NO335843B1

NO335843B1 - Framgangsmåte for nedkjøling av flytende naturgass samt installasjon for gjennomføring av samme

Info

Publication number: NO335843B1
Application number: NO20032543A
Authority: NO
Inventors: Henri Paradowski
Original assignee: Technip France Sa
Priority date: 2000-12-18
Filing date: 2003-06-05
Publication date: 2015-03-02
Also published as: KR20030081349A; EG23286A; NO20032543D0; EP1352203A1; RU2003122063A; CN1481495A; GC0000378A; ATE528602T1; FR2818365B1; JP2004527716A; NO20032543L; BR0116288A; US6898949B2; US20040065113A1; EP1352203B1; WO2002050483A1; JP3993102B2; DZ3483A1; ES2373218T3; KR100825827B1

Abstract

Oppfinnelsen vedrører en framgangsmåte for kjøling av flytende gass under trykk (1) omfattende et første trinn hvor LNG (1) avkjøles, ekspanderer og separeres i (a) en første basefraksjon (4) som samles opp, og (b) en første toppfraksjon (3) som varmes opp, komprimeres i en kompressor (Kl) og kjøles til en første komprimert fraksjon (5) som samles opp, og en andre komprimert fraksjon (6) trekkes ut av brenngassen (5), kjøles og deretter blandes med den avkjølte og ekspanderte LNG (1). Oppfinnelsen er kjennetegnet ved at den omfatter et andre trinn hvor den andre, komprimerte fraksjonen (6) komprimeres og kjøles samt at en fluks (8) trekkes ut og kjøles, ekspanderes og føres inn i kompressoren (Kl), oppfinnelsen beskriver også andre utførelser.

Description

FRAMGANGSMÅTE FOR NEDKJØLING AV FLYTENDE NATURGASS SAMT INSTALLASJON FOR GJENNOMFØRING AV SAMME

Den foreliggende oppfinnelse angår, generelt og ifølge et første aspekt, til gassindustrien og særlig til en framgangsmåte for nedkjøling av flytende naturgass under trykk inneholdende metan og C2og høyere hydrokarboner, med formål å separere dem.

Mer spesifikt angår oppfinnelsen ifølge dens første aspekt en framgangsmåte for nedkjøling av flytende naturgass undertrykk inneholdende metan og C2og høyere hydrokarboner, omfattende et første trinn (I) hvori nevnte flytende naturgass undertrykk i trinn (Ia) ekspanderes for å skaffe tilveie en ekspandert, flytende naturgasstrøm, hvori nevnte ekspanderte flytende naturgass i trinn (Ib) deles i en relativt mer flyktig første toppfraksjon og en relativt mindre flyktig første bunnfraksjon, hvori den første bunnfraksjonen bestående av ned-kjølt flytende naturgass i trinn (Ic) samles opp og den første toppfraksjonen i trinn (Id) varmes opp, komprimeres i en første kompressor og avkjøles for å skaffe tilveie en første komprimert brenngassfraksjon som samles opp, og det fra den første komprimerte fraksjonen i trinn (le) avledes en andre komprimert fraksjon som så avkjøles og deretter blandes med den ekspanderte flytende naturgasstrømmen.

Kjølemetodene av denne typen er velkjent for fagpersonell, og har vært anvendt i flere år.

Publikasjonen WO 01/46634 beskriver en fremgangsmåte hvor flytende naturgass ekspanderes i en dynamisk ekspansjonsturbin for å tilveiebringe en ekspandert flytende gassfluks. Denne fluksen separeres i en separator for å tilveiebringe en første bunnfraksjon og en første toppfraksjon som er mer flyktig. Den første toppfraksjonen varmes i en varmeveksler før den komprimeres i en kompressor.

Publikasjonen EP 1 114 808 beskriver en prosess for å separere hydrokarboner, hvor en gassholdig fluks som utgjøres av hydrokarboner avkjøles og gjøres delvis flytende før den føres inn i en separator. Separatorens toppfraksjon føres inn i en dynamisk ekspansjonsturbin for å danne en strøm for å mate en destillasjonskolonne. Bunnfraksjonen ekspanderes og føres inn i kolonnen. Toppfraksjonen fra kolonnen varmes deretter opp og komprimeres for å gi en gasstrøm, som komprimeres i en serie av kompressorer. En resirkuleringsstrøm avledes ved utløpet til en kompressor før den

resirkuleres i kolonne etter kondensering og ekspandering.

Publikasjonen EP 0 572 590 beskriver en prosess for å fjerne nitrogen fra en flytende hydro-karbongass. I prosessen brukes en destillasjonskolonne der en del av den tyngre væskefrak-sjonen oppvarmes og resirkuleres til den nedre del av kolonnen. Energien blir tatt fra den kalde flytende hydrokarbongassen ved at denne strømmen blir avkjølt før den tilføres destillasjonskolonnen.

Framgangsmåten for nedkjøling av flytende naturgass (LNG) ifølge innledningen ovenfor er anvendt på kjent vis med den hensikt å fjerne det nitrogenet som noen ganger er tilstede i store mengder i naturgassen. I dette tilfellet er brenngassen skaffet til veie ved anvendelse av denne framgangsmåten, rik på nitrogen, mens den avkjølte flytende naturgassen derimot er fattig på nitrogen.

Installasjoner for å gjøre naturgass flytende har veldefinerte tekniske kjennetegn og av-grensninger fastsatt av kapasiteten til produksjonsenhetene de er oppbygget av. Som en følge derav er en installasjon som produserer flytende naturgass under normale operative vilkår, begrenset ved sin maksimale produksjonskapasitet. Den eneste måten å øke produksjonen på består i å bygge en ny produksjonsenhet.

Med de omkostninger som en slik investering representerer, er det nødvendig å forvisse seg om at den ønskede økningen i produksjonen vil vedvare, slik at kostnadene lettere kan amortiseres.

På det nåværende tidspunkt er det ingen måte å øke produksjonen til en produksjonsenhet for flytende naturgass, heller ei midlertidig, når denne enheten går med full kapasitet, uten å gripe til tunge og kostbare investeringer bestående av å bygge en annen produksjonsenhet.

Produksjonskapasiteten av flytende naturgass (LNG) avhenger i det vesentlige av effekten til kompressorene som anvendes til nedkjøling og kondensering av naturgassen.

Da dette er tilfellet, er et første formål med oppfinnelsen å foreslå en framgangsmåte som, i samsvar med de felles forklaringene gitt i innledningen ovenfor, tillater at kapasiteten til en LNG-produksjonsenhet økes uten at det må gripes til bygging av en annen LNG-produksjonsenhet, og som i det vesentlige er kjennetegnet med at framgangsmåten omfatter et andre trinn (II) hvor den andre komprimerte fraksjonen i trinn (Ila) komprimeres i en andre kompressor koplet til en ekspansjonsturbin for å skaffe tilveie en tredje komprimert fraksjon, og den tredje komprimerte fraksjonen i trinn (Hb) avkjøles og deretter deles i en fjerde komprimert fraksjon og en femte komprimert fraksjon, og hvor den fjerde komprimerte fraksjonen i trinn (lic) avkjøles og ekspanderes i ekspansjonsturbinen koplet til en andre kom pressoren fora skaffe tilveie en ekspandert fraksjon som så varmes opp og deretter føres inn i et middeltrykks første trinn av kompressoren, og den femte komprimerte fraksjonen i trinn (Ild) avkjøles og deretter blandes med den ekspanderte flytende naturgasstrømmen.

En første fordel ved oppfinnelsen er at det er avslørt at en produksjonsenhet som går med 100 % kapasitet og produserer en viss leveranse av flytende naturgass ved en temperatur på -160 °C og ved et trykk på nær 50 bar og alle andre operative parametere er konstante, kan få sin leveranse, og dermed sin produksjon, øket ved bare å øke temperaturen som den flytende naturgassen produseres ved.

Imidlertid lagres LNG ved ca. -160 °C ved lågt trykk (under 1,1 bar absolutt trykk), og en økning i dens lagringstemperatur ville ført til en økning i dens lagringstrykk. Dette representerer urimelige omkostninger og framfor alt vanskeligheter ved transport, på grunn av de meget store mengdene LNG som produseres.

Følgelig er det vanlig praksis å klargjøre LNG ved temperatur nær -160 °C før den lagres.

En andre fordel ved oppfinnelsen er at den viser en elegant løsning på disse produksjons-begrensningene ved å anvende en framgangsmåte for LNG-nedkjøling som kan tilpasses allerede eksisterende framgangsmåter for LNG-produksjon uten å kreve anvendelse av be-tydningsfulle finansielle og konkrete midler for innføring av framgangsmåten. Denne løsning-en omfatter produksjon av LNG ved hjelp av et allerede eksisterende LNG- produksjonsan-legg ved en temperatur over -160 °C og deretter avkjøle den til omtrent -160 °C ved å bruke framgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

En tredje fordel ved oppfinnelsen er at den har modifisert en kjent metode for nedkjøling av nitrogenrik flytende naturgass i samsvar med innledningen ovenfor, og at den har mulig-gjort anvendelse av framgangsmåten både med nitrogenrik LNG og nitrogenfattig LNG. I det siste tilfellet inneholder brenngassen som er skaffet til veie ved denne framgangsmåten, svært lite nitrogen og har derfor en sammensetning som er nær opptil den nitrogenfattige, flytende naturgassen.

Ifølge et første aspekt ved oppfinnelsens framgangsmåte kan strømmen av ekspandert, flytende naturgass før trinn (Ib) splittes i en andre toppfraksjon og en andre bunnfraksjon, hvor den andre toppfraksjonen varmes opp og deretter føres inn i den første kompressoren i et andre mellomliggende mellomtrykkstrinn, mellom det første mellomtrykkstrinn og et lav-trykkstrinn, og den andre bunnfraksjonen kan splittes i den første toppfraksjonen og den første bunnfraksjonen.

Ifølge det første aspektet ved oppfinnelsens framgangsmåte følges hvert kompresjonstrinn

av et avkjølingstrinn.

Det beskrives også en avkjølt flytende naturgass og en brenngass skaffet til veie ved en hvilken som helst av de ovenfor definerte framgangsmåtene.

Ifølge et tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon for nedkjøling av flytende naturgass undertrykk, inneholdende metan og C2og høyere hydrokarboner, idet installasjonen omfatter: ekspansjonsmiddel for ekspandering av nevnte flytende naturgass for å skaffe tilveie en ekspandert flytende naturgasstrøm; splittemiddel for å splitte nevnte ekspanderte flytende naturgass i en relativt mer flyktig første toppfraksjon og en relativt mindre flyktig første bunnfraksjon; - oppsamlingsmiddel for å samle opp den første bunnfraksjonen som består av nedkjølt, flytende naturgass; - oppvarmings-, komprimerings- og avkjølingsmiddel for å varme opp den første toppfraksjonen, komprimere den i en første kompressor og avkjøle den for å skaffe tilveie en første komprimert brenngassfraksjon som samles opp; - avtapningsmiddel for å avlede fra den første komprimerte fraksjonen en andre komprimert fraksjon; og - avkjølings- og blandemiddel for å avkjøle og deretter blande den med den ekspanderte flytende naturgasstrømmen, kjennetegnet ved at installasjonen videre omfatter: - komprimeirngsmiddel for å komprimere den andre komprimerte fraksjonen, hvilket komprimeringsmiddel omfatter en andre kompressor koplet til en ekspansjonsturbin for å skaffe tilveie en tredje komprimert fraksjon; - avkjølings- og splittemiddel for å avkjøle og deretter splitte den tredje komprimerte fraksjonen i en fjerde komprimert fraksjon og en femte komprimert fraksjon; - avkjølings-, ekspansjons- og oppvarmingsmiddel for å avkjøle den fjerde komprimerte fraksjonen, og ekspandere den i ekspansjonsturbinen tilkoplet den andre kompressoren for å skaffe tilveie en ekspandert fraksjon, og for å varme opp den ekspanderte fraksjonen; - innføringsmiddel for å føre den ekspanderte fraksjonen inn i et middeltrykks første trinn i kompressoren; og - avkjølings- og blandemiddel for å avkjøle den femte komprimerte fraksjonen og deretter blande den med den ekspanderte, flytende naturgasstrømmen.

Ifølge en første alternativ form ifølge oppfinnelsens tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon som omfatter et middel for splitting av den ekspanderte, flytende naturgass-strømmen, før trinn (Ib), i en andre toppfraksjon og en andre bunnfraksjon ved at installasjonen omfatter middel for oppvarming og deretter innføring av den andre toppfraksjonen i den første kompressoren i et middeltrykks andre mellomtrinn mellom det første middeltrykkstrinnet og et lågtrykkstrinn, og at den omfatter et middel for splitting av den andre bunnfraksjonen i en første toppfraksjon og en første bunnfraksjon.

Ifølge en første utførelse ifølge oppfinnelsens tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon hvor den første toppfraksjonen og den første bunnfraksjonen splittes i en destillasjonskolonne.

Ifølge en utførelse ifølge den første alternative formen ved oppfinnelsens tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon hvor den ekspanderte flytende naturgasstrømmen kan splittes i en andre toppfraksjon og en andre bunnfraksjon i en andre separeringsbeholder.

Ifølge en andre utførelse ifølge oppfinnelsens tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon hvor destillasjonskolonnen omfatter i det minste én side- og/eller kolonnebunnplassert koker, hvor væske som er avledet på en plate i destillasjonskolonnen og som passerer gjennom nevnte koker, varmes opp i en andre varmeveksler og deretter gjeninnføres i destillasjonskolonnen på et nivå under nevnte plate, og at den ekspanderte flytende naturgasstrømmen av-kjøles i nevnte andre varmeveksler.

Ifølge en tredje utførelse ifølge oppfinnelsens tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon hvor oppvarmingen av den første toppfraksjonen og den ekspanderte fraksjonen, samt avkjølingen av den fjerde komprimerte fraksjonen og den femte komprimerte fraksjonen, finner sted i en og samme første varmeveksler.

Ifølge en første alternativ form ifølge oppfinnelsens tredje aspekt, angår oppfinnelsen en installasjon hvor den andre toppfraksjonen varmes opp i den første varmeveksleren.

Oppfinnelsen vil forstås bedre, og andre hensikter, trekk, detaljer og fordeler ved den vil bli tydeliggjort ved beskrivelsen som følger med henvisning til de medfølgende skjematiske tegningene, som utelukkende er gjengitt som ikke-begrensende eksempler, hvor: Fig. 1 viser et funksjonelt blokkdiagram av en installasjon for kondensering av naturgass ifølge én utførelse av kjent teknikk; Fig. 2 viser et funksjonelt blokkdiagram av en installasjon for fjerning av nitrogen fra kondensert naturgass ifølge en første utførelse av kjent teknikk; Fig. 3 viser et funksjonelt blokkdiagram av en installasjon for fjerning av nitrogen fra kondensert naturgass ifølge en andre utførelse av kjent teknikk; og Fig. 4, 5, 6 og 7 viser funksjonelle blokkdiagram av mulige installasjoner for nedkjøling av

en kondensert naturgass ifølge noen foretrukne utførelser av oppfinnelsen.

I disse syv figurene betyr symbolet "FC" "strømningsregulator", "GT" betyr "gassturbin", "GE" betyr "elektrisk generator", "LC" betyr "væskenivåregulator", "PC" betyr "trykkregulator", "SC" betyr "hastighetsregulator" og "TC" betyr "temperaturergulator".

For klarhets og tydelighets skyld, identifiseres rørene som anvendes i installasjonene på figurene 1 til 7 med samme henvisningssymbolene som gassfraksjonene som passerer gjennom dem.

Idet det henvises til figur 1, er den avbildede installasjonen tenkt, på kjent vis, å behandle en tørket, avsvovlet og avkarbonisert naturgass 100 for å skaffe tilveie flytende naturgass 1, vanligvis tilgjengelig ved en temperatur på under -120 °C.

Denne installasjonen for kondensering av LNG har to uavhengige kjølekretser. En første kjølekrets 101, svarende til en propansyklus, gjør det mulig å oppnå primærkjøling til omtrent -30 °C i en veksler E3 ved ekspansjon og fordamping av flytende propan. Den oppvarmede og ekspanderte propandampen komprimeres så i en andre kompressor K2, hvoretter den tilveiebrakte komprimerte gassen 102 avkjøles og kondenseres i vannkjølere 103,104 og 105.

I en andre kjølekrets, generelt svarende til en syklus som arbeider med en blanding av nitrogen, metan, etan og propan, tillater betydelig avkjøling av naturgassen som skal behand-les, slik at det skaffes tilveie flytende naturgass 1. Varmeoverføirngsfluidet som er til stede i den andre kjølesyklusen komprimeres i en tredje kompressor K3 og avkjøles i vannvekslere 118 og 119 og avkjøles så i en vannkjøler 114 for å skaffe tilveie et fluid 107. Sistnevnte avkjøles så og kondenseres i veksleren E3 for å skaffe en avkjølt og kondensert strøm 108. Sistnevnte splittes så i en dampfase 109 og en væskefase 110 som begge føres inn i den nedre delen av en kryogenisk veksler 111. Etter avkjøling forlater så væskefasen 110 veksleren 111 for å ekspanderes i en turbin X2 tilkoplet en elektrisk generator. Det ekspanderte fluidet 112 føres så inn i kryogenveksleren 111 over dens nederste del, hvor det anvendes til å avkjøle fluidene som passerer gjennom den nederste delen av veksleren, ved at det sprøytes på rørene som leder fluidene som skal avkjøles, idet det anvendes sprøytebommer. Dampfasen 109 passerer gjennom den nedre delen av kryogenveksleren 111 hvor den avkjøles og kondenserer og kjøles ytterligere ved å passere gjennom en øvre del av kryogenveksleren 111. Denne nedkjølte og kondenserte fraksjonen 109 ekspanderes avslutningsvis i en ventil 115, for så å anvendes til å kjøle fluidene som passerer gjennom den øvre delen av kryogenveksleren 111 ved at den sprøytes på rørene som leder fluidene som skal avkjøles. De flytende kjølemidlene som sprøytet ut inne i kryogenveksleren 11, samles så opp i bunnen av veksleren for å skaffe tilveie strømmen 106 som sendes til kompressoren K3.

Den tørkede, avsvovlede og avkarboniserte naturgassen 100 avkjøles i en propanvarme-veksler 113 og er deretter gjenstand for tørkebehandling som for eksempel kan omfatte passasje av gassen over en molekylærsikt, eksempelvis laget av zeolitt, og til en kvikk-sølvfjerning, for eksempel ved passasje av gassen over et sølvskum eller over en annen form for kvikk- sølvfelle, i et kammer 116, slik at det skaffes en renset naturgass 117. Sistnevnte avkjøles og delkondenseres så i varmeveksleren E3, passerer gjennom nedre del, så øvre del av kryogenveksleren 111 for å skaffe tilveie en flytende naturgass 1. Sistnevnte er vanligvis oppnådd ved en temperatur under -120 °C.

Idet det nå refereres til figur 2 er den avbildede installasjonen tiltenkt, på kjent vis, å behandle en nitrogenrik flytende naturgass 1 for, på den ene side, å skaffe tilveie en nitrogenfattig, avkjølt, flytende naturgass 4 og, på den andre side, en første komprimert fraksjon 5 som er en nitrogenrik komprimert brenngass.

LNG 1 ekspanderes og avkjøles først av alt i en ekspansjonsturbin X3 som styres av en strøm-ningsregulator som regulerer strømningen av LNG som passerer gjennom røret 1, deretter ekspanderer og kjøles den igjen i en ventil 18, hvor ventilens åpning avhenger av trykket i LNG som forlater ekspansjonsturbinen X3, hvorved det skaffes til veie en ekspandert, flytende naturgasstrøm 2. Sistnevnte splittes så i en relativt mer flyktig første toppfraksjon 3 og en relativt mindre flyktig bunnfraksjon 4 i en beholder VI. Den første bunnfraksjonen 4 som består av avkjølt, flytende naturgass, samles opp og pumpes med pumpe Pl, passerer gjennom en ventil 19, hvor åpningen styres av en nivåregulator som kontrollerer væskenivået i bunnen av beholderen VI, for så å forlate installasjonen og gå til lagring.

Den første toppfraksjonen 3 varmes opp i en første varmeveksler El og føres så inn i et lågtrykkstrinn 15 i en kompressor Kl tilkoplet en gassturbin GT. Denne kompressoren Kl er forsynt med flere kompresjonstrinn 15,14,11 og 30, ved progressivt stigende trykk, samt flere vannkjølere 31, 32, 33 og 34. Etter hvert kompresjonstrinn avkjøles de komprimerte gassene ved at de passerer gjennom en varmeveksler, fortrinnsvis en vannvarmeveksler. Den første toppfraksjonen 3 skaffer ved avslutningen av kompresjons- og avkjølingstrin-nene til veie den nitrogenrike, komprimerte brenngassen 5. Denne brenngassen samles så opp og forlater installasjonen.

En liten del av brenngassen 5 avledes, svarende til en strøm 6. Strømmen 6 avkjøles i veksleren El, idet den avgir sin varme til den første toppfraksjonen 3, for å gi en avkjølt strøm 22. Denne avkjølte strømmen 22 strømmer så gjennom en ventil 23 hvor åpningen er regulert av en strømningsregulator ved utløpet av veksler E2. Strømmen 22 blandes avslutningsvis med den ekspanderte, flytende naturgasstrømmen 2.

Idet det nå refereres til figur 3 er den avbildede installasjonen tiltenkt, på kjent vis, å behandle en nitrogenrik, flytende naturgass 1 for, på den ene side, å skaffe tilveie en avkjølt og nitrogenfattig, flytende naturgass 4 og, på den andre side, en første komprimert fraksjon 5 som er en nitrogenrik, komprimert brenngass. I denne installasjonen har separeringsbeholder VI blitt erstattet av en destilleringskolonne Cl og en varmeveksler E2.

LNG 1 ekspanderes og avkjøles først av alt i en ekspansjonsturbin X3 hvor hastigheten styres av en strømningsregulator som regulerer strømningen av LNG gjennom røret 1, og avkjøles så i varmeveksleren E2 for å skaffe tilveie en avkjølt strøm 20. Den sistnevnte passerer gjennom en ventil 21, hvor åpningen er regulert av en trykkregulator på røret 20, oppstrøms for nevnte ventil 21, for å skaffe tilveie en ekspandert, kondensert natur-gasstrøm 2. Den ekspanderte, flytende naturgasstrømmen 2 splittes så i en relativt mer flyktig første toppfraksjon 3 og en relativt mindre flyktig bunnfraksjon 4, i kolonnen Cl. Den første bunnfraksjonen 4 som består av avkjølt, flytende naturgass, samles opp og pumpes med en pumpe Pl, passerer gjennom en ventil 19, hvor åpningen styres av en nivåregulator som kontrollerer væskenivået i bunnen av beholderen VI, for så å forlate installasjonen og gå til lagring.

Kolonnen Cl omfatter en kolonnebunnkoker 16 som bruker væske fanget opp på plate 17. Strømmen som passerer gjennom kokeren 16 varmes opp i varmeveksleren E2 og føres så inn i bunnen av kolonnen Cl.

Den første toppfraksjonen 3 følger samme behandling som anvist i figur 2, for å skaffe tilveie en første komprimert gassfraksjon 5 som er en nitrogenrik komprimert brenngass, og en andre komprimert fraksjon 6 som er en avledet, komprimert brenngassfraksjon. På lignende måte varmes den sistnevnte fraksjonen opp i veksleren El for å levere en avkjølt strøm 22. Denne strømmen 22 blandes også med den ekspanderte, flytende naturgasstrøm-men 2.

Idet det nå refereres til figur 4 er den avbildede installasjonen tiltenkt, ved hjelp av en innretning ifølge oppfinnelsens framgangsmåte, å behandle en nitrogenrik, flytende naturgass 1 for å skaffe til veie, på den ene side, en nitrogenfattig og avkjølt flytende naturgass 4 og, på den andre side, en nitrogenrik komprimert brenngass 5.

Denne installasjonen omfatter elementer felles med figur 3, særlig ekspansjonen og avkjø-lingen av LNG 1 for å skaffe tilveie den ekspanderte LNG-strømmen 2. Likeså utføres split- tingen i den første toppfraksjonen 3 og den første bunnfraksjonen 4 på lignende måte i kolonnen Cl. Endelig skaffes, som før, brenngasstrømmen 5 til veie ved suksessive komprimerings- og avkjølingsoperasjoner. I motsetning til framgangsmåten anvist i figur 3, mates en andre komprimert fraksjon 6, avledet fra den første komprimerte gassfraksjonen 5, til en kompressor XK1 tilkoplet en ekspansjonsturbin XI for å skaffe tilveie en tredje komprimert fraksjon 7. Denne fraksjonen avkjøles i en vannkjøler 24 og splittes så i en fjerde komprimert fraksjon 8 og en femte komprimert fraksjon 9.

Den fjerde komprimerte fraksjonen 8 avkjøles i varmeveksleren El for å skaffe en fraksjon 25 som ekspanderes i turbinen XI. Turbinen XI leverer en ekspandert strøm 10 som varmes opp i veksleren El for å gi en oppvarmet, ekspandert strøm 26. Denne oppvarmede, ekspanderte strømmen 26 føres inn i et middeltrykkstrinn 11 på kompressoren Kl.

Den femte komprimerte fraksjonen 9 avkjøles i varmeveksleren El for å skaffe tilveie en fraksjon 22 som ekspanderes i en ventil 23 og deretter blandes med den ekspanderte LNG-fraksjonen 2.

Ekspanderen XI omfatteren innløpsledeventil 27 som gjør det mulig, ved å variere vinke-len som strømmen 25 bringes mot bladene på turbinen XI med, å variere hastigheten som den sistnevnte roterer med, og derved sørge for at energien som leveres til kompressoren XK1, varierer.

Idet det nå refereres til figur 5 er den avbildede installasjonen tiltenkt, ved hjelp av en innretning ifølge oppfinnelsens framgangsmåte, å behandle en flytende, fortrinnsvis nitrogenrik naturgass 1 for, på den ene siden, å skaffe til veie en avkjølt og nitrogenfattig flytende naturgass 4 og, på den andre siden, en nitrogenrik komprimert brenngass 5 når den flytende naturgassen 1 inneholder nitrogen.

Denne installasjonen omfatter elementer felles med figur 4, særlig produksjonen av en første toppfraksjon 3 og en første bunnfraksjon 4 ved hjelp av en destillasjonskolonne Cl. På lignende vis komprimeres den første toppfraksjonen 3 i en kompressor Kl og avkjøles i kjølere 31-34 for å skaffe tilveie en første komprimert fraksjon 5. En andre, avledet fraksjon 6 avledes fra den første komprimerte fraksjonen 5 for å komprimeres i kompressor XK1 tilkoplet en ekspansjonsturbin XI, hvor det ved utgang leveres en tredje komprimert fraksjon 7. Sistnevnte splittes i en fjerde komprimert fraksjon 8 og en femte komprimert fraksjon 9.

Den fjerde komprimerte fraksjonen 8 avkjøles i varmeveksleren El for å skaffe tilveie en fraksjon 25 som ekspanderes i turbinen XI. Turbinen XI leverer en ekspandert strøm 10 som varmes opp i veksleren El for å gi en oppvarmet, ekspandert strøm 26. Denne oppvar mede, ekspanderte strømmen 26 føres inn i et middeltrykkstrinn 11 på kompressoren Kl.

Den femte komprimerte fraksjonen 9 avkjøles i varmeveksleren El for å skaffe tilveie en fraksjon 22 som ekspanderes i en ventil 23 forså å blandes med den ekspanderte LNG-fraksjonen 2.

Ekspanderen XI omfatter en innløpsledeventil 27 hvis formål ble definert i beskrivelsen av figur 4.

I motsetning til figur 4 omfatter installasjonen vist i figur 5 ytterligere en separeringsbeholder V2, hvor den ekspanderte naturgasstrømmen 2 splittes i en andre toppfraksjon 12 og en andre bunnfraksjon 13.

Den andre toppfraksjonen varmes opp i veksleren El og føres så inn i et middeltrykkstrinn 14 på kompressoren Kl, ved et trykk som ligger mellom innløpstrykket på lågtrykks-trinnet 15 og innløpstrykket på middeltrykkstrinnet 11.

Den andre bunnfraksjonen 13 avkjøles i en veksler E2 for å produsere en avkjølt LNG-fraksjon 20. Denne siste fraksjonen ekspanderes og avkjøles i en ventil 28 for å produsere en ekspandert og avkjølt LNG-fraksjon 29. Åpningen på ventil 28 reguleres av en nivåregulator som styrer væskenivået i beholderen V2. Strømmen 29 føres så inn i kolonne Cl hvor den splittes i den første toppfraksjonen 3 og den første bunnfraksjonen 4.

Som indikert ved beskrivelsen av figur 4, omfatter kolonne Cl en koker 16 som avleder væske samlet opp på en plate 17 i kolonnen Cl for å varme den i veksleren E2 ved varmeveksling med strømmen 13, og føre den inn i bunnen av kolonnen. Likeså pumpes den første bunnfraksjonen 4 med en pumpe Pl og passerer gjennom en ventil 19, hvor åpningen er regulert ved en nivå regulering som styrer væskenivået i bunnen av kolonnen Cl.

Idet det nå refereres til figur 6 er den avbildede installasjonen tiltenkt, ved hjelp av en innretning ifølge oppfinnelsens framgangsmåte, å behandle en flytende, fortrinnsvis nitrogenfattig naturgass 1 for å skaffe tilveie, på den ene siden, en avkjølt og nitrogenfattig, flytende naturgass 4 og, på den andre siden, en nitrogenrik, komprimert brenngass 5, når det anvendes en nitrogenrik LNG.

Denne installasjonen omfatter elementer felles med figur 2 og figurene 4 og 5.

På en forenklet måte er figur 6 strukturelt lik figur 4 med unntak av at kolonne Cl har blitt erstattet av en separeringsbeholder VI, og veksleren E2 har blitt utelatt fordi det ikke brukes koker sammen med en separeringsbeholder. Den ekspanderte LNG-strømmen 2 ledes derfor direkte inn i separeringsbeholderen VI for å splittes i en første toppfraksjon 3 og en

første bunnfraksjon 4.

Å erstatte kolonnen Cl med beholderen VI endrer ikke trinnrekkefølgen i framgangsmåten som er beskrevet for figur 5. Fordi beholderen VI ikke har så god separeringsytelse som kolonnen Cl, vil den avkjølte LNG 4 motsetningsvis normalt inneholde mer nitrogen når en innretning ifølge figur 6 anvendes enn når en innretning ifølge figur 5 anvendes. LNG 1 anvendt i begge tilfellene er naturligvis fysisk og kjemisk identisk, og inneholder i det minste litt nitrogen.

Idet det nå refereres til figur 7 er den avbildede installasjonen tiltenkt, ved hjelp av en innretning ifølge oppfinnelsens framgangsmåte, å behandle en flytende, fortrinnsvis nitrogenfattig naturgass 1 for å skaffe til veie, på den ene siden, en avkjølt, flytende naturgass 4 og, på den andre siden, en komprimert brenngass 5.

Denne installasjonen omfatter elementer felles med figur 2 og figurene 4, 5 og 6.

På en forenklet måte er figur 7 strukturmessig lik figur 5 med unntak av at kolonne Cl har blitt erstattet av en separerningsbeholder VI, og veksleren E2 er utelatt fordi det brukes ikke koker sammen med separeringsbeholder. Den ekspanderte LNG-strømmen 2 føres derfor direkte inn i separeringsbeholderen V2 for å splittes i en andre toppfraksjon 12 og en andre bunnfraksjon 13.

Den andre toppfraksjonen 12 varmes opp i en veksler El og føres deretter inn i en kompressor Kl ved et mellomliggende middeltrykkstrinn 14, mellom et lågtrykkstrinn 15 og et middeltrykkstrinn 11, på samme måte som beskrevet for figur 5.

Å erstatte kolonnen Cl med beholderen VI endrer ikke trinnrekkefølgen i framgangsmåten som er beskrevet for figur 5. Fordi beholderen VI ikke har så god separeringsytelse som kolonnen Cl, vil den avkjølte LNG 4 motsetningsvis normalt inneholde mer nitrogen når en innretning ifølge figur 6 anvendes enn når en innretning ifølge figur 5 anvendes. For å mu-liggjøre en gyldig sammenligning er den anvendte LNG 1 naturligvis fysisk og kjemisk identisk i begge tilfellene.

For å tillate en konkret bedømmelse av ytelsen til en installasjon som opererer ifølge en framgangsmåte ifølge oppfinnelsen, gis det nå talleksempler for illustrative heller enn begrensende formål.

Disse eksemplene gis på grunnlag av to forskjellige naturgasser «A» og «B», hvor sammensetningen er gitt i tabell 1 nedenfor:

Disse gassene er bevisst fri for Cs og høyere hydrokarboner for at ikke beregningene skal bli for kompliserte.

De andre operasjonelle betingelsene er identiske og som følger (henvisningstallene viser til figur 1):

temperatur våt naturgass 100: 37 °C.

trykk våt naturgass 100: 54 bar

forkjøling ved kjøler 113 før tørking: 23,5 °C

temperatur tørr gass etter at den har passert gjennom kammer 116: 23,5 °C trykk tørr gass: 51 bar

temperatur kjølevann: 30 °C

temperatur ved utgangen av vannveksleren: 37 °C

temperatur hvor propan kondenserer: 47 °C

virkningsgrad for sentrifugalkompressorene Kl, K2 og K3: 82 %

virkningsgrad for ekspansjonsturbinen X2: 85 %

virkningsgrad for aksial kompressoren XK1: 86 %

driveffekt på en GE6 aksel: 31570 kW

driveffekt på en GE7 aksel: 63140 kW

driveffekt på en GE5D aksel: 24000kW.

Driveffekt på en aksel representerer den effekten som er tilgjengelig på en aksel på en vanlig elektrisk gassturbin med referanse GE5D, GE6 og GE7. Turbiner av denne typen er koplet til kompressorene Kl, K2 og K3 vist i figurene 1-7.

Leveransen av naturgass som skal gjøres flytende, vil settes slik at den tilgjengelige driv-effekten på akslene blir fullt utnyttet. Følgende tre tilfeller betraktes (for en kondenserings-framgangsmåte beskrevet i figur 1): Behov for å drive én GE6 turbin og én GE7 turbin, tilsvarende en leveranse av ca. 3

millioner tonn LNG pr. år produsert ved -160 °C.

Behov for å drive to GE7 turbiner, tilsvarende en leveranse av ca. 4 millioner tonn

LNG pr. år produsert ved -160 °C.

Behov for å drive tre GE7 turbiner, tilsvarende en leveranse av ca. 6 millioner tonn

LNG pr. år produsert ved -160 °C.

En av måtene for enkel beregning av et parameters innflytelse uten å gå inn i detaljene ved en framgangsmåte, er å anvende forestillingen om teoretisk arbeid kombinert med forestillingen om eksergi.

Det teoretiske arbeidet som må tilføres et system for å sørge for at det endres fra tilstand 1 til tilstand 2, er gitt ved følgende ligning:

hvor:

W i-2 = teoretisk arbeid (kJ/kg)

To = temperatur hvor varme avvises (K)

51= entropi i tilstand 1 (kJ/(K kg))

52= entropi i tilstand 2 (kJ/(K kg))

Hi = entalpi i tilstand 1 (kJ/kg)

H2= entalpi i tilstand 2 (kJ/kg)

I dette tilfellet blir awisningstemperaturen tatt å være lik 310,15 K (37 °C). Tilstand 1 vil være naturgass ved 37 °C og 51 bar, og tilstand 2 vil være LNG ved temperatur T2og 50 bar.

Tabell 2 nedenfor viser endringene i teoretisk arbeid for å kondensere naturgassene A og B ifølge temperaturen på LNG som forlater kondenseringsmetoden. Når effekten til kjølekompres-sorene er konstant vil reduksjonen i teoretisk arbeid resultere i en mulig økning i kapasiteten på kondenseringssyklusen.

Det vil ses at tallene som er skaffet tilveie med gassene A og B er svært like. Den mulige økningen i kapasitet er på omtrent 1,14 % pr. °C av temperatur på LNG 1 oppnådd ved utgangen av kondenseringsenheten angitt i figur 1.

Kapasiteten Ci for en temperatur Ti på den produserte LNG kan uttrykkes som en funksjon av kapasiteten C0 ved temperaturen To ved å anvende følgende ligning:

Ci = Cox 1,0114 fi-Vhvor

Ci = kapasitet til produksjon av LNG ved Ti (kg/t)

Co = kapasitet til produksjon av referanse-LNG ved To (kg/t)

Ti = produksjonstemperatur LNG (°C)

T2= produksjonstemperatur referanse-LNG ((°C)

Et resultat viser at produksjonskapasiteten for LNG ved -140°C er 125,5% av kapasiteten ved -160 °C, noe som er en betydelig forskjell.

Det aktuelle arbeidet ved en LNG-produksjonsenhet vil åpenbart være avhengig av hvilken framgangsmåte som velges. Framgangsmåten vist i figur 1, kjent under navnet MCR<®>, er en velkjent framgangsmåte i omfattende bruk og utviklet av firmaet APCI.

Denne framgangsmåten brukes her på en spesiell måte som gir en meget god ytelse: pro- pansyklusen har 4 trinn og MCR- (Multiple Component Refrigerant/multippelkomponent-kjølemedium)-kjøling (strøm 106 fig. 1) og propankjøling (strøm 102 fig. 1) finner sted i varmeveksleren E3 som er en loddet aluminiumplatetype veksler.

De oppnådde resultatene er vist i tabell 3:

Det kan ses at disse resultatene på perfekt vis understøtter de som er skaffet tilveie ved å anvende den teoretiske arbeidsberegningen og som er vist i tabell 1.

Effektiviteten til kondenseringsmetoden kan beregnes fra det aktuelle arbeidet og fra det teoretiske arbeidet. Den sistnevnte er tilnærmelsesvis konstant og er omkring 51,5 %, slik det kan ses av resultatene som er vist i tabell 4:

Dette resultatet er spesielt tilfredsstillende. Brukeren av metoden vil alltid kunne forsikre seg om at det gjøres best mulig bruk av kondenseringsmetoden uten hensyn til hvilken temperatur det er valgt å produsere LNG ved. Det kan også ses at sammensetningen av naturgassen som skal kondenseres, ikke har noen betydning.

Slik gjør den nye anvendelsen av den kjente kondenseringsmetoden det mulig å øke temperaturen på LNG 1 skaffet tilveie ved utgangen av produksjonsenheten mens det samtidig tillates en vesentlig økning i den produserte mengden, noe som kan strekke seg så langt som til omtrent 40 % ved -130 °C.

LNG 1 skaffet til veie ved utgangen av produksjonsenheten beskrevet ovenfor i forbindelse med figur 1, kan få sitt nitrogen fjernet i en denitrifiseringsenhet slik som vist i figur 2 eller i figur 3. Denne nitrogenfjerningsoperasjonen er nødvendig når naturgassen utvunnet fra kilden inneholder nitrogen i relativt høye forhold, for eksempel fra 0,100 mol % til omkring 5 til 10 mol %.

Installasjonen vist skjematisk i figur 2 er en LNG-20 denitrifiseringsenhet av sluttav-dampingstype. Hurtigavdampingen skaffes til veie på det tidspunktet den ekspanderte LNG 2 splittes i en nitrogenrik, relativt mer flyktig, første toppfraksjon 3 og en nitrogenfattig, relativt mindre flyktig, første bunnfraksjon 4. Denne separeringen foregår i en beholder VI, som beskrevet ovenfor.

Ifølge en betjeningsmåte ekspanderes nitrogenholdig LNG 1 av sammensetning "B", framstilt ved -150 °C og 48 bar, i den hydrauliske turbinen X3 til et trykk på omtrent 4 bar og deretter i en ventil 18 til et trykk på 1,15 bar. Den tilveiebrakte tofaseblandingen 2 splittes i separeringsbeholderen VI i, på den ene siden, den nitrogenrike hurtigavdampingsgassen 3 og, på den andre siden, den avkjølte LNG 4. Den avkjølte LNG sendes til lager som beskrevet ovenfor. Hurtigavdampingsgassen 3 som utgjør den første fraksjonen i gassform, varmes opp i veksleren El til -70 °C før den komprimeres til 29 bar i kompressoren Kl. Kompressoren Kl produserer en første komprimert fraksjon 5 som utgjør den nitrogenrike brenngassen.

Omkring 23 % av den første komprimerte fraksjonen resirkuleres i form av en fraksjon 6. Den sistnevnte avkjøles i veksleren El ved varmeveksling med hurtigavdampingsgassen 3 og blandes deretter med den ekspanderte og avkjølte LNG-strømmen 2.

Dette arrangementet gjør det mulig å kondensere noe av hurtigavdampingsgassen (omkring 23 %) og å redusere mengden v produsert brenngass. Ytelsen til denitrifise-ringsenheten ifølge figur 2 er gitt i tabell 5. nedenfor, hvor kolonnen med tittelen «1 GE6 + 1 GE7» samsvarer med en LNG-produksjonsenhet ifølge figur 1, hvor det benyttes 1 GE6 gassturbin og 1 GE7 gassturbin for kompressorene K2 og K3, og «2 GE7» samsvarer med anvendelsen av 2 GE7 turbiner for produksjon av LNG 1, og «3 GE7 samsvarer med anvendelse av 3 turbiner:

Installasjonen vist skjematisk i figur 3 er en LNG-denitrifiseringsenhet med en denitrifiseringskolonne. Utskifting av hurtigavdampingen i beholder VI med en denitrifiseringskolonne Cl gir en vesentlig forbedring i effektivitet ved utrekking av nitrogen fra LNG 1. 1 denne installasjonen ekspanderes LNG 1 ved -145,5 °C til 5 bar i den hydrauliske ekspansjonsturbinen X3 og kjøles så fra -146,2 °C til -157 °C i veksleren E2 ved varmeveksling med væsken som strømmer gjennom kolonnebunnkokeren 16 for å skaffe tilveie en ekspandert og avkjølt LNG-strøm 20. Strømmen 20 gjennomgår en andre ekspansjon til 1,15 bar i en ventil 21 og mates inn i denitrifiseringskolonnen Cl som en blanding med LNG 22 fra den delvis resirkulerte komprimerte brenngassen 5.

Ved bunnen av denitrifiseringskolonnen Cl inneholder LNG 0,06 % nitrogen, mens nitro-geninnholdet i LNG ved brukav hurtigavdamping var 1,38 % (fig. 2 og tabell 5). LNG fra kolonne bunnen pumpes med en pumpe Pl og utgjør en avkjølt LNG-fraksjon 4 som sendes til lager.

Brenngassen 3 som er den første toppfraksjonen fra kolonne Cl, varmes opp til -75 °C i veksleren El, komprimeres så til 29 bar i kompressoren Kl og kjøles ned med vannkjølere 31-34 for å skaffe tilveie en komprimert brenngass 5.

En strøm 6 som utgjør 23 % av den komprimerte gassen 5, resirkuleres til kolonnen Cl etter oppvarming av strømmen 3 i veksleren El.

Den produserte brenngassen, som utgjør 1032 GJ/t i det tilfellet det anvendes én GE6 turbin og én GE7 turbin, er noenlunde identisk med brenngassen fra sluttavdampingsenheten i figur 2 når det gjelder total varmeverdi. Det samme gjelder ved bruk av mer regulære LNG-produksjonsenheter (2 eller 3 GE7-enheter).

Bruken av teknikken med fjerning av nitrogen i en denitrifiseirngskolonne Cl har gjort det mulig å øke kapasiteten av kondenseringsprosessen med 5,62 % ved en ubetydelig tilleggskostnad.

Det må forstås at det er kombinasjonen av bruk av denitrifiseirngskolonnen Cl og resirkulering av brenngass som fører til dette høyst oppmuntrende resultatet.

Effekten på brenngasskompressoren Kl avhenger av størrelsen på enheten. Den vil være: 8087 kW for en LNG-enhet som anvender 1 stk. GE6 kombinert med 1 stk. GE7, 10783 kW for en LNG-enhet som anvender 2 stk. GE7

16174 kW for en LNG-enhet som bruker 3 stk. GE7.

Effekten på disse maskinene og oppstårtsproblemene betyr at det er ønskelig å bruke en gassturbin til å drive brenngasskompressoren Kl. De andre ytelsesdataene for framgangsmåten er gitt i tabell 6.

Ett av hovedproblemene som er møtt i industrielle installasjoner for behandling og kondensering av gasser, har særlig sammenheng med den optimale bruken av komprimert ngs-apparatet, som representerer en betydelig investering både i form av innledende innkjøp og 1 form av effektforbruk. Kompressorer som krever effekt i størrelsesorden flere titals tusen kW, må virkelig være pålitelige og i være stand til å bli brukt under optimale effektivitetsbe-tingelser over de videst mulige belastningsområder. Denne kommentaren gjelder naturligvis også middel anvendt for drift av dem, idet disse midlene her vanligvis er gassturbiner, på grunn av de handelsmessig tilgjengelige effektstørrelsene.

For å være effektive må gassturbiner brukes ved full kapasitet. Ta i betraktning eksemplet med en denitrifiseringsenhet som opererer ifølge enhver av utførelsene beskrevet i figurene 2 og 3. Gassturbinen som driver kompressoren Kl må ha en maksimal effekt tilpasset effek ten som kreves av kompressoren for å oppnå den mest fordelaktige og mulige kompresjonsef-fektiviteten.

Men en gassturbin kan finnes å arbeide under forhold hvor den avleverte effekten til kompressoren er markert under dens kapasitet.

Dette er tilfellet for eksempel når en GE5d gassturbin med en effekt på 24000 kW koples til kompressoren Kl når nitrogen fjernes ved sluttavdamping eller ved separasjon i en kolonne. Konsekvensen av denne underutnyttelsen av turbinen er en reduksjon i energieffektiviteten for kompresjonstrinnet i forhold til effektforbruket til turbinen.

Effekten til kompressor Kl varierer naturligvis ifølge størrelsen på enheten, slik det er forklart ovenfor. Derfor gjør bruken av en GE5d turbin det mulig å nyttiggjøre seg overskytende ef-fektstørrelse beløpende seg til: -15913 kW for en LNG-enhet som bruker 1 stk. GE6 turbin sammen med 1 stk. GE7 turbin,

-13217 kW for en LNG-enhet som bruker 2 stk. GE7 turbiner,

- 7826 kW for en LNG-enhet som bruker 3 stk. GE7 turbiner.

Det er derfor ønskelig å bruke denne tilgjengelige overskuddseffekten. Framgangsmåten ifølge oppfinnelsen foreslår særlig anvendelse av all tilgjengelige effekt for drift av kompressoren Kl.

Framgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det også mulig å øke temperaturen ved utgangen fra kondenseringsmetoden for å skaffe tilveie LNG-strømmen 1 og å bruke den tilgjengelige overskuddseffekten på gassturbinen som driver Kl for å kjøle LNG ned til -160 °C.

På grunn av muligheten for økning av temperaturen på LNG 1 produsert ifølge foreksem-pel APCI-metoden, gjør framgangsmåten ifølge oppfinnelsen det dessuten mulig å øke strømningsraten vesentlig for LNG nedkjølt til -160 °C til en utstrekning som i noen tilfeller kan være omkring 40 %.

Framgangsmåten ifølge oppfinnelsen har fordelen av at den lett kan settes ut i livet på grunn av enkeltheten til midlene som behøves for å utføre den.

En utførelse ifølge oppfinnelsens framgangsmåte, ved at det brukes en denitrifiseringskolonne Cl, er angitt i figur 4 og beskrevet ovenfor. For den samme turbineffekten som driver kompressor Kl vil de operative forholdene avhenge av kapasiteten til naturgasskonden-seringsenheten.

En LNG 1 produseres ved -140,5 °C ved anvendelse av APCI- metoden som vist i figur 1.

Metoden gjennomføres ved å bruke to GE7 gassturbiner for å drive kompressorene K2 og K3. LNG 1 føres inn i installasjonen vist i figur 4. Den ekspanderes til 6,1 bar i den hydrauliske ekspansjonsturbinen X3 som driver en elektrisk generator, og kjøles så ned fra -141,2 til -157 °C i en varmeveksler E2 ved utveksling av varme med en væske som passerer gjennom en kolonnebunnkoker 16, for å skaffe tilveie en avkjølt LNG 20. Sistnevnte ekspanderes til 1,15 bar i en ventil 21 for skaffe tilveie en ekspandert strøm 2 som mates inn i en kolonne Cl som en blanding med en strøm 22, slik det er indikert overfor i beskrivelsen av figurene.

LNG-strømmen 4, avledet ved bunnen av kolonne Cl, inneholder 0,00% nitrogen.

Brenngassen 3 varmes opp til -34°C i veksleren El og komprimeres så til 29 bar i kompressoren Kl for å mates inn i et brenngassnettverk.

En første forskjell sammenlignet med den kjente metoden stammer fra mengden av komprimert gass 6 avledet fra brenngasstrømmen 5: denne er nå opptil ca. 73 %. Denne komprimerte gassen 6 komprimeres til 38,2 bar i kompressoren XK1 for å skaffe tilveie en fraksjon 7. Sistnevnte avkjøles til 37 °C i en vannveksler 24 og splittes så i to strømninger 8 og 9.

Strømningen 8, som er den største strømningen og utgjør 70 % av strømmen 7, avkjøles til -82 °C ved å passere gjennom veksleren El og mates så i turbinen XI som er koplet til kompressoren XK1. Den ekspanderte strømmen som forlater turbinen 10 ved et trykk 'på 9 bar og en temperatur på -138 °C, varmes opp i veksleren El til 32 °C og mates så inn i kompressoren Kl i et middeltrykkstrinn 11, som er det tredje trinnet.

Strømningen 9, som er den minste strømningen og utgjør 30 % av strømmen 7, kondenseres og avkjøles til -160 °C og returnerer til denitrifiseringskolonnen Cl.

Den produserte brenngassen utgjør 1400 GJ/t og er i total brennverdi identisk med brenngassen fra sluttavdampingsenheten. Bruken av denitrifiseringsteknikken og oppfinnelsens framgangsmåte har gjort det mulig å øke kapasiteten av kondenseringssekvensen med 11,74 % til en fornuftig tilleggskostnad.

Det må forstås at det er kombinasjonen av bruk av en denitrifiseringskolonne, bruk av resirkulering av den komprimerte brenngassen og bruk av ekspansjonsturbinsyklusen som fører til dette høyst overraskende resultatet.

For andre størrelser av LNG-produksjonsenheten er resultatene gitt i tabell 7:

Det ses at kapasitetsøkningene er:

-14.2 % for en LNG-enhet som bruker én GE7 turbin sammen med én GE6 turbin,

-11,7 % for en LNG-enhet som bruker to GE7 turbiner,

- 8,21 % for en LNG-enhet som bruker tre GE7 turbiner.

Framgangsmåten ifølge oppfinnelsen har også en betydelig fordel i regulering av mengden av produsert brenngass. Det er nå faktisk mulig å ha vedvarende produksjon av brenngass slik som et talleksempel i tabell 8 viser:

Det kan ses at når brennverdien av brenngass øker fra 1400 til 2800 GJ/t, er det mulig å øke kapasiteten med 13,39 %, det vil si at 1,65 % økning i kapasiteten (13,39 % minus 11,74 %) skyldes økningen i produksjon av brenngass.

En annen utførelse ifølge oppfinnelsens framgangsmåte, ved at det benyttes en denitrifiseringskolonne Cl, er angitt i figur 5 og beskrevet ovenfor. I motsetning til figur 4 benytter denne utførelsen en separeringsbeholder V2.

LNG 1 av sammensetning "B" skaffet til veie ved -140,5 °C under et trykk på 48,0 bar med en strømningsrate på 33294 kmol/t, ekspanderes til 6,1 bar og -141,25 °C i den hydrauliske turbinen X3, for så å ekspanderes til 5,1 bar og - 143,39 °C i ventilen 18 for å skaffe tilveie den ekspanderte strømmen 2.

Strømmen 2 (33294 kmol/t) blandes med strømmen 35 (2600kmol/t) for å skaffe til veie strømmen 36 (35894 kmol/t) ved -146,55 °C.

Strømmen 35 er sammensatt av 42.97 % nitrogen, 57,02 % metan og 0,01 % etan.

Strømmen 36, som er sammensatt av 6,79 % nitrogen, 85,83 % metan, 4,97 % etan, 1,71 % propan, 0,27 % isobutan og 0,44 % n-butan, separeres i beholderen 2 til en andre toppfraksjon 12 (1609 kmol/t) og en andre bunnfraksjon 13 (34285 kmol/t).

Strømmen 12 (45,58 % nitrogen, 54,4 % metan og 0,02 % etan) varmes opp til 33 °C i veksleren El for å skaffe tilveie en strøm 37 som ved 4,9 bar mates til middeltrykkstrinnet 14 i kompressoren Kl.

Strømmen 13 (4,97 % nitrogen, 87,30 % metan, 5,20 % etan, 1,79 % propan, 0,28 % isobutan og 0,46 % n-butan) avkjøles i varmeveksleren E2 for å skaffe tilveie strømmen 20 ved -157 °C og 4,6 bar. Denne strømmen ekspanderes i ventilen 28 for å skaffe til veie strømmen 29 ved -165,21 °C og 1,15 bar, som føres inn i kolonne Cl.

Kolonnen Cl produserer ved toppen den første toppfraksjonen 3 (4032 kmol/t) ved -165,13 °C. Fraksjonen 3 (41,73 % nitrogen og 58,27 % metan) varmes opp i veksleren El for å gi strømmen 41 ved -63,7 °C og 1,05 bar. Strømmen 41 mates inn i låg- trykks sugesiden 15 på kompressoren Kl.

Kolonnen Cl produserer den første bunnfraksjonen 4 ved 159,01 °C og 1,15 bar med en strømningsrate på 30253 kmol/t. Denne fraksjonen 4 (0,07 % nitrogen, 91,17 % metan, 5,90 % etan, 2,03 % propan, 0,32 % isobutan og 0,52 % n-butan) pumpes med pumpe Pl for å skaffe tilveie en fraksjon 39 ved 4,15 bar og 158,86 0C som så forlater installasjonen.

Kolonnen Cl er utstyrt med kolonnebunnkokeren 16 som avkjøler strømmen 13 for å skaffe tilveie strømmen 20.

Kompressoren Kl produserer den komprimerte strømningen 5 ved 37 °C og 29 bar med en strømningsrate på 11341 kmol/t. Denne strømmen av brenngass 5 (42,90 % nitrogen og 57,09 % metan, splittes i en strøm 40 som utgjør 3041kmol/t og som forlater installasjonen, og en strøm 6 som utgjør 8300 kmol/t og som komprimeres i kompressoren XK1.

Kompressoren XK1 produserer den komprimerte strømmen 7 ved 68,18 °C og 39,7 bar. Strømmen 7 avkjøles til 37 °C in vannveksleren 24 og splittes så i strømmene 8 og 9.

Strømmen 8 (5700 kmol/t) avkjøles i veksleren El for å gi strømmen 25 ved -74 °C og 38,9 bar.

Strømmen 9 (2600 kmol/t) avkjøles i veksleren El for å gi strømmen 22 ved -155 °C og 38,4 bar. Den sistnevnte ekspanderes så i ventilen 23 for å skaffe tilveie strømmen 35 ved -168 °C og 5,1 bar.

Strømmen 25 ekspanderes i ekspansjonsturbinen XI som produserer fraksjonen 10 ved en temperatur på -139,7 °C og et trykk på 8,0 bar. Denne fraksjonen 10 varmes så opp i veksleren El som produserer fraksjonen 26 ved en temperatur på 32 °C og et trykk på 7,8 bar.

Fraksjonen 26 mates til kompressoren Kl på middeltrykkstrinnet 11. Kompressoren Kl og ekspanderen XI har følgende ytelse:

Denitrifiseringsenhet

Bruken av beholderen V2 tillater en innsparing på ca. 2000 kW på effekten til kompressoren Kl.

Fra disse studiene på den nitrogenrike gassen B, er det innlysende fra oppfinnelsens framgangsmåte at: økningen i temperatur på LNG som forlater kondenseringsmetoden gjør det mulig å

oppnå en økning i LNG- produksjonskapasitet på 1,2 % pr. °C,

bruken av denitrifiseirngskolonne tilknyttet kondensering av noe av den produserte

brenngassen er mye mer effektivt enn sluttavdamping,

utnyttelse av effekten til gassturbinen tilkoplet kompressoren Kl ved bruk av den nye framgangsmåten gjør det mulig å oppnå en betydningsfull bedring i LNG-produksjonskapasiteten,

økningen i mengden av produsert brenngass gjør det mulig å oppnå en ytterligere

økning i LNG-produksjonskapasiteten,

tilføyelsen av separeringsbeholderen V2 gjør det mulig å forbedre belastningen på

kompressoren Kl og å senke omkostningen ved bruken av den.

Det følgende studiet vedrører bruken av den nitrogenfattige gassen A, hvor sluttavdampingsenheten ikke produserer brenngass.

Som kjent krever ikke naturgass med svært lite nitrogen bruk av en sluttavdamping.

LNG kan så produseres direkte ved -160 °C og sendes til lagring etter ekspansjon i en hydr-aulisk turbin, for eksempel liknende X3: dette er behandlingsmåten med ekstremunderkjøling.

Når ekstremunderkjølingsteknikken velges, kan kildene til brenngass være flere:

gass fra toppen av metanutskilleren,

gass fra toppen av kondensatstabiliseringskolonnen,

gass fra avdampingen i lagringstankene,

gass fra gjenvinning i naturgasstørkere, etc.

Det er så ikke lenger mulig å tilføye en kilde til brenngass uten å risikere å ha overskudd av brenngass. Dersom det er et ønske om å øke kapasiteten til LNG-produksjonslinjen ved å øke temperaturen av LNG produsert ved kondenseringsmetoden, er det nødvendig å etab-lere en metode som produserer lite eller ingen brenngass.

Framgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det mulig å oppnå dette formålet. Den gjør det mulig å øke temperaturen på LNG som forlater kondenseringsmetoden og derfor øke strøm-ningsraten for avkjølt LNG 4 produsert til lagringsformål.

Denne framgangsmåten er angitt i figur 6 og har blitt beskrevet ovenfor. Med samme effekt på turbinen koplet til kompressoren Kl, vil driftsbetingelsene avhenge av kapasiteten til kondenseringsenheten. Tilfellet med bruk av LNG 1 fra en LNG produksjonsenhet som omfatter 2 GE7 turbiner er beskrevet i det etterfølgende ved hjelp av eksempel: LNG 1 med temperatur på -147 °C ekspanderes til 2,7 bar i den hydrauliske turbinen X3 som driver en elektrisk generator, gjennomgår så en andre ekspansjon til 1,15 bar i ventilen 18 og mates til hurtigavdampingsbeholderen VI i en blanding med LNG fra kondenseringen av den komprimerte brenngassen 5.

Ved bunnen av beholderen VI holder LNG -159,2 °C og 1,15 bar. Den forlater så installasjonen og går til lagring.

Brenngassen 3, som er den første toppfraksjonen, varmes opp til 32 °C i veksleren El før den blir komprimert til 29 bar i kompressoren Kl, for muligens å mates inn på brenngassnet-tet. I dette tilfellet sendes all brenngassen til kompressoren XK1 for å skaffe tilveie den komprimerte strømmen 7 ved 41,5 bar. Denne strømmen avkjøles så til 37 °C i vannveksleren 24 og splittes så i strømningene 8 og 9.

Strømmen 8, som utgjør 79 % av strømmen 7, avkjøles til -60 °C før den mates til turbinen

XI som er koplet til kompressoren XK1. Turbinen XI skaffer til veie den ekspanderte gassen 10 ved et trykk på 9 bar og en temperatur på -127 °C. Denne strømmen 10 varmes opp i veksleren El for å skaffe tilveie en oppvarmet strøm 26 ved 32 °C som mates inn i kompressoren Kl på sugesiden av dens tredje trinn.

Strømmen 9, som utgjør 21 % av strømmen 7, kondenseres og av- 20 kjøles til -141 °C i veksleren El og returnerer til hurtigavdamperbeholderen VI.

Anvendelsen av den nye framgangsmåten har gjort det mulig å øke kapasiteten på kondensert ngssekvensen med 15,82 % med en overkommelig tilleggskostnad.

Det må forstås at det er kombinasjonen av resirkulering av den komprimerte brenngassen og ekspansjonsturbinsyklusen som fører til dette høyst overraskende resultatet. For LNG-produksjonsenheter av ulik størrelse er resultatene gitt i: tabell 9 som svarer til kjennetegnene for en enhet som opererer ifølge utførelsen

av oppfinnelsens framgangsmåte slik den er angitt på figur 6,

tabell 10, tatt med for sammenlignings skyld, og som angir kjennetegnene for en LNG-nedkjølingsenhet som anvender behandlingsmåten med ekstremunderkjøling.

Kapasitetsøkningen ved bruk av en installasjon ifølge oppfinnelsens framgangsmåte i sammenligning med behandlingsmåten med ekstremunderkjøling, er som følger: 19,6 % for en LNG-enhet som bruker 1 GE6 turbin sammen med én GE7 turbin, 15.8 % for en LNG-enhet som bruker 2 GE7 turbiner,

10.9 % for en LNG-enhet som bruker 3 GE7 turbiner.

Utførelsen av framgangsmåten ifølge oppfinnelsen ifølge figur 6 tillater også produksjonen av brenngass når dette er ønskelig. Denne muligheten er illustrert i et talleksempel i tabell 11 nedenfor:

Nar produksjonen av brenngass stiger fra 0 til 785 GJ/t, er det så mulig å øke kapasiteten med 18,13 %, det vil si at 2,31 % av kapasitetsøkningen (18,13 % minus 15,82 %) skyldes produksjonen av brenngass. Dette resultatet er langt tydeligere enn det som ble oppnådd med en denitrifiseringsinstallasjon.

En annen utførelse ifølge oppfinnelsens framgangsmåte benytter en denitrifiseringskolonne Cl og er angitt i figur 7 og beskrevet ovenfor. I motsetning til figur 6, bruker denne utførelsen en separeringsbeholder V2.

LNG 1 av sammensetning "A" skaffet til veie ved -147 °C ved et trykk på 48,0 bar med en strømningsrate på 30885 kmol/t, ekspanderes til 2,7 bar og -147,63 °C i den hydrauliske turbinen X3 og ekspanderes så til 2,5 bar og -148,33 °C i ventilen 18 for å skaffe tilveie den ekspanderte strømmen 2.

Strømmen 2 (30885 kmol/t) blandes med strømmen 35 (3127 kmol/t) for å skaffe tilveie strømmen 36 (34012 kmol/t) ved -149,00 °C.

Strømmen 35 utgjøres av 3,17 % nitrogen, 96,82 % metan og 0,01 % etan.

Strømmen 36, som utgjøres av 0,38 % nitrogen, 91,90 % metan, 4,09 % etan, 2,27 % propan, 0,54 % isobutan og 0,82 % n-butan, separeres i beholderen V2 til den andre toppfraksjonen 12 (562 kmol/t) og den andre bunnfraksjonen 13 (33450 kmol/t).

Strømmen 12 (5,41 % nitrogen, 94,57 % metan og 0,02 % etan) varmes opp til 34 °C i veksleren El for å skaffe tilveie en strøm 37 som mates ved 2,4 bar til middeltrykkstrinnet 14 på kompressoren Kl.

Strømmen 13 (0,03 % nitrogen, 91,85 % metan, 4,16 % etan, 2,31 % propan, 0,55 % isobutan og 0,83 % n-butan) ekspanderes i ventilen 28 for å skaffe tilveie strømmen 29 ved -159,17 °C og 1,15 bar, og som føres inn i separeringsbeholderen VI.

Beholderen VI produserer ved toppen den første toppfraksjonen 3 (2564 kmol/t) ved - 159,17 °C. Fraksjonen 3 (2,72 % nitrogen, 97,27 % metan og 0,01 % etan) varmes opp i veksleren El for å gi strømmen 41 ved -32,21 °C og 1,05 bar. Strømmen 41 mates inn i lågtrykkssugesiden 15 på kompressoren Kl.

Beholderen VI produserer den første bunnfraksjonen 4 ved -159,17 °C og 1,15 bar med en strømningsrate på 30886 kmol/t. Denne fraksjonen 4 (0,10 % nitrogen, 91,40 % metan, 4,50 % etan, 5 2,50 % propan, 0,60 % isobutan og 0,90 % n-butan) pumpes med pum-pen Pl for å skaffe tilveie en fraksjon 39 ved 4,15 bar og -159,02 °C som så forlater installasjonen.

Kompressoren Kl produserer den komprimerte strømmen 5 ved 37 °C og 29 bar med en strømningsrate på 13426 kmol/t. Denne brenngasstrømmen 5 (3,18 % nitrogen, 96,81 % metan og 0,01 % etan) komprimeres fullstendig i kompressoren XK1 uten at det produseres brenngass 40.

Kompressoren XK1 produserer den komprimerte strømmen 7 ved 72,51 °C og 42,7 bar. Strømmen 7 avkjøles til 37 °C in vannveksleren 24 og splittes i strømmene 8 og 9.

Strømmen 8 (10300 kmol/t) avkjøles i veksleren El for å gi strømmen 25 ved -56 °C og 41,9 bar.

Strømmen 9 (3126 kmol7t) avkjøles i veksleren El for å gi strømmen 22 ved -141 °C og 41,4 bar. Den sistnevnte strømmen ekspanderes så i ventilen 23 for å skaffe tilveie strømmen 35 ved -152,37 °C og 2,50 bar.

Strømmen 25 ekspanderes i ekspansjonsturbinen XI som produserer fraksjonen 10 ved en temperatur på -129,65 °C og et trykk på 8,0 bar. Denne fraksjonen 10 varmes så opp i veksleren El som produserer fraksjonen 26 ved en temperatur på 34 °C og et trykk på 7,8 bar.

Fraksjonen 26 mates inn i kompressoren Kl på sugesiden av middeltrykkstrinnet 11. Kompressoren Kl og ekspanderen har følgende ytelse:

Denitrifiseringsenhet Kl

Bruken av beholderen V2 tillater en innsparing av ca. 1000 kW på effekten på kompressoren Kl.

Endelig, fra disse studiene av den nitrogenfattige gassen A, er det åpenbart fra framgangsmåten ifølge oppfinnelsen at: økningen i temperaturen på LNG som forlater kondenseringsmetoden gjør det mulig å oppnå en økning i LNG-produksjonskapasitet på 1,24 % pr. °C, et resultat som er

identisk med det som er oppnådd med gass A,

bruken av sluttavdamping (beholder VI) og utnyttingen av effekten av gassturbinen som driver kompressoren Kl, gjør det mulig, i kraft av oppfinnelsens framgangsmåte, å oppnå en betydelig økning i LNG-produksjonskapasiteten uten å produsere brenngass,

produksjonen av brenngass gjør det mulig å oppnå en økning i LNG-produksjonskapasiteten. Denne økningen er ikke ubetydelig og kan vise seg å være en av

gjørende faktor,

tilføyelsen av separeringsbeholderen V2 gjør det mulig å forbedre belastningen på kompressoren Kl og å redusere omkostningene ved bruk av den.

Claims

1. Framgangsmåte for nedkjøling av flytende naturgass (1) under trykk, inneholdende metan og C2og høyere hydrokarboner, omfattende et første trinn (I) hvori nevnte flytende naturgass (1) undertrykk i trinn (Ia) ekspanderes for å skaffe tilveie en ekspandert, flytende naturgasstrøm (2), hvori nevnte ekspanderte flytende naturgass (2) i trinn (Ib) deles i en relativt mer flyktig første toppfraksjon (3) og en relativt mindre flyktig første bunnfraksjon (4), hvori den første bunnfraksjonen (4) bestående av nedkjølt flytende naturgass i trinn (Ic) samles opp og den første toppfraksjonen (3) i trinn (Id) varmes opp, komprimeres i en første kompressor (Kl) og avkjøles for å skaffe tilveie en første komprimert brenngassfraksjon (5) som samles opp, og det fra den første komprimerte fraksjonen (5) i trinn (le) avledes en andre komprimert fraksjon (6) som så avkjøles og deretter blandes med den ekspanderte flytende naturgasstrømmen (2),karakterisert vedat framgangsmåten omfatter et andre trinn (II) hvor den andre komprimerte fraksjonen (6) i trinn (Ila) komprimeres i en andre kompressor (XK1) koplet til en ekspansjonsturbin (XI) for å skaffe tilveie en tredje komprimert fraksjon (7), og den tredje komprimerte fraksjonen (7) i trinn (Hb) avkjøles og deretter splittes i en fjerde komprimert fraksjon (8) og en femte komprimert fraksjon (9), og hvor den fjerde komprimerte fraksjonen (8) i trinn (lic) avkjøles og ekspanderes i ekspansjonsturbinen (XI) koplet til den andre kompressoren (XK1) for å skaffe tilveie en ekspandert fraksjon (10) som så varmes opp og deretter føres inn i et middeltrykks første trinn (11) av kompressoren (Kl), og den femte komprimerte fraksjonen (9) i trinn (Ild) avkjøles og deretter blandes med den ekspanderte flytende naturgasstrømmen (2).

2. Framgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat strømmen av ekspandert, flytende naturgass (2) før trinn (Ib) splittes i en andre toppfraksjon (12) og en andre bunnfraksjon (13), hvor den andre toppfraksjonen (12) varmes opp og deretter føres inn i den første kompressoren (Kl) i et andre mellomliggende mellomtrykkstrinn (14) mellom middeltrykks første trinn (11) og et lågtrykkstrinn (15), og den andre bunnfraksjonen (13) splittes i den første toppfraksjonen (3) og den første bunnfraksjonen (4).

3. Framgangsmåte i henhold til krav 1 eller 2,karakterisertved at hvert kompresjonstrinn følges av et avkjølingstrinn.

4. En installasjon for nedkjøling av flytende naturgass (1) under trykk inneholdende metan og C2og høyere hydrokarboner, idet installasjonen omfatter: ~ - ekspansjonsmiddel for ekspandering av nevnte flytende naturgass (1) for å skaffe tilveie en ekspandert flytende naturgasstrøm (2); - splittemiddel for å splitte nevnte ekspanderte flytende naturgass (2) i en relativt mer flyktig første toppfraksjon (3) og en relativt mindre flyktig første bunnfraksjon (4); - oppsamlingsmiddel for å samle opp og den første bunnfraksjonen (4) som består av nedkjølt, flytende naturgass; - oppvarmings-, komprimerings-, og avkjølingsmiddel for å varme opp den første toppfraksjonen (3), komprimere den i en første kompressor (Kl) og avkjøle den for å skaffe tilveie en første komprimert brenngassfraksjon (5) som samles opp; - avtapningsmiddel for å avlede fra den første komprimerte fraksjonen (5) en andre komprimert fraksjon (6); og - avkjølings- og blandemiddel for å avkjøle og deretter blande den med den ekspanderte flytende naturgasstrømmen (2),karakterisertved at installasjonen videre omfatter: - komprimeringsmiddel for å komprimere den andre komprimerte fraksjonen (6) , hvilket komprimeringsmiddel omfatter en andre kompressor (XK1) koplet til en ekspansjonsturbin (XI) for å skaffe tilveie en tredje komprimert fraksjon (7) ; - avkjølings- og splittemiddel for å avkjøle og deretter splitte den tredje komprimerte fraksjonen (7) i en fjerde komprimert fraksjon (8) og en femte komprimert fraksjon (9); - avkjølings-, ekspansjons-, og oppvarmingsmiddel for å avkjøle den fjerde komprimerte fraksjonen (8), og ekspandere den i ekspansjonsturbinen (XI) tilkoplet den andre kompressoren (XK1) for å skaffe tilveie en ekspandert fraksjon (10), og for å varme opp den ekspanderte fraksjonen (10); - innføringsmiddel for å føre den ekspanderte fraksjonen (10) inn i et middeltrykks første trinn (11) i kompressoren (Kl); og - avkjølings- og blandemiddel for å avkjøle den femte komprimerte fraksjonen (9) og deretter blande den med den ekspanderte, flytende naturgasstrømmen (2).

5. En installasjon i henhold til krav 4,karakterisert vedat den omfatter middel for splitting av den ekspanderte, flytende natur-gasstrømmen (2), før trinn (Ib), i en andre toppfraksjon (12) og en andre bunnfraksjon (13) ved at installasjonen omfatter middel for oppvarming og deretter innføring av den andre toppfraksjonen (12) i den første kompressoren (Kl) i et middeltrykks andre mellomtrinn (14) mellom det første middeltrykkstrinnet (11) og et lågtrykkstrinn (15), og at den omfatter middel for splitting av den andre bunnfraksjonen (13) i en første toppfraksjon (3) og den første bunnfraksjonen (4).

6. En installasjon i henhold til krav 4 eller 5,karakterisertved at den første toppfraksjonen (3) og den første bunnfraksjonen (4) splittes i en første separeringsbeholder (VI).

7. En installasjon i henhold til krav 4 eller 5,karakterisertved at den første toppfraksjonen (3) og den første bunnfraksjonen (4) splittes i en destillasjonskolonne (Cl).

8. En installasjon i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav 4-7,karakterisert vedat den ekspanderte, flytende natur-gasstrømmen splittes i den andre toppfraksjonen (12) og den andre bunnfraksjonen (13) i en andre separeringsbeholder (V2).

9. En installasjon i henhold til krav 7,karakterisert vedat destillasjonskolonnen (Cl) omfatter i det minste én side- eller kolonnebunn-posisjonert koker (16), videre at væske som avledes fra en plate (17) i destillasjonskolonnen (Cl) og passerer gjennom nevnte koker (16), varmes opp i en varmeveksler (E2) og deretter gjeninnføres i destillasjonskolonnen på et nivå under nevnte plate (17), og at den ekspanderte, flytende natur-gasstrømmen (2) avkjøles i nevnte varmeveksler (E2).

10. En installasjon i henhold til hvilket som helst av kravene 4 til 9,karakterisert vedat oppvarmingen av den første toppfraksjonen (3) og den ekspanderte fraksjonen (10) samt avkjølingen av den fjerde, komprimerte fraksjonen (8) og den femte, komprimerte fraksjonen (9) finner sted i én og samme første varmeveksler (El).

11. En installasjon i henhold til krav 5 i kombinasjon med hvilket som helst av kravene 4 og 6 til 10,karakterisert vedat den andre toppfraksjonen (12) varmes opp i den første varmeveksleren (El).