KR20040086270A - 천연 가스 액화 장치 및 그 관련 방법 - Google Patents

천연 가스 액화 장치 및 그 관련 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20040086270A
KR20040086270A KR10-2004-7010919A KR20047010919A KR20040086270A KR 20040086270 A KR20040086270 A KR 20040086270A KR 20047010919 A KR20047010919 A KR 20047010919A KR 20040086270 A KR20040086270 A KR 20040086270A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
natural gas
stream
heat exchanger
cooling
liquid
Prior art date
Application number
KR10-2004-7010919A
Other languages
English (en)
Other versions
KR100819722B1 (ko
Inventor
브루스 엠. 윌딩
데니스 엔. 빙햄
마이클 지. 멕켈러
테리 디. 터너
케빈 티. 레터맨
개리 엘. 팔머
케리 엠. 클링거
죤 제이. 브라니카
Original Assignee
베크텔 비더블유엑스티 아이다호, 엘엘씨
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 베크텔 비더블유엑스티 아이다호, 엘엘씨 filed Critical 베크텔 비더블유엑스티 아이다호, 엘엘씨
Publication of KR20040086270A publication Critical patent/KR20040086270A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR100819722B1 publication Critical patent/KR100819722B1/ko

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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0259—Modularity and arrangement of parts of the liquefaction unit and in particular of the cold box, e.g. pre-fabrication, assembling and erection, dimensions, horizontal layout "plot"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0232—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes integration within a pressure letdown station of a high pressure pipeline system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0247—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control start-up of the process
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0262—Details of the cold heat exchange system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F25J5/002—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants for continuously recuperating cold, i.e. in a so-called recuperative heat exchanger
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D7/00—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall
    • F28D7/04—Heat-exchange apparatus having stationary tubular conduit assemblies for both heat-exchange media, the media being in contact with different sides of a conduit wall the conduits being spirally coiled
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/20—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using solidification of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/84—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using filter
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/06—Splitting of the feed stream, e.g. for treating or cooling in different ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/90—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being boil-off gas from storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/44—Particular materials used, e.g. copper, steel or alloys thereof or surface treatments used, e.g. enhanced surface
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/902—Apparatus
    • Y10S62/903—Heat exchange structure
    • Y10S62/904—Coiled heat exchanger
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S62/00—Refrigeration
    • Y10S62/928—Recovery of carbon dioxide
    • Y10S62/929—From natural gas

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

액화 천연 가스를 생산하는 장치 및 방법이 개시되어 있다. 액화 플랜트는 압력 감소 스테이션의 천연 가스 파이프라인과 같은 정화되지 않은 천연 가스의 소스에 연결될 수 있다. 가스의 일부는 취출되어 프로세스 스트림(154)과 냉각 스트림(152)으로 분할된다. 냉각 스트림(152)은 터보 팽창기(156)를 통과하여 일 출력을 생성한다. 압축기(158)는 일 출력에 의해 구동되어 프로세스 스트림을 압축한다. 압축된 프로세스 스트림은, 예컨대 팽창된 냉각 스트림에 의해 냉각된다. 냉각된 압축 프로세스 스트림은 제1 부분과 제2 부분으로 분할되며, 제1 부분은 팽창되어 천연 가스를 액화시킨다. 가스-액체 분리기는 액체 천연 가스로부터 증기를 분리한다. 냉각된 압축 프로세스 스트림의 제2 부분은 또한 팽창되어 압축 프로세스 스트림을 냉각시키는 데 사용된다. 추가의 특징 및 기술은 물 세정 사이클과 이산화탄소(CO2) 세정 사이클을 포함하는 액화 프로세스에 통합될 수 있다.

Description

천연 가스 액화 장치 및 그 관련 방법{Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same}
천연 가스는 가솔린 및 디젤과 같은 연소 연료들의 기지(旣知)의 대체물이다. 생산비용 및 그 사용에 의해 계속 생성되는 배출물을 비롯하여 가솔린 및 디젤의 여러 단점들을 제거하기 위하여 대체 연소 연료로서 천연 가스를 개발하는 데 많은 노력을 들였다. 당업계에 공지된 바와 같이, 천연 가스는 다른 연소 연료들보다 청정한 연소 연료이다. 또한, 천연 가스는 공기 중에 가라앉기보다는 퍼져서 흩어지기 때문에, 가솔린 또는 디젤보다 안전한 것으로 간주되고 있다.
대체 연소 연료로서 사용되기 위하여, 천연 가스(또는 본 명세서에서 "공급 가스"라고 칭함)는 전통적으로 그 사용 전에 연료를 보관 및 운송할 목적으로 압축 천연 가스(CNG) 또는 액화(또는 액체) 천연 가스(LNG)로 전환된다. 전통적으로, 천연 가스를 위한 공지된 2개의 기본 사이클을 "다단 사이클(cascade cycle)"과 "팽창 사이클"이라 칭한다.
요약하면, 다단 사이클은 공급 가스와 일련의 열교환으로 이루어지며, 각 열교환은 원하는 액화가 달성될 때까지 연속적으로 낮은 온도에 있다. 냉각 수준은 여러 냉각제들 또는 상이한 증발 압력들의 동일한 냉각제에 의해 얻어진다. 다단 사이클은 작동 비용이 비교적 싸기 때문에 LNG를 생산하는 데 매우 효율적인 것으로 간주되고 있다. 그러나, 작동 효율은 흔히 고가의 열교환과 관련된 비교적 높은 투자 비용 및 냉각 시스템과 관련된 압축 설비에 의해 상쇄되는 것으로 보인다. 또한, 그러한 시스템을 통합한 액화 플랜트는 다단 시스템에 사용되는 물리적 구성 요소가 비교적 크기 때문에 물리적 공간이 제한되는 지점에서는 비실용적이다.
팽창 사이클에 있어서, 가스는 전통적으로 선택된 압력으로 압축되어, 냉각된 다음, 팽창관을 통해 팽창됨으로써, 공급 가스의 온도를 감소시킴은 물론 일을 발생시킨다. 이어서, 저온의 공급 가스는 열교환되어 공급 가스의 액화를 달성한다. 전통적으로, 그러한 사이클은 열 교환기에서 조우되는 온도에서 결빙하는 천연 가스에 존재하는 몇몇 성분, 예컨대 물과 이산화탄소를 처리하는 설비가 없기 때문에, 천연 가스의 액화에는 비실용적인 것으로 보인다.
또한, 종래의 시스템의 작동을 비용 효율적으로 하기 위해서, 그러한 시스템은 전통적으로 대용량의 천연 가스를 처리하도록 대규모로 건설된다. 그 결과, 보다 소수의 설비는 액화 생성물의 분배가 문제가 됨은 물론 원가스를 액화 플랜트 또는 설비에 제공하는 것이 더 어렵게 되도록 건설된다. 대규모 설비에서의 다른 주요 문제는 자본 및 그와 관련된 작동 비용이다. 예컨대, 종래의 대규모 액화 플랜트, 즉 하루에 70,000 갤런 정도의 LNG를 생산하는 액화 플랜트는 자본 지출이이백만 달러 내지 천오백만 달러 또는 그 이상이 소요될 수도 있다. 또한, 그러한 플랜트는 냉각 사이클과 관련된 압축기를 구동하는 데 수천 마력을 필요로 하여 플랜트의 작동을 비싸게 만든다.
대형 설비에서의 추가 문제는 장래의 사용 및/또는 운송을 예상하여 대량의 연료를 보관하는 것과 관련된 비용이다. 대형 보관 설비를 건설하는 것과 관련된 비용 뿐만 아니라, 보관된 LNG가 시간이 지남에 따라 가온되어 기화됨으로써 LNG 연료 생성물의 손실을 초래하기 때문에 그와 관련된 효율 문제가 존재한다. 또한, 대량의 LNG 연료 생성물이 보관되는 경우에 안전이 문제가 된다.
전술한 문제들에 맞서서, 장기간 보관 문제들을 제거하고 자본 및 천연 가스의 액화 및/또는 압축과 관련된 작동 비용을 절감하기 위한 노력으로 공급 가스로부터 소규모로 LNG 또는 CNG를 생산하는 여러 시스템들이 안출되었다. 그러나, 그러한 시스템들과 기술들은 모두 하나 이상의 단점들을 갖고 있다.
1996년 4월 9일자로 바클레이(Barclay)에게 허여된 미국 특허 제5,505,232호는 LNG 및/또는 CNG를 생산하기 위한 시스템에 관한 것이다. 상기 개시된 시스템은 소규모로 작동하도록 미리 지정되어 대략 하루에 1,000 갈론의 액화 또는 압축 연료 생성물을 생산한다. 그러나, 시스템 자체의 액화 부분은 "청정" 또는 "정화" 가스의 흐름을 필요로 하며, 이는 가스 여러 성분들, 예컨대 이산화탄소, 물 또는 무거운 탄화수소가 실제 액화 프로세스가 시작하기 전에 제거되어야 한다는 것을 의미한다.
유사하게, 존스턴(Johnston)에게 2000년 7월 11일자로 모두 허여된 미국 특허 제6,085,546호와 제6,085,547호는 LNG를 생산하는 방법 및 시스템을 개시하고 있다. 상기 존스턴 특허들은 모두 LNG의 소규모 생산에 관한 것이지만, 실제 액화 사이클을 실시하기 위하여 가스의 "예비정화(prepurification)"가 요구된다. 액화 사이클에 "청정" 또는 "예비정화된" 가스를 제공하려는 요구는 천연 가스의 대부분을 차지하는 메탄에 비해 비교적 높은 결빙점 때문에 액화 프로세스 중에 특정한 가스 성분들이 결빙되어 시스템을 폐색한다는 사실을 기초로 한다.
많은 천연 가스의 소스, 예컨대 거주지 또는 산업 서비스 가스는 비교적 "더러운" 것으로 간주되기 때문에, "청정" 또는 "예비정화된" 가스를 제공하는 요건은 실제로 액화 프로세스 전에 고가의 흔히 복잡한 여과 및 정화 시스템을 실시하는 요건이다. 이 요건은 그러한 액화 플랜트 또는 설비의 구성 및 작동에 비용과 복잡성을 간단히 추가시킨다.
당업계의 단점을 고려하여, 액화 천연 가스를 소규모로 효율적으로 생산하는 프로세스 및 그러한 프로세스를 실행하기 위한 플랜트를 제공하는 것이 유리하다. 보다 구체적으로, "예비정화"할 필요 없이 비교적 "더러운" 또는 "비정화된" 천연 가스의 소스로부터 액화 천연 가스를 생산하는 시스템을 제공하는 것이 유리하다. 그러한 시스템 또는 프로세스는 효율을 위해 액화 사이클과 통합된 여러 세정 사이클들을 포함할 수도 있다.
또한, 건설하고 작동하는 데에 비교적 저렴하고, 바람직하게는 작업자의 감독 필요성이 적거나 없는 천연 가스의 정화 플랜트를 제공하는 것이 유리하다.
또한, 쉽게 운송 가능하고, 지역 공동체 내에 또는 근처에 있는 기존의 천연가스 소스에서 위치 및 작동될 수 있어, LNG 연료 소비자에게 쉽게 접근할 수 있는 그러한 플랜트를 제공하는 것이 유리하다.
본 발명은 일반적으로 가스의 압축 및 액화, 보다 구체적으로는 조합된 냉각제와 팽창 프로세스를 이용함으로써 소규모로 천연 가스와 같은 가스를 부분적으로 액화하는 것에 관한 것이다.
도 1은 본 발명의 일실시예에 따른 액화 플랜트의 개략도.
도 2는 본 발명의 일실시예에 따른 액화 플랜트의 기본 사이클을 도시하는 프로세스 흐름도.
도 3은 본 발명의 실시예에 따른 액화 사이클에 통합된 물 세정 사이클을 도시하는 프로세스 흐름도.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 액화 사이클에 통합된 이산화탄소 세정 사이클을 도시하는 프로세스 흐름도.
도 5A와 5B는 본 발명의 일실시예에 따른 열 교환기를 도시하는 도면.
도 6A와 6B는 도 5와 5b의 열 교환기에 사용되는 냉각 코일의 평면도 및 입면도.
도 7A 내지 7c는 본 발명의 다양한 실시예들에 따른 도 5A와 5b에 도시된 열 교환기의 여러 모드 작동의 개략도.
도 8A와 8B는 도 5A와 5b의 열 교환기와 함께 사용될 수 있는 플러그의 각 사시도와 입면도.
도 9는 도 4의 액화 플랜트 및 프로세스와 함께 사용되는 전형적인 CO2필터의 횡단면도.
도 10은 본 발명의 다른 실시예에 따른 액화 사이클을 도시하는 프로세스 흐름도.
도 11A는 도 10의 액화 플랜트와 프로세스에 통합된 차압 회로를 도시하는 프로세스 개략도.
도 11B는 도 10의 액화 플랜트와 프로세스에 통합된 바람직한 차압 회로를 도시하는 프로세스 개략도.
도 12는 본 발명의 다른 실시예에 따른 액화 사이클을 도시하는 프로세스 흐름도.
도 13은 본 발명의 일실시예에 따른 액화 플랜트의 사시도.
도 14는 플랜트 위치로 운송시에 도 4의 액화 플랜트를 도시하는 도면.
도 15는 본 발명의 일실시예에 따른 시스템 전반에서 유동 질량의 상태점을 도시하는 프로세스 흐름도.
본 발명의 한 양태에 따르면, 소정 질량의 천연 가스로부터 이산화탄소를 제거하는 방법이 제공된다. 상기 방법은 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하여 적어도 액체 천연 가스와 고체 이산화탄소를 포함하는 슬러리(slurry)를 형성하는 단계를 포함한다. 상기 슬러리는 하이드로싸이클론(hydrocyclone)으로 유동되어 그 내부에서 두꺼운 슬러시(thickened slush)가 형성된다. 상기 두꺼운 슬러시는 고체 이산화탄소와 액체 천연 가스의 일부를 포함한다. 상기 두꺼운 슬러시는 하이드로싸이클론의 언더플로우(underflow)를 통해 방출되고 액체 천연 가스의 나머지 부분은 하이드로사이클론의 오버플로우(overflow)를 통해 유동된다.
소정 질량의 천연 가스의 일부를 냉각하는 것은, 예컨대 주울-톰슨(Joule-Thomson) 밸브를 통해 가스를 팽창시킴으로써 달성될 수 있다. 소정 질량의 천연 가스의 일부를 냉각하는 것은 또한 가스를 열 교환기를 통해 유동시키는 것을 포함할 수도 있다.
상기 방법은 또한 하이드로싸이클론의 오버플로우에서 배출된 후에 액체 천연 가스를 추가의 이산화탄소 필터를 통과시키는 단계를 포함할 수도 있다.
본 발명의 다른 양태에 따르면, 소정 질량의 천연 가스로부터 이산화탄소를 제거하는 시스템이 제공된다. 상기 시스템은 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부로부터 천연 가스의 압축 스트림(compressed stream)을 생성하도록 구성된 압축기를 포함한다. 적어도 하나의 열 교환기는 상기 천연 가스의 압축 스트림을 수용하여 냉각시킨다. 팽창 밸브 또는 다른 가스 팽창기는 냉각된 압축 스트림을 팽창시켜 이 스트림으로부터 슬러리를 형성시키도록 구성되며, 상기 슬러리는 액체 천연 가스와 고체 이산화탄소를 포함한다. 하이드로싸이클론은 슬러리를 수용하여 이 슬러리를 액체 천연 가스의 제1 부분과, 고체 이산화탄소와 액체 천연 가스의 제2 부분을 포함하는 두꺼운 슬러시로 분리하도록 구성된다.
상기 시스템은 또한 추가의 열 교환기와 가스 팽창기를 포함할 수도 있다. 또한, 이산화탄소 필터는 임의의 잔류하는 고체 이산화탄소를 제거하도록 액체 천연 가스의 제1 부분을 수용하도록 구성될 수도 있다.
본 발명의 다른 양태에 따르면, 액화 플랜트가 제공된다. 상기 액화 플랜트는 정화되지 않은 천연 가스일 수도 있는 천연 가스 소스와 연결되도록 구성된 플랜트 입구를 포함한다. 터보 팽창기(turbo expander)는 상기 플랜트 입구를 통해 취출된 천연 가스의 제1 스트림을 수용하여 이 제1 스트림으로부터 팽창된 냉각 스트림을 생성하도록 구성된다. 압축기는 상기 터보 팽창기에 기계적으로 연결되고, 플랜트 입구를 통해 취출된 천연 가스의 제2 스트림을 수용하여 이 제2 스트림으로부터 압축 프로세스 스트림을 생성하도록 구성된다. 제1 열 교환기는 압축 프로세스 스트림과 팽창된 냉각 스트림을 역류 배열(countercurrent flow arrangement)로 수용하여 압축 프로세스 스트림을 냉각시키도록 구성된다. 제1 플랜트 출구는 팽창된 냉각 스트림이 제1 플랜트 출구를 통해 방출되고 계속해서 열 교환기를 통과하도록 정화되지 않은 가스의 소스에 연결되도록 구성된다. 제1 팽창 밸브는 상기냉각된 압축 프로세스 스트림의 제1 부분을 수용 및 팽창시켜 추가의 냉각 스트림을 형성하도록 구성되고, 상기 추가의 냉각 스트림은 팽창된 냉각 스트림이 제1 열 교환기로 진입하기 전에 팽창된 냉각 스트림과 조합된다. 제2 팽창 밸브는 냉각된 압축 프로세스 스트림의 제2 부분을 수용 및 팽창시켜 이 부분으로부터 가스-고체-액체 혼합물을 형성하도록 구성된다. 제1 가스-액체 분리기는 상기 가스-고체-액체 혼합물을 수용하도록 구성된다. 제2 플랜트 출구는 보관 용기와 연결되도록 구성되며, 상기 제1 가스-액체 분리기는 그 내부에 수용된 액체를 제2 플랜트 출구로 이송시키도록 구성된다.
본 발명의 다른 양태에 따르면, 액체 천연 가스를 생산하는 방법이 제공된다. 상기 방법은 정화되지 않은 천연 가스의 소스를 제공하는 단계를 포함한다. 천연 가스의 일부는 상기 소스로부터 유동되어 프로세스 스트림과 제1 냉각 스트림으로 분할된다. 상기 제1 냉각 스트림은 일이 압축기에 동력을 공급하도록 생성되는 터보 팽창기를 통해 유동된다. 상기 프로세스 스트림은 압축기를 통해 유동되고 연속적으로 팽창된 냉각 스트림에 의해 냉각된다. 상기 냉각된 압축 프로세스 스트림은 생성물 스트림과 제2 냉각 스트림으로 분할된다. 상기 제2 냉각 스트림은 팽창되어 제1 팽창된 냉각 스트림과 조합된다. 상기 생성물 스트림은 팽창되어 액체, 증기 및 고체를 포함하는 혼합물을 형성한다. 액체와 고체는 증기로부터 분리되고, 액체의 적어도 일부는 계속해서 액체-고체 혼합물로부터 분리된다.
본 발명의 전술한 이점들 및 다른 이점들은 다음의 상세한 설명을 읽고 도면을 참조하면 명백하게 될 것이다.
도 1을 참조하면, 액화 천연 가스(LNG) 스테이션(100)의 일부의 개략도가 본 발명의 일실시예에 따라 도시되어 있다. 본 발명을 천연 가스의 액화 관점에서 설명하고 있지만, 본 발명은 당업자들에게 인식하고 알 수 있는 바와 같이 다른 가스들의 액화를 위해 사용될 수도 있다는 것을 유념해야 한다.
액화 스테이션(100)은 파이프라인(104)과 같은 천연 가스 소스에 연결되는 "소규모(small scale)" 천연 가스 액화 플랜트(102)를 포함하지만, 다른 소스, 예컨대 유정 갱구(well head)가 동일하게 적합한 것으로 예상된다. 상기 "소규모"란 용어는 예컨대, 하루에 70,000 갤런의 LNG 생산 용량을 갖는 대규모 플랜트(larger plant)와 구별하도록 사용된다. 현재 개시되는 액화 플랜트는 하루에 대략 10,000갤런의 LNG의 생산 용량을 갖지만, 요구되는 것과 다른 생산량의 규모일 수 있으며, 소규모 작업 또는 플랜트로 제한되지 않는다. 또한, 더욱 상세히 후술하는 바와 같이, 본 발명의 액화 플랜트(102)는 대규모 플랜트보다 크기가 상당히 작아서 한 지점에서 다른 지점으로 쉽게 운송될 수 있다.
파이프라인을 통해 흐르는 가스의 압력을 제어하기 위해서 파이프라인(104)을 따라 하나 이상의 압력 조절기(106)가 위치된다. 그러한 구조는 압력 감소 스테이션의 대표예인데, 천연 가스의 압력은 상류 지점에서의 높은 전달 압력으로부터 하류 지점의 하나 이상의 소비자들에게 분배하기에 적합한 압력으로 감소된다. 압력 조절기(106)의 상류, 예컨대 파이프라인의 압력은 대략 300 내지 1000 psia(pounds per square inch absolute)이지만, 압력 조절기의 하류 압력은 대략 65 psia 이하로 감소된다. 물론, 그러한 압력들은 전형적인 것이며, 특정한 파이프라인(104)과 하류 소비자들의 요구에 따라 변화될 수 있다. 또한, 파이프라인(104)에서 이용 가능한 상류 가스 압력[즉, 플랜트 입구(112)에서의 가스 압력]은 그 압력이, 예컨대 본 명세서에서 설명되는 액화 프로세스에 가스가 진입하기 전에 보조 부스터 펌프와 열 교환기의 사용에 의해 상승될 수 있기 때문에 중요하지 않다.
파이프라인(104)을 따른 압력의 임의의 감소 전에, 공급 가스(108)의 스트림은 파이프라인(104)으로부터 분할되어 유량계(110)를 통해 급송되는데, 이 유량계는 이를 통해 흐르는 가스의 양을 측정하고 기록한다. 이어서, 공급 가스(108)의 흐름은 후술하는 바와 같이 처리하기 위해 플랜트 입구(112)를 통해 소규모 액화플랜트(102)로 진입한다. 액화 플랜트(102)로 진입하는 공급 가스의 일부는 LNG가 되고, 적절한 탱크 또는 용기(116)에 보관하기 위해 플랜트 출구(114)에서 플랜트(102)를 빠져나간다. 용기(116)는 바람직하게는 적어도 10,000 갤런의 LNG를 대략 30 내지 35 psia의 압력 및 대략 -240℉보다 낮은 온도로 유지하도록 구성된다. 그러나, 플랜트(102)의 특정한 생산 요건에 따라 다른 용기 크기 및 구조가 이용될 수도 있다.
용기 출구(118)는 용기(116)로부터 LNG를 분해하는 것과 관련된 유량계(120), 예컨대 LNG 동력식 차량 또는 필요에 따라 운송 차량에 연결된다. 용기 입구(122)는 유동 및/또는 프로세스 측정 디바이스를 포함하여 용기(116)로부터 LNG의 분배 중에 차량 탱크의 배기 및/또는 정화를 가능하게 하는 밸브/계량기 세트(124)에 연결된다. 용기(116)와 관련되고 제2 플랜트 입구(128)와 연결하는 배관(126)은 액화 플랜트(102)로부터 LNG의 흐름을 제어하는 데 융통성을 제공하며, 또한 상기 흐름이 용기(116)로부터 멀리 전환되게 하거나, 용기(116)로부터 증기를 취출되게 하며, 그러한 작용이 언제나 바람직하게 해준다.
액화 플랜트(102)는 또한 제2 플랜트 출구(132)에서 파이프라인(104)의 하류 섹션(130)에 연결되어, 액화 플랜트(102) 내에서 수행되는 프로세스 동안 냉각되지 않은 천연 가스의 일부를 LNG의 생산 중에 제거될 수 있는 다른 성분들과 함께 방출한다. 선택적으로, 인접한 용기 입구(122), 배기 배관(134)이 인터페이스 지점(136A와 136B)에 의해 지시된 바와 같이 액화 플랜트(102)의 배관과 연결될 수도 있다. 그러한 배기 배관(134)은 유사하게 가스를 파이프라인(104)의 하류 섹션(130)으로 운반한다.
여러 가스 성분들이 액화 플랜트(102)를 출발하여 파이프라인(104)의 하류 섹션(130)으로 진입함에 따라, 유동 및/또는 프로세스 측정 디바이스를 포함할 수 있는 밸브/계량기 세트(138)는 이것을 통과하는 가스의 흐름을 측정하는 데 사용될 수 있다. 밸브/계량기 세트(124와 138)는 물론 유량계(110와 120)는 원하는 바에 따라 플랜트(102)의 외측에 및/또는 플랜트의 내측에 위치될 수도 있다. 따라서, 유량계(110, 126)는 그 생산량을 비교하면, 상류의 유량계(110)가 제거된 가스의 총량을 측정하고 하류의 유량계(130)가 파이프라인(104) 내로 다시 위치되는 가스의 양을 측정하므로 파이프라인(104)으로부터 제거된 공급 가스의 순량을 결정하는 데 일조하며, 그 차이가 파이프라인(104)으로부터 제거된 공급 가스의 순량이다. 유사하게, 선택적인 유량계(120, 124)는 용기(116)로부터 LNG의 순 방출량(net discharge)을 지시한다.
도 2를 참조하면, 도 1에 개략적으로 도시된 액화 플랜트(102)의 일실시예를 나타내는 프로세스 흐름도가 도시되어 있다. 이전에 도 1과 관련하여 지적한 바와 같이, 공급 가스의 고압 스트림(즉, 300 내지 1000 psia)은 예컨대, 대략 60 ℉의 온도로 플랜트 입구(112)를 통해 액화 플랜트(102)로 진입한다. 공급 가스를 처리하기 전에, 공급 가스의 일부(140)는 분할되고 건조 필터(142)를 통과하여, 액화 플랜트(102)의 여러 구성 요소들의 작동 및 제어와 함께 기구 제어 가스로서 이용된다. 기구 가스의 단일 스트림(144)만이 도시되어 있지만, 기구 가스의 다수의 라인이 유사한 방식으로 형성될 수 있다는 것은 당업자에게 명백할 것이다.
대안으로서, 예컨대 질소와 같은 별개의 기구 가스 소스가 액화 플랜트(102) 내에 여러 기구 및 구성 요소들을 제어하기 위해 마련될 수도 있다. 당업자에게 명백한 바와 같이, 전기 작동과 같은 다른 기구 제어가 마찬가지로 구현될 수도 있다.
액화 플랜트(102)로의 진입시, 공급 가스는 액화 플랜트(102)의 여러 구성 요소들을 통과하는 가스의 흐름에 손상을 주거나 아니면 방해를 하는 임의의 크기의 물체를 제거하도록 필터(146)를 통과한다. 상기 필터(146)는 또한 특정한 액체 및 고체 성분들을 제거하는 데 이용될 수도 있다. 예컨대, 필터(146)는 유착형 필터일 수도 있다. 한가지 전형적인 필터는 미국 매사추세츠주 토우크스버리(Tewksburry)에 소재하는 파커 필트레이션(Parker Filtration)사에서 입수할 수 있으며, 대략 500 psia의 압력으로 대략 60℉의 천연 가스를 대략 5000 SCFM(standard cubic feet per minute) 처리하도록 구성된다.
필터(146)에는 인터페이스 연결부(136C, 136A)에 의해 지시된 바와 같이, 플랜트 출구(132) 근처의 배관으로 방출하는 추가적인 배수구(148)가 마련될 수 있고, 상기 방출은 궁극적으로 배관(104)의 하류 섹션(30; 도 1 참조)으로 다시 진입한다. 액화 플랜트(102)를 통과하는 가스의 흐름을 방해하지 않을 필요가 있기 때문에, 바이패스 배관(150)의 경로는 필터(146) 둘레에서 필터(146)가 격리되어 서비스될 수 있게 정해진다.
공급 가스는 필터(146)[또는 이와 달리 배관(150)에 의해 필터 둘레]를 통과한 후에, 2개의 스트림, 즉 냉각 스트림(152)과 처리 스트림(154)으로 분할된다.냉각 스트림(152)은 터보 팽창기(156)를 통과하여, 예컨대 대기압과 대략 100 psia 사이의 저압을 보이는 팽창된 냉각 스트림(152')으로 대략 100℉의 감소된 온도에서 팽창된다. 터보 팽창기(156)는 가스를 팽창시키고 팽창 프로세스로부터 동력을 추출하는 터빈이다. 터보 팽창기(156)에는 샤프트(160)와 같은 기계적 수단에 의해 로터리 압축기(158)가 결합되어 프로세스 스트림(154)을 압축시키도록 터보 팽창기(156)에 의해 발생된 동력을 이용한다. 각 냉각 라인 및 프로세스 라인(152, 154)의 가스 비율은 압축기(158)의 동력 요건 뿐만 아니라 터보 팽창기(156)를 가로지르는 흐름 및 압력 강하에 의해 결정된다. 터보 팽창기(156) 내의 베인 제어 밸브는 상기 지정된 변수에 따라 필요로 할 때 냉각 라인(152)과 프로세스 라인(154) 사이의 가스 비율을 제어하는 데 사용될 수도 있다.
전형적인 터보 팽창기(156)와 압축기(158) 시스템은 미국 캘리포니아주 가도나(Gardona)에 소재하는 지이 로터플로우(GE Rotoflow)사에서 입수 가능한 프레임 사이즈 텐(frame size ten:10) 시스템을 포함한다. 팽창기(156)/압축기(158) 시스템은 약 60℉에서 시간 당 5,000 파운드 질량에서 대략 440 psia로 작동하도록 설계된다. 팽창기/압축기 시스템은 또한 팽창기(156) 및 압축기(158)의 풋프린트(footprint)를 감소시킴은 물론 그 유지 관리를 간단하게 하도록 자기 베어링에 끼워맞춰질 수도 있다.
바이패스 배관(162)은 냉각 스트림(152)의 경로를 터보 팽창기(156) 둘레로 정한다. 마찬가지로, 바이패스 배관(164)은 프로세스 스트림(154)의 경로를 압축기(158) 둘레로 정한다. 바이패스 배관(162, 164)은 액화 플랜트(102) 내에 LNG의처리 전에 특정한 성분들을 안정 상태 조건에 이르게 하도록 시동 중에 사용될 수도 있다. 예컨대, 바이패스 배관(162, 164)은 열 충격을 유도하지 않으면서 열 교환기(166), 및/또는 다른 구성 요소가 안정 상태 온도가 되도록 한다. 바이패스 배관(162, 164)이 없으면, 터보 팽창기(156)와 압축기(154)로부터의 중간 가스 흐름으로 인해 열 충격이 생기게 된다. 액화 플랜트(102)에 사용되는 특정한 구성 요소[즉, 열 교환기(166)]의 구조에 따라, 액화 플랜트(102)의 시동시 시스템이 열적 안정 상태 조건에 이르게 하는 데 수 시간을 필요로 할 수도 있다.
예컨대, 프로세스 스트림(154)의 경로를 압축기(158) 둘레로 정함으로써, 프로세스 스트림(154)의 온도는 열 교환기(166)로 도입되기 전에 증가되지 않게 된다. 그러나, 냉각 스트림(152)은 팽창기(156)를 우회하기 때문에, 냉각 스트림을 팽창시키는 주울-톰슨(JT) 밸브(163)를 통과함으로써, 그 온도를 감소시킨다. JT 밸브(163)는 당업자들이 알고 있는 바와 같이, 가스의 팽창으로 인해 관련 가스가 물론 냉각될 수 있다는 주울-톰슨 원리를 이용한다. 이어서, 냉각 스트림(152)은 열 교환기(166)의 온도를 점진적으로 감소시키는데 사용될 수 있다.
일실시예에 있어서, 이하에서 보다 상세히 논의되는 바와 같이, 열 교환기(166)는 알루미늄으로 제조된 고효율 열 교환기이다. 시동 상태에서, 정해진 온도 한계가 달성될 때까지 분 당 1.8℉ 만큼 그러한 열 교환기의 온도를 감소시키는 것이 바람직할 수도 있다. 액화 플랜트의 시동 중에, 열 교환기(166)의 온도는 증분 강하하기 때문에 모니터링될 수 있다. 따라서, JT 밸브(163)와 다른 밸브(165) 또는 기구는 궁극적으로 액화 플랜트의 열 교환기(166) 및/또는 다른 구성 요소의 냉각 속도를 제어하는 냉각 스트림(152') 및 프로세스 스트림(154')의 유량과 유압을 달성하도록 제어될 수도 있다.
또한, 시동 중에, 탱크(116; 도 1)에는 소정량의 LNG가 미리 존재하는 것이 바람직할 수도 있다. 탱크에 존재하는 LNG로부터 취한 냉각 증기 또는 다른 소스로부터의 냉각 증기 또는 가스의 일부는 시스템을 통해 순환되어 여러 구성 요소들을 냉각시키는 것이 바람직하거나 필요하다고 생각된다. 또한, 이하의 추가 설명을 읽으면 명백한 바와 같이, 여러 "루프(loop)" 또는 흐름 스트림에 배치되는 추가의 JT 밸브를 비롯한 다른 냉각 디바이스가 마찬가지로 액화 플랜트(102)의 열 교환기 또는 다른 구성 요소들을 냉각시키도록 시동 중에 제어될 수도 있다.
안정 상태 조건을 달성하면, 프로세스 스트림(154)은 이 프로세스 스트림(154)의 압력을 상승시키는 압축기를 통해 유동된다. 전형적인 로터리 압축기의 출구 압력 대 입구 압력의 전형적인 비율은 대략 1.5 내지 2.0이고, 평균 비율은 약 1.7이다. 압축 프로세스는 이상적이지 않기 때문에, 압축됨에 따라 프로세스 스트림(154)에 열을 추가한다. 압축된 프로세스 스트림(154')으로부터 열을 제거하기 위하여, 프로세스 스트림은 열 교환기(166)을 통해 유동되어 매우 낮은 온도, 예컨대 -200℉로 냉각된다. 도 2에 도시된 전형적인 열 교환기는 당업자들에게 공지된 바와 같이 역률 유동을 이용하는 타입이다.
열 교환기를 빠져 나온 후에, 냉각된 압축 프로세스 스트림(154")은 2개의 새로운 스트림, 즉 냉각 스트림(170)과 생성물 스트림(172)으로 분할된다. 냉각 스트림(170)과 생성물 스트림(172)은 각각 JT 밸브(174, 176)들을 통해 팽창된다.JT 밸브(174, 176)들을 통한 냉각 스트림(170) 및 프로세스 스트림(172)의 팽창은 예컨대, 압력을 대기와 대략 100 psia 사이의 압력으로 감소되고, 온도를 예컨대 약 -240℉의 온도로 감소시킨다. 감소된 압력과 온도는 냉각 스트림(170) 및 생성물 스트림(172)이 액상 및 기상 천연 가스의 혼합물을 형성하게 한다.
냉각 스트림(170)은 터보 팽창기(156)를 빠져 나온 팽창된 냉각 스트림(152)과 조합되어 조합된 냉각 스트림(178)을 생성한다. 이어서, 상기 조합된 냉각 스트림(178)은 열 교환기(166)를 경유하여 압축된 프로세스 스트림(154')을 냉각시키도록 사용된다. 열 교환기(166)에서 압축된 프로세스 스트림(154')을 냉각시킨 후에, 조합된 냉각 스트림(178)은 하류 스트림(130; 도 1)의 천연 가스 파이프라인(104)으로 다시 방출된다.
JT 밸브(176)를 경유하여 팽창한 후에, 생성물 스트림(172)은 액상/기상 분리기(180)로 진입된다. 분리기(180)로부터의 기상 성분은 수집되어 배관(192)을 통해 제거되고 열 교환기(166)의 상류에 있는 조합된 냉각 스트림(178)에 추가된다. 분리기의 액상 성분은 LNG 연료 생성물이며, 용기(116; 도 1)에 보관하도록 플랜트 출구(114)를 통과한다.
냉각 스트림(170)과 생성물 스트림(172)을 각각 통과하는 가스의 비율을 제어함으로써, 프로세스의 열역학이 높은 액상 비율(liquid fraction)을 갖는 생성물 스트림이 생기게 한다. 액상 비율이 높으면, 즉 90%보다 높으면, 액체 내의 메탄 함량이 높게 되고, 이에 따라 무거운 탄화수소(에탄, 프로판 등)는 유입 가스 스트림(112)과 동일한 조성에 근접하도록 낮게 된다. 액상 비율이 낮으면, 액체 내의메탄 함량이 낮게 되고 액체 내의 무거운 탄화수소 함량이 높게 된다. 무거운 탄화수소는 더 많은 에너지 함량을 연료에 추가하고, 이는 연소 프로세스에서 연료가 격렬하게 연소되게 한다.
도 2와 관련하여 도시 및 설명된 액화 프로세스는 액화 사이클을 받는 소스 가스에 물 및/또는 이산화탄소가 존재하지 않으면, LNG를 생산하는 저비용의 능률적이고 효과적인 수단을 제공한다.
도 3을 참조하면, 액화 플랜트(102')의 다른 실시예에 따라 수행되는 액화 프로세스를 나타내는 프로세스 흐름도가 도시되어 있다. 액화 플랜트(102')와 이에 의해 수행된 프로세스는 도 2에 도시된 플랜트(102) 및 프로세스와 다수의 유사성을 공유하기 때문에, 명확성을 기하기 위해 동일한 구성 요소는 동일한 참조 번호로 동일시한다.
도 3에 도시된 액화 플랜트(102')는 도 2에 도시된 기본 사이클을 본질적으로 변경시켜 LNG의 생산 중에 천연 가스로부터 물을 제거하고 시스템 전반에 걸쳐 얼음 형성을 방지한다. 도 3에 도시된 바와 같이, 물 세정 사이클은 가스가 냉각 스트림(152) 및 프로세스 스트림(154)으로 분할되기 전 지점에서 펌프(202)를 경유하여 가스 스트림으로 주입되는 메타놀, 또는 몇몇의 다른 물 흡수 생성물의 소스(200)를 포함한다. 펌프(202)는 바람직하게는 적어도 하나의 분무화 또는 기화 노즐을 경유하여 메타놀을 가스 스트림에 주입하는 가변 유동 능력을 포함하는 것이 바람직하다. 대안으로서, 밸브(203)는 적절한 노즐이 공급 가스의 유동 특성에 따라 사용될 수 있도록 다중 타입의 노즐들을 수용하도록 사용될 수 있다. 바람직하게는, 소스 가스 내의 물 함량이 상당히 변동하지 않으면 밸브(203) 없이 단일의 노즐이 사용된다.
메타놀을 주입하는 적절한 펌프(202)는 대략 2 내지 7 lbm/mmscf(pounds mass per millions of standard cubic feet)의 물 함량에 대해 대략 1000 psia의 설계 압력으로 0.4 내지 2.5 GPM(gallons per minute) 범위의 가변 유동 제어를 포함할 수 있다. 상기 가변 유동 제어는 펌프(202)의 모터에 연결된 가변 주파수 드라이브를 사용함으로써 달성될 수 있다. 그러한 전형적인 펌프는 미국 매사추세츠주 홀리스톤(Holliston)에 소재하는 아메리카 리와(America LEWA)사로부터 입수할 수 있다.
메타놀은 가스 스트림과 혼합되어 이 가스 스트림에 함유된 임의의 물의 결빙점을 저하시킨다. 메타놀은 가스 스트림과 혼합되어 물과 결합함으로써 터보 팽창기(156)의 팽창 중에 냉각 스트림(152) 내에 얼음의 형성을 방지한다. 또한, 전술한 바와 같이, 메타놀은 프로세스 스트림(154)에 존재하여 이 프로세스 스트림과 함께 압축기(158)를 통과한다. 열 교환 프로세스의 약 중간쯤(즉, 대략 -60℉와 -90℉ 사이)에서, 메타놀과 물은 액체를 형성한다. 압축된 프로세스 스트림(154')은 열 교환기(166)로부터 일시적으로 전환되어 분리 탱크(204)를 통과하며, 여기서 메타놀/물 액체가 압축된 프로세스 스트림(154')으로부터 분리되고, 액체는 밸브(206)를 통해 방출되며 가스는 유착 필터(208)로 흘러 메타놀/물 혼합물의 추가량을 제거한다. 메타놀/물 혼합물은 밸브(210)를 통해 유착 필터(208)로부터 방출되고, 건조된 가스는 냉각 및 처리를 위해 열 교환기(166)로 재진입한다. 인터페이스 결합부(interface connection:136D, 136A)들에 의해 지시된 바와 같이, 양 밸브(206, 210)들은 파이프라인(104; 도 1 참조)의 하류 섹션(130)으로 방출하도록 플랜트 출구(132) 근처의 배관으로 제거된 메타놀/물 혼합물을 방출한다.
메타놀/물 혼합물을 제거하는데 사용되는 전형적인 유착 필터(208)는 대략 2500 SCFM의 흐름과 대략 800 psia의 압력에서 대략 -70℉로 천연 가스를 처리하도록 설계될 수 있다. 그러한 필터는 메타놀/물 혼합물을 75 ppm/w 미만으로 제거하는 효과를 보인다. 적절한 필터는 미국 메사추세츠주 토우크스버리에 소재하는 파커 필트레이션사에서 입수할 수 있다.
따라서, 도 3에 도시된 액화 프로세스는 고가의 장비 없이도 프로세스 동안 물의 제거를 통합하고, 액화 사이클 전에, 특히 터빈 팽창기(156)를 통한 가스의 팽창 전에 필요한 공정을 처리함으로써 효율적인 천연 가스의 생산을 제공한다.
이제, 도 4를 참조하면, 액화 플랜트(102")의 다른 실시예에 따라 수행된 액화 프로세스를 나타내는 프로세스 흐름도가 도시되어 있다. 액화 플랜트(102')와 여기에서 수행된 프로세스는 도 2와 도 3에 각각 도시된 플랜트(102, 102')들 및 프로세스들과 다수의 유사성을 공유하기 때문에, 명확성을 기하기 위해 동일한 구성 요소는 동일한 참조 번호로 동일시한다. 또한, 명확성을 기하기 위해, 플랜트 입구(112)와 팽창기(156)/압축기(158) 사이의 사이클 일부를 도 4에서 생략하였지만, 도4에 도시된 플랜트(102")와 프로세스의 완전한 부분을 고려할 수도 있다.
도 4에 도시된 액화 플랜트(102")는 도 2에 도시된 기본 사이클을 변경하여LNG의 생산 중에 천연 가스 스트림으로부터 이산화탄소(CO2)를 제거하는 추가 사이클을 통합할 수 있다. 도 4의 플랜트(102")와 프로세스는 도 3의 플랜트(102')와 프로세스를 참조하여 설명된 물 세정 사이클을 포함하는 것으로 도시되었지만, CO2세정 사이클은 물 세정 사이클의 존재에 종속되지 않으며, 본 발명의 액화 프로세스에 독립적으로 통합될 수도 있다.
열 교환 프로세스는 3개의 상이한 열 교환기(166, 220 및 224)들 사이에서 분할될 수 있다. 압축된 프로세스 스트림(154')의 유동 경로에 있는 제1 열 교환기(220)는, 예컨대 공기, 물 또는 지면 온도 또는 그 조합과 같은 대기 조건들을 압축된 프로세스 스트림(154')을 냉각하는데 사용한다. 대기 조건(들)의 열 교환기(220)는 압축된 프로세스 스트림(154')의 온도를 감소시키는 역할을 하여 압축기(158)에 의해 발생된 열이 대기 열 교환기(220)의 다음에 잇달아 오는 고효율 열 교환기(166)를 열적으로 손상시키지 않는 것을 보장한다.
전형적인 대기 열 교환기(220)는 대략 800 psia의 설계 압력에서 6700 내지 6800 lbm/hr(lbs mass per hour)으로 압축된 프로세스 스트림(154')을 처리하도록 설계될 수 있다. 대기 열 교환기(220)는 또한 가스의 입구 온도가 240℉이고, 가스의 출구 온도가 대략 170℉이며, 대기 소스 온도(즉 공기 온도 등)가 대략 100℉가 되도록 구성될 수 있다. 그러한 열 교환기에 팬이 마련되면, 적절한 전기 모터에 의해 구동될 수도 있다.
유동 경로를 따라 대기 열 교환기의 다음에 잇달아 오는 고효율 열 교환기(166)는 역류 플레이트 및 핀 타입의 열 교환기로서 형성될 수도 있다. 또한, 플레이트와 핀은 예컨대, 알루미늄과 같은 높은 열전도성 물질로 형성될 수도 있다. 고효율 열 교환기(166)는 압축된 프로세스 스트림(154')으로부터 조합된 냉각 스트림(178')으로 가능한 한 많은 열을 효율적으로 전달하도록 위치 및 구성된다. 고효율 열 교환기(166)는 가스의 입구 온도가 대략 170℉이고 가스의 출구 온도가 대략 105℉가 되도록 구성될 수도 있다. 액화 플랜트(102')는 고효율의 열 교환기(166) 내에서 발생되는 온도가 압축된 프로세스 스트림(154')의 유동 경로를 차단하게 될 수도 있는 고체 CO2를 발생시킬 정도로 낮지 않도록 구성되는 것이 바람직하다.
프로세스 스트림의 유동 경로를 따라 잇달아 배치되는 제3 열 교환기(224)는 사이클의 나중 지점에서 프로세스 스트림으로부터 제거된 고체 CO2의 처리와 부분적으로 관련이 있다. 보다 구체적으로, 제3 열 교환기는 파이프라인(104)으로의 재방출을 예상하여 제거된 고체 CO2를 승화시킴으로써 하류 섹션의 가스 파이프라인(104)으로 CO2가 다시 도입될 수 있게 한다. 제3 열 교환기(224)에서 고체 CO2의 승화는 열 교환기에 대한 손상 또는 그 폐색을 방지하는데 일조한다. 열 교환기(166, 224)들은 필요에 따라 조합될 수 있다는 것을 유념해야 한다. 고체 CO2의 승화는 또한 그 액화를 예상하여 프로세스 가스를 급냉시키는 역할을 한다.
고체 CO2를 처리하는 데 사용되는 한가지 전형적인 열 교환기(224)는 튜브-인-셸(tube-in-shell) 타입의 열 교환기를 포함할 수도 있다. 도 5A를 참조하면, 본 발명에 따라 구성된 전형적인 튜브-인-셸 열 교환기(224)가 도시되어 있는데, 탱크(230)의 일부는 이 탱크 내에 수직으로 적층된 복수 개, 이 경우에 3개의 냉각 코일(232A-232C)을 보여주도록 벗겨져 있다. 필터 물질(234)은 또한 탱크(230) 내에서 하부 코일(232)의 일부 주위에 배치되어 고체 CO2가 열 교환기(224)에서 확실히 배출되지 않게 한다. 코일(232A-232C)의 크기 및 구조에 따라 필요할 수도 있기 때문에, 탱크 내에는 하나 이상의 구조적 지지부(236)가 배치되어 코일(232A-232C)을 지지한다.
도 6A와 6B를 간단히 참조하면, 전형적인 냉각 코일, 또는 권취된 번들은 유입/유출 파이프(238, 240)들을 포함하는데, 그 사이에는 복수 개의 개별적인 관형 코일(242)들이 연결되어 있다. 관형 코일(242)들은 각각의 유입/유출 파이프(238, 240)들과 유체 연통하고 있으며, 구조적으로 밀봉 가능하게 연결된다. 따라서, 작동시, 유체는 복수 개의 관형 코일(242) 사이에 분배를 위해 제1 유입/유출 파이프(240) 내로 유동하여 관형 코일(242)로부터 제2 유입/유출 파이프(238) 내로 통과하여 그곳으로부터 연속적으로 방출된다. 물론, 필요에 따라, 냉각 코일(232)을 통과하는 흐름은 이하에 기술되는 바와 같이 역방향으로 될 수 있다.
예시된 코일(232)은 예컨대, 3 인치 직경의 스케쥴 80 304L 스테인레스강 파이프로 형성된 유입/유출 파이프(238, 240)들을 포함할 수도 있다. 관형 코일(242)은 또한 예컨대, 대략 -240℉ 내지 -200℉의 온도에서 대략 815 psia의 압력을 갖지만 이에 제한되지 않는 흐름을 수용하도록 설계되고 크기가 정해질 수 있다. 그러한 코일(232)들은 미국 뉴욕주 바타비아(Batavia)에 소재하는 그레함 코포레이션(Graham Corporation)사로부터 입수할 수 있다.
도 5A를 다시 참조하면, 각 개별적인 냉각 코일, 예컨대 코일(232B)의 유입/유출 파이프(238, 240)들의 단부들은 각 인접한 코일, 즉 232A와 232C의 대응하는 유입/유출 파이프(238, 240)들에 밀봉 가능하게 구조적으로 연결된다. 그러한 결합은, 예컨대 용접에 의해 또는 다른 기계적 수단에 의해 이루어질 수도 있다.
이제, 도 5B를 참조하면, 탱크(230)는 셸(244)과, 복수 개의 입구 및 출구가 연결된 단부 캡(246)을 포함한다. 상기 셸(244)과 단부 캡(246)은 탱크(230)가 대략 -240℉의 작동 온도에 대해 대략 95 psia의 설계 압력을 갖도록 304 또는 304L 스테인레스강으로 형성될 수 있다. 상기 탱크(230)는 최소 20 년의 서비스 수명을 위해 적절한 부식 공차를 갖도록 설계될 수 있다.
유체는 냉각 코일(232A)의 유입/유출 파이프(238, 240)들과 각각 연결되는 한쌍의 코일 입구(248A, 250A)들 중 하나를 통해 코일 관(232A-232C)으로 도입될 수 있다. 코일 입구(248A, 250A)들은, 예컨대 대략 -102℉의 온도에서 대략 750 psia의 압력을 갖는 대략 적어도 5000 lbm/hr의 고밀도 가스 흐름을 수용하도록 설계될 수 있다.
코일 출구(248B, 250B)들의 세트는 각각 코일(232C)의 유입/유출 파이프(238, 240)들과 관련하여 밀봉 가능하게 연결된다. 각 관의 출구(248B, 250B)들은, 예컨대 대략 -205℉의 온도에서 대략 740 psia의 압력을 갖는 대략 적어도5000 lbm/hr의 고밀도 유체 흐름을 수용하도록 설계될 수 있다.
복수 개의 탱크 입구(252A-252I)들은 탱크(230)와 연결되어, 제거된 고체 CO2를 비롯한 냉각 스트림(253, 255)들이 탱크(230) 내로 진입하여 하나 이상의 코일(232A-232C)들 위를 유동하게 한다. 예컨대, 탱크 입구(252A-252C)들은 하나 이상의 코일 스트림(253, 255)들이 탱크(230)로 진입하여 코일(232A) 위를 유동하게 하지만, 탱크 입구(252D-252F)들은 하나 이상의 코일 스트림(253, 255)들이 탱크(230)로 진입하여 먼저 코일(232B) 위를 다음에 코일(232A) 위를 유동하게 한다. 탱크 입구(252A-252I)들은 셸(244)의 주변 둘레 위치되어 코일(232A-232C)들과 관련하여 원하는 냉각 스트림(253, 255)들의 분배를 제공할 수 있다.
각 탱크 입구(252A-252I)는 가변 특성을 갖는 흐름을 수용하도록 설계될 수도 있다. 예컨대, 탱크 입구(252G)는 대략 70 psia의 압력과 대략 -238℉의 온도를 갖는 대략 531 lbm/hr의 질량 유량에서 고체 CO2를 대략 10% 함유하는 액상 메탄의 슬러리를 수용하도록 설계될 수 있다. 탱크 입구(252H)는 대략 70 psia의 압력과 대략 -218℉의 온도를 보이는 대략 1012 lbm/hr의 유량의 혼합된 가스, 액체 및 고체 CO2의 흐름을 수용하도록 설계될 수 있다. 탱크 입구(252I)는 대략 70 psia의 압력과 대략 -218℉의 온도를 보이는 대략 4100 lbm/hr의 유량의 혼합된 가스, 액체 및 고체 CO2의 흐름을 수용하도록 설계될 수 있다.
또한, 도면들 중 도 6A에 도시된 바와 같이, 최외측 내부 셸 또는 스플래시 재킷(splash jacket:292)은 고리가 내부 셸과 탱크 셸(244) 사이에 형성될 수 있도록 냉각 코일(232A-232C)들 주위에 형성될 수 있다는 것을 유념해야 한다. 내부 셸은 냉각 스트림이 냉각 코일(232A-232C)들 위를 유동하지만 열 교환기(224)의 탱크 셸(244)과 접촉하지 않도록 여러 탱크 입구(252A-252I)를 통해 진입하는 냉각 스트림의 흐름을 제어하도록 구성될 수 있다. 또한, 최내측 내부 셸 또는 스플래시 재킷(294)은 환형이 코일들의 내부와 유입/유출 파이프(240) 사이에 형성될 수 있도록 냉각 코일(232A-232C)들 내에 형성될 수 있다.
탱크 출구(254)는 냉각 스트림(253, 255)들이 하나 이상의 코일(232A-232C)들 위를 통과한 후에 이 냉각 스트림이 방출되게 한다. 탱크 출구(254)는, 예컨대 대략 69 psia의 압력과 대략 -158℉의 온도를 갖는 대략 5637 lbm/hr의 질량 유량의 가스 흐름을 수용하도록 설계될 수 있다.
이제, 도 7A 내지 7C를 참조하면, 열 교환기(224)에 의해 가능한 여러 흐름 형상의 개략도가 도시되어 있다. 열 교환기(224)는 관 입구(248A)를 통해 진입하는 프로세스 스트림(154")이 냉각 코일(232A-232C)들의 총 개수 미만을 통과할 수 있다. 따라서, 필요에 따라, 프로세스 스트림(154")은 모두 3개의 냉각 코일(232A-232C)들, 단 2개의 냉각 코일(232A, 232B)들, 또는 단 하나의 냉각 코일(232A 또는 250B)들을 통해 유동할 수 있다. 제1 코일(232A)을 통한 흐름, 적절한 배관은 프로세스 스트림(154")이 관련된 관형 출구(250A)를 통해 배출되게 한다. 유사하게, 프로세스 스트림(154")이 코일(232A, 232B)들을 통해 유동하는 것이 요망되면, 프로세스 스트림은 관련된 관형 출구(248B)를 통해 배출할 수 있다.
예컨대, 도 7A를 참조하면, 프로세스 스트림(154")은 코일 입구(248A)로 진입하여 초기에 유입/유출 파이프(240)를 통해 유동한다. 제1 코일(232A)이 유입/유출 파이프(240)와 연결되는 지점에서, 흐름 전환기(251A)는 프로세스 스트림(154")이 제1 냉각 코일(232A)을 통해 유동하도록 이 프로세스 스트림을 차단한다. 다른 코일(232B, 232C)들 내로 약간의 일시적인 흐름이 존재하지만, 프로세스 스트림(154")의 안정 상태 흐름이 유입/유출 파이프(238)를 통해 코일 출구(250B) 및/또는 코일 출구(250A)를 빠져나가게 된다.
도 7B를 참조하면, 2개의 유동 전환기(251A, 251B)들의 사용은 프로세스 스트림(154")이 도 7A와 관련하여 설명된 것처럼 제1 코일(232A)을 통해 가로지르게 한 다음 제2 전환기(251B)와 만날 때까지 유입/유출 파이프(238)를 통해 유동하게 한다는 것을 알 수 있다. 제2 전환기는 프로세스 스트림(154")이 제2 코일(232B)을 통해 유동하게 한 다음 코일 출구(248B)를 통해 유입/유출 파이프(240)를 통과하게 한다.
도 7C를 참조하면, 3개의 유동 전환기(251A-251C)들의 사용은 프로세스 스트림(154")이 도 7B와 관련하여 설명된 것처럼 먼저 2개의 코일들을 통해 가로지게 한 다음, 제3 전환기(251C)와 만날 때까지 유입/유출 파이프(240)를 통해 유동하게 한다는 것이 도시되어 있다. 제3 전환기는 프로세스 스트림(154")이 제3 코일(232C)을 통해 유동한 다음, 유입/유출 파이프(238)를 통해 코일 출구(250B)를 빠져나가게 한다. 따라서, 전환기(251A-251B)들의 배치에 따라, 열 교환기의 용량이 여러 처리 조건들 및 출력 요건들에 쉽게 적합하게 된다.
유동 전환기(251A-251C)들은 적절한 플러그들, 밸브들 또는 블라인드 플랜지(blind flange)들을 구비할 수 있다. 밸브들 또는 블라인드 플랜지들은 열 교환기(224)의 외측에 배치될 때 프로세스에 쉽게 적합하게 될 수 있지만, 플러그들은 내부 지점[예컨대, 제1 및 제2 코일들에 각각 인접한 전환기(251A, 251B)들의 경우]에 사용되는 것이 바람직하다. 예시된 플러그(251)가 도 8A와 8B에 도시되어 있다. 플러그(251)는 유입/유출 파이프(238, 240) 내에 협동하는 나사식 구조와 맞물리기 위한 수나사부(290)를 포함할 수 있다. 키 헤드(keyed head:292)는 유입/유출 파이프(238, 240)로부터 플러그의 장착 또는 제거와 관련된 플러그(251)를 회전시키는 도구와 협동적으로 합치하도록 형성된다. 또한, 상기 키 헤드에는 플러그가 실질적인 길이의 유입/유출 파이프(238, 240) 내에 배치될 수 있도록 장착/제거 도구와 잠금 가능하게 맞물리는 암나사(294)의 세트가 형성될 수 있다. 또한, 유동 전환기들 및 냉각 코일들의 형상, 양 및 배치는 전술 및 예시한 바와 같이 전형적이다. 따라서, 광범위한 선택적인 유동 전환기들과 냉각 코일 장치들이 본 발명에 따라 사용될 수 있다는 것을 이해해야 한다.
냉각 코일(232A-232C)들을 통한 프로세스 스트림(154")의 흐름 제어와 관련하여, 탱크 입구(252A-252I)들을 통해 진입하는 냉각 스트림(들)이 적절한 밸브 및 배관을 통해 유사하게 제어될 수 있다.
도 4를 다시 참조하면, 프로세스 스트림(154")은 라인(256)을 통해 열 교환기(224)에서 배출되기 때문에, 냉각 스트림(170')과 생성물 스트림(172')으로 분할된다. 냉각 스트림(170')은 JT 밸브(174')를 통과하는데, 이 밸브는 냉각 스트림(170')을 팽창시켜 그 안에서 고체 CO2를 비롯한 여러 CO2의 상을 생성함으로써, 천연 가스와 CO2의 슬러리를 형성한다. 이 CO2가 농후한 슬러리는 하나 이상의 탱크 입구(252A-252I)들을 통해 열 교환기(224)로 진입하여 하나 이상의 코일(232A-232C)들(도 5A와 5B 참조) 위를 통과한다.
생성물 스트림(172')은 JT 밸브(176')를 통과하여 저압, 예컨대 35 psia로 팽창된다. JT 밸브(176')에 의한 팽창은 또한 온도를, 예컨대 -240℉로 저하시키는 역할을 한다. 프로세스의 이 지점에서, 고체 CO2가 생성물 스트림(172') 내에 형성된다. 이제 고체 CO2를 함유하는 팽창된 생성물 스트림(172")은 액체/증기 분리기(180)로 진입하고, 여기서 증기가 수집되어 분리기(180)로부터 제거됨으로써 열 교환기(224)의 냉각제로서 사용하도록 조합된 냉각 스트림(257)에 추가된다. 액체/증기 분리기(180) 내의 액체는 LNG 연료 생성물 및 고체 CO2를 포함하는 슬러리가 된다.
슬러리는 적절한 크기 및 구성의 펌프(260)에 의해 분리기(180)로부터 하이드로싸이클론(258)으로 제거될 수 있다. 펌프(260)는 주로 하이드로싸이클론(258)을 통한 압력 강하로부터 생기는 증기 발생을 처리하는 데 사용된다. 즉, 펌프(260)는 저온 슬러리를 취하여 과냉각 상태로 압축함으로써 증기를 처리한다. 과냉각된 슬러리가 하이드로싸이클론(258)을 통과하면, 슬러리는 평형 상태로 복귀하므로 하이드로싸이클론을 통과하면서 압력 강하를 경험한 슬러리의 결과로서 연료생성물 증기 및/또는 기화된 CO2의 형성을 방지한다. 액체/증기 분리기(180)의 외측에 있는 펌프(260)가 도 4에 개략적으로 도시되어 있는데, 필요에 따라 펌프는 액체/증기 분리기(180) 내에 물리적으로 배치될 수도 있다. 그러한 구성에 있어서, 펌프는 분리기(180)의 하부로 덮일 수도 있다. 적절한 펌프는 LNG를 대략 2 내지 6.2 gpm(gallons per minute)의 조정 가능한 유량을 갖도록 구성되며, -240℉에서 작동하면서 80 psi의 차압을 가질 수도 있다. 조정 가능한 유량은 가변 주파수 드라이브에 의해 제어될 수 있다. 그러한 전형적인 펌프는 미국 콜로라도주 아바다(Arvada)에 소재하는 바버 니콜스(Barber-Nichols)사로부터 입수할 수 있다.
하이드로싸이클론(258)은 분리기로서 작용하여 슬러리로부터 고체 CO2를 제거함으로써 LNG 생성물 연료가 수집 및 보관되게 한다. 전형적인 하이드로싸이클론(258)은, 예컨대 대략 -238℉의 온도에서 대략 125 psia의 압력으로 작동하도록 설계될 수도 있다. 하이드로싸이클론(258)은 액체로부터 고체를 분리시키는 원심력을 생성하도록 압력 강하를 이용한다. 고체 CO2가 있는 액체 천연 가스의 일부로 구성되는 두꺼운 슬러시는 언더플로우(262)를 통해 하이드로싸이클론(258)에서 배출된다. 액체 천연 가스의 나머지는 추가 여과를 위해 오버플로우(264)를 통과한다. 하이드로싸이클론의 언더플로우(262)와 오버플로우(264) 사이에는 약간의 압력차, 예컨대 대략 0.5 psi가 존재한다. 따라서, 예컨대 두꺼운 슬러시는 대략 40.5 psia로 언더플로우(262)에서 배출되고, 액체 천연 가스는 대략 40 psia로 오버플로우(264)에서 배출된다. 그러나, 사용되는 특정한 하이드로싸이클론(258)에따라, 다른 압력차가 더욱 적절할 수도 있다. 하이크로싸이클론(258)의 오버플로우(264)에는 하이드로싸이클론(258) 내에서 경험하는 압력차의 제어를 보조하도록 제어 밸브(265)가 배치될 수도 있다.
적합한 하이드로싸이클론(258)은 예컨대 미국 아리조나주 턱슨(Tucson)에 소재하는 크레브스 엔지니어링(Krebs Engineering)사에서 입수할 수 있다. 전형적인 하이드로싸이클론은 대략 100℉ 내지 -300℉의 온도 범위 내에서 대략 125 psi 이하의 설계 압력으로 작동하도록 구성될 수 있다. 또한, 전형적인 하이드로싸이클론은 8-12 마이크로인치의 다듬질 또는 보다 양호하게 미소 연마된 내부를 포함하는 것이 바람직하다.
액체 천연 가스는 평행하게 배치된 복수 개, 이 경우에 2개의 CO2스크린 필터(266A, 226B)들 중 하나를 통과한다. 상기 스크린 필터(266A, 266B)들은 하이드로싸이클론(258) 내에서 분리되지 않고 남아있는 임의의 고체 CO2를 포획한다. 간단히 도 9를 참조하면, 전형적인 스크린 필터(266)는 6 인치 스케쥴 40 스테인레스강 파이프(268)로 구성될 수 있고, 올이 굵은(coarse) 스테인레스강 메시의 제1 필터 스크린(270)과, 상기 제1 필터 스크린(270)보다 미세한 스테인레스강으로 된 원추형의 제2 필터 스크린(272)과, 미세한 스테인레스강 메시로 구성된 제3 필터 스크린(274)을 포함한다. 예컨대, 일실시예에 있어서, 제1 필터 스크린(270)은 50 내지 75 메시의 스레인레스강으로 형성되고, 제2 필터 스크린(272)은 75 내지 100 메시의 스테인레스강으로 형성되며, 제3 필터 스크린(274)은 100 내지 150 메시의스테인레스강으로 형성될 수도 있다. 다른 실시예에 있어서, 2개의 필터 스크린(270, 274)들은 동일 등급의 메시, 예컨대 40 메시 이상의 스테인레스강으로 형성되고, 원하는 효과를 얻도록 덜 조밀한 또는 더 조밀한 방식으로 포장될 수도 있다. 즉, 필터 스크린(270)은 비교적 느슨하게 롤링되어 덜 조밀한 또는 표면적이 적은 패킹을 제공하는 메시 블랭킷 또는 스크린으로 제조되고, 필터 스크린(274)은 동일한 메시 블랭킷 또는 스크린 재료로 제조되지만 보다 타이트하게 롤링되어 보다 조밀한 또는 표면적이 큰 패킹을 생산할 수 있다.
CO2스크린 필터(266A, 266B)들은 이따금 그 내부에 포획된 고체 CO2에 의해 막히거나 폐쇄될 수 있다. 따라서, 하나의 필터, 즉 266A를 액체 천연 가스 스트림으로부터 CO2를 포획하는데 사용하고, 비교적 고온의 천연 가스를 거꾸로 흐르게 하는 방식으로 통과시킴으로써 다른 필터, 즉 266B에서 CO2를 제거할 수도 있다. 예컨대, 가스는 인터페이스 지점(276C, 276B)들에서 지시된 바와 같이 제4 열 교환기(275)를 통해 물 세정 사이클 후에 취출함으로써 CO2스크린 필터(266B)를 통과시켜 세정되게 할 수 있다. 가스는 프로세스 내의 압력 및 유동 조건에 의해 규정될 수 있는 바와 같이 열 교환기(275)를 통과하고 CO2스크린 필터(266B)로 진입하기 전에 하나 이상의 압력 조절 밸브(277)를 통과할 수도 있다.
필터(266B)의 세정 중에, 세정 가스는 인터페이스 결합부(301B, 301C)들에 의해 지시되는 바와 같이 코일형 열 교환기(224)로 다시 방출될 수도 있다. 필요하면, 적절한 밸브 및 배관이 필터(266A, 266B)가 스위칭되고 서로로부터 격리되게 할 수 있다. 필터에 축적된 CO2고체를 제거하는 다른 방법은 당업자가 쉽게 알 수 있다.
여과된 액체 천연 가스는 본 명세서에서 전술한 바와 같이 보관을 위해 플랜트(102")에서 배출된다. 플랜트 입구 및 출구로부터 나오는 라인들 사이에는 페일 오픈형(fail open-type) 밸브(279)가 플랜트(102") 내에서 또는 탱크(116; 도 1)와 같은 외부 소스로부터 업셋 상태인 경우에 안전 장치로서 배치될 수도 있다.
하이드로싸이클론(258) 내에 형성된 두꺼운 슬러시는 언더플로우(262)를 빠져나가서 배관(278)을 통과하여 열 교환기(224)로 향하는 데, 이 열 교환기는 이것을 통과하는 프로세스 스트림(154')을 냉각하는데 일조한다. 액체/증기 분리기(180)로부터 라인(182')을 통과한 증기는 라인(259)을 통해 열 교환기(224)에서 취출된 가스의 일부와 조합되어 조합된 냉각 스트림(257)을 형성한다. 라인(259)을 통하여 흐르는 조합된 냉각 스트림(257)은 또한 배압 제어 밸브(280A)를 통과한 유량이 너무 낮으면 추출기(eductor:282)가 정확하게 작용되게 하는 "메이크업(make-up)"으로서의 역할을 한다. 배압 제어 밸브(280B)는 조합된 냉각 스트림(257)이 정확한 방향으로 이동되도록 압력 제어 밸브(280A)보다 약간 높은 psi로 연결되어 있는 것이 바람직하다. 이어서, 조합된 냉각 스트림(257)은 추출기(282)를 통과한다. 고효율 열 교환기(166)과 코일식 열 교환기(224) 사이의 프로세스 스트림으로부터 취출된 기동 스트림(motive stream:284)은 또한 추출기를 통해 유동하여 조합된 냉각 스트림(257)을 하나 이상의 탱크 입구(252A-252I; 도 5B)로 취출하는 역할을 한다. 전형적인 추출기(282)는 기동 스트림을 위해 대략 764 psia의 압력과 대략 -105℉의 온도로 작동하고, 대략 69 psia의 방출 압력을 갖는 흡입 스트림을 위해 대략 35 psia의 압력과 대략 -240℉의 온도로 작동하도록 구성될 수 있다. 그러한 추출기는 미국 뉴저지주 도버(Dover)에 소재하는 폭스 밸브 디벨롭먼트 코포레이션(Fox Valve Development Corp.)사로부터 입수할 수 있다.
냉각 스트림(170'), 조합된 냉각 스트림(257) 또는 하류 스트림(278)에 의해 열 교환기(224) 내로 도입된 CO2슬러리는 고체 CO2가 승화되게 하는 하나 이상의 냉각 코일(232A-232C)들 위로 열 교환기(224)를 통해 하방으로 유동한다. 이것은 그 내부의 고체 CO2를 제거하기에 충분히 높은 온도를 갖는 냉각 스트림(286)을 생성한다. 열 교환기(224)에서 배출되는 냉각 스트림(286)은 터보 팽창기(156)로부터 팽창된 냉각 스트림(152')과 조합되어 고효율 열 교환기(166) 내에 있는 압축된 프로세스 스트림(154')를 냉각시키는 데 사용되는 조합된 냉각 스트림(178')을 형성한다. 열 교환기(166)에서 배출될 때, 조합된 냉각 스트림(178')은 본 명세서 전반에 걸쳐 설명된 바와 같이, 파이프라인(104; 도 1)의 하류 섹션(130)내로 방출을 위해 인터페이스 결합부(136A)를 통해 흐르는 다양한 다른 가스 성분과 추가로 조합된다.
이제, 도 10을 참조하면, 본 발명의 다른 실시예에 따른 액화 플랜트(102"')이 도시되어 있다. 액화 플랜트(102"')는 본질적으로 약간의 근소한 변경으로 도4의 액화 플랜틀(102')와 동일한 방식으로 작동한다.
제4 열 교환기(222)는 고효율 열 교환기(166')와 열 교환기(224) 사이에서 연속적으로 프로세스 스트림의 유동 경로를 따라 배치된다. 이하에서 더 상세히 논의되는 바와 같이, 열 교환기(222)는 CO2의 제거와 관련되며, 사이클의 나중 지점에서 프로세스 스트림으로부터 제거된 고체 CO2를 주로 가열하는 역할을 한다. 제4 열 교환기(222)는 또한 액화 및 CO2제거를 위한 준비에 있어서 가스를 냉각하는 데 보조한다.
하이드로싸이클론(258) 내에서 형성된 두꺼운 슬러시는 언더플로우(262)에서 배출되어 배관(278')을 통과하여 열 교환기(222)를 향하며, 여기에서 두꺼운 슬러시의 밀도가 감소된다. CO2슬러리가 열 교환기(222)에서 배출됨에 따라, 상기 슬러리는 [도 1에 도시된 탱크(116)로부터] 플랜트 입구(128)를 통해 진입하는 임의의 증기는 물론 액체/증기 분리기(180)로부터 라인(182')을 통과하는 증기와 조합하여 조랍된 냉각 스트림(257')을 형성한다. 상기 조합된 냉각 스트림(257')은 배압 제어 밸브(280A)와, 그 다음에 추출기(282)를 통과한다. 열 교환기(222)와 열 교환기9224) 사이의 프로세스 스트림으로부터 취출된 기동 스트림(284')은 또한 추출기를 통해 유동하여 하나 이상의 탱크 입구(252A-252I; 도 5B)로 조합된 냉각 스트림(158)을 취출하는 역할을 한다.
도 4를 참조하여 설명된 실시예에서처럼, 냉각 스트림(170') 또는 조합된 냉각 스트림(257)에 의해 열 교환기(224) 내로 도입된 CO2슬러리는 고체 CO2가 승화되게 하는 하나 이상의 냉각 코일(232A-232C)들 위로 열 교환기(224)를 통해 하방으로 유동한다. 이것은 그 내부의 고체 CO2를 제거하기에 충분히 높은 온도를 갖는 냉각 스트림(286)을 생성한다. 열 교환기(224)에서 배출되는 냉각 스트림(286)은 터보 팽창기(156)로부터 팽창된 냉각 스트림(152')과 조합되어 고효율 열 교환기(166) 내에 있는 압축된 프로세스 스트림(154')를 냉각시키는 데 사용되는 조합된 냉각 스트림(178')을 형성한다. 열 교환기(166)에서 배출될 때, 조합된 냉각 스트림(178')은 본 명세서 전반에 걸쳐 설명된 바와 같이, 파이프라인(104; 도 1)의 하류 섹션(130)내로 방출을 위해 인터페이스 결합부(136A)를 통해 흐르는 다양한 다른 가스 성분과 추가로 조합된다.
전술한 실시예들에서처럼, CO2스크린 필터(266A, 266B)들은 이따금 세정 및 정화를 필요로 할 수 있다. 그러나, 도 10에 도시된 실시예에 있어서, 가스는 인터페이스 지점(276C)에서 물 세정 사이클 후에 취출되어 인터페이스 지점(276A 또는 276B)으로 진입함으로써, CO2스크린 필터(266A 또는 266B)를 통해 유동하여 그 필터를 세정한다. 필터(266B)의 세정 중에, 세정 가스는 인터페이스 결합부(136E 또는 136F 및 136A)들에 의해 지시된 바와 같이 다시 파이프라인(104; 도 1)으로 방출될 수 있다. 필요하면, 적절한 밸브 및 배관이 필터(266A, 266B)가 스위칭되고 서로로부터 격리되게 할 수 있다. 필터들에 축적된 CO2고체를 제거하는 다른방법은 당업자가 쉽게 알 수 있다. 여과된 액체 천연 가스는 본 명세서에서 전술한 바와 같이 보관을 위해 플랜트(102")에서 배출된다.
이제, 도 11A와 12를 참조하면, 플랜트(102"')의 차압 회로(300)가 도시되어있다. 상기 차압 회로(300)는 압축된 프로세스 스트림(154')과 생성물 스트림(172') 사이의 압력차를 기초로 하여 액체/증기 분리기(180) 직전에 JT 밸브(176')로 진입하는 흐름의 균형을 잡도록 설계된다. 냉각 스트림(170')을 따라 배치된 JT 밸브(174')는 생성물 스트림(172')에서 정확한 온도를 유지하기 위해 열 교환기(224)로부터 배출되는 질량 유동의 대부분을 통과시키는 일차 제어 밸브로서 작용한다. 정상적인 작동 조건 중에, 가스는 항상 JT 밸브(174')를 통해 유동하게 된다고 가정한다. JT 밸브(174')를 개방하면, 열 교환기(224) 내로의 반대 흐름이 증가되고, 따라서 생성물 스트림(172')의 온도가 감소된다. 반대로, JT 밸브(174')를 통과하는 흐름을 제한하면, 생성물 스트림(172')의 온도가 증가하게 된다.
생성물 스트림(172')에 배치된 JT 밸브(176')는, 예컨대 생성물 스트림(172')의 온도 제어에 있어서의 변동 또는 압축기(158)의 작동으로 인해 받는 서지(surge)로부터의 변동으로 인한 생성물 스트림(172')의 임의의 과도한 흐름의 균형을 잡는 역할을 한다.
압력차 제어(PDC) 밸브(302)는 [도 4의 인터페이스 결합부(301A, 301B)에 의해 지시된 바와 같이) 압축된 프로세스 스트림(154')과 생성물 스트림(172') 사이에 배치되어 연결된다. PDC 밸브(302)의 저압측(306)과 JT 밸브(176')의 파일럿(308) 사이에는 파일럿 라인(304)이 연결된다. PDC 밸브(302)와 JT 밸브(176')의 파일럿(308)은 모두 열 교환기[166, 222(사용하면), 224)]를 포함하는 회로를 통과하는 프로세스 스트림(154')의 흐름에 의해 경험하는 압력 손실을 보상하는 압력 오프셋을 위해 (즉, 스프링에 의해) 편향된다.
다음은 차압 회로(300)가 특정한 전형적인 상황에서 어떻게 거동하는 지를 보여주는 예이다.
한가지 상황에 있어서, 압축기(158)의 파동으로 인해 압축된 프로세스 스트림의 압력과 유동이 증가한다. 압축된 프로세스 스트림(154')에서 압력이 증가하면, PDC 밸브(302)의 높은 측(310)은 PDC 밸브(302)가 개방되게 함으로써, JT 밸브(176')의 파일럿 라인(304)과 파일럿(308) 내의 압력을 증가시킨다. 여러 열 교환기들을 통해 유동한 후에, 새로운 압력이 생성물 스트림(172')에 발생하게 된다. JT 밸브(174')에 의해 흐름이 유지되는 경우에, 생성물 스트림(172')에서 과도한 프로세스 유체 생성으로 인해 열 교환기들을 가로지르는 압력 손실이 작게 되어, 생성물 스트림(172')의 압력이 압축된 프로세스 스트림(154')에 의해 나타나는 압력에 가깝게 된다. 생성물 스트림(172')에서의 압력 증가는 PDC 밸브(302)에 의해 감지되어 파일럿 라인(304)의 압력과 파일럿(308)의 편향 요소를 극복함으로써 압력 증가가 끝나게 된다. 그 결과로, JT 밸브(176')가 개방되어 밸브를 통과하는 흐름을 증가시키게 된다. JT 밸브(176')를 통과하는 흐름이 증가하면, 생성물 스트림(172')의 압력이 감소하게 된다.
제2 상황에 있어서, 압축된 프로세스 스트림(154')에서 압력과 흐름이 안정상태 조건에 있다. 이 경우에, 압축기는 JT 밸브(174')에 의해 제거되는 것보다 많은 흐름을 제공하게 되고, 그 결과 생성물 스트림(172')의 압력이 증가한다. 생성물 스트림에서 압력이 생성됨에 따라, PDC 밸브(302)와 JT 밸브(176')는 제1 상황과 관련하여 전술한 바와 같이 반응하여 생성물 스트림(172')의 압력을 감소시킨다.
제3 상황에 있어서, JT 밸브(174')가 갑자기 개방되어, 열 교환기(224, 166)를 가로지르는 압력 손실을 증대시킴으로써 생성물 스트림(172')의 압력을 감소시킨다. 생성물 스트림(172')에서의 압력 손실은 PDC 밸브(302)에 의해 감지됨으로써, JT 밸브(176')는 흐름이 평형으로 다시 될 때까지 폐쇄되도록 파일럿(308)을 구동시킨다.
제4 상황에 있어서, JT 밸브(174')가 갑자기 폐쇄되어, 생성물 스트림(172')에서 압력 스파이크를 일으킨다. 이 경우에, 압력 증가는 PDC 밸브(302)에 의해 감지됨으로써, 파일럿(308)을 구동시키고 JT 밸브(176')가 개방하여 압력 및 흐름이 다시 평형 상태로 될 때까지 과도한 압력/흐름을 방출하게 한다.
제5 상황에 있어서, 압축기의 파동으로 인해 압축된 프로세스 흐름(154')에서 압력이 감소한다. 이것은 생성물 스트림(172')에서 압력 및 흐름이 평형을 이룰 때까지 JT 밸브(176')가 일시적으로 폐쇄되도록 회로(300)가 응답하게 한다.
JT 밸브(174')는 냉각 스트림(170')과 생성물 스트림(172') 사이의 분할과, 연속해서 열 교환기(224)를 통과하는 압축된 프로세스 스트림(154')의 흐름을 유지하는 역할을 하기 때문에 차압 회로(300)의 중요한 구성 요소이다. JT 밸브(174')는 열 교환기(224)에서 배출되는 라인(256)의 스트림 온도를 유지함으로써 이것을 달성한다. 라인(256)[ 및 이에 따라 냉각 스트림(170')과 프로세스 스트림(172')]의 온도가 원하는 온도 미만으로 강하되면, JT 밸브(174')를 통과하는 흐름은 열 교환기(224)에 대해 적은 냉각을 제공하도록 조정될 수 있다. 반대로, 라인(256)의 온도가 원하는 온도 이상으로 상승하면, JT 밸브(174')를 통과하는 흐름은 열 교환기(224)에 대해 추가 냉각을 제공하도록 조정될 수도 있다.
이제, 도 11B를 참조하면, 바람직한 회로(300')가 도시되어 있다. 회로(300')의 작동은 대체로 전술한 회로(300)와 동일하지만, 기계적 제어를 이용하는 대신에, 회로(300')는 전기-공압식으로 제어된다. 회로(300)와 회로(300') 간에 주요 차이는 압력 감지 라인(370, 372)을 압력 센서(374, 376) 및 전기 도선(370', 372')로 대체하는 것을 포함한다. 또한, 차압 조절기(302)와 제어 라인(304)은 전기 제어기(302') 및 전기-공압식 감지 라인(304')으로 대체되고, 파일럿(308)은 전류 대 공압(I/P) 파일럿 제어부(308')로 대체된다. 회로(300) 또는 회로(300')를 사용하면, 154' 내지 172'로 압력 강하를 제공하는 임의의 개수의 열 교환기들로 작동하게 된다는 것을 유념해야 한다.
이제, 도 12를 참조하면, 본 발명의 다른 실시예에 따른 액화 플랜트(102"")와 프로세스가 도시되어 있다. 액화 플랜트(102"")는 본질적으로 약간의 근소한 변경으로 도 10의 액화 플랜틀(102"')와 동일한 방식으로 작동한다. 하이드로싸이클론(258)으로부터 두꺼운 CO2슬러시를 열 교환기(222; 도 10)를 통과시키기 보다는 펌프(320)가 두꺼운 CO2슬러시의 흐름을 열 교환기(224)로 다시 수용한다. 플랜트(102"")의 구성은 추가 열 교환기(즉, 도 10의 222)에 대한 필요성을 제거한다. 그러나, 두꺼운 CO2슬러시의 흐름은 펌프 용량과 도 10에 도시된 구성에서 두꺼운 슬러시의 밀도에 의해 제한된다.
이제, 도 13을 참조하면, 도 4를 참조하여 설명된 플랜트(102")의 전형적인 물리적 구성이 그 일 실시예에 따른 것이다. 플랜트(102")는 가시성을 위해 측벽 또는 지붕이 없이 도시되어 있다. 실질적으로 전체 플랜트(102")는 플랜트(102")가 필요에 따라 이동 및 운송될 수 있도록 스키드(skid:330)와 같은 지지 구조체 위에 설치될 수 있다. 플랜트(102")의 주요 구성 요소 중 일부를 지적하면, 스키드(330)의 우측 부분에 터보 팽창기(156)/압축기(158)가 도시되어 있다. 플랜트(102")의 크기에 관한 일반적인 기준 프레임을 제공하도록 상기 터보 팽창기(156)/압축기(158) 다음에 작업자(332)가 도시되어 있다. 일반적으로, 전체 플랜트는, 예컨대 길이가 대략 30 피트이고, 높이가 17 피트이며, 폭이 8과 1/2이 되도록 구성될 수 있다. 그러나, 전체 플랜트의 크기는 필요에 따라 작거나 커질 수도 있다.
고체 CO2의 승화에 사용되는 고효율 열 교환기(166)와 열 교환기(224)는 스키드(330)의 좌측에서 볼 수 있다. 평행한 CO2필터(266A, 266B)는 열 교환기(224)에 인접해 있다. 당업자가 인식하여 알고 있는 바와 같이, 예컨대 터보 팽창기(156)/압축기(158)와 같은 여러 구성 요소들을 제어하기 위해 전선(334)이 스키드(330)로부터 별개의 패드(335) 또는 제어실과 같은 먼 지점까지 연장될 수 있다. 또한, 필요에 따라 제어 또는 외부 동력 입력을 위해 공압 및/또는 유압 라인들이 스키드(330)로부터 연장될 수 있다. 제어부, 또는 제어부의 적어도 일부를 원거리에 배치함으로써, 그러한 원거리에 배치된 제어부 및 장비가, 예컨대 스키드(330) 상에 배치되면 필요로 하는 방폭 폐쇄구(explosion proof enclosure) 또는 다른 안전 구성을 구비할 필요가 없기 때문에 비용이 감소될 수 있다는 것을 유념해야 한다.
또한, 하부구조체(340)은 스키드(330) 위에 설치되며 실질적으로 플랜트(102")를 둘러싸도록 구성될 수 있다. 제1 높이를 나타내는 제1 섹션(342)은 실질적으로 터보 팽창기(156)와 압축기(158) 둘레의 용적을 둘러싸는 것으로 도시되어 있다. 제2 섹션(344)은 열 교환기(166, 224)들, 필터(266A, 266B)들 및 감소된 온도에서 작동하는 다른 구성 요소들 둘레의 용적을 실질적으로 둘러싼다. 상기 제2 섹션(344)은 2개의 서브섹션(344A)을 포함하는데, 상기 서브섹션(344A)의 높이는 실질적으로 제1 섹션(342)의 높이와 동등하다. 서브섹션(344B)은 섹션(342)의 높이 위로 연장되며, 후술하는 바와 같이 운송을 위해 제거될 수 있다. 플랜트(102")와 관련된 배관은 원치않는 열 전달을 최소화하기 위해 절연될 수도 있다. 이와 달리, 또는 절연된 파이프 및 선택된 구성 요소들과 조합하여, 절연벽(346)이 섹션(344)으로부터 그리고 플랜트(102")의 외부 주위로부터 섹션(342)을 분리시킬 수 있다. 또한, 절연벽은 플랜트(102")의 외부 둘레의 하부구조체(340)에 위치되어 플랜트(102")의 효율을 저감시킬 수 있는 대가 온도 조건으로부터 플랜트(102")의 적어도 일부를 절연시킨다. 또한, 분리 탱크(180), 필터 모듈(266A, B) 및 열 교환기(166, 224)를 포함하지만 이에 제한되지 않는 여러 구성 요소들이 접속 배관에 추가하여 개별적으로 절연될 수도 있다.
이제, 도 14를 참조하면, 플랜트(102") 또는 그 중요한 부분은, 예컨대 플랜트 위치로 트럭(352)에 의해 운송되도록 트레일러(350)에 적재될 수 있다. 대안으로서, 지지 구조체가 트럭 트랙터에 장착하도록 일단부에 휘일, 서스펜션 및 히치(hitch)가 있고, 대향 단부에 제2 세트의 휘일(354)이 있는 스키드(330)를 구비한 트레일러로서 작용할 수도 있다. 다른 운송 수단은 당업자에게 쉽게 명백할 것이다.
상부 서브섹션(344B)이 제거되었지만, 도면에는 명백하게 도시되어 있지 않으며, 일부 큰 구성 요소들, 예컨대 고효율 열 교환기(166)와 고체 CO2처리용 열 교환기(224)는 제거되었음을 유념해야 한다. 이것은 임의의 특별한 허가(즉, 넓은 적재, 너무 큰 적재 등) 없이도 플랜트를 실질적으로 그대로 유지하면서 운송할 수 있게 해준다.
또한, 플랜트는 최소의 작업자 투입이 요하도록 제어부를 포함할 수도 있다는 것을 유념해야 한다. 실제로, 어떠한 플랜트(102-102"")도 온-사이트(on-site) 작업자 없이 기능하는 것이 바람직하다. 따라서, 적절한 프로그래밍과 제어 설계에 의해, 플랜트는 플랜트의 작업을 모니터링 및/또는 조정하는 원격 측정을 통해 접근될 수 있다. 유사하게, 업셋 상태에서 원거리 작업자에게 경고하거나 플랜트를 중단시키도록 다양한 경보장치가 그러한 제어부에 내장될 수도 있다. 한가지 적절한 제어기는, 예컨대 미국 죠지아주 커밍(Cumming)에 소재하는 오토메이션 다이렉트(Automation Direct)사로부터 입수할 수 있는 DL405 시리즈의 프로그래밍 가능한 논리 제어기(PLC)일 수 있다.
본 발명을 천연 가스의 액화 관점에서 주로 기술하였지만, 본 발명은, 예컨대 비교적 "더러운" 가스의 스트림으로부터 CO2와 같은 가스 성분을 제거하는 데 간단히 이용될 수 있다는 것을 유념해야 한다. 또한, 다른 가스를 처리할 수도 있으며, 예컨대 질소와 같은 다른 가스 성분을 제거할 수도 있다. 따라서, 본 발명은 천연 가스의 액화 및 그 천연 가스로부터 CO2의 제거에 제한되지 않는다.
예
이제, 도 4 및 15를 참조하면, 액화 플랜트(102")에서 수행되는 프로세스의 일례가 기술되어 있다. 도 15는 [도 3의 추가 구성 요소, 예컨대 압축기(154)와 팽창기(156) 등과 조합된] 도 4와 동일한 프로세스 흐름도이지만, 명확성을 기하기 위해 구성 요소의 참조 번호를 생략하였다. 일반적인 프로세스는 도 4를 참조하여 설명하였기 때문에, 이하의 예는 플랜트(102")의 계산된 작동 설계에 따라 플랜트 전반의 여러 지점(여기에서는 상태점(state point)이라 칭함)에서 가스/액체/슬러리의 전형적인 조건을 기술하기로 한다.
상태점 400에서, 가스는 분배 파이프라인을 떠나 액화 플랜트로 진입하기 때문에, 가스는 대략 10,000 lbm/hr의 흐름을 갖는 대략 440 psia의 압력에서 대략60℉이다.
상태점 402 및 404에서, 흐름은 대략 5,065 lbm/hr이 상태점(402)를 통해 유동하고, 대략 4,945 lbm/hr이 상태점 404를 통해 유동하며, 각 상태점의 온도와 압력이 상태점 400과 유사하도록 분할된다.
상태점 406에서, 스트림은 터보 팽창기(156)에서 배출되기 때문에, 가스는 대략 65 psia의 압력에서 대략 -104℉이다. 상태점 408에서, 가스는 압축기(158)에서 배출되기 때문에, 가스는 대략 770 psia의 압력에서 대략 187℉이다.
상태점 410에서, 제1 열 교환기(220) 후에 그리고 고효율 열 교환기(166) 전에 가스는 대략 770 psia의 압력에서 대략 175℉이다. 상태점 412에서, 물 세정 후에 그리고 고효율 열 교환기(166)을 통과하는 대략 중간에서, 가스는 대략 766 psia의 압력에서 대략 -70℉이고 대략 4,939 lbm/hr의 유량을 보인다.
상태점 414에서 도시된 바와 같이, 고효율 열 교환기(166)에서 배출되는 가스는 대략 763 psia의 압력에서 대략 -105℉이다.
상태점 418에서 생성물 스트림(172')을 통과하는 흐름은 대략 761 psia의 압력에서 대략 -205℉이고, 유량은 대략 3,735 lbm/hr이다. 상태점 420에서, 주울-톰슨 밸브를 통과한 후 그리고 분리기(180)로 진입하기 전에, 스트림은 가스, 액체 천연 가스 및 고체 CO2의 혼합물이 되고, 대략 35 psia의 압력에서 대략 -240℉이다. 고체 CO2와 액체 천연 가스의 슬러리는 분리기(180)를 떠날 때와 유사한 온도 및 압력을 갖지만, 대략 1,324 lbm/hr의 유량을 갖는다.
상태점 422에서, 슬러리의 압력은 펌프(260)를 경유하여 대략 114 psia의 압력으로 상승되고, 온도는 대략 -236℉이다. 상태점 424에서, 하이드로싸이클론(258)에 의해 분리된 후에 액체 천연 가스는 대략 35 psia의 압력에서 대략 -240℉이고, 유량은 대략 1,059 lbm/hr이다. 액체 천연 가스의 상태는 플랜트(102")에서 저장 용기로 배출될 때와 실질적으로 동일하게 유지된다.
상태점 426에서, 하이드로싸이클론(258)에서 배출되는 (고체 CO2를 비롯한) 두꺼운 슬러시는 대략 -68.5 psia의 압력에서 대략 -235℉이고, 대략 265 lbm/hr의 유량으로 유동한다.
상태점 430에서, 분리기(180)에서 배출되는 가스는 대략 35 psia의 압력에서 대략 240℉이고, 유량은 대략 263 lbm/hr이다.
상태점 434에서, 추출기 내로 진입하는 기동 스트림 내의 가스는 대략 764 psia에서 대략 -105℉이다. 상태점 434에서의 유량은 대략 1,205 lbm/hr이다. 상태점 436에서, 추출기 다음의 혼합된 스트림은 대략 70 psia에서 -217℉이고 조합된 유량은 대략 698 lbm/hr이다.
상태점 438에서, JT 밸브(174') 전에, 가스는 대략 761 psia의 압력에서 대략 -205℉이고, 유량은 대략 2,147 lbm/hr이다. 상태점 440에서, JT 밸브(174')를 통과한 후에 고체 CO2가 형성되고, 슬러리는 대략 68.5 psia의 압력에서 대략 -221℉이다.
상태점 442에서, 열 교환기(224)에서 배출시, 가스의 온도는 대략 -195℉이고 압력은 65 psia이다. 상태점 442에서의 유량은 대략 3,897 lbm/hr이다. 상태점 444에서, 2개의 스트림을 조합한 후에, 가스는 대략 -151℉의 온도와 대략 65 psia의 압력을 갖는다.
상태점 446에서, 고효율 열 교환기(166)에서 배출시, 그리고 파이프라인(104)으로 방출 전에, 가스는 대략 99℉의 온도와 대략 65 psia의 압력을 갖는다. 상태점 446에서의 유량은 대략 8,962 lbm/hr이다.
전술한 관점에서, 본 명세서에 묘사 및 설명된 액화 프로세스는 가스가 액화 사이클을 받기 전에 가스의 필수적인 "정화" 없이 LNG를 생산하는 저가의 효율적이고 효과적인 수단을 제공한다. 그러한 수단은 통상적으로 거주지 및 산업용 서비스 라인에서 발견되는 비교적 "더러운" 가스의 사용이 가능하게 하고, 고가의 예처리 장비에 대한 필요성을 제거하며, 그러한 비교적 "더러운" 가스를 처리하기 위한 작동 비용을 상당히 절감시킨다.
본 발명은 도면의 예에 의해 도시되고 본 명세서에서 상세히 설명된 구체적인 실시예, 다양한 변형예 및 변경예를 용인할 수 있지만, 본 발명은 개시된 특정 형태로 제한되지 않는다는 것을 알아야 한다. 오히려, 본 발명은 다음의 첨부된 청구범위에 의해 규정되는 본 발명의 사상 및 범위에 속하는 모든 변형, 등가물 및 대안을 포함한다.

Claims (70)

  1. 적어도 하나의 첨가 성분을 포함하는 소정 질량의 천연 가스로부터 이산화탄소를 제거하는 방법에 있어서,
    상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하여 적어도 액체 천연 가스와 고체 이산화탄소를 포함하는 슬러리를 형성하는 단계와;
    상기 슬러리를 하이드로싸이클론 내로 유동시키는 단계와;
    상기 고체 이산화탄소와 액체 천연 가스의 일부를 포함하는 두꺼운 슬러시를 형성하는 단계와;
    상기 두꺼운 슬러시를 하이드로싸이클론의 언더플로우(underflow)를 통해 유동시키는 단계와;
    액체 천연 가스의 나머지 부분을 하이드로싸이클론의 오버플로우(overflow)를 통해 유동시키는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  2. 제1항에 있어서, 상기 소정 질량의 천연 가스를 상기 냉각하여 이어서 슬러리를 형성하기 전에 압축하는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  3. 제2항에 있어서, 상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하는 단계는 상기 천연 가스의 적어도 일부를 적어도 하나의 열 교환기를 통해 유동시키는단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  4. 제3항에 있어서, 상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 다른 일부를 팽창시켜 냉각 스트림을 형성하는 단계와, 상기 냉각 스트림을 적어도 하나의 열 교환기를 통해 유동시켜 상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부를 냉각시키는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  5. 제4항에 있어서, 상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하는 단계는 천연 가스의 적어도 일부를 팽창시키는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  6. 제1항에 있어서, 상기 액체 천연 가스의 나머지 부분을 적어도 하나의 스크린 필터를 통해 유동시키는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  7. 제6항에 있어서, 상기 액체 천연 가스의 나머지 부분을 적어도 하나의 스크린 필터를 통해 유동시키는 단계는 액체 천연 가스의 나머지 부분을 복수 개의 스크린 필터를 통해 유동시키는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  8. 제1항에 있어서, 상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하는 단계는 상기 두꺼운 슬러시를 냉각제로서 사용하는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  9. 제1항에 있어서, 상기 소정 질량의 천연 가스를 정화되지 않은 천연 가스 소스로부터 취출하는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  10. 제9항에 있어서, 상기 두꺼운 슬러시의 증기를 형성하고 이 증기를 정화되지 않은 천연 가스의 소스로 다시 방출하는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  11. 적어도 하나의 첨가 성분을 포함하는 소정 질량의 천연 가스로부터 이산화탄소를 제거하는 시스템에 있어서,
    상기 소정 질량의 천연 가스의 적어도 일부로부터 천연 가스의 압축 스트림을 생성하도록 구성된 압축기와;
    상기 압축 스트림을 수용하여 냉각시키도록 구성되어 배치된 적어도 하나의 열 교환기와;
    상기 냉각된 압축 스트림을 수용 및 팽창시켜 액체 천연 가스와 고체 이산화탄소를 포함하는 슬러리를 형성하도록 구성되어 배치된 수단과;
    상기 슬러리를 수용하고 이 슬러리를 액체 천연 가스의 제1 부분 및 고체 인산화탄소와 액체 천연 가스의 제2 부분을 포함하는 두꺼운 슬러시로 나누도록 구성되어 배치된 하이드로싸이클론을 구비하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  12. 제11항에 있어서, 소정 질량의 천연 가스의 적어도 다른 부분을 수용하고 이 부분으로부터 천연 가스의 팽창된 냉각 스트림을 생성하도록 구성되어 배치된 터보 팽창기를 추가로 구비하고, 상기 터보 팽창기는 동력을 공급하도록 압축기에 기계적으로 연결되는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  13. 제12항에 있어서, 상기 적어도 하나의 열 교환기는 압축 스트림에 대해 역류 방식으로 열 교환기를 통한 흐름 동안 팽창된 냉각 스트림을 수용하도록 구성되어 위치되어 있는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  14. 제13항에 있어서, 상기 압축 스트림이 적어도 하나의 열 교환기를 통과하여 유동할 때 압축 스트림으로부터 물을 제거하도록 구성되어 배치된 필터를 추가로 구비하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  15. 제14항에 있어서, 액체 천연 가스의 제1 부분을 수용하도록 구성되어 배치된 적어도 하나의 스크린 필터를 추가로 구비하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거시스템.
  16. 제15항에 있어서, 상기 적어도 하나의 스크린 필터는 액체 천연 가스의 제1 부분의 유동 경로에 연속해서 배치된 스테인레스강 메시로 형성된 복수 개의 스크린 필터들을 포함하고, 유동 경로를 따라 마련된 각 연속적인 필터는 유동 경로를 따라 상류에 마련된 인접한 스크린 필터에 비해 메시 크기가 감소되는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  17. 제11항에 있어서, 상기 적어도 하나의 열 교환기는 적어도 하나의 고효율 열 교환기를 포함하는 복수 개의 열 교환기들을 구비하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  18. 제17항에 있어서, 상기 적어도 하나의 고효율 열 교환기는 복수 개의 알루미늄 플레이트들을 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  19. 제18항에 있어서, 상기 복수 개의 열 교환기들은 튜브-인-셸(tube-in-shell) 열 교환기를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  20. 제19항에 있어서, 상기 튜브-인-셸 열 교환기는 스테인레스강 탱크 내에 수직으로 적층된 복수 개의 스테인레스강 코일을 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  21. 제11항에 있어서, 상기 슬러리를 수용하고 이 슬러리가 하이드로싸이클론에 의해 수용되기 전에 천연 가스 증기로부터 슬러리를 분리시키도록 구성되어 배치된 액체-가스 분리기를 추가로 구비하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 시스템.
  22. 정화되지 않은 천연 가스의 소스와 유동 가능하게 밀봉 연결되도록 구성된 플랜트 입구와;
    상기 플랜트 입구를 통해 취출된 천연 가스의 제1 스트림을 수용하여 이 제1 스트림으로부터 팽창된 냉각 스트림을 생성하도록 구성되어 배치된 터보 팽창기와;
    상기 터보 팽창기에 기계적으로 연결되고, 플랜트 입구를 통해 취출된 천연 가스의 제2 스트림을 수용하여 이 제2 스트림으로부터 압축 프로세스 스트림을 생성하도록 구성되어 배치된 압축기와;
    상기 압축 프로세스 스트림과 팽창된 냉각 스트림을 역류 배열로 수용하여 압축 프로세스 스트림을 냉각시키도록 구성되어 배치된 제1 열 교환기와;
    정화되지 않은 가스 소스와 유동 가능하게 밀봉 연결되고 열 교환기를 통과한 다음에 팽창된 냉각 스트림을 상기 소스로 방출하도록 구성되어 배치된 제1 플랜트 출구와;
    상기 냉각된 압축 프로세스 스트림의 제1 부분을 수용 및 팽창시켜 추가 냉각 스트림을 형성하도록 구성되어 배치된 제1 팽창 밸브와;
    냉각된 압축 프로세스 스트림의 제2 부분을 수용 및 팽창시켜 이 부분으로부터 가스-고체-액체 혼합물을 형성하도록 구성되어 배치된 제2 팽창 밸브와;
    상기 가스-고체-액체 혼합물을 수용하도록 구성되어 배치된 제1 가스-액체 분리기와;
    보관 용기와 유동 가능하게 밀봉 연결되도록 구성되어 배치된 제2 플랜트 출구를 구비하고,
    팽창된 냉각 스트림이 제1 열 교환기로 진입하기 전에 추가 냉각 스트림을 팽창된 냉각 스트림과 조합하는 도관 구조를 추가로 구비하고,
    상기 제1 가스-액체 분리기는 그 내부에 수용된 액체를 제2 플랜트 출구로 이송시키도록 구성되어 배치되는 액화 플랜트.
  23. 제22항에 있어서, 상기 제1 가스-액체 분리기와 제2 플랜트 출구 사이에서 작동 가능하게 연결된 하이드로싸이클론을 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  24. 제23항에 있어서, 상기 하이드로싸이클론과 제1 가스-액체 분리기 사이에 작동 가능하게 연결되어 하이드로싸이클론으로 도입되도록 액체의 상태를 처리하는 펌프를 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  25. 제23항에 있어서, 상기 하이드로싸이클론과 제2 플랜트 출구 사이에 배치된 적어도 하나의 스크린 필터를 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  26. 제25항에 있어서, 물을 제거하도록 구성된 필터를 추가로 구비하고, 이 액체 필터는 제1 열 교환기 내의 유동 경로를 따른 지점에서 압축 프로세스 스트림의 유동 경로 내에 배치되는 액화 플랜트.
  27. 제26항에 있어서, 상기 액체 필터에 인접한 압축 프로세스 스트림의 유동 경로 내에 배치되는 제2 가스-액체 분리기를 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  28. 제27항에 있어서, 상기 제1 열 교환기는 복수 개의 내식성 플레이트들을 포함하는 액화 플랜트.
  29. 제28항에 있어서, 냉각된 압축 프로세스 스트림을 수용하도록 구성되어 배치된 제2 열 교환기를 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  30. 제29항에 있어서, 상기 제2 열 교환기는 내식성 탱크 내에서 수직으로 적층된 복수 개의 내식성 코일들을 구비하는 액화 플랜트.
  31. 제30항에 있어서, 상기 수직으로 적층된 복수 개의 내식성 코일들 중 적어도 하나는 스테인레스강을 포함하는 액화 플랜트.
  32. 제31항에 있어서, 상기 내식성 탱크는 스테인레스강을 포함하는 액화 플랜트.
  33. 제30항에 있어서, 상기 제2 열 교환기는 적어도 하나의 수직으로 적층된 내식성 코일들 내에 위치된 적어도 하나의 최내측 스플래시 재킷을 포함하는 액화 플랜트.
  34. 제33항에 있어서, 상기 적어도 하나의 최내측 스플래시 재킷은 스테인레스강으로 구성되는 액화 플랜트.
  35. 제30항에 있어서, 상기 제2 열 교환기는 적어도 하나의 수직으로 적층된 내식성 코일들과 내식성 탱크 사이에 위치된 적어도 하나의 최외측 스플래시 재킷을 포함하는 액화 플랜트.
  36. 제35항에 있어서, 상기 적어도 하나의 최외측 스플래시 재킷은 스테인레스강으로 구성되는 액화 플랜트.
  37. 제30항에 있어서, 지지 구조체를 추가로 구비하며, 상기 터보 팽창기, 압축기, 제1 열 교환기, 제2 열 교환기, 하이드로싸이클론, 적어도 하나의 스크린 필터, 액체 필터, 제1 가스-액체 분리기 및 제2 가스-액체 분리기는 각각 상기 지지구조체에서 유지되는 액화 플랜트.
  38. 제30항에 있어서, 상기 지지 구조체는 폭이 대략 8 피트이고 길이가 대략 30 피트인 액화 플랜트.
  39. 제38항에 있어서, 상기 지지 구조체에 설치되는 하부구조체를 추가로 구비하고, 상기 하부구조체는 실질적으로 액화 플랜트의 외부 용적 주변을 한정하는 액화 플랜트.
  40. 제39항에 있어서, 상기 하부구조체는 대략 17 피트의 공칭 높이를 나타내는 액화 플랜트.
  41. 제40항에 있어서, 상기 하부구조체는 적어도 제1 부분과 제2 제거 가능한 부분을 포함하고, 상기 제2 제거 가능한 부분은 하부구조체의 최대 높이를 감소시키도록 제거될 수 있는 액화 플랜트.
  42. 제39항에 있어서, 하부구조체에 설치된 적어도 하나의 절연벽을 추가로 구비하고, 터보 팽창기와 압축기가 상기 적어도 하나의 절연벽의 제1 측면에 배치되고 제1 열 교환기와 제2 열 교환기가 상기 적어도 하나의 절연벽의 제2 대향 측면에 배치되는 액화 플랜트.
  43. 제42항에 있어서, 상기 액화 플랜트는 실질적으로 완전한 유닛으로서 운송되도록 구성되는 액화 플랜트.
  44. 제39항에 있어서, 액화 플랜트의 원격 측정 모니터링과 제어를 용이하게 실시하도록 구성된 제어 유닛을 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  45. 제37항에 있어서, 개별적으로 절연되어 있는 구성요소 접속 배관(component interconnect piping)을 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  46. 제45항에 있어서, 개별적으로 절연되는 터보 팽창기, 압축기, 제1 열 교환기, 및 제2 열 교환기들 중 적어도 하나를 추가로 구비하는 액화 플랜트.
  47. 액체 천연 가스의 생산 방법에 있어서,
    정화되지 않은 천연 가스의 소스를 제공하는 단계와;
    상기 소스로부터 천연 가스의 일부를 유동시키는 단계와;
    상기 천연 가스의 일부를 프로세스 스트림과 제1 냉각 스트림으로 분할하는 단계와;
    상기 제1 냉각 스트림을 터보 팽창기를 통해 유동시켜 그 터보 팽창기로부터 일 출력(work output)을 생성하는 단계와;
    상기 터보 팽창기의 일 출력으로 압축기에 동력을 공급하는 단계와;
    상기 압축기를 통해 프로세스 스트림을 유동시키는 단계와;
    적어도 팽창된 냉각 스트림으로 압축 프로세스 스트림을 냉각시키는 단계와;
    상기 냉각된 압축 프로세스 스트림을 생성물 스트림과 제2 냉각 스트림으로 분할하는 단계와;
    상기 제2 냉각 스트림을 팽창시키고, 팽창된 제2 냉각 스트림을 팽창된 제1 냉각 스트림과 조합하는 단계와;
    상기 생성물 스트림을 팽창시켜 액체, 증기 및 고체를 포함하는 혼합물을 형성하는 단계와;
    상기 증기로부터 액체와 고체를 분리하는 단계와;
    상기 고체로부터 적어도 액체의 일부를 분리하는 단계를 포함하는 액체 천연 가스의 생산 방법.
  48. 제47항에 있어서, 상기 고체로부터 적어도 액체의 일부를 분리하는 단계는 고체와 액체에 원심력을 부여하는 단계를 포함하는 액체 천연 가스의 생산 방법.
  49. 제48항에 있어서, 상기 고체와 적어도 액체의 다른 부분을 팽창된 제1 냉각 스트림 및 팽창된 제2 냉각 스트림과 조합하는 단계를 추가로 포함하는 액체 천연 가스의 생산 방법.
  50. 제49항에 있어서, 상기 조합된 냉각 스트림을 정화되지 않은 천연 가스의 소스로 다시 방출하는 단계를 추가로 포함하는 액체 천연 가스의 생산 방법.
  51. 탱크와;
    상기 탱크 내에 배치된 적어도 2개의 코일들과;
    상기 적어도 2개의 코일들 중 적어도 하나를 통해 제1 스트림을 수용하도록 구성된 적어도 하나의 코일 입구와;
    상기 제1 스트림을 코일들로부터 통과시키도록 구성된 복수 개의 코일 출구들과;
    상기 탱크를 통해 제2 스트림을 유동시키도록 구성된 적어도 2개의 탱크 입구와;
    상기 탱크로부터 제2 스트림을 제거하도록 구성된 탱크 출구를 구비하며,
    상기 적어도 2개의 탱크 입구들 각각은 적어도 2개의 코일들 중 대응하는 코일과 가깝게 위치되어 각 탱크 입구가 가깝게 위치되는 적어도 코일 위로 제2 스트림이 유동하게 하고,
    제1 스트림이 적어도 2개의 코일들 중 원하는 개수를 통해 선택적으로 유동되고, 제2 스트림이 제1 스트림이 선택적으로 유동되는 동일한 코일들 위로 실질적으로 동시에 유동될 수 있도록 구성되는 열 교환기.
  52. 제51항에 있어서, 상기 열 교환기는 제1 스트림이 적어도 2개의 코일들 중단 하나의 코일을 통해 선택적으로 유동되고, 제2 스트림이 실질적으로 동시에 적어도 2개의 코일들 중 단 하나의 코일 위를 선택적으로 유동될 수 있도록 구성되는 열 교환기.
  53. 제51항에 있어서, 상기 탱크는 압력 용기로서 구성되는 열 교환기.
  54. 제51항에 있어서, 상기 탱크는 스테인레스강으로 이루어지는 열 교환기.
  55. 제51항에 있어서, 상기 적어도 2개의 코일들은 스테인레스강으로 이루어지는 열 교환기.
  56. 제51항에 있어서, 상기 제1 스트림의 유동 경로에 위치된 적어도 하나의 유동 전환기를 추가로 구비하고, 상기 유동 전환기는 원하는 개수의 코일들 중 어느 코일들을 제1 스트림이 통과할지를 결정하는데 일조하는 열 교환기.
  57. 제56항에 있어서, 상기 적어도 하나의 유동 전환기는 적어도 하나의 플러그로 이루어지는 열 교환기.
  58. 제57항에 있어서, 상기 적어도 하나의 플러그는 수나사부의 제1 세트를 갖는 본체와, 장착 도구와 협동적으로 합치하도록 구성된 키 헤드를 구비하는 열 교환기.
  59. 제57항에 있어서, 상기 적어도 하나의 플러그는 키 헤드 내에 형성된 암나사부의 세트를 추가로 구비하는 열 교환기.
  60. 제56항에 있어서, 상기 적어도 하나의 유동 전환기는 밸브로 이루어지는 열 교환기.
  61. 제56항에 있어서, 상기 적어도 하나의 유동 전환기는 블라인드 플랜지로 이루어지는 열 교환기.
  62. 제51항에 있어서, 상기 적어도 2개의 코일들은 3개의 코일들로 이루어지는 열 교환기.
  63. 복수 개의 탱크 입구들과 적어도 하나의 탱크 출구가 있는 탱크와;
    서로 연속하여 연결된 상기 탱크 내에 배치되며 제1 스트림이 적어도 2개의 코일들 중 하나 이상을 통해 선택적으로 유동될 수 있도록 구성된 적어도 2개의 냉각 코일들을 구비하며,
    상기 복수 개의 탱크 입구들 중 적어도 하나는 적어도 2개의 냉각 코일들 각자와 관련되어 있으며 또 제2 스트림이 제1 스트림의 선택적 유동과 대응하도록 하나 이상의 탱크 입구를 통해 선택적으로 유동될 수 있도록 구성되는 열 교환기.
  64. 소정 질량의 천연 가스로부터 이산화탄소를 제거하는 방법에 있어서,
    천연 가스의 적어도 일부를 냉각하여 액체 천연 가스와 고체 이산화탄소를 포함하는 슬러리를 형성하는 단계와;
    상기 슬러리를 하이드로싸이클론을 통해 유동시키는 단계와;
    상기 하이드로싸이클론의 언더플로우를 통해 고체 이산화탄소와 액체 천연 가스의 일부를 제거하는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  65. 제64항에 있어서, 상기 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하여 슬러리를 형성하는 단계는 천연 가스의 적어도 일부를 팽창시키는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  66. 제64항에 있어서, 상기 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하여 슬러리를 형성하는 단계는 천연 가스의 적어도 일부를 적어도 하나의 열 교환기를 통해 유동시키는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  67. 제64항에 있어서, 상기 천연 가스의 적어도 일부를 냉각하여 슬러리를 형성하는 단계는 천연 가스의 적어도 일부를 적어도 하나의 주울-톰슨 밸브를 통해 유동시키는 단계를 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  68. 제64항에 있어서, 상기 액체 천연 가스의 일부를 하이드로싸이클론의 오버플로우와 필터를 통해 유동시키는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  69. 제64항에 있어서, 상기 천연 가스의 적어도 일부를 하이드로싸이클론을 통해 유동시키기 전에 천연 가스의 적어도 일부로부터 물을 제거하는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
  70. 제64항에 있어서, 상기 천연 가스의 적어도 다른 일부를 팽창기를 통해 유동시켜 팽창기로부터 일을 발생시키는 단계와, 상기 팽창기로부터 발생된 일을 사용하여 천연 가스의 적어도 일부를 압축시키는 단계와, 천연 가스의 팽창된 적어도 다른 부분을 사용하여 천연 가스의 압축된 적어도 일부를 부분적으로 냉각시키는 단계를 추가로 포함하는 천연 가스로부터 이산화탄소의 제거 방법.
KR1020047010919A 2002-02-27 2002-07-01 천연 가스 액화 장치 및 그 관련 방법 KR100819722B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/086,066 2002-02-27
US10/086,066 US6581409B2 (en) 2001-05-04 2002-02-27 Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
PCT/US2002/020924 WO2003072991A1 (en) 2002-02-27 2002-07-01 Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20040086270A true KR20040086270A (ko) 2004-10-08
KR100819722B1 KR100819722B1 (ko) 2008-04-07

Family

ID=27765347

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020047010919A KR100819722B1 (ko) 2002-02-27 2002-07-01 천연 가스 액화 장치 및 그 관련 방법

Country Status (19)

Country Link
US (3) US6581409B2 (ko)
EP (3) EP1478874B1 (ko)
JP (3) JP2005519153A (ko)
KR (1) KR100819722B1 (ko)
CN (1) CN1293341C (ko)
AU (1) AU2002346035B2 (ko)
BR (1) BR0215515B1 (ko)
CA (1) CA2473185C (ko)
CL (3) CL2004001541A1 (ko)
CO (1) CO5590980A2 (ko)
EA (1) EA006270B1 (ko)
EC (1) ECSP045189A (ko)
ES (2) ES2628502T3 (ko)
HK (1) HK1078120A1 (ko)
MX (1) MXPA04006605A (ko)
NZ (2) NZ533794A (ko)
PL (1) PL206099B1 (ko)
WO (1) WO2003072991A1 (ko)
ZA (1) ZA200404910B (ko)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101115465B1 (ko) * 2010-10-29 2012-02-27 대우조선해양 주식회사 액화천연가스의 생산 장치
WO2012050273A1 (ko) * 2010-10-15 2012-04-19 대우조선해양 주식회사 가압액화천연가스 생산 방법 및 이에 사용되는 생산 시스템

Families Citing this family (157)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070137246A1 (en) * 2001-05-04 2007-06-21 Battelle Energy Alliance, Llc Systems and methods for delivering hydrogen and separation of hydrogen from a carrier medium
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
US7637122B2 (en) * 2001-05-04 2009-12-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-29 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7591150B2 (en) * 2001-05-04 2009-09-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US20070107465A1 (en) * 2001-05-04 2007-05-17 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same
CA2473949C (en) * 2002-01-18 2008-08-19 Robert Amin Process and device for production of lng by removal of freezable solids
AU2002951005A0 (en) * 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
JP3897681B2 (ja) * 2002-10-31 2007-03-28 松下電器産業株式会社 冷凍サイクル装置の高圧冷媒圧力の決定方法
US7201018B2 (en) * 2003-01-28 2007-04-10 Air Products And Chemicals, Inc. Generation and delivery system for high pressure ultra high purity product
US7065974B2 (en) * 2003-04-01 2006-06-27 Grenfell Conrad Q Method and apparatus for pressurizing a gas
JP4321095B2 (ja) * 2003-04-09 2009-08-26 日立アプライアンス株式会社 冷凍サイクル装置
CR7129A (es) * 2003-10-29 2003-11-17 Carlos Eduardo Rold N Villalobos Metodo y aparato para almacenar gases a baja temperatura utilizando un sistema de recuperacion de refrigeracion
US6997012B2 (en) * 2004-01-06 2006-02-14 Battelle Energy Alliance, Llc Method of Liquifying a gas
US7665328B2 (en) * 2004-02-13 2010-02-23 Battelle Energy Alliance, Llc Method of producing hydrogen, and rendering a contaminated biomass inert
US7153489B2 (en) * 2004-02-13 2006-12-26 Battelle Energy Alliance, Llc Method of producing hydrogen
EP1782010A4 (en) * 2004-06-30 2014-08-13 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHODS FOR LNG REGAZEIFICATION
RU2272973C1 (ru) * 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты)
RU2394871C2 (ru) * 2005-03-16 2010-07-20 ФЬЮЭЛКОР ЭлЭлСи Системы, способы и композиции для получения синтетических углеводородных соединений
US7673476B2 (en) * 2005-03-28 2010-03-09 Cambridge Cryogenics Technologies Compact, modular method and apparatus for liquefying natural gas
DE102005032556B4 (de) * 2005-07-11 2007-04-12 Atlas Copco Energas Gmbh Anlage und Verfahren zur Nutzung eines Gases
US7547179B1 (en) 2005-07-29 2009-06-16 Edmonson Tommy L Vehicle transport apparatus
EP1929227B1 (en) * 2005-08-09 2019-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process for lng
EP1754695A1 (en) * 2005-08-17 2007-02-21 Gastreatment Services B.V. Process and apparatus for the purification of methane rich gas streams
US20100147022A1 (en) * 2005-09-15 2010-06-17 Cool Energy Limited Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
CA2536075C (en) * 2006-01-31 2011-03-22 Expansion Power Inc. Method of conditioning natural gas in preparation for storage
JP2008002742A (ja) * 2006-06-21 2008-01-10 Daikin Ind Ltd 冷凍装置
CN100441990C (zh) * 2006-08-03 2008-12-10 西安交通大学 利用空分制冷系统的小型天然气液化装置
DE102006039616B3 (de) * 2006-08-24 2008-04-03 Eberhard Otten Verfahren und Vorrichtung zur Speicherung von Brenngas, insbesondere Erdgas
US20080128029A1 (en) * 2006-12-05 2008-06-05 Walter T. Gorman Llc Method, system and computer product for ensuring backup generator fuel availability
US7637112B2 (en) * 2006-12-14 2009-12-29 Uop Llc Heat exchanger design for natural gas liquefaction
CA2572932C (en) * 2006-12-14 2015-01-20 Jose Lourenco Method to pre-heat natural gas at gas pressure reduction stations
CA2674618C (en) * 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
WO2008136884A1 (en) * 2007-05-03 2008-11-13 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process
US20080307827A1 (en) * 2007-06-11 2008-12-18 Hino Yuuko Method of refining natural gas and natural gas refining system
US9140490B2 (en) * 2007-08-24 2015-09-22 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction processes with feed gas refrigerant cooling loops
US8899074B2 (en) * 2009-10-22 2014-12-02 Battelle Energy Alliance, Llc Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams
US9574713B2 (en) * 2007-09-13 2017-02-21 Battelle Energy Alliance, Llc Vaporization chambers and associated methods
US9254448B2 (en) 2007-09-13 2016-02-09 Battelle Energy Alliance, Llc Sublimation systems and associated methods
US9217603B2 (en) 2007-09-13 2015-12-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchanger and related methods
US8555672B2 (en) * 2009-10-22 2013-10-15 Battelle Energy Alliance, Llc Complete liquefaction methods and apparatus
US8061413B2 (en) * 2007-09-13 2011-11-22 Battelle Energy Alliance, Llc Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing
US8020406B2 (en) * 2007-11-05 2011-09-20 David Vandor Method and system for the small-scale production of liquified natural gas (LNG) from low-pressure gas
WO2009070379A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated lng re-gasification apparatus
US20090145167A1 (en) * 2007-12-06 2009-06-11 Battelle Energy Alliance, Llc Methods, apparatuses and systems for processing fluid streams having multiple constituents
WO2009093315A1 (ja) * 2008-01-23 2009-07-30 Hitachi, Ltd. 天然ガス液化プラント及び天然ガス液化プラント用動力供給設備
CN101255946B (zh) * 2008-03-14 2011-11-30 罗东晓 一种调压站内天然气热值自平衡方法及其装置
CN101338964B (zh) * 2008-08-14 2010-06-02 苏州制氧机有限责任公司 天然气液化装置及液化流程
MY162713A (en) * 2008-08-29 2017-07-14 Shell Int Research Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
JP5214407B2 (ja) * 2008-11-06 2013-06-19 株式会社奈良機械製作所 粉粒体の熱交換装置及びその製造方法
EP2364413B1 (en) * 2008-11-10 2016-06-15 1304338 Alberta Ltd Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng
CN101487656B (zh) * 2009-02-11 2010-12-01 王有良 一种液化气体中液体杂质的液相分离方法
JP5632455B2 (ja) 2009-04-20 2014-11-26 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 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム及び酸性ガスの除去方法
DE102009020138B3 (de) * 2009-05-06 2010-12-02 Institut für Luft- und Kältetechnik gGmbH Verfahren zur Speicherung von Wasserstoff und Speicher für Wasserstoff
US20100313598A1 (en) * 2009-06-16 2010-12-16 Daly Phillip F Separation of a Fluid Mixture Using Self-Cooling of the Mixture
US8118086B2 (en) 2009-06-16 2012-02-21 Uop Llc Efficient self cooling heat exchanger
US8122946B2 (en) 2009-06-16 2012-02-28 Uop Llc Heat exchanger with multiple channels and insulating channels
US8631858B2 (en) * 2009-06-16 2014-01-21 Uop Llc Self cooling heat exchanger with channels having an expansion device
WO2011046658A1 (en) * 2009-09-09 2011-04-21 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
BR112012017599A2 (pt) 2010-01-22 2016-08-16 Exxonmobil Upstream Res Co remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2
MX2012008667A (es) 2010-02-03 2012-08-23 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema y metodos para usar liquido frio para remover componentes gaseosos solidificables de flujos de gas de proceso.
EP2536951B1 (en) * 2010-02-19 2016-05-18 Dresser-Rand Company Compressor casing assembly and manufacturing method thereof
US8595930B2 (en) * 2010-03-24 2013-12-03 Dresser-Rand Company Press-fitting corrosion resistant liners in nozzles and casings
GB201007196D0 (en) 2010-04-30 2010-06-16 Compactgtl Plc Gas-to-liquid technology
IT1401425B1 (it) * 2010-06-24 2013-07-26 Nuovo Pignone Spa Turboespansore e metodo per usare palette direttrici di ingresso mobili all'ingresso di un compressore
FR2962201B1 (fr) * 2010-07-02 2014-02-28 France Etat Echangeur de chaleur a tubes d'alimentation et de retour internes
MY164721A (en) 2010-07-30 2018-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
CN101975335B (zh) * 2010-09-26 2012-08-22 上海交通大学 液化天然气汽车加气站蒸发气体的再液化装置
DE102010042504A1 (de) * 2010-10-15 2012-04-19 Behr Gmbh & Co. Kg Wärmetauscher
WO2012106520A1 (en) * 2011-02-02 2012-08-09 Oscomp Systems Inc. Apparatus and methods for regulating material flow using a temperature-actuated valve
CA2763081C (en) 2011-12-20 2019-08-13 Jose Lourenco Method to produce liquefied natural gas (lng) at midstream natural gas liquids (ngls) recovery plants.
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
MY166180A (en) 2012-03-21 2018-06-07 Exxonmobil Upstream Res Co Separating carbon dioxide and ethane from mixed stream
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
US10655911B2 (en) 2012-06-20 2020-05-19 Battelle Energy Alliance, Llc Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path
GB2503731A (en) * 2012-07-06 2014-01-08 Highview Entpr Ltd Cryogenic energy storage and liquefaction process
CA2787746C (en) 2012-08-27 2019-08-13 Mackenzie Millar Method of producing and distributing liquid natural gas
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
DE102013012606B4 (de) * 2013-02-19 2015-08-06 CRYOTEC Anlagenbau GmbH Modulare verfahrenstechnische Anlage, insbesondere Luftzerlegungsanlage mit einer Vielzahl von Anlagenkomponenten
US20140260251A1 (en) * 2013-03-13 2014-09-18 Apache Corporation Combined Heat and Power Technology for Natural Gas Liquefaction Plants
EP2789957A1 (en) 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
EP2789956A1 (en) * 2013-04-11 2014-10-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
CN103234793B (zh) * 2013-04-19 2015-05-27 眉山麦克在线设备有限公司 一种蒸汽换热装置在线分析样品预处理系统
CN103521487A (zh) * 2013-04-26 2014-01-22 洛阳新奥华油燃气有限公司 一种lng槽车卸车前吹扫的方法
US20150033792A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 General Electric Company System and integrated process for liquid natural gas production
CN103409188B (zh) * 2013-08-05 2014-07-09 中国石油集团工程设计有限责任公司 一种天然气液化过程中脱除重烃的工艺装置及方法
KR101361001B1 (ko) 2013-08-05 2014-02-12 고등기술연구원연구조합 천연가스 액화 시스템의 정지 방법
CN103497804B (zh) * 2013-10-09 2015-08-26 重庆耐德工业股份有限公司 一种低温毛细凝聚脱出天然气中重烃的方法
EP2869415A1 (en) * 2013-11-04 2015-05-06 Shell International Research Maatschappij B.V. Modular hydrocarbon fluid processing assembly, and methods of deploying and relocating such assembly
WO2015084500A1 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
CA2931409C (en) 2013-12-06 2017-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
MY176633A (en) 2013-12-06 2020-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations
AU2014357665B2 (en) 2013-12-06 2017-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
AU2014357667B2 (en) 2013-12-06 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
CA2925404C (en) 2013-12-06 2018-02-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
US9964034B2 (en) * 2014-04-09 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for producing a fuel gas stream
MX2016013377A (es) 2014-04-11 2017-05-03 Bristol Inc D/B/A Remote Automation Solutions Controlador de flujo de inyeccion para agua y vapor.
CA2958091C (en) 2014-08-15 2021-05-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
CN104565809B (zh) * 2015-01-16 2016-07-06 成都深冷液化设备股份有限公司 一种cng加气及cng液化加气组合装置
MX2017008683A (es) * 2015-02-27 2017-10-11 Exxonmobil Upstream Res Co Reduccion de carga de refrigeracion y deshidratacion para una corriente de alimentacion que entra a un proceso de destilacion criogenica.
US11173445B2 (en) 2015-09-16 2021-11-16 1304338 Alberta Ltd. Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG)
AU2016323618B2 (en) 2015-09-18 2019-06-13 Exxonmobil Upsteam Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
EP3144616A1 (en) * 2015-09-18 2017-03-22 General Electric Technology GmbH Cryogenic unit and method for operating a cryogenic unit
MY187623A (en) 2015-09-24 2021-10-04 Exxonmobil Upstream Res Co Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CA3004929C (en) * 2015-11-09 2021-02-09 Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. Systems and methods for multi-stage refrigeration
WO2017093387A1 (en) * 2015-12-03 2017-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing co2 from a contaminated hydrocarbon stream
WO2017093377A1 (en) 2015-12-03 2017-06-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream
GB201601878D0 (en) 2016-02-02 2016-03-16 Highview Entpr Ltd Improvements in power recovery
CN105627693B (zh) * 2016-03-11 2019-03-01 重庆耐德能源装备集成有限公司 一种天然气的处理装置及方法
CN105627694B (zh) * 2016-03-14 2017-08-22 江苏德邦工程有限公司 Lng加气站bog压缩液化回收系统及方法
WO2017172321A1 (en) 2016-03-30 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
RU2634653C1 (ru) * 2016-12-28 2017-11-02 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" Способ очистки природного газа от тяжелых углеводородов
US10465984B2 (en) * 2017-01-23 2019-11-05 Hall Labs Llc Circulating fluidized bed connected to a desublimating heat exchanger
CA3055601A1 (en) * 2017-03-14 2018-09-20 Woodside Energy Technologies Pty Ltd A containerised lng liquefaction unit and associated method of producing lng
KR101957321B1 (ko) * 2017-07-31 2019-03-12 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템
PL3685113T4 (pl) 2017-09-19 2023-02-27 Ecolab Usa Inc. Sposób monitorowania i regulacji wody chłodzącej
CN107670322B (zh) * 2017-10-19 2019-09-13 安徽海蓝生物科技有限公司 一种化工产品加工用过滤结晶装置
PL3707457T3 (pl) 2017-11-10 2023-01-09 Ecolab USA, Inc. Sposób monitorowania i regulacji wody chłodzącej
RU2692614C1 (ru) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для получения сжиженного природного газа
RU2692610C1 (ru) * 2017-12-20 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка получения сжиженного природного газа
CN108709367A (zh) * 2018-05-22 2018-10-26 中石化宁波工程有限公司 一种二氧化碳的液化装置及使用方法
US20190368821A1 (en) * 2018-06-04 2019-12-05 Saudi Arabian Oil Company Heat transfer apparatuses for oil and gas applications
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
EP3594596A1 (de) * 2018-07-13 2020-01-15 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum betreiben eines wärmeübertragers, anordnung mit inem wärmeübertrager und luftbearbeitungsanlage mit einer entsprechenden anordnung
IT201800009221A1 (it) * 2018-10-05 2020-04-05 Graf Spa Stazione di servizio per mezzi di trasporto
US20210148632A1 (en) 2018-10-09 2021-05-20 Chart Energy & Chemicals, Inc. Dehydrogenation Separation Unit with Mixed Refrigerant Cooling
BR112021005615A8 (pt) 2018-10-09 2023-11-21 Chart Energy & Chemicals Inc Unidade de separação de desidrogenação com fluido refrigerante misturado
CN109000429B (zh) * 2018-10-15 2020-12-25 聊城市鲁西化工工程设计有限责任公司 一种二氧化碳液化装置及工艺
RU2699872C1 (ru) * 2018-10-29 2019-09-11 Андрей Владиславович Курочкин Установка по производству сжиженного природного газа
RU2692584C1 (ru) * 2018-10-29 2019-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для производства сжиженного природного газа
US20200141637A1 (en) * 2018-11-07 2020-05-07 L'Air Liquide, Société Anonyme pour I'Etude et I'Exploitation des Procédés Georges Claude Integration of hydrogen liquefaction with gas processing units
US10773631B1 (en) 2018-12-28 2020-09-15 Ironman FFB, LLC Forward facing vehicle transport and return transport vehicle combination
US10773762B1 (en) 2018-12-28 2020-09-15 Ironman FFB, LLC Forward facing vehicle transport apparatus
RU2747921C2 (ru) * 2019-03-18 2021-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Установка для редуцирования газа и выработки постоянного количества спг
RU2748413C2 (ru) * 2019-05-07 2021-05-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для получения сжиженного природного газа (варианты)
US20210063083A1 (en) * 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
US11911732B2 (en) 2020-04-03 2024-02-27 Nublu Innovations, Llc Oilfield deep well processing and injection facility and methods
US11112174B1 (en) 2020-08-26 2021-09-07 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production
US11161076B1 (en) 2020-08-26 2021-11-02 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities, and processes of liquid natural gas processing for power generation
US20220065160A1 (en) * 2020-08-26 2022-03-03 ND Global Solutions, LLC Liquid natural gas processing with hydrogen production
US11067335B1 (en) 2020-08-26 2021-07-20 Next Carbon Soiittions, Llc Devices, systems, facilities, and processes for liquefied natural gas production
US11560984B2 (en) 2021-03-24 2023-01-24 Next Carbon Solutions, Llc Processes, apparatuses, and systems for capturing pigging and blowdown emissions in natural gas pipelines
CN113352979A (zh) * 2021-06-25 2021-09-07 中车齐齐哈尔车辆有限公司 溢流系统、储罐系统以及罐车
FR3127557B1 (fr) * 2021-09-28 2024-01-26 Cryo Pur Procédé de givrage du dioxyde de carbone contenu dans du méthane liquide
US11865494B2 (en) 2021-11-22 2024-01-09 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for bio fermentation based facilities
US11484825B1 (en) 2021-12-20 2022-11-01 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for carbon capture optimization in industrial facilities
US11911790B2 (en) 2022-02-25 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Applying corrosion inhibitor within tubulars
CN114570101B (zh) * 2022-02-28 2023-04-04 江西省巴斯夫生物科技有限公司 一种天然维生素e过滤装置
WO2023172251A1 (en) 2022-03-08 2023-09-14 Bechtel Energy Technologies & Solutions, Inc. Systems and methods for regenerative ejector-based cooling cycles
WO2023177668A1 (en) 2022-03-15 2023-09-21 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for co2 capture/sequestration and direct air capture
US11959637B2 (en) 2022-04-06 2024-04-16 Next Carbon Solutions, Llc Devices, systems, facilities and processes for CO2 post combustion capture incorporated at a data center

Family Cites Families (102)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US336173A (en) 1886-02-16 Teleph one-transmitter
US1222801A (en) * 1916-08-22 1917-04-17 Rudolph R Rosenbaum Apparatus for dephlegmation.
US2209534A (en) 1937-10-06 1940-07-30 Standard Oil Dev Co Method for producing gas wells
US2494120A (en) 1947-09-23 1950-01-10 Phillips Petroleum Co Expansion refrigeration system and method
US3168136A (en) * 1955-03-17 1965-02-02 Babcock & Wilcox Co Shell and tube-type heat exchanger
US2937503A (en) 1955-09-19 1960-05-24 Nat Tank Co Turbo-expander-compressor units
US2900797A (en) 1956-05-25 1959-08-25 Kurata Fred Separation of normally gaseous acidic components and methane
NL261940A (ko) 1960-03-09 1900-01-01
US3193468A (en) * 1960-07-12 1965-07-06 Babcock & Wilcox Co Boiling coolant nuclear reactor system
BE622735A (ko) 1961-09-22 1900-01-01
BE630256A (ko) * 1962-04-05
NL291876A (ko) * 1962-05-28 1900-01-01
GB975628A (en) * 1963-09-26 1964-11-18 Conch Int Methane Ltd Process for the recovery of hydrogen from industrial gases
US3349020A (en) * 1964-01-08 1967-10-24 Conch Int Methane Ltd Low temperature electrophoretic liquified gas separation
GB1011453A (en) * 1964-01-23 1965-12-01 Conch Int Methane Ltd Process for liquefying natural gas
US3292380A (en) 1964-04-28 1966-12-20 Coastal States Gas Producing C Method and equipment for treating hydrocarbon gases for pressure reduction and condensate recovery
US3323315A (en) 1964-07-15 1967-06-06 Conch Int Methane Ltd Gas liquefaction employing an evaporating and gas expansion refrigerant cycles
US3376709A (en) * 1965-07-14 1968-04-09 Frank H. Dickey Separation of acid gases from natural gas by solidification
US3448587A (en) * 1966-07-11 1969-06-10 Phillips Petroleum Co Concentration of high gas content liquids
US3487652A (en) 1966-08-22 1970-01-06 Phillips Petroleum Co Crystal separation and purification
CA874245A (en) 1967-01-31 1971-06-29 Canadian Liquid Air Natural gas liquefaction process
US3416324A (en) * 1967-06-12 1968-12-17 Judson S. Swearingen Liquefaction of a gaseous mixture employing work expanded gaseous mixture as refrigerant
US3422887A (en) * 1967-06-19 1969-01-21 Graham Mfg Co Inc Condenser for distillation column
US3503220A (en) * 1967-07-27 1970-03-31 Chicago Bridge & Iron Co Expander cycle for natural gas liquefication with split feed stream
DE1551612B1 (de) 1967-12-27 1970-06-18 Messer Griesheim Gmbh Verfluessigungsverfahren fuer Gasgemische mittels fraktionierter Kondensation
US3548606A (en) * 1968-07-08 1970-12-22 Phillips Petroleum Co Serial incremental refrigerant expansion for gas liquefaction
US3677019A (en) * 1969-08-01 1972-07-18 Union Carbide Corp Gas liquefaction process and apparatus
US3628340A (en) 1969-11-13 1971-12-21 Hydrocarbon Research Inc Process for cryogenic purification of hydrogen
US3724225A (en) * 1970-02-25 1973-04-03 Exxon Research Engineering Co Separation of carbon dioxide from a natural gas stream
US3735600A (en) 1970-05-11 1973-05-29 Gulf Research Development Co Apparatus and process for liquefaction of natural gases
US3724226A (en) 1971-04-20 1973-04-03 Gulf Research Development Co Lng expander cycle process employing integrated cryogenic purification
CA976092A (en) 1971-07-02 1975-10-14 Chevron Research And Technology Company Method of concentrating a slurry containing a solid particulate component
US4128410A (en) 1974-02-25 1978-12-05 Gulf Oil Corporation Natural gas treatment
US4001116A (en) * 1975-03-05 1977-01-04 Chicago Bridge & Iron Company Gravitational separation of solids from liquefied natural gas
US4187689A (en) * 1978-09-13 1980-02-12 Chicago Bridge & Iron Company Apparatus for reliquefying boil-off natural gas from a storage tank
DE2852078A1 (de) 1978-12-01 1980-06-12 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zum abkuehlen von erdgas
US4318723A (en) 1979-11-14 1982-03-09 Koch Process Systems, Inc. Cryogenic distillative separation of acid gases from methane
FR2471567B1 (fr) 1979-12-12 1986-11-28 Technip Cie Procede et systeme de refrigeration d'un fluide a refroidir a basse temperature
SE441302B (sv) * 1980-05-27 1985-09-23 Euroheat Ab Trekretsvermevexlare med spirallindade ror i en stapel
NL8004805A (nl) * 1980-08-26 1982-04-01 Bronswerk Ketel Apparatenbouw Warmtewisselaar voor een gasvormig en een vloeibaar medium.
IT1137281B (it) 1981-07-07 1986-09-03 Snam Progetti Metodo per il recupero di condensati da gas naturale
US4611655A (en) * 1983-01-05 1986-09-16 Power Shaft Engine, Limited Partnership Heat exchanger
DE3302304A1 (de) * 1983-01-25 1984-07-26 Borsig Gmbh, 1000 Berlin Waermetauscher zum kuehlen von heissen gasen, insbesondere aus der ammoniak-synthese
US4654522A (en) 1983-09-22 1987-03-31 Cts Corporation Miniature position encoder with radially non-aligned light emitters and detectors
US4609390A (en) 1984-05-14 1986-09-02 Wilson Richard A Process and apparatus for separating hydrocarbon gas into a residue gas fraction and a product fraction
GB2175685B (en) * 1985-05-30 1989-07-05 Aisin Seiki Heat exchange arrangements.
AU592227B2 (en) 1986-08-06 1990-01-04 Linde Aktiengesellschaft Process for separating a gas mixture of c2+ or c3+ or c4 hydrocarbons
NL8700698A (nl) * 1987-03-25 1988-10-17 Bb Romico B V I O Roterende deeltjesscheider.
US4846862A (en) 1988-09-06 1989-07-11 Air Products And Chemicals, Inc. Reliquefaction of boil-off from liquefied natural gas
US4970867A (en) 1989-08-21 1990-11-20 Air Products And Chemicals, Inc. Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders
US5062270A (en) 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5375422A (en) 1991-04-09 1994-12-27 Butts; Rayburn C. High efficiency nitrogen rejection unit
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
US5379832A (en) * 1992-02-18 1995-01-10 Aqua Systems, Inc. Shell and coil heat exchanger
JP2679930B2 (ja) * 1993-02-10 1997-11-19 昇 丸山 温水供給装置
US5414188A (en) 1993-05-05 1995-05-09 Ha; Bao Method and apparatus for the separation of C4 hydrocarbons from gaseous mixtures containing the same
US5327730A (en) 1993-05-12 1994-07-12 American Gas & Technology, Inc. Method and apparatus for liquifying natural gas for fuel for vehicles and fuel tank for use therewith
US5505232A (en) 1993-10-20 1996-04-09 Cryofuel Systems, Inc. Integrated refueling system for vehicles
FR2711779B1 (fr) 1993-10-26 1995-12-08 Air Liquide Procédé et installation de purification cryogénique d'hydrogène.
US5390499A (en) 1993-10-27 1995-02-21 Liquid Carbonic Corporation Process to increase natural gas methane content
US5450728A (en) 1993-11-30 1995-09-19 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of volatile organic compounds from gas streams
US5615738A (en) * 1994-06-29 1997-04-01 Cecebe Technologies Inc. Internal bypass valve for a heat exchanger
US5615561A (en) 1994-11-08 1997-04-01 Williams Field Services Company LNG production in cryogenic natural gas processing plants
DE4440401A1 (de) 1994-11-11 1996-05-15 Linde Ag Verfahren zum Verflüssigen von Erdgas
FR2733823B1 (fr) * 1995-05-04 1997-08-01 Packinox Sa Echangeur thermique a plaques
US5537827A (en) 1995-06-07 1996-07-23 Low; William R. Method for liquefaction of natural gas
US5655388A (en) 1995-07-27 1997-08-12 Praxair Technology, Inc. Cryogenic rectification system for producing high pressure gaseous oxygen and liquid product
US5819555A (en) 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
EP0862717B1 (en) * 1995-10-05 2003-03-12 BHP Petroleum Pty. Ltd. Liquefaction process
FR2739916B1 (fr) 1995-10-11 1997-11-21 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de liquefaction et de traitement d'un gaz naturel
US5600969A (en) 1995-12-18 1997-02-11 Phillips Petroleum Company Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer
US5669234A (en) 1996-07-16 1997-09-23 Phillips Petroleum Company Efficiency improvement of open-cycle cascaded refrigeration process
US5755114A (en) 1997-01-06 1998-05-26 Abb Randall Corporation Use of a turboexpander cycle in liquefied natural gas process
US5836173A (en) * 1997-05-01 1998-11-17 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquid
TW368596B (en) 1997-06-20 1999-09-01 Exxon Production Research Co Improved multi-component refrigeration process for liquefaction of natural gas
TW366409B (en) 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US5799505A (en) * 1997-07-28 1998-09-01 Praxair Technology, Inc. System for producing cryogenic liquefied industrial gas
EP1062466B1 (en) 1997-12-16 2012-07-25 Battelle Energy Alliance, LLC Apparatus and process for the refrigeration, liquefaction and separation of gases with varying levels of purity
TW436597B (en) * 1997-12-19 2001-05-28 Exxon Production Research Co Process components, containers, and pipes suitable for containign and transporting cryogenic temperature fluids
FR2775512B1 (fr) 1998-03-02 2000-04-14 Air Liquide Poste et procede de distribution d'un gaz detendu
US5983665A (en) 1998-03-03 1999-11-16 Air Products And Chemicals, Inc. Production of refrigerated liquid methane
TW477890B (en) 1998-05-21 2002-03-01 Shell Int Research Method of liquefying a stream enriched in methane
US6085546A (en) 1998-09-18 2000-07-11 Johnston; Richard P. Method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
US6085547A (en) 1998-09-18 2000-07-11 Johnston; Richard P. Simple method and apparatus for the partial conversion of natural gas to liquid natural gas
ATE260454T1 (de) 1998-10-16 2004-03-15 Translang Technologies Ltd Verfahren und vorrichtung zur verflüssigung eines gases
TW421704B (en) 1998-11-18 2001-02-11 Shell Internattonale Res Mij B Plant for liquefying natural gas
US6138746A (en) * 1999-02-24 2000-10-31 Baltimore Aircoil Company, Inc. Cooling coil for a thermal storage tower
US6131407A (en) 1999-03-04 2000-10-17 Wissolik; Robert Natural gas letdown liquefaction system
US6131395A (en) 1999-03-24 2000-10-17 Lockheed Martin Corporation Propellant densification apparatus and method
US6400896B1 (en) 1999-07-02 2002-06-04 Trexco, Llc Phase change material heat exchanger with heat energy transfer elements extending through the phase change material
US6220052B1 (en) 1999-08-17 2001-04-24 Liberty Fuels, Inc. Apparatus and method for liquefying natural gas for vehicular use
US6354105B1 (en) 1999-12-03 2002-03-12 Ipsi L.L.C. Split feed compression process for high recovery of ethane and heavier components
MY122625A (en) * 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
FR2803851B1 (fr) * 2000-01-19 2006-09-29 Inst Francais Du Petrole Procede de liquefaction partielle d'un fluide contenant des hydrocarbures tel que du gaz naturel
US6382310B1 (en) 2000-08-15 2002-05-07 American Standard International Inc. Stepped heat exchanger coils
JP3407722B2 (ja) 2000-09-01 2003-05-19 川崎重工業株式会社 組合せ型熱交換器
US6367286B1 (en) 2000-11-01 2002-04-09 Black & Veatch Pritchard, Inc. System and process for liquefying high pressure natural gas
US6484533B1 (en) 2000-11-02 2002-11-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for the production of a liquid cryogen
US6412302B1 (en) 2001-03-06 2002-07-02 Abb Lummus Global, Inc. - Randall Division LNG production using dual independent expander refrigeration cycles
US6581409B2 (en) * 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
DE10128287A1 (de) * 2001-06-12 2002-12-19 Kloeckner Haensel Proc Gmbh Kocher
CA2473949C (en) * 2002-01-18 2008-08-19 Robert Amin Process and device for production of lng by removal of freezable solids

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012050273A1 (ko) * 2010-10-15 2012-04-19 대우조선해양 주식회사 가압액화천연가스 생산 방법 및 이에 사용되는 생산 시스템
KR101115465B1 (ko) * 2010-10-29 2012-02-27 대우조선해양 주식회사 액화천연가스의 생산 장치

Also Published As

Publication number Publication date
US20030192343A1 (en) 2003-10-16
KR100819722B1 (ko) 2008-04-07
CL2009000616A1 (es) 2009-09-11
CO5590980A2 (es) 2005-12-30
CN1293341C (zh) 2007-01-03
WO2003072991A1 (en) 2003-09-04
CA2473185A1 (en) 2003-09-04
CL2007003576A1 (es) 2008-05-30
ES2688165T3 (es) 2018-10-31
EP1478874A4 (en) 2007-09-12
ZA200404910B (en) 2005-03-30
ECSP045189A (es) 2005-01-03
NZ550201A (en) 2008-07-31
JP2005519153A (ja) 2005-06-30
US6962061B2 (en) 2005-11-08
EP1478874A1 (en) 2004-11-24
CL2004001541A1 (es) 2005-04-29
PL369726A1 (en) 2005-05-02
EP1867939A3 (en) 2016-03-09
EP1867939A2 (en) 2007-12-19
US6886362B2 (en) 2005-05-03
EP1478874B1 (en) 2018-08-01
JP5761895B2 (ja) 2015-08-12
EP1867940A2 (en) 2007-12-19
BR0215515B1 (pt) 2014-08-19
PL206099B1 (pl) 2010-06-30
US6581409B2 (en) 2003-06-24
BR0215515A (pt) 2004-12-21
EP1867939B8 (en) 2017-08-09
US20030196452A1 (en) 2003-10-23
NZ533794A (en) 2006-12-22
CA2473185C (en) 2009-07-07
AU2002346035B2 (en) 2008-04-24
EA006270B1 (ru) 2005-10-27
US20020174678A1 (en) 2002-11-28
JP2009150646A (ja) 2009-07-09
AU2002346035A1 (en) 2003-09-09
ES2628502T3 (es) 2017-08-03
EP1867939B1 (en) 2017-05-17
JP2009263674A (ja) 2009-11-12
MXPA04006605A (es) 2004-10-04
JP5600249B2 (ja) 2014-10-01
HK1078120A1 (en) 2006-03-03
EA200400811A1 (ru) 2004-12-30
CN1615415A (zh) 2005-05-11
EP1867940A3 (en) 2016-03-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR100819722B1 (ko) 천연 가스 액화 장치 및 그 관련 방법
US7219512B1 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7637122B2 (en) Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same
US7591150B2 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US20070107465A1 (en) Apparatus for the liquefaction of gas and methods relating to same
US7594414B2 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
CA2613276C (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
AU2008201465B2 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
NZ550202A (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
AU2008201463B8 (en) Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
LAPS Lapse due to unpaid annual fee