BR0315076B1 - Processo e aparelho para liquefazer gás natural - Google Patents

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Shrikant R Thakkar
Bobby D Martinez
Paul R Hahn
Ned P Baudat
Wesley R Qualls
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Conocophillips Co
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Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "PROCESSO E APARELHO PARA LIQUEFAZER GÁS NATURAL". A presente invenção refere-se a um método e um aparelho para liquefazer gás natural. Em outro aspecto, a invenção refere-se a uma configuração de propulsor e compressor aperfeiçoada para uma usina de liquefa-ção de gás natural do tipo em cascata. A liquefação criogênica de gás natural é rotineiramente praticada como um meio para converter o gás natural em uma forma mais conveniente de transporte e armazenamento. Tal liquefação reduz o volume em aproximadamente 600 vezes e resulta em um produto o qual pode ser armazenado e transportado próximo da pressão atmosférica.
Em relação à facilidade de armazenamento, o gás natural é fre-qüentemente transportado por tubulação da fonte de suprimento para um mercado distante. É desejável operar a tubulação sob um alto fator de carga substancialmente constante mas freqüentemente a distribuição ou a capacidade da tubulação excederá a demanda enquanto que em outros momentos a demanda pode exceder a distribuição da tubulação. De modo a aparar os picos onde a demanda excede o suprimento ou os vales quando o suprimento excede a demanda, é desejável armazenar o gás excedente de tal modo que este possa ser fornecido quando o suprimento excede a demanda. Tal prática permite que os futuros picos de demanda sejam atendidos com o material do armazenamento. Um meio prático para fazer isto é converter o gás para um estado liquefeito para armazenamento e então vaporizar o líquido conforme a demanda requeira. A liquefação de gás natural é ainda de maior importância quando transportando o gás de uma fonte de suprimento a qual está separada por grandes distâncias do mercado candidato e uma tubulação ou não está disponível ou é impraticável. Isto é especificamente verdadeiro quando o transporte deve ser feito por navios oceânicos. O transporte por navio no estado gasoso geralmente não é prático porque uma apreciável pressurização é requerida para reduzir significativamente o volume específico do gás. Tal pressurização requer a utilização de contentores de armazenamento mais dispendiosos.
De modo a armazenar e transportar o gás natural no estado líquido, o gás natural é de preferência resfriado a -151Ό até 16213 (-24013 até -260^) onde o gás natural liquefeito (LNG) pos sui uma pressão de vapor quase atmosférica. Numerosos sistemas existem na técnica anterior para a liquefação de gás natural nos quais o gás é liquefeito passando seqüencial-mente o gás a uma pressão elevada através de uma pluralidade de estágios de resfriamento por meio de que o gás e resfriado a temperaturas sucessivamente mais baixas até que a temperatura de liquefação seja atingida. O resfriamento é geralmente executado por troca de calor com um ou mais refrigerantes tais como o propano, propileno, etano, etileno, metano, nitrogênio ou combinações dos refrigerantes anteriores (por exemplo, sistemas de refrigerantes misturados). Uma metodologia de liquefação a qual é especificamente aplicável na presente invenção emprega um ciclo de metano aberto para o ciclo de refrigeração final em que uma corrente que contém LNG é fulgurada e os vapores de fulguração (isto é, a(s) corrente(s) de gás de ful-guração) são subseqüentemente empregados como agentes de resfriamento, recomprimidos, resfriados, combinados com a corrente de alimentação de gás natural processado e liquefeitos por meio disto produzindo a corrente que contém LNG pressurizado.
Existem cinco condutores econômicos que devem ser considerados quando projetando uma usina de liquefação de gás natural: 1) despesas de capital; 2)despesas de operação; 3)disponibilidade; 4) eficiência de produção; e 5) eficiência térmica. As despesas de capital e as despesas de operação são critérios financeiros comuns utilizados para analisar a exeqüi-bilidade econômica de um projeto. No entanto, a disponibilidade, a eficiência de produção, e a eficiência térmica são termos menos genéricos que aplicam-se a projetos que utilizam equipamentos complexos e energia térmica para produzir uma certa quantidade de um produto a uma certa taxa. Na á-rea de liquefação de gás natural, "disponibilidade" é simplesmente uma medida da quantidade de tempo que a usina está em linha (isto é, produzindo LNG), independente da quantidade de LNG que está sendo produzida en- quanto a usina está em linha. A "eficiência de produção" de uma usina de LNG é uma medida do tempo durante o qual a usina está em linha e produzindo em capacidade de projeto total. A "eficiência térmica" de uma usina de LNG é uma medida da quantidade de energia que é necessária para produzir uma certa quantidade de LNG. A configuração de compressores e propulsores mecânicos (por exemplo, turbinas a gás, turbinas a vapor, motores elétricos, etc.) em uma usina de LNG grandemente influencia as despesas de capital, as despesas de operação, a disponibilidade, a eficiência de produção, e a eficiência térmica da usina. Tipicamente, conforme o número de compressores e propulsores em uma usina de LNG é aumentado, a disponibilidade da usina também aumenta devido à capacidade da usina permanecer em linha por uma maior percentagem de tempo. Uma tal disponibilidade aumentada pode ser provida através de um projeto de "dois trens em um" no qual os compressores de um ciclo de refrigeração estão conectados no ciclo de refrigeração em paralelo de modo que se um compressor desligar, o ciclo de refrigeração pode continuar a operar em uma capacidade reduzida. Uma desvantagem da redundância requerida em muitos projetos de "dois trens em um" é que o número de compressores e propulsores deve ser aumentado, por meio disto aumentando as despesas de capital do projeto. É também conhecido que a eficiência térmica de uma usina de liquefação de gás natural pode ser aumentada pela recuperação de calor de certas operações que produzem calor na usina de LNG e transferindo o calor recuperado para as operações que consomem calor na usina. No entanto, o equipamento adicional, a tubulação, e as despesas de construção requeridas para os sistemas de recuperação de calor podem grandemente aumentar as despesas de capital de uma usina de LNG.
Assim, fica prontamente aparente que um equilíbrio entre as despesas de capital, as despesas de operação, a disponibilidade, a eficiência de produção, e a eficiência térmica existe para os projetos de usinas de LNG. Uma chave para prover uma usina de LNG economicamente competitiva é oferecer um projeto que empregue um ótimo equilíbrio entre as despe- sas de capital, as despesas de operação, a disponibilidade, a eficiência de produção, e a eficiência térmica. É desejável prover um novo sistema de liquefação de gás natural que tenha uma ótima configuração de propulsor e de compressor que minimize as despesas de capital e de operação, enquanto maximizando a disponibilidade, a eficiência de produção, e a eficiência térmica.
Novamente, é desejável prover um novo sistema de liquefação de gás natural que tenha um sistema de recuperação de calor de descarga que grandemente melhore a eficiência térmica sem aumentar significativamente as despesas de capital e de operação.
Deve ser notado que os desejos acima são exemplares e não precisam todos serem executados pela invenção reivindicada. Outros objetos e vantagens da invenção ficarão aparentes da descrição escrita e dos desenhos.
Conseqüentemente, em uma modalidade da presente invenção, é provido um processo para liquefazer o gás natural que compreende as e-tapas de: (a) utilizar uma primeira turbina a gás para acionar um primeiro compressor, por meio disto comprimindo um primeiro refrigerante de um primeiro ciclo de refrigerante; (b) utilizar uma segunda turbina a gás para acionar um segundo compressor, por meio disto comprimindo o primeiro refrigerante do primeiro ciclo de refrigerante; (c) utilizar uma primeira turbina a vapor para acionar um terceiro compressor, por meio disto comprimindo um segundo refrigerante de um segundo ciclo de refrigerante; e (d) utilizar uma segunda turbina a vapor para acionar um quarto compressor, por meio disto comprimindo a segundo refrigerante do segundo ciclo de refrigerante.
Em outra modalidade da presente invenção, é provido um processo para liquefazer o gás natural que compreende as etapas de: (a) utilizar uma primeira turbina a gás para acionar um primeiro compressor e um segundo compressor, por meio disto comprimindo um primeiro e um segundo refrigerantes no primeiro e no segundo compressores respectivamente; (b) utilizar uma segunda turbina a gás para acionar um terceiro compressor e um quarto compressor, por meio disto comprimindo o primeiro e o segundo refrigerantes nos terceiro e no quarto compressores respectivamente; (c) recuperar o calor de descarga de pelo menos uma da primeira e da segunda turbinas a gás; (d) utilizar pelo menos uma porção do calor de descarga recuperado para ajudar a alimentar uma primeira turbina a vapor; e (e) comprimir um terceiro refrigerante em um quinto compressor acionado pela primeira turbina a vapor.
Em ainda outra modalidade da presente invenção, é provido um processo para liquefazer o gás natural que compreende as etapas de: (a) comprimir um primeiro refrigerante em um primeiro compressor acionado por uma primeira turbina a gás; (b) recuperar o calor de descarga da primeira turbina a gás; (c) utilizar pelo menos uma porção do calor de descarga recuperado da primeira turbina a gás para ajudar a alimentar uma primeira turbina a vapor; e (d) comprimir um segundo refrigerante em um segundo compressor acionado pela primeira turbina a vapor, em que o segundo refrigerante compreende em maior porção o metano.
Em ainda outra modalidade da presente invenção, é provido um processo para liquefazer o gás natural que compreende as etapas de: (a) comprimir um primeiro refrigerante em um primeiro compressor acionado por uma primeira turbina, em que o primeiro refrigerante compreende em maior porção um hidrocarboneto selecionado do grupo que consiste em propano, propileno, e suas combinações; (b) comprimir um segundo refrigerante em um segundo compressor acionado pela primeira turbina, em que o segundo refrigerante compreende em maior porção um hidrocarboneto selecionado do grupo que consiste em etano, etileno, e suas combinações; (c) utilizar o primeiro refrigerante em um primeiro resfriador para resfriar o gás natural; e(d) utilizar o segundo refrigerante em um segundo resfriador para resfriar o gás natural.
Em ainda outra modalidade da presente invenção, é provido um processo para liquefazer o gás natural que compreende as etapas de: (a) utilizar pelo menos uma porção do gás natural como um primeiro refrigerante para resfriar o gás natural; (b) comprimir pelo menos uma porção do primeiro refrigerante com um primeiro grupo de compressores acionados por uma primeira turbina a vapor; e {c) comprimir pelo menos uma porção do primeiro refrigerante com um segundo grupo de compressores acionados por uma segunda turbina a vapor.
Em uma modalidade adicional da presente invenção, é provido um aparelho para liquefazer o gás natural que emprega múltiplos refrigerantes para resfriar o gás natural em múltiplos estágios. O aparelho compreende um primeiro, um segundo, um terceiro, um quarto, e um quinto compressores, uma primeira e uma segunda turbinas a gás, uma primeira turbina a vapor, e um sistema de recuperação de calor. O primeiro e o terceiro compressores são operáveis para comprimir um primeiro refrigerante, o segundo e o quarto compressores são operáveis para comprimir o segundo refrigerante, e o quinto compressor é operável para comprimir um terceiro refrigerante. A primeira turbina a gás impulsiona o primeiro e o segundo compressores, e segunda turbina a gás impulsiona o terceiro e o quarto compressores, e a primeira turbina a vapor impulsiona o quinto compressor. O sistema de recuperação de calor é operável para recuperar o calor de descarga de pelo menos uma da primeira e da segunda turbinas a gás e empregar o calor de descarga recuperado para ajudar a alimentar a primeira turbina a vapor.
Em ainda uma modalidade adicional da presente invenção, é provido um aparelho para liquefazer o gás natural que emprega pelo menos uma porção do gás natural como um primeiro refrigerante. O aparelho compreende uma primeira e uma segunda turbinas a gás e um primeiro e um segundo grupos de compressores. 0 primeiro grupo de compressores é a-cionado pela primeira turbina a vapor e é operável para comprimir pelo menos uma porção do primeiro refrigerante. O segundo grupo de compressores é acionado pela segunda turbina a vapor e é operável para comprimir pelo menos uma porção do primeiro refrigerante.
BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS DE DESENHO
Uma modalidade preferida da presente invenção está abaixo descrita em detalhes com referência às figuras de desenho anexas, em que: Figura 1 é um fluxograma simplificado de um processo de refrigeração em cascata para a produção de LNG o qual emprega uma nova configuração de propulsor/compressor e sistema de recuperação de calor. O esquema de numeração da Figura 1 pode ser resumido como segue: 100-199: Condutos para as correntes primariamente de meta- no 200-299: Equipamentos e recipientes para as correntes prima- riamente de metano 300-399: Condutos para as correntes primariamente de pro- pano 400-499: Equipamentos e recipientes para as correntes prima- riamente de propano 500-599: Condutos para as correntes primariamente de etileno 600-699: Equipamentos e recipientes para as correntes prima- riamente de etileno 700-799: propulsores e equipamentos associados 800-899: Condutos e equipamentos para recuperação de ca- lor, geração de vapor, e componentes miscelâneos Como aqui utilizado, o termo processo de refrigeração em cascata refere-se a um processo de refrigeração em cascata que compreende pelo menos um ciclo de refrigeração fechado e um ciclo de refrigeração a-berto onde o ponto de ebulição do agente refrigerante/de resfriamento empregado no ciclo aberto é menor do que o ponto de ebulição do agente ou agentes refrigerantes empregado no(s) ciclo(s) fechado(s) e uma porção do serviço de resfriamento para condensar o agente refrigerante/de resfriamento comprimido é provida por um ou mais dos ciclos fechados. Na invenção atual, uma corrente de metano ou predominantemente de metano é empregada como o agente refrigerante/de refrigeração no ciclo aberto. Esta corrente é compreendida da corrente de alimentação de gás natural processado e das correntes de gás de ciclo de metano aberto comprimido. O projeto de um processo de refrigeração em cascata envolve um equilíbrio de eficiências termodinâmicas e custos de capital. Nos processos de transferência de calor, as irreversibilidades termodinâmicas são reduzidas conforme os gradientes de temperatura entre os fluidos de aquecimen- to e de resfriamento tornam-se menores, mas a obtenção de tais pequenos gradientes de temperatura geralmente requer aumentos significativos na quantidade de área de transferência de calor, maiores modificações em vários equipamentos de processo e uma seleção apropriada de taxas de fluxo através de tais equipamentos de modo a assegurar que tanto as taxas de fluxo quanto as temperaturas de aproximação e de saída sejam compatíveis com o serviço de aquecimento/resfriamento requerido.
Um dos meios mais eficientes e efetivos para liquefazer o gás natural é através de uma operação do tipo em cascata otimizada em combinação com um resfriamento do tipo de expansão. Tal processo de liquefação está compreendido do resfriamento seqüencial de uma corrente de gás natural a uma elevada pressão, por exemplo de aproximadamente 4,30 MPa (625 psia), resfriando seqüencialmente a corrente de gás pela passagem através de um ciclo de propano de múltiplos estágios, um ciclo de etano ou de etileno de múltiplos estágios, e um ciclo de metano de extremidade aberta o qual utiliza uma porção do gás de alimentação como uma fonte de metano e o qual inclui no mesmo um ciclo de expansão de múltiplos estágios para adicionalmente resfriar o mesmo e reduzir a pressão para a pressão quase atmosférica. Na sequência de ciclos de esfriamento, o refrigerante que tem o ponto de ebulição mais alto é utilizado primeiro seguido por um refrigerante que tem um ponto de ebulição intermediário e finalmente por um refrigerante que tem o ponto de ebulição mais baixo. Como aqui utilizado, o termo "resfriador de propano" deve denotar um sistema de resfriamento que emprega um refrigerante que tem um ponto de ebulição o mesmo que, ou similar a, aquele do propano ou do propileno. Como aqui utilizado, o termo "resfriador de etileno" deve denotar um sistema de resfriamento que emprega um refrigerante que tem um ponto de ebulição o mesmo que, ou similar a, aquele do etano ou do etileno. Como aqui utilizados, os termos "a montante" e "a jusante" devem ser utilizados para descrever as posições relativas de vários componentes de uma usina de liquefação de gás natural ao longo do percurso de fluxo do gás natural através da usina. Várias etapas de pré-tratamento provêem meios para a remoção de componentes indesejáveis, tais como os gases ácidos, a mercaptana, o mercúrio, e a umidade da corrente de alimentação de gás natural fornecida para a instalação. A composição desta corrente de gás pode variar significativamente. Como aqui utilizado, uma corrente de gás natural é qualquer corrente principalmente compreendida de metano o qual origina-se em maior porção de uma corrente de alimentação de gás natural, tal corrente de alimentação por exemplo contendo pelo menos 85 por cento de metano por volume, com o equilíbrio sendo o etano, os hidrocarbonetos mais altos, o nitrogênio, o dióxido de carbono e menores quantidades de outros contami-nantes tais como o mercúrio, o sulfeto de hidrogênio, e a mercaptana. As etapas de pré-tratamento podem ser etapas separadas localizadas ou a montante dos ciclos de resfriamento ou localizadas a jusante de um dos estágios de resfriamento iniciais no ciclo inicial. A seguinte é uma lista não in-clusiva de alguns dos meios disponíveis os quais estão prontamente disponíveis para uma pessoa versada na técnica. Os gases ácidos e em uma menos extensão a mercaptana são rotineiramente removidos através de um processo de sorção que emprega uma solução aquosa que contém amina. Esta etapa de tratamento é geral mente executada a montante dos estágios de resfriamento no ciclo inicial. Uma maior porção da água é rotineiramente removida como um líquido através de uma separação de gás - líquido de duas fases após a compressão e o resfriamento do gás a montante do ciclo de resfriamento inicial e também a jusante do primeiro estágio de resfriamento no ciclo de resfriamento inicial. O mercúrio é rotineiramente removido através de leitos sorventes de mercúrio. As quantidades residuais de água e de gases ácidos são rotineiramente removidas através da utilização de leitos sorventes apropriadamente selecionados tal como as peneiras moleculares regeneráveis. A corrente de alimentação de gás natural pré-tratado é geralmente fornecida para o processo de liquefação a uma pressão elevada ou é comprimida a uma pressão elevada, esta sendo uma pressão maior do que 3,44 MPa (500 psia), de preferência de aproximadamente 3,44 MPa a aproximadamente 6,20 MPa (aproximadamente 500 psia a aproximadamente 900 psia), ainda mais de preferência de aproximadamente 3,44 MPa a aproximadamente 4,65 MPa (aproximadamente 500 psia a aproximadamente 675 psia), ainda mais de preferência de aproximadamente 4,13 MPa a aproximadamente 4,65 MPa (aproximadamente 600 psia a aproximadamente 675 psia), e ainda mais de preferência de aproximadamente 4,30 MPa (625 psia). A temperatura da corrente é tipicamente próxima da ambiente a ligeiramente acima da ambiente. Uma faixa de temperatura representativa sendo de 15,5Ό a 58,8Ό (60Έ a 1381=).
Como anteriormente notado, a corrente de alimentação de gás natural é resfriada em uma pluralidade de ciclos ou etapas de múltiplos estágios (por exemplo, três) por troca de calor indireta com uma pluralidade de refrigerantes, de preferência três. A eficiência de resfriamento total para um dado ciclo aperfeiçoa conforme o número de estágios aumenta mas este aumento em eficiência é acompanhado por aumentos correspondentes em custo de capital líquido e complexidade de processo. O gás de alimentação é de preferência passado através de um número efetivo de estágios de refrigeração, nominalmente dois, de preferência de dois a quatro, e mais de preferência três estágios, no primeiro ciclo de refrigeração fechado que utiliza um refrigerante de ebulição relativamente alta. Tal refrigerante está de preferência compreendido em maior porção de propano, propileno ou suas misturas, mais de preferência o refrigerante compreende pelo menos aproximadamente 75 por cento em mol de propano, ainda mais de preferência pelo menos 90 por cento em mol de propano, e mais de preferência o refrigerante consiste essencialmente em propano. Após o que o gás de alimentação processado flua através de um número efetivo de estágios, nominalmente dois, de preferência de dois a quatro, e mais de preferência dois ou três, em um segundo ciclo de refrigeração fechado em troca de calor com um refrigerante que tem um ponto de ebulição mais baixo. Tal refrigerante está de preferência compreendido em maior porção de etano, etileno ou suas misturas, mais de preferência o refrigerante compreende pelo menos aproximadamente 75 por cento em mol de etileno, ainda mais de preferência pelo menos 90 por cento em mol de etileno, e mais de preferência o refrigerante consiste es- sencialmente em etileno. Cada estágio de resfriamento compreende uma zona de resfriamento separada. Como anteriormente notado, a corrente de alimentação de gás natural processada está combinada com uma ou mais correntes de reciclagem (isto é, correntes de gás de ciclo de metano aberto comprimido) em vários locais no segundo ciclo por meio disto produzindo uma corrente de liquefação. No último estágio do segundo ciclo de resfriamento, a corrente de liquefação é condensada (isto é, liquefeita) em maior porção, de preferência na sua totalidade por meio disto produzindo uma corrente que contém LNG pressurizado. Geralmente, a pressão de processo neste local é somente ligeiramente mais baixa do que a pressão do gás alimentação pré-tratado para o primeiro estágio do primeiro ciclo.
Geralmente, a corrente de alimentação de gás natural conterá tais quantidades de componentes de C2 + de modo a resultar na formação de um líquido rico em C2 + em um ou mais dos estágios de resfriamento. Este líquido é removido através de um meio de separação de gás - líquido, de preferência um ou mais separadores de gás - líquido convencionais. Geralmente, 0 resfriamento seqüencial do gás natural em cada estágio é controlado de modo a remover tanto quanto possível do C2 e dos hidrocarbone-tos de peso molecular mais alto do gás para produzir uma corrente de gás predominante em metano e uma corrente de líquido que contém quantidades significativas de etano e de componentes mais pesados. Um número efetivo de meios de separação de gás/líquido está localizado em locais estratégicos a jusante das zonas de resfriamento para a remoção de correntes de líquidos ricas em componentes de C2 +. Os locais exatos e o número de meios de separação de gás/líquido, de preferência os separados de gás/líquido convencionais, serão dependentes de um número de parâmetros de operação, tal como a composição de C2 + da corrente de alimentação de gás natural, do conteúdo de BTU desejado do produto de LNG, o valor dos componentes de C2 + para outras aplicações e outros fatores rotineiramente considerados por aqueles versados na técnica da usina de LNG e da operação da usina de gás. A corrente ou correntes de hidrocarboneto C2 + podem ser desmetanizadas através de uma fulguração de estágio único ou uma coluna de fracionamento. No último caso, a corrente rica em metano resultante pode ser diretamente retornada na pressão para o processo de liquefação. No primeiro caso, esta corrente rica em metano pode ser repressurizada e reciclada ou pode ser utilizada como o gás combustível. A corrente ou correntes de hidrocarboneto C2 + ou a corrente de hidrocarboneto C2 + desmetanizada pode ser utilizada como combustível ou pode ser adicionalmente processada tal como por fracionamento em uma ou mais zonas de fracionamento para produzir correntes individuais ricas em constituintes químicos específicos (por exemplo, C2, C3, C4, e C5 +). A corrente que contém LNG pressurizado é então resfriada em um terceiro ciclo ou etapa referido como o ciclo de metano aberto através do contato em um economizador de metano principal com gases de fulguração (isto é, correntes de gás de fulguração) gerados neste terceiro ciclo em um modo a ser posteriormente descrito e através da expansão da corrente que contém LNG pressurizado para próximo da pressão atmosférica. Os gases de fulguração utilizados como um refrigerante no terceiro ciclo de refrigeração estão de preferência compreendidos em maior porção de metano, mais de preferência o refrigerante compreende pelo menos aproximadamente 75 por cento em mol de metano, ainda mais de preferência pelo menos 90 por cento em mol de metano, e ainda mais de preferência o refrigerante consiste essencialmente em metano. Durante a expansão da corrente que contém LNG pressurizado para próximo da pressão atmosférica, a corrente que contém LNG pressurizado é resfriada através de uma, de preferência duas a quatro, e ainda mais de preferência três expansões onde cada expansão emprega como um meio de redução de pressão ou válvulas de expansão Joule-Thomson ou expansores hidráulicos. A expansão é seguida por uma separação do produto de gás - líquido como um separador. Quando um ex-pansor hidráulico é empregado e apropriadamente operado, as maiores efi-ciências associadas com a recuperação de energia, uma maior redução na temperatura de corrente, e a produção de menos vapor durante a etapa de fulguração freqüentemente mais do que compensarão os custos de capital e de operação mais dispendiosos associados com 0 expansor. Em uma moda- lidade, um resfriamento adicional da corrente que contém LNG pressurizado antes da fulguração é tornado possível primeiramente fulgurando uma porção desta corrente através de um ou mais expansores hidráulicos e então através de um meio de troca de calor indireto que emprega a dita corrente de gás de fulguração para resfriar a porção restante da corrente que contém LNG pressurizado antes da fulguração. A corrente de gás de fulguração a-quecida é então reciclada através de um retorno para um local apropriado, com base em considerações de temperatura e pressão, no ciclo de metano aberto e será recomprimido.
Quando a corrente que contém LNG pressurizado, de preferência uma corrente líquida, que entra no terceiro ciclo está a uma pressão preferida de aproximadamente 3,79 MPa - 4,48 MPa (aproximadamente 550 -650 psia), as pressões de fulguração representativas para um processo de fulguração de três estágios são de aproximadamente 1.171 - 1. 447 (170 -210), 310 - 517 (45 - 75), e 68,9 - 276 (10 - 40) kPa (psia). A fulguração da corrente que contém LNG pressurizado de preferência uma corrente líquida, para próximo da pressão atmosférica produz um produto de LNG que possui uma temperatura de aproximadamente -151 ‘O a -1620 (aproximadamente -2401= a -2601=).
Um processo em cascata utiliza um ou mais refrigerantes para transferir energia térmica da corrente de gás natural para o refrigerante e finalmente transferi a dita energia térmica para o ambiente. Em essência, o sistema de refrigeração total funciona como uma bomba térmica pela remoção de energia térmica da corrente de gás natural conforme a corrente é progressivamente resfriada para temperaturas cada vez mais baixas. O processo de liquefação pode utilizar um de diversos tipos de resfriamento os quais incluem mas não estão limitados a (a) troca de calor indireta, (b) vaporização, e (c) expansão ou redução de pressão. A troca de calor indireta, como aqui utilizada, refere-se a um processo em que o refrigerante resfria a substância a ser resfriada sem um contato físico real entre o agente refrigerante e a substância a ser resfriada. Os exemplos específicos de meios de troca de calor indiretos incluem uma troca de calor submetida em um trocador de calor de invólucro e tubo, um trocador de calor de núcleo em caldeira, e um trocador de calor de aleta de placa de alumínio brazada. O estado físico do refrigerante e da substância a ser resfriada pode variar dependendo das demandas do sistema e do tipo de trocador de calor escolhido. Assim, um trocador de calor de invólucro e tubo será tipicamente utilizado onde o agente refrigerante está em um estado líquido e a substância a ser resfriada está em um estado líquido ou gasoso ou quando uma das substância sofre uma mudança de fase e as condições de processo não favorece a utilização de um trocador de calor de núcleo em caldeira. Como um exemplo, o alumínio e as ligas de alumínio são materiais de construção preferidos para o núcleo mas tais materiais podem não ser adequados para utilização nas condições de processo designadas. Um trocador de calor de aleta de placa será tipicamente utilizado onde o refrigerante está em um estado gasoso e a substância a ser resfriada está em um estado líquido ou gasoso. Finalmente, o trocador de calor de núcleo em caldeira será tipicamente utilizado onde a substância a ser resfriada é um líquido ou um gás e o refrigerante sofre uma mudança de fase de um estado líquido para um estado gasoso durante a troca de calor. O resfriamento por vaporização refere-se ao resfriamento de uma substância pela evaporação ou vaporização de uma porção da substância com o sistema mantido a uma pressão constante. Assim, durante a vaporização, a porção da substância a qual evapora absorve o calor da porção da substância a qual permanece em um estado líquido e com isto, res-fria a porção líquida.
Finalmente, o resfriamento por expansão ou redução de pressão refere-se ao resfriamento o qual ocorre quando a pressão de um gás, um líquido ou um sistema de duas fases é diminuída passando através de um meio de redução de pressão. Em uma modalidade, este meio de expansão é uma válvula de expansão Joule-Thomson. Em outra modalidade, o meio de expansão é um expansor ou hidráulico ou a gás. Como os expansores recuperam a energia de trabalho do processo de expansão, temperaturas de corrente de processo mais baixas são possíveis quando da expansão. O esquema de fluxo e aparelho apresentado na Figura 1 é uma modalidade preferida do processo de liquefação da invenção. Aqueles versados na técnica reconhecerão que a Figura 1 é somente uma representação esquemática e portanto, muitos itens de equipamento que seriam necessários em uma usina comercial para uma operação com sucesso foram omitidos para o bem da clareza. Tais itens podem incluir, por exemplo, os controles de compressor, as medições de fluxo e de nível e os controladores correspondentes, os controladores de temperatura e pressão, as bombas, os motores, os filtros, os trocadores de calor adicionais, e as válvulas, etc. Estes itens seriam providos de acordo com o padrão da prática de engenharia.
Para facilitar a compreensão da Figura 1, a seguinte nomenclatura de numeração é empregada. Os itens numerados 100-199 correspondem a linhas de fluxos ou condutos os quais contém primariamente metano. Os itens numerados 200-299 são recipientes e equipamentos de processo os quais contém e/ou operam em uma corrente de fluido que compreende primariamente metano. Os itens numerados 300-399 correspondem a linhas de fluxos ou condutos os quais contém primariamente propano. Os itens numerados 400-499 são recipientes e equipamentos de processo os quais contém e/ou operam em uma corrente de fluido que compreende primariamente propano. Os itens numerados 500-599 correspondem a linhas de fluxos ou condutos os quais contém primariamente etileno. Os itens numerados de 600-699 são recipientes e equipamentos de processo os quais contém e/ou operam em uma corrente de fluido que compreende primariamente etileno. Os itens numerados 700-799 são propulsores mecânicos. Os itens numerados 800-899 são condutos ou equipamentos os quais estão associados com o sistema de recuperação de calor, a geração de vapor, ou outros componentes miscelâneos do sistema ilustrado na Figura 1.
Referindo à Figura 1, uma corrente de alimentação de gás natural, como anteriormente descrito, entra no conduto 100 de uma tubulação de gás natural. Em um compressor de entrada 202, o gás natural é comprimido e resfriado a ar de modo que o gás natural que sai do compressor 202 tenha uma pressão geralmente na faixa de aproximadamente 3,44 MPa a aproxima- damente 5,51 MPa (aproximadamente 500 psia a aproximadamente 800 psia) e uma temperatura geralmente na faixa de aproximadamente 23,8Ό a aproximadamente 79,4Ό (aproximadamente 75“F a aproxima damente M5T). O gás natural então flui para uma unidade de remoção de gás ácido 204 através de um conduto 102. A unidade de remoção de gás ácido 204 de preferência emprega um solvente de amina (por exemplo, o Diglicol Amina) para remover os gases ácidos tais como o CO2 e o H2S. De preferência, a unidade de remoção de gás ácido 204 é operável para remover o C02 até menos de 50 ppmv e o H2S até menos de 2 ppmv. Após a remoção do gás ácido, o gás natural é transferido, através de um conduto 104, para uma unidade de desidratação 206 que é operável para remover substancialmente toda a á-gua do gás natural. A unidade de desidratação 206 de preferência emprega um sistema de peneiras moleculares regeneráveis de leitos múltiplos para a secagem do gás natural. O gás natural seco pode então ser passado para um sistema de remoção de mercúrio 208 através de um conduto 106. O sistema de remoção de mercúrio 208 de preferência emprega pelo menos um recipiente de leito fixo que contém um carbono ativado impregnado de enxofre para remover 0 mercúrio do gás natural. O gás natural pré-tratado resultante é introduzido no sistema de liquefação através de um conduto 108.
Como parte do primeiro ciclo de refrigeração, 0 propano gasoso é comprimido no primeiro e no segundo compressores de propano de múltiplos estágios 400, 402 acionados por um primeiro e um segundo propulsores de turbina a gás 700, 702, respectivamente. Os três estágios de compressão são de preferência providos por uma única unidade (isto é, corpo) apesar de que unidades separadas mecanicamente acopladas juntas para serem impelidas por um único propulsor podem ser empregadas. Quando da compressão, o propano comprimido do primeiro e do segundo compressores de propano 400, 402 é conduzido através dos condutos 300, 302, respectivamente, para um conduto comum 304. O propano comprimido é então passado através do conduto comum 304 para um resfriador 404. A pressão e a temperatura do propano liquefeito imediatamente a jusante do resfriado 404 são de preferência de aproximadamente 37,7 - 54,413 (aproximadamente 100 - 13013) e 1,17 -1,45 MPa (170 - 210 psia). Apesar d e não ilustrado na Figura 1, é preferível que um recipiente de separação esteja localizado a jusante do resfriador 404 e a montante de uma válvula de expansão 406 para a remoção de componentes leves residuais do propano liquefeito. Tais recipientes podem ser compreendidos de um separador de gás - líquido de estágio único ou pode ser mais sofisticado e compreendido de uma seção de acumulador, uma seção de condensador e uma seção de absorsor, as últimas duas das quais podem ser continuamente operadas e periodicamente colocadas em linha para a remoção dos componentes leves residuais do propano. A corrente deste recipiente ou a corrente do resfriador 404, qualquer que seja o caso, é passada através de um conduto 306 para um meio de redução de pressão tal como a válvula de expansão 406 em que a pressão do propano liquefeito é reduzida por meio disto evaporando ou fulgurando uma sua porção. O produto de duas fases resultante então flui através do conduto 308 para dentro de um resfriador de propano de alto estágio 408 para uma troca de calor indireta com o refrigerante de metano gasoso introduzido através do conduto 158, a alimentação de gás natural introduzida através do conduto 108, e o refrigerante de etileno gasoso introduzido através do conduto 506 através do meio de troca de calor indireto 239, 210, e 606, por meio disto produzindo correntes de gás resfriadas respectivamente transportadas através dos condutos 160, 110 e 312. O gás propano fulgurado do resfriador 408 é retornado para as entradas de alto estágio do primeiro e do segundo compressores de propano 400, 402 através do conduto 310. O propano líquido restante é passado a-través do conduto 312, a pressão adicionalmente reduzida pela passagem através de um meio de redução de pressão, ilustrado como a válvula de expansão 410, onde a porção adicional do propano liquefeito é fulgurada. A corrente de duas fases resultante é então alimentada para um resfriador de propano de estágio intermediário 412 através do conduto 314, por meio disto provendo um refrigerante para o resfriador 412. A corrente de alimentação de gás natural resfriada do resfriador de propano de alto estágio 408 flui através do conduto 110 para um recipien- te de golpe 210 em que as fases gasosa e líquida são separadas. A fase líquida, a qual é rica em componentes C3 +, é removida através do conduto 112. A fase gasosa é removida através do conduto 114 e transportada para o resfriador de propano de estágio intermediário 412. O refrigerante de etile-no é introduzido no resfriador 412 através de um conduto 508. No resfriador 412, a corrente de gás natural processada e a corrente de refrigerante de etileno são respectivamente resfriadas através de meios de troca de calor indiretos 214 e 608 por meio disto produzindo uma corrente de gás natural processada resfriada e uma corrente de refrigerante de etileno através dos condutos 116 e 510. A porção assim evaporada do refrigerante de propano é separada e passada através do conduto 316 para as entradas de estágio intermediário dos compressores de propano 400, 402. O propano líquido é passado através do conduto 318, a pressão adicionalmente reduzida pela passagem através de um meio de redução de pressão ilustrado como uma válvula de expansão 414, onde uma porção adicional do propano liquefeito é fulgurada. A corrente de duas fases resultantes é então alimentada para um resfriador/condensador de propano de baixo estágio 416 através do conduto 320 por meio disto provendo o refrigerante para 0 resfriador 416.
Como ilustrado na Figura 1, a corrente de gás natural processada resfriada flui do resfriador de propano de estágio intermediário 412 para o resfriador/condensador de propano de baixo estágio 416 através do conduto 116. No resfriador 416, a corrente é resfriada através do meio de troca de calor indireto 216. Em um modo similar, a corrente de refrigerante de etileno flui do resfriador de propano de estágio intermediário 412 para o resfriador/condensador de propano de baixo estágio 416 através do conduto 510. No último, 0 refrigerante de etileno é condensado através de um meio de troca de calor indireto 610 quase na sua totalidade. O propano vaporizado é removido do resfriador/condensador de propano de baixo estágio 416 e retornado para as entradas de baixo estágio dos compressores de propano 400, 402 através do conduto 322. Apesar da Figura 1 ilustrar o resfriamento de correntes providas pelos condutos 116 e 510 ocorrendo no mesmo recipiente, o resfriamento da corrente 116 e o resfriamento e a condensação da corrente 510 podem respectivamente acontecer em recipientes de processo separados (por exemplo, um resfriador separado e um condensador separado, respectivamente).
Como ilustrado na Figura 1, uma porção da corrente de gás de ciclo de metano aberto comprimida resfriada é provida através do conduto 162, combinada com a corrente de alimentação de gás natural processada que sai do resfriador/condensador de propano de baixo estágio 416 através do conduto 118, por meio disto formando uma corrente de liquefação e esta corrente é então introduzida em um resfriador de etileno de alto estágio 618 através do conduto 120. O refrigerante de etileno sai do resfriador/condensador de propano de baixo estágio 416 através do conduto 512 e é alimentado para um recipiente de separação 612 onde os componentes leves são removidos através do conduto 513 e o etileno condensado é removido através do conduto 514. O recipiente de separação 612 é análogo ao recipiente anterior discutido para a remoção de componentes leves do refrigerante de propano liquefeito e pode ser um separador de gás/líquido de estágio único ou pode ser uma operação de múltiplos estágios que resulta em uma maior seletividade dos componentes leves removidos do sistema. O refrigerante de etileno neste local no processo está geralmente a uma temperatura na faixa de aproximadamente -26 a aproximadamente -34,4Ό (a aproximadamente -151= a aproximadamente -30T) e a uma pressão na fa ixa de a aproximadamente 1,86 MPa a aproximadamente 2,07 MPa (a aproximadamente 270 psia a aproximadamente 300 psia). O refrigerante de etileno, através do conduto 514, então flui para um economizador de etileno principal 690 onde este é resfriado através de um meio de troca de calor indireto 614 e removido através do conduto 516 e passado para um meio de redução de pressão, tal como uma válvula de expansão 616, por meio de que o refrigerante é ful-gurado a uma temperatura e uma pressão pré-selecionadas e alimentado para o resfriador de etileno de alto estágio 618 através do conduto 518. O vapor é removido deste resfriador através do conduto 520 e roteado para o economizador de etileno principal 690 em que o vapor funciona como um resfriador através de um meio de troca de calor indireto 619. O vapor de eti- leno é então removido do economizador de etileno 690 através do conduto 522 e alimentado para as entradas de alto estágio do primeiro e do segundo compressores de etileno 600 - 602. O refrigerante de etileno o qual não foi vaporizado no resfriador de etileno de alto estágio 618 é removido através do conduto 524 e retornado para o economizador de etileno 690 para um resfriamento adicional através do meio de troca de calor indireto 620, removido do economizador de etileno 690 através do conduto 526 e fulgurado em um meio de redução de pressão ilustrado como a válvula de expansão 622, onde o produto de duas fases resultantes é introduzido em um resfriador de etileno de baixo estágio 624 através do conduto 528. A corrente de liquefa-ção é removida do resfriador de etileno de alto estágio 618 através do conduto 122 e alimentado diretamente para o resfriador de etileno de baixo estágio 624 onde este sofre um resfriamento adicional e uma condensação parcial através do meio de troca de calor indireto 220. A corrente de duas fases resultantes então flui através do conduto 124 para um separador de duas fases 222 do qual é produzido uma corrente de vapor rica em metano através do conduto 128 e, através do conduto 126, uma corrente líquida rica em componentes de C2 + a qual é subseqüentemente fulgurada ou fraciona-da em um recipiente 224 por meio disto produzindo, através do conduto 132, uma corrente de pesados e uma segunda corrente rica em metano a qual é transferida através do conduto 164 e, após uma combinação com uma segunda corrente através do conduto 150, é alimentada para os compressores de metano de alto estágio 234, 236. A corrente no conduto 128 e uma corrente de gás de ciclo de metano aberto comprimida resfriada provida através do conduto 129, são combinadas e alimentadas através do conduto 130 para um condensador de etileno de baixo estágio 628 onde esta corrente troca calor através do meio de troca de calor indireto 226 com o líquido efluente do resfriador de etileno de dois estágios 624 o qual é roteado para o condensador de etileno de dois estágios 628 através do conduto 532. No condensador 628, as correntes combinadas são condensadas e produzida do condensador 628, através do conduto 134, está uma corrente que contém LNG pressurizado. O vapor do resfriador de etileno de baixo estágio 624, através do conduto 530, e do condensador de etileno de baixo estágio 628, através do conduto 534, são combinados e rateados através do conduto 536 para o economizador de etileno principal 690 onde os vapores funcionam como um resfriador através do meio de troca de calor indireto 630. A corrente é então rateada através do conduto 538 do economizador de etileno principal 690 para as entradas de baixo estágio dos compressores de etileno 600, 602. Como notado na Figura 1, o efluente de compressor do vapor introduzido através das entradas de baixo estágio dos compressores 600, 602 é removido através dos resfriado-res interestágios 640, 642, e retornado para os compressores de etileno 600, 602 para injeção com a corrente de alto estágio presente no conduto 522. De preferência, os dois estágios são um único módulo apesar de que estes podem cada um ser um módulo separado e os módulos mecanicamente a-coplados a um propulsor comum. O produto de etileno comprimido dos compressores de etileno 600, 602 é rateado para um conduto comum 504 através dos condutos 500 e 502. O etileno comprimido é então conduzido através do conduto comum 504 para um resfriador a jusante 604. O produto do resfriador 604 flui através do conduto 506 e é introduzido, como anteriormente discutido, no resfriador de propano de alto estágio 408. A corrente que contém LNG pressurizado, de preferência uma corrente líquida na sua totalidade, no conduto 134 está geralmente a uma temperatura na faixa de aproximadamente -95,513 a aproxi madamente -78,813 (a aproximadamente -14013 a aproximadamente -11013) e a uma pressão na faixa de aproximadamente 4,14 MPa a aproximadamente 4,34 MPa (a aproximadamente 600 psia a aproximadamente 630 psia). Esta corrente passa através do conduto 134 através de um economizador de metano principal 290 em que a corrente é adicionalmente resfriada por um meio de troca de calor indireto 228 como aqui anteriormente explicado. Do economizador de metano principal 290 a corrente que contém LNG pressurizado passa através do conduto 136 e sua pressão é reduzida por um meio de redução de pressão, ilustrado como a válvula de expansão 229, a qual evapora ou fulgu-ra uma porção da corrente de gás por meio disto gerando uma corrente de gás de fulguração. A corrente fulgurada é então passada através do conduto 138 para um tambor de fulguração de metano de alto estágio 230 onde esta é separada em uma corrente de gás de fulguração descarregada através do conduto 140 e uma corrente de fase líquida (isto é, uma corrente que contém LNG pressurizado) descarregada através do conduto 166. A corrente de gás de fulguração é então transferida para o economizador de metano principal 290 através do conduto 140 onde a corrente funciona como um resfriador através do meio de troca de calor indireto 232. A corrente de gás de fulguração (isto é, a corrente de gás de fulguração aquecida) sai do economizador de metano principal 290 através do conduto 150 onde esta é combinada com uma corrente de gás fornecida pelo conduto 164. Estas correntes são então alimentadas para as entradas dos compressores de metano de alto estágio 234, 236. A fase líquida no conduto 166 é passada através de um segundo economizador de metano 244 em que o líquido é adicionalmente resfriado através do meio de troca de calor indireto 246 por uma corrente de gás de fulguração a jusante. O líquido resfriado sai do segundo economizador de metano 244 através do conduto 168 e é expandido ou fulgurado através de um meio de redução de pressão, ilustrado como a válvula de expansão 248, para adicionalmente reduzir a pressão e ao mesmo tempo, evaporar uma sua segunda porção. Esta corrente de gás de fulguração é então passada para o tambor de fulguração de metano de estágio intermediário 250 onde a corrente é separada em uma corrente de gás de fulguração que passa através do conduto 172 e uma corrente de fase líquida que passa através do conduto 170. A corrente de gás de fulguração flui através do conduto 172 para o segundo economizador de metano 244 onde o gás resfria o líquido introduzido no economizador 244 através do conduto 166 através do meio de trocador de calor indireto 252. O conduto 174 serve como um conduto de fluxo entre o meio de troca de calor indireto 252 no segundo economizador de metano 244 e o meio de troca de calor indireto 254 no economizador de metano principal 290. A corrente de gás de fulguração aquecida deixa o e-conomizador de metano principal 290 através do conduto 176 o qual está conectado nas entradas dos compressores de metano de estágio intermedi- ário 256, 258. A fase líquida que sai do tambor de fulguração de estágio intermediário 250 através do conduto 170 é adicionalmente reduzida em pressão, de preferência para aproximadamente 172 kPa (25 psia), pela passagem através de um meio de redução de pressão, ilustrado como uma válvula de expansão 260. Novamente, uma terceira porção do gás liquefeito é evaporada ou fulgurada. Os fluidos da válvula de expansão 260 são passados para o tambor de fulguração final ou de baixo estágio 262. No tambor de fulguração 262, uma fase de vapor é separada como uma corrente de gás de fulguração e passada através do conduto 180 para o segundo economizador de metano 244 em que a corrente de gás de fulguração funciona como um resfriador através do meio de troca de calor indireto 264, sai do segundo e-conomizador de metano 244 através do conduto 182 o qual está conectado no economizador de metano principal 290 onde a corrente de gás de fulguração funciona como um resfriador através do meio de troca de calor indireto 266 e finalmente deixa o economizador de metano principal 290 através do conduto 184 o qual está conectado nas entradas dos compressores de metano de baixo estágio 268, 270. O produto de gás natural liquefeito (isto é, a corrente de LNG) do tambor de fulguração 262 o qual está aproximadamente na pressão atmosférica é passado através do conduto 178 para a unidade de armazenamento. A corrente de vapor sem ebulição de LNG de baixa temperatura, baixa pressão da unidade de armazenamento é de preferência recuperada pela combinação de tal corrente com os gases de fulguração de baixa pressão presentes em qualquer um dos condutos 180, 182, ou 184; o conduto selecionado estando baseado no desejo de corresponder às temperaturas de corrente de gás tão próximas quanto possível.
Como mostrado na Figura 1, os compressores de metano 234, 236, 256, 258, 268, 270 de preferência existem como unidades separadas que estão mecanicamente acopladas juntas para serem acionadas por dois propulsores 704, 706. O gás comprimido dos compressores de metano de baixo estágio 268, 270 passa através dos resfriadores interestágios 280, 282 e é combinado com o gás de pressão intermediária no conduto 176 antes do segundo estágio de compressão. O gás comprimido dos compressores de metano de estágio intermediário 256, 258 é passado através dos resfriado-res interestágios 284, 286 e é combinado com o gás de alta pressão provido através do conduto 150 antes do terceiro estágio de compressão. O gás comprimido (isto é, a corrente de gás de ciclo de metano aberto comprimida) é descarregado dos compressores de metano de alto estágio 234, 236 através dos condutos 152, 154 e são combinados no conduto 156. O gás metano comprimido é então resfriado no resfriador 238 e é roteado para o resfria-dor de propano de alto estágio 408 através do conduto 158 como anteriormente discutido. A corrente é resfriada no resfriador 408 através do meio de troca de calor indireto 239 e flui para o economizador de metano principal 290 através do conduto 160. Como aqui utilizado e anteriormente notado, compressor também refere-se a cada estágio de compressão e qualquer equipamento associado com o resfriamento interestágios.
Como ilustrado na Figura 1, a corrente de gás de ciclo de metano aberto comprimida do resfriador 408 a qual entra no economizador de metano principal 290 sofre resfriamento na sua totalidade através do fluxo através do meio de troca de calor indireto 240. Uma porção desta corrente resfriada é então removida através do conduto 162 e combinada com a corrente de alimentação de gás natural processada a montante do resfriador de etileno de alto estágio 618. A porção restante desta corrente resfriada sofre um resfriamento adicional através do meio de transferência de calor indireto 242 no economizador de metano principal 290 e é produzido do mesmo a-través do conduto 129. Esta corrente é combinada com a corrente no conduto 128 em um local a montante do condensador de etileno 628 e sua corrente de liquefação então sofre liquefação em maior porção no condensador de etileno 628 através do fluxo através do meio de troca de calor indireto 226.
Como ilustrado na Figura 1, é preferido que o primeiro compressor de propano 400 e o primeiro compressor de etileno 600 sejam acionados por uma única primeira turbina a gás 700, enquanto que o segundo compressor de propano 402 e o segundo compressor de etileno 602 são acionados por uma única segunda turbina a gás 702. As primeira e a segunda turbinas a gás 700, 702 podem ser qualquer turbina a gás adequada comerei- almente disponível. De preferência, as turbinas a gás 700, 702 são turbinas a gás de Quadro 7 ou Quadro 9 disponíveis da GE Power Systems, Atlanta, Geórgia. Pode ser visto da Figura 1 que tanto os compressores de propano 400, 402 quanto os compressores de etileno 600, 602 estão fluidicamente conectados nos seus respectivos ciclos de refrigeração de propano e de etileno em paralelo, de modo que cada compressor provê um aumento de pressão total por aproximadamente metade do fluxo de refrigerante empregado naquele respectivo ciclo de refrigeração. Uma tal configuração paralela de múltiplos compressores de propano e de etileno provê um projeto de "dois trens em um" que melhora significativamente a disponibilidade da usina de LNG. Assim, por exemplo, se for requerido desligar a primeira turbina a gás 700 para manutenção ou reparo, a usina de LNG inteira não precisa ser desligada porque a segunda turbina a gás 702, o segundo compressor de propano 402, e o segundo compressor de etileno 602 podem ainda ser utilizados para manter a usina ligada.
Uma tal filosofia de "dois trens em um" é adicionalmente indicada pela utilização de dois propulsores 704, 706 para alimentar os compressores de metano 234, 236, 256, 258, 268, 270. Uma primeira turbina a vapor 704 é utilizada para alimentar o primeiro compressor de metano de alto estágio 234, o primeiro compressor de metano de estágio intermediário 256 e o primeiro compressor de metano de baixo estágio 268, enquanto que a segunda turbina a vapor 706 é utilizada para alimentar o segundo compressor de metano de alto estágio 236, o segundo compressor de metano de estágio intermediário 258 e o segundo compressor de metano de baixo estágio 270. As primeira e a segunda turbinas de vapor 704, 706 podem ser qualquer turbina a vapor adequada comercialmente disponível. Pode ser visto da Figura 1 que os primeiros compressores de metano 234, 256, 268 estão fluidicamente conectados no ciclo de refrigeração de metano aberto em série uns com os outros e em paralelo com os segundos compressores de metano 236, 258, 270. Assim, os primeiros compressores de metano 234, 256, 268 cooperam para prover um aumento de pressão total por aproximadamente metade do fluxo de refrigerante de metano no ciclo de refrigeração de meta- no aberto, com cada primeiro compressor 268, 256, 234 provendo uma porção incrementai de tal aumento de pressão total. Similarmente, os segundos compressores de metano 236, 258, 270 cooperam para prover um aumento de pressão total para a outra metade do fluxo de refrigerante de metano no ciclo de refrigeração de metano aberto, com cada segundo compressor 270, 258, 236 provendo uma porção incrementai de tal aumento de pressão total. Tal configuração de propulsores e de compressores de metano está consistente com a filosofia de projeto de "dois trens em um". Assim, por exemplo, se for requerido desligar a primeira turbina a vapor 704 para manutenção ou reparo, a usina de LNG inteira não precisa ser desligada porque a segunda turbina a vapor 706 e os segundos compressores de metano 236, 258, 270, podem ainda ser utilizados para manter a usina ligada.
Além das vantagens de "dois trens em um" providas pela configuração de propulsor/compressor para o ciclo de metano aberto, a utilização de duas turbinas a vapor 704, 706 ao invés de um único propulsor permite que as caixas de engrenagens entre os compressores de metano 234, 256, 268 e 236, 258, 270 conectados em série sejam eliminadas. Tais caixas de engrenagens podem ser dispendiosas de adquirir, instalar, e manter. A capacidade de operar duas turbinas a vapor 704, 706 em velocidade mais altas do que uma única grande turbina convencional permite que a caixa de engrenagens (tipicamente localizada entre os compressores de estágio intermediário e alto estágio) seja eliminada. Ainda, o custo de capital de duas turbinas a vapor menores versus uma grande turbina é mínimo, especialmente à luz dos benefícios providos com um tal projeto. A utilização de turbinas a vapor 704, 706 ao invés de turbinas a gás no ciclo de refrigeração de metano aberto também permite que a eficiência térmica da usina seja melhorada através da recuperação do calor de descarga. A Figura 1 mostra os gases de descarga quentes saindo das turbinas a gás 700, 702 e sendo conduzidos para um trocador de calor indireto 802 através de um conduto 800. Nos trocadores de calor 802, o calor da descarga da turbina a gás é transferido para uma corrente de água/vapor que flui no conduto 804. O vapor aquecido no conduto 804 pode então ser conduzido para as primeira e a segunda turbinas a gás 704, 706 através dos condutos de vapor 806, 810. Assim, o calor recuperado da descarga das turbinas a gás 700, 702 pode ser utilizado para ajudar a alimentar as turbinas a vapor 704, 706, por meio disto melhorando a eficiência térmica da usina LNG.
Um desafio que existe para as usinas de LNG que utilizam as turbinas a gás para acionar compressores é ligar as turbinas a gás. De modo a ligar uma turbina a gás, a turbina deve primeiramente ser girada por um propulsor de partida externo, tal como um motor elétrico ou uma turbina a vapor. Uma turbina a vapor, no entanto, pode ser ligada sem a utilização de um propulsor de partida externo. A Figura 1 ilustra que uma fonte de vapor, tal como uma caldeira de pacote 812, pode ser utilizada para ligar as turbinas a vapor 704, 706 pela condução de vapor em alta pressão para as turbinas a vapor 704, 706 através dos condutos 814, 804, 806, 810. Ainda, turbinas a vapor auxiliares/de partida 708, 710 podem estar mecanicamente acopladas nas turbinas a gás 700, 702. Tais turbinas a vapor auxiliares / de partida 708, 710 podem ser alimentadas pela caldeira de pacote 812 (através dos condutos 816, 818, 820) e utilizadas para girar as turbinas a gás 700, 702 até uma RPM de partida adequada. Ainda, as turbinas auxiliares/de partida 708, 710 podem também ser empregadas durante a operação normal da usina de LNG para prover energia adicional para acionar os compressores de propano 400, 402 e os compressores de etileno 600, 602.
As formas preferidas da invenção acima descritas devem ser utilizadas como ilustração somente, e não devem ser utilizadas em um sentido limitante para interpretar o escopo da presente invenção. Modificações óbvias nas modalidades exemplares, acima apresentadas, poderiam prontamente ser feitas por aqueles versados na técnica sem afastar-se do espírito da presente invenção.
Os inventores por meio disto declaram sua intenção de basear-se na Doutrina de Equivalentes para determinar e avaliar o escopo razoavelmente justo da presente invenção como pertencente a qualquer aparelho que não afasta-se materialmente mas fora do escopo literal da invenção co- mo apresentado nas reivindicações seguintes.

Claims (7)

1. Processo para liquefazer gás natural caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (a) comprimir um primeiro refrigerante em um primeiro compressor (400) acionado por uma primeira turbina a gás (700); (b) recuperar o calor de descarga da primeira turbina a gás (700); (c) utilizar pelo menos uma porção do calor de descarga recuperado da primeira turbina a gás (700) para ajudar a alimentar uma primeira turbina a vapor (704); e (d) comprimir um segundo refrigerante em um segundo compressor (234) acionado pela primeira turbina a vapor (704), o segundo refrigerante compreendendo em maior porção o metano.
2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende as etapas de: (e) resfriar o gás natural com o primeiro refrigerante em um primeiro resfriador (408); (f) a jusante do primeiro resfriador (408), resfriar o gás natural com o segundo refrigerante em um economizador (290), em particular o processo ainda compreendendo as etapas de: (g) comprimir um terceiro refrigerante em um terceiro compressor (602) acionado por uma segunda turbina a gás (702); (h) recuperar o calor de descarga da segunda turbina a gás (702); e (i) utilizar pelo menos uma porção do calor de descarga recuperado da segunda turbina a gás (702) para ajudar a alimentar a primeira turbina a vapor (704), preferencialmente em que o processo ainda compreende a etapa de: (j) a jusante do primeiro resfriador (408) e a montante do economizador (290), resfriar o gás natural com o terceiro refri- gerante em um segundo resfriador (412).
3. Processo, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o primeiro refrigerante compreende em maior porção pro-pano ou propileno, o segundo refrigerante compreende em maior porção metano, e o terceiro refrigerante compreende em maior porção etano ou eti-leno, e preferencialmente ainda compreende as etapas de: (k) a jusante do segundo resfriador (412), separar pelo menos uma porção do gás natural para utilização como o segundo refrigerante; ou em que o processo ainda compreende as etapas de: (l) comprimir pelo menos uma porção do terceiro refrigerante em um quarto compressor (600) acionado pela primeira turbina a gás (700); e (m) comprimir pelo menos uma porção do primeiro refrigerante em um quinto compressor (402) acionado pela segunda turbina a gás (706).
4. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende as etapas de: (n) utilizar pelo menos uma porção do calor de descarga recuperado da primeira turbina a gás (700) para ajudar a alimentar uma segunda turbina a vapor (706); e (o) comprimir pelo menos uma porção do segundo refrigerante em um sexto compressor (236) acionado pela segunda turbina a vapor (706), em particular em que o processo ainda compreende as etapas de: (p) comprimir pelo menos uma porção do segundo refrigerante nos sétimo (256) e oitavo (268) compressores acionados pela primeira turbina a vapor (704); e (q) comprimir pelo menos uma porção do segundo refrigerante nos nono (258) e décimo (270) compressores acionados pela segunda turbina a vapor (706), preferivelmente em que o primeiro refrigerante compreende propano em maior por- ção, o segundo refrigerante compreende metano em maior porção, e o terceiro refrigerante compreende etileno em maior porção.
5. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o primeiro refrigerante compreende em maior porção um hidrocarboneto selecionado do grupo que consiste em propano, propileno, etano, etileno, e suas combinações, ou o primeiro refrigerante compreendendo em maior porção o propano ou o propileno, o segundo refrigerante compreende pelo menos aproximadamente 75 por cento em mol de metano, ou em que o processo ainda compreende a etapa de: (m) vaporizar o gás natural liquefeito produzido através das e-tapas (a) a (d).
6. Aparelho para liquefazer o gás natural de acordo com o processo conforme definido na reivindicaçãol, caracterizado pelo fato de que emprega múltiplos refrigerantes em múltiplos ciclos de refrigeração para res-friar o gás natural em múltiplos estágios, o aparelho compreendendo: um primeiro compressor (400) para comprimir um primeiro refrigerante de um primeiro ciclo de refrigeração: um segundo compressor (600) para comprimir um segundo refrigerante de um segundo ciclo de refrigeração; uma primeira turbina a gás (700) para acionar os primeiro (400) e segundo (600) compressores; um terceiro compressor (402) para comprimir o primeiro refrigerante do primeiro ciclo de refrigeração; um quarto compressor (602) para comprimir o segundo refrigerante do segundo ciclo de refrigeração; uma segunda turbina a gás (702) para acionar os terceiro (402) e quarto (602) compressores; um quinto compressor (234) para comprimir um terceiro refrigerante de um terceiro ciclo de refrigeração; uma primeira turbina a vapor (704) para acionar o quinto compressor (234);e um sistema de recuperação de calor para recuperar o calor de descarga de pelo menos uma das primeira (700) e segunda (702) turbinas a gás e empregar o calor de descarga recuperado para ajudar a alimentar a primeira turbina a vapor (704).
7. Aparelho, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a primeira turbina a gás (700) inclui uma saída de descarga, a primeira turbina a vapor (704) inclui uma entrada de vapor, o sistema de recuperação de calor inclui um trocador de calor indireto (802) que tem um primeiro lado fluidicamente acoplado na saída de descarga da primeira turbina a gás (700) e um segundo lado fluidicamente acoplado na entrada de vapor da primeira turbina a vapor (704), ou em que os primeiro (400) e terceiro (402) compressores estão fluidicamente conectados no primeiro ciclo de refrigeração em paralelo, os segundo (402) e quarto (602) compressores estão fluidicamente conectados no segundo ciclo de refrigeração em paralelo, em particular em que o aparelho ainda compreende um sexto compressor (236) para comprimir o terceiro refrigerante do terceiro ciclo de refrigeração, e uma segunda turbina a vapor (706) para alimentar o sexto compressor (236), preferencialmente em que: os quinto (234) e sexto (236) compressores estão fluidicamente conectados no terceiro ciclo de refrigeração em paralelo, mais preferencialmente em que o aparelho ainda compreende um sétimo compressor (256) para comprimir o terceiro refrigerante, o sétimo compressor (256) sendo a-cionado pela primeira turbina a vapor (704), e um oitavo compressor (258) para comprimir o terceiro refrigerante, o oitavo compressor (258) sendo a-cionado pela segunda turbina a vapor (706), em particular em que o aparelho ainda compreende um nono compressor (268) para comprimir o terceiro refrigerante, o nono compressor sendo acionado pela primeira turbina a vapor (704), e um décimo compressor (270) para comprimir o terceiro refrigerante, o décimo compressor (270) sendo acionado pela segunda turbina a vapor (706), preferencialmente em que os quinto (234), sétimo (256), e nono (268) compressores estão fluidicamente conectados com o terceiro ciclo de refrigeração em série, os sexto (236), oitavo (258) e décimo (270) compressores estão fluidicamente conectados com o terceiro ciclo de refrigeração em série, mais preferencialmente em que os quinto (234), sétimo (256) e nono (268) compressores estão fluidicamente conectados com o terceiro ciclo de refrigeração em paralelo com os sexto (236), oitavo (258) e décimo (270) compressores.
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