ITMI20121625A1 - Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale - Google Patents

Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale Download PDF

Info

Publication number
ITMI20121625A1
ITMI20121625A1 IT001625A ITMI20121625A ITMI20121625A1 IT MI20121625 A1 ITMI20121625 A1 IT MI20121625A1 IT 001625 A IT001625 A IT 001625A IT MI20121625 A ITMI20121625 A IT MI20121625A IT MI20121625 A1 ITMI20121625 A1 IT MI20121625A1
Authority
IT
Italy
Prior art keywords
natural gas
refrigerant circuit
compressor
gas
refrigerant
Prior art date
Application number
IT001625A
Other languages
English (en)
Inventor
Davide Barbatti
Paolis Tiziano De
Marco Guarnone
Francesco Rossi
Original Assignee
Eni Spa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Eni Spa filed Critical Eni Spa
Priority to IT001625A priority Critical patent/ITMI20121625A1/it
Priority to AU2013322818A priority patent/AU2013322818A1/en
Priority to AP2015008323A priority patent/AP2015008323A0/xx
Priority to JP2015533543A priority patent/JP6329154B2/ja
Priority to PCT/EP2013/069553 priority patent/WO2014048845A1/en
Publication of ITMI20121625A1 publication Critical patent/ITMI20121625A1/it
Priority to AU2018202194A priority patent/AU2018202194A1/en

Links

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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0236—Heat exchange integration providing refrigeration for different processes treating not the same 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
    • 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
    • F25J1/0047—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/008—Hydrocarbons
    • F25J1/0087—Propane; Propylene
    • 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
    • F25J1/0211—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—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 a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0283—Gas turbine as the prime mechanical driver
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F25J1/0287—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings including an electrical motor
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/029—Mechanically coupling of different refrigerant compressors in a cascade refrigeration system to a common driver
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant 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
    • F25J1/02—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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0294—Multiple compressor casings/strings in parallel, e.g. split arrangement
    • 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
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Description

CIRCUITO REFRIGERANTE PER LA LIQUEFAZIONE DEL GAS
NATURALE
La presente invenzione riguarda le tecnologie di liquefazione del gas naturale ed in particolare un circuito refrigerante da impiegare nella liquefazione del gas naturale.
La liquefazione del gas naturale viene abitualmente praticata per rendere più conveniente il trasporto e lo stoccaggio dello stesso.
La presente invenzione riguarda in particolare la tecnologia di liquefazione del gas naturale nota col nome C3-MR, ossia propano-refrigerante misto.
Il processo C3-MR Ã ̈ un processo conosciuto dagli anni 70 che domina il mercato di riferimento.
La maggior parte degli impianti di liquefazione del gas naturale opera sulla base di questa tecnologia.
Il suo funzionamento à ̈ basato su due cicli di refrigerazione: uno di pre-raffreddamento con un fluido refrigerante puro, ossia propano (C3), ed uno di liquefazione e sottoraffreddamento con una miscela di fluidi refrigeranti (MR), ossia una miscela di azoto, metano, etano e propano.
Il ciclo a propano si sviluppa su tre o quattro livelli di pressione e svolge la funzione di pre-raffreddamento del gas naturale fino a temperature comprese tra -30°C e -40°C.
Questo ciclo svolge l’ulteriore funzione di raffreddamento e parziale liquefazione del refrigerante misto, di seguito MR, utilizzato nel secondo ciclo.
Gli scambiatori di calore usati per questo ciclo sono a fascio tubiero del tipo kettle, in cui il propano evaporando lato mantello raffredda il fluido caldo che scorre nei tubi.
Invece, nel ciclo a MR, lo scambio termico tra refrigerante e gas naturale avviene in uno scambiatore a spirale denominato “main cryogenic heat exchanger†(MCHE) che rappresenta il cuore del processo di liquefazione.
I compressori dei cicli di refrigerazione sono mossi da grandi turbine a gas o, meno frequentemente, da turbine a vapore o motori elettrici.
In particolare, ottimizzare il processo e la configurazione delle macchine impiegate in un impianto di liquefazione C3-MR, ha giocato uno dei ruoli più importanti nell’evoluzione della capacità di liquefazione di un treno LNG (Liquified Natural Gas). Poiché gli operatori preferiscono utilizzare turbine a gas simili tra loro per ottimizzare i processi manutentivi, un degli schemi più evoluti e diffusi à ̈ il cosiddetto Split-MRâ„¢, ideato dalla società APCI (Air Products & Chemicals Int.), in cui una porzione della potenza richiesta per la compressione del refrigerante misto à ̈ fornita dalla stessa turbina utilizzata per la compressione del propano.
Questa configurazione permette una piena utilizzazione della potenza delle turbine a gas e minimizza il numero delle turbine presenti nel circuito refrigerante.
La configurazione Split-MR™, consente una capacità produttiva di circa 5 MTPA annue a discapito, però, della flessibilità operativa.
In questa configurazione, infatti, i compressori ruotano ad un numero di giri costante e giacciono su due alberi trascinati da rispettive turbine a gas di tipo heavy duty.
Detti alberi sono supportati da rispettivi motori ausiliari e assieme alle turbine forniscono la potenza necessaria ai compressori C3 ed MR, che risulta pari a circa 200 MW.
Poiché i diversi stadi del compressore del MR sono installati sugli alberi delle due turbine, un malfunzionamento di un compressore impone l’arresto sia della turbina su cui à ̈ installato il compressore guasto, sia dell’altra turbina, generando l’arresto di tutto l’impianto.
La configurazione Split-MR™ consente dunque un’ottimizzazione dello sfruttamento delle potenze delle turbine a gas, a discapito, però, della flessibilità operativa del circuito.
Inoltre, questa configurazione nota, impiega turbine di grossa taglia che sono più difficili da approvvigionare in quanto il numero di produttori à ̈ molto limitato.
La scarsa competizione sul mercato delle turbine di grossa taglia provoca un aumento del costo di vendita ed allungamenti nei tempi di consegna.
In aggiunta, le turbine a gas heavy duty posseggono caratteristiche di efficienza termodinamica ormai superate dalla nuova tipologia di turbine a gas di tipo “aeroderivativo†, che vantano consumi specifici del combustibile inferiori almeno del 20%.
Scopo della presente invenzione risulta quello di superare gli inconvenienti dell’arte nota ed in particolare fornire una configurazione alternativa delle macchine presenti, in un impianto di raffreddamento del gas naturale.
In particolare, scopo della presente invenzione à ̈ quello di fornire un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale che consenta di aumentare la produzione annua, mitigando il collo di bottiglia che si genera durante i periodi caldi.
Un ulteriore scopo della presente invenzione risulta quello di fornire un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale che consenta di aumentare la produzione annuale.
Un ulteriore scopo della presente invenzione risulta quello di fornire un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale che consenta di ridurre l’autoconsumo di gas naturale richiesto dall’impianto stesso.
Un ulteriore scopo della presente invenzione risulta quello di fornire un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale che consenta di aumentare la flessibilità dell’impianto sulla base dell’operabilità dei compressori refrigeranti installati in parallelo.
Rappresenta un ulteriore scopo della presente invenzione fornire un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale che consenta di disporre di un’ulteriore capacità refrigerante da utilizzare per l’estrazione di componenti pesanti del gas naturale (LPG/Gasolina), aumentando la flessibilità dell’impianto rispetto alla qualità e composizione del gas naturale in ingresso.
Questi e altri scopi secondo la presente invenzione sono raggiunti realizzando un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale comprendente:
- un sistema di pre-raffreddamento del gas naturale e del refrigerante misto, comprendente due linee parallele di compressione del propano ciascuna avente un primo compressore azionato da una prima turbina a gas;
- un sistema di liquefazione del gas naturale comprendente tre linee parallele di compressione del refrigerante misto ciascuna avente un secondo compressore azionato da una seconda turbina a gas.
Ulteriori caratteristiche del circuito refrigerante secondo la presente invenzione sono oggetto delle rivendicazioni dipendenti.
In particolare, dette prima e seconda turbine a gas possono essere di tipo aero-derivativo e uguali tra loro.
Detto refrigerante misto può essere una miscela di propano, etano, metano e azoto.
L’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas di detto sistema di liquefazione del gas naturale può essere raffreddata da una porzione di potenza refrigerante fornita da detto sistema di preraffreddamento.
Una porzione di potenza refrigerante fornita da detto sistema di pre-raffreddamento può essere impiegata per incrementare l’estrazione di componenti pesanti del gas naturale tipo LPG e Gasolina.
Detto secondo compressore può comprendere un terzo compressore, per realizzare un primo stadio di compressione del refrigerante misto a bassa/media pressione, e un quarto compressore, per realizzare un secondo stadio di compressione del refrigerante misto ad alta pressione, posti in serie tra loro.
Detto primo compressore può dividere la compressione del propano in tre o quattro stadi di compressione a differenti livelli di pressione.
Le caratteristiche e i vantaggi di un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale secondo la presente invenzione risulteranno maggiormente evidenti dalla descrizione seguente, esemplificativa e non limitativa, riferita ai disegni schematici allegati nei quali:
- la figura 1 Ã ̈ una vista schematica di un circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale avente due linee di compressione del propano e tre linee di compressione del refrigerante misto;
- la figura 2 Ã ̈ una vista schematica di un circuito refrigerante del tipo Split-MRâ„¢ per un impianto di liquefazione del gas naturale;
- la figura 3 Ã ̈ una vista schematica di una forma realizzativa preferita di due linee di compressione del propano e tre linee di compressione del refrigerante misto;
- la figura 4 à ̈ un grafico relativo alle rese dell’impianto di liquefazione del gas naturale durante i vari mesi dell’anno.
Con riferimento alla figura 1, viene mostrato un circuito refrigerante 100 per un impianto di liquefazione del gas naturale.
In particolare, detto impianto di liquefazione del gas naturale à ̈ schematizzato nei suoi due principali sottosistemi: quello di pre-raffreddamento 105, che raffredda il gas naturale introdotto nell’impianto ad una temperatura compresa tra -30 °C e -40°C, e quello di liquefazione 106, che liquefa e sotto-raffredda il gas pre-raffreddato ad una temperatura compresa tra 145°C e -160°C.
Il gas naturale viene inizialmente pre-raffreddato in un sistema di pre-raffreddamento comprendente due linee parallele di compressione del propano ciascuna avente un primo compressore 102 azionato da una prima turbina a gas 101’. Detto sistema à ̈ configurato inoltre per pre-raffreddare il refrigerante misto utilizzato nel sistema di liquefazione 106.
Il gas naturale raffreddato viene successivamente liquefatto e sotto-raffreddato in un sistema di liquefazione del gas naturale comprendente tre linee parallele di compressione del refrigerante misto ciascuna avente un secondo compressore 103 azionato da una seconda turbina a gas 101’’.
Il sistema di pre-raffreddamento 105, alimentato dalle due linee di compressione del propano, consente la refrigerazione del gas naturale ad una temperatura compresa tra -30°C e -40°C.
Il sistema di liquefazione 106, alimentato dalle tre linee di compressione del refrigerante misto, consente una ulteriore rimozione di calore dal gas naturale, trasformando detto gas naturale in gas naturale liquido (LNG).
Preferibilmente dette prime turbine a gas 101’ sono di tipo aero-derivativo di taglia media, ad esempio con potenza compresa tra 30 MW e 60 MW.
Preferibilmente anche dette seconde turbine a gas 101’’ sono di tipo aero-derivativo di taglia media, ad esempio con potenza compresa tra 30 MW e 60 MW.
Dette linee di compressione del propano o del refrigerante misto sono in parallelo tra loro e forniscono un contributo autonomo alla rimozione di calore dal gas naturale.
In particolare, ognuna di dette linee comprende almeno un compressore 102 oppure 103, movimentato da una turbina a gas 101’ oppure 101’’, per comprimere un fluido refrigerante atto ad espandere nel sistema di pre-raffreddamento 105 oppure nel sistema di liquefazione 106.
In particolare nel processo di liquefazione del gas naturale noto come C3-MR, la potenza assorbita per la compressione del propano à ̈ circa pari al 35% della potenza totale richiesta, mentre la potenza assorbita per la compressione del refrigerante misto à ̈ circa pari al 65% della potenza totale richiesta.
Per fornire la potenza necessaria ad azionare detti compressori 102, 103 sono impiegate cinque turbine a gas 101’, 101’’ aero-derivative poste in parallelo e uguali tra loro, di cui due (101’) dedicate all’azionamento di detti primi compressori 102 del propano e tre (101’’) dedicate all’azionamento di detti secondi compressori 103 del refrigerante misto.
Questa configurazione delle linee di compressione consente alle due prime turbine a gas 101’ di rendere disponibili i due quinti della potenza totale installata, ossia il 40%, a fronte di una richiesta di potenza da parte di detti compressori 102 pari a circa il 35% della potenza totale richiesta. Tale relazione tra la potenza richiesta da detti primi e secondi compressori 102, 103 e la potenza totale disponibile erogata da dette prime e seconde turbine a gas 101’, 101’’ consente di generare una potenza frigorifera addizionale nel sistema pre-raffreddamento 105. Detta potenza frigorifera addizionale può essere impiegata per raffreddare l’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas 101’’.
In particolare, utilizzando cinque turbine a gas 101’, 101’’ di tipo aero-derivativo aventi potenza nominale ISO di 43,9 MW, à ̈ possibile erogare una potenza effettiva a 25°C di 34 MW circa per ciascuna turbina a gas 101’, 101’’.
Dette prime e seconde turbine a gas 101’, 101’’ di tipo aero-derivativo permettono di modulare il numero di giri dell’albero, regolando la potenza erogata in funzione delle effettive esigenze d’assorbimento.
Preferibilmente, come illustrato in figura 3, per comprimere il refrigerante misto nel sistema di liquefazione del gas naturale detto secondo compressore 103 centrifugo può comprendere un terzo compressore 103’, per realizzare un primo stadio di compressione del refrigerante misto a bassa/media pressione, e un quarto compressore 103’’, per realizzare un secondo stadio di compressione del refrigerante misto ad alta pressione, posti in serie tra loro. Detto livello di bassa/media pressione può essere compreso tra 20 e 35 bar. Detto livello di alta pressione può essere compreso tra 55 e 65 bar.
In questa forma realizzativa, tra detto terzo compressore 103’ e detto quarto compressore 103’’ à ̈ installato un primo scambiatore di calore 109’ atto ad assorbire calore dal refrigerante misto dopo il primo stadio di compressione, e un secondo scambiatore di calore 109’’ per assorbire ulteriore calore dal refrigerante misto dopo il secondo stadio di compressione.
In particolare, detti terzo e quarto compressori 103’, 103’’ sono preferibilmente scelti in modo da utilizzare completamente la potenza erogabile da detta seconda turbina a gas 101’’.
In maniera similare, detto primo compressore 102 divide la compressione del propano in tre o quattro stadi di compressione a differenti livelli di pressione.
Preferibilmente per comprimere il propano nel sistema di pre-raffreddamento del gas naturale possono essere installati due primi compressori 102 di tipo centrifugo ciascuno azionato da una prima turbina a gas 101’. La potenza assorbita da detti primi compressori 102 consegue da quella assorbita da detti terzo e quarto compressori 103’, 103’’ associati alle linee del refrigerante misto, e dai parametri di processo relativi al gas naturale da liquefare. La potenza assorbita da detti primi compressori 102 à ̈ normalmente compresa tra l’80% e il 100% della potenza complessivamente erogabile da dette prime turbine a gas 101’, a seconda delle condizioni ambientali.
Nel ciclo refrigerante del tipo Split-MRâ„¢, rappresentato in figura 2, la potenza necessaria per azionare un quinto compressore 112 del propano ed un sesto compressore 113 ad alta pressione del refrigerante misto à ̈ fornita da una prima turbina a gas tradizionale 116 di tipo heavy duty, e la potenza necessaria per azionare un settimo compressore 114 a bassa pressione ed un ottavo compressore 115 a media pressione à ̈ fornita da una seconda turbina a gas tradizionale 117 di tipo heavy duty.
Dette turbine a gas tradizionali 116, 117 presentano una potenza nominale ISO da 86,2 MW pari ad una potenza erogata a 25°C di 72 MW circa, ed un numero di giri dell’albero costante.
In particolare, secondo detta configurazione Split-MRâ„¢, detto compressore 112 del propano fornisce la potenza refrigerante necessaria a pre-raffreddare il gas naturale in detto sistema di pre-raffreddamento 105, mentre detti compressori 113, 114, 115, posti in serie tra loro, forniscono la potenza refrigerante necessaria a liquefare e sotto-raffreddare il gas naturale in detto sistema di liquefazione 106.
Dette turbine a gas tradizionali 116, 117 del tipo heavy duty sono di tipo mono-albero e necessitano preferibilmente di motori ausiliari 111’, 111’’ di grossa taglia per l’avviamento. Detti motori sono necessari in fase di avviamento per azionare le turbine a gas e portarle ad un regime di giri che ne consenta l’auto-sostentamento.
Detti motori ausiliari 111’, 111’’ sono impiegati inoltre per produrre potenza addizionale a quella erogabile dalle turbine a gas, in modo da consentire una maggiore potenzialità dei circuiti di refrigerazione.
In particolare, detti motori ausiliari 111’, 111’’ sono installati sui rispettivi alberi comuni a turbina e compressori, e hanno una potenza di circa 20 MW ciascuno.
Viceversa, secondo la presente invenzione, le linee di compressione, sia del propano che del refrigerante misto, sono poste in parallelo per evitare che il guasto di una turbina a gas o di un compressore comporti l’arresto dell’intero impianto di liquefazione.
Inoltre, l’utilizzo di turbine a gas del tipo aeroderivativo consente di regolare il numero di giri della turbina e di conseguenza la potenza erogabile in funzione del carico e delle condizioni di funzionamento dei restanti componenti del circuito.
La possibilità di regolare la velocità di dette turbine a gas aero-derivative e la loro disposizione su linee di compressione parallele, consente di effettuare interventi di manutenzione senza arrestare il circuito refrigerante. In questo modo, la disponibilità dell’impianto viene massimizzata.
Dette turbine a gas di tipo aero-derivativo sono inoltre più compatte rispetto alle comuni turbine industriali a gas del tipo heavy duty, riducendo l’ingombro complessivo del circuito refrigerante.
Ulteriore vantaggio nell’utilizzo di turbine a gas del tipo aero-derivativo, deriva dal fatto che questa tipologia di turbine presenta consumi di gas inferiori rispetto alle comuni soluzioni alternative.
Ulteriore vantaggio nell’utilizzo di turbine a gas del tipo aero-derivativo, deriva dal fatto che questa tipologia di turbine non necessita di grandi potenze per avviarsi, consentendo quindi di evitare l’utilizzo dei motori ausiliari.
Disponendo dette linee di compressione in parallelo, à ̈ possibile ottenere un’ampia flessibilità operativa, poiché dette prime e seconde turbine a gas di tipo aero-derivativo possono essere avviate senza depressurizzare detti primi e secondi compressori.
Inoltre, il circuito refrigerante secondo la presente invenzione consente di eliminare alcune delle apparecchiature installate in detto impianto secondo la configurazione Split-MR™. In particolare detti motori ausiliari 111’, 111’’ dello schema Split-MR™ non sono necessari nello schema proposto secondo la presente invenzione.
Essendo la potenza richiesta da detti primi compressori 102 compresa tra l’80% e il 100% della potenza complessivamente erogabile dalle turbine a gas 101’, a seconda delle condizioni ambientali, si dispone di una potenza refrigerante eccedente fino al 20% circa della potenza totale erogabile da dette prime turbine a gas 101’.
Detta porzione di potenza refrigerante in eccesso fornita dal sistema di pre-raffreddamento può essere utilizzata per raffreddare l’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas 101’’.
Come à ̈ noto, la potenza erogabile con una turbina à ̈ inversamente proporzionale alla temperatura dell’aria in ingresso alla turbina stessa, ed aumentando la temperatura dell’aria in ingresso, aumenta il suo volume diminuendo la resa della turbina.
In particolare, scambiatori ausiliari 104 preraffreddano l’aria utilizzando la potenza frigorifera del circuito propano. Lo scambio termico avviene preferibilmente, ma non necessariamente, attraverso l’utilizzo di un fluido refrigerante intermedio.
Realizzando un inlet air chilling, ossia un raffreddando dell’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas 101’, à ̈ possibile migliorare la produzione delle stesse, così come à ̈ illustrato nel grafico esemplificativo di figura 4.
In particolare, in figura 4 sono rappresentate una prima curva 401 relativa alle rese di un impianto configurato secondo la logica delle turbine aeroderivative in parallelo senza pre-raffreddamento dell’aria in ingresso, ed una seconda curva 402 relativa alle rese dello stesso impianto configurato secondo la logica delle turbine aero-derivative in parallelo e comprendente detti scambiatori ausiliari 104 di pre-raffreddamento dell’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas 101’’.
Nel caso esemplificato di figura 4, à ̈ possibile notare che, refrigerando l’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas 101’’, si ottiene una maggiore produzione annua dell’impianto di liquefazione compresa tra il 10% e il 20% circa.
Questo beneficio à ̈ ottenibile soprattutto nei luoghi in cui, per molti mesi dell’anno, la temperatura sale oltre i 20°C.
In luoghi molto caldi, infatti, le rese delle turbine a gas diminuiscono con l’innalzamento della temperatura dell’aria, per cui un riutilizzo della potenza refrigerante in eccesso per raffreddare l’aria in ingresso in dette seconde turbine a gas 101’’, consente di evitare le minori rese che altrimenti si verificherebbero.
Secondo la presente invenzione il numero di compressori ed il numero di turbine aumenta, a vantaggio di una maggiore disponibilità media dell’impianto.
Ad esempio, installando cinque turbine a gas aeroderivative modello LM6000 PF della General Elettric si può ottenere una disponibilità dell’impianto di liquefazione del gas naturale di circa 5 ÷ 10 giorni/anno superiore a quella ottenibile con un impianto dotato di due turbine heavy duty modello Frame 7 installate secondo la logica Split-MR™.
Detto refrigerante misto può essere una miscela di metano, azoto, etano, etilene, propano, propilene, butano e pentani.
È chiaro, infine, che il circuito refrigerante per un impianto di liquefazione del gas naturale così concepito à ̈ suscettibile di numerose modifiche e varianti, tutte rientranti nell’invenzione; inoltre tutti i dettagli sono sostituibili da elementi tecnicamente equivalenti. In pratica i materiali utilizzati, nonché le dimensioni, potranno essere qualsiasi a seconda delle esigenze tecniche.

Claims (8)

  1. RIVENDICAZIONI 1) Circuito refrigerante (100) per un impianto di liquefazione del gas naturale comprendente: - un sistema di pre-raffreddamento (105) del gas naturale e del refrigerante misto, comprendente due linee parallele di compressione del propano ciascuna avente un primo compressore (102) azionato da una prima turbina a gas (101’); - un sistema di liquefazione (106) del gas naturale comprendente tre linee parallele di compressione del refrigerante misto ciascuna avente un secondo compressore (103) azionato da una seconda turbina a gas (101’’).
  2. 2) Circuito refrigerante (100) secondo la rivendicazione 1, in cui dette prima e seconda turbine a gas (101’, 101’’) sono di tipo aero-derivativo.
  3. 3) Circuito refrigerante (100) secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui dette prima e seconda turbine a gas (101’, 101’’) sono uguali tra loro.
  4. 4) Circuito refrigerante (100) secondo qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto refrigerante misto à ̈ una miscela di propano, etano, metano e azoto.
  5. 5) Circuito refrigerante (100) secondo qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui l’aria in ingresso a dette seconde turbine a gas (101’’) di detto sistema di liquefazione (106) del gas naturale à ̈ raffreddata da una porzione di potenza refrigerante fornita da detto sistema di pre-raffreddamento (105), per incrementare la potenza fornita da dette seconde turbine a gas 101’’.
  6. 6) Circuito refrigerante (100) secondo qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui una porzione di potenza refrigerante fornita da detto sistema di preraffreddamento (105) viene impiegata per incrementare l’estrazione di componenti pesanti del gas naturale tipo LPG e Gasolina.
  7. 7) Circuito refrigerante (100) secondo qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto secondo compressore (103) comprende un terzo compressore (103’), per realizzare un primo stadio di compressione del refrigerante misto a bassa/media pressione, e un quarto compressore (103’’), per realizzare un secondo stadio di compressione del refrigerante misto ad alta pressione, posti in serie tra loro.
  8. 8) Circuito refrigerante (100) secondo qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto primo compressore (102) divide la compressione del propano in tre o quattro stadi di compressione a differenti livelli di pressione.
IT001625A 2012-09-28 2012-09-28 Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale ITMI20121625A1 (it)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT001625A ITMI20121625A1 (it) 2012-09-28 2012-09-28 Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale
AU2013322818A AU2013322818A1 (en) 2012-09-28 2013-09-20 Cooling circuit for the liquefaction of natural gas
AP2015008323A AP2015008323A0 (en) 2012-09-28 2013-09-20 Cooling circuit for the liquefaction of natural gas
JP2015533543A JP6329154B2 (ja) 2012-09-28 2013-09-20 天然ガスの液化のための冷却回路
PCT/EP2013/069553 WO2014048845A1 (en) 2012-09-28 2013-09-20 Cooling circuit for the liquefaction of natural gas
AU2018202194A AU2018202194A1 (en) 2012-09-28 2018-03-27 Cooling Circuit For The Liquefaction Of Natural Gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT001625A ITMI20121625A1 (it) 2012-09-28 2012-09-28 Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ITMI20121625A1 true ITMI20121625A1 (it) 2014-03-29

Family

ID=47146497

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
IT001625A ITMI20121625A1 (it) 2012-09-28 2012-09-28 Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale

Country Status (5)

Country Link
JP (1) JP6329154B2 (it)
AP (1) AP2015008323A0 (it)
AU (2) AU2013322818A1 (it)
IT (1) ITMI20121625A1 (it)
WO (1) WO2014048845A1 (it)

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6333664B2 (ja) * 2014-08-11 2018-05-30 日揮株式会社 液化ガス製造設備
US10180282B2 (en) 2015-09-30 2019-01-15 Air Products And Chemicals, Inc. Parallel compression in LNG plants using a positive displacement compressor
DE102016004606A1 (de) * 2016-04-14 2017-10-19 Linde Aktiengesellschaft Verfahrenstechnische Anlage und Verfahren zur Flüssiggasherstellung
JP6858267B2 (ja) 2017-02-24 2021-04-14 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 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法
US10544986B2 (en) * 2017-03-29 2020-01-28 Air Products And Chemicals, Inc. Parallel compression in LNG plants using a double flow compressor
CA3061909C (en) * 2017-05-16 2022-08-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for efficient nonsynchronous lng production using large scale multi-shaft gas turbines
SG11202000720TA (en) * 2017-08-24 2020-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for lng production using standardized multi-shaft gas turbines, compressors and refrigerant systems
JP7150063B2 (ja) 2018-06-07 2022-10-07 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 高圧圧縮および膨張による天然ガスの前処理および前冷却
JP7100762B2 (ja) 2018-08-14 2022-07-13 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 天然ガス液化施設における混合冷媒の保存方法
JP7154385B2 (ja) 2018-08-22 2022-10-17 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 高圧エキスパンダプロセスのための補給ガス組成変動の管理
CA3109750A1 (en) 2018-08-22 2020-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Heat exchanger configuration for a high pressure expander process and a method of natural gas liquefaction using the same
WO2020040952A1 (en) 2018-08-22 2020-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Primary loop start-up method for a high pressure expander process
WO2020106394A1 (en) 2018-11-20 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers
WO2020106397A1 (en) 2018-11-20 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and apparatus for improving multi-plate scraped heat exchangers
CA3123235A1 (en) 2019-01-30 2020-08-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from lng refrigerant
US11668524B2 (en) 2019-01-30 2023-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from LNG refrigerant
US11465093B2 (en) 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
EP4031821A1 (en) 2019-09-19 2022-07-27 ExxonMobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11806639B2 (en) 2019-09-19 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11083994B2 (en) 2019-09-20 2021-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with O2 enrichment for acid gas capture and sequestration
EP4034798B1 (en) 2019-09-24 2024-04-17 ExxonMobil Technology and Engineering Company Cargo stripping features for dual-purpose cryogenic tanks on ships or floating storage units for lng and liquid nitrogen

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6324867B1 (en) * 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
US20070193303A1 (en) * 2004-06-18 2007-08-23 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable capacity liquefied natural gas plant
EP2330280A1 (en) * 2009-12-01 2011-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a gas turbine; a gas turbine system; and a method and system for cooling a hydrocarbon stream

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6647744B2 (en) * 2002-01-30 2003-11-18 Exxonmobil Upstream Research Company Processes and systems for liquefying natural gas

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6324867B1 (en) * 1999-06-15 2001-12-04 Exxonmobil Oil Corporation Process and system for liquefying natural gas
US20070193303A1 (en) * 2004-06-18 2007-08-23 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable capacity liquefied natural gas plant
EP2330280A1 (en) * 2009-12-01 2011-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a gas turbine; a gas turbine system; and a method and system for cooling a hydrocarbon stream

Non-Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
DEL NOGAL ET AL: "Synthesis of power systems for LNG plants", PROCEEDINGS GAS PROCESSORS ASSOCIATION. GPA MEETING/ANNUALCONVENTION, XX, XX, 1 May 2003 (2003-05-01), pages complete, XP007908432 *
HENRI PARADOWSKI ET AL: "PROPANE PRECOOLING CYCLES FOR INCREASED LNG TRAIN CAPACITY", vol. 14TH, 1 March 2006 (2006-03-01), pages PS2 - 3/1, XP009108061, Retrieved from the Internet <URL:http://www.kgu.or.kr/admin/data/P-000/PS2-3-Paradowski.pdf> *
PILLARELLA M ET AL: "THE C3MR LIQUEFACTION CYCLE: VERSATILITY FOR A FAST GROWING, EVER CHANGING LNG INDUSTRY", vol. 15TH, 24 May 2007 (2007-05-24), pages PS2 - 5/1, XP009108435, Retrieved from the Internet <URL:http://www.kgu.or.kr/admin/data/P-000/e24dba96efa969ae9c9e056d2dffb446.pdf> *
SJAREL VAN DE LISDONK ET AL: "NEXT GENERATION ON-SHORE LNG PLANT DESIGNS", INTERNATIONAL CONFERENCE AND EXHIBITION ON LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG),, vol. 16th, 18 April 2010 (2010-04-18), pages Paper - PS3, XP009144856 *
WILLIAM P SCHMIDT ET AL: "HOW THE RIGHT TECHNICAL CHOICES LEAD TO COMMERCIAL SUCCESS", INTERNATIONAL CONFERENCE AND EXHIBITION ON LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG),, vol. 16th, 18 April 2010 (2010-04-18), pages Paper - PS3, XP009144857 *

Also Published As

Publication number Publication date
AU2013322818A1 (en) 2015-04-09
AP2015008323A0 (en) 2015-03-31
JP6329154B2 (ja) 2018-05-23
AU2018202194A1 (en) 2018-04-26
WO2014048845A1 (en) 2014-04-03
JP2016500800A (ja) 2016-01-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ITMI20121625A1 (it) Circuito refrigerante per la liquefazione del gas naturale
US10378817B2 (en) Flexible liquefied natural gas plant
CA3054428C (en) Liquid natural gas liquefier utilizing mechanical and liquid nitrogen refrigeration
US20170038136A1 (en) Method for the integration of a nitrogen liquefier and liquefaction of natural gas for the production of liquefied natural gas and liquid nitrogen
AU2010251323B2 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
WO2012031782A1 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
US20130074511A1 (en) Method of operating a gas turbine and gas turbine
US20100071409A1 (en) Method and apparatus for liquefying a hydrocarbon stream
US20120060552A1 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
CA3050798C (en) Balancing power in split mixed refrigerant liquefaction system
EA029627B1 (ru) Способ и устройство для производства потока сжиженных углеводородов
Krasae-in Efficient hydrogen liquefaction processes
JP2015190628A (ja) Ｌｎｇ製造プラント
CN108474613B (zh) 用于液化天然气和氮气的方法
WO2012057626A2 (en) Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream
Liu et al. The High Pressure Expander Process Technology for LNG Applications
AU2013201642B2 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
Chiu et al. Improve Energy Efficiency in LNG Production for Baseload LNG Plants