Nothing Special   »   [go: up one dir, main page]

CN101454608A - 蒸发和加热深冷流体的方法 - Google Patents

蒸发和加热深冷流体的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN101454608A
CN101454608A CNA2007800192673A CN200780019267A CN101454608A CN 101454608 A CN101454608 A CN 101454608A CN A2007800192673 A CNA2007800192673 A CN A2007800192673A CN 200780019267 A CN200780019267 A CN 200780019267A CN 101454608 A CN101454608 A CN 101454608A
Authority
CN
China
Prior art keywords
heat exchange
pressure
heat
exchange stream
cryofluid
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
CNA2007800192673A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101454608B (zh
Inventor
S·杜特
C·E·拉蒙
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Chevron USA Inc
Original Assignee
Chevron USA Inc
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 Chevron USA Inc filed Critical Chevron USA Inc
Publication of CN101454608A publication Critical patent/CN101454608A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101454608B publication Critical patent/CN101454608B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0316—Water heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/07—Generating electrical power as side effect

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

蒸发和加热深冷流体例如液化天然气，到环境温度范围中合意温度的方法。该方法包括使用中间换热流体例如丙烷加热液化天然气，并利用液化天然气的冷潜能发电。所述换热流体被热源例如可从工业过程获得的温水或热水加热。加压和加热所述换热流体以形成换热蒸气。将该换热蒸气分为多个流股，这些流股与所述深冷流体以串联方式换热以便使用普通的换热流体和热源来蒸发该深冷流体并逐级加热该深冷流体到合意温度。

Description

蒸发和加热深冷流体的方法
发明领域
本发明涉及深冷流体领域，并尤其涉及液化气的运输和蒸发。本发明的方法利用闭合回路中的换热流体，该换热流体能用相对低温的热加热以气化液化天然气(LNG)并加热该气化的LNG到适合管道运输的温度。本发明的方法也能产生副产物电能以提高效率。
发明背景
天然气往往是在远离气体可以销售并分配给最终用户的地方发现和生产的。当可得到合适的管道时，天然气可以以气体或液体的形式运到市场，但是，有许多情况下，这种用于连接特定的天然气供应和消费者的管道不易得到或不切实际。当天然气供应设在海外或距合适的分配系统有很大距离时，可能有必要通过船只运输该气体。这些船只通常包括特殊设计的运输船，其运输作为液体保存在大型隔热容器或箱中的天然气。
当在大气压或接近大气压下运输时，液化天然气(LNG)在略低于-164℃的温度下保存。这个温度代表了甲烷在大气压下的沸点温度。但是，由于天然气的组成通常会含有不同量的更重和更高沸点的烃，如乙烷、丙烷、丁烷等，液化气的特征是具有稍微更高的沸腾温度，范围通常为约-151℃至约-164℃，取决于组成。在或接近目的地，在LNG引入分配管道之前，LNG必须再气化并加热。此外，取决于管道和当地天然气规格的要求，LNG可以被加压、减压、混合、加臭或经过其他处理后才能引入管道或类似的分配系统。
再气化LNG的系统可以在陆地和海上使用。例如，用来加热LNG到蒸发温度的蒸发器可以在LNG运输船的甲板上、在运输船附近漂浮的结构或船上、在底部建造的结构上、或在陆基设施上采用。蒸发器通常通过用温流体如环境空气、海水或可以通过燃烧燃料气加热的其他换热流体加热LNG来再气化LNG。此外，已经尝试通过用冷能来辅助制冷和冷却应用以捕集LNG的潜能并在某些情况下发电。
发明概述
在一个实施方案中，本发明涉及蒸发和加热深冷流体的方法。该方法包括步骤：从换热流体产生高压换热蒸气，把该高压换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股，通过用第一换热流股作为发电装置中的工作流体降低该第一流股的压力，在第一换热流股和深冷流体之间换热以至少部分蒸发该深冷流体，在第二换热流股和该部分蒸发的深冷流体之间换热以加热该蒸发的深冷流体到最低温度，调整第一和第二换热流股中一个或多个的压力；和再合并第一和第二换热流股以产生换热流体。在该实施方案中，所述深冷流体可以是液化天然气和所述换热流体可包括乙烷、丙烷、丁烷、乙烯和丙烯的一种或多种。通过用泵增压换热流体到更高压力，然后加热该换热流体，可以从换热流体产生高压换热蒸气。所述方法可任选地包括在与第一流股换热前增加深冷流体的压力到至少约500psig的步骤。深冷流体可以被蒸发和加热到至少约-6.67℃的最低温度和更优选到至少约4.44℃的最低温度。
在另一个实施方案中，本发明涉及蒸发和加热液化天然气的方法。该方法包括步骤：从包含丙烷的换热流体产生换热蒸气，把换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股，通过使用第一换热流股作为发电装置中的工作流体降低第一换热流股的压力，在第一换热流股和液化天然气之间换热以至少部分蒸发该液化天然气，在第二换热流股和该部分蒸发的液化天然气之间换热以加热该蒸发的液化天然气到最低温度，调整第一和第二换热流股中一个或多个的压力；和再合并第一和第二换热流股以产生丙烷流体。这个方法可任选地包括在与第一换热流股换热前增加液化天然气的压力到至少约500psig。产生高压换热蒸气可包括首先用泵增压换热流体到更高压力，然后加热该换热流体。蒸发并加热液化天然气到至少约-6.67℃的最低温度。调整第一换热流股和第二换热流股中一个或多个的压力的步骤可包括下列的一个或多个：增加第一换热流股的压力，降低第二换热流股的压力，和增加第二换热流股的压力。
在另一个实施方案中，本发明涉及蒸发和加热深冷流体的方法。该方法包括步骤：从换热流体产生换热蒸气，把换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股，在第一换热流股和深冷流体之间换热以至少部分蒸发该深冷流体，在第二换热流股和该部分蒸发的深冷流体之间换热以加热该蒸发的深冷流体到最低温度，调整第一换热流股和第二换热流股中一个或多个的压力；和再合并第一和第二换热流股以产生换热流体。所述换热流体可包含丙烷且所述深冷流体可包含液化气例如液化天然气。任选地，所述方法可包括调整第一和第二换热流股中一个或多个的压力的步骤，可包括在与部分蒸发的深冷流体换热之后降低第二换热流股的压力。
附图简述
本发明可以通过参考下面的描述结合附图来理解。
图1是示意图，说明了能被用来实行本发明方法的系统。
图2是示意图，说明了能被用来实行本发明方法的系统。
尽管本发明容许多种修改和变动形式，其具体实施方案已经通过附图中的实例显示并在本文详细描述。但是，要理解的是，本文描述的具体实施方案不打算将本发明限制在公开的具体形式，相反，本发明涵盖落入所附权利要求定义的本发明主旨和范围内所有的修改、等同和替换。
优选实施方案的详细描述
下面描述了本发明的说明性的实施方案。为了清楚起见，并非实际实施方案的所有特征都在本说明书中描述。当然要理解的是，在任何这样的实际实施方案的开发中，必须做出许多具体实行的决定以达到开发者的具体目标，例如遵从与系统相关和与商业相关的限制，这将使各实施彼此不同。而且，要理解的是，这种开发努力可能是复杂且耗时的，但仍然是受益于本公开的本领域普通技术人员的常规任务。
本发明涉及有效地蒸发液化天然气(LNG)和加热得到的天然气用来进一步处理、储存、运输或最终使用的多种方法。众所周知，LNG终端需要大量热来蒸发LNG。在本发明的方法中，中间换热流体与LNG换热以蒸发LNG且进一步加热LNG到合意温度。通过用换热流体的第一部分蒸发LNG然后用换热流体的第二部分加热该蒸发的气体，实现了改进的转化。因此，用一个或多个高等级或低等级热源可以加热换热流体到合适温度。合适的低等级热源的实例包括来自炼油厂或其他工业过程的冷却水流，以及环境空气和水。合适的高等级热源可包括例如已经通过燃烧燃料气加热了的流体。
本发明的方法可任选地包括回收LNG的冷潜能。例如用Rankine循环从换热流体发电或提取功以进一步提高系统的效率。例如，在用换热流体作为工作流体发电时，可获得产生的电以满足该系统的电力需求，从而降低或甚至消除对效率更低的现场发电技术和/或从外部来源耗电的需要。而且，与很多发电技术相比，用LNG冷潜能发电通常会有显著更低的排放。
本发明的方法可以用于蒸发和加热任何深冷流体。为了本公开的目的，深冷流体是液相流体，其必须维持在低于环境温度(即低于约25℃的温度)和/或高于环境压力(即高于约15psia的压力)以保持在液相。液化天然气是一种低温液体，其包含甲烷和通常少量的较高分子量烃和其他组分。如上所述，液化天然气的沸点或蒸发点会取决于组成而变化。
当为了想要的用途而需要增加深冷流体的压力时，优选的是使该流体在蒸发之前被加压。在其中深冷流体是液化天然气的实施方案中，该天然气实质上处于液相且通常在高于约1大气压的压力下储存。在产品天然气打算用管道输送时，在蒸发和加热之后该天然气应该处于相对高压，约500psig以上，优选约1000psig以上，且更优选约1200psig以上。此外，天然气产品的温度会优选地处于环境温度范围的一个温度，且更具体地，至少约-6.67℃和更优选地处于至少约4.44℃。在这种提高的压力和温度下，天然气产品被认为是密相材料。
在本发明的方法中换热流体被用作中间换热流体以从热源传热到深冷流体。任选地，从热源传递到换热流体的能量的一部分以电或功的形式提取。
通常为了特定性质而选择换热流体，所述特殊性质将满足所述方法的特定应用的需要。成本和安全是首要的考虑。换热流体应该如此选择以使其具有适宜低的凝固点以便它与深冷流体换热时不会固化，且与热源换热时不会引起热源凝固。而且，在操作过程中，换热流体的温度必须低于热源的温度。
优选的是选择的换热流体在循环中随着产生的潜热传递会经历至少部分相变。例如，换热流体会优选地在热源的实际温度和热源的凝固温度之间的一个温度下有中等的蒸气压以使该换热流体在与热源换热过程中蒸发。此外，在其中深冷流体是液化天然气的实施方案中，换热流体在高于液化天然气沸腾温度的温度下应该是可液化的，以使得换热流体在与液化天然气换热过程中冷凝。
换热流体可以是纯物质或不同换热流体的混合物，该混合物产生具有期望热性能的组合物。示例性的换热流体包括每分子具有1～6个碳原子的烃例如丙烷、乙烷、乙烯、丙烯和甲烷，以及它们的混合物。在其中深冷流体是液化天然气的实施方案中，换热流体优选选自乙烷、丙烷、丁烷和它们的混合物，特别是因为这些流体一般至少微量存在于天然气中，并因此容易得到。可用于本发明的方法中的其他换热流体包括商业制冷剂和卤代烃例如氟氯烃，其具有用于这个用途的优异热和氧化性能。环境友好的流体是特别合意的。甚至更高凝固点流体例如水可以用作换热流体，前提是设计该系统以降低水在深冷流体的温度下结冰的趋势。
在本发明的方法中，换热蒸气从换热流体产生。通过用泵增压换热流体到更高压力和/或加热该换热流体到该换热流体完全蒸发的温度，可以从换热流体产生换热蒸气。在发电或提取功的实施方案中，可以通过首先用泵增压换热流体到更高的压力然后加热该换热流体到提高的压力来产生高压换热蒸气。蒸发该换热流体需要的压力和温度取决于流体的组成。在换热流体包含丙烷时，可以通过首先用泵增压丙烷到至少约60psig的压力然后加热该丙烷流体到至少约4.44℃的温度来产生高压换热蒸气。
可以使用用于用泵增压和压缩流体的已知的装置来实现用泵增压或压缩换热流体。选择泵和压缩设备是设计选择的问题且取决于一些因素例如换热流体组成、流速、期望的蒸发和/或冷凝温度，和是否从循环换热流体发电。因为一般增加流体的压力比增加气体的压力更有效率，所以当换热流体主要是液相时，优选的是增加该换热流体的压力。合适的泵可包括离心泵和往复泵。当然，本发明可以有特殊应用，其中当换热流体主要是气态时，希望压缩该换热流体。
加热换热流体可以通过在热源和换热流体之间换热完成。换热可以在任何传统换热装置中发生，给定选择的热源和换热流体的性质，所述装置能至少部分蒸发该换热流体。在一个实施方案中，通过相对热的液体工艺流例如来自炼油厂或其他石化设施的冷却水的加热了的流股，将热能提供到换热器。在另一个实施方案中，热源是当与换热流体交换热能时被冷却和/或冷凝的蒸气流。对于冷却和/或冷凝液体或蒸气流，换热器的选择和设计是工程选择的问题。管壳式换热器是一个可能的选择。
合适的热源包括环境空气、地下水、海水、河水、废料或冷却水流。在其它实施方案中，热源可包括燃烧器，例如工艺锅炉、工艺加热器或工艺炉。在这种情况下，燃料燃烧以产生用来加热换热流体的热量。本领域技术人员应该认识到，对于给定工艺，热源的选择将取决于许多考虑。而且，来源于分离工艺(如炼油厂)的料流的冷却和/或冷凝可以是合意的，特别是如果由换热流体提供的冷却能代替其他工艺中要求的设备。选择热源的另一个考虑是是否例如在发电装置中通过使用换热流体作为工作流体由循环换热流体产生电和/或功。
将换热蒸气分为第一换热流股和第二换热流股。阀门、支管和其它已知的流动控制装置可以用来将换热蒸气分成两个或更多个流股。
当期望发电或提取功时，循环换热流体，例如以第一或第二换热流股的形式，可以在发电装置中用作工作流体。合适的发电装置可包括膨胀汽轮机、冷凝汽轮机、液压膨胀机、往复式发动机等等，但可包括通过蒸发的换热流体的膨胀运转的任何发动机。在其中发电装置是膨胀汽轮机的实施方案中，汽轮机的旋转可以用来驱动发电机或驱动相关设备例如泵或压缩机。离开该汽轮机的膨胀的换热流股会呈现降低的压力。一般，冷却效应也伴随着换热流股的压力降低以便离开的换热流基本上是液体、蒸气、或一些液体和蒸气的组合，取决于其组成和得到的温度和压力。发电量会部分取决于循环换热流体的流速、压力和温度。尽管更高的温度和压力能产生更多的电，但通常要求更大的能量输入以达到这样的温度和压力。因此，特殊应用中产生的电的量，如果有的话，将取决于一些因素而变化，所述因素例如特定系统的电需求、发电处的循环换热流体的组成和状态，和来自其他来源的电的可得性和成本。
深冷流体与换热流体在至少两个独立且有区别的步骤中换热。通过将换热流体分成两个或更多个单独的流股且用单独的流股与深冷流体以串联方式换热，实现到深冷流体的更有效的热传递。在为低温运行和高体积通量而设计的换热器中，热量可在深冷流体和第一及第二换热流股之间交换。已知的这种用途的换热器一般是指蒸发器并可包括管壳式换热器、芯罐(core in kettle)型换热器和板翅式换热器等。应该注意的是尽管换热器或蒸发器可以以单数提到，但是这些术语代表多个单程换热器、单个多程换热器及其组合。
在第一加热步骤中，深冷流体与第一换热流股换热至少部分蒸发该深冷流体。该深冷流体在这次换热中被加热到中间温度范围内的一个温度。在深冷流体包含液化天然气和第一交换流股包含丙烷的实施方案中，该天然气被加热到至少约-73.33℃，且优选至少约-45.56℃。该换热部分蒸发液化天然气并至少部分冷凝第一换热流股中的丙烷蒸气。该冷凝的丙烷流体然后可被导入到缓冲容器或用来保存换热流体备料的其他容器。
在第二加热步骤中，在第二换热流股和部分蒸发的深冷流体之间换热以加热该蒸发的深冷流体到最低温度。该最低温度是下游工艺、储存或管道要求的深冷流体温度。在深冷流体包含天然气时，该最低温度是环境温度范围内的一个温度，但通常是至少约-6.67℃，优选至少约4.44℃且更优选至少约15.56℃。在这次换热过程中，第二换热流股被部分蒸发的深冷流体过冷却。
然后再合并第一和第二换热流股以产生用来形成换热蒸气的换热流体。在再合并第一和第二换热流股之前，可能需要调整一个或多个第一换热流股和第二换热流股的压力以便第一和第二换热流股的压力大约相同。调整一个或多个第一和第二换热流股的压力可包括下面的一个或多个：增加第一换热流股的压力，降低第二换热流股的压力和增加第二换热流股的压力。增加压力可以通过使用本文描述的泵和压缩机完成。降低压力可以通过引导流股通过本文其他地方描述的发电装置或通过本领域已知的其他降压设备例如节流阀，如Joule-Thompson阀、闪蒸器等完成。
考虑到以上公开，本领域普通技术人员应该懂得并理解本发明包括很多可能的说明性实施方案，这些方案取决于设计标准。一个这样的说明性实施方案包括蒸发和加热深冷流体的方法。该方法包括步骤：从换热流体产生高压换热蒸气；将该高压换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股；通过用第一换热流股作为发电装置中的工作流体来降低第一换热流股的压力；在第一换热流股和深冷流体之间换热以至少部分蒸发该深冷流体；在第二换热流体和部分蒸发的深冷流体之间换热以加热该蒸发的深冷流体到最低温度；调整第一和第二换热流股中一个或多个的压力；和再合并第一和第二换热流股以产生换热流体。在这样的实施方案中，深冷流体可包括液化天然气和换热流体可包括乙烷、丙烷、丁烷、乙烯和丙烯的一种或多种。通过用泵增压换热流体到更高的压力然后加热该换热流体可以从换热流体产生高压换热蒸气。该方法可任选地包括在与第一流股换热之前增加深冷流体的压力到至少约500psig的步骤。深冷流体可以被蒸发和加热到至少约-6.67℃的最低温度，且更优选地到至少约4.44℃的最低温度。
另一个这样的说明性实施方案包括蒸发和加热液化天然气的方法。该方法包括步骤：从包含丙烷的换热流体产生换热蒸气；将该换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股；通过用第一换热流股作为发电装置中的工作流体来降低第一换热流股的压力；在第一换热流股和液化天然气之间换热以至少部分蒸发该液化天然气；在第二换热流股和部分蒸发的液化天然气之间换热以加热该蒸发的液化天然气到最低温度；调整第一换热流股和第二换热流股中一个或多个的压力；和再合并第一和第二换热流股以产生换热流体。通过用泵增压换热流体到更高的压力然后加热该换热流体可以从换热流体产生高压换热蒸气。该方法可任选地包括在与第一流股换热之前增加液化天然气的压力到至少约500psig的步骤。液化天然气可以被蒸发和加热到至少约-6.67℃的最低温度。
另一个说明性实施方案包括蒸发和加热深冷流体的方法。该方法包括步骤：从换热流体产生换热蒸气；将该换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股；在第一换热流股和深冷流体之间换热以至少部分蒸发该深冷流体；在第二换热流股和该部分蒸发的深冷流体之间换热以加热该蒸发的深冷流体到最低温度；调整一个或多个第一换热流股和第二换热流股的压力；和再合并第一和第二换热流股以产生换热流体。在这样的方法中，换热蒸气可包含丙烷且深冷流体可包含液化天然气。在这样的实施方案中，可以通过与部分蒸发的深冷流体换热后降低第二换热流股的压力来调整一个或多个第一和第二换热流股的压力。
上面公开的具体实施方案只是说明性的，因为本发明可以用不同但等效的方式加以修改和实践，那些方法对受益于本文教导的本领域技术人员来说显而易见。而且，没有打算限制本文显示的构造或设计的细节，除了下面权利要求所描述的以外。因此，很明显上面公开的具体实施方案可以被改变或修改且所有这些变化都认为落在本发明的范围和主旨中。相应地，本文寻求的保护在下面权利要求中阐述。
附图详述
在图1和2说明的实施方案中，深冷流体是LNG和换热流体是丙烷。
缓冲容器140是用来以液相形式保持丙烷备料的罐或其他合适的容器。通过管线144将丙烷引至泵150，在那里它被用泵增压到约90psig和110psig之间的压力。然后通过管线105将丙烷引至换热器110，在那里丙烷与来自炼油厂加热了的冷却水流换热以产生温度在约-17.78℃和约37.78℃之间的丙烷蒸气。冷却水在管线116的入口温度在约20℃和约40℃之间且在管线117的出口温度在约4.44℃和约30℃之间。丙烷蒸气通过管线112离开换热器110并被分成分别流过管线114和115的第一和第二流股。
当目标是从换热流体产生更多的电或提取更多的功时，在换热器110中将更多热量传递给丙烷。在这样的实施方案中，管线116会含有加热了的流体例如来自锅炉的蒸汽或来自炉或燃烧器的废气，它们会与丙烷在换热器110中换热。这种加热了的流体的温度将大于约40℃且取决于压力状况可能高于约120℃。
正如所说明的，所述多个流股包括第一换热流股，其通过管线114被引至膨胀汽轮机120，在那里该第一换热流股作为工作流体发电。丙烷蒸气的膨胀降低其温度到约-17.78℃和约10℃之间并降低其压力到约2psig和约20psig之间。离开汽轮机120的丙烷通过管线122流到蒸发器130，在那里它与从管线132流来的LNG换热。管线132优选地连接到含有LNG的储存罐(未显示)，其具有增加LNG压力的中间泵118。储存的LNG在环境压力或低压下保存并被引至蒸发器130的泵118上游。在那里LNG的压力可以升高到期望的压力。流过蒸发器130的LNG被加热到约-73.33℃和约-28.89℃之间的温度，至少部分蒸发该LNG。由于在蒸发器130中与LNG换热，该第一换热流股被冷却到约-51.11℃和约-17.78℃之间的温度，在这个温度下丙烷冷凝且从该蒸发器中导出。
通过管线134将部分蒸发的LNG从蒸发器导出到换热器160，在那里它与管线115中的第二换热流股换热。离开换热器160的蒸发的天然气，其温度至少约-6.67℃和约26.67℃，且取决于压力，可以准备进入天然气分配管线。流过换热器160的丙烷被部分蒸发的天然气过冷到约-45.56℃和约-23.33℃之间的温度。然后将该第二换热流股引至膨胀汽轮机125，在那里它被膨胀以发电并降低丙烷的压力。压力的逐步下降冷凝该第二流股成液体，该液体可以与第一换热流股在管线136中再合并。再合并的换热流体通过管线142导至缓冲容器140。
图2说明的实施方案与图1类似，其中深冷流体是LNG，换热流体是丙烷和加热介质是来自炼油厂的加热了的冷却水流。
液体丙烷保存在缓冲容器240中并用泵250加压到至少约90psig以产生高压丙烷。该高压丙烷与来自管线282的丙烷合并并将该再合并的高压丙烷通过管线205导至换热器210，在那里它与加热了的冷却水流换热以产生温度至少约-17.78℃的高压丙烷蒸气。该高压丙烷蒸气通过管线212离开换热器210并被分成分别流过管线214和215的第一和第二流股。
所述第一流股通过管线214导至膨胀汽轮机220。包含高压丙烷蒸气的该第一流股在汽轮机220中用作工作流体。在汽轮机220中，高压丙烷蒸气的膨胀发电并降低丙烷的温度和压力。通过管线222离开汽轮机220的丙烷流到蒸发器230，在那里它与从管线232流来的LNG换热。管线232优选与泵218连接，泵218在其入口连接到含有LNG的储存罐(未显示)。泵218增加了蒸发器230的上游LNG的压力。
由于与LNG在蒸发器230中换热，丙烷的第一换热流股被冷却并冷凝成液体并通过管线236导至缓冲容器240。流过蒸发器230的LNG被丙烷加热到至少约-73.33℃至少部分蒸发LNG。该部分蒸发的LNG通过管线234流出蒸发器到达换热器260，在那里它与来自管线215的第二换热流股换热。流过换热器260的丙烷被部分蒸发的天然气过冷却并至少部分冷凝。然后将该第二换热流股导入到缓冲容器270并随后到泵280，在那里可将该第二换热流股的压力增加到第一流股的压力，然后再合并这些流股并在换热器210中蒸发丙烷。

Claims (23)

1.蒸发和加热深冷流体的方法，所述方法包括步骤：
从换热流体产生高压换热蒸气；
将所述高压换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股；
通过用所述第一换热流股作为发电装置的工作流体降低所述第一换热流股的压力；
在所述第一换热流股和深冷流体之间换热以至少部分蒸发所述深冷流体；
在所述第二换热流股和所述部分蒸发的深冷流体之间换热以加热所述蒸发的深冷流体到最低温度；
调整所述第一和第二换热流股中一个或多个的压力；和
再合并所述第一和第二换热流股以产生所述换热流体。
2.权利要求1的方法，其中从换热流体产生高压换热蒸气包括以下一种或多种：用泵增压和加热所述换热流体。
3.权利要求2的方法，其中产生高压换热蒸气包括用泵增压所述换热流体到更高压力，然后加热所述换热流体。
4.权利要求1的方法，其中调整所述第一和第二换热流股的压力中一个或多个的步骤包括以下中的一个或多个：
增加所述第一换热流股的压力；
降低所述第二换热流股的压力；和
增加所述第二换热流股的压力。
5.权利要求4的方法，其中调整所述第一流股和所述第二流股中一个或多个的压力的步骤包括降低所述第二流股的压力。
6.权利要求4的方法，其中调整所述第一换热流股和所述第二换热流股中一个或多个的压力的步骤包括用泵增压所述第一换热流股到更高压力并用泵增压所述第二换热流股到高压。
7.权利要求1的方法，其中所述深冷流体包括液化天然气。
8.权利要求1的方法，其中所述换热流体包含每分子具有约1到约6个碳原子的烃、卤代碳和它们的混合物。
9.权利要求8的方法，其中换热流体包括乙烷、丙烷、丁烷、乙烯和丙烯的一种或多种。
10.权利要求9的方法，其中所述高压换热蒸气压力至少为约60psig。
11.权利要求9的方法，其中所述高压换热蒸气温度至少为约4.44℃。
12.权利要求1的方法，其中所述最低温度至少为约-6.67℃。
13.权利要求12的方法，其中所述最低温度至少为约4.44℃。
14.权利要求1的方法，还包括在与所述第一换热流股换热之前，增加所述深冷流体的压力到至少约500psig的压力的步骤。
15.权利要求14的方法，其中将所述深冷流体的压力增加到至少约1000psig的压力。
16.蒸发和加热液化天然气的方法，所述方法包括步骤：
从换热流体产生换热蒸气，所述换热流体包含丙烷；
将所述换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股；
通过用所述第一换热流股作为发电装置的工作流体降低所述第一换热流股的压力；
在所述第一换热流股和液化天然气之间换热以至少部分蒸发所述液化天然气；
在所述第二换热流股和所述部分蒸发的液化天然气之间换热以加热所述蒸发的液化天然气到最低温度；
调整所述第一换热流股和所述第二换热流股中一个或多个的压力；和
再合并所述第一和第二换热流股以产生所述换热流体。
17.权利要求16的方法，还包括在与所述第一换热流股换热之前增加所述液化天然气的压力到至少约500psig的压力的步骤。
18.权利要求16的方法，其中从换热流体产生高压换热蒸气包括以下一种或多种：用泵增压和加热所述换热流体。
19.权利要求16的方法，所述最低温度至少为约-6.67℃。
20.权利要求16的方法，其中调整所述第一换热流股和所述第二换热流股中一个或多个的压力的步骤包括以下中的一个或多个：
增加所述第一换热流股的压力；
降低所述第二换热流股的压力；和
增加所述第二换热流股的压力。
21.蒸发和加热深冷流体的方法，所述方法包括步骤：
从换热流体产生换热蒸气；
将所述换热蒸气分成第一换热流股和第二换热流股；
降低所述第一换热流股的压力；
在所述第一换热流股与深冷流体之间换热以至少部分蒸发所述深冷流体；
在所述第二换热流股与所述部分蒸发的深冷流体之间换热以加热所述蒸发的深冷流体到最低温度；
调整所述第一和第二换热流股中一个或多个的压力；和
再合并所述第一和第二换热流股以产生所述换热流体。
22.权利要求21的方法，其中所述换热流体包含丙烷且所述深冷流体包含液化天然气。
23.权利要求21的方法，其中调整所述第一和第二换热流股中一个或多个的压力包括在与所述部分蒸发的深冷流体换热后，降低所述第二换热流股的压力。
CN2007800192673A 2006-05-26 2007-05-26 蒸发和加热深冷流体的方法 Expired - Fee Related CN101454608B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/442,058 US20070271932A1 (en) 2006-05-26 2006-05-26 Method for vaporizing and heating a cryogenic fluid
US11/442,058 2006-05-26
PCT/US2007/069826 WO2007140353A2 (en) 2006-05-26 2007-05-26 Method for vaporizing and heating a cryogenic fluid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101454608A true CN101454608A (zh) 2009-06-10
CN101454608B CN101454608B (zh) 2011-11-23

Family

ID=38748252

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2007800192673A Expired - Fee Related CN101454608B (zh) 2006-05-26 2007-05-26 蒸发和加热深冷流体的方法

Country Status (5)

Country Link
US (2) US20070271932A1 (zh)
JP (1) JP2009539037A (zh)
CN (1) CN101454608B (zh)
GB (1) GB2450667B (zh)
WO (1) WO2007140353A2 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102639923A (zh) * 2009-10-09 2012-08-15 克里奥斯塔股份有限公司 液化天然气的转化
CN103032861A (zh) * 2012-12-26 2013-04-10 天津乐金渤海化学有限公司 一种用水加热低温液体乙烯的方法
CN104852104A (zh) * 2014-02-14 2015-08-19 托奇多有限责任公司 具有冷却回路的船用驱动装置
CN108027107A (zh) * 2015-10-01 2018-05-11 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 液体冷冻剂蒸发方法及系统
CN108678824A (zh) * 2018-06-29 2018-10-19 中海油能源发展股份有限公司珠海冷能利用分公司 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090126372A1 (en) * 2007-11-16 2009-05-21 Solomon Aladja Faka Intermittent De-Icing During Continuous Regasification of a Cryogenic Fluid Using Ambient Air
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US9903232B2 (en) * 2011-12-22 2018-02-27 Ormat Technologies Inc. Power and regasification system for LNG
US20140130522A1 (en) * 2012-11-13 2014-05-15 Caterpillar Inc. Liquefied Gas Supply Conditioning System and Method
DE102013200572A1 (de) * 2013-01-16 2014-07-17 Siemens Aktiengesellschaft Vorrichtung zur Regasifizierung von Flüssigerdgas und zugehöriges Verfahren
BR112017013187B1 (pt) * 2014-12-19 2020-12-29 Mitsubishi Chemical Corporation método para a parada da produção de ácido acrílico em um método para a produção de ácido acrílico
US9784411B2 (en) * 2015-04-02 2017-10-10 David A. Diggins System and method for unloading compressed natural gas
MX2018003646A (es) * 2015-10-01 2018-04-30 Air Liquide Metodo y sistema de vaporizador de criogeno liquido.
KR101827460B1 (ko) * 2016-12-14 2018-02-08 재단법인 건설기계부품연구원 건설기계의 폐열 회수를 이용한 웜업 시스템
WO2018162790A1 (en) * 2017-03-08 2018-09-13 Wärtsilä Finland Oy A liquefied gas tank arrangement and method of operating a liquefied gas tank arrangement
KR102271761B1 (ko) * 2020-02-07 2021-07-02 대우조선해양 주식회사 선박의 액화가스 재기화 시스템 및 방법
US11953159B2 (en) * 2021-03-11 2024-04-09 Praxair Technology, Inc. System and method for cryogenic vaporization with parallel vaporizer arrangements
JP7025592B1 (ja) 2021-10-21 2022-02-24 東京瓦斯株式会社 空温式蒸発装置

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE551602A (zh) * 1955-10-10
US3018634A (en) * 1958-04-11 1962-01-30 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for vaporizing liquefied gases and obtaining power
BE579483A (zh) * 1958-06-11
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
GB933584A (en) * 1962-05-02 1963-08-08 Conch Int Methane Ltd A method of gasifying a liquefied gas while producing mechanical energy
US3266261A (en) * 1964-11-27 1966-08-16 James H Anderson Method and apparatus for evaporating liquefied gases
US3724229A (en) * 1971-02-25 1973-04-03 Pacific Lighting Service Co Combination liquefied natural gas expansion and desalination apparatus and method
DE2407617A1 (de) * 1974-02-16 1975-08-21 Linde Ag Verfahren zur energierueckgewinnung aus verfluessigten gasen
NL7600308A (nl) * 1975-02-07 1976-08-10 Sulzer Ag Werkwijze en inrichting voor het verdampen en verwarmen van vloeibaar natuurlijk gas.
JPS535207A (en) * 1976-07-05 1978-01-18 Osaka Gas Co Ltd Vaporizer of liquefied natural gas
GB2018967B (en) * 1978-03-28 1982-08-18 Osaka Gas Co Ltd Apparatus and process for vaporizing liquefied natural gas
JPS5930887B2 (ja) * 1979-10-11 1984-07-30 大阪瓦斯株式会社 中間熱媒体式液化天然ガス冷熱発電システム
US4437312A (en) * 1981-03-06 1984-03-20 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from vaporization of liquefied natural gas
JPH028599A (ja) * 1987-12-21 1990-01-12 Linde Ag 液化天然ガスの蒸発方法
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102639923A (zh) * 2009-10-09 2012-08-15 克里奥斯塔股份有限公司 液化天然气的转化
CN102639923B (zh) * 2009-10-09 2015-01-28 克里奥斯塔股份有限公司 液化天然气的转化
CN103032861A (zh) * 2012-12-26 2013-04-10 天津乐金渤海化学有限公司 一种用水加热低温液体乙烯的方法
CN103032861B (zh) * 2012-12-26 2014-07-16 天津乐金渤海化学有限公司 一种用水加热低温液体乙烯的方法
CN104852104A (zh) * 2014-02-14 2015-08-19 托奇多有限责任公司 具有冷却回路的船用驱动装置
CN104852104B (zh) * 2014-02-14 2021-04-02 托奇多有限责任公司 具有冷却回路的船用驱动装置
CN108027107A (zh) * 2015-10-01 2018-05-11 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 液体冷冻剂蒸发方法及系统
CN108678824A (zh) * 2018-06-29 2018-10-19 中海油能源发展股份有限公司珠海冷能利用分公司 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2007140353A2 (en) 2007-12-06
WO2007140353A3 (en) 2008-05-08
CN101454608B (zh) 2011-11-23
GB2450667B (en) 2011-06-15
US20100083670A1 (en) 2010-04-08
GB2450667A (en) 2008-12-31
GB0819591D0 (en) 2008-12-03
US20070271932A1 (en) 2007-11-29
JP2009539037A (ja) 2009-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101454608B (zh) 蒸发和加热深冷流体的方法
JP6539405B2 (ja) 温室効果ガス除去を備えた液化天然ガス生産システム及び方法
JP5026588B2 (ja) Ｌｎｇ再ガス化および発電
JP6931070B2 (ja) 天然ガス給送ストリームを予冷することによるｌｎｇ生成システム内の効率の増大
US2975607A (en) Revaporization of liquefied gases
CN1894537B (zh) 液化天然气的汽化系统和方法
TWI608206B (zh) 藉由預冷卻天然氣供給流以增加效率的液化天然氣（ｌｎｇ）生產系統
US20030005698A1 (en) LNG regassification process and system
US7493763B2 (en) LNG-based power and regasification system
US20110297346A1 (en) Methods and Systems of Regenerative Heat Exchange
HRP20000631A2 (en) Producing power from pressurized liquefied natural gas
JPH0559378A (ja) 未処理石油ガスの輸送方法
US20130160486A1 (en) Power and regasification system for lng
GB2540080A (en) Cold utilization system, energy system provided with cold utilization system, and method for utilizing cold utilization system
CN101495828A (zh) 蒸汽再液化的方法和设备
CA2615850C (en) Configurations and methods for power generation in lng regasification terminals
KR20010042204A (ko) 액화 천연 가스로부터의 동력 생산방법
WO2014137573A2 (en) Regasification plant
CN111852601A (zh) 一种lng冷能co2工质循环发电系统及发电方法
CN104024774B (zh) 由低温烃组合物脱除氮的方法和设备
US10539364B2 (en) Hydrocarbon distillation
US7296413B2 (en) Power generating system and method
NO170364B (no) Anordning for idriftssettelse og/eller rekalibrering av et slavesystem innen treghetsnavigasjon
JPS58106109A (ja) タ−ビンによるｌｎｇからの動力回収法
JP2014224204A (ja) ガス製造方法及びガス製造設備

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
C17 Cessation of patent right
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20111123

Termination date: 20120526