Установка и способ обработки пара сжиженного природного газа

009649 Заявка на данное изобретение имеет приоритет предварительных заявок на патент США, с серийными номерами 60/517,298 (подана 3 ноября 2003) и 60/525,416 (подана 25 ноября 2003), причем обе заявки включены сюда посредством ссылок. Область техники, к которой относится изобретение Областью техники, к которой относится изобретение, является обработка СПГ, в особенности, как оно относится к обработке пара СПГ во время разгрузки судна с СПГ или его перемещения. Уровень техники изобретения Разгрузка судна с СПГ является во многих случаях операцией в критическом режиме, которая требует эффективного объединения с операцией регазификации. Обычно, когда СПГ разгружается с судна с СПГ в резервуар для хранения, пары СПГ генерируются из резервуара для хранения в связи с объемным вытеснением, притоком тепла в продолжение перемещения СПГ и в насосной системе, выпаривания из резервуара для хранения и мгновенного испарения в связи с перепадом давления между судном и резервуаром для хранения. В большинстве случаев пары необходимо регенерировать, чтобы избежать горения и повышения давления в системе резервуара для хранения. В обычном терминале для приема СПГ часть пара возвращается на судно с СПГ, в то время как часть оставшегося пара сжимается компрессором для конденсации в паровом абсорбере, который использует холодосодержание из выпускаемого СПГ. Поэтому, системы сжатия пара и абсорбции пара обычно требуют значительной энергии и внимания оператора, и, в частности, в процессе перехода от нормальной операции хранения к операции разгрузки с судна. Альтернативно, контроль пара может быть осуществлен с использованием поршневого насоса, в котором расход и давление пара контролируют отношение криогенной жидкости и пара, подаваемых в насос, как описано в патенте США 6640556. Однако такие установки являются часто непрактичными и обычно не могут исключить необходимость в повторном сжатии пара на терминалах для приема СПГ. Альтернативно, или дополнительно, компрессор с приводом от турбодетандера может быть использован, как описано в патенте США 6460350. Здесь потребность в энергии для повторного сжатия пара обычно обеспечивается расширением сжатого газа из другого источника. Однако там, где сжатый газ не является легко доступным из другого процесса, генерирование сжатого газа является энергетически интенсивным и неэкономичным. В других известных системах пар продукта метана сжимается и конденсируется посредством входящего потока СПГ, как описано в опубликованной заявке на патент США в публикации номер 2003/0158458. В то время как система, раскрытая в этой публикации, повышает энергетический КПД по сравнению с другими системами, тем не менее имеются другие недостатки. Например, обработка пара в этой системе обычно ограничена установками, в которых желательно производить поток, богатый метаном. В еще одной системе, как описано в патенте США 6745576, множество смесителей, сборников, насосов и компрессоров используется для повторного сжижения пара, выделяющегося при кипении в потоке СПГ. В этой системе пар, выделяющийся при кипении в атмосфере, сжимается до более высокого давления с использованием парового компрессора, так что пар, выделяющийся при кипении, может быть сконденсирован. В то время как такая система обычно обеспечивает усовершенствования устройств управления и смешения в системе конденсации пара, тем не менее ей присуща большая часть недостатков известных установок, как показано на фиг. 1 согласно известному уровню техники. Более того, состав и теплотворные способности большинства ввозимых СПГ значительно изменяются и будут в основном зависеть от конкретного поставщика. В то время как СПГ с более тяжелыми компонентами или более высокой теплотворной способностью могут быть произведены при более низкой стоимости поставщиком, они часто не подходят для рынка Северной Америки. Например, природный газ для рынка Калифорнии должен соответствовать техническим условиям по теплотворной способности 950 БТЕ/стандартный кубический фут - 1150 БТЕ/стандартный кубический фут, и должен соответствовать ограничениям по составу по его компонентам С 2 и С 3+. Особенно там, где СПГ используется как топливо для транспортирования, содержание С 2+ должно быть дополнительно понижено, чтобы избежать высокой температуры горения и уменьшить парниковые выделения. В таблице приведены требования к составу по сравнению с обычной поставкой ввозимого СПГ. Таким образом, также будет желательно иметь установку терминала для приема СПГ с возможностью приспособления к различным составам СПГ. Однако большинство общеизвестных способов и установок для разгрузки судов с СПГ и регазификации может иметь различные трудности. Среди прочего, многие известные способы требуют сжатия пара и абсорбции, которые являются энергетически неэффективными. Еще дальше, все или почти все из известных способов не могут экономично удалять тяжелые углеводороды из СПГ для того, чтобы отвечать строгим стандартам на окружающую среду. Таким образом, все еще имеется потребность в обеспечении улучшенной установки и способа для обработки газа на терминалах для разгрузки и регазификации СПГ.-1 009649 Сущность изобретения Настоящее изобретение направлено на различные аспекты установки и способа для установки СПГ(наиболее предпочтительно, на терминал для регазификации СПГ), содержащей резервуар для хранения СПГ и ректификационную колонну, имеющую такую конфигурацию, чтобы принимать сжиженный природный газ из резервуара на транспортном судне с СПГ и обеспечить жидкость СПГ и пар СПГ. Ректификационная колонна соединена по потоку текучей среды с резервуаром для хранения и принимает подачу в ректификационную колонну, причем ректификационная колонна производит C2 и более легкие компоненты как головной продукт перегонки и C3 и более тяжелые компоненты как остаточный продукт. В предпочтительных конфигурациях холодосодержание жидкости сжиженного природного газа используется для конденсации C2 и более легких компонентов, в то время как С 3 и более тяжелые компоненты объединяются с паром СПГ, чтобы абсорбировать пар СПГ, чтобы посредством этого образовать подачу в ректификационную колонну. В дополнительных предпочтительных аспектах предмета изобретения, рассмотренная установка включает первый теплообменник для охлаждения подачи в ректификационную колонну с использованием жидкости сжиженного природного газа как холодильного агента и/или второй теплообменник для нагревания подачи в ректификационную колонну с использованием потока C3 и более тяжелых компонентов из ректификационной колонны как источника теплоты. В еще одном дополнительном аспекте рассмотренной установки часть пара СПГ из резервуара для хранения направляется во второй резервуар для хранения СПГ (транспортное судно с СПГ), или второй резервуар для хранения СПГ может производить пар, который направляется обратно во второй резервуар для хранения СПГ в процессе разгрузки судна. Предпочтительные ректификационные колонны обычно имеют такую конфигурацию, чтобы обеспечить сконденсированными С 2 и более легкими компонентами жидкость сжиженного природного газа. Альтернативно, или дополнительно, ректификационная колонна может также иметь такую конфигурацию, чтобы принимать часть жидкости сжиженного природного газа как подачу в ректификационную колонну (после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для конденсации С 2 и более легких компонентов). Более того, в еще дополнительных рассматриваемых аспектах, ректификационная колонна может дополнительно иметь такую конфигурацию, чтобы обеспечить сжиженный нефтяной газ (СНГ), как остаточный продукт. В таких случаях, ректификационная колонна может иметь такую конфигурацию, чтобы принимать другую часть жидкости сжиженного природного газа как холодильный агент для конденсации после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для конденсации С 2 и более легких компонентов, чтобы повысить конденсацию. Таким образом, рассмотренный способ включает обработку пара сжиженного природного газа, в котором резервуар для хранения сжиженного природного газа обеспечивает жидкость СПГ и пар СПГ. На другой стадии пар СПГ объединяют с потоком C3 и более тяжелых компонентов, чтобы посредством этого абсорбировать пар СПГ и чтобы посредством этого образовать объединенный продукт. В еще одной стадии объединенный продукт сепарируют в ректификационной колонне на поток C3 и более тяжелых компонентов и поток C2 и более легких компонентов, и поток C2 и более легких компонентов конденсируют с использованием холодосодержания жидкости СПГ. Различные задачи, отличительные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными из прилагаемых чертежей и подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Краткое описание чертежей Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение установки для разгрузки СПГ согласно известному уровню техники. Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение примерной установки для разгрузки СПГ с внешним трубопроводом для возврата газа. Фиг. 3 представляет собой схематическое изображение примерной установки для разгрузки СПГ без внешнего трубопровода для возврата газа. Фиг. 4 представляет собой схематическое изображение примерной установки для разгрузки СПГ с внешним трубопроводом для возврата газа и возможностью производства СПГ. Подробное описание Настоящее изобретение в основном направлено на установку и способ обработки пара СПГ, в которых пар (в большинстве случаев преобладающим образом содержащий N2, C1 и C2) объединяется с более тяжелым углеводородом (в большинстве случаев преобладающим образом содержащим С 3, С 4 и более тяжелые компоненты), чтобы образовать смесь углеводородов, имеющую температуру конденсации, которая выше, чем температура конденсации пара СПГ. Генерированная таким образом смесь впоследствии конденсируется с использованием холодосодержания жидкости СПГ, и жидкость нагнетается до более высокого давления. Смесь, в которой создано повышенное давление, затем нагревается, и пар (C2 и более легкие) сепарируется из смеси в ректификационной колонне при повышенном давлении. Пар, отводимый сверху ректификационной колонны, конденсируется с использованием холодосодержания жид-2 009649 кости СПГ, в то время как более тяжелые углеводороды, произведенные ректификационной колонной,рециркулируют к точке объединения с паром СПГ. В особенно предпочтительном аспекте предмета изобретения рассмотренные установка и способ реализуются при разгрузке судна с СПГ и/или операции регазификации, в терминалах для регазификации СПГ как на берегу, так и/или в открытом море. Нужно в особенности оценить, что в таких установках потребность в паровом компрессоре для конденсации паров исключается посредством смешения пара с компонентом, который повышает точку кипения смеси до такой степени, что по меньшей мере часть смеси может быть сконденсирована с использованием холодосодержания жидкости СПГ. Предпочтительно более тяжелые углеводороды содержат С 3 и более тяжелые углеводородные компоненты, которые могут быть добавлены из внешнего источника, или даже более предпочтительно, которые экстрагируются из СПГ, который разгружается. Таким образом, и, по меньшей мере, в некоторых аспектах предмета изобретения, рассмотренная установка включает систему ректификации, содержащую теплообменники, насосы и ректификационные колонны, которые имеют такую конфигурацию, чтобы утилизировать холод, высвобождаемый в процессе регазификации, для сепарации СПГ на более бедный природный газ и продукт СНГ (сжиженный нефтяной газ). Дополнительно рассмотренные установка и способ для регазификации СПГ, которые могут быть использованы в связи с доктринами, присутствующими здесь, описаны в нашей совместно поданной заявке на Международный патент, серийный номерPCT/US03/25372, поданной 13 августа 2003 г., которая включена сюда посредством ссылки. Установка и способ согласно предмету изобретения отличаются от традиционного терминала разгрузки транспортного судна и регазификации СПГ, схематически изображенного на фиг. 1 согласно известному уровню техники. Здесь СПГ обычно при температуре от -255 до -260F, разгружается с транспортного судна 50 с СПГ через ответвление 51 для разгрузки, трубопровод 1 в резервуар 52 для хранения, обычно при расходе от 40000 до 60000 галлонов в минуту. Операция разгрузки обычно продолжается примерно от 12 до 16 ч, и в течение этого периода примерно 40 миллионов нормальных кубических футов в сутки пара генерируются из резервуара для хранения, как результат повышения энтальпии (либо посредством судовых насосов, либо притока тепла из окружающей среды) в процессе операции перемещения, вытеснения пара из резервуаров для хранения, и мгновенного испарения жидкости от перепада давления между судном и резервуаром для хранения. Транспортное судно с СПГ обычно работает при давлении незначительно меньшем, чем давление в резервуаре для хранения, и обычно судно с СПГ работает при давлении от 16,2 до 16,7 фунтов/квадратный дюйм абс., в то время как резервуар для хранения работает от 16,5 до 17,2 фунтов/квадратный дюйм абс. Пар из резервуара для хранения, поток 2, разделяется на две части, поток 3 и поток 4. Поток 3 обычно при расходе 20 миллионов нормальных кубических футов в сутки, возвращается на судно с СПГ через трубопровод для возврата пара и ответвление 54 для возврата для пополнения вытесненного объема при разгрузке судна. Поток 4, обычно при расходе 20 миллионов нормальных кубических футов в сутки, сжимается компрессором 55 примерно от 80 до 115 фунтов/квадратный дюйм абс. и подается, как поток 5, в паровой абсорбер 58, где от пара отводится тепло перегрева, он конденсируется и абсорбируется из потока 9, посредством выпускаемого СПГ. Потребление мощности компрессором 55 составляет обычно от 1000 до 2000 л.с., в зависимости от расхода пара и давления на выходе компрессора. СПГ из резервуара 52 для хранения нагнетается посредством первичных насосов 53 в резервуаре примерно от 115 до 150 фунтов/квадратный дюйм абс., образуя поток 6, при обычном выпускаемом расходе от 250 до 1200 миллионов нормальных кубических футов в сутки. Поток 6 разделяется на поток 7 и поток 8 с использованием соответствующих регулирующих вентилей 56 и 57, как требуется для управления процессом конденсации пара. Поток 7, переохлажденная жидкость, при температуре от -255F до-260F, направляется в абсорбер 58, чтобы смешиваться с потоком 5, выпускаемым из компрессора, с использованием передающего тепло контактного устройства, такого как поддоны и набивка. Рабочие давления парового абсорбера и компрессора определяются расходом выпускаемого СПГ. Более высокий расход выпускаемого СПГ с более высоким холодосодержанием будет понижать давление в абсорбере, и следовательно, требует меньшего компрессора. Однако конструкция абсорбера должна также предполагать нормальную операцию хранения, когда расход пара является более низким, и расход жидкости должен быть уменьшен до минимума. Паровой абсорбер производит остаточный поток 9 обычно при температуре примерно от -200F до-220F, который затем смешивается с потоком 8, образуя поток 10. Поток 10 нагнетается вторичным насосом 59 обычно от 1000 до 1500 фунтов/квадратный дюйм абс., образуя поток 11, который затем нагревается в испарителях 60 СПГ примерно от 40F до 60F, как требуется, чтобы удовлетворять техническим условиям на трубопровод. Испарители СПГ обычно представляют собой смесительные теплообменники типа стеллажа, использующие морскую воду, испарители, отапливаемые топливом, или испарители, использующие жидкий теплоноситель. В отличие от этого, изобретатели создали установку и способ, в которых разгрузка судов с СПГ оперативно соединена с установкой для регазификации/обработки СПГ, и в которых процесс обработки пара СПГ и КПД значительно улучшены. Среди других преимуществ, рассмотренные установка и способ-3 009649 исключают необходимость в повторном сжатии пара и, следовательно, значительно понижают капитальные и энергетические требования. Примерная установка изображена на фиг. 2, на которой абсорбция пара выполняется при давлении в верхней части резервуара для хранения с использованием жидкостей тяжелого углеводорода (например, C3 и более тяжелые) для абсорбции, причем тяжелый углеводород сепарируется от СПГ с использованием ректификационной колонны. Холодосодержание СПГ используется для охлаждения в процессе абсорбции путем отвода тепла абсорбции и конденсации, а также при подаче расхода тепла конденсации на образование орошения в ректификационной колонне. Когда смесь паров и жидкости тяжелого углеводорода конденсируется при значительно более высокой температуре,необходимо признать, что компрессор и паровой абсорбер, как обозначено на фиг. 1 согласно известному уровню техники, более не требуются. Вместо этого эти элементы заменяются конденсаторомтеплообменником низкого давления и насосной системой, которые устанавливаются и работают при значительно меньшей стоимости. С точки зрения другой перспективы, необходимо признать, что в рассматриваемой установке состав паров из резервуара для хранения модифицирован посредством смешения этих паров с потоком переохлажденного тяжелого углеводорода (вдобавок к тяжелым углеводородам, которые повышают температуру точки кипения, и поэтому дают возможность конденсации смеси с СПГ). Эта смесь нагнетается в ректификационную колонну ниже по потоку и сепарируется в ней для регенерации и/или рециркуляции более тяжелых углеводородов. С дополнительной ссылкой на фиг. 2, жидкость СПГ, как поток 1, обеспечивается с транспортного судна 50 с СПГ в резервуар 52 для хранения через трубопровод 51 для разгрузки. Поток 2 пара из резервуара 52 для хранения разделяется на поток 3 и поток 4. Поток 3 обычно при расходе 20 миллионов нормальных кубических футов в сутки возвращается на транспортное судно 50 с СПГ через трубопровод для возврата пара и ответвление 54 для возврата для пополнения вытесненного объема из разгрузки судна. Поток 4, обычно при расходе 20 миллионов нормальных кубических футов в сутки, смешивается с потоком 16 тяжелых углеводородов (типично содержащем С 3, С 4 и более тяжелые углеводороды). Чтобы повысить точку кипения смеси, требуется примерно от 200 до 500 галлонов в минуту тяжелых углеводородов из системы ректификации ниже по потоку. Когда не имеется в наличии фракция тяжелых углеводородов из источника СПГ для поднятия температуры кипения и конденсации потока 17 смеси, система может быть загружена тяжелыми углеводородами из внешнего источника. Объединенный поток 17 охлаждается и конденсируется в теплообменнике 61 в поток 18, с использованием холодосодержания из потока 6 СПГ (обеспечиваемого из резервуара 52 через первичный насос 53) обычно при температуре от-240F до -255F. Необходимо оценить, что состав тяжелых углеводородов и расход фракции тяжелых углеводородов могут контролироваться в ректификационной колонне, что необходимо, чтобы абсорбировать пары из резервуара для хранения в процессе разгрузки судна и нормальной операции хранения. Например, для пара СПГ, богатого более легкими компонентами, такими как N2 и C1, пропорционально требуется больший поток СПГ и более тяжелых компонентов для абсорбции и конденсации. Поэтому расходы, меньшие чем 200 галлонов в минуту и более высокие чем 500 галлонов в минуту, также считаются подходящими. Специалист в этой области техники легко определит подходящие расходы, которые будут преобладающим образом зависеть от количества пара и состава тяжелого углеводорода. Более того, необходимо признать, что выбор компонентов углеводорода не является критическим до тех пор, пока углеводород будет повышать температуру точки кипения до степени, достаточной, чтобы дать возможность конденсации объединенного потока с использованием холодосодержания жидкости СПГ. Поэтому соответствующие компоненты для смешения с потоком пара специально включают пропан, бутан и более высокие углеводороды. В теплообменнике 61 поток 6 нагревается от -255F до примерно -240F и обеспечивает необходимое охлаждение для конденсации объединенного потока 17. Поток 18 конденсата затем нагнетается посредством насоса 62 до температуры примерно от 120 до 170 фунтов/квадратный дюйм абс., образуя поток 19. Перед подачей потока 19 в ректификационную колонну 64 поток 19, в котором создано повышенное давление, нагревается до температуры примерно от -10F до 150F и частично испаряется в теплообменнике 63 путем теплообмена с остаточной жидкостью 21 из ректификационной колонны 64, чтобы посредством этого образовать нагретый поток 20. Ректификационная колонна 64, обычно работающая при давлении примерно от 100 до 150 фунтов/квадратный дюйм абс., сепарирует нагретый объединенный поток 20 на поток 22 жидкости верхнего погона (содержащий главным образом С 2 и более легкие компоненты) и поток 21 остаточной жидкости (содержащий главным образом C3 и более тяжелые компоненты). Ректификационная колонна орошается с использованием холодосодержания от потока 7 СПГ в конденсаторе 65 на верху ректификационной колонны (который может быть выполнен отдельно или как единое целое с ректификационной колонной 64). Если желательно, конденсатор 65 на верху ректификационной колонны может также быть размещен снаружи ректификационной колонны, и поток 22 жидкости может сепарироваться в размещенном снаружи барабане (не показан). В ректификационной колонне предпочтительно производится повторное испарение с использованием внешнего источника теплоты с отапливаемым ребойлером, паром или другим источником теплоты.-4 009649 Поток 22 верхнего погона, в котором истощаются тяжелые углеводороды (C3 и тяжелее), смешивается с потоком 23 СПГ, образуя поток 10. Объединенный выпускаемый поток 10 затем нагнетается посредством вторичного насоса 59 обычно от 1000 до 1500 фунтов/квадратный дюйм ман., образуя поток 11, который затем нагревается в испарителях 60 СПГ до примерно от 40F до 60F, что требуется, чтобы удовлетворить техническим условиям на трубопровод. Испарители СПГ обычно представляют собой смесительные теплообменники типа стеллажа, использующие морскую воду, испарители, отапливаемые топливом, или испарители, использующие жидкий теплоноситель. В другом аспекте в рассматриваемой установке, как показано на фиг. 3, пар из резервуара 52 для хранения не возвращается в транспортное судно 50 с СПГ. Следовательно, не требуется ни трубопровод для возврата пара, ни ответвление для возврата пара. Вместо этого пар, требуемый судном для поддержания баланса объема, генерируется посредством небольшого испарителя вблизи судна или даже на нем. Здесь небольшой поток 30 жидкости СПГ испаряется в теплообменнике 67 для производства потока 3 пара, чтобы достичь потока пара примерно 20 миллионов нормальных кубических футов в сутки, чтобы пополнить объем, вытесненный из судна. Источником 31 теплоты для испарителя 67 может быть морская вода или окружающий воздух. Предполагают, что такие конфигурации дают в результате дополнительную значительную экономию стоимости в проекте терминала, особенно в оборудовании, где имеется относительно большое расстояние между судном 50 и резервуаром 52 для хранения. Следовательно, общий поток 2 пара из резервуара объединяется с потоком 16 тяжелых углеводородов, абсорбируется и конденсируется с потоком 6 СПГ в условиях, подобных тем, которые описаны выше. В такой установке расход потока 16 соответственно возрастает до примерно от 400 до 1200 галлонов в минуту, как требуется для абсорбции потока пара более высокого СПГ. Что касается оставшихся элементов и ссылочных позиций на фиг. 3, применяются те же предположения и обозначения, как предусмотрено на фиг. 2 выше. В еще одном предпочтительном аспекте предмета изобретения и в особенности там, где желательно экстрагировать СНГ из сырого СПГ, или иным способом модифицировать химический состав СПГ (например, чтобы удовлетворить требованиям к окружающей среде или техническим условиям на трубопровод), дополнительное охлаждение может быть предусмотрено для ректификационной колонны, как изображено на фиг. 4. В таких установках конденсатор 65 на верху ректификационной колонны 64 включает второй охлаждающий змеевик 66, выполненный как единое целое с колонной, который использует СПГ высокого давления, чтобы обеспечить дополнительное охлаждение, которое требуется для более высокого расхода тепла на образование орошения, требуемого для производства СПГ. Альтернативно,змеевик 66 теплообменника и змеевик 65 могут быть размещены снаружи колонны в отдельных теплообменниках, и поток 22 жидкости может сепарироваться во внешнем барабане. Здесь поток 26 СПГ, выходящий из змеевика 65 конденсатора при температуре примерно от -220F до -240F, разделяется на две части; поток 23 и поток 24. Необходимо признать, что точное количество потока 24 может изменяться значительно, и будет преобладающим образом зависеть от качества и количества СНГ, которое требуется. Поэтому поток 24 может быть между от 0 до 100% от потока 26 (повышение потока 24 повышает производство СНГ). При увеличении производства СНГ необходимо признать, что дистиллят становится беднее по составу. Среди других желательных эффектов более бедный СПГ с более низкой теплотворной способностью может быть более желательным, чтобы удовлетворять требованиям к окружающей среде. Поток 24 предпочтительно подается примерно в среднюю секцию ректификационной колонны, которая производит поток 28 остаточного СНГ и поток 22 жидкости головного дистиллята, в котором истощаются тяжелые углеводороды. Поток 22 дистиллята затем смешивается с потоком 23 СПГ, образуя поток 10, типично при температуре от -220F до -230F, который дополнительно нагнетается вторичным насосом 59 примерно от 1000 до 1400 фунтов/квадратный дюйм ман., образуя поток 11. Поток СПГ высокого давления входит в теплообмен с паром, отводимым с верха колонны, в змеевике 66 конденсатора орошения, образуя поток 27, обычно при температуре примерно от -180F до -200F. Поток 27 дополнительно нагревается в испарителе 60, чтобы удовлетворить требованиям газопровода. Остаточный поток 28 обычно разделяется на две части; поток 25 и поток 21. Поток 21 рециркулирует обратно в теплообменник 63 перед его использованием для абсорбции пара, и оставшийся поток 25 может быть продан как продукт СНГ. Что касается оставшихся компонентов и ссылочных позиций на фиг. 4, применяются те же рассуждения и обозначения, как предусмотрено выше на фиг. 2. На основе приведенных выше аспектах установки была создана установка, которая включает резервуар для хранения СПГ, который принимает СПГ (предпочтительно из второго резервуара для хранения СПГ, и наиболее предпочтительно из транспортного судна с СПГ) и этим обеспечивает жидкость СПГ и пар СПГ. Ректификационная колонна производит поток C2 и более легких компонентов и поток C3 и более тяжелых компонентов из подачи в ректификационную колонну, в которой холодосодержание жидкости сжиженного природного газа конденсирует C2 и более легкие компоненты, и в которой C3 и более тяжелые компоненты абсорбируют пар сжиженного природного газа, посредством этого образуя подачу в ректификационную колонну. В особенно предпочтительных аспектах установки первый теплообменник охлаждает подачу в ректификационную колонну, используя жидкость сжиженного природного газа как холодильный агент, чтобы посредством этого конденсировать смесь пара СПГ и C3 и более тяжелых компонентов, в то время как-5 009649 второй теплообменник нагревает (при предпочтительно созданном повышенном давлении) подачу в ректификационную колонну, используя поток C3 и более тяжелых компонентов из ректификационной колонны, как источник теплоты. В дополнительно предпочтительных аспектах, сепарированные и конденсированные C2 и более легкие компоненты объединяются с жидкостью СПГ (после того, как жидкость СПГ была использована как холодильный агент). Еще дальнейшие предпочтительные аспекты установки также включают те, в которых ректификационная колонна принимает часть жидкости сжиженного природного газа как подачу в ректификационную колонну (предпочтительно после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для конденсации C2 и более легких компонентов), и в которых ректификационная колонна имеет такую конфигурацию, чтобы обеспечить сжиженный нефтяной газ (СНГ), как остаточный продукт. В таких установках дополнительно предпочтительно, что другая часть жидкости СПГ используется как холодильный агент для конденсации после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечила охлаждение для конденсации C2 и более легких компонентов. Поэтому был создан способ обработки пара СПГ, в котором жидкость СПГ и пар СПГ подают резервуаром для хранения СПГ. На другой стадии пар СПГ объединяется с потоком С 3 и более тяжелых компонентов, чтобы посредством этого абсорбировать пар сжиженного природного газа и посредством этого образовать объединенный продукт, и на еще одной стадии объединенный продукт сепарируется в ректификационной колонне на поток C3 и более тяжелых компонентов и поток C2 и более легких компонентов. На еще одной стадии поток С 2 и более легких компонентов конденсируется с использованием холодосодержания жидкости сжиженного природного газа. Таким образом, были описаны специальные варианты осуществления и применения обработки пара СПГ и регазификации. Должно быть очевидно, однако, специалистам в этой области техники, что еще многие модификации, кроме тех, которые уже описаны, являются здесь возможными без выхода за пределы концепции изобретения. Предмет изобретения, поэтому, не должен быть ограничен ничем, за исключением сущности описания. Более того, при интерпретации технического описания, все термины должны интерпретироваться самым широким возможным способом, не противоречащим контексту. В частности, термины содержит и содержащий должны быть интерпретированы, как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям, неограничительным способом, показывая, что элементы, компоненты или стадии могут присутствовать, или использоваться, или объединяться с другими элементами,компонентами или стадиями, на которые нет точных ссылок. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая резервуар для хранения сжиженного природного газа, который принимает сжиженный природный газ и обеспечивает жидкость сжиженного природного газа и пар сжиженного природного газа, ректификационную колонну, которая соединена по потоку текучей среды с резервуаром для хранения для обеспечения подачи в нее текучей среды, причем ректификационная колонна производит (а) поток С 2 и более легких компонентов и (b) поток C3 и более тяжелых компонентов,при этом жидкость сжиженного природного газа конденсирует C2 и более легкие компоненты, а поток текучей среды в ректификационную колонну представляет собой соединение C3 и более тяжелых компонентов и пара сжиженного природного газа, в которой C3 и более тяжелые компоненты абсорбируют пар сжиженного природного газа,первый теплообменник для охлаждения потока текучей среды в ректификационную колонну с использованием жидкости сжиженного природного газа как холодильного агента и/или второй теплообменник для нагревания текучей среды в ректификационную колонну с использованием C3 и более тяжелых компонентов из ректификационной колонны как источника теплоты, причем первый и/или второй теплообменники соединены по потоку между резервуаром для хранения сжиженного природного газа и ректификационной колонной, и испаритель для нагревания объединенного выпускаемого потока из ректификационной колонны для соответствия техническим условиям на газовый трубопровод. 2. Установка по п.1, в которой часть пара сжиженного природного газа из резервуара для хранения проходит во второй резервуар для хранения сжиженного природного газа. 3. Установка по п.1, в которой ректификационная колонна обеспечивает жидкость сжиженного природного газа сконденсированным C2 и более легким компонентам. 4. Установка по п.1, дополнительно содержащая второй резервуар для хранения сжиженного природного газа, который принимает сжиженный природный газ и обеспечивает пар сжиженного природного газа во второй резервуар для хранения сжиженного природного газа. 5. Установка по п.4, в которой второй резервуар для хранения сжиженного природного газа размещен на судне. 6. Установка по п.1, в которой ректификационная колонна принимает часть жидкости сжиженного природного газа после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для кон-6 009649 денсации С 2 и более легких компонентов. 7. Установка по п.6, в которой ректификационная колонна дополнительно обеспечивает сжиженный нефтяной газ как остаточный продукт. 8. Установка по п.6, в которой ректификационная колонна принимает другую часть жидкости сжиженного природного газа в качестве холодильного агента для конденсации после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для конденсации С 2 и более легких компонентов. 9. Способ обработки пара сжиженного природного газа в установке для регазификации сжиженного природного газа, содержащий следующие стадии: обеспечивают резервуар для хранения сжиженного природного газа, жидкости сжиженного природного газа и пара сжиженного природного газа; объединяют пар сжиженного природного газа с потоком С 3 и более тяжелых компонентов, чтобы посредством этого абсорбировать пар сжиженного природного газа и образовать объединенный продукт; разделяют в ректификационной колонне объединенный продукт на поток C3 и более тяжелых компонентов и поток С 2 и более легких компонентов и конденсируют поток C2 и более легких компонентов с использованием холодосодержания жидкости сжиженного природного газа. 10. Способ по п.9, дополнительно содержащий стадию, на которой используют жидкость сжиженного природного газа как холодильный агент, чтобы охладить объединенный продукт перед тем, как объединенный продукт подают в ректификационную колонну. 11. Способ по п.9, дополнительно содержащий стадию, на которой используют поток C3 и более тяжелых компонентов из ректификационной колонны, чтобы нагреть объединенный продукт перед тем,как объединенный продукт подают в ректификационную колонну. 12. Способ по п.9, дополнительно содержащий стадию, на которой обеспечивают второй резервуар для хранения сжиженного природного газа, который обеспечивает сжиженным природным газом резервуар для хранения сжиженного природного газа. 13. Способ по п.12, в котором второй резервуар для хранения сжиженного природного газа принимает часть пара сжиженного природного газа. 14. Способ по п.12, в котором второй резервуар для хранения сжиженного природного газа обеспечивает образование потока пара сжиженного природного газа, при этом поток пара сжиженного природного газа направляют обратно во второй резервуар для хранения сжиженного природного газа. 15. Способ по п.12, в котором второй резервуар для хранения сжиженного природного газа размещают на судне. 16. Способ по п.9, дополнительно содержащий стадию, на которой подают часть жидкости сжиженного природного газа в ректификационную колонну после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для конденсации C2 и более легких компонентов. 17. Способ по п.16, в котором ректификационная колонна обеспечивает сжиженный нефтяной газ как остаточный продукт. 18. Способ по п.17, дополнительно содержащий стадию, на которой используют другую часть жидкости сжиженного природного газа как холодильный агент для конденсации после того, как жидкость сжиженного природного газа обеспечит охлаждение для конденсации C2 и более легких компонентов.