Способ и система обработки газа в установке для хранения газа танкера для перевозки газа

Изобретение относится к способу и системе обработки газа установки (2) для хранения газа, в частности, на борту судна. Способ включает следующие этапы. Извлекают первый газ (4a, 4b, 5a, 5b) в жидком состоянии из первого резервуара (4) или первой емкости (5, 500). Осуществляют первое переохлаждение первого газа в жидком состоянии. Хранят переохлажденный первый газ в жидком состоянии в нижней части первого резервуара (4) или первой емкости (5, 500) или второго резервуара или второй емкости для образования холодного резервного слоя (4c, 5c, 500c) переохлажденного первого газа в жидком состоянии на дне первого или второго резервуара (4) или первой или второй емкости (5, 500). Техническим результатом является создание мощности охлаждения, которая может быть использована позже, причем резерв холода хранится на дне резервуара или емкости длительное время. 3 н. и 33 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к способу и системе обработки газа установки для хранения газа, в частности, на борту судна, например, судна для транспортировки сжиженного газа, установка которого работает на газу, получаемом из груза, хранящегося на судне.

2. УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

В уровне техники известна транспортировка газа в сжиженном виде на судах нескольких типов для облегчения транспортировки на большие расстояния. Примерами сжиженного газа являются сжиженный природный газ (СПГ) или сжиженный углеводородный газ (СУГ). Газы охлаждают до очень низких температур, фактически до криогенных температур, чтобы они находились в жидком состоянии при давлении, близком к атмосферному давлению, и загружают их на специализированные суда. Сжиженный природный газ и сжиженный углеводородный газ используют в качестве топлива для различных единиц оборудования в любой отрасли промышленности. В последнее время сжиженный природный газ используют для удовлетворения потребностей в энергии для приведения в движение судов и, в частности, судов, перевозящих сжиженный углеводородный газ и сжиженный природный газ, например, чтобы соответствовать новым экологическим нормам, ограничивающим выбросы оксидов серы (SOx) и оксидов азота (NOx) в зонах «ECA» (Emission Control Area, Зона контроля выбросов) и «SECA» (SOx Emission Control Area, Зона контроля выбросов SOx).

Сжиженные природные газы и сжиженные углеводородные газы хранятся на судах в теплоизолированных емкостях при очень низких температурах для поддержания газов в жидком состоянии. Емкости поглощают тепло внутри них, что способствует испарению части газов в емкостях, это явление известно под аббревиатурой ОГЕИ (NBOG) (отпарной газ естественного испарения (Natural Boil-Off Gas)) (в отличие от принудительного испарения газа или ОГПИ (FBOG), аббревиатура для выражения отпарной газ принудительного испарения (Forced Boil-Off Gas). Другие параметры, например, движение газов в емкостях из-за состояния моря во время плавания и условий окружающей среды, также оказывают влияние на испарение газов. Пары газа, которые находятся в верхней части емкостей в свободном пространстве над сжиженными газами, повышают давление в емкости. Повышение давления может привести к повреждению емкостей.

Пары сжиженного природного газа используют для питания вышеуказанной установки для выработки энергии. В случае естественного испарения, когда количество газа, испаренного естественным образом, недостаточно для удовлетворения потребностей установки в отношении топливного газа, приводят в действие такие средства, как насос, погруженный в емкость, для подачи большего количества топливного газа после принудительного испарения. Принудительное испарение осуществляют, в частности, за счет горячей воды, которая нагревается маслом или газовой горелкой. Во время этой операции теряется весь холод сжиженного природного газа. Когда количество испаренного газа слишком велико по сравнению с потребностями установки, избыточный газ, как правило, сжигают в блоке сжигания газа, что приводит к потере груза.

В существующей технологии улучшения, касающиеся емкостей для хранения сжиженного природного газа, таковы, что скорости естественного испарения (СООГ (BOR) - аббревиатура для выражения скорость образования отпарного газа (Boil-Off Rate)) сжиженных газов становятся все более низкими. Кроме того, устройства на судне становятся все более эффективными. Это приводит к тому, что в каждом из первого и второго случаев, описанных выше, разница между количеством газа, образующегося в результате естественного испарения, и количеством газа, необходимого для установки судна, очень велика.

Что касается сжиженных углеводородных газов, естественное испарение газов неизбежно и происходит, например, во время операций загрузки их в резервуары для хранения, рейса судна или охлаждения резервуаров в результате теплообмена между резервуарами и внешней средой. Испарение газов контролируется одной или более системами повторного сжижения, которые позволяют ограничивать естественное испарение сжиженного газа при поддержании его в термодинамическом состоянии, что позволяет хранить его длительное время и в то же время контролировать давление в емкости для хранения. Это связано с тем, что в настоящее время суда, перевозящие сжиженный углеводородный газ, не могут сжигать пары сжиженного углеводородного газа. Системы повторного сжижения извлекают пары газа из резервуаров, повторно сжижают их и возвращают в резервуар для хранения. Система или системы повторного сжижения могут составлять капитальные затраты порядка 5%-10% от стоимости судна.

Настоящее изобретение предлагает простое, эффективное и экономически выгодное решение, позволяющее контролировать естественное или принудительное испарение газов в емкостях или резервуарах, а также потребности в энергии установки для хранения, в частности, на судне, независимо от рабочих условий в рейсе, охлаждения емкостей или резервуаров и загрузки сжиженных газов в емкости.

3. СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В соответствии с первым аспектом изобретение предлагает способ обработки газа установки для хранения газа, причем установка содержит резервуар, в котором хранится первый газ, и емкость, в которой хранится второй газ, причем второй газ имеет более низкую температуру кипения, чем первый газ, причем способ включает этап повторного сжижения, на котором пары первого газа, текущие в первом контуре из резервуара, повторно сжижают путем теплообмена со вторым газом в жидком состоянии, имеющим температуру на входе и текущим во втором контуре, причем повторно сжиженные пары первого газа подают в резервуар, а второй газ поддерживают в жидком состоянии при температуре на выходе после повторного сжижения и возвращают в емкость, причем теплообмен между первым газом и вторым газом осуществляют так, что температура на выходе повторно сжиженных паров первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением.

Таким образом, изобретение позволяет контролировать пары первого газа путем использования холода второго газа, который предназначен для подачи в установку для хранения газа, что позволяет создать эффективную, экономически выгодную систему и при этом снизить выбросы NOx и SOx. В частности, повторное сжижение паров первого газа посредством второго газа в жидком состоянии, предназначенного для возврата в емкость, позволяет повторно сжижать все пары газа, образующиеся в резервуаре для хранения первого газа, при надлежащей температуре. Повторное сжижение паров первого газа не зависит от потребления установки. Второй газ нагревается после теплообмена, но остается жидким, так что он может быть возвращен в емкость.

Способ может содержать одну или более следующих характеристик или этапов, взятых отдельно друг от друга или в сочетании друг с другом:

- разность температур между температурой на входе второго газа перед этапом повторного сжижения и температурой на выходе второго газа после этапа повторного сжижения составляет от 20°C до 30°C,

- температура на выходе второго газа меньше, чем температура испарения второго газа при давлении, меньшем или равном максимально допустимому значению давления хранения в емкости,

- повторно сжиженные пары первого газа подают в резервуар при температуре, превышающей или равной минимальному значению температуры, которую должен выдерживать резервуар,

- давление на выходе второго газа после повторного сжижения первого газа составляет 8 бар,

- температура на выходе второго газа составляет от -155°C до -105°C при давлении от 2 до 20 бар,

- первое пороговое значение температуры на выходе первого газа по существу близко к температуре сжижения первого газа при атмосферном давлении, а второе пороговое значение температуры меньше, чем первое пороговое значение на 10°C-40°C при атмосферном давлении,

- первое пороговое значение составляет порядка -40°C, а второе пороговое значение составляет порядка -50°C,

- пары первого газа сжимают перед теплообменом,

- второй газ извлекают со дна емкости,

- теплообмен на этапе повторного сжижения осуществляют во время операции загрузки первого газа или во время операции охлаждения резервуара,

- первый газ представляет собой сжиженный углеводородный газ,

- второй газ представляет собой сжиженный природный газ.

Изобретение также относится к системе обработки газа установки для хранения газа, причем система включает:

- резервуар, в котором хранится первый газ,

- емкость, в которой хранится второй газ, причем второй газ имеет более низкую температуру кипения, чем первый газ,

- первый контур, в котором течет по меньшей мере часть паров первого газа из резервуара,

- второй контур, в котором течет по меньшей мере часть второго газа в жидком состоянии при температуре на входе из емкости, и

- теплообменник, выполненный с возможностью повторного сжижения по меньшей мере части паров первого газа путем теплообмена со вторым газом в жидком состоянии, причем повторно сжиженные пары первого газа подают в резервуар, а второй газ поддерживают в жидком состоянии при температуре на выходе после повторного сжижения и возвращают в емкость, так что температура на выходе паров первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением.

Устройство в соответствии с изобретением может содержать одну или более следующих характеристик, взятых отдельно друг от друга или в сочетании друг с другом:

- теплообменник выполнен так, что разность температур между температурой на входе второго газа перед этапом повторного сжижения и температурой на выходе после этапа повторного сжижения составляет от 5°C до 55°C,

- система содержит компрессор, установленный перед первым контуром для сжатия паров первого газа, который должен быть извлечен из резервуара перед теплообменом,

- второй контур образует с трубами, каждая из которых соединена с емкостью и вторым контуром, замкнутый контур,

- первый газ представляет собой сжиженный углеводородный газ,

- второй газ представляет собой сжиженный природный газ.

Изобретение также относится к судну для транспортировки сжиженного газа, содержащему по меньшей мере одну систему, имеющую любую из вышеуказанных характеристик.

В соответствии со вторым аспектом изобретение предлагает способ обработки газа установки для хранения газа, в частности, на борту судна, причем способ включает следующие этапы, на которых:

- извлекают первый газ в жидком состоянии из первого резервуара или из первой емкости,

- осуществляют первое переохлаждение извлеченного первого газа в жидком состоянии, и

- хранят переохлажденный первый газ в жидком состоянии в нижней части первого резервуара или первой емкости или второго резервуара или второй емкости для образования холодного резервного слоя первого газа в жидком состоянии в переохлажденном жидком состоянии на дне первого или второго резервуара или первой или второй емкости.

Таким образом, переохлажденный первый газ, который хранится на дне резервуара или емкости, позволяет создать мощность охлаждения, которая может быть использована позже, причем резерв холода хранится на дне резервуара или емкости длительное время. Резерв холода может быть использован, например, для повторного сжижения паров первого газа в резервуаре и/или для снижения давления в резервуаре, при необходимости. Резерв холода также может быть использован без необходимости питания установки или работы теплообменников.

Способ может содержать одну или более следующих характеристик или этапов, взятых отдельно друг от друга или в сочетании друг с другом:

- первый газ переохлаждают до температуры, превышающей или равной минимальному значению температуры, которую должен выдерживать резервуар или емкость,

- холодный резервный слой находится в первом или втором резервуаре или первой или второй емкости под объемом первого газа, образуя границу раздела двух жидкостей,

- переохлажденный первый газ в жидком состоянии подают в первый или второй резервуар или первую или вторую емкость по трубопроводу, который выходит на дне первого или второго резервуара или первой или второй емкости,

- первый газ, хранящийся в холодном резервном слое в первом или втором резервуаре или первой или второй емкости, используют для охлаждения газа в парообразном состоянии,

- газ в парообразном состоянии представляет собой первый газ в парообразном состоянии, находящийся в верхней части резервуара или емкости и над первым газом в жидком состоянии,

- первый газ, хранящийся в холодном резервном слое, распыляют в первом или втором резервуарах или первой или второй емкостях и в слое первого газа в парообразном состоянии,

- первый газ, хранящийся в холодном резервном слое, извлекают со дна одного из резервуаров или емкостей и повторно сжижают первый газ в парообразном состоянии посредством теплообменника,

- переохлажденный первый газ в жидком состоянии хранят в холодном резервном слое, когда измеренное давление в резервуаре или емкости меньше, чем первое заданное пороговое значение давления в резервуаре или емкости,

- первое заданное пороговое значение составляет, например, от 1 до 1,05 бар абсолютного давления,

- указанная нижняя часть продолжается приблизительно менее чем на 30% высоты резервуара или емкости, измеренной от дна, причем указанное дно представляет собой самый нижний конец резервуара или емкости,

- переохлажденный первый газ в жидком состоянии хранят в холодном резервном слое при температуре между температурой сжижения первого газа минус приблизительно 5°C при атмосферном давлении и температурой сжижения минус приблизительно 10°C, причем первый газ в жидком состоянии, оставшийся в первом или втором резервуаре или первой или второй емкости, имеет температуру, превышающую температуру сжижения первого газа,

- переохлажденный первый газ в жидком состоянии хранят в холодном резервном слое при температуре от -45°C до -55°C, причем первый газ в жидком состоянии, оставшийся в первом или втором резервуаре или первой или второй емкости, имеет температуру, превышающую или равную -42°C,

- переохлажденный первый газ хранят в холодном резервном слое при температуре от -160°C до -170°C, причем первый газ в жидком состоянии, оставшийся в резервуаре или емкости, имеет температуру, превышающую или равную -160°C,

- первое переохлаждение первого газа осуществляют посредством второго газа по меньшей мере в жидком состоянии, извлеченного из емкости, причем второй газ имеет температуру кипения, меньшую или равную температуре кипения первого газа,

- способ содержит этап, на котором испаряют или нагревают второй газ, который нагревается или испаряется путем теплообмена во время первого переохлаждения первого газа для подачи в установку,

- установка контролирует расход второго газа, который должен быть испарен или нагрет во время испарения,

- первое переохлаждение первого газа осуществляют посредством первого газа, извлеченного из емкости, который расширяют и частично испаряют,

- второй газ, извлеченный из емкости, расширяют и частично испаряют перед теплообменом во время первого переохлаждения,

- второй газ, извлеченный из емкости, переохлаждают путем теплообмена с расширенным и частично испаренным вторым газом,

- второе переохлаждение первого газа осуществляют после первого переохлаждения,

- второй газ, используемый для второго переохлаждения, извлекают со дна емкости или переохлаждают,

- первое и/или второе переохлаждение осуществляют снаружи первого и второго резервуаров и/или первой и второй емкостей,

- теплообмен между первым газом и вторым газом во время первого переохлаждения или второго переохлаждения осуществляют так, что температура переохлаждения первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением,

- температура на выходе второго газа после второго переохлаждения составляет от -155°C до -105°C при давлении от 2 до 20 бар,

- нагретый, испаренный или частично испаренный второй газ нагревают для подачи в установку,

- способ дополнительно содержит этап повторного сжижения, на котором пары первого газа, текущие в первом контуре из резервуара, повторно сжижают путем теплообмена со вторым газом в жидком состоянии, имеющим температуру на входе и текущим во втором контуре, причем повторно сжиженные пары первого газа подают в резервуар, а второй газ поддерживают в жидком состоянии при температуре на выходе после повторного сжижения и возвращают в емкость, причем теплообмен между первым газом и вторым газом осуществляют так, что температура на выходе повторно сжиженных паров первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением,

- пары первого газа повторно сжижают, когда давление, измеренное в резервуаре или емкости, превышает второе заданное пороговое значение давления в резервуаре или емкости,

- второе пороговое значение составляет, например, от 1 до 1,05 бар абсолютного давления,

- нагретый второй газ сжимают для подачи в установку,

- первый газ представляет собой сжиженный природный газ или сжиженный углеводородный газ,

- второй газ представляет собой сжиженный природный газ.

Настоящее изобретение также относится к системе обработки газа установки для хранения газа, в частности, на борту судна, причем система включает:

- резервуар или емкость, в которой хранится первый газ в жидком состоянии;

- первый теплообменник, выполненный с возможностью осуществления первого переохлаждения первого газа в жидком состоянии, извлеченного из резервуара или емкости посредством первого трубопровода, и

- второй трубопровод, соединенный с первым теплообменником, который выходит в нижней части резервуара или емкости или другого резервуара или емкости для хранения переохлажденного первого газа на дне резервуара или емкости для образования холодного резервного слоя первого газа в жидком состоянии.

Устройство в соответствии с изобретением может содержать одну или более следующих характеристик, взятых отдельно друг от друга или в сочетании друг с другом:

- первый газ хранится в том же резервуаре или той же емкости, из которой он извлечен,

- устройство содержит емкость, в которой хранится второй газ в жидком состоянии, причем второй газ имеет температуру кипения, меньшую или равную температуре кипения первого газа,

- второй газ в жидком состоянии течет по второму трубопроводу, соединенному с первым теплообменником, для осуществления первого переохлаждения первого газа,

- устройство содержит второй теплообменник, выполненный с возможностью осуществления второго переохлаждения первого газа посредством второго газа в жидком состоянии,

- дно резервуара или емкости содержит выход, соединенный с первым концом трубопровода, причем трубопровод содержит второй конец, соединенный с распылительной штангой, установленной в верхней части резервуара или емкости,

- нагревательное устройство, через которое проходит второй газ, нагретый, испаренный или частично испаренный в первом теплообменнике,

- средства сброса давления установлены перед первым теплообменником,

- второй теплообменник выполнен с возможностью подачи второго газа при температуре на выходе от -155°C до -105°C при давлении от 2 до 20 бар,

- устройство содержит третий теплообменник, выполненный с возможностью повторного сжижения по меньшей мере части паров первого газа путем теплообмена со вторым газом в жидком состоянии, причем повторно сжиженные пары первого газа подают в резервуар, а второй газ поддерживают в жидком состоянии при температуре на выходе после повторного сжижения и возвращают в емкость, так что температура на выходе паров первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением,

- устройство содержит четвертый теплообменник, выполненный с возможностью частичного испарения второго газа, текущего в первичном контуре, и переохлаждения второго газа, текущего во вторичном контуре,

- первичный контур расположен после средств сброса давления и перед первым теплообменником (в направлении потока текучей среды в теплообменнике),

- вторичный контур расположен перед вторым теплообменником (в направлении потока текучей среды в теплообменнике),

- компрессор предназначен для сжатия нагретого или испаренного второго газа,

- первый газ представляет собой сжиженный природный газ или сжиженный углеводородный газ,

- второй газ представляет собой сжиженный природный газ.

Изобретение также относится к судну для транспортировки сжиженного газа, включающему по меньшей мере одну систему, имеющую любую из вышеуказанных характеристик.

4. СПИСОК ЧЕРТЕЖЕЙ

Настоящее изобретение станет более понятным, и другие детали, характеристики и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными при прочтении следующего далее описания, приведенного в качестве неограничивающего примера и со ссылкой на приложенные чертежи, на которых:

- Фигура 1 иллюстрирует вариант выполнения системы обработки газа в соответствии с изобретением, которой в данном случае оснащена установка для хранения газа, в частности, на судне,

- Фигура 2 иллюстрирует другой вариант выполнения системы обработки газа в соответствии с изобретением,

- Фигура 3 иллюстрирует другой вариант выполнения системы обработки газа в соответствии с изобретением,

- Фигура 4 иллюстрирует другой вариант выполнения системы обработки газа в соответствии с изобретением,

- Фигура 5 иллюстрирует альтернативную форму варианта выполнения, показанного на Фигуре 4, и

- Фигура 6 иллюстрирует другой вариант выполнения системы обработки газа в соответствии с изобретением.

5. ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Фигура 1 иллюстрирует первый вариант выполнения системы 1 обработки газа установки 2 для хранения газа в соответствии с изобретением. Система обработки позволяет охлаждать один или более видов газа и/или повторно сжижать пары одного или более видов газа и/или испарять или нагревать один или более видов газа.

В настоящем изобретении под выражением «повторное сжижение» следует понимать конденсацию паров газа, позволяющую вернуть его в жидкое состояние.

В настоящем изобретении система 1 установлена на судне, например, на судне для транспортировки газа, в частности, на судне типа VLGC (Very Large Gas Carrier, крупнотоннажный танкер для перевозки газа). Суда такого типа имеют вместимость порядка 80000 м³.

На судне для транспортировки газа, например, на СПГ-танкере, предусмотрена установка для выработки энергии для удовлетворения потребностей в энергии, связанных с работой судна, в частности, приведением судна в движение и/или выработкой электроэнергии для единиц оборудования на борту.

Установка 2 для хранения газа может представлять собой установку для выработки энергии. Такая установка главным образом содержит тепловые двигатели 3, например, двигатель судна, который потребляет газ, перевозимый в емкостях/резервуарах судна.

На судне газ (газы) хранится в жидком состоянии в нескольких резервуарах 4 или емкостях 5 при очень низкой температуре, фактически при криогенных температурах. Каждый резервуар 4 и емкость 5 может содержать газ в сжиженном виде или в жидком состоянии при заданном давлении и заданной температуре. Один или более резервуаров 4 и/или емкостей 5 судна могут быть соединены с установкой 2 посредством системы 1 в соответствии с изобретением. С этой целью каждый резервуар и емкость содержит оболочку, предназначенную для изоляции газов, хранящихся при температуре хранения, от внешней среды.

На судно загружен природный газ (ПГ), хранящийся в емкости 5, и углеводородные газы (УГ), хранящиеся в одном или более резервуарах 4. Каждый резервуар и/или емкость 4, 5 может иметь вместимость от 1000 до 50000 м³. Количество резервуаров 4 и емкостей 5 не ограничено. Например, оно составляет от 1 до 6. В остальной части описания выражения «емкость» и «резервуар» следует интерпретировать соответственно как «одна или каждая емкость» и «один или каждый резервуар».

Природный газ (ПГ) представляет собой, например, метан или газовую смесь, содержащую метан. Природный газ хранится в жидком состоянии 5a в емкости, например, при криогенной температуре порядка -160°C и атмосферном давлении. Природный газ в жидком состоянии или сжиженный природный газ 5a обозначается аббревиатурой «СПГ». Емкость 5 также содержит пары 5b газа, образовавшиеся в результате испарения, в частности, естественного, СПГ в емкости. Испарение или пары 5b обозначаются аббревиатурой «ОГ» или «ОГЕИ» в случае естественного испарения, в отличие от «ОГПИ» в случае принудительного испарения. СПГ 5a естественным образом хранится на дне емкости 5, тогда как ОГ 5b СПГ находится выше уровня N1 СПГ 5a в емкости, в пространстве, известном как свободное пространство над газом. ОГ 5b СПГ в емкости обусловлен, например, поступлением тепла из внешней среды в емкость 5 и перемещениями СПГ 5a в емкости 5 из-за колебаний моря.

Углеводородный газ (УГ) содержит пропан, бутан, пропилен, аммиак, этан, этилен или газовую смесь, содержащую эти компоненты. Углеводородный газ хранится в жидком состоянии 4a в резервуаре 4 при температуре порядка -42°C и атмосферном давлении. Углеводородный газ в жидком состоянии 4a или сжиженный углеводородный газ обозначается аббревиатурой «СУГ». Резервуар 4 также содержит газ пары 4b, образовавшиеся в результате испарения, в частности, естественного, СУГ в резервуаре. Аналогичным образом СУГ 4a естественным образом хранится на дне резервуара 4, тогда как пары СУГ находятся выше уровня N2 СУГ 4a в резервуаре в свободном пространстве над газом. Как объяснено выше в отношении СПГ, испарение СУГ (ОГ или ОГЕИ) в резервуаре 4 также обусловлено поступлением тепла из внешней среды в резервуар, перемещениями текучей среды во время рейсов (море, СУГ), во время загрузки СУГ в резервуар 4 и во время охлаждения резервуара для приведения температуры резервуара к равновесной температуре.

Во время охлаждения в данном случае резервуара 4, которое заключается в приведении внешней температуры оболочки резервуара к равновесной температуре, сжиженный газ распыляют на стенки практически пустого резервуара. Испарение газа приводит к образованию холода, необходимого для охлаждения оболочки. Во время этой операции, которая длится около 10 ч, паров СУГ, образующихся из-за естественного испарения (ОГЕИ) очень мало, поскольку резервуар практически пуст. С другой стороны, распыление СУГ на стенки для их охлаждения приводит к образованию большого количества паров СУГ, порядка 10900 кг/ч. Операция охлаждения резервуаров для хранения СУГ может применяться для охлаждения емкостей для хранения СУГ.

Во время загрузки СУГ резервуар содержит значительное количество ОГ, который образуется в результате охлаждения резервуара, а также из ОГЕИ, образующегося из СУГ, который нагревается в резервуаре. Пары, образовавшиеся в результате охлаждения, повторно не сжижаются при загрузке СУГ в резервуар. Операция загрузки занимает приблизительно 18 часов. В резервуаре образуется приблизительно 13900 кг/ч ОГ. Давление в резервуаре во время загрузки резервуара поддерживается выше атмосферного давления.

В варианте выполнения, показанном на Фигуре 1, показанная система 1 содержит четыре резервуара 4 для хранения СУГ и одну емкость 5 для хранения СПГ. Система 1 также содержит теплообменник 6, который позволяет осуществлять теплообмен между парами 5b СПГ, парами 4b СУГ, жидким СУГ 4a и жидким СПГ 5a. В настоящем примере теплообменник 6 содержит несколько контуров или трубопроводов, в данном случае по меньшей мере один первый контур 6a, один второй контур 6b, одну первую трубу 6c и одну вторую трубу 6d, в которых может течь ПГ или УГ в жидком или парообразном состоянии.

Теплообменник 6 выполнен так, что первый контур 6a осуществляет теплообмен со вторым контуром 6b для поддержания СУГ, поступающего из емкости, в жидком состоянии и одновременного повторного сжижения паров 4b СУГ, поступающих из резервуара 4. СПГ на выходе теплообменника 6, в частности, второго контура 6b, направляется в емкость 5, а повторно сжиженные пары СУГ направляются в резервуар 4.

Для этого резервуар 4 содержит выход, соединенный с первым концом первого трубопровода 7, по которому текут пары 4b СУГ. Выход резервуара 4 расположен в верхней части резервуара 4, где находится свободное пространство над газом с парами 4b СУГ (ОГЕИ). Первый трубопровод 7 соединен со входом компрессора 8, который осуществляет течение паров 4b СУГ по первому трубопроводу 7. Последний содержит второй конец, соединенный со входом первого контура 6a. Предполагается, что пары СУГ повторно сжижаются за счет теплообмена с холодом от СПГ и поддерживают СПГ в жидком состоянии. Выход первого контура 6a соединен с первым концом второго трубопровода 9, по которому текут повторно сжиженные пары СУГ. Второй трубопровод 9 содержит второй конец, который погружен в СУГ или соединен с погружной трубой 9a, погруженной в резервуар. Альтернативно второй трубопровод 9 соединен с распылительной штангой 10 для СУГ. Штанга 10 расположена в резервуаре 4 в его верхней части вдоль вертикальной оси в плоскости, показанной на Фигуре 1, для распыления повторно сжиженных паров СУГ в свободном пространстве над СУГ. Это приводит к повторной конденсации ОГЕИ в резервуаре.

Система 1 содержит насосы, установленные в емкости 5 для извлечения из нее СПГ. В частности, первый насос 11a и второй насос 11b погружены в СПГ и предпочтительно расположены на дне емкости 5, чтобы в них подавался только СПГ. Первый насос 11a соединен с первым концом третьего трубопровода 12. Первый насос 11a позволяет осуществлять циркуляцию СПГ в третьем трубопроводе 12. Объемный расход СПГ первого насоса 11a составляет порядка 130 м³/ч. Второй конец третьего трубопровода 12 соединен со входом второго контура 6b, в котором течет СПГ 5a, поступающий из емкости 5. Второй контур 6b содержит выход, соединенный с первым концом четвертого трубопровода 13, по которому также течет СПГ 5a. Четвертый трубопровод 13 содержит второй конец, соединенный с емкостью 5. Третий и четвертый трубопроводы 12, 13 позволяют осуществлять рециркуляцию СПГ из емкости в емкость через теплообменник 6. Точнее говоря, второй контур 6b и третий и четвертый трубопроводы 12, 13 образуют замкнутый контур. СПГ извлекается из емкости при температуре -160°C. Температура СПГ на выходе и/или давление СПГ на выходе регулируется так, чтобы СПГ не испарялся во время теплообмена с парами СУГ. С этой целью предусмотрен датчик температуры, например, в четвертом трубопроводе 13, для контроля температуры СПГ, возвращаемого в емкость. Предпочтительно заданная температура СПГ на выходе ниже, например, на 5°C, чем температура испарения СПГ при допустимом значении давления хранения в емкости, например, порядка 8 бар. Давление хранения в емкости 5 для хранения СПГ составляет от 2 до 20 бар. Давление СПГ на выходе теплообменника 6 должно быть ниже, чем максимальное давление хранения в емкости. Таким образом, СПГ нагревается без испарения. Температура повторно сжиженных паров СУГ на выходе находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением. Первое пороговое значение температуры СУГ на выходе по существу близко к температуре сжижения при атмосферном давлении, а второе пороговое значение температуры меньше, чем первое пороговое значение на 10°C-40°C при атмосферном давлении. В настоящем примере первое пороговое значение составляет -40°C, тогда как второе пороговое значение составляет порядка -55°C. Предпочтительно температура повторно сжиженных паров газа на выходе составляет порядка -42°C. Теплообмен позволяет осуществлять повторное сжижение паров СУГ при соответствующей температуре, которая не является слишком низкой, в частности, которая больше или равна минимальному значению температуры, которую должен выдерживать резервуар 4. Вышеуказанные значения температур СУГ в этом примере и в следующем далее описании являются примерами температур, относящихся к пропану. Следует понимать, что значения температур других соединений СУГ применимы в отношении изобретения.

Теплообменник 6 также выполнен так, что первая труба 6c осуществляет теплообмен со второй трубой 6d для одновременного принудительного испарения СПГ, поступающего из емкости, и переохлаждения СУГ, поступающего из резервуара 4. В настоящем изобретении под выражением «переохлаждение» следует понимать понижение температуры сжиженного газа ниже температуры сжижения. Сжиженный газ, например, переохлаждают приблизительно на 5°C-20°C ниже температуры сжижения. Следует понимать, что хранение переохлажденного сжиженного газа в настоящем изобретении зависит от давления хранения сжиженного газа. Испаренный СПГ (ОГПИ) подлежит подачи в установку 2 и, в частности, в данном случае в двигатель судна. Переохлажденный СУГ (в жидком состоянии) подается в резервуар 4. В частности, первая труба 6c выполнена с возможностью осуществления течения углеводородного газа и, в частности, СУГ 4b в теплообменнике 6. Первая труба 6c содержит вход, соединенный с одним из концов пятого трубопровода 14, по которому течет СУГ, извлеченный из резервуара. Другой конец пятого трубопровода 14 соединен с третьим насосом 15, погруженным в СУГ. Третий насос 15 также установлен на дне резервуара 4 для извлечения только СУГ и осуществления течения СУГ по трубопроводу 14. Первая труба 6c содержит выход, соединенный с шестым трубопроводом 16, который предназначен для возврата переохлажденного СУГ (в жидком состоянии) в резервуар 4. Шестой трубопровод 16 может быть соединен с распылительной штангой 10, вторым трубопроводом 9 или с погружной трубой 9a для возврата СУГ в резервуар. Предпочтительно переохлажденный СУГ хранится на дне резервуара 4 в холодном резервном слое 4c во внутреннем пространстве резервуара и в нижней части резервуара. Слой 4c впоследствии может быть использован. Предпочтительно, но без ограничения, второй конец трубопровода 9 или погружной трубы расположен в нижней части резервуара 4 вдоль вертикальной оси в плоскости, показанной на Фигуре 1, для хранения переохлажденного СУГ. Переохлаждение происходит снаружи резервуара или любого другого резервуара или емкости. Например, переохлаждение не происходит в сжиженном газе. Кроме того, холодный резервный слой 4c расположен во внутреннем пространстве резервуара на дне резервуара. Холодный резервный слой находится под СУГ в резервуаре вдоль вертикальной оси относительно Фигуры 1, образуя границу раздела двух жидкостей. Другими словами, в резервуаре отсутствует перегородка, вспомогательный резервуар или отсек, который отделяет СУГ, оставшийся/уже находящийся в резервуаре, и переохлажденный СУГ, хранящийся в резервном слое.

Вторая труба 6d позволяет осуществлять испарение СПГ 5a, поступающего из емкости 5. С этой целью второй насос 11b, погруженный в СПГ, соединен с первым концом седьмого трубопровода 17, по которому СПГ течет в установку 2, в данном случае двигатель судна. Второй насос 11b позволяет осуществлять течение СПГ в седьмом трубопроводе 17 с объемным расходом ниже, чем первый насос 11a. В настоящем примере объемный расход СПГ в седьмом трубопроводе 17 составляет порядка 4 м³/ч. Второй конец седьмого трубопровода 17 соединен со входом второй трубы 6d. Последняя содержит выход, соединенный с восьмым трубопроводом 18, по которому текут пары 5a СПГ, образовавшиеся в результате теплообмена с СУГ, для подачи, например, в двигатель судна. Во время теплообмена с испарением и переохлаждением температура СПГ повышается. То есть его температура становится выше температуры сжижения при атмосферном давлении. Температура СПГ регулируется посредством нагревательного устройства, которое не показано, в соответствии со спецификациями двигателя. Давление СПГ на выходе, например, необходимое для двигателя судна, составляет порядка 17 бар. Что касается СУГ, его температура на входе в контур 6c составляет приблизительно 1 бар. Температура переохлажденного СУГ на выходе больше или равна минимальному значению температуры, которую должен выдерживать резервуар или емкость. В данном случае температура на выходе составляет порядка -52°C (при давлении хранения в резервуаре).

На Фигуре 1 пары СУГ извлекаются из резервуара, и повторно сжиженные пары СУГ направляются в другой смежный резервуар. Аналогичным образом СУГ, извлеченный из резервуара и переохлажденный, возвращается в тот же резервуар. Разумеется, возможны другие конфигурации.

На Фигуре 1 теплообменник 6 отделен от резервуаров или емкости. Теплообменник 6 расположен снаружи резервуаров и емкостей. Теплообменник не находится в другом резервуаре или другой емкости, в которой хранится сжиженный газ.

Предпочтительно теплообменник представляет собой трубчатый, пластинчатый или змеевиковый теплообменник.

В варианте выполнения, проиллюстрированном на Фигуре 2, система 1 содержит несколько теплообменников, которые позволяют осуществлять теплообмен между парами СПГ, парами СУГ, СПГ и/или СУГ. Эта система отличается, в частности, от первого варианта выполнения количеством теплообменников. В частности, в настоящем примере система содержит по меньшей мере два теплообменника, далее называемые испарительным теплообменником 20 и основным теплообменником 21. На Фигуре 2 показаны одна емкость 5 и один резервуар 4. Разумеется, система может содержать другие емкости и резервуары. Система 1 также содержит насосы 11a, 11b и 15, установленные в емкости 5 и в резервуаре 4. В частности, первый насос и второй насос погружены в СПГ и предпочтительно расположены на дне емкости, чтобы в них подавался только СПГ. Расход первого насоса также составляет приблизительно 130 м³/ч, а расход второго насоса составляет приблизительно 4 м³/ч.

Основной теплообменник 21 выполнен с возможностью повторного сжижения паров 4b СУГ путем теплообмена с холодом от СПГ 5a и одновременного поддержания СПГ в жидком состоянии. СПГ возвращается в емкость 5 без испарения, а повторно сжиженные пары СУГ возвращаются в резервуар 4. Основной теплообменник 21 содержит первый контур 6a и второй контур 6b. Первый контур 6a соединен, с одной стороны, с первым трубопроводом 7, соединенным с резервуаром 4, а, с другой стороны, со вторым трубопроводом 9, также соединенным с резервуаром 4. В первом трубопроводе 7 также предусмотрен первый компрессор 8 для осуществления течения паров 4b СУГ по трубопроводу в теплообменник 21.

Теплообменник 20 выполнен с возможностью испарения СПГ, поступающего из емкости, и одновременного переохлаждения СУГ, поступающего из резервуара 4. СПГ должен подвергаться принудительному испарению для повышения температуры СПГ до температуры, необходимой, например, для двигателя судна, в который подаются пары СПГ. Теплообменник 20 содержит первую трубу 6c и вторую трубу 6d. Вторая труба 6d соединена, с одной стороны, с седьмым трубопроводом 17, соединенным с емкостью, а, с другой стороны, с восьмым трубопроводом 18, который подает СПГ в двигатель судна. Первая труба 6c соединена, с одной стороны, с первым трубопроводом 14, соединенным с резервуаром 4, а, с другой стороны, с шестым трубопроводом 16, соединенным с резервуаром 4 и, в частности, с дном резервуара 4.

На Фигуре 2 система 1 также содержит третий теплообменник, называемый вспомогательным теплообменником 22. Последний позволяет осуществлять второе переохлаждение СУГ посредством холода от СПГ и позволяет поддерживать СПГ в жидком состоянии. СПГ в жидком состоянии возвращается в емкость, а переохлажденный СУГ возвращается в резервуар.

Предпочтительно, но без ограничения, теплообменники 20, 21, 22 отделены от резервуаров и емкостей.

Предпочтительно, но без ограничения, теплообменники 20, 21, 22 представляют собой трубчатые, пластинчатые или змеевиковые теплообменники.

Вспомогательный теплообменник 22 содержит третий контур 6e, в котором течет СПГ, и четвертый контур 6f, в котором течет СУГ, в частности, переохлажденный СУГ. Третий контур 6e содержит вход, соединенный с девятым трубопроводом 23, который соединен с емкостью 5. Как видно на Фигуре 2, девятый трубопровод 23 представляет собой обводной участок седьмого трубопровода 17, который извлекает СПГ со дна емкости 5 посредством насоса 11b. Третий контур 6e содержит выход, соединенный с десятым трубопроводом 24, который возвращает СПГ, поддерживаемый в жидком состоянии, в емкость 5. В этом примерном варианте выполнения десятый трубопровод 24 соединен с участком четвертого трубопровода 13, возвращающего СПГ в емкость 5, например, через клапан, например, трехходовой клапан. Четвертый контур 6f содержит вход, соединенный с одиннадцатым трубопроводом 25, по которому течет СУГ, извлеченный со дна резервуара. Одиннадцатый трубопровод в данном случае соединен с трубопроводом 16, по которому течет переохлажденный СУГ, через клапан 29, например, трехходовой клапан. Четвертый контур 6f содержит выход, соединенный с двенадцатым трубопроводом 26, который соединен с резервуаром. В соответствии с этим примерным вариантом выполнения двенадцатый трубопровод 26 соединен с участком десятого трубопровода или с трубопроводом 9. СУГ, переохлажденный в результате теплообмена с СПГ, распыляется в свободном пространстве над газом или хранится на дне резервуара 4 в холодном резервном слое 4c. Двенадцатый трубопровод 26 может быть соединен с трубопроводом 16 через клапан 27. Аналогичным образом трубопровод 26 может быть соединен с трубопроводом 9 через клапан 28. Предпочтительно, но без ограничения, клапаны 27, 28 представляют собой трехходовые клапаны. Трубопровод 16 соединен с распылительной штангой 10 для СУГ для распыления капель СУГ в свободном пространстве над газом в резервуаре 4 и осуществления повторной конденсации ОГЕИ в резервуаре 4. Третий насос 15 выполнен с возможностью осуществления течения СУГ по трубопроводам 14, 16, 25 со дна резервуара до распылительной штанги 10. Благодаря такой конфигурации, переохлажденный СУГ подается непосредственно в резервуар или штангу 10 или подается во вспомогательный теплообменник 22 для второго переохлаждения посредством СПГ.

На Фигуре 2 система дополнительно содержит трубу 30 для извлечения паров 5b СПГ в емкости 5 для контроля давления в емкости 5 и для подачи топливного газа в установку 2. В трубе 30 установлен второй компрессор 31 для осуществления течения паров 5a СПГ в двигатель и поддержания давления в емкости. Труба 30 соединена с участком трубопровода 18, по которому нагретый или испаренный СПГ течет в двигатель судна.

Предпочтительно, но без ограничения, перед установкой расположено нагревательное устройство 32 для регулировки температуры СПГ до требуемой температуры и гарантии испарения всего СПГ. Нагревательное устройство 32 в данном случае представляет собой нагреватель.

В третьем варианте выполнения изобретения, проиллюстрированном на Фигуре 3, система 1 также содержит несколько теплообменников. В частности, система 1 содержит:

- основной теплообменник 21, выполненный и возможностью повторного сжижения паров 4b СУГ путем теплообмена с холодом от СПГ 5a и поддержания СПГ в жидком состоянии,

- испарительный теплообменник 20, выполненный с возможностью испарения СПГ, поступающего из емкости 5, и переохлаждения СУГ, поступающего из резервуара 4, и

- вспомогательный теплообменник 22', выполненный с возможностью переохлаждения СУГ и поддержания СПГ в жидком состоянии.

Система 1 в соответствии с этим вариантом выполнения отличается от варианта выполнения, проиллюстрированного на Фигуре 2, тем, что она содержит четвертый теплообменник 40, расположенный перед теплообменником 20. Теплообменник 40 предпочтительно, но без ограничения, представляет собой вакуумный испаритель (VE), предназначенный для выработки холода. Вакуумный испаритель 40 содержит первичный контур 42, который содержит вход и выход. Вход соединен с седьмым трубопроводом 17, по которому течет СПГ, поступающий из емкости. Выход первичного контура 42 соединен с первым концом трубопровода 44. Последний содержит второй конец, соединенный со входом контура 6d теплообменника 20. На трубопроводе 17 перед вакуумным испарителем 40 предусмотрены средства 41 сброса давления. Средства 41 сброса давления позволяют получать газ в двухфазном жидком/парообразном состоянии путем понижения давления и температуры газа. Средства 41 сброса давления в данном случае содержат расширительный клапан, например, клапан Джоуля-Томсона. СПГ, попадающий в средства 41 сброса давления, имеет температуру порядка -134°C и давление порядка 8 бар. На выходе расширительного клапана СПГ охлаждается до температуры приблизительно -160°C при давлении порядка 1 бар. Двухфазный СПГ попадает в вакуумный испаритель 40, где осуществляется теплообмен с СПГ, извлеченным из емкости. В частности, вакуумный испаритель 40 содержит вторичный контур 43, который содержит вход и выход. Вход вторичного контура 43 соединен с обводным трубопроводом 45, по которому течет СПГ из емкости 5. Обводной трубопровод 45 идет от седьмого трубопровода 17, соединенного с насосом 11b. Разумеется, трубопровод 45 может быть соединен с другим насосом, погруженным на дно емкости. Выход вторичного контура соединен с трубопроводом 23, возвращающим СПГ на дно емкости 5. В этом варианте выполнения трубопровод 23 соединен со входом контура 6e теплообменника 22'. В вакуумном испарителе 40 СПГ, текущий во вторичном контуре 43, переохлаждается за счет рекуперации скрытой теплоты двухфазного СПГ, текущего в контуре 42. Переохлажденный СПГ (в жидком состоянии) подается в емкость. Двухфазный СПГ, текущий в первичном контуре 42, нагревается или испаряется, а затем подается в испарительный теплообменник 20. Температура СПГ на выходе первичного контура 42 составляет от -160°C до -134°C при давлении порядка 1 бар. Температура переохлажденного СПГ на выходе составляет порядка -160°C при давлении от 2 до 20 бар. Когда переохлажденный СПГ течет через теплообменник 22’, последний выполнен с возможностью поддержания СПГ, поступающего из вакуумного испарителя 40, в жидком состоянии. Это связано с тем, что СПГ, поступающий из контура 43, может осуществлять теплообмен с переохлажденным СУГ, поступающим из теплообменника 20, в соответствии с режимом работы системы, описанным ниже. В этом случае СПГ, проходящий через контур 6e, нагревается, но не испаряется.

На Фигуре 3 система 1 дополнительно содержит компрессор 46, установленный после нагревательного устройства 32. Компрессор 46 позволяет сжимать испаренный СПГ до давления, необходимого для установки 2.

В этом примерном варианте выполнения переохлаждение осуществляется снаружи резервуаров и емкости. Другими словами, теплообменники отделены от резервуаров и емкости.

В первом режиме работы (ОХЛАЖДЕНИЕ) системы 1 обработки газов установки 2 для выработки энергии, как проиллюстрировано на Фигуре 2, СПГ используется для повторного сжижения паров 4b СУГ. СПГ также используется для подачи в установку 2, в частности, двигатель судна и другие тепловые двигатели для нужд выработки энергии. Первый режим работы применяется во время охлаждения резервуара для хранения СУГ. Это связано с тем, что, как объяснено выше, во время этой операции образуется очень большое количество паров 4b СУГ (приблизительно 10900 кг/ч). Это количество образующихся паров 4b больше, чем количество паров 4b (ОГЕИ), образующихся во время рейса судна для транспортировки СУГ. В контексте охлаждения стенок резервуара потребности двигателя в отношении топливного газа является очень низкими. Потребление паров СПГ установкой 2 составляет порядка 500 кг/ч. Система использует основной теплообменник 21 для контроля паров 4b СУГ, образующихся во время охлаждения. Пары 4b СУГ извлекаются из резервуара 4 компрессором 8, который подает их в первый трубопровод 7. Пары 4b СУГ, текущие в первом контуре 6a, повторно сжижаются за счет холода от СПГ, текущего во втором контуре 6b через третий трубопровод 12 со дна емкости 5. Следует понимать, что СПГ, находящийся на дне емкости, холоднее, чем СПГ вблизи поверхности N1, т.е. на границе раздела между СПГ и свободным пространством над газом. После повторного сжижения повторно сжиженные пары СУГ подаются в резервуар 4, и СПГ поддерживается в жидком состоянии, а затем возвращается в емкость 5. Пары 4b СУГ попадают в основной теплообменник 21 при температуре порядка 0°C и давлении, близком к атмосферному давлению. Основной теплообменник 21 выполнен так, что температура на выходе повторно сжиженных паров СУГ находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением. Первое и второе пороговые значения рассматриваются при давлении, равном или превышающем атмосферное давление. Пороговые значения температуры больше или равны минимальному значению температуры, которую должен выдерживать резервуар 4. Предпочтительно, первое пороговое значение температуры на выходе паров 4b СУГ составляет -40°C при давлении, равном или превышающем атмосферное давление, а второе пороговое значение температуры на выходе повторно сжиженных паров СУГ составляет порядка -50°C при давлении, равном или превышающем атмосферное давление. Предпочтительно, но без ограничения, температура на выходе повторно сжиженных паров СУГ составляет -42°C при давлении, равном или превышающем атмосферное давление. Таким образом, теплообмен регулируется так, чтобы повторно сжиженные пары СУГ не были слишком холодными.

Аналогичным образом теплообмен осуществляется так, что температура СПГ на выходе после повторного сжижения находится между первым пороговым значением температуры и вторым пороговым значением температуры при давлении от 6 до 20 бар. Как видно в первом варианте выполнения со ссылкой на Фигуру 1, СПГ должен нагреваться, но не испаряться. Основной теплообменник 21 выполнен для так, что разность температур между температурой СПГ на входе до повторного сжижения и температурой СПГ на выходе после повторного сжижения составляет от 5°C до 55°C. Предпочтительно, но без ограничения, разность температур составляет 26°C. В данном случае СПГ попадает в основной теплообменник 21 перед повторным сжижением при температуре на входе порядка -160°C и давлении от 2 до 20 бар. Первое пороговое значение составляет порядка -155°C, а второе пороговое значение составляет порядка -105°C. Предпочтительно, но без ограничения, температура СПГ на выходе меньше, чем его температура испарения, при давлении меньше, чем максимальное допустимое давление хранения в емкости. Температура составляет порядка -134°C. Такие значения позволяют передавать максимум холода от СПГ парам СУГ для повторного сжижения и при этом предотвращают чрезмерный нагрев СПГ, возвращаемого в емкость, и чрезмерное охлаждение повторно сжиженных паров СУГ. Чрезмерно нагретый СПГ может вызвать повышение давления СПГ в емкости и превышение допустимых пределов. Таким образом, основной теплообменник 21 регулируют таким образом, чтобы СПГ и повторно сжиженные пары СУГ соответственно выходили при температуре, необходимой для емкости или резервуара. Во время теплообмена расход СПГ и расход паров СУГ соответственно являются постоянными.

Поскольку температуры СПГ и СУГ на входе и на выходе известны и/или заданы, такие параметры, как массовый расход СПГ и СУГ, позволяют настроить теплообменник 21 для надлежащего теплообмена.

Система может работать так, что повторное сжижение паров СУГ осуществляется, когда давление, измеренное в резервуаре, превышает заданное значение давления в резервуаре.

В первом режиме работы система 1 также использует испарительный теплообменник 20, через который текут СУГ, поступающий из резервуара 4, и СПГ, поступающий из емкости 5 для подачи в установку 2. Теплообмен между СУГ и СПГ позволяет переохлаждать СУГ и испарять или нагревать СПГ, предназначенный для подачи в установку 2. Переохлажденный СУГ (в жидком состоянии) хранится в нижней части резервуара, образуя следующий холодный резервный слой 4c. Это позволяет получить большую доступную мощность охлаждения и, следовательно, повысить эффективность охлаждения газа в сжиженном и/или газообразном виде, содержащегося в резервуаре. В настоящем изобретении нижняя часть резервуара 4 продолжается приблизительно менее чем на 30% высоты резервуара 4, измеренной от дна 19. Дно 19 является самым нижним концом резервуара, например, расположенным ближе к корпусу судна при транспортировке резервуара на СПГ-танкере. В частности, СУГ, извлеченный со дна резервуара насосом, проходит через теплообменник 20, где его температура на входе становится приблизительно -42°C. Температура СПГ, извлеченного из емкости, на входе составляет приблизительно -160°C при давлении приблизительно 17 бар. После теплообмена, при котором СУГ рекуперирует скрытую теплоту СПГ, который испаряется, температура СУГ на выходе составляет от -45°C до -55°C. Переохлажденный СУГ подается на дно резервуара, где он хранится в слое 4c при температуре от -45°C до -55°C. Предпочтительно переохлажденный СУГ имеет температуру приблизительно -52°C (при давлении хранения в резервуаре). После теплообмена испаренный или нагретый СПГ имеет температуру на выходе приблизительно 0°C, причем он может быть дополнительно нагрет нагревательным устройством 32.

Альтернативно хранение переохлажденного СУГ зависит от давления в резервуаре. В частности, когда давление в резервуаре меньше, чем первое заданное значение давления, например, от 1 до 1,05 бар абсолютного давления, система контролирует хранение переохлажденного СУГ в холодном резервном слое. С этой целью средства 33 определения давления позволяют определять давление внутри резервуара 4. Средства 33 определения давления в данном случае содержат датчик давления, установленный в резервуаре 4 или вблизи него.

СУГ в резервуаре 4, который находится выше холодного резервного слоя 4c, например, оставшийся в резервуаре, имеет температуру выше -42°C. Считается, что резервуар для хранения СУГ содержит несколько слоев, в которых СУГ имеет разные температуры, причем самые холодные слои находятся на дне резервуара.

Во втором режиме работы (РЕЙС) системы обработки газов установки 2 для выработки энергии, как проиллюстрировано на Фигуре 2, СПГ используется для подачи в установку 2, например, двигатель судна, а СУГ переохлаждается для образования резерва холодного СУГ, который будет использоваться позже для охлаждения паров СУГ в резервуаре. Такой режим работы используется во время рейса судна, когда необходимо обрабатывать меньшее количество паров СУГ. Это связано с тем, что образующиеся пары СУГ (ОГЕИ) составляют порядка 2700 кг/ч, тогда как двигатель судна, например, потребляет небольшое количество топливного газа, порядка 2000 кг/ч. В этом режиме работы система использует по меньшей мере испарительный теплообменник 20, через которой текут СУГ, поступающий из резервуара, и СПГ, поступающий из емкости, для осуществления принудительного испарения СПГ, который должен подаваться в двигатель судна, и вспомогательный теплообменник 22 для образования резерва холода. СПГ извлекается из емкости посредством второго насоса 11b. Температура СПГ на входе во вторую трубу 6d составляет порядка -160°C. СУГ извлекается из резервуара, содержащего СУГ, посредством насоса 15. СУГ течет по второму трубопроводу в испарительный теплообменник и попадает в последний при температуре приблизительно -42°C. СУГ подвергается первому переохлаждению СУГ путем рекуперации холода от СПГ, который испаряется в результате теплообмена в теплообменнике 20. Теплообмен между СУГ и СПГ осуществляется так, что температура переохлаждения СУГ находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением при атмосферном давлении. Испарительный теплообменник 20 выполнен с возможностью передачи максимального количества тепла, но ограничен разностью температур между СПГ и СУГ. Предпочтительно, но без ограничения, первое пороговое значение составляет порядка -40°C, а второе пороговое значение составляет порядка -55°C. Переохлажденный СУГ хранят в нижней части резервуара для образования холодного резервного слоя СУГ или распыляется в свободном пространстве над газом посредством штанги 10. Во время рейса температура СУГ на выходе теплообменника 20 составляет порядка -52°C.

Разумеется, как видно в случае первого режима работы, когда давление в резервуаре меньше, чем первое заданное пороговое значение давления, например, от 1 до 1,05 бар абсолютного давления, переохлажденный СУГ хранят в холодном резервном слое.

Считается, что холодный резервный слой уже образован, например, во время охлаждения резервуара. Затем переохлажденный СУГ используется для охлаждения или конденсации паров СУГ в резервуаре. С этой целью переохлажденный СУГ извлекается из холодного резервного слоя 4c и распыляется в свободном пространстве над газом посредством штанги 10. Альтернативно СУГ из холодного резервного слоя 4c извлекается из выхода резервуара, соединенного с трубопроводом, который соединен со штангой или теплообменником, через который проходят пары СУГ. Таким образом, нет необходимости запускать вспомогательный теплообменник для создания резерва холода.

СПГ на выходе теплообменника 20 испаряется или нагревается за счет теплообмена между СУГ и СПГ. Испаренный или нагретый СПГ подается в двигатель для питания двигателя. Пары СПГ, которые извлекаются из емкости, также могут подаваться в двигатель. Испаренный или нагретый СПГ и пары СПГ нагреваются так, что весь СПГ испаряется перед подачей в двигатель.

В третьем режиме работы (ЗАГРУЗКА) системы обработки газов установки для выработки энергии, как проиллюстрировано на Фигуре 2, СПГ используется для питания двигателя судна и для нужд выработки энергии, а также для повторного сжижения паров СУГ. Этот режим работы применяется, в частности, во время загрузки СУГ в резервуар, в котором образуется большое количество паров СУГ, например, приблизительно 13900 кг/ч. Потребности в энергии установки 2 являются низкими, приблизительно 500 кг/ч. В этом режиме работы для обработки всех паров СУГ используются по меньшей мере два теплообменника. В частности, система использует основной теплообменник 21 для обработки паров СУГ, образующихся во время загрузки СУГ, и испарительный теплообменник 20 для испарения или нагрева СПГ, предназначенного для подачи в установку 2. Таким образом, теплообменники 20, 21 работают аналогично первому режиму работы в случае охлаждения резервуара.

В этом режиме работы основной теплообменник 21 может не справляться с контролем давления в резервуаре 4 из-за большого количества образующихся паров СУГ. При таком сценарии, когда давление, измеренное (средствами 33 определения давления) внутри резервуара, достигает или превышает второе заданное пороговое значение давления, активируется вспомогательный теплообменник 22. Таким образом, задача вспомогательного теплообменника 22 заключается в контроле давления внутри резервуара 4. СПГ извлекается из емкости для теплообмена с переохлажденным СУГ. Переохлажденный СУГ после первого переохлаждения имеет температуру порядка -42°C. Температура -42°C обусловлена тем, что небольшое количество СПГ проходит через теплообменник 20, в частности, вторую трубу 6d. Это связано с тем, что двигатель или установка 2 определяет расход СПГ, который должен быть испарен во второй трубе 6d. Учитывая, что потребности установки 2 являются низкими, имеется очень небольшое количество СПГ для осуществления переохлаждения СУГ. Установка контролирует расход второго газа, который должен быть испарен или нагрет во время испарения. Это подразумевает, что количество тепла от СПГ недостаточно для существенного снижения температуры СУГ. Поскольку температура СУГ на выходе теплообменника 20 не является достаточно низкой, теплообменник 22 осуществляет второе переохлаждение СУГ. СПГ извлекается из емкости при температуре приблизительно -160°C и осуществляет теплообмен с СУГ, подвергшимся первому переохлаждению в данном случае в теплообменнике 20. Температура переохлажденного СУГ на входе составляет порядка -42°C. Температура СУГ, переохлажденного во второй раз, на выходе меньше или равна пороговому значению температуры, которую должен выдерживать резервуар 4. Температура СУГ на выходе составляет порядка -52°C. СУГ хранится в холодном резервном слое для последующего использования или распыляется в свободном пространстве над газом резервуара для конденсации или охлаждения паров 4b СУГ в резервуаре. Температура СПГ на выходе составляет приблизительно -134°C при давлении порядка 8 бар. Таким образом, СПГ нагревается, но не испаряется.

В четвертом режиме работы (нагретый СПГ в емкости) системы 1 обработки газов установки для выработки энергии, как проиллюстрировано на Фигуре 2, система позволяет контролировать риск нагрева СПГ в емкости в случае работы основного теплообменника 21 (во время загрузки СУГ в резервуар или во время охлаждения резервуара). Это связано с тем, что СПГ на выходе основного теплообменника и/или на выходе вспомогательного теплообменника нагрет, т.е. имеет температуру на выходе порядка -134°C. В этом режиме работы используется система, показанная на Фигуре 3, в основном в режиме рейса для охлаждения СПГ в емкости до его криогенной температуры. Система 1 использует по меньшей мере теплообменник 40, в котором частично испаренный СПГ позволяет переохлаждать СПГ, подаваемый в емкость. Считается, что СПГ, хранящийся в емкости, имеет температуру приблизительно -134°C при давлении порядка 8 бар. СПГ извлекается из емкости вторым насосом 11b. СПГ течет в контуре 42, где его давление снижается, а затем частично испаряется. Температура частично испаренного СПГ на входе в теплообменник 40 составляет порядка -160°C при атмосферном давлении. Температура испаренного СПГ на выходе составляет от -134°C до -160°C при атмосферном давлении. Температура СПГ на входе в теплообменник во второй трубе 43 составляет порядка -134°C, а температура на выходе составляет порядка -160°C. Переохлажденный СПГ подается в холодный резервный слой 4c в нижней части емкости 5. Теплообменник 20 переохлаждает СУГ и испаряет СПГ на выходе теплообменника 40.

Когда давление, измеренное в резервуаре 4, больше или равно пороговому значению давления, активируется теплообменник 22' для переохлаждения СУГ, охлажденного в теплообменнике 20, во второй раз. СУГ переохлаждается посредством СПГ, переохлажденного в теплообменнике, и проходит через теплообменник 22'. Температура СПГ на выходе после теплообмена в теплообменнике 22' составляет порядка -134°C при атмосферном давлении.

Вышеуказанные режимы работы были описаны на основе Фигуры 2. Разумеется, эти режимы работы могут быть применены в отношении Фигуры 1.

Фигура 4 иллюстрирует другой вариант выполнения системы 1 обработки газа в соответствии с изобретением. Система содержит емкости для хранения СПГ, каждая из которых содержит пары 5b СПГ и СПГ. В данном случае показано две емкости для хранения СПГ. Насосы также погружены в СПГ в основной емкости, и один насос погружен в СПГ в смежной емкости. Каждый насос предпочтительно установлен на дне емкости. Система 1 содержит теплообменник 50, выполненный с возможностью переохлаждения СПГ, поступающего из емкости для хранения СПГ, в данном случае из первой емкости 500A, предназначенного для хранения на дне 190 той же первой емкости 500A для образования холодного резервного слоя 500c на дне емкости 500A. Слой 500c находится во внутреннем пространстве емкости. Теплообменник содержит по меньшей мере одну первую трубу 50a и одну вторую трубу 50b. Первая труба 50a содержит вход, соединенный с первым концом трубопровода 54. Второй конец трубопровода 54 соединен с первым насосом 51, установленным на дне первой емкости 500A. Трубопровод 54 также соединен с распылительной штангой 60, установленной в емкости 500A, через трехходовой клапан 67. Штанга 60 расположена в верхней части емкости и предпочтительно в свободном пространстве над СПГ. Первая труба 50a содержит выход, соединенный с трубопроводом 56, который соединен с дном емкости 500A. Трубопровод 56 также соединен с распылительной штангой 60 через трехходовой клапан 75a. Как проиллюстрировано на Фигуре 4, трубопровод 56 выходит на дне смежной емкости, т.е. второй емкости 500B, через трехходовой клапан 75b, а также соединен с другой штангой 60 второй емкости 500B через трехходовой клапан 75c. Вторая труба 50b содержит вход, соединенный с емкостью 500A трубопроводом 57. Один из концов трубопровода 57 соединен со вторым насосом 52, установленным на дне емкости 500A. Выход второй трубы 50b в данном случае соединен со входом баллона 70 трубопроводом 58. Выход баллона 70 на первом выходе соединен с трубопроводом 56 посредством трубы 71. Труба 71 содержит, например, клапан 72 и насос 73. На трубопроводе 57 перед теплообменником 50 установлены средства 53 сброса давления. Этот теплообменник, как и в варианте выполнения, проиллюстрированном на Фигуре 3, представляет собой вакуумный испаритель. Средства 53 сброса давления содержат, например, расширительный клапан (клапан Джоуля-Томсона).

Вторая труба 50b представляет собой холодный контур, причем СПГ пониженного давления подлежит нагреву при прохождении через этот контур для осуществления принудительного испарения (для получения ОГПИ). Первая труба 50a представляет собой горячий контур, причем СПГ, поступающий из емкости 500A, подлежит охлаждению при прохождении через этот контур. Однако первая труба 50a не позволяет испарять самые тяжелые компоненты (этан, пропан и т.п.). Следует понимать, что понижение давления перед второй трубой 50b позволяет снизить температуру испарения, что позволяет получать ОГПИ за счет теплообмена с СПГ, извлеченным из емкости 500A и текущим в первой трубе 50a. Испарение для получения ОГПИ требует содействия тепла, подаваемого от СПГ, текущего в первой трубе 50a; таким образом, оно является источником охлаждения для переохлаждения СПГ, текущего в первой трубе 50a.

СПГ, поступающий из емкости 500A, далее подается насосом 52 в средства 53 сброса давления, а затем течет по второй или холодной трубе 50b теплообменника 50. СПГ после средств сброса давления имеет температуру -168°C при абсолютном давлении 400 мбар. В то же время СПГ из емкости 500A подается насосом 51 в первую или горячую трубу 50a теплообменника 50. В связи с этим теплообмен между этими контурами приводит к:

- нагреву частично испаренного СПГ пониженного давления для продолжения его испарения, который затем подается в баллон 70 в данном примере, и

- переохлаждению СПГ, который подается на дно первой емкости и/или второй емкости для хранения в ней с целью последующего использования, или который распыляется в свободном пространстве над СПГ посредством штанги 60.

Температура СПГ на выходе после теплообмена в трубе 50a составляет порядка -168°C.

Хранение СПГ в холодном резервном слое может зависеть от давления внутри емкости. Например, когда давление, измеренное (с помощью датчика 330 давления) в емкости, меньше, чем заданное пороговое значение давления в емкости, переохлажденный СПГ (в жидком состоянии) хранится в холодном резервном слое 500c.

Таким образом, баллон 70 предназначен для подачи в него СПГ в двухфазном жидком/парообразном состоянии, поступающего из емкости 500A через теплообменник 50. Рабочее давление в баллоне 70 меньше, чем давление хранения СПГ в емкости 500A. Подача СПГ в баллон 70 может приводить к дополнительному испарению СПГ, что, с одной стороны, приводит к образованию ОГПИ в баллоне 70, а также к переохлаждению СПГ, оставшегося в баллоне. Баллон позволяет разделять фазы на СПГ, хранящийся в нижней части баллона, и пары СПГ в его верхней части. Переохлажденный СПГ на выходе баллона имеет температуру на выходе порядка -168°C. Баллон 70 содержит второй выход, расположенный в его верхней части, в которой естественным образом хранятся пары СПГ (ОГПИ). Выход баллона 70 соединен с установкой 2 в данном случае через два компрессора 61, 62.

Теплообменник 50 также содержит третью трубу 50c, которая содержит вход и выход. Вход третьей трубы 50c соединен с первым концом трубопровода 63, по которому текут повторно сжиженные пары СПГ. В частности, выход компрессора 62 соединен с установкой 2 для подачи в нее топливного газа. Часть топливного газа, выходящего из компрессора 62, может отводиться и перенаправляться в трубопровод 64, который может быть соединен с выходом компрессора 62 через трехходовой клапан 65. Компрессор 62 выполнен с возможностью сжатия газа (например, ОГЕИ, поступающего из первой емкости и/или второй емкости) до рабочего давления, подходящего для использования в установке 2. Трубопровод 64 соединен со входом первичного контура 66a теплообменника 66. Первичный контур содержит выход, соединенный со вторым концом трубопровода 63. Каждая емкость 500A, 500B содержит выход 68 паров 5b СПГ, соединенный со входом вторичного контура 66b теплообменника 66. Вторичный контур 66b содержит выход, соединенный со входом или одним из входов компрессора 62. Третья труба 50c содержит выход, соединенный с трубопроводом 56 другим трубопроводом 69. На этом трубопроводе 69 установлен расширительный клапан 74 для снижения температуры газа путем адиабатического расширения.

Пары СПГ, поступающие из емкости 500A, 500B, нагреваются во вторичном контуре 66b для подачи в установку 2, и пары СПГ на выходе компрессора 62 повторно сжижаются для подачи в теплообменник 50. В теплообменнике 50 повторно сжиженные пары газа переохлаждаются за счет холода от СПГ, текущего в трубе 50a, для подачи на дно емкости (емкостей) 500A, 500B или в распылительную штангу 60. Пары СПГ, поступающие из емкости (емкостей) 500A, 500B, могут перенаправляться в трубопровод 64, если образуется избыточный ОГПИ, для сжижения.

В этом примерном варианте выполнения переохлаждение осуществляется снаружи емкостей. Другими словами, теплообменник 50 отделен от емкостей.

Фигура 5 иллюстрирует альтернативный вариант выполнения системы 1 обработки газа, проиллюстрированной на Фигуре 4. Система 1 отличается от системы, показанной на Фигуре 4, тем, что она содержит второй насос 52, установленный во второй емкости 500B, смежной с первой, основной емкостью (который показан справа на Фигуре 5). Второй насос 52 расположен на первом конце трубопровода 80, по которому течет СПГ, извлеченный со дна второй емкости 500B. Второй конец трубопровода соединен с трубопроводом 57, который соединен со входом второй трубы 50b. Другими словами, СПГ извлекается из двух емкостей 500A, 500B двумя насосами 52. Второй насос 52 позволяет снизить уровень сброса давления после средств сброса давления путем повышения давления и температуры. Например, в случае двух вторых насосов абсолютное давление после средств сброса давления составляет 600 мбар, а температура СПГ составляет -164°C.

Фигура 6 иллюстрирует другой вариант выполнения системы обработки газа в соответствии с изобретением. Эта система аналогична варианту выполнения, проиллюстрированному на Фигуре 5. Она отличается тем, что она содержит два теплообменника 150, 150' вместо одного теплообменника 50. Первый теплообменник 150 выполнен с возможностью испарения СПГ, поступающего из первой емкости 500A, и одновременного переохлаждения СПГ, поступающего из первой емкости 500A. Первый теплообменник 150 содержит первую трубу 150а и вторую трубу 150b, расположенные, как было описано в варианте выполнения, показанном на Фигуре 4.

Второй теплообменник 150' выполнен с возможностью использования переохлажденного СПГ (в жидком состоянии), хранящегося в холодном резервном слое 500c, поступающего в данном случае из первой емкости 500A, для повторного сжижения паров СПГ. Пары СПГ образуются в результате естественного испарения (ОГЕИ) СПГ, не использованного установкой 2 для выработки энергии, то есть избыточного ОГ. Второй теплообменник 150' содержит третью трубу 150c и вторую вспомогательную трубу 150b'. Третья труба 150c содержит вход, соединенный с трубопроводом 163, по которому подаются избыточные пары СПГ. В частности, ОГЕИ рециркулирует через компрессор 62 в теплообменник 166 и по трубопроводу 164. Третья труба 150c содержит выход, соединенный с трубопроводом 169, который выходит на дне емкости или каждой емкости 500A, 500B, через трехходовой клапан 175b. Трубопровод 169 также соединен с распылительной штангой 160 через трехходовой клапан 175a, 175c.

Вторая труба 150b' содержит вход, соединенный с трубой 154 через трехходовой клапан. Вторая труба 150b' содержит выход, соединенный с трубой 156 через трехходовой клапан 180. Теплообмен осуществляется между избыточным ОГЕИ и переохлажденным СПГ, поступающим из емкости. Повторно сжиженный ОГЕИ подается на дно первой и/или второй емкостей. СПГ на выходе второй трубы 150b' нагревается, но не испаряется, и возвращается на дно первой и/или второй емкостей.

В этом примерном варианте выполнения переохлаждение осуществляется снаружи емкостей. Другими словами, теплообменники отделены от емкостей.

1. Способ обработки газа установки (2) для хранения газа, в частности, на борту судна, включающий этапы, на которых:

- извлекают первый газ (4a, 4b, 5a, 5b) в жидком состоянии из первого резервуара (4) или первой емкости (5, 500),

- осуществляют первое переохлаждение первого газа в жидком состоянии и

- хранят переохлажденный первый газ в жидком состоянии в нижней части первого резервуара (4) или первой емкости (5, 500) или второго резервуара или второй емкости для образования холодного резервного слоя (4c, 5c, 500c) первого газа в жидком состоянии на дне первого или второго резервуара (4) или первой или второй емкости (5, 500).

2. Способ по предыдущему пункту, в котором первый газ подают в первый или второй резервуар (4) или первую или вторую емкость (5, 500) по трубопроводу (16, 56, 156), который выходит на дне (19, 190) первого или второго резервуара (4) или первой или второй емкости (5, 500).

3. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором первый газ, хранящийся в холодном резервном слое (4c, 5c, 500c) первого или второго резервуара (4) или первой или второй емкости (5, 500), используют для охлаждения газа в парообразном состоянии.

4. Способ по предыдущему пункту, в котором газ в парообразном состоянии представляет собой первый газ в парообразном состоянии, находящийся в верхней части одного из резервуаров (4) или емкостей (5, 500).

5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором первый газ, хранящийся в холодном резервном слое (4c, 5c, 500c), распыляют в первом или втором резервуарах (4) или первой или второй емкостях (5, 500) и в слое первого газа в парообразном состоянии.

6. Способ по любому из пп. 1-4, в котором первый газ, хранящийся в холодном резервном слое (4c, 5c, 500c), извлекают со дна одного резервуара из резервуаров (4, 5, 500) или емкостей и повторно сжижают первый газ в парообразном состоянии посредством теплообменника.

7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором переохлажденный первый газ хранят в холодном резервном слое (4c, 5c, 500c), когда измеренное давление в резервуаре или емкости меньше, чем первое заданное пороговое значение давления в резервуаре или емкости.

8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором указанная нижняя часть продолжается приблизительно менее чем на 30% высоты резервуара или емкости, измеренной от дна (19, 190), причем указанное дно (19, 190) представляет собой самый нижний конец резервуара или емкости.

9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором переохлажденный первый газ хранят в холодном резервном слое (4c, 5c, 500c) при температуре между температурой сжижения первого газа минус приблизительно 5°C при атмосферном давлении и температурой сжижения минус приблизительно 10°C, причем первый газ в жидком состоянии, оставшийся в резервуаре или в емкости, имеет температуру выше, чем температура сжижения первого газа.

10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором переохлажденный первый газ хранят в холодном резервном слое при температуре от -45°C до -55°C или от -160°C до -170°C, причем первый газ в жидком состоянии, оставшийся в одном из резервуаров или емкостей, соответственно имеет температуру, превышающую или равную -42°C или -160°C.

11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором первое переохлаждение первого газа (4a, 4b) осуществляют посредством второго газа (5a, 5b) по меньшей мере в жидком состоянии, извлеченного из емкости (5), причем второй газ имеет температуру кипения, меньшую или равную температуре кипения первого газа.

12. Способ по предыдущему пункту, содержащий этап, на котором испаряют или нагревают второй газ, который нагревается или испаряется за счет теплообмена во время первого переохлаждения первого газа для подачи в установку (2).

13. Способ по предыдущему пункту, в котором установка (2) контролирует расход второго газа, который испарен или нагрет при испарении.

14. Способ по любому из пп. 11-13, в котором второй газ, извлеченный из емкости (5), расширяют и частично испаряют перед теплообменом при первом переохлаждении.

15. Способ по любому из пп. 11-14, в котором второй газ, извлеченный из емкости, переохлаждают путем теплообмена с расширенным и частично испаренным вторым газом.

16. Способ по любому из предыдущих пунктов, содержащий этап, на котором осуществляют второе переохлаждение первого газа после первого переохлаждения.

17. Способ по предыдущему пункту, в котором второй газ, используемый для второго переохлаждения, извлекают со дна емкости или переохлаждают.

18. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором первое и/или второе переохлаждение осуществляют снаружи первого и второго резервуаров и/или первой и второй емкостей.

19. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором теплообмен между первым газом и вторым газом при первом переохлаждении или втором переохлаждении осуществляют так, что температура переохлаждения на выходе первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением.

20. Способ по любому из пп. 16-19, в котором температура на выходе второго газа после второго переохлаждения составляет от -155°C до -105°C при давлении от 2 до 20 бар.

21. Способ по любому из пп. 11-20, в котором нагретый, испаренный или частично испаренный второй газ нагревают для подачи в установку (2).

22. Способ по любому из пп. 11-21, содержащий этап повторного сжижения, на котором пары (4b) первого газа, текущие в первом контуре (6a) из резервуара (4), повторно сжижают путем теплообмена со вторым газом в жидком состоянии, имеющим температуру на входе и текущим во втором контуре (6b), причем повторно сжиженные пары первого газа подают в резервуар (4), а второй газ поддерживают в жидком состоянии при температуре на выходе после повторного сжижения и возвращают в емкость (5), причем теплообмен между первым газом (4b) и вторым газом (5a) осуществляют так, что температура на выходе повторно сжиженных паров (4b) первого газа находится между первым пороговым значением и вторым пороговым значением.

23. Способ по предыдущему пункту, в котором пары первого газа повторно сжижают, когда давление, измеренное в резервуаре или емкости, превышает второе заданное пороговое значение давления в резервуаре или емкости.

24. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором первый газ представляет собой сжиженный природный газ или сжиженный углеводородный газ.

25. Способ по любому из пп. 1-24, в котором второй газ представляет собой сжиженный природный газ.

26. Система (1) обработки газа установки для хранения газа, в частности, на борту судна, включающая:

- резервуар или емкость (4, 5, 500) для хранения первого газа в жидком состоянии;

- первый теплообменник (6, 20, 40, 50, 150), выполненный с возможностью осуществления первого переохлаждения первого газа, извлеченного из резервуара или емкости (4, 5, 500) посредством первого трубопровода (14, 54, 154), и

- второй трубопровод (16, 56, 156), соединенный с первым теплообменником, который выходит в нижней части резервуара или емкости (4, 5, 500) или другого резервуара или емкости для хранения переохлажденного первого газа на дне резервуара или емкости или другого резервуара или емкости для образования холодного резервного слоя первого газа в жидком состоянии.

27. Система по предыдущему пункту, которая содержит емкость (5) для хранения второго газа в жидком состоянии, причем второй газ имеет температуру кипения, меньшую или равную температуре кипения первого газа.

28. Система (1) по предыдущему пункту, в которой второй газ в жидком состоянии течет по второму трубопроводу (14), соединенному с первым теплообменником (6, 20), для осуществления первого переохлаждения первого газа.

29. Система (1) по любому из пп. 26-28, которая содержит второй теплообменник (22), выполненный с возможностью осуществления второго переохлаждения первого газа посредством второго газа в жидком состоянии.

30. Система (1) по любому из пп. 26-29, в которой дно резервуара или емкости содержит выход, соединенный с первым концом трубопровода, причем трубопровод содержит второй конец, соединенный с распылительной штангой (10, 60, 160), установленной в верхней части резервуара (4) или емкости (5, 500).

31. Система (1) по любому из пп. 26-30, которая содержит нагревательное устройство (32), через которое проходит второй газ, нагретый, испаренный или частично испаренный в первом теплообменнике (20).

32. Система (1) по любому из пп. 26-31, которая содержит средства (41, 53, 153) сброса давления, установленные перед первым теплообменником (20, 50, 150).

33. Система по любому из пп. 26-32, в которой второй теплообменник (22) выполнен с возможностью подачи второго газа при температуре на выходе от -155°C до -105°C и давлении от 2 до 20 бар.

34. Система (1) по любому из пп. 26-33, в которой первый газ представляет собой сжиженный природный газ или сжиженный углеводородный газ.

35. Система (1) по любому из пп. 26-34, в которой второй газ представляет собой сжиженный природный газ.

36. Судно, в частности судно для транспортировки сжиженного газа, включающее по меньшей мере одну систему по любому из пп. 26-35.