CN100507416C

CN100507416C - 液化天然气蒸气处理构型和方法

Info

Publication number: CN100507416C
Application number: CNB2004800397275A
Authority: CN
Inventors: J·马克; R·B·尼尔申; C·格拉哈姆
Original assignee: Fluor Technologies Corp
Current assignee: Fluor Technologies Corp
Priority date: 2003-11-03
Filing date: 2004-06-17
Publication date: 2009-07-01
Anticipated expiration: 2024-06-17
Also published as: CN1906455A

Abstract

使用由分馏器提供的C₃和更重的组分吸收来自液化天然气储存容器的液化天然气蒸气，所述分馏器接收液化天然气蒸气以及所述C₃和更重的组分的混合物作为分馏器供给物。在这些构型中，来自所述液化天然气储存容器的所述液化天然气液体的制冷内容物有利地被用以在进行分离后对所述液化天然气蒸气进行冷凝。在需要的情况下，一部分所述液化天然气液体还可被用作分馏器供给物以产生液化石油气作为底部产物。

Description

液化天然气蒸气处理构型和方法

本申请要求序号为60/517,298(于2003年11月3日提交)和60/525,416(于2003年11月25日提交)的美国临时专利申请的权利，所述两个临时专利申请在此作为参考被引用。

技术领域

本发明的领域为液化天然气加工，本发明尤其涉及在液化天然气船舶卸载或传输过程中的液化天然气蒸气(LNG vapor)处理。

背景技术

液化天然气船舶卸载在许多情况下是需要与再气化作业有效整合的关键作业。通常，当液化天然气从液化天然气船舶上被卸载到储罐中时，由于体积排量、在液化天然气传输过程中且在泵送***中产生的增热、储罐汽化损耗以及由船舶与储罐之间的压力差所致的闪蒸等原因，从而由储罐中产生液化天然气蒸气。在绝大多数情况下，所述蒸气需要进行回收以避免在储罐***中产生骤燃和压力积聚。

在典型的液化天然气接收终端中，一部分蒸气返回液化天然气船舶，而剩余的蒸气部分受到压缩机压缩以在使用来自液化天然气输出物的制冷内容物的蒸气吸收器中进行冷凝。因此，蒸气压缩和蒸气吸收***通常需要相当大的能量和作业者的关注维护，且特别是在从正常保持作业向船舶卸载作业的转换过程中情况更是如此。另一种可选方式是，可使用往复式泵实施蒸气控制，在所述往复式泵中，流速和蒸气压力控制供应至泵的低温液体与蒸气的比例，如授权给Ursan等的美国专利No.6,640,556中所述。然而，这些构型通常不实用且通常不能消除对在液化天然气接收终端中进行蒸气再压缩的需要。

另一种可选方式是或此外，如授权给Johnson等的美国专利No.6,460,350中所述，可以使用受涡轮膨胀机驱动的压缩机。在此，通常通过来自另一来源的压缩气体的膨胀提供蒸气再压缩的能量需求。然而，在压缩气体不易从另一种工艺中获得的情况下，压缩气体的产生是耗能多的和不经济的。

在其它已公知的***中，甲烷产物蒸气相对于进入的液化天然气流受到压缩和冷凝，如Prim的公开号为2003/0158458的公布的美国专利申请中所述。尽管Prim的***与其它***相比提高了能量效率，但仍然存在多个缺点。例如，Prim的***中的蒸气处理通常限于其中需要产生富甲烷流的设备。

在再一种***中，如美国专利6,745,576中所述，多个混合器、收集器、泵和压缩机被用于对液化天然气流中的汽化损耗气体进行再液化处理。在该***中，使用蒸气压缩机将大气汽化损耗蒸气压缩至更高的压力以使得汽化蒸气可被冷凝。尽管这种***通常提供了对蒸气冷凝***中控制和混合装置的改进，但其仍然继承了如现有技术图1所示的已公知构型的大多数缺点。

此外，绝大多数进口液化天然气的成分和热值变化很大且通常取决于具体来源。尽管可在来源处以更低的成本生产出具有更重内容物或更高热值的液化天然气，但它们通常不适用于北美市场。例如，用于加利福尼亚市场的天然气必须满足35372.31792千焦/标准立方米-42819.12169千焦/标准立方米(950 Btu/SCF-1150 Btu/SCF)的热值规范，且必须满足其C₂和C₃+组分的成分限制。尤其在液化天然气被用作运输燃料的情况下，必须进一步减少C₂+内容物以避免产生高燃烧温度且减少温室排放。表1示出了与典型的进口液化天然气供应情况相比的成分需求。因此，还希望的是构造具有适应变化的液化天然气成分的能力的液化天然气接收终端。

遗憾的是，绝大多数目前已公知的用于液化天然气船舶卸载和再气化的工艺和构型不能解决多种困难。其中，许多已公知工艺需要进行能量效率低的蒸气压缩和吸收。更进一步地，所有或几乎所有已公知工艺不能经济地从液化天然气中除去重烃以满足严格的环境标准。因此，仍然需要提供用于在液化天然气卸载和再气化终端中进行气体加工的改进构型和方法。

发明内容

本发明针对液化天然气设备的多种构型和方法(最优选针对液化天然气再气化终端)，所述液化天然气设备包括被构造以接收来自液化天然气承载器容器的液化天然气并提供液化天然气液体和液化天然气蒸气的液化天然气储存容器和分馏器。分馏器被流体联接至所述储存容器且接收分馏器供给物，其中所述分馏器产生C₂和更轻的组分作为塔顶馏出产物以及C₃和更重的组分作为底部产物。在优选的构型中，所述液化天然气液体的制冷内容物(refrigeration content)被用以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝，而所述C₃和更重的组分与所述液化天然气蒸气相结合以吸收所述液化天然气蒸气从而由此形成所述分馏器供给物。

在本发明主题的进一步优选方面中，预想的设备包括用以使用所述液化天然气液体作为制冷剂对所述分馏器供给物进行冷却的第一换热器，和/或使用来自所述分馏器的所述C₃和更重的组分流作为热源对所述分馏器供给物进行加热的第二换热器。在更进一步预想的设备中，来自所述储存容器的所述液化天然气蒸气的一部分按一定路线到达第二液化天然气储存容器(液化天然气承载器)，或所述第二液化天然气储存容器可产生蒸气，所述蒸气在船舶卸载过程中按一定路线返回所述第二液化天然气储存容器。

优选的分馏器通常被构造用以为所述液化天然气液体提供所述冷凝的C₂和更轻的组分。另一种可选方式是或此外，所述分馏器还可被构造用以接收一部分所述液化天然气液体作为分馏器供给物(在所述液化天然气液体已经提供制冷物以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝之后)。

此外，在更进一步预想的方面中，所述分馏器可进一步被构造用以提供液化石油气(LPG)作为底部产物。在这些构型中，所述分馏器可被构造用以在所述液化天然气液体提供制冷物以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝之后接收所述液化天然气液体的另一部分作为冷凝制冷剂从而增强冷凝作用。

因此，预想的方法包括处理液化天然气蒸气的方法，其中液化天然气储存容器提供液化天然气液体和液化天然气蒸气。在另一步骤中，所述液化天然气蒸气与C₃和更重的组分流相结合从而由此吸收所述液化天然气蒸气且由此形成组合产物。在又一步骤中，所述组合产物在分馏器中被分为所述C₃和更重的组分流以及C₂和更轻的组分流，且使用所述液化天然气液体的所述制冷内容物对所述C₂和更轻的组分流进行冷凝。

通过附图和对本发明优选实施例的详细描述将更易于理解本发明的多个目的、特征、方面和优点。

附图说明

图1是液化天然气卸载构型的现有技术示意图；

图2是具有外部蒸气返回管线的典型液化天然气卸载构型的示意图；

图3是没有外部蒸气返回管线的典型液化天然气卸载构型的示意图；和

图4是具有外部蒸气返回管线和液化石油气生产能力的典型液化天然气卸载构型的示意图。

具体实施方式

本发明主要针对液化天然气蒸气处理的构型和方法，其中蒸气(在大多数情况下主要包括N₂、C₁和C₂)与更重的烃(在大多数情况下主要包括C₃、C₄和更重的组分)相结合以形成具有高于液化天然气蒸气冷凝温度的冷凝温度的烃混合物。随后使用液化天然气液体的制冷内容物对如此产生的混合物进行冷凝且液体被泵压至更高的压力。加压混合物随后受热，且在分馏器中在高压下从混合物中分离出(C₂和更轻的组分)蒸气。使用液化天然气液体的制冷内容物对分馏器的塔顶馏出物蒸气进行冷凝，而由分馏器产生的更重的烃被再循环至与液化天然气蒸气相结合的部位。

在本发明主题特别优选的方面中，在岸上和/或近海液化天然气再气化终端中的液化天然气船舶卸载和/或再气化作业中实现预想的构型和方法。尤其应该意识到，在这些构型中，通过使蒸气与组分混合而消除了对用于冷凝蒸气的蒸气压缩机的需要，所述组分将混合物沸点增加至使得可使用液化天然气液体的制冷内容物对至少一部分混合物进行冷凝的程度。

更重的烃优选包括可由外源进行添加或甚至更优选从卸载的液化天然气中提取出的C₃和更重的烃组分。因此，且至少在本发明主题的一些方面中，预想的构型包括分馏***，所述分馏***包括换热器、泵和分馏器，所述分馏器被构造以利用在再气化工艺中释放的制冷物从而将液化天然气分离成贫化天然气和LPG(液化石油气)产物。在于2003年8月13日提出的序号为PCT/US03/25372的我们的共同待审的国际专利申请中描述了可与本文所示教导结合使用的用于对液化天然气进行再气化的进一步预想的构型和方法，所述国际专利申请在此作为参考被引用。

对本发明主题的构型和方法与现有技术图1示意性地示出的常规液化天然气承载器的卸载和再气化终端进行比较。在此，通过卸载臂51、传输管线1将通常在-159.44℃至-162.22℃(-255℉至-260℉)的温度下的液化天然气以通常为151416.4714升/分钟至227124.707升/分钟(40,000GPM至60,000GPM)的流速从液化天然气承载船50中卸载进入储罐52内。卸载作业通常持续约12至16个小时，且在此期间，由于传输作业过程中(由船泵或来自周围环境的增热产生)的热焓增加、来自储罐的排量蒸气以及船舶与储罐之间的压力差所致的液体闪蒸，因此从储罐中产生约1.132673864百万标准立方米/天(40MMscfd)的蒸气。

液化天然气承载器船舶通常在略微小于储罐压力的压力下进行工作，且通常情况下，液化天然气船舶在111.695112kPa至115.142492kPa绝压(16.2psia至16.7psia)的压力下进行工作，而储罐在113.76354kPa至118.589872kPa绝压(16.5psia至17.2psia)的压力下进行工作。来自储罐的蒸气流2被分为两个部分，流3和流4。流速通常为0.566336932百万标准立方米/天(20MMscfd)的流3通过蒸气返回管线和返回臂54返回液化天然气船舶以补充船舶卸载所致的排量体积。流速通常为0.566336932百万标准立方米/天(20MMscfd)的流4被压缩机55压缩至约551.5808kPa至792.8974kPa绝压(80psia至115psia)且作为流5被供给至蒸气吸收器58，在所述蒸气吸收器中通过输出的液化天然气对蒸气进行过热蒸气降温、冷凝且从流9中将其吸出。压缩机55的功率消耗通常为745699.8716瓦特至1491399.743瓦特(1,000HP至2,000HP)，所述功率消耗取决于蒸气流速和压缩机排出压力。

通过罐内的初级泵53将来自储罐52的液化天然气泵压至约792.8974kPa至1034.214kPa绝压(115至150psia)以形成输出速度通常为7.079211648百万标准立方米/天至33.98021591百万标准立方米/天(250MMscfd至1,200MMscfd)的流6。如控制蒸气冷凝工艺所需要地，使用相应的控制阀56和57将流6分为流7和流8。流7，在-159.4444444℃至-162.2222222℃(-255℉至-260℉)的温度下的过冷液体，按一定路线到达吸收器58以利用传热接触装置如塔盘和填料与压缩机排出流5相混合。蒸气吸收器和压缩机的作业压力由液化天然气输出物的流速确定。具有更多制冷内容物的更高的液化天然气输出速度将降低吸收器压力，且因此需要更小的压缩机。然而，吸收器设计还应该考虑当蒸气速度更低时的正常保持作业，且液体速度必须降至最小程度。

蒸气吸收器产生通常在约-128.8888889℃至-140℃(-200℉至-220℉)的温度下的底部流9，所述底部流随后与流8混合以形成流10。通过次级泵59将流10泵压至通常为6894.76kPa至10342.14kPa表压(1000psig至1500psig)的压力以形成流11，如满足管线规格所需要地，所述流随后在液化天然气汽化器60中被加热至约4.444444444℃至15.55555556℃(40℉至60℉)。液化天然气汽化器通常为使用海水的开架型(Open Rack type)交换器、燃料点火汽化器或利用传热流体的汽化器。

相反地，本发明人发现了其中液化天然气船舶卸载被可操作地联接至液化天然气再气化/加工设备且其中液化天然气蒸气处理工艺和效率明显提高的构型和方法。尤其具有的优点是，预想的构型和方法消除了对于蒸气再压缩的需要且因此大大减少了资本和能量需求。图2示出了典型构型，其中使用用于吸收的重烃液体(例如C₃和更重的组分)在储罐塔顶馏出物压力下进行蒸气吸收，且使用分馏器从液化天然气中分离出重烃。液化天然气中的制冷内容物通过除去吸收和冷凝的热量而被用于吸收工艺中进行冷却以及用于提供分馏器中的回流冷凝功能。由于蒸气和重烃液体的混合物在明显更高的温度下进行冷凝，因此应该认识到不再需要如现有技术图1所示的压缩机和蒸气吸收器。而是，这些元件被低压冷凝器交换器和泵送***所替换，所述低压冷凝器交换器和泵送***的安装和作业成本明显降低。

从另一个角度来看，应该认识到，在预想的构型中，通过使来自储罐的蒸气与过冷的重烃流(添加重烃流增加了沸点温度，且因此允许通过液化天然气对混合物进行冷凝)相混合而改变这些蒸气的成分。该混合物被泵送至下游分馏器且在其中进行分离以回收更重的烃和/或使其再循环。

进一步参见图2，通过卸载管线51将来自液化天然气承载器船舶50的液化天然气液体作为流1供应至储罐52。来自储罐52的蒸气流2被分为流3和流4。流速通常为0.566336932百万标准立方米/天(20MMscfd)的流3通过蒸气返回管线和返回臂54返回液化天然气承载器船舶50以补充船舶卸载所致的排量体积。流速通常为0.566336932百万标准立方米/天(20MMscfd)的流4与重烃流16(通常包含C₃、C₄和更重的烃)相混合。为了提高混合物的沸点，通常需要从下游分馏***获得约5.663369318升/分钟至14.1584233升/分钟(200GPM至500GPM)的重烃。在不能由液化天然气源获得重烃馏分以提高沸点温度且对混合流17进行冷凝的情况下，可通过来自外源的重烃对***进行充注。使用通常在-151.1111111℃至-159.4444444℃(-240℉至-255℉)下的来自液化天然气流6(通过初级泵53由罐52供应)的制冷内容物在交换器61中对组合流17进行冷却和冷凝以形成流18。

应该意识到，如在船舶卸载和正常保持作业过程中吸收来自储罐的蒸气所需要地，可在分馏器中控制重烃馏分的重烃成分和流速。例如，富含更轻组分如N₂和C₁的液化天然气蒸气按比例地需要更多液化天然气流和更重的组分以进行吸收和冷凝。因此，小于5.663369318升/分钟和高于14.1584233升/分钟(200gpm和高于500gpm)的流速也被认为是适当的。本领域的技术人员将易于确定适当的流速，所述适当流速将主要取决于蒸气量和重烃成分。

此外，应该认识到，烃的组分选择不是关键的，只要烃使沸点温度增加至足以允许使用液化天然气液体的制冷内容物对组合流进行冷凝的程度即可。因此，与蒸气流混合的适当组分尤其包括丙烷、丁烷和含碳量更高的烃。

在交换器61中，流6被从-159.4444444℃(-255℉)加热至约-151.1111111℃(-240℉)且提供必要冷却以对组合流17进行冷凝。冷凝流18随后被泵62泵压至约827.3712kPa至1172.1092kPa绝压(120psia至170psia)以形成流19。在将流19供给至分馏器64之前，加压流19通过与来自分馏器64的底部液体21进行热交换而在交换器63中被加热至约-23.33333333℃至65.55555556℃(-10℉至150℉)且部分汽化从而由此形成加热流20。通常在约689.476kPa至1034.214kPa绝压(100psia至150psia)的压力下进行工作的分馏器64将加热组合流20分离成塔顶馏出物液体流22(主要包含C₂和更轻的组分)和底部液体流21(主要包含C₃和更重的组分)。在塔顶馏出物冷凝器65(所述冷凝器可以是独立的或与分馏器64形成一体)中，使用来自液化天然气流7的制冷内容物形成分馏器的回流。在所希望的情况下，塔顶馏出物冷凝器65还可位于分馏器外部，且可在位于外部的汽鼓(未示出)中分离出液体流22。优选利用具有点火再沸器的外部热源、蒸气或其它热源使分馏器再沸。

贫重烃(C₃和更重的组分)的塔顶馏出物流22与液化天然气流23混合以形成流10。随后通过次级泵59将组合的输出流10泵压至通常为6894.76kPa至10342.14kPa表压(1000psig至1500psig)的压力以形成流11，如满足管线规格所需要地，所述流随后在液化天然气汽化器60中被加热至约4.444444444℃至15.55555556℃(40℉至60℉)。液化天然气汽化器通常是使用海水的开架型交换器、燃料点火的汽化器或使用传热流体的汽化器。

在预想构型的另一方面中，如图3所示，来自储罐52的蒸气不返回液化天然气承载船50。因此，不需要蒸气返回管线和蒸气返回臂。而是，通过紧邻或甚至在船上的小型汽化器产生船舶所需要的用于保持体积平衡的蒸气。此处，较小的液化天然气液体流30在换热器67中汽化以产生蒸气流3从而获得约0.566336932百万标准立方米/天(20MMscfd)的蒸气流从而补充从船舶中产生的排量体积。汽化器67的热源31可以是海水或环境空气。这些构型被认为导致终端设计中，特别是在船舶50与储罐52之间存在相对较大距离的设施中，产生进一步明显的成本节约。因此，来自罐的整条蒸气流2与重烃流16相结合，在与上述相似条件下通过液化天然气流6被吸收和冷凝。在这些构型中，如吸收更高的液化天然气蒸气流速所需要地，流16的流速相应地增加至约11.32673864升/分钟(400GPM)至约33.98021591升/分钟(1,200GPM)。对于图3中其余的部件和标记而言，应用与上面为图2提供的相同的考虑因素和标记。

在本发明主题的又一优选方面中，且尤其是在需要从原生液化天然气中提取液化石油气或要不然改变液化天然气的化学成分(例如满足环境规定或管线规格)的情况下，可为分馏器提供附加冷却，如图4的典型构型中所示。在这些构型中，分馏器64的塔顶馏出物冷凝器65包括与塔形成一体的第二制冷盘管66，如生产液化石油气所需要的更高的回流功能所需要地，所述第二制冷盘管使用高压液化天然气提供附加冷却。另一种可选方式是，换热器盘管66和盘管65可位于独立换热器中的塔外部，且可在外部鼓中分离液体流22。此处，在约-140℃至-151.1111111℃(-220℉至-240℉)的温度下的离开冷凝器盘管65的液化天然气流26被分为两个部分；流23和流24。应该认识到，流24的准确量可发生显著变化且将主要取决于所需液化石油气的质量和数量。因此，流24可以是流26的0至100％之间(增加的流24增加了液化石油气的产率)。在液化石油气产率增加的情况下，应该认识到，馏出物成分变得更贫化。尤其所希望的效应是，具有更低热值的贫化液化天然气对于满足环境规定而言是更希望的。

流24优选被供给至分馏器的大约中部，所述分馏器产生底部液化石油气流28和贫重烃的塔顶馏出物液体流22。馏出物流22随后与液化天然气流23混合以形成通常在-140℃至-145.5555556℃(-220℉至-230℉)的温度下的流10，所述流由次级泵59进一步泵压至约6894.76kPa至约9652.664kPa表压(1,000psig至约1,400psig)以形成流11。高压液化天然气流与回流冷凝器盘管66中的塔顶馏出物蒸气进行热交换以形成通常在约-117.7777778℃至-128.8888889℃(-180℉至-200℉)的温度下的流27。流27在汽化器60中受到进一步加热以满足管线气体需求。底部流28通常被分为两个部分；流25和流21。流21在其用于进行蒸气吸收前再循环回交换器63，且剩余流25可作为液化石油气产物出售。对于图4中其余的部件和标记而言，应用与上面为图2提供的相同的考虑因素和标记。

基于上面的典型构型，本发明人预想了一种包括液化天然气储存容器的设备，所述储存容器接收液化天然气(优选从第二液化天然气储存容器，且最优选从液化天然气承载船中)且提供液化天然气液体和液化天然气蒸气。分馏器由分馏器供给物产生C₂和更轻的组分流以及C₃和更重的组分流，其中液化天然气液体的制冷内容物对C₂和更轻的组分进行冷凝，且其中C₃和更重的组分吸收液化天然气蒸气由此形成分馏器供给物。

在尤其优选的设备构型中，第一换热器使用液化天然气液体作为制冷剂对分馏器供给物进行冷却从而由此对液化天然气蒸气以及C₃和更重的组分的混合物进行冷凝，而第二换热器使用来自分馏器的C₃和更重的组分流作为热源加热(优选加压的)分馏器供给物。在进一步优选的方面中，分离且冷凝的C₂和更轻的组分与液化天然气液体组合(在液化天然气液体已经被用作制冷剂之后)。

更进一步优选的构型还包括那些构型，其中分馏器接收一部分液化天然气液体作为分馏器供给物(优选在液化天然气液体已经提供制冷物以对C₂和更轻的组分进行冷凝之后)，且其中分馏器被构造以提供液化石油气(LPG)作为底部产物。在这种构型中，进一步优选地，在液化天然气液体已经提供制冷物以对C₂和更轻的组分进行冷凝之后，液化天然气液体的另一部分被用作冷凝制冷剂。

因此，本发明人预想一种处理液化天然气蒸气的方法，其中由液化天然气储存容器提供液化天然气液体和液化天然气蒸气。在另一步骤中，液化天然气蒸气与C₃和更重的组分流组合从而由此吸收液化天然气蒸气且由此形成组合产物，且在又一步骤中，组合产物在分馏器中被分离成C₃和更重的组分流以及C₂和更轻的组分流。在再一步骤中，使用液化天然气液体的制冷内容物对C₂和更轻的组分流进行冷凝。

由此，已经披露了液化天然气蒸气处理和再气化的具体实施例和应用。然而，本领域的技术人员应该易于理解，在不偏离本发明概念的情况下可能作出除已经描述的那些变型外的更多变型。因此，除在本披露内容的精神中以外，本发明主题不受限制。此外，在解释说明书的过程中，所有术语应该以与上下文一致的尽可能广义的方式进行解释。具体而言，术语“包含(comprises)”和“包括(comprising)”应该被解释为以非排它方式提及元件、部件或步骤，意味着所提及的元件、部件或步骤可存在或被利用或与未公开提及的其它元件、部件或步骤进行组合。

Claims

1、一种液化天然气再气化设备，包括：

被构造以接收液化天然气并提供液化天然气液体和液化天然气蒸气的液化天然气储存容器；

被流体联接至所述储存容器且被构造以接收分馏器供给物的分馏器，其中所述分馏器产生(a)C₂和更轻的组分流和(b)C₃和更重的组分流；

其中所述液化天然气液体的制冷内容物对所述C₂和更轻的组分进行冷凝；和

其中所述分馏器供给物由所述C₃和更重的组分以及所述液化天然气蒸气的组合物形成，其中所述C₃和更重的组分吸收所述液化天然气蒸气。

2、根据权利要求1所述的设备，其中来自所述储存容器的所述液化天然气蒸气的一部分按一定路线到达另一个液化天然气储存容器。

3、根据权利要求1所述的设备，进一步包括被构造以使用所述液化天然气液体作为制冷剂对所述分馏器供给物进行冷却的换热器。

4、所述设备，进一步包括被构造以使用来自所述分馏器的所述C₃和更重的组分流作为热源对所述分馏器供给物进行加热的第二换热器。

5、根据权利要求1所述的设备，其中所述分馏器被构造以为所述液化天然气液体提供所述冷凝的C₂和更轻的组分。

6、根据权利要求1所述的设备，进一步包括提供所述液化天然气且被构造以为所述第二液化天然气储存容器提供第二液化天然气蒸气的第二液化天然气储存容器。

7、根据权利要求6所述的设备，其中所述第二液化天然气储存容器位于船舶上。

8、根据权利要求1所述的设备，其中所述分馏器被构造以在所述液化天然气液体提供制冷物以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝后接收一部分所述液化天然气液体作为分馏器供给物。

9、根据权利要求8所述的设备，其中所述分馏器被进一步构造以提供液化石油气作为底部产物。

10、根据权利要求8所述的设备，其中所述分馏器被构造以在所述液化天然气液体已经提供制冷物以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝后接收所述液化天然气液体的另一部分作为冷凝制冷剂。

11、一种在液化天然气再气化设备中处理液化天然气蒸气的方法，所述方法包括：

提供液化天然气储存容器，其中所述储存容器提供液化天然气液体和液化天然气蒸气；

使所述液化天然气蒸气与C₃和更重的组分流相结合从而由此吸收所述液化天然气蒸气且由此形成组合产物；

在分馏器中将所述组合产物分为所述C₃和更重的组分流以及C₂和更轻的组分流；并且

使用所述液化天然气液体的制冷内容物对所述C₂和更轻的组分流进行冷凝。

12、根据权利要求11所述的方法，进一步包括在所述组合产物被供给至所述分馏器前使用所述液化天然气液体作为制冷剂对所述组合产物进行冷却的步骤。

13、根据权利要求11所述的方法，进一步包括在所述组合产物被供给至所述分馏器前使用来自所述分馏器的所述C₃和更重的组分流对所述组合产物进行加热的步骤。

14、根据权利要求11所述的方法，进一步包括提供第二液化天然气储存容器的步骤，所述第二液化天然气储存容器为所述液化天然气储存容器提供所述液化天然气。

15、根据权利要求14所述的方法，其中所述第二液化天然气储存容器接收一部分所述液化天然气蒸气。

16、根据权利要求14所述的方法，其中所述第二液化天然气储存容器被构造以形成液化天然气蒸气流，且所述液化天然气蒸气流被供应回所述第二液化天然气储存容器。

17、根据权利要求14所述的方法，其中所述第二液化天然气储存容器位于船舶上。

18、根据权利要求11所述的方法，进一步包括在所述液化天然气液体已经提供制冷物以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝之后将一部分所述液化天然气液体供给至所述分馏器的步骤。

19、根据权利要求18所述的方法，其中所述分馏器被构造以提供液化石油气作为底部产物。

20、根据权利要求19所述的方法，进一步包括在所述液化天然气液体提供制冷物以对所述C₂和更轻的组分进行冷凝之后使用所述液化天然气液体的另一部分作为冷凝制冷剂的步骤。