DE60217501T2

DE60217501T2 - Entladen von flüssigerdgas in standardmässige flüssigerdgaslagereinrichtungen

Info

Publication number: DE60217501T2
Application number: DE60217501T
Authority: DE
Inventors: Lawrence E. Sugar Land KIMBLE; R. James Kingwood RIGBY; R. Ronald Magnolia BOWEN
Original assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 2001-07-20
Filing date: 2002-07-18
Publication date: 2007-11-15
Anticipated expiration: 2022-07-19
Also published as: TW561230B; WO2003008857A1; MXPA04000396A; EP1412671B1; US20030014981A1; JP2004536265A; EP1412671A4; KR20040023658A; EP1412671A1; US6560988B2; ES2279885T3; DE60217501D1; PT1412671E

Description

Gebiet der Erfindung
Diese Erfindung betrifft Systeme und Verfahren zum Abgeben von unter Druck stehendem Flüssigerdgas an ein Einfuhr-Terminal, das Speichertanks und Verdampfereinrichtungen umfasst, die für herkömmliches Flüssigerdgas mit atmosphärischem Druck geeignet sind. Die unter Druck stehende Flüssigerdgasladung oder jeder Teil davon wird in herkömmliches Flüssigerdgas umgewandelt und zu Speichertanks geleitet, die für herkömmliches Flüssigerdgas geeignet sind. Jeder Teil der Ladung, der nicht in herkömmliches Flüssigerdgas umgewandelt wird, kann gemäß Pipeline-Vorgaben komprimiert und erwärmt werden. Dieses Gas kann dann in eine Verteil-Pipeline geleitet werden. Ein solches System ist aus dem Dokument US-A-6 112 528 bekannt.
Hintergrund der Erfindung
In der folgenden Beschreibung werden mehrere Begriffe definiert. Der Einfachheit halber wird hierin ein Glossar der Begriffe unmittelbar vor den Ansprüchen bereitgestellt.
Große Volumina von Erdgas (d.h. vorwiegend Methan) werden in entlegenen Gebieten der Welt gefördert. Dieses Gas hat erheblichen Wert, wenn es in ökonomischer Weise zum Absatzgebiet transportiert werden kann. Wo das Fördergebiet in vernünftiger Nähe zu einem Absatzgebiet liegt und es das Gebiet zwischen den zwei Orten erlaubt, wird das Gas typischerweise durch unterirdische und/oder Überland-Pipelines transportiert. Wenn Gas jedoch an Orten gefördert wird, wo das Verlegen einer Pipeline nicht durchführbar oder ökonomisch ausgeschlossen ist, müssen andere Verfahren verwendet werden, um dieses Gas zu dem Absatzgebiet zu bringen.
Ein gewöhnlich verwendetes Verfahren für den Nicht-Pipeline-Transport von Gas umfasst ein Verflüssigen des Gases an dem Ort der Förderung oder nahe dabei und dann ein Transportieren des Flüssigerdgases zum Absatzgebiet in speziell ausgestalteten Speichertanks an Bord von Transportschiffen. Das Erdgas wird gekühlt und in einen flüssigen Zustand kondensiert, um Flüssigerdgas bei im Wesentlichen atmosphärischem Druck und bei Temperaturen von etwa –162°C (–260°F) ("LNG") zu erzeugen, wobei die Menge von Gas, die in einem Speichertank gespeichert werden kann, erheblich anwächst. Wenn ein LNG-Transportschiff sein Ziel erreicht, wird das LNG typischerweise in andere Speichertanks entladen, aus denen das LNG dann wieder wie benötigt zurückverdampft und zu Endverbrauchern durch Pipelines oder Ähnliches transportiert werden kann.
Das U.S.-Patent Nr. 6,085,528 (das "PLNG-patent") mit der entsprechenden Internationalen Veröffentlichungsnummer WO 98/59085 und dem Titel "Improved System for Processing, Storing, and Transporting Liquified Natural Gas" beschreibt Behälter und Transportschiffe zum Lagern und zum Schiffstransport von unter Druck stehendem Flüssigerdgas (PLNG) bei einem Druck in dem breiten Bereich von etwa 1035 kPa (150 psia) bis etwa 7590 kPa (1100 psia) und bei einer Temperatur in dem breiten Bereich von etwa –123°C (–190°F) bis etwa –62°C (–80°F). Die in dem PLNG-Patent beschriebenen Behälter sind aus ultra-hochfesten, niedriglegierten Stählen hergestellt, die weniger als 9 Gew.-% Nickel enthalten und Zugfestigkeiten von mehr als 830 MPa (120 ksi) und eine geeignete Widerstandsfähigkeit für das enthaltene PLNG haben. Die U.S.-Patentanmeldung Nr. 09/495831 (die "PLNG-Patentanmeldung") mit der entsprechenden Internationalen Veröffentlichungsnummer WO 00/57102 und dem Titel "Improved System and Methods for Producing and Storing Liquified Natural Gas" beschreibt ebenfalls Behälter zum Speichern und zum Transport von PLNG. Die in der PLNG-Patentanmeldung beschriebenen Behälter umfassen einen die Belastung tragenden Behälter aus einem Kompositmaterial und eine im Wesentlichen undurchlässige, keine Belastung tragende Auskleidung, die in Kontakt mit dem Behälter ist. Jeder Behälter, der zum Speichern von PLNG geeignet ist, soll hierin im Folgenden als ein PLNG-Behälter bezeichnet werden. Jeder zum Speichern von LNG geeignete Behälter, der nicht zum Speichern von PLNG geeignet ist, soll hierin im Folgenden als ein LNG-Behälter bezeichnet werden.
PLNG kann an einem Einfuhr-Terminal in unter Druck stehende PLNG-Behälter entladen werden, z.B. durch Verwendung von einigen der verdrängten Dämpfe, um einen minimal erforderlichen Druck in den PLNG-Behältern auf dem Transportschiff beizubehalten. Es kann jedoch wünschenswert sein, PLNG an ein herkömmliches LNG-Einfuhr-Terminal abzugeben, das mit herkömmlichen LNG-Behältern ausgestattet ist aber nicht mit PLNG-Behältern.
Trotz der zuvor erwähnten Fortschritte in der Technik existieren derzeit unserer Kenntnis nach keine Systeme und Verfahren zur Abgabe von PLNG an ein Einfuhr-Terminal, das mit LNG-Behältern und mit für LNG geeigneten Verdampfereinrichtungen ausgestattet ist. Es wäre vorteilhaft, solche Systeme und Verfahren zu haben.
Daher ist es eine Aufgabe dieser Erfindung, solche Systeme und Verfahren bereitzustellen. Andere Aufgaben dieser Erfindung werden durch die folgende Beschreibung der Erfindung offensichtlich.
Zusammenfassung der Erfindung
In Übereinstimmung mit den zuvor angegebenen Aufgaben der vorliegenden Erfindung werden Systeme und Verfahren zur Abgabe von PLNG an ein Einfuhr-Terminal bereitgestellt, das mit LNG-Behältern und mit für LNG geeigneten Verdampfereinrichtungen ausgestattet ist. Ein System gemäß der Erfindung umfasst (a) unter Druck stehendes Flüssigerdgas mit einem Druck von etwa 1035 kPa (150 psia) bis etwa 7590 kPa (1100 psia) und mit einer Temperatur von etwa –123°C (–190°F) bis etwa –62°C (–80°C), das in einem oder mehreren PLNG-Behältern gespeichert ist, die eine geeignete Festigkeit und Widerstandsfähigkeit haben, um das unter Druck stehende Flüssigerdgas bei den Druck- und bei den Temperaturbedingungen zu halten, (b) ein oder mehrere LNG-Behälter, die zum Speichern von Flüssigerdgas mit im Wesentlichen atmosphärischem Druck und mit einer Temperatur von etwa –162°C (–260°F) geeignet sind, (c) Einrichtung zum Abziehen und zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases aus dem einen oder mehreren PLNG-Behältern, wobei das abgezogene unter Druck stehende Flüssigerdgas einen im Wesentlichen gasförmigen Teil und einen im Wesentlichen flüssigen Teil umfasst, (d) eine Separationseinrichtung, die zum Separieren des im Wesentlichen gasförmigen Teils und des im Wesentlichen flüssigen Teils geeignet ist, (e) eine Druckbeaufschlagungseinrichtung, die zum Erhöhen des Drucks des im Wesentlichen gasförmigen Teils auf einen gewünschten Druck geeignet ist, (f) eine Gasabgabeeinrichtung, die zur Abgabe des unter Druck stehenden, im Wesentlichen gasförmigen Teils an ein Ziel für den gasförmigen Teil geeignet ist, (g) eine Druckverringerungseinrichtung, die zum Verringern des Drucks des im Wesentlichen flüssigen Teils in einem oder mehreren Schritten auf im Wesentlichen atmosphärischen Druck geeignet ist, und (h) eine Flüssigkeitsabgabeeinrichtung, die zum Abgeben des sich auf im Wesentlichen atmosphärischem Druck befindlichen flüssigen Teils an den einen oder mehrere LNG-Behälter geeignet ist. In einem Ausführungsbeispiel besteht die Einrichtung zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases im Wesentlichen aus einer Expansionseinrichtung. Ein Ver fahren gemäß der vorliegenden Erfindung umfasst die Schritte: (a) Speichern von unter Druck stehendem Flüssigerdgas mit einem Druck von etwa 1035 kPa (150 psia) bis etwa 7590 kPa (1100 psia) und bei einer Temperatur von etwa –123°C (–190°F) bis etwa –62°C (–80°C) in einem oder mehreren PLNG-Behältern, die eine geeignete Festigkeit und Widerstandsfähigkeit haben, um das unter Druck stehende Flüssigerdgas bei den Druck- und bei den Temperaturbedingungen zu halten, (b) Abziehen und Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases aus dem einen oder den mehreren PLNG-Behältern, wobei das abgezogene unter Druck stehende Flüssigerdgas einen im Wesentlichen gasförmigen Teil und einen im Wesentlichen flüssigen Teil umfasst, (c) Separieren des im Wesentlichen gasförmigen Teils und des im Wesentlichen flüssigen Teils, (d) Erhöhen des Drucks des im Wesentlichen gasförmigen Teils auf einen gewünschten Druck, (e) Abgeben des unter Druck stehenden, im Wesentlichen gasförmigen Teils an ein Ziel für den gasförmigen Teil, (f) Verringern des Drucks des im Wesentlichen flüssigen Teils in einem oder mehreren Schritten auf im Wesentlichen atmosphärischen Druck und (g) Abgeben des auf im Wesentlichen atmosphärischem Druck befindlichen flüssigen Teils an einen oder mehrere LNG-Behälter, die zum Speichern des Flüssigerdgases mit im Wesentlichen atmosphärischem Druck und mit einer Temperatur von etwa –162°C (–260°F) geeignet sind. Bei dem Prozess des Abziehens des PLNG aus den PLNG-Behältern kann Verdrängungsdampf verwendet werden, um den Druck beizubehalten und eine Selbstkühlung der verbleibenden Ladung zu verhindern. In einem Ausführungsbeispiel besteht das Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases im Wesentlichen aus einem Expandieren des unter Druck stehenden Flüssigerdgases.
Das gesamte oder ein Teil des PLNG wird durch eine oder mehrere Ausdehnungseinrichtungen und/oder Steuerventile wie beispielsweise Joule-Thompson-Ventile absenkt, die in Reihe zu den LNG-Behältern geschaltet sind. Sich ergebende Entspannungsdämpfe werden von Entspannungsbehälter stromabwärts der Ausdehnungseinrichtungen und der Steuerventile gesammelt und in ein Kompressionssystem gegeben, das ausgestaltet ist, die Dämpfe erneut auf den Pipeline-Abgabedruck zu komprimieren. Verdrängungsdämpfe zum Entladen der PLNG-Behälter auf dem Transportschiff können wie benötigt von den Dämpfen abgezogen werden, die erneut für die Abgabe-Pipeline komprimiert werden.
In einer Ausführungsform können die vorherrschende isenthalpe und/oder isentrope Expansion und teilweise Verdampfung der unter Druck stehenden Tieftemperatur-Flüssigkeitsströme im Wesentlichen die gesamte Kälteleistung bereitstellen, die zum Kühlen der verbleibenden (nicht verdampften) Flüssigkeit erforderlich ist. Das Endergebnis ist ein herkömmliches LNG-Produkt, das auf dessen Blasenpunkttemperatur bei im Wesentlichen atmosphärischem Druck gekühlt worden ist. Diese Flüssigkeit kann dann in bestehenden herkömmlichen LNG-Einfuhr-Terminaleinrichtungen einschließlich LNG-Behältern gespeichert und eventuell für eine Verwendung zurückverdampft werden. Wenn nur ein Teil des PLNG in Druck abgesenkt wird, kann das verbleibende PLNG durch jedes verfügbare Verfahren entladen und verdampft werden, zum Beispiel, ohne dabei diese Erfindung zu beschränken, durch die Verfahren, die in dem U.S.-Patent Nr. 6,112,528 beschrieben sind.
Beschreibung der Zeichnungen
Die Vorteile der vorliegenden Erfindung sind durch Bezugnahme auf die folgende detaillierte Beschreibung und die angefügten Zeichnungen besser verständlich, wobei
1 ein schematisches Flussdiagramm eines Systems gemäß der vorliegenden Erfindung ist.
Während die Erfindung in Verbindung mit deren bevorzugten Ausführungsformen beschrieben wird, ist es klar, dass die Erfindung nicht darauf beschränkt ist. Im Gegenteil ist von der Erfindung beabsichtigt, alle Alternativen, Veränderungen und Äquivalente abzudecken, von der Idee und dem Schutzbereich der vorliegenden Offenbarung, wie sie in den angefügten Ansprüchen festgelegt ist, umfasst werden können.
Detaillierte Beschreibung der Erfindung
Gespeichertes PLNG wird durch Druck aus einem PLNG-Behälter herausgedrückt, und dessen Druck wird über ein oder mehrere, in Reihe geschaltete Druckverringerungsstufen auf im Wesentlichen atmosphärischen Druck verringert, wobei eine Kombination von Flüssigkeitsausdehnungseinrichtungen und/oder Joule-Thompson-Ventilen verwendet wird, um herkömmliches LNG zu erzeugen. Dämpfe, die mit dem Ablassen des Drucks verbunden sind, werden aus Separationsbehältern zurückgewonnen und auf den Abgabedruck komprimiert. Ein Teil der Dämpfe kann, sofern erforderlich, verwendet werden, um PLNG, das aus PLNG-Behältern auf dem Transportschiff entladen wird, zu verdrängen.
Das LNG, das aus dem mehrstufigen Absenkprozess resultiert, wird zu herkömmlichen LNG-Behältern geschickt. In der Folge kann dieses LNG auf den Abgabegasdruck gepumpt werden und in jedem Typ eines herkömmlichen LNG-Verdampfers für eine Abgabe an die Abgabe-Gaspipeline verdampft werden.
Ein Beispiel eines Systems 10 gemäß dieser Erfindung ist in 1 dargestellt. Diese Erfindung ist nicht auf das dargestellte Beispiel beschränkt. Der optimale Aufbau des Prozesssystems verändert sich mit der Gaszusammensetzung und den ortsabhängigen Wirtschaftlichkeitsanforderungen. Viele hierin nicht speziell erläuterte Veränderungen, z.B. ein System mit nur einer Stufe, werden als innerhalb des Schutzbereichs dieser Erfindung liegend angesehen. In diesem nicht beschränkenden Beispiel wird PLNG mit einem rückvergasten Standardäquivalent von 939 K std m³/hr (800 MSCFD) aus einem PLNG-Behälter 12 an Bord eines Transportschiffes (nicht dargestellt) entladen. Die PLNG-Ladung wird auf herkömmlichen LNG-Speicherdruck abgesenkt, d.h. im Wesentlichen atmosphärischen Druck. In diesem Beispiel wird ungefähr die Hälfte des Stroms in LNG umgewandelt und in herkömmlichen LNG-Behältern gespeichert. Die andere Hälfte wird als Entspannungsgas zurückgewonnen und für eine Abgabe komprimiert.
Genauer wird das PLNG-Eingangsprodukt bei etwa 30,4 bar (441 psia) und etwa –96°C aus dem PLNG-Behälter 12 mit einer rückvergasten Standartäquivalentrate von etwa 939 K std m³/hr (800 MSCFD) durch die Leitung 15 in den Flüssigkeitsspeicher 14 entladen. Der Druck in dem PLNG-Behälter 12 wird durch Dämpfe, die durch die Leitung 100 eintreten, beibehalten. Diese Dämpfe können durch ein Abziehen eines Nachstroms aus dem Prozess aus irgendeiner anderen akzeptablen Quelle gewonnen werden, wie es dem Fachmann bekannt ist. In diesem Ausführungsbeispiel ersetzen die Dämpfe volumetrisch das PLNG in dem PLNG-Behälter 12. Der Flüssigkeitsspeicher 14 liefert eine im Wesentlichen stabile Zuführrate für den Rest des Prozesses. Jegliche Dämpfe oder gasförmige Eingangsprodukte (ein unerhebliches Volumen) trennen sich bei etwa 30,4 bar (441 psia) and etwa –96°C (–140°F) von dem flüssigen Eingangsprodukt in dem Flüssigkeitsspeicher 14 und strömen über die Leitung 17 durch das erste Ventil 18. Jegliches vorliegende gasförmige PLNG tritt aus dem ersten Ventil 18 mit etwa 21,0 bar (305 psia) und –107°C (–160°F) aus und strömt durch die Leitung 19 zu einem ersten Druckverringerungsentspannungstank 16. Flüssiges PLNG mit etwa 30,4 bar (441 psia) und etwa –96°C (–140°F) strömt aus dem Flüssigkeitsspeicher 14 durch die Leitung 21 mit einer Rate von etwa 643500 kg/hr (1419000 lb/hr) zu einer ersten Turbo ausdehnungseinrichtung 20. Die erste Turboausdehnungseinrichtung 20 erzeugt etwa 668 kW (895 PS) rückgewinnbarer Energie, während flüssiges und gasförmiges Eingangsprodukt aus der ersten Turboausdehnungseinrichtung 20 mit etwa 20,7 bar (300 psia) und etwa –107°C (–160°F) mit einer Rate von etwa 643500 kg/hr (1419000 lb/hr) austritt und durch die Leitung 23 zu dem ersten Druckverringerungsentspannungstank 16 strömt. Das gasförmige Eingangsprodukt strömt mit etwa 20,7 bar (300 psia) und etwa –107°C (–160°F) bei einer Rate von etwa 163,2 K std m³/hr (138,6 MSCFD) aus dem ersten Druckverringerungsentspannungstank 16 durch die Leitung 25 zu einem ersten Mischer 26.
Flüssiges PLNG strömt mit etwa 20,7 bar (300 psia) und etwa –107°C (–160°F) aus dem ersten Druckverringerungsentspannungstank 16 durch die Leitung 27 mit einer Rate von etwa 532390 kg/hr (1173700 lb/hr) zu einer zweiten Turboausdehnungseinrichtung 28. Die zweite Turboausdehnungseinrichtung 28 erzeugt etwa 755 kW (1012 PS) an rückgewinnbarer Energie, während flüssiges und gasförmiges Eingangsprodukt aus der zweiten Turboausdehnungseinrichtung 28 mit etwa 10,3 bar (150 psia) und etwa –123°C (–190°F) mit einer Rate von etwa 532390 kg/hr (1173700 lb/hr) austritt und durch die Leitung 29 zu dem zweiten Druckverringerungsentspannungstank 30 strömt. Das gasförmige Eingangsprodukt strömt mit etwa 10,3 bar (150 psia) und etwa –123°C (–190°F) bei einer Rate von etwa 136 K std m³/hr (115,5 MSCFD) aus dem zweiten Druckverringerungsentspannungstank 30 durch die Leitung 31 zu einem zweiten Mischer 32.
Flüssiges PLNG strömt mit etwa 10,3 bar (150 psia) und etwa –123°C (–190°F) aus dem zweiten Druckverringerungsentspannungstank 30 durch die Leitung 33 mit einer Rate von etwa 493800 kg/hr (969700 lb/hr) zu einer dritten Turboausdehnungseinrichtung 34. Die dritte Turboausdehnungseinrichtung 34 erzeugt etwa 794 kW (1064 PS) an rückgewinnbarer Energie, während flüssiges und gasförmiges Eingangsprodukt aus der dritten Turboausdehnungseinrichtung 39 mit etwa 3,1 bar (45 psia) und etwa –145°C (–230°F) mit einer Rate von etwa 439800 kg/hr (969700 lb/hr) austritt und durch die Leitung 35 zu dem dritten Druckverringerungsentspannungstank 36 strömt. Das gasförmige Eingangsprodukt strömt mit etwa 3,1 bar (45 psia) und etwa –145°C (–230°F) bei einer Rate von etwa 109,1 K std m³/hr (92,6 MSCFD) aus dem dritten Druckverringerungsentspannungstank 36 durch die Leitung 37 zu einem dritten Mischer 38.
Flüssiges Eingangsprodukt strömt mit etwa 3,1 bar (45 psia) und etwa –145°C (–230°F) aus dem dritten Druckverringerungsentspannungstank 36 mit einer Rate von etwa 365700 kg/hr (806200 lb/hr) durch die Leitung 39 zu einer vierten Turboausdehnungseinrichtung 40. Die vierte Turboausdehnungseinrichtung 40 erzeugt etwa 301 kW (404 PS) an rückgewinnbarer Energie, während flüssiges und gasförmiges Eingangsprodukt aus der vierten Turboausdehnungseinrichtung 40 mit im Wesentlichen atmosphärischem Druck und etwa –162°C (–260°F), d.h. als LNG, mit einer Rate von etwa 365700 kg/hr (806200 lb/hr) austritt und durch die Leitung 41 zu dem vierten Druckverringerungsentspannungstank 42 strömt. Etwa 328600 kg/hr (724400 lb/hr) an LNG werden durch die Pumpe 46 aus dem vierten Druckverringerungsentspannungstank 42 durch die Leitung 45 zu LNG-Behältern (nicht dargestellt) gepumpt.
Gasförmiges Eingangsprodukt mit im Wesentlichen atmosphärischem Druck und etwa –162°C (–260°F) strömt mit einer Rate von etwa 54,7 K std m³/hr (46,4 MSCFD) aus dem vierten Druckverringerungsentspannungstank 42 durch die Leitung 43 zu einem ersten Kompressor 44. Gasförmiges Eingangsprodukt tritt aus dem ersten Kompressor 44 bei etwa 3,5 bar (50 psia) und etwa –110°C (–167°F) mit einer Rate von etwa 54,7 K std m³/hr (46,4 MSCFD) aus und strömt durch die Leitung 49 zu dem dritten Mischer 38, wo es mit dem gasförmigen Eingangsprodukt bei etwa 3,1 bar (45 psia) und etwa –145°C (–230°F) mit einer Rate von etwa 109,1 K std m³/hr (92,6 MSCFD) aus dem dritten Druckverringerungsentspannungstank 36 gemischt wird.
Gasförmiges Eingangsprodukt strömt aus dem dritten Mischer 38 bei etwa 3,1 bar (45 psia) und etwa –134°C (–210°F) mit einer Rate von etwa 163,7 K std m³/hr (139 MSCFD) durch die Leitung 51 zu einem zweiten Kompressor 52. Gasförmiges Eingangsprodukt tritt aus dem zweiten Kompressor 52 bei etwa 11,0 bar (160 psia) und etwa –64°C (–84°F) mit einer Rate von etwa 163,7 K std m³/hr (139 MSCFD) aus und strömt durch die Leitung 55 zu dem zweiten Mischer 32, wo es mit dem gasförmigen Eingangsprodukt bei etwa 10,3 bar (150 psia) und etwa –123°C (–190°F) mit einer Rate von etwa 136 K std m³/hr (115,5 MSCFD) aus dem zweiten Druckverringerungsentspannungstank 30 gemischt wird.
Gasförmiges Eingangsprodukt strömt aus dem zweiten Mischer 32 mit etwa 10,3 bar (150 psia) und etwa –92°C (–134°F) mit einer Rate von etwa 299,8 K std m³/hr (254,5 MSCFD) durch die Leitung 57 zu einem dritten Kompressor 58. Gasförmiges Eingangsprodukt tritt aus dem dritten Kompressor 58 mit etwa 21,7 bar (315 psia) und etwa –43°C (–45°F) mit einer Rate von etwa 299,8 K std m³/hr (254,5 MSCFD) aus und strömt durch die Leitung 61 zu dem ersten Mischer 26, wo es mit dem gasförmigen Eingangsprodukt mit etwa 20,7 bar (300 psia) und etwa –107°C (–160°F) mit einer Rate von etwa 163,2 K std m³/hr (138,6 MSCFD) aus dem ersten Druckverringerungsentspannungstank 16 gemischt wird.
Gasförmiges Eingangsprodukt strömt aus dem ersten Mischer 26 bei etwa 20,7 bar (300 psia) und etwa –67°C (–89°F) mit einer Rate von etwa 462,9 K std m³/hr (393,1 MSCFD) durch die Leitung 63 zu einem vierten Kompressor 64. Gasförmiges Eingangsprodukt tritt aus dem vierten Kompressor 64 mit etwa 69 bar (1000 psia) und etwa 23°C (74°F) mit einer Rate von etwa 462,9 K std m³/hr (363,1 MSCFD) aus und strömt durch die Leitung 65 zu der Abgabe.
In einer Ausführungsform wird zumindest ein Teil der Kälteleistung zum Kühlen durch Expansion und teilweise Verdampfung der unter Druck stehenden Tieftemperatur-Flüssigkeitsströme bereitgestellt. Vorteilhafterweise wird in einer Ausführungsform im Wesentlichen die gesamte Kälteleistung zum Kühlen durch Expansion und teilweise Verdampfung der unter Druck stehenden Tieftemperatur-Flüssigkeitsströme bereitgestellt ohne die Notwendigkeit ein Kälteerzeugungseinrichtung, die versorgt werden muss.
Mehrere Möglichkeiten sind mit dieser Erfindung verfügbar. Dieses sind zum Beispiel, ohne die Erfindung zu beschränken: (a) Herkömmliche LNG-Reserve-Speichervolumen können auf jedem gewünschten Niveau beibehalten werden, während das LNG zu dem Absatzgebiet hindurchgepumpt wird; (b) Rückgewonnene Leistung aus den Flüssigkeitsausdehnungseinrichtungen (z.B. den Turboausdehnungseinrichtungen) kann zur Erzeugung von elektrischer Energie verwendet werden oder alternativ zum Ausgleichen eines Bedarfs durch Kompression; (c) Tieftemperatur-Dämpfe, die durch Verringern des Drucks des PLNG erzeugt werden, können direkt Kompressoren ohne Schmieröl zugeführt werden, die Legierungsstähle enthalten, die bei den herrschenden tiefen Temperaturen arbeiten können, um z.B. die Leistungserfordernisse zu minimieren; (d) Tieftemperatur-Dämpfe, die bei der Druckverringerung des PLNG erzeugt werden, können kreuzweise ausgetauscht werden, um die Kälteleistung zurückzugewinnen und um, sofern gewünscht, die Kompressoransaugdämpfe auf Temperaturen vorzuheizen, die für herkömmliche Kohlenstoff-Stahl-Legierungen annehmbar sind; (d) Joule-Thompson-Ventile können an jedem Punkt Turboausdehnungseinrichtungen ersetzen, um die Kosten der Einrichtung zu vermindern zu Lasten der Ener gierückgewinnung und bei zunehmendem Volumen von Dampf, der in der Druckverminderungsabfolge erzeugt wird.
Besondere Vorteile der Erfindung sind, dass die direkt Zuführung von Tieftemperatur-Dämpfen zu Speziallegierungskompressoren ohne Schmieröl die Leistungsanforderungen durch die Kompressoren an der Abgabeseite minimiert. Zusätzlich erlaubt eine Kopplung der Turboausdehnungseinrichtungen mit der PLNG-Absenkung eine Energierückgewinnung, z.B. zur Erzeugung von elektrischer Leistung und zur Minimierung der erzeugten Dampfvolumina.
Während die vorliegende Erfindung im Rahmen eines oder mehrerer bevorzugter Ausführungsbeispiele beschrieben worden ist, ist es klar, dass andere Veränderungen durchgeführt werden können, ohne den Schutzbereich der Erfindung zu verlassen, der in den folgenden Ansprüchen festgelegt worden ist.
Glossar

bar: Einheit des Drucks, die 105 Newton pro Quadratmeter entspricht;
Tieftemperatur: Jede Temperatur von etwa –40°C (–40°F) und tiefer;
kg/hr: Kilogramm pro Stunde;
lb/hr: Pound (0.4536 kg) pro Stunde;
LNG: Flüssigerdgas bei im Wesentlichen atmosphärischem Druck und bei Temperaturen von etwa –162°C (–260°F);
K std m³/hr: Tausend Standardkubikmeter pro Stunde;
kW: Kilowatt, d.h. tausend Watt;
LNG-Behälter: Jeder zum Speichern von LNG geeignete Behälter, der nicht auch zum Speichern von PLNG geeignet ist;
MSCFD: Million Standardkubikfuß pro Tag;
PLNG: Unter Druck stehendes Flüssigerdgas;
PLNG-Behälter: Jeder Behälter, der zum Speichern von PLNG geeignet ist.

Claims

System mit (a) einem unter Druck stehenden Flüssigerdgas mit einem Druck von etwa 1035 kPa (150psia) bis etwa 7590 kPa (1100 psia) und mit einer Temperatur von etwa –123°C (–190°F) bis etwa –62°C (–80°F), das in einem oder mehreren PLNG-Behältern (12) gespeichert ist, die eine geeignete Festigkeit und Widerstandsfähigkeit haben, um das unter Druck stehende Flüssigerdgas bei den Druck- und bei den Temperaturbedingungen zu halten; (b) einem oder mehreren LNG-Behältern, die zum Speichern von Flüssigerdgas mit im Wesentlichen atmosphärischem Druck und mit einer Temperatur von etwa –162°C (–260°F) geeignet sind; (c) Einrichtungen (16, 18–20, 23, 25–46, 49, 51, 52, 55, 57–58, 61, 63–65) zum Abziehen und zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases aus dem einen oder mehreren PLNG-Behältern, wobei das abgezogene unter Druck stehende Flüssigerdgas einen im Wesentlichen gasförmigen Teil und einen im Wesentlichen flüssigen Teil umfasst; (d) Separationseinrichtungen (14, 16, 30, 36, 42), die zum Separieren des im Wesentlichen gasförmigen Teils und des im Wesentlichen flüssigen Teils geeignet sind; (e) Druckbeaufschlagungseinrichtungen (44, 52, 58, 64), die zum Erhöhen des Drucks des im Wesentlichen gasförmigen Teils auf einen gewünschten Druck geeignet sind; (f) einer Gasabgabeeinrichtung (65), die zur Abgabe des unter Druck stehenden, im Wesentlichen gasförmigen Teils an ein Ziel für den gasförmigen Teil geeignet ist; (g) Druckverringerungseinrichtungen (20, 28, 34, 40), die zum Verringern des Drucks des im Wesentlichen flüssigen Teils in einem oder mehreren Schritten auf im Wesentlichen atmosphärischen Druck geeignet sind; und (h) einer Flüssigkeitsabgabeeinrichtung (45), die zum Abgeben des sich auf im Wesentlichen atmosphärischem Druck befindlichen flüssigen Teils an den einen oder mehrere LNG-Behälter geeignet ist.
System gemäß Anspruch 1, wobei die Einrichtung zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases im Wesentlichen aus einer Expansionseinrichtung besteht.
System gemäß Anspruch 1 oder 2, wobei die Einrichtung zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases eine Flüssigkeitsausdehnungseinrichtung (20, 28, 34, 40) aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei die Einrichtung zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases eine Turboausdehnungseinrichtung (20, 28, 34, 40) aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei die Einrichtung zum Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgas ein Ventil (18) aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei die Druckverringerungseinrichtung ein Ventil (18) aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei die Druckverringerungseinrichtung ein Joule-Thompson-Ventil aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei die Druckverringerungseinrichtung eine Flüssigkeitsausdehnungseinrichtung aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei die Druckverringerungseinrichtung eine Turboausdehnungseinrichtung (20, 28, 34, 40) aufweist.
System gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, wobei die Druckbeaufschlagungseinrichtung einen Kompressor (44, 52, 58, 64) aufweist.
Verfahren umfassend die folgenden Schritte: (a) Speichern von unter Druck stehendem Flüssigerdgas mit einem Druck von etwa 1035 kPa (150 psia) bis etwa 7590 kPa (1100 psia) und mit einer Temperatur von etwa –123°C (–190°F) bis etwa –62°C (–80°F) in einem oder mehreren PLNG-Behältern (12), die eine geeignete Festigkeit und Widerstandsfähigkeit haben, um das unter Druck stehende Flüssigerdgas bei den Druck- und bei den Temperaturbedingungen zu halten; (b) Abziehen und Verringern des Drucks (16, 18–20, 23, 25–46, 49, 51, 52, 55, 57–58, 61, 63–65) von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases aus dem einen oder den mehreren PLNG-Behältern, wobei das abgezogene unter Druck stehende Flüssigerdgas einen im Wesentlichen gasförmigen Teil und einen im Wesentlichen flüssigen Teil umfasst; (c) Separieren (14, 16, 30, 36, 42) des im Wesentlichen gasförmigen Teils und des im Wesentlichen flüssigen Teils; (d) Erhöhen des Drucks (44, 52, 58, 64) des im Wesentlichen gasförmigen Teils auf einen gewünschten Druck; (e) Abgeben des unter Druck stehenden, im Wesentlichen gasförmigen Teils an ein Ziel (65) für den gasförmigen Teil; (f) Verringern des Drucks des im Wesentlichen flüssigen Teils in einem oder mehreren Schritten auf im Wesentlichen atmosphärischen Druck und (g) Abgeben des sich auf im Wesentlichen atmosphärischem Druck befindlichen flüssigen Teils (20, 28, 34, 40) an einen oder mehrere LNG-Behälter, die zum Speichern des Flüssigerdgases mit im Wesentlichen atmosphärischem Druck und mit einer Temperatur von etwa –162°C (–260°F) geeignet sind.
Verfahren gemäß Anspruch 11, wobei das das Verringern des Drucks von wenigstens einem Teil des unter Druck stehenden Flüssigerdgases im Wesentlichen aus einem Expandieren des unter Druck stehenden Flüssigerdgases besteht.