PL206099B1 - Sposób i układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, instalacja do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły, sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego i wymiennik ciepła - Google Patents
Sposób i układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, instalacja do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły, sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego i wymiennik ciepłaInfo
- Publication number
- PL206099B1 PL206099B1 PL369726A PL36972602A PL206099B1 PL 206099 B1 PL206099 B1 PL 206099B1 PL 369726 A PL369726 A PL 369726A PL 36972602 A PL36972602 A PL 36972602A PL 206099 B1 PL206099 B1 PL 206099B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- stream
- natural gas
- heat exchanger
- coils
- gas
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 263
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 126
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 105
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 142
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 127
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 56
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 156
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 97
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 96
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 78
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 76
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 66
- 238000013396 workstream Methods 0.000 claims description 41
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 36
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 27
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 27
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims description 19
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 17
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 12
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 9
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 7
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims 2
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 claims 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 36
- 239000000047 product Substances 0.000 description 35
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 14
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000000859 sublimation Methods 0.000 description 4
- 230000008022 sublimation Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 239000010964 304L stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 239000010963 304 stainless steel Substances 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008570 general process Effects 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002372 labelling Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0259—Modularity and arrangement of parts of the liquefaction unit and in particular of the cold box, e.g. pre-fabrication, assembling and erection, dimensions, horizontal layout "plot"
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
- F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
- F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
- F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
- F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
- F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
- F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
- F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
- F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
- F25J5/002—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
- F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
- F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
- F28D7/04—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being spirally coiled
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
- F25J2205/84—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using filter
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
- F25J2220/68—Separating water or hydrates
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
- F25J2230/30—Compression of the feed stream
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
- F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
- F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/44—Particular materials used, e.g. copper, steel or alloys thereof or surface treatments used, e.g. enhanced surface
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
- F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/902—Apparatus
- Y10S62/903—Heat exchange structure
- Y10S62/904—Coiled heat exchanger
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
- Y10S62/929—From natural gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
Description
Opis wynalazku
Przedmiotem niniejszego wynalazku jest sposób i układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, instalacja do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły, sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego i wymiennik ciepła. Zasadniczo, wynalazek dotyczy sposobu sprężania i przeprowadzania w stan ciekły gazów, a w szczególności częściowego przeprowadzania w stan ciekły gazu, takiego jak gaz ziemny, na niewielką skalę z zastosowaniem połączonego sposobu chłodzenia i rozprężania.
Gaz ziemny stanowi znane rozwiązanie alternatywne dla paliw, takich jak benzyna i olej napędowy. W proces przetwarzania gazu ziemnego w celu uzyskania paliwa alternatywnego włożono zarazem wiele starań, aby z jego pomocą wyeliminować niekorzystne strony zastosowania benzyny oraz oleju napędowego, w tym wysoki koszt ich produkcji oraz wysoką emisję spalin. Jak wiadomo ze stanu techniki, gaz ziemny jest czystszym paliwem od wymienionych. Co więcej, uznaje się, że gaz ziemny jest zarazem bezpieczniejszy niż benzyna, czy olej napędowy, jako że gaz się nie osadza, a jedynie ulatnia i rozprasza.
Aby można go było stosować jako alternatywne paliwo, gaz ten (określany tutaj również mianem „gazu zasilającego”) przeprowadzany jest w sprężony gaz ziemny (CNG) lub ciekły gaz ziemny (LNG), co ułatwia jego przechowywanie oraz transport przed jego użyciem. Ze stanu techniki znane są dwa podstawowe cykle przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły, to jest cykl kaskadowy oraz cykl rozprężania.
Cykl kaskadowy obejmuje szereg wymienników ciepła wypełnionych gazem zasilającym, przy czym każda kolejna wymiana odbywa się w niższej temperaturze do chwili uzyskania pożądanego stanu ciekłego. Poszczególne poziomy schłodzenia uzyskiwane są z zastosowanie różnych czynników chłodniczych lub jednego czynnika chłodniczego przy wykorzystaniu różnych wartości ciśnienia parowania. Uznaje się, że cykl kaskadowy jest bardzo wydajnym sposobem wytwarzania LNG, jako że koszt pracy jest tutaj stosunkowo niski. Niemniej efektywność działania wydaje się mieć mniejsze znaczenie ze względu na stosunkowo wysoki koszt inwestycji, związanej z zakupem kosztownych urządzeń do wymiany ciepła oraz sprężania, jakie stosowane tu są w układzie chłodzącym. Co więcej, instalacja przeprowadzające w stan ciekły obejmujące układ tego rodzaju może się okazać niepraktyczne wówczas, gdy istnieją ograniczenia przestrzenne, jako że elementy fizyczne stosowane w układach kaskadowych są stosunkowo obszerne.
W przypadku cyklu rozprężania gaz sprężany jest typowo w celu uzyskania określonej wartości ciśnienia, schładzany, a następnie pozostawiany do rozprężenia z zastosowanie turbiny rozprężającej, w wyniku czego wytwarzana jest energia, zaś temperatura gazu ulega obniż eniu. Gaz zasilają cy o obniż onej temperaturze poddawany jest nastę pnie procesowi wymiany ciepła w celu przeprowadzenia gazu zasilającego w stan ciekły. Zwyczajowo cykl tego rodzaju uznawano za niepraktyczny, jeśli idzie o przeprowadzanie gazu ziemnego w stan ciekły, jako że nie przewiduje on odpowiednich rozwiązań dotyczących wybranych składników gazu ziemnego, jakie zamarzają w temperaturze panującej w wymiennikach ciepła, co dotyczy przykładowo wody oraz dwutlenku węgla.
Co więcej, aby uczynić działanie tradycyjnie stosowanych układów opłacalnym, układy tego rodzaju wytwarzane są na wielką skalę z przeznaczeniem do obróbki znaczących objętości gazu ziemnego. W efekcie powstaje mniej instalacji tego rodzaju, co utrudnia proces doprowadzania gazu surowego do urządzeń przeprowadzających go w stan ciekły oraz proces rozprowadzania ciekłego produktu. Kolejnym istotnym problemem towarzyszącym działaniu instalacji na wielką skalę są wysokie koszty inwestycyjne oraz eksploatacyjne. Przykładowo typowa instalacja do przeprowadzania gazu w stan ciekł y na dużą skalę , to jest wytwarzają ca gaz w iloś ci rzę du 264950 dcm3 LNG dziennie, moż e kosztować od 2 do 15 milionów dolarów lub więcej. Instalacje tego rodzaju wymagają zarazem dostarczania wysokiej mocy na potrzeby napędu sprężarek stosowanych w cyklach chłodzących, co wpływa na wysoki koszt działania instalacji tego rodzaju.
Kolejnym problemem dotyczącym zastosowania tak potężnych instalacji jest wysoki koszt składowania ogromnych ilości paliwa przed jego zużyciem/transportem. Należy przy tym uwzględnić nie tylko koszt budowy potężnych instalacji do składowania, ale również kwestię ogólnej wydajności procesu produkcji, jako że składowany LNG ogrzewa się i paruje, co oznacza straty paliwa. Co więcej, należy też wziąć pod uwagę kwestię bezpieczeństwa składowania znaczących ilości paliwa LNG.
W związku z powyższym opracowywano różne systemy stosowane do wytwarzania LNG lub CNG z gazu zasilającego na mniejszą skalę, chcąc tym samym wyeliminować problemy towarzyszące
PL 206 099 B1 długotrwałemu składowaniu oraz ograniczyć wydatki inwestycyjne i eksploatacyjne związane z procesem przeprowadzaniu gazu ziemnego w stan ciekły i/lub jego sprężania. Niemniej systemy oraz technologie tego rodzaju pociągały za sobą jeden lub więcej istotnych problemów.
Amerykański opis patentowy 5,505,232 przedstawia system wytwarzania LNG i/lub CNG. System ten, jak się podaje, działa na niewielką skalę, pozwalając na wytwarzanie w przybliżeniu 1000 galonów ciekłego lub sprężonego paliwa dziennie. Niemniej część systemu odpowiadająca za przeprowadzanie gazu w stan ciekły wymaga już zastosowania „czystego lub „oczyszczonego” gazu, co oznacza konieczność usunięcia jego różnych składników, takich jak dwutlenek węgla, woda oraz ciężkie węglowodory, przed przystąpieniem do samego procesu przeprowadzania w stan ciekły.
Podobnie amerykańskie opisy patentowe 6,085,546 i 6,085,547 przedstawiają sposoby i urządzenia do wytwarzania LNG. Opisy te dotyczą produkcji LNG na niewielką skalę, przy czym ponownie oba te procesy wymagają uprzedniego oczyszczenia gazu przed przystąpieniem do faktycznego cyklu przeprowadzania w stan ciekły. Potrzeba doprowadzania „czystego” lub „uprzednio oczyszczonego” gazu do obiegu wynika z faktu, że wybrane składniki gazu mogą zamarznąć i zablokować system podczas procesu przeprowadzania gazu w stan ciekły ze względu na ich wyższą temperaturę zamarzania w zestawieniu z metanem, stanowiącym główną część gazu ziemnego.
Jako że wiele źródeł gazu ziemnego, takie jak gaz dla potrzeb gospodarstw domowych oraz dla potrzeb przemysłu, uznaje się za stosunkowo mocno zanieczyszczone, wymóg doprowadzania gazu czystego lub uprzednio oczyszczonego to w istocie wymóg zastosowania kosztownych i często skomplikowanych systemów filtrowania i oczyszczania przed przystąpieniem do procesu przeprowadzania w stan ciekły. Wymóg taki oznacza wzrost kosztów oraz bardziej złożony charakter konstrukcji i działania tego rodzaju instalacji skraplającej.
Przedmiotem wynalazku jest sposób usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, polegający na tym, że formuje się strumień podgrzanego gazu ziemnego, schładza się przynajmniej część podgrzanego gazu ziemnego w celu uzyskania schłodzonego strumienia gazu ziemnego. Według sposobu zgodnego z wynalazkiem stosuje się wiele wymienników ciepła obejmujących wymiennik ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, w którym schładza się strumień podgrzanego gazu ziemnego do temperatury, która nie powoduje powstawania w nim stałego dwutlenku węgla. Wymiennik ten posiada wiele wężownic rurowych, przy czym zachowuje się stabilny stan przepływu przynajmniej części schłodzonego strumienia gazu ziemnego wypływającego z wymiennika ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, poprzez jedną wężownicę z wielu wężownic rurowych innego wymiennika ciepła (224), i tworzy się część schłodzonego strumienia gazu ziemnego wypływającego z tegoż wymiennika ciepła. Następnie, zmienia się kierunek przepływu przynajmniej części strumienia gazu ziemnego wypływającego z wymiennika ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, poprzez przynajmniej jedną, inną wężownicę z wielu wężownic rurowych innego wymiennika ciepła aż do utworzenia części strumienia schłodzonego gazu ziemnego, wypływającego z innego wymiennika ciepła. W kolejnym etapie sposobu rozpręża się strumień schłodzonego gazu ziemnego za innym wymiennikiem ciepła i tworzy się papkę stałego dwutlenku węgla i zmieszanego, ciekłego gazu ziemnego i przenosi się ją do hydrocyklonu. Potem usuwa się zagęszczony osad stałego dwutlenku węgla oraz część ciekłego gazu ziemnego poprzez otwór wylewowy w hydrocyklonie i przenosi się przez otwór wylewowy papki zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego w hydrocyklonie do innego wymiennika ciepła z wielu wymienników ciepła. Następnie, schładza się przynajmniej część innego wymiennika ciepła przy wykorzystaniu zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego wydostającego się z otworu wylewowego w hydrocyklonie i sublimuje się przynajmniej pewną ilość stałego dwutlenku węgla z zagęszczonego osadu wydostającego się z otworu wylewowego w hydrocyklonie w innym wymienniku ciepła podczas schładzania co najmniej części innego wymiennika ciepła.
Korzystnie, sposób obejmuje ponadto przenoszenie pozostałej części ciekłego gazu ziemnego przez otwór przelewowy hydrocyklonu i sprężanie gazu ziemnego przed przystąpieniem do jego schładzania.
Według wynalazku, schładzanie przynajmniej części podgrzanego strumienia gazu ziemnego obejmuje przeprowadzenie przynajmniej jego części przez wymiennik ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, czyli jeden wymiennik ciepła z wielu wymienników ciepła z przepływem przeciwprądowym do chłodzenia strumienia gazu ziemnego w tym wymienniku ciepła.
Korzystnie, rozwiązanie według wynalazku przewiduje również rozprężanie przynajmniej kolejnej części gazu ziemnego w celu uzyskania strumienia chłodzącego, a ponadto przeprowadzanie
PL 206 099 B1 strumienia chłodzącego przez przynajmniej jeden wymiennik ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprą dzie w celu schł odzenia przynajmniej części podgrzanego strumienia gazu ziemnego.
Poza tym pozostałą część ciekłego gazu ziemnego przeprowadza się przez przynajmniej jeden filtr ekranowy.
Schładzanie przynajmniej części podgrzanego strumienia gazu ziemnego przeprowadza się przy wykorzystaniu zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego jako chłodziwa.
Sposób według wynalazku obejmuje ponadto czerpanie gazu ziemnego ze źródła nieoczyszczonego gazu ziemnego i wytwarzanie oparów zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego i uwalnianie ich z powrotem do źródła nieoczyszczonego gazu ziemnego.
Schładzanie przynajmniej części gazu ziemnego w celu uzyskania papki stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego obejmuje przeprowadzenie przynajmniej części gazu ziemnego przez przynajmniej jeden zawór Joule'a-Thomsona i usuwanie wody z przynajmniej części gazu ziemnego przez przeprowadzeniem przynajmniej części gazu ziemnego przez hydrocyklon.
Ponadto, przynajmniej kolejną część gazu ziemnego przeprowadza się przez rozprężarkę i wytwarza w ten sposób energię, spręża się przynajmniej część gazu ziemnego z wykorzystaniem energii generowanej w rozprężarce dla wytworzenia podgrzanego strumienia gazu ziemnego oraz częściowo schładza się przynajmniej część sprężonego podgrzanego strumienia gazu ziemnego sprężonej, z zastosowaniem przynajmniej kolejnej, rozprężonej części gazu ziemnego.
Przedmiotem wynalazku jest również układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego zawierającego przynajmniej jeden dodatkowy składnik, w skład którego wchodzi sprężarka, wytwarzająca sprężony strumień gazu ziemnego z przynajmniej części dostępnego gazu ziemnego, i przynajmniej jeden wymiennik ciepła z wielu wymienników ciepła, obejmujących wymiennik ciepła umożliwiający przyjmowanie i schładzanie sprężonego strumienia gazu ziemnego.
Istota wynalazku polega na tym, że układ zawiera wiele wymienników ciepła zawierających wymiennik ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, chłodzący sprężony strumień do temperatury, przy której nie powstaje w nim stały dwutlenek węgla i inny wymiennik ciepła z wielu wymienników ciepła, stanowiący wymiennik płaszczowo-rurowy, zawierający wiele wężownic i przynajmniej jeden zawór rozdzielczy, przy czym jeden z zaworów rozdzielczych służy do utrzymania stałego przepływu przez jedną wężownicę z wielu wężownic płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła. Ponadto układ zawiera elementy umożliwiające przyjmowanie i rozprężanie schłodzonego sprężonego strumienia oraz wytwarzanie papki zawierającej zmieszany gaz, ciekły gaz ziemny i stały dwutlenek węgla. W układzie zainstalowany jest również hydrocyklon, umożliwiający przyjmowanie ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla oraz rozdzielanie ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla na pierwszą część ciekłego gazu ziemnego oraz zagęszczony osad zawierający stały dwutlenek węgla i drugą część ciekłego gazu ziemnego. Ponadto, układ zawiera przynajmniej jeden przewód do zawracania przynajmniej części zagęszczonego osadu z hydrocyklonu przynajmniej do płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła, stanowiącego jeden z wielu wymienników ciepła i kierowania przepływu zagęszczonego osadu przez co najmniej jedną z wężownic płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła.
Korzystnie, układ obejmuje turborozprężarkę umożliwiającą przyjmowanie przynajmniej kolejnej części gazu ziemnego i wytwarzanie z niej rozprężonego strumienia chłodzącego gazu ziemnego, przy czym turborozprężarka połączona jest z zastosowaniem środków mechanicznych ze sprężarką w celu jej zasilania.
Układ według zawiera również wymiennik ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, umożliwiający przyjmowanie rozprężonego strumienia chłodzącego, który przepływa przez niego w przeciwprądzie względem strumienia sprężonego.
W układzie znajduje się ponadto filtr umoż liwiający usuwanie wody ze sprężonego strumienia w trakcie jego przepływu przez wymiennik ciepła o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie i przynajmniej jeden filtr ekranowy, umożliwiają cy przyjmowanie pierwszej części ciekł ego gazu ziemnego.
Filtr ekranowy, w rozwiązaniu według wynalazku, obejmuje większą liczbę filtrów ekranowych z siatki ze stali nierdzewnej, rozmieszczonych kolejno wzdł u ż drogi przepł ywu pierwszej części ciekłego gazu ziemnego, przy czym każdy kolejny filtr wzdłuż drogi przepływu charakteryzuje się mniejszym rozmiarem oczka w stosunku do poprzedzającego go filtra ekranowego.
PL 206 099 B1
Wysokowydajny wymiennik ciepła z przepływem w przeciwprądzie, będący elementem układu, posiada większą liczbę płyt aluminiowych.
Znajdujący się w układzie według wynalazku, płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła obejmuje pewną liczbę wężownic ze stali nierdzewnej, ułożonych w stos w obrębie zbiornika ze stali nierdzewnej.
Układ ponadto obejmuje oddzielacz ciecz-gaz umożliwiający przyjmowanie papki zmieszanego gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla i rozdzielenie ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla z lotnego gazu ziemnego przed tym, zanim ciekły gaz ziemny i stały dwutlenek węgla zostanie uzyskany w hydrocyklonie.
Przedmiotem wynalazku jest również instalacja do przeprowadzania gazu w stan ciekły. W skład tej instalacji wchodzi wlot połączony ze źródłem nieoczyszczonego gazu ziemnego, turborozprężarka umożliwiająca przyjmowanie pierwszego strumienia gazu ziemnego, doprowadzanego przez wlot urządzenia przyłączony do niej oraz wytwarzanie zeń rozprężonego strumienia chłodzącego (152'), przy czym sprężarka połączona jest mechanicznie z turborozprężarką, umożliwiającą przyjmowanie drugiego strumienia gazu ziemnego, pochodzącego z wlotu urządzenia oraz wytwarzanie zeń sprężonego strumienia roboczego. Ponadto instalacja zawiera wysokowydajny wymiennik ciepła z przepływem w przeciwprądzie i wlotem sprężonego strumienia roboczego oraz rozprężonego strumienia chłodzącego w przeciwprądzie, schładzający sprężony strumień roboczy do temperatury, przy której nie jest w nim wytwarzany stały dwutlenek węgla, i zawierający schłodzony sprężony strumień roboczy, wypływający z wysokowydajnego, płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła o przepływie w przeciwprądzie. W instalacji według wynalazku włączony jest również płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła zawierający wlot strumienia schłodzonego, sprężonego gazu roboczego, przy czym wymiennik ten, w zbiorniku odpornym na korozję, zawiera wiele pionowo spiętrzonych, odpornych na korozję wężownic i przynajmniej jeden zawór rozdzielczy, przy czym przynajmniej jeden z tych zaworów służy do utrzymania stałego przepływu przez jedną wężownicę i krótkotrwałego przepływu przez przynajmniej jedną inną wężownicę z wielu wężownic płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła. Pierwszy wylot instalacji połączony jest ze źródłem nieoczyszczonego gazu, uwalniając do niego rozprężony strumień chłodzący po przeprowadzeniu tego strumienia przez wysokowydajny wymiennik ciepła o przepływie w przeciwprą dzie. W instalacji wykorzystywany jest pierwszy zawór rozprężny do rozprężania pierwszej części schłodzonego sprężonego strumienia roboczego w celu utworzenia dodatkowego strumienia chłodzącego, przy czym instalacja ta obejmuje ponadto przewód łączący dodatkowy strumień chłodzący z rozprężonym strumieniem chłodzącym przed wprowadzeniem rozprężonego strumienia chłodzącego do wysokowydajnego wymiennika ciepła o przepływie w przeciwprądzie. Drugi zawór rozprężny w instalacji służy do rozprężania drugiej części schłodzonego sprężonego strumienia roboczego w celu utworzenia zeń papki mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla. Pierwszy oddzielacz gazu i cieczy przejmuje papkę mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stał ego dwutlenku wę gla a ponadto drugi wylot instalacji połączony jest ze zbiornikiem magazynowym, przy czym pierwszy oddzielacz gazu i cieczy służy do przenoszenia zawartej tutaj cieczy do drugiego wylotu instalacji.
Korzystnie, hydrocyklon jest włączony między pierwszym oddzielaczem gaz-ciecz a drugim wylotem instalacji.
Instalacja według wynalazku obejmuje ponadto pompę włączoną między hydrocyklonem a pierwszym oddzielaczem gaz-ciecz, służącą do regulowania stanu cieczy wprowadzanej do hydrocyklonu oraz przynajmniej jeden filtr ekranowy rozmieszczony między wylotem hydrocyklonu a drugim wylotem instalacji i filtr usuwający wodę ze strumienia sprężonego gazu roboczego, przy czym filtr rozmieszczony jest na drodze przepływu sprężonego strumienia roboczego wzdłuż drogi przepływu wewnątrz wysokowydajnego wymiennika ciepła o przepływie w przeciwprądzie.
W tej instalacji włączony jest też drugi oddzielacz gaz-ciecz, rozmieszczony na drodze przepływu sprężonego strumienia roboczego w sąsiedztwie wyżej wspomnianego filtra.
Wysokowydajny wymiennik ciepła o przepływie w przeciwprądzie zawiera pewną liczbę płyt odpornych na korozję.
W rozwiązaniu według wynalazku, przynajmniej jedna z pewnej liczby spiętrzonych w pionie wężownic odpornych na korozję, jak i zbiornik odporny na korozję wykonany jest ze stali nierdzewnej.
Płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła zawiera przynajmniej jedną wewnętrzną osłonę przeciwbryzgową, usytuowaną wewnątrz przynajmniej jednej ze spiętrzonych w pionie wężownic odpornych na działanie korozji, wykonaną jest ze stali nierdzewnej.
PL 206 099 B1
Płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła zawiera również przynajmniej jedną osłonę przeciwbryzgową położoną od zewnątrz pomiędzy przynajmniej jedną ze spiętrzonych w pionie wężownic, odpornych na działanie korozji a zbiornikiem odpornym na korozję, która to osłona położona od zewnątrz, wykonana jest ze stali nierdzewnej.
Instalacja według wynalazku zawiera ponadto konstrukcję nośną, stosowaną do przenoszenia i transportu instalacji do przeprowadzania gazu w stan ciekły, przy czym na konstrukcji nośnej rozmieszczona jest turborozprężarka, sprężarka), wysokowydajny wymiennik ciepła o przepływie w przeciwprądzie, płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła, hydrocyklon, przynajmniej jeden filtr ekranowy, pierwszy oddzielacz gaz-ciecz oraz drugi oddzielacz gaz-ciecz, przy czym konstrukcja nośna charakteryzuje się szerokością około 2,5 m i długością około 9 m.
Instalacja obejmuje ponadto szkielet konstrukcji przymocowany do konstrukcji nośnej, przy czym szkielet konstrukcji wyznacza zasadniczo wymiary zewnętrzne instalacji do przeprowadzania gazu w stan ciekły i charakteryzuje się wysokością nominalną około 5 m.
Szkielet konstrukcji zawiera przynajmniej pierwszą i drugą część zdejmowaną, przy czym druga, zdejmowana część jest usuwana w celu zmniejszenia maksymalnej wysokości szkieletu konstrukcji.
Przynajmniej jedna izolowana ścianka jest zamontowana do szkieletu konstrukcji, a turborozprężarka i sprężarka znajdują się na pierwszej powierzchni przynajmniej jednej izolowanej ścianki, zaś wysokowydajny wymiennik ciepła o przepływie w przeciwprądzie i płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła znajdują się z drugiej, przeciwległej strony przynajmniej jednej izolowanej ścianki.
Instalacja według wynalazku stanowi jednostkę nadającą się do transportu w zasadniczo nienaruszonym stanie i zawiera jednostkę kontrolną, ułatwiającą zdalny monitoring telemetryczny oraz sterowanie instalacją, przy czym przewód łączący poszczególne komponenty wyposażony jest w odrębną izolację.
Ponadto, instalacja ta zawiera przynajmniej jedną turborozprężarkę, sprężarkę, wysokowydajny wymiennik ciepła o przepływie w przeciwprądzie i płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła, wyposażone w odrę bną izolację .
Przedmiot wynalazku stanowi też sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego, w którym przewiduje się zapewnienie źródła nieoczyszczonego gazu ziemnego i przenosi się część gazu ziemnego ze tego źródła, po czym rozdziela część gazu ziemnego na strumień roboczy oraz pierwszy strumień chłodzący. Następnie, przeprowadza się pierwszy strumień chłodzący przez turborozprężarkę, przez którą przepuszcza się chłodzący strumień oraz wytwarza się energię uzyskiwaną z niej, zasila się sprężarkę energią pozyskiwaną z turborozprężarki i przeprowadza się strumień roboczy przez sprężarkę, przez którą przepuszcza się sprężony strumień roboczy, schładza się go przynajmniej przez rozprężony strumień chłodzący i stosuje się wiele wymienników ciepła, przy czym w jednym wysokowydajnym wymienniku ciepła o przepływie w przeciwprądzie schładza się strumień sprężonego gazu roboczego aż do wytworzenia schłodzonego strumienia gazu ziemnego, mającego temperaturę, która nie powoduje powstawania w nim stałego dwutlenku węgla, a w płaszczowo-rurowym wymienniku ciepła schładza się strumień schłodzonego gazu ziemnego, aż do utworzenia kolejnego strumienia schłodzonego roboczego gazu ziemnego. Stosowany tu płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła posiada wiele wężownic rurowych, a ponadto zachowuje się stabilny stan przepływu przynajmniej części schłodzonego gazu ziemnego poprzez jedną wężownicę płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła. Następnie, zmienia się kierunek przepływu przynajmniej części schłodzonego gazu ziemnego poprzez przynajmniej jedną inną wężownicę płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła, a następnie rozdziela się strumień schłodzonego sprężonego gazu roboczego na strumień produktu oraz drugi strumień chłodzący, po czym rozpręża się drugi strumień chłodzący i łączy się go z rozprężonym pierwszym strumieniem chłodzącym, a ponadto rozpręża się strumień produktu w celu utworzenia mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla, i oddziela się ciekły gaz ziemny i stały dwutlenek węgla z mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla, tworząc zagęszczoną zawiesinę wykorzystywaną w chłodzeniu płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła i oddziela się przynajmniej część ciekłego gazu ziemnego z ciekłego gazu naturalnego i stałego dwutlenku węgla.
Korzystnie, oddzielanie przynajmniej części ciekłego gazu ziemnego od mieszaniny ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla obejmuje poddawanie mieszaniny ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla działaniu siły odś rodkowej, jak również łączenie stałego dwutlenku węgla i przynajmniej kolejnej części ciekłego gazu ziemnego z rozprężonym pierwszym strumieniem chłodzącym oraz rozprężonym drugim strumieniem chłodzącym tworząc połączony strumień chłodzący,
PL 206 099 B1 ponadto - uwalnianie połączonego strumienia chłodzącego z powrotem do źródła nieoczyszczonego gazu ziemnego.
Wymiennik ciepła według wynalazku zawiera zbiornik i przynajmniej dwie wężownice, rozmieszczone w zbiorniku, przy czym jedna wężownica uformowana jest ze zwiniętej wiązki rur ułożonych w stos na innej wężownicy uformowanej ze zwiniętej wiązki rur przynajmniej dwóch wężownic. Ponadto wymiennik posiada przynajmniej jeden rozdzielacz, umieszczony na drodze przepływu pierwszego strumienia, wspomagający w określeniu, przez które z wybranej liczby wężownic przepłynie pierwszy strumień, podtrzymujący przepływ pierwszego strumienia przez jedną wężownicę z przynajmniej dwu wężownic i sporadycznie odchylający przepływ do innej wężownicy z przynajmniej dwu wężownic, podtrzymując jednocześnie przepływ pierwszego strumienia przez jedną wężownicę z przynajmniej dwu wężownic. Poza tym w wymienniku znajduje się przynajmniej jeden rozdzielacz przepływu zawierający jeden korek umieszczony wewnątrz zbiornika, zawór umieszczony na zewnątrz wymiennika ciepła i zaślepka kołnierzowa umieszczona na zewnątrz wymiennika ciepła, oraz wewnętrzna osłona przeciwbryzgowa umieszczona wewnątrz przynajmniej dwu wężownic tworząca pierścień wewnątrz nich, mająca przewód wlotowy/wylotowy umieszczony w nich i zewnętrzna osłona przeciwbryzgowa, umieszczona po zewnętrznej stronie przynajmniej dwóch wężownic i wewnątrz zbiornika. Wymiennik według wynalazku wyposażony jest ponadto w materiał filtrujący, rozlokowany w zbiorniku wokół części zewnę trznej powierzchni dolnej w ężownicy z przynajmniej dwu wężownic dla filtrowania wszystkich materiałów stałych, znajdujących się w drugim strumieniu wpływającym do zbiornika. Dla przeprowadzenia pierwszego strumienia przez przynajmniej jedną wężownicę z przynajmniej dwóch wężownic, wymiennik zawiera przynajmniej jeden wlot wężownicy, a ponadto w wymienniku tym występuje pewna liczba wylotów wężownic dla przeprowadzenia pierwszego strumienia pochodzącego z przynajmniej dwu wężownic, oraz przynajmniej dwa wloty drugiego strumienia przez zbiornik, przy czym każdy z przynajmniej dwóch wlotów zbiornika rozmieszczono w sąsiedztwie odpowiedniej wężownicy spośród przynajmniej dwóch wężownic, tak aby drugi strumień przepływał przez przynajmniej tę wężownicę, z którą sąsiaduje odpowiedni wlot zbiornika, a ponadto wylot drugiego strumienia ze zbiornika. Wymiennik ciepła według wynalazku umożliwia selektywny przepływ pierwszego strumienia przez pożądaną liczbę spośród przynajmniej dwóch wężownic oraz zasadniczo jednoczesny przepływ drugiego strumienia przez te same wężownice, przez które przepływa w sposób selektywny pierwszy strumień.
Korzystnie, wymiennik ciepła umożliwia selektywny przepływ pierwszego strumienia przez tylko jedną wężownicę spośród przynajmniej dwóch wężownic oraz zasadniczo jednocześnie selektywny przepływ drugiego strumienia przez tylko jedną wężownicę spośród przynajmniej dwóch wężownic.
Według wynalazku, zbiornik jest zbiornikiem ciśnieniowym, wykonanym ze stali nierdzewnej, przy czym przynajmniej dwie wężownice są również wykonane ze stali nierdzewnej.
W korzystnym rozwiązaniu, przynajmniej jeden zawór rozdzielczy zawiera zatyczkę, która obejmuje korpus wyposażony w pierwszy gwint zewnętrzny oraz głowicę klinową, dopasowaną do narzędzia do jej instalacji, przy czym zatyczka ta wyposażona jest w gwint wewnętrzny w głowicy klinowej.
Po określeniem „przynajmniej dwie wężownice”, według wynalazku należy rozumieć trzy wężownice.
Wymiennik ciepła posiada ponadto zbiornik obejmujący pewną liczbę wlotów i przynajmniej jeden wylot oraz przynajmniej dwie wężownice chłodzące rozmieszczone z zbiorniku i połączone ze sobą w szereg, umożliwiające selektywny przepływ pierwszego strumienia przez jedną lub więcej spośród przynajmniej dwóch wężownic oraz przynajmniej jeden zawór rozdzielczy, umieszczony na drodze przepływu pierwszego strumienia, zawierający jedną zatyczkę umieszczoną wewnątrz zbiornika. Zawór ten umieszczony jest na zewnątrz wymiennika ciepła a zaślepka kołnierzowa, umieszczona jest na zewnątrz wymiennika ciepła. Zawór rozdzielczy jest elementem wspomagającym w określeniu, przez które z wybranej liczby wężownic przepłynie pierwszy strumień, przy czym przynajmniej jeden rozdzielacz przepływu podtrzymuje przepływ pierwszego strumienia przez jedną wężownicę z przynajmniej dwu wężownic i sporadycznie odchyla przepływ do innej wężownicy z przynajmniej dwu wężownic, podczas gdy podtrzymuje przepływ pierwszego strumienia przez jedną wężownicę z przynajmniej dwu wężownic, przy czym przynajmniej jeden z pewnej liczby wlotów zbiornika jest połączony z każdą z przynajmniej dwóch wężownic chłodzących oraz zaprojektowany w sposób umożliwiający selektywny przepływ drugiego strumienia przez jeden lub więcej wlotów zbiornika w sposób odpowiadający selektywnemu przepływowi pierwszego strumienia. Wymiennik ponadto wyposażony jest
PL 206 099 B1 w materiał filtrujący, rozlokowany w zbiorniku wokół części zewnętrznej powierzchni dolnej wężownicy z przynajmniej dwu wężownic dla filtrowania wszystkich materiałów stałych znajdujących się w drugim strumieniu wpływającym do zbiornika.
Przedmiot wynalazku przedstawiono w przykładzie wykonania na rysunku, na którym fig. 1 przedstawia schematycznie instalację do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku, fig. 2 - schemat przepł ywowy, prezentują cy podstawowy cykl instalacji do przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku, fig. 3 - schemat przepływowy, prezentujący cykl usuwania wody połączony z cyklem przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku, fig. 4 - schemat przepływowy, prezentujący cykl usuwania dwutlenku węgla połączony z cyklem przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku, fig. 5A i 5B przedstawiają wymiennik ciepła zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku, fig. 6A i 6B - widok z góry i z przodu wężownic chłodzących stosowanych w wymienniku ciepła widocznym na fig. 5A i 5B, fig. 7A-7C schematycznie różne tryby działania wymiennika ciepła widocznego na fig. 5A i 5B zgodnie z różnymi sposobami wykonania wynalazku, fig. 8A i 8B - widok perspektywiczny i od przodu zatyczki, jaką można stosować w połączeniu z wymiennikiem ciepła widocznym na fig. 5A i 5B, fig. 9 przedstawia przekrój poprzeczny przykładowego filtra CO2 stosowanego w połączeniu z instalacją i sposobem przeprowadzania w stan ciekły, przedstawionym na fig. 4, fig. 10 - schemat przepływowy prezentujący cykl przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z kolejnym sposobem wykonania wynalazku, fig. 11A schemat prezentujący obwód ciśnienia różnicowego, stosowany w instalacji i zgodnie ze sposobem widocznym na fig. 10, fig. 11B przedstawia schemat prezentujący korzystny obwód ciśnienia różnicowego, stosowany w instalacji i zgodnie ze sposobem widocznym na fig. 10, fig. 12 - schemat przepływowy prezentujący cykl przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z kolejnym sposobem wykonania wynalazku, fig. 13 przedstawia perspektywicznie instalację do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku, fig. 14 - instalację do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły widoczne na fig. 4 podczas transportu na miejsce przeznaczenia, fig. 15 - schemat przepływowy prezentujący punkty pomiarowe przepływu w obrębie układu zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku.
Na fig. 1 przedstawiono schematycznie część stacji 100 do wytwarzania ciekłego gazu ziemnego (LNG) zgodnie z wybranym sposobem wykonania wynalazku. Należy zauważyć, że choć w niniejszym opisie mówi się o przeprowadzaniu w stan ciekły gazu ziemnego, niniejszy wynalazek można również stosować na potrzeby przeprowadzania w stan ciekły innych gazów.
Stacja 100 do przeprowadzania w stan ciekły obejmuje instalację 102 do przeprowadzania w stan ciekły gazu ziemnego na niewielką skalę, a które łączy się ze źródłem gazu ziemnego, takim jak rurociąg 104, choć możliwe jest również zastosowanie innych źródeł, takich jak głowica studni. Termin „na niewielką skalę” stosuje się tu dla odróżnienia od urządzeń stosowanych w procesach na wielką skalę, o wydajności produkcyjnej rzędu 264950 dm3 LNG lub więcej na dobę. W porównaniu, opisywana tu instalacja do przeprowadzania w stan ciekły charakteryzować się może wydajnością produkcyjną przykładowo około 37850 dm3 LNG na dobę, lecz wydajność tę można również dostosować w zależności od potrzeb, a tym samym instalacja ta nie ogranicza się do zastosowań na niewielką skalę. Co więcej, zgodnie ze szczegółowym opisem poniżej instalację 102 według wynalazku jest znacznie mniejsze niż urządzenia stosowane na wielką skalę, przy czym instalację tą można transportować z miejsca na miejsce.
Wzdłuż rurociągu 104 rozmieszczono jeden lub więcej regulatorów ciśnienia 106, które pozwalają na kontrolę ciśnienia przepływającego gazu. Konstrukcja tego rodzaju stosowana jest typowo w stacji upustu ciśnienia, przy czym ciśnienie gazu ziemnego redukowane jest z wysokiego poziomu ciśnienia na wlocie do wartości odpowiedniej dla potrzeb dystrybucji do jednego lub więcej klientów na wylocie. Przykładowo przed regulatorami ciśnieniowymi 106 ciśnienie wewnątrz rurociągu wynosić może około 2,068 do 6,894 MPa, zaś ciśnienie za regulatorami można ograniczyć do około 0,448 MPa lub mniej. Oczywiście podane wartości stanowią jedynie wartości przykładowe i mogą ulegać zmianom w zależności od danego rurociągu 104 oraz potrzeb klientów. Należy przy tym zauważyć, że ciśnienie gazu wewnątrz rurociągu 104 (to jest u wlotu instalacji 102) nie ma decydującego znaczenia, jako że ciśnienie to może wzrastać, przykładowo dzięki zastosowaniu pompy wspomagającej oraz wymiennika ciepła przed wprowadzeniem gazu do obiegu przeprowadzania w stan ciekły.
Przed redukcją ciśnienia wzdłuż rurociągu 104 strumień gazu zasilającego 108 wydzielany jest z rurociągu 104 i doprowadzany poprzez miernik przepływu 110, jaki odpowiada za pomiar i zapis
PL 206 099 B1 przechodzącego przezeń gazu. Następnie strumień gazu zasilającego 108 przedostaje się przez wlot 112 do instalacji 102 do przeprowadzania w stan ciekły na niewielką skalę na potrzeby dalszej obróbki, co opisane zostanie poniżej. Część gazu zasilającego doprowadzanego do instalacji 102 przechodzi w LNG i opuszcza instalację 102 przez wylot 114, po czym przechowywana jest w odpowiednim zbiorniku lub naczyniu 116. Zbiornik 116 mieści korzystnie przynajmniej 37850 dm3 LNG przy ciśnieniu na poziomie 0,207 do 0,448 MPa oraz temperaturze około 122°K. Niemniej można też zastosować zbiorniki o innych wymiarach i budowie w zależności od określonych potrzeb dotyczących wydajności instalacji 102.
Wylot 118 zbiornika łączy się z miernikiem przepływu 120, badającego ilość LNG ze zbiornika 116 przenoszonego przykładowo do urządzenia zasilanego przez LNG lub do pojazdu transportowego. Wlot 122 zbiornika, łączący się z zaworem/miernikiem 124, jaki obejmować może urządzenia badające przepływ oraz przebieg procesu, pozwala na wentylację i/lub oczyszczanie zbiornika pojazdu podczas dozowania LNG ze zbiornika 116. Przewód 126 łączący się ze zbiornikiem 116 oraz z drugim wlotem 128 urządzenia gwarantuje elastyczność kontroli przepływu LNG z instalacji 102, a ponadto umożliwia odprowadzanie przepływu ze zbiornika 116 lub usuwanie pary ze zbiornika 116, o ile byłoby to pożądane.
Instalacja 102 do przeprowadzania w stan ciekły łączy się również z odcinkiem 130 rurociągu 104 na wysokości drugiego wylotu 132 instalacji. W ten sposób usuwana jest część gazu ziemnego, nie przeprowadzonego w stan ciekły podczas procesu wewnątrz instalacji 102, oraz inne składniki, jakie można usuwać podczas produkcji LNG. W sąsiedztwie wlotu 122 zbiornika zastosować można ewentualnie przewód wentylacyjny 134 łączący się z przewodem instalacji 102, co oznaczono numerami 136A i 136B. Przewód wentylacyjny 134 tego rodzaju również przenosi gaz do odcinka 130 rurociągu 104.
Jako że różne składniki gazowe opuszczają instalację 102, a następnie przedostają się do odcinka 130 rurociągu 104, na potrzeby pomiaru przepływu gazu zastosować można zawór/miernik 138, jaki obejmować może instalacji przeprowadzające pomiar przepływu i przebiegu procesu. Zestawy zawór/miernik 124 oraz 138, jak również przepływomierze 110 i 120 rozmieścić można poza instalacją 102 i/lub wewnątrz instalacji. Tym samym przepływomierze 110 i 126 - gdy zestawić ich wskazania pozwalają ustalić ilość gazu zasilającego netto usuwanego z rurociągu 104, przy czym miernik przepływu 110 umieszczony wcześniej podaje ilość gazu brutto usuwanego, zaś miernik przepływu 130 umieszczony w dół strumienia podaje ilość gazu powracającego do rurociągu 104. Różnica między wskazaniami stanowi ilość netto gazu usuwanego z rurociągu 104. Podobnie mierniki przepływu 120 i 124, jakie również można tu zastosować, wskazują ilość LNG uwalnianego ze zbiornika 116.
Na fig. 2 przedstawiono schemat przepływowy dla wybranego sposobu wykonania instalacji 102 do przeprowadzania w stan ciekły, przedstawionego schematycznie na fig. 1. Zgodnie z tym, co zaprezentowano wcześniej na fig. 1, przykładowo strumień gazu zasilającego pod wysokim ciśnieniem (to jest 2,068 do 6,894 MPa) o temperaturze około 288,7°K wprowadzany jest do instalacji 102 przez wlot 112. Przed przystąpieniem do obróbki gazu zasilającego jego niewielka część, oznaczona symbolem 140, może zostać oddzielona, przeprowadzona przez filtr suszący 142 i zastosowana do kontroli działania różnych komponentów instalacji 102. Choć na rysunku przedstawiono tylko jeden strumień 144 gazu kontrolnego, specjalista winien być świadomy, że w podobny sposób zastosować można większą liczbę przewodów z gazem kontrolnym.
Zgodnie z alternatywnym rozwiązaniem zastosować można odrębne źródło gazu kontrolnego, takiego jak przykładowo azot, w celu przeprowadzania kontroli działania poszczególnych komponentów w obrębie instalacji 102. Specjalista zdaje sobie sprawę, że niniejsze rozwiązanie pozwala też na zastosowanie odmiennych urządzeń kontrolnych, takich jak układy wykorzystujące aktywację elektryczną.
Po wprowadzeniu gazu do wnętrza instalacji 102 gaz ten przenoszony jest przez filtr 146, gdzie usuwane są większe cząstki, jakie mogłyby spowodować uszkodzenia lub zakłócić przepływ gazu przez poszczególne komponenty instalacji 102. Filtr 146 można również stosować w celu usuwania określonych składników ciekłych oraz stałych. Przykładowo filtr 146 stanowić może filtr koalescencyjny. Filtr ten pozwala na obróbkę około 141,58 m3/min gazu ziemnego o temperaturze około 288,7°K przy ciśnieniu na poziomie około 3,447 MPa.
Filtr 146 wyposażyć można ewentualnie w spust 148, uwalniający zawartość do wnętrza przewodu w pobliżu wylotu 132 instalacji, co oznaczono symbolami 136C i 136A na rysunku, przy czym uwolniona zawartość przedostaje się do dalszego odcinka 130 rurociągu 104 (patrz fig. 1). Przewód
PL 206 099 B1 obejściowy 150 biegnie wokół filtra 146, tym samym zapewniając jego odizolowanie i stosowanie jedynie w miarę potrzeby bez konieczności przerywania przepływu gazu przez instalację 102.
Po przeprowadzeniu gazu zasilającego przez filtr (lub wokół filtra przewodem 150) gaz ten rozdzielany jest na dwa strumienie, to jest strumień chłodzący 152 i strumień roboczy 154. Strumień chłodzący 152 przechodzi przez turborozprężarkę i zostaje rozprężony z uzyskaniem rozprężonego strumienia chłodzącego 152' o niższym ciśnieniu, przykładowo między wartością ciśnienia atmosferycznego a około 0,689 MPa, o temperaturze około 310°K. Turborozprężarkę 156 stanowi turbina odpowiadająca za rozprężanie gazu i uzyskiwanie energii z procesu rozprężania. Z turborozprężarką 156 połączona jest z zastosowaniem środków mechanicznych - przykładowo wału 160 - sprężarka obrotowa 158, wykorzystująca moc generowaną przez turborozprężarkę 156 w celu sprężania strumienia roboczego 154. Stosunek zawartości gazu w przewodach 152 oraz 154 ustalany jest na podstawie wymogów sprężarki 158 dotyczących mocy, jak również spadku przepływu i ciśnienia w obrębie turborozprężarki 156. Kontrolne zawory skrzydełkowe stosowane w turborozprężarce 156 wykorzystywane być mogą do regulacji stosunku zawartości gazu w strumieniu chłodzącym 152 i strumieniu roboczym 154 zgodnie z zadanymi parametrami.
Przykładowa turborozprężarka 156 i sprężarka 158 obejmuje układ z ramą, rozmiar dziesięć (10). Układ rozprężarki 156/sprężarki 158 zaprojektowano z myślą o pracy w następujących warunkach: 3,034 MPa, 2267,97 KG materiału na godzinę, 288,7°K. Układ rozprężarka/sprężarka można również wyposażyć w łożyska magnetyczne, pozwalające ograniczyć obszar operacji rozprężarki 156 i sprężarki 158, jak również uprościć ich konserwację.
Przewód obejściowy 162 kieruje strumień chłodzący 152 wokół turborozprężarki 156. Podobnie przewód obejściowy 164 kieruje strumień roboczy 154 wokół sprężarki 158. Przewody obejściowe 162 i 164 można wykorzystywać w trakcie rozruchu w celu przygotowania wybranych komponentów przed przystąpieniem do obróbki LNG w obrębie instalacji 102 do przeprowadzania w stan ciekły. Przykładowo przewód obejściowy 162, 164 umożliwia utrzymanie stałej temperatury w obrębie wymiennika ciepła 166 o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie i/lub innych komponentów bez ryzyka szoku termicznego. Gdyby natomiast nie zastosowano przewodu obejściowego 162, 164, mogłoby dojść do szoku termicznego, spowodowanego bezpośrednim przepływem gazu z turborozprężarki 156 i sprężarki 154. W zależności od sposobu, w jaki zaprojektowano poszczególne komponenty (to jest wymiennik ciepła 160) stosowane w instalacji 102, konieczne może być odczekanie wielu godzin w celu przywrócenia układu do stabilnego termicznie stanu po uruchomieniu instalacji 102.
Przykładowo poprzez skierowanie strumienia roboczego 154 wokół sprężarki 158 temperatura strumienia roboczego 154 nie wzrasta przed jego wprowadzeniem do wymiennika ciepła 166 o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie. Niemniej strumień chłodzący 152, omijając rozprężarkę 156, przechodzi przez zawór dławiący 163, co pozwala na rozprężanie strumienia chłodzącego, w wyniku czego spada jego temperatura. Zawór dławiący 163 wykorzystuje zasadę Joule'aThomsona, zgodnie z którą rozprężanie gazu wiąże się z jego ochłodzeniem, czego świadomi są specjaliści. Strumień chłodzący 152 może być wówczas stosowany do ograniczania temperatury wymiennika ciepła 166 w sposób przyrostowy.
Zgodnie z wybranym sposobem wykonania, co opisane zostanie szczegółowo poniżej, wymiennik ciepła 166 stanowi wysokowydajny wymiennik ciepła wykonany z aluminium. Podczas rozruchu korzystne może być ograniczenie temperatury wymienników ciepła 166 o 256,37°K na minutę do chwili uzyskania pożądanej temperatury. Podczas rozruchu instalacji do przeprowadzania w stan ciekły temperaturę wymiennika 166 można kontrolować w miarę jej rosnącego spadku. Zawór dławiący 163 oraz inne zawory 165 lub instalacji sterować można w odpowiedni sposób w celu wpłynięcia na tempo oraz ciśnienie przepływu w strumieniu chłodzącym 152' oraz strumieniu roboczym 154', co automatycznie wpływa na tempo chłodzenia w wymienniku ciepła 166 i/lub innych komponentach instalacji do przeprowadzania w stan ciekły.
Co więcej, podczas rozruchu korzystne może być zapewnienie pewnej ilości LNG w zbiorniku 116 (fig. 1). Pewna ilość zimnej pary pochodzącej z LNG obecnego w zbiorniku lub zimnej pary lub gazu z innego źródła może krążyć w układzie w celu schładzania różnych komponentów, o ile jest to pożądane lub konieczne. Co więcej, zgodnie z tym, co opisane zostanie poniżej, inne instalacji chłodzące, w tym dodatkowe zawory dławiące, rozmieszczone w różnych pętlach lub strumieniach przepływowych można również regulować podczas rozruchu w celu schłodzenia wymiennika ciepła 166 lub innych komponentów instalacji 102.
PL 206 099 B1
Po wprowadzeniu stanu równowagi strumień roboczy 154 przeprowadzany jest przez sprężarkę 158, która wpływa na wzrost ciśnienia w strumieniu roboczym 154. Przykładowy stosunek ciśnienia wylotowego do wlotowego w przypadku sprężarki wirnikowej wynosi w przybliżeniu 1,5 do 2,0, zaś średnio około 1,7. Proces sprężania nie jest procesem doskonałym i dlatego w trakcie sprężania strumienia roboczego 154 dochodzi do jego nagrzania. W celu usunięcia ciepła ze sprężonego strumienia roboczego 154' strumień ten przenoszony jest przez wymiennik ciepła 166 i schładzany do bardzo niskiej temperatury, przykładowo około 144,26°K. Przykładowy wymiennik ciepła 166 zaprezentowany na fig. 2 stanowi instalacja wykorzystująca przepływ w przeciwprądzie.
Po opuszczeniu wymiennika ciepła 166 schłodzony sprężony strumień roboczy 154 rozdzielany jest na dwa nowe strumienie, to jest strumień chłodzący 170 i strumień produktu 172. Strumień chłodzący 170 i strumień produktu 172 są rozprężane z zastosowaniem zaworów dławiących 174 i 176. Rozprężanie strumienia chłodzącego 170 i roboczego 172 z pomocą zaworów dławiących 174 i 176 wiąże się ze zmniejszeniem wartości ciśnienia, która wynosi wówczas przykładowo między wartością ciśnienia atmosferycznego o około 0,689 MPa, oraz ze zmniejszeniem temperatury do poziomu, przykładowo, około 122°K. Ograniczona wartość ciśnienia i temperatury pozwala uzyskać mieszaninę ciekłego i lotnego gazu ziemnego ze strumienia chłodzącego 170 i strumienia produktu 172.
Strumień chłodzący 170 łączy się z rozprężonym strumieniem chłodzącym 152' pochodzącym z turborozprężarki 156 z uzyskaniem połączonego strumienia chłodzącego 178. Połączony strumień chłodzący 178 stosowany jest następnie do schładzania sprężonego strumienia roboczego 154' za pośrednictwem wymiennika ciepła 166. Po schłodzeniu sprężonego strumienia roboczego 154' w wymienniku ciepła 166 połączony strumień chłodzący 178 może byś uwalniany z powrotem do rurociągu 104 na wysokości odcinka 130 w dół przepływu (fig. 1).
Po rozprężeniu z zastosowaniem zaworu dławiącego 176 strumień produktu 172 przechodzi do oddzielacza cieczy/pary 180. Składnik w postaci pary pochodzący z oddzielacza 180 jest gromadzony i usuwany przez przewód 182, po czym doprowadzany do połączonego strumienia chłodzącego 178 przed wymiennikiem ciepła 166. Składnik ciekły zawarty w oddzielaczu stanowi paliwo LNG, które przeprowadzane jest przez wylot 114 w celu składowania w zbiorniku 116 (fig. 1).
Poprzez regulację stosunku ilości gazu płynącego w strumieniu chłodzącym 170 i strumieniu produktu 172 termodynamika opisywanego procesu pozwala uzyskać strumień produktu o wysokiej zawartości frakcji ciekłej. Wówczas, gdy zawartość frakcji ciekłej jest wysoka, to jest wynosi powyżej 90%, zawartość metanu w cieczy jest również wysoka, zaś zawartość ciężkich węglowodorów (etan, propan i tym podobne) jest niska, co przypomina skład wejściowego strumienia gazu 112. Wówczas, gdy zawartość frakcji ciekłej jest niska, zawartość metanu w cieczy jest również niska, zaś zawartość ciężkich węglowodorów w cieczy jest wysoka. Ciężkie węglowodory oznaczają wyższą zawartość energii w paliwie, co oznacza intensywniejsze spalanie paliwa.
Sposób przeprowadzania w stan ciekły, jaki zaprezentowano na fig. 2 i opisano w oparciu o załączony rysunek, oznacza niski koszt oraz efektywność procesu wytwarzania LNG wówczas, gdy w gazie źródłowym, który wprowadzany jest do cyklu przeprowadzania w stan ciekły, brak jest zawartości wody i/lub dwutlenku węgla.
Na fig. 3 zaprezentowano schemat przepływowy, na którym uwidoczniono sposób przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z kolejnym sposobem wykonania instalacji 102' do przeprowadzania w stan ciekły. Jako że instalacja 102' oraz sposób realizowany z jego pomocą posiada wiele wspólnych cech z instalacją 102 oraz sposobem przedstawionym na fig. 2, podobne komponenty oznaczono dla jasności w analogiczny sposób.
Instalacja 102' zaprezentowane na fig. 3 zasadniczo modyfikuje podstawowy cykl zaprezentowany na fig. 2, umożliwiając usunięcie wody ze strumienia gazu ziemnego podczas procesu wytwarzania LNG oraz zapobiegając powstawaniu lodu wewnątrz układu. Zgodnie z tym, co zaprezentowano na fig. 3, cykl usuwania wody obejmuje źródło metanolu 200 lub innego produktu pochłaniającego wodę, jaki wprowadzany jest do strumienia gazu za pośrednictwem pompy 202 przed rozdzieleniem gazu na strumień chłodzący 152 i strumień roboczy 154. Pompa 202 pozwala korzystnie na zmienny przepływ, umożliwiając wprowadzanie metanolu do strumienia gazu korzystnie z zastosowaniem przynajmniej jednego z wymienionych rozwiązań: dyszy rozpylającej lub parowej. Zgodnie z alternatywnym rozwiązaniem układ zaworów 203 obejmować może różne typy dysz, co pozwala na zastosowanie odpowiedniej dyszy w zależności od charakterystyki przepływu gazu zasilającego. Korzystnie wówczas gdy zawartość wody w gazie źródłowym nie ulega znaczącym zmianom - stosowana jest pojedyncza dysza bez układu zaworów 203.
PL 206 099 B1
Odpowiednia pompa 202 do wprowadzania metanolu przewidywać może regulację zmiennego przepływu w zakresie 0,4 do 0,01136 na minutę (GPM), przy ciśnieniu na poziomie około 6,894 MPa oraz zawartości wody około 0,00003203 do 0,000112124 KG/m3. regulacji zmiennego przepływu zastosować można napęd zmiennej częstotliwości dla silnika pompy 202. Metanol mieszany jest ze strumieniem gazu w celu obniżenia temperatury zamarzania wody, jaka może być w nim zawarta. Metanol ulega wymieszaniu ze strumieniem gazu i wiąże się z wodą, co zapobiega powstawaniu lodu w strumieniu chłodzącym 152 podczas rozprężania w turborozprężarce 156. Co więcej, zgodnie z tym, co zaznaczono powyżej, metanol obecny jest w strumieniu roboczym 154 i przechodzi wraz z nim przez sprężarkę 158. W przybliżeniu w połowie procesu wymiany ciepła (to jest pomiędzy około 222°K a 205,37°K) metanol oraz woda tworzą ciecz. Sprężony strumień roboczy 154' odprowadzany jest czasowo z wymiennika ciepła 166, po czym przenoszony jest przez zbiornik oddzielający 204, gdzie ciecz metanol/woda oddzielana jest od sprężonego strumienia roboczego 154', po czym ciecz usuwana jest poprzez zawór 206, zaś gaz przedostaje się do filtra koalescencyjnego 208, gdzie usuwana jest dodatkowa ilość mieszaniny metanol/woda. Mieszanina metanol/woda może być usuwana z filtra koalescencyjnego 208 przez zawór 210, zaś wysuszony gaz powraca do wymiennika ciepła 166 w celu schłodzenia i dalszej obróbki. Zgodnie z oznaczeniami połączeń 136D i 136A, oba zawory 206 i 210 uwalniają usuniętą mieszaninę metanol/woda do wnętrza przewodu w pobliżu wylotu 132 instalacji, to jest na wysokości dalej położonego odcinka 130 rurociągu 104 (patrz fig. 1).
Przykładowy filtr koalescencyjny 208 stosowany do usuwania mieszaniny metanol/woda zaprojektowany być może z myślą o przetwarzaniu gazu ziemnego w temperaturze około -216,48°K przy przepływie na poziomie około 2500 SCFM oraz ciśnieniu około 800 psia. Filtr tego typu charakteryzować się może wydajnością usuwania mieszaniny metan/woda na poziomie poniżej 75 ppm/w.
Sposób przeprowadzania w stan ciekły zaprezentowany na fig. 3 zapewnia efektywny przebieg procesu wytwarzania gazu ziemnego poprzez uwzględnienie procesu usuwania wody bez konieczności zastosowania drogiego wyposażenia oraz uprzedniej obróbki przed rozpoczęciem cyklu przeprowadzania w stan ciekły, a w szczególności przed procesem rozprężania gazu z wykorzystaniem rozprężarki turbinowej 156.
Na fig. 4 przedstawiono schemat przepływowy prezentujący sposób przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z kolejnym sposobem wykonania instalacji 102 do przeprowadzania w stan ciekły. Jako że instalacja 102 oraz sposób realizowany z jego pomocą cechują liczne podobieństwa z instalacjami 102 i 102' oraz sposobami zaprezentowanymi na fig. 2 i 3, także i tu podobne komponenty oznaczono dla jasności w analogiczny sposób. Co więcej, dla jasności pominięto również część cyklu między wlotem 112 instalacji a rozprężarką 156/sprężarką 158, lecz należy je uznać jako elementy wchodzące w skład instalacji 102 oraz sposobu zaprezentowanego na fig. 4.
Instalacja 102 do przeprowadzania w stan ciekły widoczne na fig. 4 wprowadza zmiany w cyklu podstawowym zaprezentowanym na fig. 2, wprowadzając dodatkowy cykl usuwania dwutlenku węgla (CO2) ze strumienia gazu ziemnego w czasie wytwarzania LNG. Instalacja 102 oraz sposób zaprezentowany na fig. 4 obejmują cykl usuwania wody, opisywany przy okazji omawiania instalacji 102', oraz sposób widoczny na fig. 3, przy czym cykl usuwania CO2 nie zależy od obecności cyklu usuwania wody i można go stosować niezależnie w połączeniu ze sposobem przeprowadzania w stan ciekły.
Proces wymiany ciepła można podzielić między trzy różne wymienniki ciepła: 166, 220 i 224. Pierwszy wymiennik ciepła 220 zlokalizowany na drodze sprężonego strumienia roboczego 154' korzysta z otaczającego środowiska, to jest temperatury powietrza, wody lub podłoża lub ich kombinacji, w celu schłodzenia sprężonego strumienia roboczego 154'. Wymiennik ciepła 220, korzystając z warunków panujących w otoczeniu, służy do obniżania temperatury sprężonego strumienia roboczego 154', aby tym samym zapewnić, że ciepło wytwarzane przez sprężarkę 158 nie spowoduje uszkodzeń termicznych wysokowydajnego wymiennika ciepła 166, jaki zlokalizowany jest za wymiennikiem ciepła 220.
Wymiennik ciepła 220 korzystający z warunków panujących w otoczeniu zaprojektować można w sposób umożliwiający obróbkę sprężonego strumienia roboczego 154' przy wydajności około 3039 do 3084 KG materiału na godzinę przy ciśnieniu obliczeniowym na poziomie około 5.516 MPa. Wymiennik ciepła 220 można ponadto zaprojektować w taki sposób, aby temperatura gazu u wlotu wynosiła około 388,71°K, zaś u wylotu około 349,82°K przy temperaturze otoczenia (przykładowo temperaturze powietrza) około 310,93°K. Wymiennik ciepła tego rodzaju wyposażyć można w wentylator, jaki napędzać można z zastosowaniem odpowiedniego silnika elektrycznego.
PL 206 099 B1
Wysokowydajny wymiennik ciepła 166, znajdujący się wzdłuż drogi przepływu za wymiennikiem ciepła 220 wykorzystującym otaczające warunki, stanowić może wymiennik ciepła z przepływem w przeciwprądzie, płytowo-żeberkowy. Co więcej, płyty i żeberka wykonać można z materiału o wysokim przewodnictwie cieplnym, przykładowo takiego jak aluminium. Wysokowydajny wymiennik ciepła 166 jest rozmieszczony i zaprojektowany w taki sposób, aby w sposób efektywny przekazywać możliwie dużo energii cieplnej ze sprężonego strumienia roboczego 154' do połączonego strumienia chłodzącego 178'. Wysokowydajny wymiennik ciepła 166 zaprojektować można w taki sposób, aby temperatura gazu u wlotu wynosiła około 349,82°K, zaś u wylotu około 313,71°K. Instalacja 102' do przeprowadzania w stan ciekły zaprojektowany jest korzystnie w taki sposób, że temperatury uzyskiwane w wysokowydajnym wymienniku ciepła 166 nigdy nie są na tyle niskie, aby można było uzyskać CO2 w postaci stałej, co mogłoby z kolei doprowadzić do zablokowania przepływu sprężonego strumienia roboczego 154'.
Trzeci wymiennik ciepła 224 rozmieszczony dalej wzdłuż drogi przepływu strumienia roboczego odpowiada po części za obróbkę stałego CO2 usuwanego ze strumienia roboczego w dalszej części cyklu. Wymiennik ciepła 224 pozwala w szczególności na powtórne wprowadzenie CO2 do rurociągu 104 na odcinku w dół strumienia poprzez sublimację usuniętego stałego CO2 przed jego uwolnieniem do rurociągu 104. Sublimacja stałego CO2 w wymienniku ciepła 224 pozwala przeciwdziałać uszkodzeniu lub zablokowaniu wymiennika ciepła 166. Należy przy tym zauważyć, że wymienniki ciepła 166 i 224 można łączyć w razie potrzeby. Sublimacja CO2 służy również do dalszego schładzania gazu roboczego przed jego przeprowadzeniem w stan ciekły.
Przykładowy wymiennik ciepła 224 stosowany do obróbki stałego CO2 stanowić może wymiennik ciepła typu płaszczowo-rurowego. Na fig. 5A zaprezentowano przykładowy wymiennik ciepła płaszczowo-rurowy 224 zaprojektowany w sposób według wynalazku, przy czym części zbiornika 230 nie uwzględniono na rysunku, aby w ten sposób ujawnić pewną liczbę, a w tym przypadku trzy wężownicę chłodzące 232A-232C rozmieszczone stosowo w pionie. W zbiorniku 230 wokół części dolnej wężownicy 232A rozmieścić można materiał filtrujący 234, aby w ten sposób zapewnić, że z wymiennika ciepła 224 nie wydostanie się stały CO2. Materiał filtrujący 234 może przykładowo stanowić siatka ze stali nierdzewnej. Wewnątrz zbiornika umieścić można jedną lub więcej podpór konstrukcyjnych 236 na wężownicę 232A-232C, dostosowanych do wielkości i budowy wężownic 232A-232C.
Na fig. 6A i 6B zaprezentowano przykładową wężownicę lub zwiniętą wiązkę 232, jaka obejmować może przewód wlotowy/wylotowy 238 i 240 oraz pewną liczbę poszczególnych zwojów rury 242 między nimi. Zwoje 242 łączą się z przewodem wlotowym/wylotowym 238 i 240 dzięki zastosowaniu odpowiedniej konstrukcji oraz uszczelnień. Podczas działania instalacji płyn przechodzić może do pierwszego przewodu wlotowego/wylotowego 240, po czym jest on rozdzielany pomiędzy poszczególne zwoje 242, z których przechodzi do drugiego przewodu wlotowego/wylotowego 238, skąd jest następnie uwalniany. Oczywiście w razie potrzeby przepływ przez wężownice chłodzące 232 odbywać się może w odwrotnym kierunku, co omówiono poniżej.
Przykładowa wężownica 232 obejmować może przykładowo przewody wlotowe/wylotowe 238 i 240 o średnicy 76,2 mm, ze stali nierdzewnej Schedule 80, 304L. Zwoje rury 242 wykonać można z rur 304L o grubości ścianek 1,24 mm. Wężownice chłodzące 232 mogą się ponadto odznaczać kształtem i wielkością odpowiadającymi przepływowi o następujących przykładowych parametrach: ciśnienie na poziomie około 815 psia, temperatura w przybliżeniu między 122°K a 144,26°K.
Zgodnie z tym, co przedstawiono ponadto na fig. 5A, zakończenia przewodów wlotowych/wylotowych 238 i 240 każdej z wężownic chłodzących, przykładowo wężownicy 232B, są szczelnie połączone z odpowiednimi rurami wlotowymi/wylotowymi 238 oraz 240 sąsiedniej wężownicy, to jest 232A i 232C. Połączenie tego rodzaju uzyskać można przykładowo poprzez zgrzewanie lub z zastosowaniem środków mechanicznych.
Na fig. 5B przedstawiono z kolei zbiornik 230 wraz z osłoną 224 oraz pokrywami końcowymi 246 wyposażonymi w liczne wloty i wyloty. Osłonę 244 oraz pokrywy końcowe 246 wykonać można przykładowo ze stali nierdzewnej 304 lub 304L, co pozwala uzyskać zbiornik 230 o następujących cechach: ciśnienie obliczeniowe około 0,655 MPa dla temperatur roboczych około 122°F. Korzystnie zbiornik 230 zaprojektować można przy uwzględnieniu działania korozji w sposób umożliwiający jego użytkowanie przez przynajmniej 20 lat.
Płyn wprowadzić można do wężownic 232A-232C przez jeden z pary wlotów 248A i 250A, jakie łączą się odpowiednio z rurą (rurami) wlotową/wylotową 238 i 240 wężownicy chłodzącej 232A. Wloty 248A i 250A przeznaczone być mogą przykładowo do przyjmowania przepływu gazu o wysokiej gę14
PL 206 099 B1 stości w ilości przynajmniej około 2267,96 KG materiału/godz. przy ciśnieniu na poziomie około 5,171 MPa i temperaturze około 141,48°K.
Zestaw wylotów 248B i 250B łączy się szczelnie z rurami wlotowymi/wylotowymi 238 i 240 wężownicy 232C. Każdy z wylotów 248B i 250B zaprojektować można przykładowo w sposób umożliwiający przyjmowanie przepływu płynu o wysokiej gęstości w ilości przynajmniej około 2267,96 KG materiału przy ciśnieniu około 5,102 MPa i temperaturze około 141,48°K.
Pewna liczba wlotów 252A-252I zbiornika łączy się ze zbiornikiem 230, umożliwiając tym samym przenoszenie strumieni chłodzących 253 i 255 (fig. 4), zawierających usunięty stały CO2, do wnętrza zbiornika 230 i przepływ przez jedną lub więcej wężownic 232A-232C. Przykładowo wloty 252A-252C umożliwiają wprowadzenie jednego lub więcej strumieni chłodzących 253 i 255 do wnętrza zbiornika 230 i przepływ przez wężownicę 232A, zaś wloty 252D-252F umożliwiają wprowadzenie jednego lub więcej strumieni chłodzących 253 i 255 do wnętrza zbiornika 230 i przepływ najpierw przez wężownicę 232B, a następnie przez wężownicę 232A. Wloty 252A-252I rozmieścić można na obwodzie osłony 244, zapewniając odpowiednie rozdzielenie strumieni chłodzących 253 i 255 względem wężownic 232A-232C.
Każdy z wlotów 252A-252I zaprojektować można w sposób umożliwiający wprowadzenie strumieni o różnych właściwościach. Przykładowo wlot 252G zaprojektować można w sposób umożliwiający wprowadzanie papki ciekłego metanu o zawartości około 10% stałego CO2 z prędkością około 240,86 KG materiału/godz. przy ciśnieniu około 0,483 MPa oraz temperaturze około 123,15°K. Wlot 252H zaprojektować można w sposób umożliwiający wprowadzanie strumienia zmieszanego gazu, cieczy i stałego CO2 z prędkością około 459 KG materiału/godz. przy ciśnieniu około 0,483 MPa oraz temperaturze około 134,26°K. Wlot 252I zaprojektować można w sposób umożliwiający wprowadzanie strumienia zmieszanego gazu, cieczy i stałego CO2 z prędkością około 1860 KG materiału/godz. przy ciśnieniu około 0,483 MPa oraz temperaturze około 134,26°K.
Należy tu również zauważyć, że - zgodnie z tym, co zaprezentowano na fig. 6A - położona najbardziej od zewnątrz osłona lub osłona przeciwbryzgowa 292 uformowana być może wokół wężownic 232A-232C w taki sposób, aby między osłoną wewnętrzną a osłoną 244 zbiornika powstał pierścień. Wewnętrzną osłonę zaprojektować można w sposób umożliwiający kontrolę przepływu wprowadzanych strumieni chłodzących przez poszczególne wloty zbiornika 252A-252I, tak aby strumienie chłodzące przepływały przez wężownicę chłodzące 232A-232C, lecz nie stykały się z osłoną 244 wymiennika ciepła 224. Co więcej, położona najbardziej od wewnątrz osłona lub osłona przeciwbryzgowa 294 uformowana być może w obrębie wężownic chłodzących 232A-232C w taki sposób, aby między wnętrzem wężownic a rurą wlotową/wylotową 240 powstał pierścień. Na potrzeby formowania osłon 292 i/lub 294 stosować można stal nierdzewną, taką jak 304L, lub inne materiały odporne na rdzę.
Wylot 254 zbiornika umożliwia uwalnianie strumieni chłodzących 253 i 255 po przejściu przez jedną lub więcej wężownic 232A-232C. Wylot 254 zaprojektować można w taki sposób, aby umożliwiał przepływ gazu z prędkością około 2557 KG materiału/godz. przy ciśnieniu około 0,476 MPa oraz temperaturze około 167,59°K.
Na fig. 7A-7C przedstawiono schematycznie różne typy przepływu w obrębie wymiennika ciepła 224. Wymiennik ciepła 224 zaprojektować można w taki sposób, aby strumień roboczy 154' wprowadzany przez wlot 248A mógł przechodzić przez nie wszystkie spośród obecnych wężownic 232A232C. Tym samym strumień roboczy 154' może w razie potrzeby przepływać przez wszystkie trzy wężownice chłodzące 232A-232C, jedynie dwie wężownice 232A i 232B lub przez tylko jedną wężownicę chłodzącą 232A lub 232B. W przypadku przepływu przez pierwszą wężownicę 232A odpowiednie przewody umożliwiają wyprowadzanie strumienia roboczego 154' przez wylot 250A. Podobnie wówczas, gdy strumień roboczy 154' pokonywać powinien wężownicę 232A oraz 232B, może on opuścić wnętrze wymiennika przez odpowiedni wylot 248B.
Przykładowo, zgodnie z tym, co zaprezentowano na fig. 7A, strumień roboczy 154''' może zostać wprowadzony przez wlot 248A, aby następnie przepłynąć przez przewód wlotowy/wylotowy 240. Powyżej, w miejscu, gdzie pierwsza wężownica 232A łączy się z przewodem wlotowym/wylotowym 240, element 251A zmieniający kierunek przepływu blokuje strumień roboczy 154''', wymuszając jego przepływ przez pierwszą wężownicę 232A. Choć może dochodzić do przepływu do innych wężownic 232B i 232C, przepływ strumienia 154''' w stanie zrównoważonym odbywa się przez przewód wlotowy/wylotowy 238 wychodzący z wylotu 250B wężownicy i/lub wylotu 250A.
Zgodnie z tym, co zaprezentowano na fig. 7B, zastosowanie dwóch elementów 251A i 251B zmieniających kierunek przepływu wymusza przepływ strumienia roboczego 154''' przez pierwszą
PL 206 099 B1 wężownice 232A, zgodnie z tym, co przedstawiono wcześniej na fig. 7A, a następnie przez przewód wlotowy/wylotowy 238 do chwili zetknięcia się z elementem 251B zmieniającym kierunek przepływu. Drugi element tego typu wymusza przepływ strumienia roboczego 154' przez drugą wężownicę 232B oraz przez przewód wlotowy/wylotowy 240 w kierunku wylotu 248B.
Zgodnie z tym, co zaprezentowano na fig. 7C, zastosowanie trzech elementów 251A-251C zmieniających kierunek przepływu wymusza przepływ strumienia 154' przez pierwsze dwie wężownice w sposób przedstawiony wcześniej na fig. 7B, a następnie przez przewód wlotowy/wylotowy 240 do chwili zetknięcia się z trzecim elementem 251C zmieniającym kierunek przepływu. Trzeci element tego typu wymusza przepływ strumienia roboczego 154' przez trzecią wężownicę 232C, a następnie przez przewód wlotowy/wylotowy 238 i wylot 250B na zewnątrz. Tym samym, w zależności od rozmieszczenia elementów 251A-251C zmieniających kierunek przepływu zmieniać można ładowność wymiennika ciepła w zależności od warunków procesowych oraz wymogów dotyczących działania wymiennika.
Elementy 251A-251C zmieniające kierunek przepływu obejmować mogą zatyczki, zawory lub zaślepki kołnierzowe w zależności od potrzeb. Podczas gdy zawory oraz zaślepki kołnierzowe można bez trudu dostosowywać do warunków procesowych, jako że rozmieszczone są one na zewnątrz wymiennika ciepła 224 (przykładowo u wylotu 248B), korzystne jest, aby zatyczki stosowane były wewnątrz (przykładowo w elementach 251A i 251B zmieniających kierunek przepływu, sąsiadujących odpowiednio z pierwszą i drugą wężownicą). Przykładową zatyczkę 251B zaprezentowano na fig. 8A i 8B. Zatyczka 251 obejmować może nagwintowaną część zewnętrzną 290 na potrzeby połączeń z dopasowanym nagwintowanym elementem w obrębie przewodów wlotowych/wylotowych 238 i 240. Głowica klinowa 292 dopasowana jest do narzędzia obracającego zatyczkę 251 przy okazji jej instalacji lub usuwania z przewodu wlotowego/wylotowego 238 i 240. Co więcej, w głowicy klinowej zastosować można gwint 294 w celu połączenia blokującego z instalacją do instalacji/usuwania elementu, co oznacza, że zatyczka tego typu umieszczana być może w przewodzie wlotowym/wylotowym 238 i 240 znacznej długości. Co więcej, budowa, liczba i rozmieszczenie elementów zmieniających kierunek przepływu oraz wężownic chłodzących przedstawione i omówione wyżej stanowią jedynie rozwiązanie przykładowe. Należy zatem rozumieć, że niniejszy wynalazek umożliwia zastosowanie wielu innych elementów zmieniających kierunek przepływu oraz wężownic chłodzących.
W ramach kontroli przepływu strumienia roboczego 154' przez wężownice chłodzące 232A232C strumień (strumienie) chłodzący wprowadzany przez wlot 252A-252I można regulować w podobny sposób z zastosowaniem odpowiednich zaworów i przewodów.
Zgodnie z tym, co przedstawiono na fig. 4, wówczas, gdy strumień roboczy 154''' wyprowadzany jest z wymiennika ciepła 224 przez przewód 256, jest on rozdzielany na strumień chłodzący 170' i strumień produktu 172'. Strumień chłodzący 170' przechodzi przez zawór dławiący 174', który powoduje rozprężanie strumienia chłodzącego 170' z uzyskaniem różnych faz CO2, w tym stałego CO2, w wyniku czego powstaje papka gazu ziemnego oraz CO2. Papka o wysokiej zawartości CO2 dostaje się do wnętrza wymiennika ciepła 224 przez jeden lub więcej wlotów 252A-252I zbiornika, a następnie przenoszona jest przez jedną lub więcej wężownic 232A-232C (patrz fig. 5A i 5B).
Strumień produktu 172' przenoszony jest przez zawór dławiący 176', będąc rozprężany do poziomu niskiego ciśnienia, przykładowo około 0,241 MPa. Rozprężanie z pomocą zaworu 176' pozwala również obniżyć temperaturę, przykładowo do poziomu około 122°K. Na tym etapie procesu w strumieniu produktu 172' powstaje stały CO2. Rozprężony strumień produktu 172', zawierający stały CO2, wprowadzany jest do oddzielacza cieczy/pary 180, gdzie para jest gromadzona i usuwana przez przewód 182' i doprowadzana do połączonego strumienia chłodzącego 257, gdzie stosowana jest jako chłodziwo w wymienniku ciepła 224. Ciecz zawartą w oddzielaczu cieczy/pary 189 stanowi papka, w skład której wchodzi paliwo LNG oraz stały CO2.
Papkę można usuwać z oddzielacza 180 i przekazywać do hydrocyklonu 258 za pośrednictwem pompy 260 o odpowiedniej wielkości i budowie. Pompa 260 stosowana jest przede wszystkim do regulacji procesu wytwarzania pary pod wpływem spadku ciśnienia w obrębie hydrocyklonu 258. Pompa 260 reguluje zawartość pary poprzez przyjmowanie chłodnej paki i zwiększanie jej ciśnienia w celu uzyskania papki w stanie dochłodzonym. Po przeprowadzeniu dochłodzonej papki przez hydrocyklon 258 papka powraca do stanu równowagi, co zapobiega powstawaniu oparów paliwa i/lub lotnego CO2 pod wpływem spadku ciśnienia podczas przechodzenia przez hydrocyklon. Pompę 260 przedstawiono schematycznie na fig. 4, gdzie położona jest ona poza oddzielaczem cieczy/pary 180, przy czym pompa może być również rozmieszczona w obrębie oddzielacza cieczy/pary 180. Zgodnie z takim
PL 206 099 B1 rozwiązaniem pompa może być zanurzona w dolnej części oddzielacza 180. Pompa tego rodzaju charakteryzować się może regulowanym tempem przepływu na poziomie około 0,0076 do 0,0235 m3/min LNG przy ciśnieniu różnicowym na poziomie 0,552 MPa w temperaturze 122°K. Regulowane tempo przepływu kontrolować można z zastosowaniem napędu zmiennej częstotliwości. Hydrocyklon 258 spełnia funkcję oddzielacza stałego CO2 z papki, umożliwiając odbiór i składowanie paliwa LNG. Przykładowy hydrocyklon 258 można przykładowo zaprojektować w taki sposób, aby działał przy ciśnieniu na poziomie około 125 psia w temperaturze około 123,15°K. Hydrocyklon 258 wykorzystuje spadek ciśnienia w celu wytworzenia siły odśrodkowej na potrzeby oddzielania substancji stałych od cieczy. Zagęszczony piasek uzyskany z części ciekłego gazu ziemnego i stałego CO2 opuszcza hydrocyklon 258 przez otwór wylewowy 262. Pozostała część ciekłego gazu ziemnego przeprowadzana jest przez otwór przelewowy 264 w celu dalszego odfiltrowania. Między otworem wylewowym 262 a otworem przelewowym 264 hydrocyklonu istnieje niewielka różnica ciśnień, przykładowo około 0,034 MPa. W związku z tym przykładowo zagęszczony piasek może przechodzić przez otwór wylewowy 252 przy ciśnieniu na poziomie około 0,28 MPa, zaś ciekły gaz ziemny opuszcza otwór przelewowy 264 przy ciśnieniu na poziomie około 0,275 MPa. Niemniej różnica ciśnień może być dostosowana do danego hydrocyklonu 258 stosowanego w opisywanym instalacji. Na wysokości otworu przelewowego 264 hydrocyklonu 258 umieścić można zawór kontrolny 265 w celu regulacji różnicy ciśnień w obrębie hydrocyklonu 258.
Przykładowy hydrocyklon działać może przy ciśnieniu obliczeniowym około 0,862 MPa w zakresie temperatur około 310,93°F do 88,71°F. Co więcej, przykładowy hydrocyklon obejmuje korzystnie wnętrze bardzo dokładnie polerowane z uzyskaniem chropowatości 203,2 - 304,8 nm lub mniejszej.
Ciekły gaz ziemny przenoszony jest przez pewną liczbę, a w tym przypadku dwa filtry ekranowe CO2 266A i 266B rozmieszczone równolegle. Filtry ekranowe CO2 266A i 266B wychwytują pozostałości stałego CO2, jaki mógł nie zostać oddzielony w hydrocyklonie 258. Zgodnie z tym, co zaprezentowano na fig. 9, przykładowy filtr ekranowy 266 stanowić może rura 268 ze stali nierdzewnej, Schedule 40, o średnicy 15,24 cm, obejmująca pierwszy ekran filtrujący 270 z grubej siatki ze stali nierdzewnej, drugi stożkowy filtr ekranowy 272 z siatki ze stali nierdzewnej, nie tak grubej jak w przypadku pierwszego ekranu filtrującego 270, oraz trzeci ekran filtrujący 274 wykonany z drobnej siatki ze stali nierdzewnej. Przykładowo - zgodnie z wybranym sposobem wykonania - pierwszy ekran filtrujący 270 wykonany być może z siatki ze stali nierdzewnej, rozmiar oczka 50 do 75, drugi ekran filtrujący 272 wykonany być może z siatki ze stali nierdzewnej, rozmiar oczka 75 do 100, zaś trzeci ekran filtrujący 274 wykonany być może z siatki ze stali nierdzewnej, rozmiar oczka 100 do 150. Zgodnie z innym sposobem wykonania dwa ekrany filtrujące, to jest 270 i 274, można wykonać z siatki tego samego rozmiaru, przykładowo 40 lub drobniejszej, a następnie zapakować w siatkę gęstszą lub rzadszą w zależności od pożądanego efektu. Innymi słowy, ekran filtrujący 270 wykonać można z materiału siatkowego lub ekranu nawijanego dość luźno w celu uzyskania elementu o niższej gęstości lub mniejszym polu powierzchni, zaś ekran filtrujący 274 wykonać można z tego samego materiału siatkowego lub materiału ekranowego nawijanego ciaśniej w celu uzyskania elementu o wyższej gęstości lub większym polu powierzchni.
Filtry ekranowe CO2 266A i 266B potrafią czasem ulegać zatkaniu lub zablokowaniu przez wyłapywany przez nie stały CO2. W związku z tym podczas gdy jeden filtr, to jest 266A, stosowany jest do wychwytywania CO2 ze strumienia ciekłego gazu ziemnego, drugi filtr, to jest 266B, może być oczyszczany z CO2 poprzez przepuszczanie przezeń w przeciwprądzie gazu ziemnego o stosunkowo wysokiej temperaturze. Przykładowo gaz taki może być pobierany za cyklem usuwania wody poprzez czwarty wymiennik ciepła 275 zgodnie ze wskazaniami 276C i 276B na rysunku, przepływając i oczyszczając filtr ekranowy CO2 266B. Przed przeprowadzeniem przez wymiennik ciepła 275 i filtr ekranowy CO2 277 gaz może być przenoszony przez jeden lub więcej zaworów 277 regulujących ciśnienie, co może być podyktowane warunkami dotyczącymi ciśnienia oraz przepływu.
Podczas oczyszczania filtra 266B gaz czyszczący może być usuwany z powrotem do wymiennika ciepła 224 wyposażonego w wężownice, co oznaczono symbolami 301B i 301C na rysunku. Zastosowanie odpowiedniego układu zaworów oraz przewodów pozwala na przełączanie filtrów 266A i 266B i ich wzajemne odizolowanie w miarę potrzeby. Inne sposoby usuwania zgromadzonego w filtrach CO2 w postaci stałej znane są specjalistom.
Przefiltrowany ciekły gaz ziemny wydostaje się z instalacji 102, po czym jest składowany zgodnie z zamieszczonym wyż ej opisem. Mi ę dzy przewodami prowadzącymi z wlotu i wylotu instalacji
PL 206 099 B1 umieścić można zawór 279 z systemem otwierania awaryjnego, stanowiący zabezpieczenie w przypadku zakłóceń w pracy instalacji 102 lub źródeł zewnętrznych, takich jak zbiornik 116 (fig. 1).
Zagęszczony piasek uzyskany w hydrocyklonie 258 wydostaje się przez otwór wylewowy 262 i przechodzi przez przewód 278 do wymiennika ciepła 224, gdzie wspomaga proces chłodzenia przepływającego przezeń strumienia roboczego 154'. Para przenoszona przez przewód 182' z oddzielacza cieczy/pary 180 przenoszona jest przez kontrolny zawór zwrotny 280A, po czym łączy się częścią gazu odprowadzanego z wymiennika ciepła 224 przez przewód 259, tworząc połączony strumień chłodzący 257. Połączony strumień chłodzący 257 przepływający przez przewód 259 stanowi rozwiązanie uzupełniające, odpowiadające za prawidłową pracę pompy strumieniowej parowej 282 na wypadek nadmiernego spadku tempa przepływu przez kontrolny zawór zwrotny 280A. Kontrolny zawór zwrotny 280B charakteryzuje nieznacznie wyższe ciśnienie niż zawór regulacji ciśnienia 280A, dzięki czemu połączony strumień chłodzący 257 przemieszcza się we właściwym kierunku. Połączony strumień chodzący 257 przenoszony jest następnie przez pompę strumieniową parową 282. Strumień napędowy 284, odprowadzany ze strumienia roboczego między wysokowydajnym wymiennikiem ciepła 166 a wymiennikiem ciepła 224 wyposażonym w wężownice, również przepływa przez pompę strumieniową parową 282, służąc do przeprowadzania połączonego strumienia chłodzącego 257 przez jeden lub więcej wlotów 252A-252I (fig. 5B) zbiornika. Przykładowa pompa strumieniowa parowa 282 zaprojektowana być może w sposób umożliwiający jej pracę przy ciśnieniu około 5,27 MPa i temperaturze około 197,04°K dla strumienia napędowego oraz przy ciśnieniu około 0,241 MPa i temperaturze około 122,04°K dla strumienia ssącego przy ciśnieniu wylotowym na poziomie około 0,476 MPa. Papka CO2 wprowadzana do wymiennika ciepła 224 za pośrednictwem strumienia chłodzącego 170', połączonego strumienia chłodzącego 257 lub strumienia dolnego 278 przenoszona jest w dół strumienia przez wymiennik ciepła 224 za pośrednictwem jednej lub więcej wężownic chłodzących 232A-232C, co prowadzi do sublimacji stałego CO2. Strumień chłodzący 286 opuszczający wymiennik ciepła 224 łączy się z rozprężonym strumieniem chłodzącym 152' z turborozprężarki 156, tworząc połączony strumień chłodzący 178', wykorzystywany do schładzania sprężonego strumienia roboczego 154' w wysokowydajnym wymienniku ciepła 166. Po opuszczeniu wymiennika ciepła 166 połączony strumień chłodzący 178' łączony jest z kolei z różnymi składnikami gazowymi przenoszonymi przez połączenie 136A, co opisywano powyżej, a następnie usuwany w położonym w dole strumienia odcinku 130 rurociągu 104 (fig. 1).
Na fig. 10 zaprezentowano instalację 102 do przeprowadzania w stan ciekły zgodnie z kolejnym sposobem wykonania wynalazku. Instalacja 102 działa zasadniczo w podobny sposób jak instalacja 102' widoczne na fig. 4 przy uwzględnieniu drobnych modyfikacji.
Wzdłuż drogi przepływu strumienia roboczego między wysokowydajnym wymiennikiem ciepła 166' a wymiennikiem ciepła 224 umieszczono czwarty wymiennik ciepła 222. Wymiennik ciepła 222 wykorzystywany jest w procesie usuwania CO2, służąc zasadniczo do ogrzewania stałego CO2, jaki usuwany jest ze strumienia roboczego ma późniejszym etapie procesu, co omówione zostanie poniżej. Czwarty wymiennik ciepła 222 wspomaga również proces schładzania gazu przed przystąpieniem do przeprowadzania gazu w stan ciekły oraz do usuwania CO2.
Zagęszczony piasek uzyskany w hydrocyklonie 258 wydostaje się przez otwór wylewowy 262 i przechodzi przez przewód 278' do wymiennika ciepła 222, czemu towarzyszy zmniejszenie gęstości zagęszczonego piasku. Z chwilą opuszczenia przez papkę zawierającą CO2 wymiennika ciepła 222 łączy się ona z oparami przedostającymi się do wnętrza instalacji przez wlot 128 (ze zbiornika 116 widocznego na fig. 1) oraz z oparami przenoszonymi wzdłuż przewodu 182' z oddzielacza 180 cieczy/pary, w wyniku czego powstaje połączony strumień chłodzący 257'. Połączony strumień chłodzący 257' przechodzi przez kontrolny zawór zwrotny 280A, a następnie przez pompę strumieniową parową 282. Strumień napędowy 284' odprowadzany ze strumienia roboczego między wymiennikiem ciepła 222 a wymiennikiem ciepła 224 również przepływa przez pompę strumieniową parową 282, służąc do wprowadzania połączonego strumienia chłodzącego 158 do wnętrza jednego lub więcej wlotów 252A252I (fig. 5B) zbiornika.
Podobnie jak w przypadku sposobu wykonania widocznego na fig. 4 papka CO2 wprowadzana do wymiennika ciepła 224 za pośrednictwem strumienia chłodzącego 170' lub połączonego strumienia chłodzącego 257 przepływa w dół przez wymiennik ciepła 224, to jest przez jedną lub więcej jego wężownic 232A-232C, co prowadzi do sublimacji stałego CO2. W ten sposób powstaje strumień chłodzący 286 o dostatecznie wysokiej temperaturze, aby usunąć stały CO2. Strumień chłodzący opuszczający wymiennik ciepła 224 łączy się z rozprężonym strumieniem chłodzącym 152' z turborozprę18
PL 206 099 B1 żarki, tworząc połączony strumień chłodzący 178' stosowany do schładzania strumienia roboczego 154' w wysokowydajnym wymienniku ciepła 166. Po opuszczeniu wymiennika ciepła 166 połączony strumień chłodzący 178' łączony jest następnie z różnymi składnikami gazowymi przechodzącymi przez połączenie 136A, co opisywano wcześniej, będąc uwalniany w dalszym odcinku 130 rurociągu 104 (fig. 1).
Podobnie jak w przypadku sposobów wykonania omówionych powyżej filtry ekranowe CO2 266A i 266B mogą wymagać okresowego czyszczenia. Niemniej w przypadku rozwiązania zaprezentowanego na fig. 10 gaz odprowadzany być może za cyklem usuwania wody na wysokości punktu 276C, by następnie przejść do punktu 276A lub 276B, aby przepływać przez filtry ekranowe CO2 266A i 266B, oczyszczając je. Podczas oczyszczania filtra 266B gaz czyszczący może być uwalniany z powrotem do rurociągu 104 (fig. 1) zgodnie ze wskazaniami w punktach 136E lub 136F oraz 136A. Zastosowanie odpowiedniego układu zaworów oraz przewodów pozwala na przełączanie filtrów 266A i 266B i ich wzajemne odizolowanie w miarę potrzeby. Inne sposoby usuwania CO2 w postaci stałej zgromadzonego w filtrach znane są specjalistom. Odfiltrowany ciekły gaz ziemny opuszcza instalację 102'' w celu składowania w sposób opisany powyżej.
Na fig. 11A i 12 zaprezentowano obwód ciśnienia różnicowego 300 w instalacji 102''''. Obwód ciśnienia różnicowego 300 przeznaczony jest do równoważenia przepływu strumienia wprowadzanego przez zawór dławiący 176' przed oddzielaczem cieczy/pary 180 w oparciu o różnicę ciśnienia między sprężonym strumieniem roboczym 154' a strumieniem produktu 172'. Zawór dławiący 174' umieszczony wzdłuż strumienia chłodzącego 170' stanowi podstawowy zawór kontrolny, przez który przeprowadzana jest większość materiału pochodzącego z wymiennika ciepła 224 w celu utrzymania właściwej temperatury strumienia produktu 172'. Przy zwykłych warunkach działania zakłada się, że gaz zawsze będzie przeprowadzany przez zawór dławiący 174'. Otwarcie zaworu dławiący 174' powoduje wzrost przepływu z powrotem do wymiennika ciepła, a w rezultacie spadek temperatury strumienia produktu 172'. I odwrotnie - ograniczenie przepływu przez zawór dławiący 174' pociąga za sobą wzrost temperatury strumienia produktu 172'.
Zawór dławiący 176' rozmieszczony w strumieniu produktu 172' pozwala zrównoważyć nadmierny przepływ w obrębie strumienia produktu 172' wynikający ze zmian dotyczących, przykładowo, regulacji temperatury strumienia produktu 172' lub przypływów towarzyszących działaniu sprężarki 158.
Zawór kontrolny ciśnienia różnicowego (ang. pressure differential control, w skrócie PDC) 302 rozmieszczono pomiędzy sprężonym strumieniem roboczym 154' a strumieniem produktu 172', z którymi zawór ten się łączy (co oznaczono punktami połączeń 301A i 301B na fig. 4). Między stroną niskiego ciśnienia 302 zaworu PDC 302 a prowadnikiem 308 zaworu dławiący 176' poprowadzono przewód pilotowy 304. Zarówno zawór PDC 302, jak i prowadnik 308 zaworu dławiący 176' są wstępnie nastawione (przy zastosowaniu sprężyn) na wypadek wahań ciśnienia, by tym samym wyrównywać spadek ciśnienia w obrębie strumienia 154' w obiegu obejmującym wymienniki ciepła 166, 222 (w razie jego zastosowania) oraz 224.
Poniżej przedstawiono na przykładach zachowanie obwodu ciśnienia różnicowego 300 w różnych warunkach.
Zgodnie z pierwszym przykładem ciśnienie i przepływ wzrasta w obrębie sprężonego strumienia roboczego 154' ze względu na wahania w sprężarce 158. W przypadku wzrostu ciśnienia w sprężonym strumieniu roboczym 154' strona wyższego ciśnienia 310 zaworu PDC 302 powoduje otwarcie zaworu PDC 302, w wyniku czego wzrasta ciśnienie w przewodzie pilotowym 304 oraz prowadniku 308 zaworu dławiący 176'. Po przeprowadzeniu przepływu przez poszczególne wymienniki ciepła strumień produktu 172' odznaczał się będzie nową wartością ciśnienia. Gdy przepływ utrzymywany będzie na danym poziomie przez zawór dławiący 174', nadmierny wzrost ilości płynu w strumieniu produktu 172' spowoduje niższy spadek ciśnienia w obrębie wymienników ciepła, w wyniku czego wartość ciśnienia w strumieniu produktu 172' będzie bliższa do wartości w sprężonym strumieniu roboczym 154'. Wzrost ciśnienia w strumieniu produktu 172' zostanie zarejestrowany przez zawór PDC 302, w wyniku czego dojdzie do jego zamknięcia, a tym samym do pokonania ciśnienia w przewodzie pilotowym 304 i nastawienia elementu prowadnika 308. W efekcie zawór dławiący 176' otworzy się i wzrośnie przepływ. W miarę wzrostu przepływu przez zawór dławiący 176' spada ciśnienie w strumieniu produktu 172'.
Zgodnie z drugim scenariuszem wartość ciśnienia i przepływu utrzymuje się na stałym poziomie w obrębie sprężonego strumienia roboczego 154'. W takim wypadku sprężarka zapewnia przepływ wyższy niż ilość materiału usuwana z zaworu dławiący 174', w wyniku czego dochodzi do wzrostu
PL 206 099 B1 ciśnienia w strumieniu produktu 172'. W przypadku wzrostu ciśnienia w strumieniu produktu zawór PDC 302 oraz zawór dławiący 176' zachowują się w opisany wyżej sposób w pierwszym scenariuszu, prowadząc do zmniejszenia ciśnienia w strumieniu produktu 172'.
Zgodnie z trzecim scenariuszem zawór dławiący 174' otwiera się gwałtownie, w wyniku czego znacząco wzrasta spadek ciśnienia w obrębie wymienników ciepła 224 i 166, przez co spada ciśnienie w strumieniu produktu 172'. Spadek ciśnienia w strumieniu produktu 172' rejestrowany jest przez zawór PDC 302, w wyniku czego dochodzi do uruchomienia prowadnika 308, a przez to do zamknięcia zaworu dławiący 176' do chwili powrotu przepływu do stanu równowagi.
Zgodnie z czwartym scenariuszem zawór dławiący 174' nagle się zamyka, w wyniku czego dochodzi do gwałtownego skoku ciśnienia w strumieniu produktu 172'. W takim wypadku wzrost ciśnienia rejestrowany jest przez zawór PDC 302, w wyniku czego dochodzi do uruchomienia prowadnika 308, a przez to do otwarcia zaworu dławiący 176' i uwolnienia nadmiaru ciśnienia/przepływu do chwili powrotu ciśnienia i przepływu do stanu równowagi.
Zgodnie z piątym scenariuszem ciśnienie w sprężonym strumieniu roboczym 154' spada ze względu na wahania w sprężarce. W efekcie dojdzie do odpowiedzi ze strony obwodu 300, zgodnie z którą zawór dławiący 176' natychmiast zostanie zamknięty do chwili powrotu ciśnienia i przepływu w obrębie strumienia produktu 172' do stanu równowagi.
Zawór dławiący 174' stanowi istotny element obwodu ciśnienia różnicowego 300, jako że umożliwia on zachowanie podziału na strumień chłodzący 170' i strumień produktu 172' po przepłynięciu sprężonego strumienia roboczego 154' przez wymiennik ciepła 224. Zawór dławiący 174' dokonuje tego poprzez utrzymanie temperatury strumienia w przewodzie 256 wychodzącym z wymiennika ciepła 224. Gdy temperatura w przewodzie 256 (a tym samym w strumieniu chłodzącym 170' i strumieniu roboczym 172') spada poniżej pożądanej wartości, przepływ przez zawór dławiący 174' można regulować w celu ograniczenia stopnia chłodzenia w wymienniku ciepła 224. I odwrotnie - gdy temperatura w przewodzie 256 wzrasta powyżej pożądanej wartości, przepływ przez zawór dławiący 174' regulować można w taki sposób, aby zwiększyć intensywność chłodzenia w wymienniku ciepła 224.
Na fig. 11B przedstawiono korzystny sposób wykonania obwodu 300'. Działanie obwodu 300' jest zasadniczo takie samo jak w przypadku obwodu 300 opisywanego powyżej, niemniej w miejsce mechanicznych urządzeń kontrolnych zastosowano tu układ kontroli elektryczno-pneumatyczny. Podstawowe różnice między obwodem 300 a 300' obejmują wymianę przewodów 370 i 372 rejestrujących wartość ciśnienia na czujniki ciśnienia 374 i 376 oraz przewody elektryczne 370' i 372'. Co więcej, regulator ciśnienia różnicowego 302 oraz przewód kontrolny 304 zastąpiono przez regulator elektryczny 302' oraz elektropneumatyczny przewód czujnikowy 304', zaś prowadnik 308 zastąpiono elektropneumatycznym (IP) regulatorem pilotowym 308'. Należy zauważyć, że obwód 300 oraz 300' pracować może z dowolną liczbą wymienników ciepła, jakie zapewniają spadek ciśnienia ze 154' do 172'.
Na fig. 12 przedstawiono instalację 102.....do przeprowadzania w stan ciekły oraz sposób jego działania zgodnie z kolejnym sposobem wykonania wynalazku. Instalacja 102 działa zasadniczo w podobny sposób jak instalacja 102'''' widoczne na fig. 10 przy uwzględnieniu drobnych modyfikacji. Zamiast przeprowadzać zagęszczony piasek CO2 z hydrocyklonu 258 przez wymiennik ciepła 222 (fig. 10), pompa 320 kieruje przepływ zagęszczonego piasku CO2 z powrotem do wymiennika ciepła
224. Budowa instalacji 102.....eliminuje zapotrzebowanie na dodatkowy wymiennik ciepła (to jest 222 widoczny na fig. 10). Niemniej przepływ zagęszczonego piasku CO2 ograniczony być może przez przepustowość pompy i gęstość zagęszczonego piasku w przypadku konstrukcji widocznej na fig. 10. Na fig. 13 przedstawiono przykładową budowę fizyczną instalacji 102'' opisywanego wyżej i przedstawionego na fig. 4, stanowiącego wybrany sposób wykonania wynalazku. Instalacja 102'' dla jasności zaprezentowano bez ścian zewnętrznych oraz dachu. Zasadniczo całą instalację 102'' zamontować można na konstrukcji nośnej, takiej jak takiej jak podstawa ślizgowa 330 umożliwiająca przemieszczanie i transport instalacji 102'' w miarę potrzeby. Na rysunku wskazano podstawowe komponenty instalacji 102'', przy czym turborozprężarkę 156/sprężarkę 158 zaprezentowano z prawej strony podstawy ślizgowej 330. Obok turborozprężarki 156/sprężarki 158 widoczny jest pracownik obsługi 332, co pozwala uzyskać wyobrażenie odnośnie wielkości instalacji 102''. Zasadniczo cała instalacja odznaczać się może długością 30 stóp, wysokością 17 stóp oraz szerokością 8,5 stopy. Niemniej instalacja to może być również mniejsza lub większa w razie potrzeby.
Wysokowydajny wymiennik ciepła 166 i wymiennik ciepła 224 stosowane w celu sublimacji stałego CO2 widoczne są z lewej strony podstawy ślizgowej 330. Równolegle położone filtry CO2 266A i 226B znajdują się w sąsiedztwie wymiennika ciepła 224. Okablowanie 334 poprowadzone być może
PL 206 099 B1 od podstawy ślizgowej 330 do odległej lokalizacji, takiej jak odrębna tablica lub pomieszczenie kontrolne w celu przeprowadzania kontroli poszczególnych komponentów instalacji, takich jak turborozprężarka 156/sprężarka 158; rozwiązanie takie jest zrozumiałe dla specjalisty. Co więcej przewody pneumatyczne i/lub hydrauliczne poprowadzone być mogą od podstawy ślizgowej 330 w celach kontrolnych lub doprowadzenia zasilania zewnętrznego w miarę potrzeby. Należy zauważyć, że rozmieszczenie urządzeń kontrolnych lub przynajmniej części z nich poza instalacjami pozwala ograniczyć koszty, jako że instalacji kontrolne ulokowane w ten sposób nie muszą się charakteryzować właściwościami, jakimi musiałyby się odznaczać, znajdując się na podstawie 330, przykładowo obecnością obudowy przeciwwybuchowej lub innych zabezpieczeń.
Należy zauważyć, że szkielet konstrukcji 340 umieścić można na podstawie ślizgowej 330, projektując go w taki sposób, aby obejmował zasadniczo instalację 102''. Pierwsza część 343, o charakterystycznej dla niej wysokości, obejmuje przestrzeń wokół turborozprężarki 156 i sprężarki 158. Druga część 344 obejmuje zasadniczo przestrzeń wokół wymienników ciepła 166, 224, filtrów 266A i 266B oraz innych komponentów działających w obniżonej temperaturze. Druga część 344 obejmuje dwie części 344A i 344B, przy czym część 344A charakteryzuje się zasadniczo wysokością odpowiadającą wysokości części 342. Część 344B jest wyższa niż część 342, przy czym może być ona usuwana na czas transportu, co omówiono poniżej. Przewody w obrębie instalacji 102'' można izolować w celu ograniczenia niepożądanej wymiany ciepła. Zgodnie z alternatywnym rozwiązaniem - lub w połączeniu z izolowanymi rurami i wybranymi komponentami - część 342 może oddzielać od części 344 izolowana ścianka 346, stanowiąca zarazem izolację instalacji 102'' od niekorzystnych warunków zewnętrznych. Co więcej, izolowane ścianki rozmieścić też można na szkielecie konstrukcji 340 wokół zewnętrznej części instalacji 102'' w celu odizolowania przynajmniej części instalacji 102''. Co więcej, oprócz łączących przewodów odizolować można również poszczególne komponenty instalacji, w tym między innymi zbiornik oddzielacza 180, moduły filtrujące 266A, B oraz wymienniki ciepła 166 i 224.
Zgodnie z tym, co przedstawiono na fig. 14, instalacja 102'' lub jej zasadniczą część można przykładowo załadować na przyczepę 350 transportowaną przez samochód ciężarowy 352 na miejsce przeznaczenia. Zgodnie z alternatywnym rozwiązaniem jako przyczepę zastosować można konstrukcję nośną wraz z podstawą ślizgową 330 wyposażoną w koła, zawieszenie oraz zaczep umożliwiający przymocowanie konstrukcji do samochodu ciężarowego 353 na jednym końcu oraz w zestaw kół 354 na drugim końcu. Specjalista jest świadomy, że istnieje tu również możliwość zastosowania innych środków transportu.
Należy zauważyć, że usunięto górną część 344B oraz - choć nie pokazano tego wyraźnie na rysunku - wybrane większe komponenty, takie jak wysokowydajny wymiennik ciepła 166 oraz wymiennik ciepła 224 umożliwiający obróbkę stałego CO2. Takie postępowanie pozwala na transport instalacji bez konieczności uzyskiwania szczególnych zezwoleń (dotyczących przykładowo szerokiego ładunku, nadwymiarowego ładunku i innych), nie powodując zarazem uszkodzeń instalacji.
Należy również zauważyć, że instalacja obejmować może elementy kontrolne, co oznacza znaczne ograniczenie obsługi z udziałem operatora. Może być przy tym korzystne, aby instalacja 102102'''' działała bez udziału znajdującego się w jej sąsiedztwie operatora. Dzięki odpowiedniemu oprogramowaniu i zastosowaniu elementów kontrolnych instalacja obsługiwane być może zdalnie z pomocą urządzeń telemetrycznych, umożliwiających nadzór i/lub regulację działania. Ponadto zastosować tu można również różne systemy alarmowe wbudowane w elementy kontrolne, powiadamiające oddalonego operatora o nieprawidłowościach lub wyłączające instalację. Regulator, jaki znajduje tutaj zastosowanie, stanowi przykładowo programowany regulator PLC, typu DL405.
Niniejszy wynalazek przedstawia w szczególności proces przeprowadzania w stan ciekły gazu ziemnego; należy jednak zauważyć, że znajduje on również zastosowanie przy usuwaniu składników gazowych, przykładowo CO2 ze strumienia stosunkowo zanieczyszczonego gazu. Co więcej, opisywane rozwiązanie pozwala również na przetwarzanie innych gazów i na usuwanie innych składników gazowych, przykładowo azotu. Tym samym niniejszy wynalazek nie ogranicza się jedynie do przeprowadzania w stan ciekły gazu ziemnego i usuwania zeń CO2.
P r z y k ł a d y
Na fig. 4 i 15 przedstawiono przykładowy sposób działania instalacji 102'' stosowanej w procesie przeprowadzania w stan ciekły. Należy zauważyć, że na fig. 15 przedstawiono ten sam schemat przepływowy co na fig. 4 (uzupełniając go o dodatkowe komponenty widoczne na fig. 3 - przykładowo sprężarkę 154, rozprężarkę 156 i inne), omijając jedynie oznaczenia poszczególnych komponentów, aby zyskać na czytelności. Jako że ogólny proces opisano powyżej przy okazji omawiania fig. 4, poPL 206 099 B1 niższy przykład przedstawia jedynie przykładowe warunki panujące w gazie/cieczy/papce w różnych punktach instalacji, określanych tu punktami pomiarowymi, zgodnie z projektem obliczeniowym instalacji 102''.
W punkcie 400, gdzie gaz opuszcza rurociąg rozprowadzający i wprowadzany jest do wnętrza instalacji do przeprowadzania w stan ciekły, gaz charakteryzuje się temperaturą około 288,71°K przy ciśnieniu na poziomie około 3,034 MPa i przepływie około 4,54 KG materiału/godz.
W punktach 402 i 404 przepływ jest rozdzielany w taki sposób, że około 2297 KG materiału/godz. przepływa przez punkt 402, zaś około 2.24 KG materiału/godz. przepływa przez punkt 404, przy temperaturze i ciśnieniu w każdym z punktów na poziomie zbliżonym do tego, jaki panuje w punkcie 400.
W punkcie 406, gdy strumień opuszcza turbosprężarkę 156, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 197,57°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,448 MPa. W punkcie 408, gdzie gaz opuszcza sprężarkę 158, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 359,26°K przy ciśnieniu na poziomie około 5,31 MPa.
W punkcie 410, to jest za pierwszym wymiennikiem ciepła 220, a przez wysokowydajnym wymiennikiem ciepła 166, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 175°F przy ciśnieniu na poziomie około 770 psia. W punkcie 412, to jest za układem usuwania wody, mniej więcej w połowie drogi przez wysokowydajny wymiennik ciepła 166, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 294,26°K przy ciśnieniu na poziomie około 5,281 MPa oraz tempie przepływu około 2,240 KG materiału/godz. Gaz opuszczający wysokowydajny wymiennik ciepła 166, to jest w punkcie 414, charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 197°K przy ciśnieniu na poziomie około 5,261 MPa.
Przepływ w strumieniu produktu 172' w punkcie 418 charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 141,48°K przy ciśnieniu na poziomie około 761 psia oraz tempie przepływu około 1,694 KG materiału/godz. W punkcie 420, to jest za zaworem tłumiącym, a przed oddzielaczem 180, strumień staje się mieszaniną gazu, ciekłego gazu zimnego oraz stałego CO2, charakteryzując się temperaturą na poziomie około 122°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,241 MPa. Papka stałego CO2 i ciekłego gazu ziemnego charakteryzuje się podobnymi wartościami temperatury i ciśnienia, opuszczając oddzielacz 180, niemniej charakteryzuje się zarazem tempem przepływu na poziomie około 0,6 KG materiału/godz.
W punkcie 422 ciśnienie papki wzrasta dzięki zastosowaniu pompy 260, uzyskując wartość około 0,786 MPa przy temperaturze około 124,26°K. W punkcie 424, to jest po rozdzielaniu przez hydrocyklon 258, ciekły gaz ziemny charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 122°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,241 MPa oraz tempie przepływu około 0,480 KG materiału/godz. Parametry ciekłego gazu ziemnego utrzymają się zasadniczo na stałym poziomie, gdy będzie on opuszczał instalację 102'', przechodząc do zbiornika magazynowego.
W punkcie 426 zagęszczony piasek (zawierający stały CO2) opuszczający hydrocyklon 258 charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 124,82°K przy ciśnieniu na poziomie około -4,72 MPa oraz tempie przepływu około 120 KG materiału/godz.
W punkcie 430 gaz opuszczający oddzielacz 180 charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 122°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,241 MPa oraz tempie przepływu około 119,29 KG materiału/godz.
W punkcie 434 gaz w strumieniu napędowym wprowadzany do pompy strumieniowej parowej charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 197°K przy ciśnieniu na poziomie około 5,267 MPa oraz tempie przepływu około 546,48 KG materiału/godz. W punkcie 436, za pompą strumieniową parową, zmieszany strumień charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 134,81°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,483 KG materiału/godz. oraz tempie łączonego przepływu około 316,6 KG materiału/godz.
W punkcie 438, to jest przed zaworem dławiącego 174', gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 141,48°K przy ciśnieniu na poziomie około 5,25 MPa oraz tempie przepływu około 0,974 KG materiału/godz. W punkcie 440, to jest po przejściu przez zawór dławiący 174', gdzie powstaje stały CO2, papka charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 132,59°K przy ciśnieniu na poziomie około 4,72 MPa.
W punkcie 442, po opuszczeniu wymiennika ciepła 224, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 147°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,448 MPa oraz tempie przepływu około 1,768 KG materiału/godz. W punkcie 444, po połączeniu dwóch strumieni, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 171,48°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,448 MPa.
PL 206 099 B1
W punkcie 446, to jest po opuszczeniu wysokowydajnego wymiennika ciepła 166, a przez uwolnieniem gazu do rurociągu 104, gaz charakteryzuje się temperaturą na poziomie około 310,37°K przy ciśnieniu na poziomie około 0,448 MPa oraz tempie przepływu około 4,065 KG materiału/godz.
Opisany i zilustrowany tutaj sposób przeprowadzania w stan ciekły prezentuje niedrogie i wydajne środki do wytwarzania LNG bez konieczności przeprowadzania uprzedniego oczyszczania gazu przed jego wprowadzeniem do obiegu przeprowadzania w stan ciekły. Zaprezentowane rozwiązanie umożliwia zastosowanie stosunkowo mocno zanieczyszczonego gazu, jaki zwykle przekazywany jest wzdłuż przewodów dla gospodarstw domowych oraz dla potrzeb przemysłu, oraz pozwala zrezygnować z kosztownych urządzeń do obróbki wstępnej, a zarazem znacząco ogranicza koszty działania towarzyszące obróbce dość mocno zanieczyszczonego gazu.
Niniejszy wynalazek zezwala na dokonywanie licznych modyfikacji i wprowadzanie alternatywnych rozwiązań, przy czym przykładowe sposoby wykonania zaprezentowano na rysunkach i uwzględniono w niniejszym opisie. Niemniej należy zauważyć, że niniejszy wynalazek nie ogranicza się do ujawnionych tutaj rozwiązań. Wynalazek uwzględnia wszelkie modyfikacje, zamienniki oraz rozwiązania alternatywne, pozostające w zakresie wynalazku, zdefiniowanym przez załączone zastrzeżenia patentowe.
Claims (57)
1. Sposób usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, znamienny tym, że formuje się strumień podgrzanego gazu ziemnego (154'), schładza się przynajmniej część podgrzanego gazu ziemnego (154') w celu uzyskania schłodzonego strumienia gazu ziemnego (154''') i stosuje się wiele wymienników ciepła (166, 224), obejmujących wymiennik ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, w którym schładza się strumień podgrzanego gazu ziemnego (154') do temperatury, która nie powoduje powstawania w nim stałego dwutlenku węgla, który to wymiennik posiada wiele wężownic rurowych (232A-232C), przy czym zachowuje się stabilny stan przepływu przynajmniej części schłodzonego strumienia gazu ziemnego wypływającego z wymiennika ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, poprzez jedną wężownicę (232A) z wielu wężownic rurowych (232A-232C) innego wymiennika ciepła (224), i tworzy się część schłodzonego strumienia gazu ziemnego (154''') wypływającego z innego wymiennika ciepła (224) po czym zmienia się kierunek przepływu przynajmniej części strumienia gazu ziemnego wypływającego z wymiennika ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, poprzez przynajmniej jedną, inną wężownicę (232B, 232C) z wielu wężownic rurowych (232A-232C) innego wymiennika ciepła (224) aż do utworzenia części strumienia schłodzonego gazu ziemnego (154''') wypływającego z innego wymiennika ciepła (224), następnie rozpręża się strumień schłodzonego gazu ziemnego (154''') za innym wymiennikiem ciepła (224) i tworzy się papkę stałego dwutlenku węgla i zmieszanego, ciekłego gazu ziemnego (172'') i przenosi się ją do hydrocyklonu (258), a następnie usuwa się zagęszczony osad stałego dwutlenku węgla oraz część ciekłego gazu ziemnego poprzez otwór wylewowy (262) w hydrocyklonie (258) i przenosi się przez otwór wylewowy (262) papki zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego w hydrocyklonie (258) do innego wymiennika ciepła (224) z wielu wymienników ciepła (166, 220, 224), po czym schładza się przynajmniej część innego wymiennika ciepła (224) przy wykorzystaniu zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego (278) wydostającego się z otworu wylewowego (262) w hydrocyklonie (258) i sublimuje się przynajmniej pewną ilość stałego dwutlenku węgla z zagęszczonego osadu wydostającego się z otworu wylewowego (262) w hydrocyklonie (258) w innym wymienniku ciepła (224) podczas schładzania co najmniej części innego wymiennika ciepła (224).
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że obejmuje ponadto przenoszenie pozostałej części ciekłego gazu ziemnego przez otwór przelewowy (264) hydrocyklonu (258).
3. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że obejmuje on ponadto sprężanie gazu ziemnego przed przystąpieniem do jego schładzania.
4. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że schładzanie przynajmniej części podgrzanego strumienia gazu ziemnego (154') obejmuje przeprowadzenie przynajmniej jego części przez wymiennik ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie czyli jeden wymiennik ciepła z wielu wymienników ciepła (166, 224) z przepływem przeciwprądowym do chłodzenia strumienia gazu ziemnego w wymienniku ciepła o dużej wydajności.
PL 206 099 B1
5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że obejmuje on również rozprężanie przynajmniej kolejnej części gazu ziemnego w celu uzyskania strumienia chłodzącego, a ponadto przeprowadzanie strumienia chłodzącego przez przynajmniej jeden wymiennik ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie w celu schłodzenia przynajmniej części podgrzanego strumienia (154') gazu ziemnego.
6. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że obejmuje on ponadto przeprowadzenie pozostałej części ciekłego gazu ziemnego przez przynajmniej jeden filtr ekranowy (266A, 266B).
7. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że schładzanie przynajmniej części podgrzanego strumienia (154') gazu ziemnego przewiduje zastosowanie zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego jako chłodziwa.
8. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że obejmuje on ponadto czerpanie gazu ziemnego ze źródła (104) nieoczyszczonego gazu ziemnego.
9. Sposób według zastrz. 8, znamienny tym, że obejmuje on ponadto wytwarzanie oparów (178') zagęszczonego osadu stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego i uwalnianie ich z powrotem do źródła (104) nieoczyszczonego gazu ziemnego.
10. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że schładzanie przynajmniej części gazu ziemnego w celu uzyskania papki stałego dwutlenku węgla i ciekłego gazu ziemnego obejmuje przeprowadzenie przynajmniej części gazu ziemnego przez przynajmniej jeden zawór Joule'a-Thomsona.
11. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że obejmuje ponadto usuwanie wody z przynajmniej części gazu ziemnego przez przeprowadzeniem przynajmniej części gazu ziemnego przez hydrocyklon (258).
12. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że obejmuje ponadto przeprowadzanie przynajmniej kolejnej części (152) gazu ziemnego przez rozprężarkę (156) i wytwarzanie w ten sposób energii, sprężanie przynajmniej części (154) gazu ziemnego z wykorzystaniem energii generowanej w rozprężarce (156) dla wytworzenia podgrzanego strumienia gazu ziemnego (154') oraz częściowe schładzanie przynajmniej części sprężonego podgrzanego strumienia gazu ziemnego (154'), z zastosowaniem przynajmniej kolejnej, rozprężonej części (152') gazu ziemnego.
13. Układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego zawierającego przynajmniej jeden dodatkowy składnik, w skład którego wchodzi sprężarka, wytwarzająca sprężony strumień gazu ziemnego z przynajmniej części dostępnego gazu ziemnego, i przynajmniej jeden wymiennik ciepła z wielu wymienników ciepła, obejmujących wymiennik ciepła umożliwiający przyjmowanie i schładzanie sprężonego strumienia gazu ziemnego, znamienny tym, że zawiera wiele wymienników ciepła (166, 220, 224) zawierających wymiennik ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie, chłodzący sprężony strumień (154') do temperatury, przy której nie powstaje w nim stały dwutlenek węgla i inny wymiennik ciepła (224) z wielu wymienników ciepła (166, 220, 224) stanowiący wymiennik płaszczowo-rurowy, zawierający wiele wężownic (232A-232C) i przynajmniej jeden zawór rozdzielczy (251A, 251B, 251C), przy czym jeden z zaworów rozdzielczych (251A) służy do utrzymania stałego przepływu przez jedną wężownicę z wielu wężownic (232A-232C) płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła oraz elementy (176') umożliwiające przyjmowanie i rozprężanie schłodzonego sprężonego strumienia (172') oraz wytwarzanie papki zawierającej zmieszany gaz, ciekły gaz ziemny i stały dwutlenek węgla (172''), a ponadto hydrocyklon (258) umożliwiający przyjmowanie ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla oraz rozdzielanie ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla na pierwszą część ciekłego gazu ziemnego oraz zagęszczony osad zawierający stały dwutlenek węgla i drugą część ciekłego gazu ziemnego, oraz przynajmniej jeden przewód (278) do zawracania przynajmniej części zagęszczonego osadu z hydrocyklonu (258) przynajmniej do płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła (224), stanowiącego jeden z wielu wymienników ciepła (166, 220, 224) i kierowania przepływu zagęszczonego osadu przez co najmniej jedną z wężownic (232A-232C) płaszczoworurowego wymiennika ciepła (224).
14. Układ według zastrz. 13, znamienny tym, że obejmuje on ponadto turborozprężarkę (156) umożliwiającą przyjmowanie przynajmniej kolejnej części gazu ziemnego i wytwarzanie z niej rozprężonego strumienia chłodzącego (152') gazu ziemnego, przy czym turborozprężarka (156) połączona jest z zastosowaniem środków mechanicznych ze sprężarką (158) w celu jej zasilania.
15. Układ według zastrz. 14, znamienny tym, że zawiera on wymiennik ciepła (166), o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie umożliwiający przyjmowanie rozprężonego strumienia chłodzącego (152'), który przepływa przez niego w przeciwprądzie względem strumienia sprężonego (154).
PL 206 099 B1
16. Układ według zastrz. 15, znamienny tym, że obejmuje on ponadto filtr umożliwiający usuwanie wody ze sprężonego strumienia w trakcie jego przepływu przez wymiennik ciepła (166) o dużej wydajności z przepływem w przeciwprądzie.
17. Układ według zastrz. 16, znamienny tym, że obejmuje on ponadto przynajmniej jeden filtr ekranowy (266A, 266B) umożliwiający przyjmowanie pierwszej części ciekłego gazu ziemnego.
18. Układ według zastrz. 17, znamienny tym, że obejmuje większą liczbę filtrów ekranowych (266A, 266B) z siatki ze stali nierdzewnej, rozmieszczonych kolejno wzdłuż drogi przepływu pierwszej części ciekłego gazu ziemnego, przy czym każdy kolejny filtr wzdłuż drogi przepływu charakteryzuje się mniejszym rozmiarem oczka w stosunku do poprzedzającego go filtra ekranowego.
19. Układ według zastrz. 13, znamienny tym, że przynajmniej jeden wysokowydajny wymiennik ciepła (166) z przepływem w przeciwprądzie obejmuje większą liczbę płyt aluminiowych.
20. Układ według zastrz. 13, znamienny tym, że płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224) obejmuje pewną liczbę wężownic (232A-232C) ze stali nierdzewnej, ułożonych w stos w obrębie zbiornika ze stali nierdzewnej (230).
21. Układ według zastrz. 13, znamienny tym, że obejmuje on ponadto oddzielacz (180) cieczgaz umożliwiający przyjmowanie papki zmieszanego gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla (172'') i rozdzielenie ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla z lotnego gazu ziemnego przed tym, zanim ciekły gaz ziemny i stały dwutlenek węgla zostanie uzyskany w hydrocyklonie (258).
22. Instalacja do przeprowadzania gazu w stan ciekły, znamienna tym, że w jej skład wchodzi wlot (112) połączony ze źródłem nieoczyszczonego gazu ziemnego (104), turborozprężarka (156) umożliwiająca przyjmowanie pierwszego strumienia (152) gazu ziemnego, doprowadzanego przez wlot (112) urządzenia przyłączony do niej oraz wytwarzanie zeń rozprężonego strumienia chłodzącego (152'), przy czym sprężarka (158) połączona jest mechanicznie z turborozprężarką (156), umożliwiająca przyjmowanie drugiego strumienia gazu ziemnego (154) pochodzącego z wlotu (112) urządzenia oraz wytwarzanie zeń sprężonego strumienia roboczego (154'), oraz wysokowydajny wymiennik ciepła (166) z przepływem w przeciwprądzie i wlotem sprężonego strumienia roboczego (154') oraz rozprężonego strumienia chłodzącego (152') w przeciwprądzie, schładzający sprężony strumień roboczy (154') do temperatury przy której nie jest w nim wytwarzany stały dwutlenek węgla, i zawierający schłodzony sprężony strumień roboczy (154') wypływający z wysokowydajnego, płaszczoworurowego wymiennika ciepła o przepływie w przeciwprądzie, oraz płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224) zawierający wlot strumienia schłodzonego, sprężonego gazu roboczego (154'), przy czym płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224), w zbiorniku (230) odpornym na korozję, zawiera wiele pionowo spiętrzonych, odpornych na korozję wężownic (232A-232C) i przynajmniej jeden zawór rozdzielczy (251A, 251B, 251C), przy czym przynajmniej jeden zawór rozdzielczy (251A, 251B, 251C) służy do utrzymania stałego przepływu przez jedną wężownicę (232A) i krótkotrwałego przepływu przez przynajmniej jedną inną wężownicę (232B, 232C) z wielu wężownic (232A-232C) płaszczoworurowego wymiennika ciepła (224), ponadto, pierwszy wylot połączony ze źródłem nieoczyszczonego gazu oraz uwalniający do niego rozprężony strumień chłodzący po przeprowadzeniu strumienia przez wysokowydajny wymiennik ciepła o przepływie w przeciwprądzie, pierwszy zawór rozprężny (174') do rozprężania pierwszej części (170') schłodzonego sprężonego strumienia roboczego (154') w celu utworzenia dodatkowego strumienia chłodzącego (253), przy czym instalacja (102'') obejmuje ponadto przewód łączący dodatkowy strumień chłodzący (253) z rozprężonym strumieniem chłodzącym (152') przed wprowadzeniem rozprężonego strumienia chłodzącego (152') do wysokowydajnego wymiennika ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie, i również drugi zawór rozprężny (176') do rozprężania drugiej części (172') schłodzonego sprężonego strumienia roboczego (154') w celu utworzenia zeń papki mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla (172''), oraz pierwszy oddzielacz gazu i cieczy (180) przyjmujący papką mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla (172''), a ponadto drugi wylot (128) instalacji, połączony ze zbiornikiem magazynowym (116), przy czym pierwszy oddzielacz gazu i cieczy (180) służy do przenoszenia zawartej tutaj cieczy do drugiego wylotu (128) instalacji.
23. Instalacja według zastrz. 22, znamienna tym, że hydrocyklon (258) jest włączony między pierwszym oddzielaczem gaz-ciecz (180) a drugim wylotem instalacji.
24. Instalacja według zastrz. 23, znamienna tym, że obejmuje ona ponadto pompę (260) włączoną między hydrocyklonem (258) a pierwszym oddzielaczem gaz-ciecz (180), służącą do regulowania stanu cieczy wprowadzanej do hydrocyklonu.
PL 206 099 B1
25. Instalacja według zastrz. 23, znamienna tym, że obejmuje ona ponadto przynajmniej jeden filtr ekranowy (266A, 266B) rozmieszczony między wylotem hydrocyklonu (258) a drugim wylotem (128) instalacji.
26. Instalacja według zastrz. 25, znamienna tym, że obejmuje ona ponadto filtr (208) usuwający wodę ze strumienia (154'') sprężonego gazu roboczego, przy czym filtr (208) rozmieszczony jest na drodze przepływu sprężonego strumienia roboczego (154') na drodze przepływu wewnątrz wysokowydajnego wymiennika ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie.
27. Instalacja według zastrz. 26, znamienna tym, że obejmuje ona ponadto drugi oddzielacz gaz-ciecz (204) rozmieszczony na drodze przepływu sprężonego strumienia roboczego (154') w sąsiedztwie filtra (208).
28. Instalacja według zastrz. 27, znamienna tym, że wysokowydajny wymiennik ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie zawiera pewną liczbę płyt odpornych na korozję.
29. Instalacja według zastrz. 22, znamienna tym, że przynajmniej jedna z pewnej liczby spiętrzonych w pionie wężownic (232A-232C) odpornych na korozję wykonana jest ze stali nierdzewnej.
30. Instalacja według zastrz. 29, znamienna tym, że zbiornik (230) odporny na korozję wykonany jest ze stali nierdzewnej.
31. Instalacja według zastrz. 22, znamienna tym, że płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224) zawiera przynajmniej jedną wewnętrzną osłonę przeciwbryzgową (294) usytuowaną wewnątrz przynajmniej jednej ze spiętrzonych w pionie wężownic odpornych na działanie korozji.
32. Instalacja według zastrz. 31, znamienna tym, że przynajmniej jedna osłona przeciwbryzgową położona od wewnątrz wykonana jest ze stali nierdzewnej.
33. Instalacja według zastrz. 22, znamienna tym, że płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224) zawiera przynajmniej jedną osłonę przeciwbryzgową położoną od zewnątrz pomiędzy przynajmniej jedną ze spiętrzonych w pionie wężownic (232A-232C), odpornych na działanie korozji a zbiornikiem (230) odpornym na korozję.
34. Instalacja według zastrz. 33, znamienna tym, że przynajmniej jedna osłona przeciwbryzgową (29) położona od zewnątrz, wykonana jest ze stali nierdzewnej.
35. Instalacja według zastrz. 22, znamienna tym, że zawiera ponadto konstrukcję nośną (330), stosowaną do przenoszenia i transportu instalacji do przeprowadzania gazu w stan ciekły, przy czym na konstrukcji nośnej (330) rozmieszczona jest turborozprężarka (156), sprężarka (158), wysokowydajny wymiennik ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie, płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224), hydrocyklon (258), przynajmniej jeden filtr ekranowy (266A, 266B), filtr (208), pierwszy oddzielacz gaz-ciecz (180) oraz drugi oddzielacz gaz-ciecz (204).
36. Instalacja według zastrz. 22, znamienna tym, że konstrukcja nośna charakteryzuje się szerokością około 2,5 m i długością około 9 m.
37. Instalacja według zastrz. 36, znamienna tym, że obejmuje ponadto szkielet konstrukcji (340) przymocowany do konstrukcji nośnej (330), przy czym szkielet konstrukcji (340) wyznacza zasadniczo wymiary zewnętrzne instalacji do przeprowadzania gazu w stan ciekły.
38. Instalacja według zastrz. 37, znamienna tym, że szkielet konstrukcji (340) charakteryzuje się wysokością nominalną około 5 m.
39. Instalacja według zastrz. 38, znamienna tym, że szkielet konstrukcji (340) zawiera przynajmniej pierwszą część (342) i drugą część zdejmowaną (344B), przy czym druga, zdejmowana część (344B) jest usuwana w celu zmniejszenia maksymalnej wysokości szkieletu konstrukcji (340).
40. Instalacja według zastrz. 37, znamienna tym, że przynajmniej jedna izolowana ścianka (346) jest zamontowana do szkieletu konstrukcji (340), a turborozprężarka i sprężarka znajdują się na pierwszej powierzchni przynajmniej jednej izolowanej ścianki (346), zaś wysokowydajny wymiennik ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie i płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224) znajdują się z drugiej, przeciwległej, strony przynajmniej jednej izolowanej ścianki (346).
41. Instalacja według zastrz. 40, znamienna tym, że stanowi ona jednostkę nadającą się do transportu w zasadniczo nienaruszonym stanie.
42. Instalacja według zastrz. 37, znamienna tym, że zawiera jednostkę kontrolną ułatwiającą zdalny monitoring telemetryczny oraz sterowanie instalacją.
43. Instalacja według zastrz. 35, znamienna tym, że przewód łączący poszczególne komponenty, wyposażony jest w odrębną izolację.
PL 206 099 B1
44. Instalacja według zastrz. 43, znamienna tym, że zawiera przynajmniej jedną turborozprężarkę (156), sprężarkę (158), wysokowydajny wymiennik ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie i płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224), wyposażone w odrębną izolację.
45. Sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego, znamienny tym, że przenosi się część gazu ziemnego ze źródła (104), rozdziela część gazu ziemnego na strumień roboczy (154) oraz pierwszy strumień chłodzący (152), przeprowadza się pierwszy strumień chłodzący (152) przez turborozprężarkę (156) przez którą przepuszcza się chłodzący strumień (152') oraz wytwarza się energię uzyskiwaną z niej, zasila się sprężarkę (158) energią pozyskiwaną z turborozprężarki (156), przeprowadza się strumień roboczy (154) przez sprężarkę (158) przez którą przepuszcza się sprężony strumień roboczy (154'), schładza się sprężony strumień roboczy (154') przynajmniej przez rozprężony strumień chłodzący (152'), i stosuje się wiele wymienników ciepła (166, 224) przy czym w jednym wysokowydajnym wymienniku ciepła (166) o przepływie w przeciwprądzie z wielu wymienników ciepła (166, 224) schładza się strumień sprężonego gazu roboczego (154') aż do wytworzenia schłodzonego strumienia gazu ziemnego (154''), mającego temperaturę, która nie powoduje powstawania w nim stałego dwutlenku węgla, a w płaszczowo-rurowym wymienniku ciepła (224), jednym z wielu wymienników ciepła (166, 224) schładza się strumień schłodzonego gazu ziemnego (154''), aż do utworzenia strumienia (154''') schłodzonego roboczego gazu ziemnego, przy czym płaszczowo-rurowy wymiennik ciepła (224) posiada wiele wężownic rurowych (232A-232C), a ponadto zachowuje się stabilny stan przepływu przynajmniej części schłodzonego gazu ziemnego (154') poprzez jedną wężownicę (232A) z wielu wężownic rurowych (232A-232C) płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła (224), po czym zmienia się kierunek przepływu przynajmniej części schłodzonego gazu ziemnego (154') poprzez przynajmniej jedną inną wężownicę (232B, 232C) z wielu wężownic rurowych (232A-232C) płaszczowo-rurowego wymiennika ciepła (224), a następnie rozdziela się strumień schłodzonego sprężonego gazu roboczego (154''') na strumień produktu (172') oraz drugi strumień chłodzący (170'), po czym rozpręża się drugi strumień (170') chłodzący i łączy się rozprężony drugi strumień chłodzący (253) z rozprężonym pierwszym strumieniem chłodzącym (152'), a ponadto rozpręża się strumień produktu (172') w celu utworzenia mieszaniny (172'') gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla, i oddziela się ciekły gaz ziemny (180) i stały dwutlenek węgla z mieszaniny gazu, ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla, tworząc zagęszczoną zawiesinę wykorzystywaną w chłodzeniu płaszczoworurowego wymiennika ciepła (224), i oddziela się przynajmniej część ciekłego gazu ziemnego z ciekłego gazu naturalnego i stałego dwutlenku węgla.
46. Sposób według zastrz. 45, znamienny tym, że oddzielanie przynajmniej części ciekłego gazu ziemnego od mieszaniny ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla obejmuje poddawanie mieszaniny ciekłego gazu ziemnego i stałego dwutlenku węgla działaniu siły odśrodkowej.
47. Sposób według zastrz. 46, znamienny tym, że obejmuje ponadto łączenie stałego dwutlenku węgla i przynajmniej kolejnej części ciekłego gazu ziemnego z rozprężonym pierwszym strumieniem chłodzącym (152') oraz rozprężonym drugim strumieniem chłodzącym (253) tworząc połączony strumień chłodzący (178').
48. Sposób według zastrz. 47, znamienny tym, że obejmuje ponadto uwalnianie połączonego strumienia chłodzącego (178') z powrotem do źródła (104) nieoczyszczonego gazu ziemnego.
49. Wymiennik ciepła, znamienny tym, że zawiera zbiornik (230) i przynajmniej dwie wężownice (232A-232C) rozmieszczone w zbiorniku (230), przy czym jedna wężownica (232A) uformowana jest ze zwiniętej wiązki rur ułożonych pionowo w stos na innej wężownicy (232B, 232C) uformowanej ze zwiniętej wiązki rur przynajmniej dwóch wężownic (232A, - 232C) i przynajmniej jeden rozdzielacz (251A, 251B, 251C), umieszczony na drodze przepływu pierwszego strumienia (154''') który wspomaga w określeniu, przez które z wybranej liczby wężownic (232A-232C) przepłynie pierwszy strumień (154'''), przy czym wymiennik zawiera przynajmniej jeden rozdzielacz przepływu (251A) podtrzymujący przepływ pierwszego strumienia (154''') przez jedną wężownicę (232A) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C) i sporadycznie odchylający przepływ do innej wężownicy (232B, 232C) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C) podtrzymując jednocześnie przepływ pierwszego strumienia (154''') przez jedną wężownicę (232A) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C), a ponadto przynajmniej jeden rozdzielacz przepływu (251A, 251B, 251C) zawierający jeden korek umieszczony wewnątrz zbiornika, zawór umieszczony na zewnątrz wymiennika ciepła (224) i zaślepkę kołnierzową umieszczoną na zewnątrz wymiennika ciepła (224), oraz wewnętrzną osłonę przeciwbryzgową (294) umieszczoną wewnątrz przynajmniej dwu wężownic (232A-232C) tworzącą pierścień wewnątrz nich, mającą przewód wlotowy/wylotowy (240) umieszczony w nich i zewnętrzną osłonę przeciwbryzgową (292),
PL 206 099 B1 umieszczoną po zewnętrznej stronie przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C) i wewnątrz zbiornika (230), ponadto materiał filtrujący (234) rozlokowany w zbiorniku (230) wokół części zewnętrznej powierzchni dolnej wężownicy (232B, 232C) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C) dla filtrowania wszystkich materiałów stałych znajdujących się w drugim strumieniu (253, 255) wpływającym do zbiornika (230), oraz przynajmniej jeden wlot (248A, 250A) wężownicy dla przeprowadzenia pierwszego strumienia (154''') przez przynajmniej jedną wężownicę (232A) z przynajmniej dwóch wężownic (232A232C), a ponadto w wymienniku tym występuje pewna liczba wylotów (248B, 250B) wężownic dla przeprowadzenia pierwszego strumienia (154''') pochodzącego z przynajmniej dwu wężownic (232A, 232C), oraz przynajmniej dwa wloty (252A-252I) drugiego strumienia (253, 255) przez zbiornik (230), przy czym każdy z przynajmniej dwóch wlotów (252A-252I) zbiornika rozmieszczono w sąsiedztwie odpowiedniej wężownicy spośród przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C), tak aby drugi strumień (253, 255) przepływał przez przynajmniej tę wężownicę, z którą sąsiaduje odpowiedni wlot zbiornika, a ponadto wylot (248B, 250B) drugiego strumienia ze zbiornika (230), przy czym wymiennik ciepła (224) umożliwia selektywny przepływ pierwszego strumienia (154''') przez pożądaną liczbę spośród przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C) oraz zasadniczo jednoczesny przepływ drugiego strumienia (253, 255) przez te same wężownice (232A-232C), przez które przepływa w sposób selektywny pierwszy strumień (154''').
50. Wymiennik ciepła według zastrz. 49, znamienny tym, że wymiennik ciepła (224) umożliwia selektywny przepływ pierwszego strumienia (154''') przez tylko jedną wężownicę spośród przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C) oraz zasadniczo jednocześnie selektywny przepływ drugiego strumienia (154''') przez tylko jedną wężownicę spośród przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C).
51. Wymiennik ciepła według zastrz. 49, znamienny tym, że zbiornik (230) jest zbiornikiem ciśnieniowym.
52. Wymiennik ciepła według zastrz. 49, znamienny tym, że zbiornik (230) jest wykonany ze stali nierdzewnej.
53. Wymiennik ciepła według zastrz. 49, znamienny tym, że przynajmniej dwie wężownice (232A-232C) są wykonane ze stali nierdzewnej.
54. Wymiennik ciepła według zastrz. 49, znamienny tym, że przynajmniej jeden zawór rozdzielczy (251A, 251B, 251C) zawiera zatyczkę (251) która obejmuje korpus wyposażony w pierwszy gwint zewnętrzny (290) oraz głowicę klinową (292), dopasowaną do narzędzia do jej instalacji.
55. Wymiennik ciepła według zastrz. 54, znamienny tym, że przynajmniej jedna zatyczka (251) wyposażona jest w gwint wewnętrzny (294) w głowicy klinowej (292).
56. Wymiennik ciepła według zastrz. 49, znamienny tym, że przynajmniej dwie wężownice (232A-232C) stanowią trzy wężownice (232A, 232B, 232C).
57. Wymiennik ciepła, znamienny tym, że posiada zbiornik (230) obejmujący pewną liczbę wlotów (252A-252I) i przynajmniej jeden wylot (248B, 250B) oraz przynajmniej dwie wężownice chłodzące (232A-232C) rozmieszczone z zbiorniku (230) i połączone ze sobą w szereg, umożliwiające selektywny przepływ pierwszego strumienia (154''') przez jedną lub więcej spośród przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C), oraz przynajmniej jeden zawór rozdzielczy (251A, 251B, 251C), umieszczony na drodze przepływu pierwszego strumienia (154'''), zawierający jedną zatyczkę umieszczoną wewnątrz zbiornika, zawór umieszczony na zewnątrz wymiennika ciepła (224) i zaślepkę kołnierzową umieszczoną na zewnątrz wymiennika ciepła (224), w którym zawór rozdzielczy (251A, 251B, 251C) jest elementem wspomagającym w określeniu, przez które z wybranej liczby wężownic (232A-232C) przepłynie pierwszy strumień (154'''), podtrzymujący przepływ pierwszego strumienia (154''') przez jedną wężownicę (232A) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C) i sporadycznie odchylający przepływ do innej wężownicy (232B, 232C) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C), podtrzymujący jednocześnie przepływ pierwszego strumienia (154''') przez jedną wężownicę (232A) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C), przy czym przynajmniej jeden z pewnej liczby wlotów (252A-252I) zbiornika jest połączony z każdą z przynajmniej dwóch wężownic (232A-232C) chłodzących oraz zaprojektowany w sposób umożliwiający selektywny przepływ drugiego strumienia (253, 255) przez jeden lub więcej wlotów zbiornika (252A-252I) w sposób odpowiadający selektywnemu przepływowi pierwszego strumienia (154'''), oraz materiał filtrujący (234) rozlokowany w zbiorniku (230) wokół części zewnętrznej powierzchni dolnej wężownicy (232B, 232C) z przynajmniej dwu wężownic (232A-232C) dla filtrowania wszystkich materiałów stałych znajdujących się w drugim strumieniu (253, 255) wpływającym do zbiornika (230).
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/086,066 US6581409B2 (en) | 2001-05-04 | 2002-02-27 | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL369726A1 PL369726A1 (pl) | 2005-05-02 |
PL206099B1 true PL206099B1 (pl) | 2010-06-30 |
Family
ID=27765347
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL369726A PL206099B1 (pl) | 2002-02-27 | 2002-07-01 | Sposób i układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, instalacja do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły, sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego i wymiennik ciepła |
Country Status (19)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US6581409B2 (pl) |
EP (3) | EP1867940A3 (pl) |
JP (3) | JP2005519153A (pl) |
KR (1) | KR100819722B1 (pl) |
CN (1) | CN1293341C (pl) |
AU (1) | AU2002346035B2 (pl) |
BR (1) | BR0215515B1 (pl) |
CA (1) | CA2473185C (pl) |
CL (3) | CL2004001541A1 (pl) |
CO (1) | CO5590980A2 (pl) |
EA (1) | EA006270B1 (pl) |
EC (1) | ECSP045189A (pl) |
ES (2) | ES2688165T3 (pl) |
HK (1) | HK1078120A1 (pl) |
MX (1) | MXPA04006605A (pl) |
NZ (2) | NZ550201A (pl) |
PL (1) | PL206099B1 (pl) |
WO (1) | WO2003072991A1 (pl) |
ZA (1) | ZA200404910B (pl) |
Families Citing this family (161)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7591150B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
US7637122B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
US20070107465A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-05-17 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same |
US6581409B2 (en) * | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same |
US20070137246A1 (en) * | 2001-05-04 | 2007-06-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium |
US7594414B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
JP2005515298A (ja) * | 2002-01-18 | 2005-05-26 | カーティン ユニバーシティ オブ テクノロジー | 凝固性固形物を除去することによりlngを製造する方法および装置 |
AU2002951005A0 (en) * | 2002-08-27 | 2002-09-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment |
JP3897681B2 (ja) * | 2002-10-31 | 2007-03-28 | 松下電器産業株式会社 | 冷凍サイクル装置の高圧冷媒圧力の決定方法 |
US7201018B2 (en) * | 2003-01-28 | 2007-04-10 | Air Products And Chemicals, Inc. | Generation and delivery system for high pressure ultra high purity product |
US7065974B2 (en) * | 2003-04-01 | 2006-06-27 | Grenfell Conrad Q | Method and apparatus for pressurizing a gas |
JP4321095B2 (ja) * | 2003-04-09 | 2009-08-26 | 日立アプライアンス株式会社 | 冷凍サイクル装置 |
CR7129A (es) * | 2003-10-29 | 2003-11-17 | Carlos Eduardo Rold N Villalobos | Metodo y aparato para almacenar gases a baja temperatura utilizando un sistema de recuperacion de refrigeracion |
US6997012B2 (en) * | 2004-01-06 | 2006-02-14 | Battelle Energy Alliance, Llc | Method of Liquifying a gas |
US7665328B2 (en) * | 2004-02-13 | 2010-02-23 | Battelle Energy Alliance, Llc | Method of producing hydrogen, and rendering a contaminated biomass inert |
US7153489B2 (en) * | 2004-02-13 | 2006-12-26 | Battelle Energy Alliance, Llc | Method of producing hydrogen |
EP1782010A4 (en) * | 2004-06-30 | 2014-08-13 | Fluor Tech Corp | CONFIGURATIONS AND METHODS FOR LNG REGAZEIFICATION |
RU2272973C1 (ru) * | 2004-09-24 | 2006-03-27 | Салават Зайнетдинович Имаев | Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты) |
CN101160375B (zh) | 2005-03-16 | 2012-11-28 | 弗尔科有限责任公司 | 用于生产合成烃化合物的***、方法及组合物 |
US7673476B2 (en) * | 2005-03-28 | 2010-03-09 | Cambridge Cryogenics Technologies | Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas |
DE102005032556B4 (de) * | 2005-07-11 | 2007-04-12 | Atlas Copco Energas Gmbh | Anlage und Verfahren zur Nutzung eines Gases |
US7547179B1 (en) | 2005-07-29 | 2009-06-16 | Edmonson Tommy L | Vehicle transport apparatus |
AU2006280426B2 (en) * | 2005-08-09 | 2010-09-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Natural gas liquefaction process for LNG |
EP1754695A1 (en) * | 2005-08-17 | 2007-02-21 | Gastreatment Services B.V. | Process and apparatus for the purification of methane rich gas streams |
WO2007030888A1 (en) * | 2005-09-15 | 2007-03-22 | Cool Energy Limited | Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream |
CA2536075C (en) * | 2006-01-31 | 2011-03-22 | Expansion Power Inc. | Method of conditioning natural gas in preparation for storage |
JP2008002742A (ja) * | 2006-06-21 | 2008-01-10 | Daikin Ind Ltd | 冷凍装置 |
CN100441990C (zh) * | 2006-08-03 | 2008-12-10 | 西安交通大学 | 利用空分制冷***的小型天然气液化装置 |
DE102006039616B3 (de) * | 2006-08-24 | 2008-04-03 | Eberhard Otten | Verfahren und Vorrichtung zur Speicherung von Brenngas, insbesondere Erdgas |
US20080128029A1 (en) * | 2006-12-05 | 2008-06-05 | Walter T. Gorman Llc | Method, system and computer product for ensuring backup generator fuel availability |
CA2572932C (en) * | 2006-12-14 | 2015-01-20 | Jose Lourenco | Method to pre-heat natural gas at gas pressure reduction stations |
US7637112B2 (en) * | 2006-12-14 | 2009-12-29 | Uop Llc | Heat exchanger design for natural gas liquefaction |
US8312738B2 (en) * | 2007-01-19 | 2012-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery |
RU2458296C2 (ru) * | 2007-05-03 | 2012-08-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ сжижения природного газа |
US20080307827A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-18 | Hino Yuuko | Method of refining natural gas and natural gas refining system |
CA2695348A1 (en) * | 2007-08-24 | 2009-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Natural gas liquefaction process |
US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
US9574713B2 (en) * | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
US8899074B2 (en) * | 2009-10-22 | 2014-12-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams |
US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
US8555672B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
US8020406B2 (en) * | 2007-11-05 | 2011-09-20 | David Vandor | Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas |
US20100205979A1 (en) * | 2007-11-30 | 2010-08-19 | Gentry Mark C | Integrated LNG Re-Gasification Apparatus |
US20090145167A1 (en) * | 2007-12-06 | 2009-06-11 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods, apparatuses and systems for processing fluid streams having multiple constituents |
JP4884527B2 (ja) * | 2008-01-23 | 2012-02-29 | 株式会社日立製作所 | 天然ガス液化プラント及び天然ガス液化プラント用動力供給設備 |
CN101255946B (zh) * | 2008-03-14 | 2011-11-30 | 罗东晓 | 一种调压站内天然气热值自平衡方法及其装置 |
CN101338964B (zh) * | 2008-08-14 | 2010-06-02 | 苏州制氧机有限责任公司 | 天然气液化装置及液化流程 |
WO2010023238A1 (en) * | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants |
JP5214407B2 (ja) * | 2008-11-06 | 2013-06-19 | 株式会社奈良機械製作所 | 粉粒体の熱交換装置及びその製造方法 |
WO2010051617A1 (en) * | 2008-11-10 | 2010-05-14 | Jose Lourenco | Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng |
CN101487656B (zh) * | 2009-02-11 | 2010-12-01 | 王有良 | 一种液化气体中液体杂质的液相分离方法 |
EA021006B1 (ru) | 2009-04-20 | 2015-03-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ удаления кислотных газов из потока углеводородного газа |
DE102009020138B3 (de) * | 2009-05-06 | 2010-12-02 | Institut für Luft- und Kältetechnik gGmbH | Verfahren zur Speicherung von Wasserstoff und Speicher für Wasserstoff |
US20100313598A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-16 | Daly Phillip F | Separation of a Fluid Mixture Using Self-Cooling of the Mixture |
US8122946B2 (en) | 2009-06-16 | 2012-02-28 | Uop Llc | Heat exchanger with multiple channels and insulating channels |
US8631858B2 (en) * | 2009-06-16 | 2014-01-21 | Uop Llc | Self cooling heat exchanger with channels having an expansion device |
US8118086B2 (en) | 2009-06-16 | 2012-02-21 | Uop Llc | Efficient self cooling heat exchanger |
US20120125043A1 (en) * | 2009-09-09 | 2012-05-24 | Exxonmobile Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream |
MX338688B (es) | 2010-01-22 | 2016-04-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Eliminacion de gases acidos de una corriente de gas, con captura y secuestro de co2. |
BR112012017993A2 (pt) | 2010-02-03 | 2016-05-03 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistemas e métodos para utilização de líquido arrefecido para remover componentes gasosos solidificáveis a partir de fluxos de gás de processo |
WO2011102945A2 (en) * | 2010-02-19 | 2011-08-25 | Dresser-Rand Company | Welded structural flats on cases to eliminate nozzles |
WO2011119242A2 (en) | 2010-03-24 | 2011-09-29 | Dresser-Rand Company | Press-fitting corrosion resistant liners in nozzles and casings |
GB201007196D0 (en) | 2010-04-30 | 2010-06-16 | Compactgtl Plc | Gas-to-liquid technology |
IT1401425B1 (it) * | 2010-06-24 | 2013-07-26 | Nuovo Pignone Spa | Turboespansore e metodo per usare palette direttrici di ingresso mobili all'ingresso di un compressore |
FR2962201B1 (fr) * | 2010-07-02 | 2014-02-28 | France Etat | Echangeur de chaleur a tubes d'alimentation et de retour internes |
JP5892165B2 (ja) | 2010-07-30 | 2016-03-23 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 並流分離装置を用いて炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム |
CN101975335B (zh) * | 2010-09-26 | 2012-08-22 | 上海交通大学 | 液化天然气汽车加气站蒸发气体的再液化装置 |
KR101115465B1 (ko) * | 2010-10-29 | 2012-02-27 | 대우조선해양 주식회사 | 액화천연가스의 생산 장치 |
DE102010042504A1 (de) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Behr Gmbh & Co. Kg | Wärmetauscher |
CN103140574B (zh) * | 2010-10-15 | 2015-01-28 | 大宇造船海洋株式会社 | 用于制造加压液化天然气的方法及其所用制造*** |
US8544296B2 (en) | 2011-02-02 | 2013-10-01 | Oscomp Systems, Inc. | Apparatus and methods for regulating material flow using a temperature-actuated valve |
CA2763081C (en) | 2011-12-20 | 2019-08-13 | Jose Lourenco | Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants. |
CA2867287C (en) | 2012-03-21 | 2019-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream |
CA2772479C (en) | 2012-03-21 | 2020-01-07 | Mackenzie Millar | Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method. |
CA2790961C (en) | 2012-05-11 | 2019-09-03 | Jose Lourenco | A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams. |
US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
GB2503731A (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-08 | Highview Entpr Ltd | Cryogenic energy storage and liquefaction process |
CA2787746C (en) * | 2012-08-27 | 2019-08-13 | Mackenzie Millar | Method of producing and distributing liquid natural gas |
CA2798057C (en) | 2012-12-04 | 2019-11-26 | Mackenzie Millar | A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems |
DE102013012606B4 (de) * | 2013-02-19 | 2015-08-06 | CRYOTEC Anlagenbau GmbH | Modulare verfahrenstechnische Anlage, insbesondere Luftzerlegungsanlage mit einer Vielzahl von Anlagenkomponenten |
US20140260251A1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-09-18 | Apache Corporation | Combined Heat and Power Technology for Natural Gas Liquefaction Plants |
EP2789956A1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-10-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream |
EP2789957A1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-10-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream |
CA2813260C (en) | 2013-04-15 | 2021-07-06 | Mackenzie Millar | A method to produce lng |
CN103234793B (zh) * | 2013-04-19 | 2015-05-27 | 眉山麦克在线设备有限公司 | 一种蒸汽换热装置在线分析样品预处理*** |
CN103521487A (zh) * | 2013-04-26 | 2014-01-22 | 洛阳新奥华油燃气有限公司 | 一种lng槽车卸车前吹扫的方法 |
US20150033792A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | General Electric Company | System and integrated process for liquid natural gas production |
CN103409188B (zh) * | 2013-08-05 | 2014-07-09 | 中国石油集团工程设计有限责任公司 | 一种天然气液化过程中脱除重烃的工艺装置及方法 |
KR101361001B1 (ko) | 2013-08-05 | 2014-02-12 | 고등기술연구원연구조합 | 천연가스 액화 시스템의 정지 방법 |
CN103497804B (zh) * | 2013-10-09 | 2015-08-26 | 重庆耐德工业股份有限公司 | 一种低温毛细凝聚脱出天然气中重烃的方法 |
EP2869415A1 (en) * | 2013-11-04 | 2015-05-06 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Modular hydrocarbon fluid processing assembly, and methods of deploying and relocating such assembly |
CA2924695C (en) | 2013-12-06 | 2018-10-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism |
US9562719B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-02-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower |
US9874395B2 (en) | 2013-12-06 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower |
AU2014357665B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating a feed stream using radiation detectors |
MY177768A (en) | 2013-12-06 | 2020-09-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids |
WO2015084497A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower |
WO2015084495A2 (en) | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower |
AU2014357663B2 (en) | 2013-12-06 | 2016-12-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly |
AU2014357668B2 (en) | 2013-12-06 | 2017-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of modifying a liquid level during start-up operations |
US9696086B2 (en) * | 2014-01-28 | 2017-07-04 | Dresser-Rand Company | System and method for the production of liquefied natural gas |
US9964034B2 (en) * | 2014-04-09 | 2018-05-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for producing a fuel gas stream |
JP6711814B2 (ja) | 2014-04-11 | 2020-06-17 | ブリストル, インコーポレイテッド, ディー/ビー/エー リモート オートメイション ソリューションズ | 水及び蒸気のための噴射流量制御装置 |
CA2958091C (en) | 2014-08-15 | 2021-05-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
CN104565809B (zh) * | 2015-01-16 | 2016-07-06 | 成都深冷液化设备股份有限公司 | 一种cng加气及cng液化加气组合装置 |
SG11201705162SA (en) * | 2015-02-27 | 2017-09-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process |
CN108431184B (zh) * | 2015-09-16 | 2021-03-30 | 1304342阿尔伯塔有限公司 | 在气体减压站制备天然气以生产液体天然气(lng)的方法 |
WO2017048346A1 (en) | 2015-09-18 | 2017-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system |
EP3144616A1 (en) * | 2015-09-18 | 2017-03-22 | General Electric Technology GmbH | Cryogenic unit and method for operating a cryogenic unit |
MY187623A (en) | 2015-09-24 | 2021-10-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels |
US10533793B2 (en) | 2015-11-09 | 2020-01-14 | Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. | Systems and methods for multi-stage refrigeration |
BR112018010975A2 (pt) * | 2015-12-03 | 2018-12-04 | Shell Int Research | método e sistema para separação de co2 de uma corrente contaminada que contém hidrocarboneto. |
CA3006860A1 (en) * | 2015-12-03 | 2017-06-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream |
GB201601878D0 (en) | 2016-02-02 | 2016-03-16 | Highview Entpr Ltd | Improvements in power recovery |
CN105627693B (zh) * | 2016-03-11 | 2019-03-01 | 重庆耐德能源装备集成有限公司 | 一种天然气的处理装置及方法 |
CN105627694B (zh) * | 2016-03-14 | 2017-08-22 | 江苏德邦工程有限公司 | Lng加气站bog压缩液化回收***及方法 |
US10323495B2 (en) | 2016-03-30 | 2019-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery |
RU2634653C1 (ru) * | 2016-12-28 | 2017-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Способ очистки природного газа от тяжелых углеводородов |
US10465984B2 (en) * | 2017-01-23 | 2019-11-05 | Hall Labs Llc | Circulating fluidized bed connected to a desublimating heat exchanger |
JP7265482B2 (ja) * | 2017-03-14 | 2023-04-26 | ウッドサイド エナジー テクノロジーズ プロプライエタリー リミテッド | コンテナ化されたlng液化ユニット及び関連するlngを生産する方法 |
KR101957321B1 (ko) * | 2017-07-31 | 2019-03-12 | 대우조선해양 주식회사 | 증발가스 재액화 시스템 |
MX2020003005A (es) | 2017-09-19 | 2020-08-03 | Ecolab Usa Inc | Sistema de monitoreo y control de agua de enfriamiento. |
CN107670322B (zh) * | 2017-10-19 | 2019-09-13 | 安徽海蓝生物科技有限公司 | 一种化工产品加工用过滤结晶装置 |
CN111051806B (zh) | 2017-11-10 | 2022-10-25 | 埃科莱布美国股份有限公司 | 冷却水监测和控制*** |
RU2692610C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2019-06-25 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка получения сжиженного природного газа |
RU2692614C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2019-06-25 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для получения сжиженного природного газа |
CN108709367A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-10-26 | 中石化宁波工程有限公司 | 一种二氧化碳的液化装置及使用方法 |
US20190368821A1 (en) * | 2018-06-04 | 2019-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Heat transfer apparatuses for oil and gas applications |
WO2020005553A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) | Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower |
WO2020005552A1 (en) | 2018-06-29 | 2020-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower |
EP3594596A1 (de) * | 2018-07-13 | 2020-01-15 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum betreiben eines wärmeübertragers, anordnung mit inem wärmeübertrager und luftbearbeitungsanlage mit einer entsprechenden anordnung |
IT201800009221A1 (it) * | 2018-10-05 | 2020-04-05 | Graf Spa | Stazione di servizio per mezzi di trasporto |
US20210148632A1 (en) | 2018-10-09 | 2021-05-20 | Chart Energy & Chemicals, Inc. | Dehydrogenation Separation Unit with Mixed Refrigerant Cooling |
CN118009629A (zh) | 2018-10-09 | 2024-05-10 | 查特能源化工股份有限公司 | 具有混合制冷剂冷却的脱氢分离装置 |
CN109000429B (zh) * | 2018-10-15 | 2020-12-25 | 聊城市鲁西化工工程设计有限责任公司 | 一种二氧化碳液化装置及工艺 |
RU2699872C1 (ru) * | 2018-10-29 | 2019-09-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка по производству сжиженного природного газа |
RU2692584C1 (ru) * | 2018-10-29 | 2019-06-25 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для производства сжиженного природного газа |
US20200141637A1 (en) * | 2018-11-07 | 2020-05-07 | L'Air Liquide, Société Anonyme pour I'Etude et I'Exploitation des Procédés Georges Claude | Integration of hydrogen liquefaction with gas processing units |
US10773631B1 (en) | 2018-12-28 | 2020-09-15 | Ironman FFB, LLC | Forward facing vehicle transport and return transport vehicle combination |
US10773762B1 (en) | 2018-12-28 | 2020-09-15 | Ironman FFB, LLC | Forward facing vehicle transport apparatus |
RU2747921C2 (ru) * | 2019-03-18 | 2021-05-17 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для редуцирования газа и выработки постоянного количества спг |
RU2748413C2 (ru) * | 2019-05-07 | 2021-05-25 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка для получения сжиженного природного газа (варианты) |
US20210063083A1 (en) * | 2019-08-29 | 2021-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquefaction of Production Gas |
US11911732B2 (en) | 2020-04-03 | 2024-02-27 | Nublu Innovations, Llc | Oilfield deep well processing and injection facility and methods |
US11112174B1 (en) | 2020-08-26 | 2021-09-07 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production |
US11161076B1 (en) | 2020-08-26 | 2021-11-02 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities, and processes of liquid natural gas processing for power generation |
US11067335B1 (en) | 2020-08-26 | 2021-07-20 | Next Carbon Soiittions, Llc | Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production |
US20220065160A1 (en) * | 2020-08-26 | 2022-03-03 | ND Global Solutions, LLC | Liquid natural gas processing with hydrogen production |
US11560984B2 (en) | 2021-03-24 | 2023-01-24 | Next Carbon Solutions, Llc | Processes, apparatuses, and systems for capturing pigging and blowdown emissions in natural gas pipelines |
US12007165B2 (en) | 2021-06-07 | 2024-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Optimized natural gas production control system with actual flow and set point tracking features |
CN113352979A (zh) * | 2021-06-25 | 2021-09-07 | 中车齐齐哈尔车辆有限公司 | 溢流***、储罐***以及罐车 |
FR3127557B1 (fr) * | 2021-09-28 | 2024-01-26 | Cryo Pur | Procédé de givrage du dioxyde de carbone contenu dans du méthane liquide |
US11865494B2 (en) | 2021-11-22 | 2024-01-09 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities and processes for bio fermentation based facilities |
US11484825B1 (en) | 2021-12-20 | 2022-11-01 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities and processes for carbon capture optimization in industrial facilities |
US11911790B2 (en) | 2022-02-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Applying corrosion inhibitor within tubulars |
CN114570101B (zh) * | 2022-02-28 | 2023-04-04 | 江西省巴斯夫生物科技有限公司 | 一种天然维生素e过滤装置 |
WO2023172251A1 (en) | 2022-03-08 | 2023-09-14 | Bechtel Energy Technologies & Solutions, Inc. | Systems and methods for regenerative ejector-based cooling cycles |
WO2023177668A1 (en) | 2022-03-15 | 2023-09-21 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities and processes for co2 capture/sequestration and direct air capture |
US11959637B2 (en) | 2022-04-06 | 2024-04-16 | Next Carbon Solutions, Llc | Devices, systems, facilities and processes for CO2 post combustion capture incorporated at a data center |
EP4393565A1 (en) * | 2022-12-30 | 2024-07-03 | Cryo Inox, S.L. | Plant to obtain liquid methane by polishing a gas mixture and method |
Family Cites Families (102)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US336173A (en) | 1886-02-16 | Teleph one-transmitter | ||
US1222801A (en) * | 1916-08-22 | 1917-04-17 | Rudolph R Rosenbaum | Apparatus for dephlegmation. |
US2209534A (en) | 1937-10-06 | 1940-07-30 | Standard Oil Dev Co | Method for producing gas wells |
US2494120A (en) | 1947-09-23 | 1950-01-10 | Phillips Petroleum Co | Expansion refrigeration system and method |
US3168136A (en) * | 1955-03-17 | 1965-02-02 | Babcock & Wilcox Co | Shell and tube-type heat exchanger |
US2937503A (en) | 1955-09-19 | 1960-05-24 | Nat Tank Co | Turbo-expander-compressor units |
US2900797A (en) | 1956-05-25 | 1959-08-25 | Kurata Fred | Separation of normally gaseous acidic components and methane |
NL261940A (pl) * | 1960-03-09 | 1900-01-01 | ||
US3193468A (en) * | 1960-07-12 | 1965-07-06 | Babcock & Wilcox Co | Boiling coolant nuclear reactor system |
BE622735A (pl) | 1961-09-22 | 1900-01-01 | ||
BE630256A (pl) * | 1962-04-05 | |||
NL291876A (pl) * | 1962-05-28 | 1900-01-01 | ||
GB975628A (en) | 1963-09-26 | 1964-11-18 | Conch Int Methane Ltd | Process for the recovery of hydrogen from industrial gases |
US3349020A (en) * | 1964-01-08 | 1967-10-24 | Conch Int Methane Ltd | Low temperature electrophoretic liquified gas separation |
GB1011453A (en) * | 1964-01-23 | 1965-12-01 | Conch Int Methane Ltd | Process for liquefying natural gas |
US3292380A (en) | 1964-04-28 | 1966-12-20 | Coastal States Gas Producing C | Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery |
US3323315A (en) | 1964-07-15 | 1967-06-06 | Conch Int Methane Ltd | Gas liquefaction employing an evaporating and gas expansion refrigerant cycles |
US3376709A (en) * | 1965-07-14 | 1968-04-09 | Frank H. Dickey | Separation of acid gases from natural gas by solidification |
US3448587A (en) * | 1966-07-11 | 1969-06-10 | Phillips Petroleum Co | Concentration of high gas content liquids |
US3487652A (en) | 1966-08-22 | 1970-01-06 | Phillips Petroleum Co | Crystal separation and purification |
CA874245A (en) | 1967-01-31 | 1971-06-29 | Canadian Liquid Air | Natural gas liquefaction process |
US3416324A (en) * | 1967-06-12 | 1968-12-17 | Judson S. Swearingen | Liquefaction of a gaseous mixture employing work expanded gaseous mixture as refrigerant |
US3422887A (en) * | 1967-06-19 | 1969-01-21 | Graham Mfg Co Inc | Condenser for distillation column |
US3503220A (en) * | 1967-07-27 | 1970-03-31 | Chicago Bridge & Iron Co | Expander cycle for natural gas liquefication with split feed stream |
DE1551612B1 (de) | 1967-12-27 | 1970-06-18 | Messer Griesheim Gmbh | Verfluessigungsverfahren fuer Gasgemische mittels fraktionierter Kondensation |
US3548606A (en) * | 1968-07-08 | 1970-12-22 | Phillips Petroleum Co | Serial incremental refrigerant expansion for gas liquefaction |
US3677019A (en) * | 1969-08-01 | 1972-07-18 | Union Carbide Corp | Gas liquefaction process and apparatus |
US3628340A (en) | 1969-11-13 | 1971-12-21 | Hydrocarbon Research Inc | Process for cryogenic purification of hydrogen |
US3724225A (en) * | 1970-02-25 | 1973-04-03 | Exxon Research Engineering Co | Separation of carbon dioxide from a natural gas stream |
US3735600A (en) | 1970-05-11 | 1973-05-29 | Gulf Research Development Co | Apparatus and process for liquefaction of natural gases |
US3724226A (en) | 1971-04-20 | 1973-04-03 | Gulf Research Development Co | Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification |
CA976092A (en) * | 1971-07-02 | 1975-10-14 | Chevron Research And Technology Company | Method of concentrating a slurry containing a solid particulate component |
US4128410A (en) | 1974-02-25 | 1978-12-05 | Gulf Oil Corporation | Natural gas treatment |
US4001116A (en) | 1975-03-05 | 1977-01-04 | Chicago Bridge & Iron Company | Gravitational separation of solids from liquefied natural gas |
US4187689A (en) * | 1978-09-13 | 1980-02-12 | Chicago Bridge & Iron Company | Apparatus for reliquefying boil-off natural gas from a storage tank |
DE2852078A1 (de) | 1978-12-01 | 1980-06-12 | Linde Ag | Verfahren und vorrichtung zum abkuehlen von erdgas |
US4318723A (en) | 1979-11-14 | 1982-03-09 | Koch Process Systems, Inc. | Cryogenic distillative separation of acid gases from methane |
FR2471567B1 (fr) | 1979-12-12 | 1986-11-28 | Technip Cie | Procede et systeme de refrigeration d'un fluide a refroidir a basse temperature |
SE441302B (sv) * | 1980-05-27 | 1985-09-23 | Euroheat Ab | Trekretsvermevexlare med spirallindade ror i en stapel |
NL8004805A (nl) * | 1980-08-26 | 1982-04-01 | Bronswerk Ketel Apparatenbouw | Warmtewisselaar voor een gasvormig en een vloeibaar medium. |
IT1137281B (it) | 1981-07-07 | 1986-09-03 | Snam Progetti | Metodo per il recupero di condensati da gas naturale |
US4611655A (en) * | 1983-01-05 | 1986-09-16 | Power Shaft Engine, Limited Partnership | Heat exchanger |
DE3302304A1 (de) * | 1983-01-25 | 1984-07-26 | Borsig Gmbh, 1000 Berlin | Waermetauscher zum kuehlen von heissen gasen, insbesondere aus der ammoniak-synthese |
US4654522A (en) | 1983-09-22 | 1987-03-31 | Cts Corporation | Miniature position encoder with radially non-aligned light emitters and detectors |
US4609390A (en) | 1984-05-14 | 1986-09-02 | Wilson Richard A | Process and apparatus for separating hydrocarbon gas into a residue gas fraction and a product fraction |
GB2175685B (en) * | 1985-05-30 | 1989-07-05 | Aisin Seiki | Heat exchange arrangements. |
DE3770824D1 (de) | 1986-08-06 | 1991-07-18 | Linde Ag | Verfahren zum abtrennen hoeherer kohlenwasserstoffe aus einem gasgemisch. |
NL8700698A (nl) * | 1987-03-25 | 1988-10-17 | Bb Romico B V I O | Roterende deeltjesscheider. |
US4846862A (en) | 1988-09-06 | 1989-07-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas |
US4970867A (en) | 1989-08-21 | 1990-11-20 | Air Products And Chemicals, Inc. | Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders |
US5062270A (en) | 1990-08-31 | 1991-11-05 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream |
US5375422A (en) | 1991-04-09 | 1994-12-27 | Butts; Rayburn C. | High efficiency nitrogen rejection unit |
FR2681859B1 (fr) * | 1991-09-30 | 1994-02-11 | Technip Cie Fse Etudes Const | Procede de liquefaction de gaz naturel. |
US5379832A (en) * | 1992-02-18 | 1995-01-10 | Aqua Systems, Inc. | Shell and coil heat exchanger |
JP2679930B2 (ja) * | 1993-02-10 | 1997-11-19 | 昇 丸山 | 温水供給装置 |
US5414188A (en) | 1993-05-05 | 1995-05-09 | Ha; Bao | Method and apparatus for the separation of C4 hydrocarbons from gaseous mixtures containing the same |
US5327730A (en) * | 1993-05-12 | 1994-07-12 | American Gas & Technology, Inc. | Method and apparatus for liquifying natural gas for fuel for vehicles and fuel tank for use therewith |
US5505232A (en) | 1993-10-20 | 1996-04-09 | Cryofuel Systems, Inc. | Integrated refueling system for vehicles |
FR2711779B1 (fr) | 1993-10-26 | 1995-12-08 | Air Liquide | Procédé et installation de purification cryogénique d'hydrogène. |
US5390499A (en) | 1993-10-27 | 1995-02-21 | Liquid Carbonic Corporation | Process to increase natural gas methane content |
US5450728A (en) | 1993-11-30 | 1995-09-19 | Air Products And Chemicals, Inc. | Recovery of volatile organic compounds from gas streams |
US5615738A (en) * | 1994-06-29 | 1997-04-01 | Cecebe Technologies Inc. | Internal bypass valve for a heat exchanger |
US5615561A (en) | 1994-11-08 | 1997-04-01 | Williams Field Services Company | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
DE4440401A1 (de) | 1994-11-11 | 1996-05-15 | Linde Ag | Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas |
FR2733823B1 (fr) * | 1995-05-04 | 1997-08-01 | Packinox Sa | Echangeur thermique a plaques |
US5537827A (en) | 1995-06-07 | 1996-07-23 | Low; William R. | Method for liquefaction of natural gas |
US5655388A (en) | 1995-07-27 | 1997-08-12 | Praxair Technology, Inc. | Cryogenic rectification system for producing high pressure gaseous oxygen and liquid product |
US5819555A (en) | 1995-09-08 | 1998-10-13 | Engdahl; Gerald | Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation |
WO1997013109A1 (en) | 1995-10-05 | 1997-04-10 | Bhp Petroleum Pty. Ltd. | Liquefaction process |
FR2739916B1 (fr) | 1995-10-11 | 1997-11-21 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de liquefaction et de traitement d'un gaz naturel |
US5600969A (en) | 1995-12-18 | 1997-02-11 | Phillips Petroleum Company | Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer |
US5669234A (en) | 1996-07-16 | 1997-09-23 | Phillips Petroleum Company | Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process |
US5755114A (en) | 1997-01-06 | 1998-05-26 | Abb Randall Corporation | Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process |
US5836173A (en) * | 1997-05-01 | 1998-11-17 | Praxair Technology, Inc. | System for producing cryogenic liquid |
TW368596B (en) | 1997-06-20 | 1999-09-01 | Exxon Production Research Co | Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas |
TW366409B (en) | 1997-07-01 | 1999-08-11 | Exxon Production Research Co | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component |
US5799505A (en) * | 1997-07-28 | 1998-09-01 | Praxair Technology, Inc. | System for producing cryogenic liquefied industrial gas |
EP1062466B1 (en) | 1997-12-16 | 2012-07-25 | Battelle Energy Alliance, LLC | Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity |
TW436597B (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-28 | Exxon Production Research Co | Process components, containers, and pipes suitable for containign and transporting cryogenic temperature fluids |
FR2775512B1 (fr) | 1998-03-02 | 2000-04-14 | Air Liquide | Poste et procede de distribution d'un gaz detendu |
US5983665A (en) | 1998-03-03 | 1999-11-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Production of refrigerated liquid methane |
TW477890B (en) * | 1998-05-21 | 2002-03-01 | Shell Int Research | Method of liquefying a stream enriched in methane |
US6085547A (en) | 1998-09-18 | 2000-07-11 | Johnston; Richard P. | Simple method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas |
US6085546A (en) | 1998-09-18 | 2000-07-11 | Johnston; Richard P. | Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas |
EA002780B1 (ru) * | 1998-10-16 | 2002-08-29 | Трансланг Текнолоджиз Лтд. | Способ и устройство для разделения компонентов газовых смесей и сжижения газа |
TW421704B (en) * | 1998-11-18 | 2001-02-11 | Shell Internattonale Res Mij B | Plant for liquefying natural gas |
US6138746A (en) * | 1999-02-24 | 2000-10-31 | Baltimore Aircoil Company, Inc. | Cooling coil for a thermal storage tower |
US6131407A (en) | 1999-03-04 | 2000-10-17 | Wissolik; Robert | Natural gas letdown liquefaction system |
US6131395A (en) * | 1999-03-24 | 2000-10-17 | Lockheed Martin Corporation | Propellant densification apparatus and method |
US6400896B1 (en) | 1999-07-02 | 2002-06-04 | Trexco, Llc | Phase change material heat exchanger with heat energy transfer elements extending through the phase change material |
US6220052B1 (en) | 1999-08-17 | 2001-04-24 | Liberty Fuels, Inc. | Apparatus and method for liquefying natural gas for vehicular use |
US6354105B1 (en) * | 1999-12-03 | 2002-03-12 | Ipsi L.L.C. | Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components |
MY122625A (en) * | 1999-12-17 | 2006-04-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling |
FR2803851B1 (fr) * | 2000-01-19 | 2006-09-29 | Inst Francais Du Petrole | Procede de liquefaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel |
US6382310B1 (en) | 2000-08-15 | 2002-05-07 | American Standard International Inc. | Stepped heat exchanger coils |
JP3407722B2 (ja) | 2000-09-01 | 2003-05-19 | 川崎重工業株式会社 | 組合せ型熱交換器 |
US6367286B1 (en) * | 2000-11-01 | 2002-04-09 | Black & Veatch Pritchard, Inc. | System and process for liquefying high pressure natural gas |
US6484533B1 (en) * | 2000-11-02 | 2002-11-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method and apparatus for the production of a liquid cryogen |
US6412302B1 (en) * | 2001-03-06 | 2002-07-02 | Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division | LNG production using dual independent expander refrigeration cycles |
US6581409B2 (en) * | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Bechtel Bwxt Idaho, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same |
DE10128287A1 (de) * | 2001-06-12 | 2002-12-19 | Kloeckner Haensel Proc Gmbh | Kocher |
JP2005515298A (ja) * | 2002-01-18 | 2005-05-26 | カーティン ユニバーシティ オブ テクノロジー | 凝固性固形物を除去することによりlngを製造する方法および装置 |
-
2002
- 2002-02-27 US US10/086,066 patent/US6581409B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-01 EP EP07017307.5A patent/EP1867940A3/en not_active Withdrawn
- 2002-07-01 BR BRPI0215515-0A patent/BR0215515B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-07-01 EA EA200400811A patent/EA006270B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-07-01 EP EP07017306.7A patent/EP1867939B8/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-01 EP EP02744788.7A patent/EP1478874B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-01 KR KR1020047010919A patent/KR100819722B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2002-07-01 NZ NZ550201A patent/NZ550201A/en not_active IP Right Cessation
- 2002-07-01 WO PCT/US2002/020924 patent/WO2003072991A1/en active Application Filing
- 2002-07-01 PL PL369726A patent/PL206099B1/pl unknown
- 2002-07-01 CN CNB028273052A patent/CN1293341C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-01 MX MXPA04006605A patent/MXPA04006605A/es active IP Right Grant
- 2002-07-01 ES ES02744788.7T patent/ES2688165T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-01 CA CA002473185A patent/CA2473185C/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-07-01 AU AU2002346035A patent/AU2002346035B2/en not_active Ceased
- 2002-07-01 JP JP2003571640A patent/JP2005519153A/ja active Pending
- 2002-07-01 NZ NZ533794A patent/NZ533794A/en not_active IP Right Cessation
- 2002-07-01 ES ES07017306.7T patent/ES2628502T3/es not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-04-14 US US10/414,883 patent/US6886362B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-04-14 US US10/414,991 patent/US6962061B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-06-21 CL CL200401541A patent/CL2004001541A1/es unknown
- 2004-06-22 ZA ZA2004/04910A patent/ZA200404910B/en unknown
- 2004-07-14 EC EC2004005189A patent/ECSP045189A/es unknown
- 2004-07-15 CO CO04067546A patent/CO5590980A2/es active IP Right Grant
-
2005
- 2005-11-11 HK HK05110093A patent/HK1078120A1/xx not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-12-10 CL CL200703576A patent/CL2007003576A1/es unknown
-
2009
- 2009-01-20 JP JP2009009938A patent/JP5761895B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-13 CL CL2009000616A patent/CL2009000616A1/es unknown
- 2009-06-18 JP JP2009145175A patent/JP5600249B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL206099B1 (pl) | Sposób i układ do usuwania dwutlenku węgla z gazu ziemnego, instalacja do przeprowadzania gazu ziemnego w stan ciekły, sposób wytwarzania ciekłego gazu ziemnego i wymiennik ciepła | |
US7219512B1 (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same | |
US7594414B2 (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same | |
US7637122B2 (en) | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same | |
US7591150B2 (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same | |
US20070107465A1 (en) | Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same | |
CA2607866C (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same | |
AU2008201465B2 (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same | |
NZ550202A (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same | |
AU2008201463B8 (en) | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |