесса, хладагенты нового типа и так далее.

Процесс сжижения с одним расширением азота является основным процессом сжижения с расширением, в котором используется только один цикл хладагента для сжижения подаваемого газа, как показано на рисунке 4. В качестве хладагента азот проходит через компрессор, охладитель и теплообменник первой ступени, последовательно охлаждаясь до достижения необходимого давления и температуры перед расширением.

Затем он охлаждается, выполняя работу в расширителе, чтобы обеспечить охлаждающую способность для каждого теплообменника и завершить цикл хладагента. ПГ постепенно охлаждается с использованием охлаждающей способности, обеспечиваемой расширением азота, где требуемый продукт СПГ получается после дросселирования [36].

Рис 4 Технологическая схема процесса СПГ с одним детандером [36].

Чтобы решить проблему в значительной степени необратимых потерь, вызванных одним процессом сжижения с расширением азота, можно настроить двойные расширители для охлаждения и конденсации ПГ при небольшой разнице температур [37]. Двойные расширители устанавливаются последовательно, достигая криогенных характеристик при малом энергопотреблении [38]. Двойные детандеры устанавливаются параллельно увеличивающимся циклам хладагента, чтобы реализовать расширение азота при разных температурах или разных уровнях давления [39]. Видно, что первый цикл азота использует режим работы с небольшим перепадом давления и большим расходом для предварительного охлаждения природного газа и дальнейшего охлаждения части азота, а второй цикл использует режим работы с большим перепадом давления и небольшим расходом. для переохлаждения ПГ. Два цикла расширения обеспечивают различные степени давления за счет различных конфигураций компрессоров и охладителей, удовлетворяя потребности в холодопроизводитель-ности на разных этапах процесса сжижения природного газа, соответственно, и обеспечивают разницу температур теплопередачи и движущую силу теплопередачи, близкую к необходимой, эффективно уменьшая необратимая потеря [36].

На основе процесса сжижения с двойным расширением азота процесс сжижения с тройным расширением азота построен путем введения промежуточной ступени расширения.

Таким образом, он разделен на тройные циклы теплого расширения, промежуточного расширения и холодного расширения в соответствии с различными температурами и давлениями каждой ступени расширения, где введение промежуточного детандера способствует повышению общей эффективности сжижения. Он термически эффективен и потребляет меньше энергии по сравнению с циклом двойного расширения. Кроме того, при тех же условиях процесс сжижения с тройным расширением азота может увеличить производительность на 5%, в то время как общие капитальные затраты увеличиваются только на 1,4% [40].

В процессе сжижения с расширением расширитель может быть настроен не только в цикле хладагента для охлаждения хладагента, но также может быть настроен непосредственно в тракте ПГ по мере необходимости. После прохождения через деметанизатор, ПГ непосредственно охлаждается детандером, а затем сжижается и переохлаждается в криогенном теплообменнике СПГ, после чего сбрасывается давлениеихранится криогеннойтурбиной.

После четырех стадий сжатия и охлаждения азот поступает в регенератор для дальнейшего охлаждения и расширяется в расширителе азота, чтобы получить достаточно низкотемпературную энергию для переохлаждения и рекуперации природного газа, тем самым реализуя полный цикл рекуперации с самоохлаждением. Этот процесс может обеспечить совместное производство СПГ, сжиженного нефтяного газа (СНГ) и н-пентана на море. Цикл азота реали-

зует саморегенеративное расширение, при котором потребление энергии на 80% ниже, чем у существующего процесса расширения с одним азотом [41].

Заключение

Высокий спрос на мировом рынке потребления природного газа способствовал активному развитию производства СПГ. Прибыльность бизнеса от поставщиков природного газа и стоимость использования от пользователей тесно связаны с уровнем технологии сжижения. СПГ был признан одним из наиболее перспективных альтернативных видов топлива для морского транспорта. Однако дорогостоящая бункеровочная станция СПГ и модернизация судов заставляют порты и судоходные линии колебаться, стоит ли делать первый шаг. В сложившейся ситуации государственные субсидии доказали свою эффективность как способ выхода из тупика. Общий эффект зависят от конкретной оптимизации структуры более глубокого изучения.

Сопутствующие достижения, такие как увеличение наземных мощностей, по производству СПГ, усиление эксплуатации разрозненных небольших газовых месторождений и изучение новых стратегий перехода от мелководья к глубоководью, открыли более широкие перспективы для применения процессов СПГ. В этом обзоре представлен и подробно проанализирован прогресс, достигнутый в про-

ектировании и оптимизации процессов СПГ с точки зрения типов процессов, диапазонов давления и методов производства. Таким образом, он предоставляет множество точек зрения для соответствующих исследователей, инженеров, и другим практикам, чтобы углубить свое понимание структуры, производительности, методов оптимизации и технических требований к процессам СПГ, которые можно использовать в качестве важного справочного материала для последующих исследований процессов СПГ. Основываясь на текущем развитии процессов сжижения, в этом обзоре анализируется разрыв между исследованиями процесса сжижения и реальными эксплуатационными требованиями, а также уточняются основные проблемы, с которыми приходится сталкиваться, а также направления будущего развития. Это позволяет будущим исследователям учитывать, помимо энергоэффективности, различные параметры, такие как рабочая среда, состав источника газа, безопасность, количество оборудования, площадь и эксплуатационные характеристики, чтобы получить более выгодные результаты проектирования и оптимизации. для практических проектов и продвижения приложений СПГ.

Список использованных источников:

1. BP Energy Outlook 2019|News and Conclusions|Main. BP Global. Available online: https://www.bp.com/en/global/corporate/news-and-insights/press-releases/bp-energy-outlook-2019.html (accessed 26 October 2021).

2. Lim, V.; Choi, K.; Moon, I. Current status and prospects for the design of a liquefied natural gas (LNG) plant. Ind.Eng. chem. Res. 2013, 52, 3065-3088.

3. Liang, F.-Yu.; Rivak, M.; Said, S.; Zhao, N. The role of natural gas as a primary fuel in the near future, including a comparison of acquisition, transportation, and waste management costs compared to competitive alternatives. chem. Central Zh. 2012, 6, C4.

4. Vaughn, V.; Lee, SK; Choi, K.; Kwon, Y. Current Trends in Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) Technologies. Korean J. Chem. English 2014, 31, 732-743.

5. Wang, M.; Khalilpur, R.; Abbas, A. Thermodynamic and economic optimization of LNG processes with mixed refrigerants. Energy conversion. Management 2014, 88, 947-961.

6. Cume, Massachusetts; Kadir, K.; Lee, M. A Comprehensive Review of Natural Gas Liquefaction Process Design Optimization: Current State and Prospects. Ind.Eng. chem. Res. 2017, 57, 5819-5844.

7. Markovsky, A.S.; Siuta, D. Selection of Representative Major Industrial Accident Scenarios. Process. Saf. Environment. arch. 2017, 111, 652-662.

8. Siuta, D.; Markovsky, A.S.; Mannan, M.S. Methods for Determining Uncertainty in Liquefied Natural Gas (LNG) Dispersion Calculations. J. Loss Prev. Process. 2013, 26, 418-426.

9. SEA-LNG. LNG is a transitional fuel; SEA-LNG: Oxford, UK 2022

10. Ko, J.; Gim, THT; Günsler, R. Finding filling stations for alternative fuel vehicles: A review of models and applications. transp. 2017, 37, 551-570.

11. Lim, S.; Kuby, M. Alternate fuel station location heuristics using a flow fuel location model. Euro. J. Oper. Res. 2010, 204, 51-61.

12. Shell LNG Outlook 2021. Available online: https://www.shell.com/energy-and-innovation/natural-gas/liquefied-natural-gas-lng/lng-outlook-2021.html (as of October 21, 2021).

13. Kumar, S.; Kwon, H.-T.; Choi, K.-H.; Lim, W.; Cho, J. H.; So, K.; Moon, I. LNG: Clean Cryogenic Fuel for Sustainable Development. dec. Energy 2011, 88, 4264-4273.

14. Mazyan, V.; Ahmadi, A.; Ahmed, H.; Khurfar, M. Evaluation of the natural gas processing market and technologies: a review. J. Nat. Gas Sciences. English 2016, 30, 487-514.

15. Lin, W.; Xiong, X.; Spitoni, M.; Gu A. Design and optimization of natural gas liquefaction processes under pressure using two-stage cascade refrigeration cycles. Ind.Eng. chem. Res. 2018, 57, 5858-5867.

16. Zhang, J.; Meerman, H.; Benders, R.; Faaij, A. Comprehensive review of current natural gas liquefaction processes by technical and economic indicators. dec. Term. English 2020, 166, 114736.

17. Niu, Y.; Feng, L. Application of petrochemical process simulation software to LNG development. Shanghai Gas 2007, 5-8.

18. Andress, D. Phillips Optimized LNG Cascade Process: A quarter of a century of improvements; American Institute of Chemical Engineers: New York, USA, 1996.

19. Ransbarger, V. A new look at the efficiency of the LNG process. In the LNG industry; Palladian Publications: Farnharm, UK, 2007.

20. Fahmi, MFM; Nabih, Hawaii; El-Nigeily, M. Improving the Efficiency of an Optimized Phillips Open-Cycle LNG Cascade Process. Energy conversion. Management 2016, 112, 308-318.

21. Lee, HS; Oh, ST; Kim, H.W.; Choi, WJ; Yoon, Ji; Lee, S.G. Comparison of the performance of a cryogenic liquefaction process with an expander. In the materials of the spring conference KSPSE; Society of Air Conditioning and Refrigeration Engineers of Korea: Jeju, Korea, 2009; pp. 250-254.

22. Yoon, J.; Lee, H.; Oh, S.; Lee, S.; Choi, K. Characteristics of the cascade cycle and the C3MR cycle in natural gas liquefaction. International J. Him. Mol. English 2009, 59, 185-189.

23. Gang, B.Ya. Analysis of studies on the use of hydrocarbons in refrigeration and air conditioning. Cooling J. 2003, 41-46.

24. Economic impact of small scale LNG. PVC. May 2013 Available online: https://xueshu. baidu.com/usercenter/paper/show?paperid=133625d91249ac344bb778d7a54818dd&si te=xueshu_se.

25. Chang, H.-M.; Chang, MJ; Lee, S.; Chow, K. H. Efficient multistage Brayton-J cycle. T. for liquefaction of natural gas. Cryogenics 2011, 51, 278-286.

26Youn, J.-I.; Choi, W.-J.; Lee, S.; Chow, K.; Shim, G.-J. Efficiency of a cascade refrigeration cycle using C 3 H 8 , N 2 O and N 2 . Heat transfer. English 2013, 34, 959-965. 27. Yoon, J.-I.; Choi, K.-H.; Lee, H.-S.; Kim, H.-J.; Son, Ch.-H. Evaluation of the performance of a natural gas liquefaction cycle using natural refrigerants. Heat and mass transfer. 2015, 51, 95-105.28. Ли, К.-Дж.; Песня, К.; Шин, С .; Лим, Ю.; Хан, К. Проектирование процесса производства сжиженного природного газа на шельфе с негорючими хладагентами. Инд.Инж. хим. Рез. 2015 , 54 , 11106-11112.

29. Qingping, L.I.; Maine, W.; Zhang, J.; Khan, L.W. Comparison and selection of natural gas liquefaction refrigeration processes. Gas Heat 2012, 32, 4-10.

30. Qingping, L.I.; Maine, W.; Zhang, J.; Khan, L.W. Comparison and selection of natural gas liquefaction refrigeration processes. Gas Heat 2012, 32, 4-10.

31. Ramezani, T.; Nargessy, Z.; Palizdar, A.; Watani, A. Control Structure Design and Dynamic Simulation of Natural Gas Liquefaction in a Mixed Fluid Cascade. J. Gas technologies. 2019, 5, 19.

32. Majid, K.; Cume, Massachusetts; Nawaz, A.; Ahmad, A.; Nakvi, M.; He, T.; Lee, M. Shuffled Evolution-Based Integrated Productivity Improvement and Liquefaction Cascade Process Analysis for Large Scale LNG Production. Energies 2020, 13, 2511.

33. Dean, H.; Sun, H.; Sun, S.; Chen, K. Analysis and optimization of a mixed fluid cascade (MFC) process. Cryogenics 2017, 83, 35-49.

34. Castillo, L.; Maizoub Dahuk, M.; Di Scipio, S.; Dorao, CA Conceptual analysis of the

pre-cooling stage for LNG processes. Energy conversion. Management 2013, 66, 41-47.

35. Brodal, E.; Jackson, S.; Eiksund, O. A Performance and Design Study of Optimized Mixed Fluid LNG Cascade Processes. Energy 2019, 189, 116207.

36. Austbe, B.; Gundersen, T. Single expander LNG process optimization. Energy Procedia 2015, 64, 63-72.

37. Finn, A. Are LNG floating facilities viable options for hydrocarb. Process. 2009, 88, 31.

38. Yumrutash, R.; Kunduz, M.; Kanoglu, M. Exergy Analysis of Vapor Compression Refrigeration Systems. Exergy Intern. J. 2002, 2, 266-272.

39. Pang, V.; Qingping, L.I.; Se, B.; Sichong, Y.; Wang, K. Parameterization of nitrogen double expansion technology for gas liquefaction at the FLNG plant. Oil Gas Storage Transp. 2017, 36, 108-114.

40. Kim, M.; Mihai, K.; Min, J.; Lee, D.; Park, H.; Nguyen, XC; de Regt, K.; Kim, J.; Jang, J. Nitrogen liquefaction cycle optimization for small/medium scale FLNG. In Proceedings of the Marine Technology Conference, Houston, Texas, USA, May 1-4, 2017.

41. Cume, Massachusetts; Kadir, K.; Min, L.Q.; Hyder, J.; Lee, M. Nitrogen Self-Recovery Expansion Process for Marine LNG, LPG, and Pentane Plus Co-Production. dec. Energy 2019, 235, 247-257.

© PaxMamoe C.m., 2023