NO341516B1 - Fremgangsmåte og apparat for kondensering av naturgass - Google Patents

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte og et apparat for kondensering av naturgass. I et annet aspekt angår oppfinnelsen en forbedret driver- og kompressorkonfigurasjon for et kaskade-type naturgasskondenseringsanlegg.

Den kryogeniske kondenseringen av naturgass er rutinemessig utøvet for å omdanne naturgass til en mer passende form for transport og lagring. En slik kondensering reduserer volumet med ca. 600 ganger og resulterer i et produkt som kan lagres og transporteres ved nær atmosfærisk trykk.

Med hensyn til lett lagring er naturgass ofte transportert av rørledning fra tilgangskilden til et fjernt marked. Det er ønskelig å drive rørledningen under en stort sett konstant og høy belastningsfaktor men ofte vil rørledningens leveringsevne eller kapasitet overskride etterspørselen mens andre ganger vil etterspørselen overskride rørledningens leveringsevne. For å kutte bort toppene når etterspørselen er større enn tilbudet eller bunnene når tilbudet er større enn etterspørselen, er det ønskelig å lagre overskuddsgass på en slik måte at den kan leveres når tilbudet er større enn etterspørselen. En slik praksis gjør det mulig å imøtekomme fremtidige etterspørselstopper med materiale fra lagring. En praktisk måte å gjøre dette på er å omdanne gassen til en kondensert tilstand for lagring og deretter å fordampe væsken ved etterspørsel.

Kondenseringen av naturgass er av enda større betydning når transport av gass fra en tilbudskilde atskilt av store avstander fra det aktuelle markedet og en rørledning enten ikke er tilgjengelig eller er upraktisk. Dette er spesielt tilfelle når transport må gjøres av skipsfartøyer. Skipstransport i den gassholdige tilstanden er generelt ikke praktisk fordi vesentlig trykksetting er nødvendig for i betydelig grad å redusere gassens spesifikke volum. En slik trykksetting krever anvendelsen av dyrere lagringscontainere.

For å lagre og transportere naturgass i den flytende tilstanden kjøles naturgassen fortrinnsvis til -151<o>C til -162<o>C (-240<o>F til -260<o>F) når den kondenserte naturgassen (LNG) innehar et nær-atmosfærisk damptrykk. Mange systemer eksisterer innen teknikkens stand for kondenseringen av naturgass hvor gassen kondenseres ved sekvensiell passering av gassen ved et elevert trykk gjennom et stort antall kjøletrinn slik at gassen kjøles til suksessivt lavere temperaturer inntil kondenseringstemperaturen nås. Kjøling oppnås generelt ved varmeveksling med én eller flere kjølemidler slik som propan, propylen, etan, etylen, metan, nitrogen eller kombinasjoner av de foregående kjølemidler (f.eks. blandede kjølemiddelsystemer).

Publikasjon US 6389844 B1, beskriver et anlegg for kondensering av naturgass som omfatter minst tre kjølemiddelkretser og som inkluderer en kompressor drevet av egnet driverinnretning (dampturbin og gassturbin).

Publikasjon US 6324867 B1, beskriver et LNG anlegg og fremgangsmåte for kondensering av naturgass. Systemet har minst to kjølekretser med propan som kjølemiddel og kompressorer drevet ved hjelp av en gassturbin.

Videre er optimalisering av naturgasskondenseringsanlegg omtalt i dokumentet «Optimize the power system of baseload LNG plant», Proceedings gas processors association, GPA meeting, 14.03.2001 av Kikkawa et al.

En kondenseringsmetodikk som er spesielt anvendelig for den foreliggende oppfinnelsen anvender en åpen metansyklus for sluttkjølesyklusen hvor en trykksatt LNG-bærende strøm flashes og flashdampende (dvs. flashgasstrømmen(ene)) anvendes deretter som kjølemidler, rekomprimeres, kjøles, kombineres med bearbeidet naturgassfødestrøm og kondenseres derved for å produsere den trykksatte LNG-bærende strømmen.

Det er fem nøkkeløkonomiske drivere som må anses ved utforming av et naturgasskondenseringsanlegg: 1) kapitalkostnad; 2) driftsutgift; 3) tilgjengelighet;

4) produksjonseffektivitet; og 5) varmeeffektivitet. Kapitalutgift og driftsutgift er vanlige finansielle kriterier som anvendes for å analysere den økonomiske gjennomførbarheten til et prosjekt. Imidlertid er tilgjengelighet, produksjonseffektivitet og varmeeffektivitet mindre generiske uttrykk som gjelder for prosjekter som benytter komplekst utstyr og varmeenergi for å produsere en bestemt mengde av et produkt ved en bestemt hastighet. Innen området naturgasskondensering er ”tilgjengelighet” ganske enkelt et mål tiden hvor anlegget er online (dvs. produserer LNG), uten hensyn til mengden av LNG som blir produsert mens anlegget er online. ”Produksjonseffektiviteten” av et LNG-anlegg er et mål på tiden hvor anlegget er online og produserer ved full designkapasitet. ”Varmeeffektiviteten” av et LNG-anlegg er et mål på energimengden som den trenger for å produsere en bestemt mengde av LNG.

Konfigurasjonen av kompressorer og mekaniske drivere (f.eks. gassturbiner, dampturbiner, elektriske motorer, osv.) i et LNG-anlegg påvirker i stor grad kapitalkostnaden, driftskostnaden, tilgjengeligheten, produksjonseffektiviteten og varmeeffektiviteten til anlegget. Typisk, etter hvert som antallet kompressorer og drivere i et LNG-anlegg økes, øker også anleggets tilgjengelighet på grunn av anleggets evne til å forbli online i en større tidsprosent. En slik økt tilgjengelighet kan tilveiebringes gjennom en” to-rekker-i-én” design hvor kompressorer i en kjølesyklus er forbundet til kjølesyklusen i parallell slik at hvis én kompressor er nede, kan kjølesyklusen fortsette å drives ved en redusert kapasitet. En ulempe med redundansen påkrevd i mange” to-rekker-i-én” designer er at antall kompressorer og drivere må økes, som derved øker prosjektets kapitalkostnad.

Det er også kjent at varmeeffektiviteten i et naturgasskondenseringsanlegg kan økes ved å utvinne varme fra bestemte varmeproduserende operasjoner i LNG-anlegget og overføring av den utvunnede varmen til varmeforbrukende operasjoner i anlegget. Imidlertid kan det tilsatte utstyret, rørledningssystemet og konstruksjonskostnaden som er nødvendig for varmeutvinningssystemer i stor grad øke et LNG-anleggs kapitalkostnad.

Således er det lett å se at en balanse mellom kapitalkostnad, driftskostnad, tilgjengelighet, produksjonseffektivitet og varmeeffektivitet eksisterer for alle LNG-anleggsdesigner. En nøkkel til å tilveiebringe et økonomisk konkurransedyktig LNG-anlegg er å tilby en design som anvender en optimal balanse mellom kapitalkostnad, driftskostnad, tilgjengelighet, produksjonseffektivitet og varmeeffektivitet.

Det er ønskelig å tilveiebringe et nytt naturgasskondenseringssystem som har en optimal driver- og kompressorkonfigurasjon som minimaliserer kapital- og driftskostnader mens det samtidig maksimaliserer tilgjengelighet, produksjonseffektivitet og varmeeffektivitet.

Det er igjen ønskelig å tilveiebringe et nytt naturgasskondenseringssystem som har et spillvarmeutvinningssystem som i stor grad øker varmeeffektivitet uten å tilføre i betydelig grad kapital- eller driftskostnad.

Det skal bemerkes at de ovennevnte ønskene er bare eksempler og behøver ikke i det hele tatt å oppnås ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Andre formål og fordeler med oppfinnelsen vil fremkomme fra denne fremstillingen og tegningene.

Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte og et apparat for kondensering av naturgass slik den er beskrevet i de selvstendige kravene. Ulike utførelsesformer av oppfinnelsen fremkommer i de tilhørende uselvstendige kravene.

Følgelig tilveiebringes det i én utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for kondensering av naturgass innbefattende trinnene (a) anvendelse av en første gassturbin for å drive en første kompressor, og derved komprimere et første kjølemiddel i en første kjølesyklus, (b) anvendelse av en andre gassturbin for å drive en andre kompressor, for derved å komprimere det første kjølemidlet i den første kjølesyklusen, (c) anvende en første dampturbin for å drive en tredje kompressor, for derved å komprimere et andre kjølemiddel i en andre kjølesyklus, og (d) anvendelse av en andre dampturbin for å drive en fjerde kompressor, for derved å komprimere det andre kjølemidlet i den andre kjølesyklusen.

I en annen utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for kondensering av naturgass innbefattende trinnene (a) anvendelse av en første gassturbin for å drive en første kompressor og en andre kompressor, for derved å komprimere et første og et andre kjølemiddel i henholdsvis de første og andre kompressorene; (b) anvendelse av en andre gassturbin for å drive en tredje kompressor og en fjerde kompressor, for derved å komprimere de første og andre kjølemidlene i henholdsvis de tredje og fjerde kompressorene; (c) utvinning av spillvarme fra minst én av de første og andre gassturbinene; (d) anvendelse av minst en del av den utvunnede spillvarmen for å hjelpe til å drive en første dampturbin; og (e) komprimering av et tredje kjølemiddel i en femte kompressor drevet av den første dampturbinen.

I en annen utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for kondensering av naturgass innbefattende trinnene: (a) komprimering av et første kjølemiddel i en første kompressor drevet av en første turbin; (b) utvinning av spillvarme fra den første gassturbinen; (c) anvendelse av minst en del av spillvarmen utvunnet fra den første turbinen for å hjelpe til å drive en første dampturbin; og (d) komprimering av et andre kjølemiddel i en andre kompressor drevet av den første dampturbinen, hvor det andre kjølemidlet innbefatter i hoveddel metan.

I en annen utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for kondensering av naturgass innbefattende trinnene: (a) komprimering av et første kjølemiddel i en første kompressor drevet av en første turbin, hvor det første kjølemidlet innbefatter i hoveddel et hydrokarbon valgt fra gruppen bestående av propan, propylen og kombinasjoner derav, (b) komprimering av et andre kjølemiddel i en andre kompressor drevet av den første turbinen, hvor det andre kjølemidlet innbefatter i hoveddel et hydrokarbon valgt fra gruppen bestående av etan, etylen, og kombinasjoner derav, (c) anvendelse av det første kjølemidlet i en første kjøler for å kjøle naturgassen, og (d) anvendelse av det andre kjølemidlet i en andre kjøler for å kjøle naturgassen.

I en annen utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for kondensering av naturgass innbefattende trinnene: (a) anvendelse av minst en del av naturgassen som et første kjølemiddel for å kjøle naturgassen, (b) komprimering av minst en del av det første kjølemidlet med en første gruppe kompressorer drevet av en første dampturbin, og (c) komprimering av minst en del av det første kjølemidlet med en andre gruppe kompressorer drevet av en andre dampturbin.

I en ytterligere utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det et apparat for kondensering av naturgass som anvender flere kjølemidler for å kjøle naturgassen i flere trinn. Apparatet innbefatter første, andre, tredje, fjerde og femte kompressorer, første og andre gassturbiner, en første dampturbin, og et varmeutvinningssystem. De første og tredje kompressorene er opererbare til å komprimere et første kjølemiddel, de andre og fjerde kompressorene er opererbare for å komprimere et andre kjølemiddel, og den femte kompressoren er opererbar til å komprimere et tredje kjølemiddel. Den første gassturbinen driver de første og andre kompressorene, den andre gassturbinen driver de tredje og fjerde kompressorene, og den første dampturbinen driver den femte kompressoren. Varmeutvinningssystemet er opererbart til å utvinne spillvarme fra minst én av de første og andre gassturbinene og anvender den utvunnede spillvarmen for å hjelpe til å drive den første dampturbinen.

En ytterligere utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det et apparat for kondensering av naturgass som anvender minst en del av naturgassen som et første kjølemiddel. Apparatet innbefatter første og andre dampturbiner og første og andre grupper kompressorer. Den første gruppen kompressorer er drevet av den første dampturbinen og er opererbar til å komprimere minst en del av det første kjølemidlet. Den andre gruppen kompressorer er drevet av den andre dampturbinen og er opererbar til å komprimere minst en del av det første kjølemidlet.

En foretrukket utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelsen er beskrevet i detalj under, under henvisning til de medfølgende tegningene, der

Fig. 1 er et forenklet flytskjema av en kaskadekjøleprosess for LNG-produksjon som anvender en ny driver/kompressor-konfigurasjon og varmeutvinningssystem. Nummereringen i fig. 1 kan oppsummeres som følger

100-199 Ledninger for primært metanstrømmer

200-299 Utstyr og beholdere for primært metanstrømmer

300-399 Ledninger for primært propanstrømmer

400-499 Utstyr og beholdere for primært propanstrømmer

500-599 Ledninger for primært etylenstrømmer

600-699 Utstyr og beholdere for primært etylenstrømmer

700-799 Drivere og forbundet utstyr

800-899 Ledninger og utstyr for varmeutvinning, strømgenerering og forskjellige komponenter.

Som anvendt her refererer uttrykket åpen-syklus kaskadekjøleprosess til en kaskadekjøleprosess innbefattende minst en lukket kjølesyklus og en åpen kjølesyklus hvor kokepunktet til kjølemidlet anvendt i den åpne syklusen er mindre enn kokepunktet til kjølemidlet eller midlene anvendt i den lukkede syklusen(e) og en andel av kjøleevnen for å kondensere det komprimerte åpen-syklus kjølemidlet er tilveiebragt av én eller flere av de lukkede syklusene. I den foreliggende oppfinnelsen er metan eller en hovedsakelig metanstrøm anvendt som kjølemidler i den åpne syklusen. Denne strømmen består av den bearbeidede naturgassfødestrømmen og de komprimerte åpen-metan syklusgasstrømmene.

Designen av en kaskadekjøleprosess involverer en balansering av termodynamiske effektiviteter og kapitalkostnader. I varmeoverføringsprosesser er termodynamiske irreversibiliteter redusert siden temperaturgradientene mellom oppvarmings- og kjølefluider blir mindre, men ved oppnåelse av slike små temperaturgradienter kreves generelt betydelige økninger i mengden av varmeoverføringsareal, store modifikasjoner for forskjellig prosessutstyr og det passende valget av strømningshastigheter gjennom slikt utstyr for å sikre at både strømningshastigheter og tilnærmelse og utløpstemperaturer er kompatible med det påkrevde oppvarming/-kjølekravet.

En av de mest effektive måtene for å kondensere naturgass er via en optimalisert kaskade-type-operasjon i kombinasjon med ekspansjon-type-kjøling. En slik kondenseringsprosess består av den sekvensielle kjølingen av en naturgasstrøm ved et elevert trykk, f.eks. ca. 4,30 MPa (625 psia), ved sekvensiell kjøling av gassstrømmen ved å passere gjennom en flertrinns propansyklus, en flertrinns etan- eller etylensyklus, og en åpen-ende metansyklus som benytter en del av fødegassen som en metankilde og som inkluderer deri en flertrinns ekspansjonssyklus for ytterligere å kjøle det samme og redusere trykket til nær-atmosfærisk trykk. I sekvensen for kjølesykluser benyttes kjølemidlet med det høyeste kokepunktet først etterfulgt av et kjølemiddel som har et mellomkokepunkt og til slutt et kjølemiddel som har det laveste kokepunktet. Som anvendt her skal uttrykket ”propankjøler” bety et kjølesystem som anvender et kjølemiddel som har et kokepunkt som er det samme som, eller lignende, med det til propan eller propylen. Som anvendt her skal uttrykket ”etylenkjøler” bety et kjølesystem som anvender et kjølemiddel som har et kokepunkt som er det samme, eller lik, det til etan eller etylen. Som anvendt her skal uttrykkene ”oppstrøms” og ”nedstrøms” anvendes for å beskrive de relative posisjonene av forskjellige komponenter i et naturgasskondenseringsanlegg langs strømningsbanen til naturgass gjennom anlegget.

Forskjellige forbehandlingstrinn tilveiebringer et middel for å fjerne uønskede komponenter, slik som sure gasser, merkaptan, kvikksølv, og fuktighet fra naturgassfødestrømmen levert til anlegget. Sammensetningen av denne gasstrømmen kan variere betydelig. Som anvendt her er en naturgasstrøm enhver strøm som prinsipielt består av metan som stammer fra i hoveddel en naturgassfødestrøm, en slik fødestrøm inneholder f.eks. minst 85 volum% metan, hvor resten er etan, høyere hydrokarboner, nitrogen, karbondioksid og en mindre mengde av andre forurensninger slik som kvikksølv, hydrogensulfid og merkaptan. Forbehandlingstrinnene kan være separate trinn plassert enten oppstrøms for kjølesyklusene eller plassert nedstrøms for ett av de tidligere kjøletrinnene i startsyklusen. Det følgende er en ikke-omfattende opplisting av noen av de tilgjengelige midlene som er lett tilgjengelige for fagfolk. Sure gasser og i mindre grad merkaptan fjernes rutinemessig via en sorpsjonsprosess som anvender en vandig aminbærende løsning. Dette behandlingstrinnet utføres generelt oppstrøms for kjøletrinnene i startsyklusen. En hoveddel av vannet fjernes rutinemessig som en væske via to-fase gass-væskeseparasjon etter gasskompresjon og kjøling oppstrøms i startkjølesyklusen og også nedstrøms i det første kjøletrinnet i startkjølesyklusen. Kvikksølv fjernes rutinemessig via kvikksølvsorbentsjikt. Restmengder av vann og sure gasser fjernes rutinemessig via anvendelsen av passende valgte sorbentsjikt slik som regenererbare molekylsikter.

Den forbehandlede naturgassproduktstrømmen føres generelt til kondenseringsprosessen ved et elevert trykk eller komprimeres til et elevert trykk som er et trykk større enn 3,44 MPa (500 psia), fortrinnsvis ca. 3,44 MPa til ca. 6,20 MPa (ca. 500 psia til ca. 900 psia), og enda mer foretrukket ca. 3,44 MPa til ca. 4,65 MPa (ca. 500 psia til ca. 675 psia), og enda mer foretrukket ca. 4,13 MPa til ca. 4,65 MPa (ca. 600 psia til ca. 675 psia), og aller mest foretrukket ca. 4,30 MPa (625 psia). Strømtemperaturen er typisk nær omgivelsestemperatur til noe over omgivelsestemperatur. Et representativt temperaturområde er 15,5<o>C til 58,8<o>C (60<o>C til 138<o>F).

Som tidligere anført kjøles naturgassfødestrømmen i et stort antall flertrinns (f.eks. tre) sykluser eller trinn ved indirekte varmeveksling med et stort antall kjølemidler, fortrinnsvis tre. Den totale kjøleffektiviteten for en gitt syklus forbedres etter hvert som antall trinn økes, men denne effektivitetsøkningen er ledsaget av tilsvarende økninger i netto kapitalkostnad og prosesskompleksitet. Fødegassen føres fortrinnsvis gjennom et effektivt antall kjøletrinn, nominelt to, fortrinnsvis 2-4, og mer foretrukket 3 trinn, i den første lukkede kjølesyklusen som benytter et relativt høytkokende kjølemiddel. Et slikt kjølemiddel består fortrinnsvis i hoveddel av propan, propylen eller blandinger derav, mer foretrukket består kjølemidlet minst av ca. 75 mol% propan, enda mer foretrukket minst 90 mol% propan, og mest foretrukket består kjølemidlet i alt vesentlig av propan. Deretter strømmer den bearbeidede fødegassen gjennom et effektivt antall trinn, nominelt to, fortrinnsvis to til fire, og mer foretrukket to eller tre, i en andre lukket kjølesyklus i varmeveksling med et kjølemiddel som har et lavere kokepunkt. Et slikt kjølemiddel består fortrinnsvis i hoveddel av etan, etylen eller blandinger derav, mer foretrukket består kjølemidlet minst av ca. 75 mol% etylen, enda mer foretrukket minst 90 mol% etylen, og mest foretrukket består kjølemidlet i alt vesentlig av etylen. Hvert kjøletrinn består av en separat kjølesone. Som tidligere anført kombineres den bearbeidede naturgassfødestrømmen med én eller flere resirkuleringsstrømmer (dvs. komprimerte åpen-metan syklusgasstrømmer) forskjellige steder i den andre syklusen for derved å produsere en kondenseringsstrøm. I det siste trinnet i den andre kjølesyklusen kondenseres kondenseringsstrømmen (dvs. kondensert) i hoveddel, fortrinnsvis i dens helhet for derved å produsere en trykksatt LNG-bærende strøm. Generelt er prosesstrykket på dette stedet bare noe lavere enn trykket av den forbehandlede fødegassen til det første trinnet i den første syklusen.

Generelt vil naturgassfødestrømmen inneholde slike mengder av C2+-komponenter for å resultere i dannelsen av en C2+-rik væske i ett eller flere av kjøletrinnene. Denne væsken fjernes via gass-væske-separasjonsmidler, fortrinnsvis én eller flere konvensjonelle gass-væske-separatorer. Generelt kontrolleres den sekvensielle kjølingen av naturgassen i hvert trinn for å fjerne så mye som mulig av C2og karboner av høyere molekylvekt fra gassen for å produsere en gasstrøm hovedsakelig i metan og en væskestrøm inneholdende betydelige mengder av etan og tyngre komponenter. Et effektivt antall gass/væske-separasjonsmidler er plassert på strategiske steder nedstrøms i kjølesonene for fjerningen av væskestrømmer rik på C2+-komponenter. De nøyaktige plasseringene og antall gass/væske-separasjonsmidler, fortrinnsvis konvensjonelle gass/væske-separatorer, vil være avhengig av et antall driftsparametere, slik som C2+-blandingen av naturgassfødestrømmen, det ønskede BTU-innholdet av LNG-produktet, verdien av C2+-komponentene for andre anvendelser og andre faktorer som rutinemessig blir vurdert av fagfolk innen LNG-anlegg og gassanlegg i drift. C2+-hydrokarbonstrømmen eller strømmene kan demetaniseres via en enkeltrinns flash eller en fraksjoneringskolonne. I det siste tilfellet kan den resulterende metanrike strømmen direkte returneres ved trykk til kondenseringsprosessen. I det første tilfellet kan denne metanrike strømmen på nytt trykksettes og resirkuleres eller kan anvendes som brenselgass. C2+-hydrokarbonstrømmen eller strømmene eller den demetaniserte C2+-hydrokarbonstrømmen kan anvendes som brensel eller kan ytterligere bearbeides slik som ved fraksjonering i én eller flere fraksjoneringssoner for å produsere enkelte strømmer rik på spesifikke kjemiske bestanddeler (f.eks. C2, C3, C4og C5+).

Den trykksatte LNG-bærende strømmen kjøles så ytterligere i en tredje syklus eller trinn referert til som åpen-metansyklusen via kontakt i en hovedmetanforvarmer med flashgasser (dvs. flashgasstrømmer) generert i denne tredje syklusen på en måte som skal beskrives senere og via ekspansjon av den trykksatte LNG-bærende strømmen til nær-atmosfærisk trykk. Flashgassene anvendt som kjølemiddel i den tredje kjølesyklusen innbefatter fortrinnsvis i hoveddel metan, mer foretrukket innbefatter kjølemidlet minst ca. 75 mol% metan, enda mer foretrukket minst 90 mol% etan, og mest foretrukket består kjølemidlet i alt vesentlig av metan. Under ekspansjon av den trykksatte LNG-bærende strømmen til nær-atmosfærisk trykk, kjøles den trykksatte LNG-bærende strømmen via minst én, fortrinnsvis to til fire, og mer foretrukket tre ekspansjoner hvor hver ekspansjon anvender som et trykkreduksjonsmiddel enten Joule-Thomson ekspansjonsventiler eller hydrauliske ekspandere. Ekspansjonen etterfølges av en separasjon av gass-væskeprodukter med en separator. Når en hydraulisk ekspander anvendes og passende drives, vil de større effektivitetene forbundet med utvinningen av kraft, en større reduksjon i strømtemperatur, og produksjon av mindre damp under flashtrinnet ofte mer enn forskyve de dyrere kapital- og driftskostnadene forbundet med ekspanderen. I en utførelsesform er ytterligere kjøling av den trykksatte LNG-bærende strømmen før flashing gjort mulig ved først flashing av en del av denne strømmen via én eller flere hydrauliske ekspandere og deretter via indirekte varmevekslingsmidler som anvender nevnte flashgasstrøm for å kjøle den gjenværende andelen av den trykksatte LNG-bærende strømmen før flashing. Den oppvarmede flashgasstrømmen resirkuleres deretter via retur til et passende sted, basert på temperatur og trykkbetraktninger, i åpen-metansyklusen og vil rekomprimeres.

Når den trykksatte LNG-bærende strømmen, fortrinnsvis en væskestrøm, som går inn i den tredje syklusen er ved et foretrukket trykk på ca. 3,79 MPa-4,48 MPa (ca.

550-650 psia), er representative flashtrykk for en tre-trinns flashprosess ca.

1,171-1,447 (170-210), 310-517 (45-75) og 68,9-276 (10-40) kPa (psia). Flashing av den trykksatte LNG-bærende strømmen, fortrinnsvis en væskestrøm, til næratmosfærisk trykk produserer et LNG-produkt som innehar en temperatur på ca. -150<o>C til -162<o>C (ca. -240<o>F til -260<o>F).

En kaskadeprosess anvender ett eller flere kjølemidler for å overføre varmeenergi fra naturgasstrømmen til kjølemidlet og til slutt å overføre nevnte varmeenergi til omgivelsen. I alt vesentlig fungerer det totale kjølesystemet som en varmepumpe ved fjerning av varmeenergi fra naturgasstrømmen etter at strømmen progressivt kjøles til lavere og lavere temperaturer.

Kondenseringsprosessen kan anvende én eller flere typer kjøling som omfatter, men er ikke begrenset til, (a) indirekte varmeveksling, (b) fordamping, og (c) ekspansjon eller trykkreduksjon. Indirekte varmeveksling, som anvendt her, referer til en prosess hvor kjølemidlet kjøler substansen som skal kjøles uten faktisk fysisk kontakt mellom kjølemidlet og substansen som skal kjøles. Spesifikke eksempler på indirekte varmevekslingsmidler omfatter varmeveksling som skjer i en rørvarmeveksler, en kjerne-i-kar-varmeveksler og en loddet aluminiumsplate-finnevarmeveksler. Den fysiske tilstanden av kjølemidlet og substansen som skal kjøles kan variere avhengig av etterspørslene i systemet og den typen varmeveksler som velges. Således vil en rørvarmeveksler typisk benyttes når kjølemidlet er i en flytende tilstand og substansen som skal kjøles er i en flytende eller gassholdig tilstand eller når én av substansene gjennomgår en faseendring og prosessbetingelser ikke favoriserer anvendelsen av en kjerne-i-kar-varmeveksler. Som et eksempel er aluminium og aluminiumslegeringer foretrukkede metaller for konstruksjon for kjernen men slike metaller kan ikke være egnet til bruk ved de designerte prosessbetingelsene. En plate-finne-varmeveksler vil typisk benyttes når kjølemidlet er i en gassholdig tilstand og substansen som skal kjøles er i en flytende eller gassholdig tilstand. Til slutt vil kjerne-i-kar-varmeveksleren typisk benyttes når substansen som skal kjøles er væske eller gass og kjølemidlet gjennomgår en faseendring fra en flytende tilstand til en gassholdig tilstand under varmevekslingen.

Fordampningskjøling refererer til kjølingen av en substans ved fordampningen eller fordampningen av en del av substansen hvor systemet opprettholdes ved et konstant trykk. Således, under fordampningen absorberer delen av substansen som fordamper varme fra delen av substansen som forblir i en flytende tilstand og således kjøler væskedelen.

Til slutt refererer ekspansjon eller trykkreduksjonskjøling til kjøling som skjer når trykket av en gass, væske eller et to-fase-system reduseres ved å føres gjennom en trykkreduksjonsinnretning. I en utførelsesform er ekspansjonsinnretningen en Joule-Thomson ekspansjonsventil. I en annen utførelsesform er ekspansjonsinnretningen enten en hydraulisk eller gassekspander. Fordi ekspandere utvinner arbeidsenergi fra ekspansjonsprosessen, er lavere prosesstrømtemperaturer mulige ved ekspansjon.

Flytskjemaet og apparatet fremsatt i fig. 1 er en foretrukket utførelsesform av den oppfinneriske kondenseringsprosessen. Fagfolk vil erkjenne at fig. 1 bare er en skjematisk representasjon og derfor er mange innretninger som ellers ville være nødvendig i et kommersielt anlegg for vellykket drift blitt utelatt for klarhets skyld. Slike innretninger kan omfatte f.eks. kompressorkontrollere, strømnings- og nivåmåleapparater og tilsvarende kontrollapparater, temperatur og trykkontrollapparater, pumper, motorer, filtre, ytterligere varmevekslere og ventiler, osv. Disse innretningene ville bli tilveiebragt i henhold til standard teknisk praksis.

For å få en lettere forståelse av fig. 1 anvendes den følgende nummereringsnomenklaturen. Innretninger nummerert 100-199 tilsvarer strømningslinjer eller ledninger som inneholder primært metan. Innretninger nummerert 200-299 er prosessbeholdere og utstyr som inneholder og/eller opererer en fluidstrøm innbefattende primært metan. Innretninger nummerert 300-399 tilsvarer strømningslinjer eller ledninger som primært inneholder propan. Innretninger nummerert 400-499 er prosessbeholdere og utstyr som inneholder og/eller opererer i en fluidstrøm innbefattende primært propan. Innretninger nummerert 500-599 tilsvarer strømningslinjer eller ledninger som inneholder primært etylen. Innretninger nummerert 600-699 er prosessbeholdere og utstyr som inneholder og/eller opererer i en fluidstrøm innbefattende primært etylen. Innretninger nummerert 700-799 er mekaniske drivere. Innretninger nummerert 800-899 er ledninger eller utstyr som er forbundet med varmeutvinningssystemet, dampgenerering eller andre forskjellige komponenter i systemet illustrert i fig. 1.

Under henvisning til fig. 1 går en naturgassfødestrøm, som tidligere beskrevet, inn i rørledning 100 fra en naturgassrørledning. I en innløpskompressor 202 komprimeres naturgassen og luftkjøles slik at naturgassen som går ut av kompressor 202 har et trykk generelt i området fra ca. 3,44 MPa til ca. 5,51 MPa (ca. 500 psia til ca. 800 psia) og en temperatur generelt i området fra ca. 23,8<o>C til ca. 79,4<o>C (ca. 75<o>F til ca. 175<o>F). Naturgassen strømmer så til en syregassfjerneenhet 204 via rørledning 102. Syregassfjerneenhet 204 anvender fortrinnsvis et aminløsningsmiddel (f.eks. diglykolamin) for å fjerne syregasser slik som CO2og H2S. Fortrinnsvis drives syregassfjerneenhet 204 for å fjerne CO2ned til mindre enn 50 ppmv og H2S ned til mindre enn 2 ppmv. Etter syregassfjerning overføres naturgassen, via rørledning 104, til en dehydreringsenhet 206 som er opererbar til å fjerne stort sett alt vann fra naturgassen. Dehydratiseringsenhet 206 anvender fortrinnsvis et flersjikts regenererbart molekylsiktsystem for tørking av naturgassen. Den tørkede naturgassen kan deretter føres til et kvikksølvfjernesystem 208 via rørledning 106.

Kvikksølvfjernesystem 208 anvender fortrinnsvis minst en fast sjiktbeholder inneholdende et svovelimpregnert aktivert karbon for å fjerne kvikksølv fra naturgass. Den resulterende forbehandlede naturgassen innføres i kondenseringssystemet gjennom rørledning 108.

Som del av den første kjølesyklusen komprimeres gassholdig propan i første og andre flertrinns propankompressorer 400, 402 drevet av første og andre gassturbindrivere henholdsvis 700, 702. De tre kompresjonstrinnene tilveiebringes fortrinnsvis av en enkel enhet (dvs. hoveddel), skjønt separate enheter mekanisk koblet sammen til å drives av en enkel driver kan anvendes. Ved kompresjon føres det komprimerte propanet fra første og andre propankompressorer 400, 402 via henholdsvis rørledninger 300, 302, til en felles rørledning 304. Det komprimerte propanet føres så gjennom felles rørledning 304 til en kjøler 404. Trykket og temperaturen av det kondenserte propanet umiddelbart nedstrøms for kjøler 404 er fortrinnsvis ca. 37,7-54,4<o>C (ca. 100-130<o>F) og 1,17-1,45 MPa (170-210 psia). Skjønt det ikke er illustrert i fig. 1 er det foretrukket at en separasjonsbeholder er plassert nedstrøms for kjøler 404 og oppstrøms for en ekspansjonsventil 406 for fjerningen av resterende lette komponenter fra det kondenserte propanet. Slike beholdere kan bestå av en enkelttrinns gass-væskeseparator eller kan være mer avansert og bestå av en akkumulatorseksjon, en kondensatorseksjon og en absorberseksjon, hvor de to sistnevnte kan drives kontinuerlig eller periodisk online for fjerning av resterende lette komponenter fra propanet. Strømmen fra denne beholderen eller strømmen fra kjøleren 404, som tilfellet kan være, føres gjennom en rørledning 306 til en trykkreduksjonsanordning slik som en ekspansjonsventil 406 hvor trykket på det kondenserte propanet reduseres for derved å fordampe eller flashe en andel derav. Det resulterende to-faseproduktet strømmer så gjennom rørledning 308 inn i en høytrinns propankjøler 408 for indirekte varmeveksling med gassholdig metankjølemiddel innført via rørledning 158, naturgassføde innført via rørledning 108, og gassholdig etylenkjølemiddel innført via rørledning 506 via indirekte varmevekslingsanordninger 239, 240, og 606, for derved å produsere kjølte gasstrømmer henholdsvis transportert via rørledninger 160, 110 og 312.

Den flashede propangassen fra kjøler 408 returneres til høytrinnsinnløpene av de første og andre propankompressorene 400, 402 gjennom rørledning 310. Det gjenværende flytende propanet føres gjennom rørledning 312, trykket reduseres ytterligere ved føring gjennom en trykkreduksjonsanordning, illustrert som ekspansjonsventil 410, hvorpå en ytterligere andel av det kondenserte propanet flashes. Den resulterende to-fasestrømmen føres så til en mellomtrinns propankjøler 412 gjennom en rørledning 314, for derved å tilveiebringe et kjølemiddel for kjøler 412.

Den kjølte naturgassfødestrømmen fra høytrinns propankjøleren 408 strømmer via rørledning 110 til en væskeutskillerbeholder 210 hvor gass og væskefaser separeres. Væskefasen, som er rik på C3+-komponenter, fjernes via rørledning 112. Den gassholdige fasen fjernes via rørledning 114 og føres til mellomtrinns propankjøleren 412. Etylenkjølemiddel innføres i kjøler 412 via rørledning 508. I kjøler 412 kjøles den bearbeidede naturgasstrømmen og en etylenkjølemiddelstrøm henholdsvis via indirekte varmevekslingsanordning 214 og 608 for derved å produsere en kjølt bearbeidet naturgasstrøm og en etylenkjølemiddelstrøm via rørledning 116 og 510. Den således fordampede andelen av propankjølemidlet separeres og føres gjennom rørledningen 316 til mellomtrinnsinnløpene av propankompressorer 400, 402. Væskepropan føres gjennom rørledning 318, trykket reduseres ytterligere ved føring gjennom en trykkreduksjonsanordning, illustrert som ekspansjonsventil 414, hvorpå en ytterligere andel av kondensert propan flashes. Den resulterende to-fasestrømmen mates så til en lavtrinns propankjøler/-kondensator 416 gjennom rørledning 320 for derved å tilveiebringe kjølemiddel til kjøler 416.

Som illustrert i fig. 1 strømmer den kjølte bearbeidede naturgasstrømmen fra mellomtrinnspropankjøler 412 til en lavtrinns propankjøler/kondensator 416 via rørledning 116. I kjøler 416 kjøles strømmen via indirekte varmevekslingsanordning 216. På en lignende måte strømmer etylenkjølemiddelstrømmen fra mellomtrinns propankjøler 412 til lavtrinns propankjøler/kondensator 416 via rørledning 510. I det siste tilfellet kondenseres etylenkjølemidlet via en indirekte varmevekslingsanordning 610 nesten i sin helhet. Det fordampede propanet fjernes fra lavtrinns propankjøler/kondensator 416 og returneres til lavtrinnsinnløpene av propankompressorer 400, 402 via rørledning 322. Skjønt fig. 1 illustrerer kjøling av strømmer tilveiebragt av rørledninger 116 og 510 til å skje i den samme beholderen, kan kjølingen av strøm 116 og kjølingen og kondenseringen av strøm 510 henholdsvis finne sted i separate prosessbeholdere (f.eks. henholdsvis en separat kjøler og en separat kondensator).

Som illustrert i fig. 1 tilveiebringes en del av den kjølte komprimerte åpen-metansyklusgasstrømmen via rørledning 162, kombinert med den bearbeidede naturgassfødestrømmen som går ut av lavtrinns propankjøler/kondensator 416 via rørledning 118, for derved å danne en kondenseringsstrøm og denne strømmen innføres så i høytrinns etylenkjøleren 618 via rørledning 120. Etylenkjølemiddel går ut av lavtrinns propankjøler/kondensator 116 via rørledning 512 og mates til en separasjonsbeholder 612 hvor lette komponenter fjernes via rørledning 513 og kondensert etylen fjernes via rørledning 514. Separeringsbeholder 612 er analog med den tidligere beholderen diskutert for fjerningen av lette komponenter fra kondensert propankjølemiddel og kan være en enkeltrinns gass/væske-separator eller kan være en flertrinns operasjon som resulterer i større selektivitet av de lette komponentene fjernet fra systemet. Etylenkjølemidlet på dette stedet i prosessen er generelt ved en temperatur i området fra ca. -26 til ca. -34,4<o>C (ca. -15<o>F til ca. -30<o>F) og et trykk i området fra ca. 1,86 MPa til ca. 2,07 MPa (ca. 270 psia til ca. 300 psia). Etylenkjølemidlet, via rørledning 514, strømmer deretter til en hovedetylenforvarmer 690 hvor den kjøles via indirekte varmevekslingsanordning 614 og fjernes via rørledning 516 og føres til en trykkreduksjonsanordning, slik som en ekspansjonsventil 616, hvorpå kjølemidlet flashes til en forvalgt temperatur og trykk og mates til høytrinns etylenkjøler 618 via rørledning 518. Damp fjernes fra denne kjøleren via rørledning 520 og rutes til hovedetylenforvarmer 690 hvor dampen fungerer som et kjølemiddel via indirekte varmevekslingsanordning 619. Etylendampen fjernes så fra etylenforvarmer 690 via rørledning 522 og mates til høytrinnsinnløpene i første og andre etylenkompressorer 600, 602. Etylenkjølemidlet som ikke er fordampet i høytrinns etylenkjøler 618 fjernes via rørledning 524 og returneres til etylenforvarmer 690 for ytterligere kjøling via indrekte varmevekslingsanordning 620, fjernet fra etylenforvarmer 690 via rørledning 526 og flashes i en trykkreduksjonsanordning, illustrert som ekspansjonsventil 622, hvorpå det resulterende to-faseproduktet innføres i en lavtrinns etylenkjøler 624 via rørledning 528. Den kondenserte strømmen fjernes fra høytrinns etylenkjøleren 618 via rørledning 122 og mates direkte til lavtrinns etylenkjøler 624 hvor den gjennomgår ytterligere kjøling og delvis kondensering via indirekte varmevekslingsanordning 220. Den resulterende to-fasestrømmen strømmer så via rørledning 124 til en to-faseseparator 222 hvorfra produseres en metanrik dampstrøm via rørledning 128 og, via rørledning 126, en væskestrøm rik på C2+-komponenter som deretter flashes eller fraksjoneres i en beholder 224 for derved å produsere, via rørledning 132, en tyngre strøm og en andre metanrik strøm som overføres via rørledning 164 og, etter kombinasjon med en andre strøm via rørledning 150, mates til høytrinns metankompressorer 234, 236.

Strømmen i rørledning 128 og en kjølt komprimert åpen-metansyklusgasstrøm tilveiebragt via rørledning 129 kombineres og mates via rørledning 130 t il en lavtrinns etylenkondensator 628 hvor denne strømmen utveksler varme via indirekte varmevekslingsanordning 226 med væskeavløpet fra lavtrinns etylenkjøler 624 som rutes til lavtrinns etylenkondensator 628 via rørledning 532. I kondensator 628 kondenseres de kombinerte strømmene og produsert fra kondensator 628, via rørledning 134, er en trykksatt LNG-bærende strøm. Dampen fra lavtrinns etylenkjøler 624, via rørledning 530, og lavtrinns etylenkondensator 628, via rørledning 534, kombineres og rutes via rørledning 536 til hovedetylenforvarmer 690 hvor dampene fungerer som et kjølemiddel via indirekte varmevekslingsanordning 630. Strømmen rutes så via rørledning 538 fra hovedetylenforvarmer 690 til lavtrinnsinnløpene i etylenkompressorer 600, 602. Som vist i fig. 1 fjernes kompressoravløpet fra damp innført via lavtrinnsinnløpet i kompressorer 600, 602, kjøles via mellomtrinnskjølere 640, 642, og returneres til etylenkompressorer 600, 602 for injeksjon med høytrinnsstrømmen tilstede i rørledning 522. Fortrinnsvis er de to trinnene en enkelt modul, skjønt de kan hver være en separat modul og modulene er mekanisk koplet til en felles driver. Det komprimerte etylenproduktet fra etylenkompressorer 600, 602 rutes til en felles rørledning 504 via rørledninger 500 og 502. Det komprimerte etylenet føres så via felles rørledning 504 til en nedstrøms kjøler 604. Produktet fra kjøler 604 strømmer via rørledning 506 og innføres, som tidligere diskutert til høytrinns propankjøler 408.

Den trykksatte LNG-bærende strømmen, fortrinnsvis en flytende strøm i sin helhet, i rørledning 134 er generelt ved en temperatur i området fra ca. -95,5<o>C til ca. -78,8<o>C (ca. -140<o>F til ca. -110<o>F) og et trykk i området fra ca. 4,14 MPa til ca.

4,34 MPa (ca. 600 psia til ca. 630 psia). Strømmen passerer via rørledning 134 skjønt en hovedmetanforvarmer 290 hvor strømmen ytterligere kjøles ved indirekte varmevekslingsanordning 228 som heretter forklart. Fra hovedmetanforvarmer 290 passerer den trykksatte LNG-bærende strømmen gjennom rørledning 136 og dens trykk reduseres av en trykkreduksjonsanordning, illustrert som ekspansjonsventil 229, som fordamper eller flasher en del av gasstrømmen for derved å generere en flashgasstrøm. Den flashede strømmen føres så via rørledning 138 til en høytrinns metanflashtrommel 230 hvor den separeres til en flashgasstrøm utført gjennom rørledning 140 og en væskefasestrøm (dvs. trykksatt LNG-bærende strøm) utført gjennom rørledning 166. Flashgasstrømmen overføres så til hovedmetanforvarmer 290 via rørledning 140 hvor strømmen fungerer som et kjølemiddel via indirekte varmevekslingsanordning 232. Flashgasstrømmen (dvs. oppvarmet flashgasstrøm) går ut av hovedmetanforvarmer 290 via rørledning 150 hvor den kombineres med en gasstrøm levert av rørledning 164. Disse strømmene mates så til innløpene i høytrinns metankompressorer 234, 236. Væskefasen i rørledning 166 føres gjennom en andre metanforvarmer 244 hvor væsken ytterligere kjøles via indirekte varmevekslingsanordning 246 av en nedstrøms flashgasstrøm. Den kjølte væsken går ut av andre metanforvarmer 244 via rørledning 168 og ekspanderes eller flashes ved en trykkreduksjonsanordning, illustrert som ekspansjonsventil 248, for å ytterligere redusere trykket og samtidig fordampe en andre del derav. Denne flashgasstrømmen føres så til mellomtrinns metanflashtrommel 250 hvor strømmen separeres til en flashgasstrøm som går gjennom rørledning 172 og en væskefasestrøm går gjennom rørledning 170. Flashgasstrømmen strømmer gjennom rørledning 172 til andre metanforvarmer 244 hvor gassen kjøler væsken innført i forvarmer 244 via rørledning 166 via indirekte varmevekslingsanordning 252. Rørledning 174 fungerer som en strømningsrørledning mellom indirekte varmevekslingsanordning 252 i andre metanforvarmer 244 og indirekte varmevekslingsanordning 254 i hovedmetanforvarmer 290. Den oppvarmede flashgasstrømmen forlater hovedmetanforvarmer 290 via rørledning 176 som er forbundet med innløpene av mellomtrinnsmetankompressorer 256, 258. Væskefasen som går ut av mellomtrinnsflashtrommel 250 via rørledning 170 reduseres ytterligere i trykk, fortrinnsvis til ca. 172 kPa (25 psia), ved føring gjennom en trykkreduksjonsanordning, illustrert som en ekspansjonsventil 260. Igjen fordampes eller flashes en tredje del av den kondenserte gassen. Fluidene fra ekspansjonsventilene 260 føres til slutt - eller lavtrinnsflashtrommel 262- I flashtrommel 262 separeres en dampfase som en flashgasstrøm og føres gjennom rørledning 180 til andre metanforvarmere 244 hvor flashgasstrømmen fungerer som et kjølemiddel via indirekte varmevekslingsanordning 264, går ut av andre metanforvarmer 244 via rørledning 182 som er forbundet med hovedmetanforvarmer 290 hvor flashgasstrømmen fungerer som et kjølemiddel via indirekte varmevekslingsanordning 266 og til slutt forlater hovedmetanforvarmere 290 via rørledning 184 som er forbundet med innløpene i lavtrinns metankompressorer 268, 270. Det kondenserte naturgassproduktet (dvs. LNG-strømmen) fra flashtrommel 262 som er ved omtrent atmosfærisk trykk føres gjennom rørledning 178 til lagringsenheten. Lav-trykk, lav-temperatur LNG-avbrenningsdampstrømmen fra lagringsenheten utvinnes fortrinnsvis ved å kombinere en slik strøm med lavtrykksflashgassene tilstede i enten rørledninger 180, 182 eller 184, hvor den valgte rørledningen er basert på et ønske om å bringe gasstrømtemperaturer så nær som mulig.

Som vist i fig. 1 eksisterer metankompressorer 234, 236, 256, 258. 268, 270 fortrinnsvis som separate enheter som er mekanisk koplet sammen til å drives av to drivere 704, 706. Den komprimerte gassen fra lavtrinns metankompressorene 268, 270 passerer gjennom mellomtrinnskjølere 280, 282 og kombineres med mellomtrykkgassen i rørledning 176 før det andre kompresjonstrinnet. Den komprimerte gassen fra mellomtrinnsmetankompressorer 256, 258 føres gjennom mellomtrinnskjøleren 284, 286 og kombineres med høytrykksgassen tilveiebragt via rørledning 150 før det tredje kompresjonstrinnet. Den komprimerte gassen (dvs. komprimert åpen-metan syklisk gasstrøm) utføres fra høytrinns metankompressorer 234, 236 gjennom rørledninger 152, 154 og kombineres i rørledning 156. Den komprimerte metangassen kjøles så i kjøler 238 og rutes til høytrinns propankjøler 408 via rørledning 158 som tidligere diskutert. Strømmen kjøles i kjøler 408 via indirekte varmevekslingsanordning 239 og strømmer til hovedmetanforvarmer 290 via rørledning 160. Som anvendt her og som tidligere anført refererer kompressorer også til hvert kompresjonstrinn og ethvert utstyr forbundet med mellomtrinnskjøling.

Som illustrert i fig. 1 gjennomgår den komprimerte åpen-metan syklusgasstrømmen fra kjøler 408 som går inn i hovedmetanforvarmer 290 kjøling i sin helhet via strømning gjennom indirekte varmevekslingsanordning 240. En del av denne kjølte strømmen fjernes så via rørledning 162 og kombineres med den bearbeidede naturgassfødestrømmen oppstrøms i høytrinnsetylenkjøler 618. Den gjenværende delen av denne kjølte strømmen gjennomgår ytterligere kjøling via indirekte varmevekslingsanordning 242 i hovedmetanforvarmeren 290 og produseres derfra via rørledning 129. Denne strømmen kombineres med strømmen i rørledning 128 ved et sted oppstrøms for etylenkondensator 628 og denne kondenseringsstrømmen gjennomgår så kondensering i hoveddel i etylenkondensatoren 628 via strømning gjennom indirekte varmevekslingsanordning 226.

Som illustrert i fig. 1 er det foretrukket for første propankompressor 400 og første etylenkompressor 600 å drives av en enkelt første gassturbin 700, mens andre propankompressor 402 og andre etylenkompressor 602 drives av en enkelt andre gassturbin 702. Første og andre gassturbiner 700, 702 kan være en hvilken som helst egnet kommersielt tilgjengelig gassturbin. Fortrinnsvis er gassturbiner 700, 702 Frame 7 eller Frame 9 gassturbiner tilgjengelig fra GE Power Systems, Atlanta, Georgia, USA. Det kan ses fra fig. 1 at både propankompressorene 400, 402 og etylenkompressorene 600, 602 er fluidmessig forbundet til deres respektive propanog etylenkjølesykluser i parallell, slik at hver kompressor gir full trykkøkning for omtrent halvparten av kjølemiddelstrømningen anvendt i den respektive kjølesyklusen. En slik parallell konfigurasjon av flere propan- og etylenkompressorer gir en ”to-rekke-i-én” design som i betydelig grad øker tilgjengeligheten til LNG-anlegget. Således, f.eks. hvis det er nødvendig å stenge første gassturbin 700 for vedlikehold eller reparasjon, så trengs ikke hele LNG-anlegget å stenges fordi andre gassturbin 702, andre propankompressor 402, og andre etylenkompressor 602 fortsatt kan anvendes for å holde anlegget online.

En slik ”to-rekke-i-én” filosofi er videre indikert ved anvendelsen av to drivere 704, 706 for å drive metankompressorer 234, 236, 256, 258, 268, 270. En første dampturbin 704 anvendes for å drive første høytrinns metankompressor 234, første mellomtrinnsmetankompressor 256, og første lavtrinnsmetankompressor 268, mens en andre dampturbin 706 anvendes for å drive andre høytrinnsmetankompressor 236, andre mellomtrinnsmetankompressor 258, og andre lavtrinnsmetankompressor 270. Første og andre dampturbiner 704, 706 kan være en hvilken som helst egnet kommersielt tilgjengelig dampturbin. Det kan ses fra fig. 1 at første metankompressorer 234, 256, 268 er fluidmessig forbundet til åpen-metan-kjølesyklusen i serie med hverandre og parallelt med andre metankompressorer 236, 258, 270.

Således samvirker første metankompressorer 234, 256, 268 for å gi full trykkøkning for omtrent halvparten av metankjølemiddelstrømningen i åpen-metan-kjølesyklusen, hvor hver første kompressor 268, 256, 234 gir en voksende del av en slik fullstendig trykkøkning. På lignende måte samhandler andre metankompressorer 236, 258, 270 for å gi full trykkøkning for den andre halvparten av metankjølemiddelstrømningen i åpen-metankjølesyklusen, hvor hver andre kompressor 270, 258, 236 gir en voksende del av en slik fullstendig trykkøkning. En slik konfigurasjon av metandrivere og kompressorer er i overensstemmelse med

”to-rekke-i-én” designfilosofien. Hvis det for eksempel er nødvendig å stenge første dampturbin 704 for vedlikehold eller reparasjon, må således ikke hele LNG-anlegget stenges, fordi andre dampturbin 706 og andre metankompressorer 236, 258, 270 fortsatt kan anvendes for å holde anlegget online.

I tillegg til ”to-rekke-i-én” fordelene tilveiebragt av driver/kompressorkonfigurasjonen for åpen-metansyklusen muliggjør anvendelsen av to dampturbiner 704, 706 istedenfor en enkelt driver at girbokser mellom de seriemessig forbundne metankompressorene 234, 256, 268 og 236, 258, 270 kan bli eliminert. Slike girbokser kan være dyre å erverve, installere og vedlikeholde. Evnen til å kjøre to dampturbiner 704, 706 med høyere hastigheter enn en enkel stor konvensjonell turbin muliggjør at girboksen (typisk plassert mellom mellomtrinns- og høytrinnskompressorene) til å bli eliminert. Videre er kapitalkostnaden for de to mindre dampturbinene i forhold til en stor turbin minimal, spesielt i lys av fordelene som er forbundet med en slik design.

Anvendelsen av dampturbiner 704, 706 istedenfor gassturbiner i åpen-metankjølesyklusen gjør det også mulig for den termiske effektiviteten av anlegget til å økes gjennom spillvarmeutvinning. Fig. 1 viser varme eksosgasser som går ut av gassturbiner 700, 702 og som blir ført til en indirekte varmeveksler 802 via rørledning 800. I varmeveksler 802 overføres varme fra gassturbineksosen til en vann/dampstrøm som strømmer i rørledning 804. Den oppvarmede dampen i rørledning 804 kan deretter føres til første og andre dampturbiner 704, 706 via damprørledninger 806, 810. Således kan varmen utvunnet fra eksosen i gassturbiner 700, 702 anvendes for å hjelpe til å drive dampturbiner 704, 706, for derved å øke den termiske effektiviteten av LNG-anlegget.

En utfordring som eksisterer for LNG-anlegg som anvender gassturbiner for å drive kompressorer er å starte opp gassturbinene. For å starte en gassturbin må først turbinen roteres av en ekstern startdriver, slik som en elektrisk motor eller en dampturbin. En dampturbin kan imidlertid startes uten anvendelsen av en ekstern startdriver. Fig. 1 viser at en dampkilde, slik som en kompaktkjel 812, kan anvendes for å starte opp dampturbiner 704, 706 med å føre høytrykksdamp til dampturbiner 704, 706 via rørledninger 814, 804, 806, 810. Ytterligere kan hjelper/starter-dampturbiner 708, 710 mekanisk koples til gassturbiner 700, 702. Slike hjelper/starter -dampturbiner 708, 710 kan drives av kompaktkjel 812 (via rørledninger 816, 818, 820) å anvendes for å rotere gassturbiner 700, 702 opptil en egnet opm-start. Videre kan hjelper/starter-turbiner 708, 710 også anvendes under normal drift av LNG-anlegget for å tilveiebringe ytterligere kraft for å drive propankompressoren 400, 402 og etylenkompressorer 600, 602.

De foretrukne formene av oppfinnelsen beskrevet ovenfor skal bare anvendes som illustrasjon, og skal ikke anvendes som en begrensende måte til å tolke rammen av den foreliggende oppfinnelsen. Åpenbare modifikasjoner for utførelseseksemplene, fremsatt ovenfor, kan lett gjøres av fagfolk uten å avvike fra den foreliggende oppfinnelsens ramme.