[go: up one dir, main page]

MX2008015857A - Proceso y planta para la evaporacion de gas natural licuado y almacenamiento del mismo. - Google Patents

Proceso y planta para la evaporacion de gas natural licuado y almacenamiento del mismo.

Info

Publication number
MX2008015857A
MX2008015857A MX2008015857A MX2008015857A MX2008015857A MX 2008015857 A MX2008015857 A MX 2008015857A MX 2008015857 A MX2008015857 A MX 2008015857A MX 2008015857 A MX2008015857 A MX 2008015857A MX 2008015857 A MX2008015857 A MX 2008015857A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
lng
process according
turbine
fluctuates
gas
Prior art date
Application number
MX2008015857A
Other languages
English (en)
Inventor
Liberato Giampaolo Ciccarelli
Original Assignee
Eni Spa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Eni Spa filed Critical Eni Spa
Publication of MX2008015857A publication Critical patent/MX2008015857A/es

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28C—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA COME INTO DIRECT CONTACT WITHOUT CHEMICAL INTERACTION
    • F28C3/00—Other direct-contact heat-exchange apparatus
    • F28C3/06—Other direct-contact heat-exchange apparatus the heat-exchange media being a liquid and a gas or vapour
    • F28C3/08—Other direct-contact heat-exchange apparatus the heat-exchange media being a liquid and a gas or vapour with change of state, e.g. absorption, evaporation, condensation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0306—Heat exchange with the fluid by heating using the same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0118—Offshore
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Un proceso y planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) consiste en obtener energía eléctrica durante la operación de evaporación por medio de intercambio térmico y por medio de transformación de una fuente de energía para obtener energía eléctrica.

Description

PROCESO Y PLANTA PARA LA EVAPORACION DE GAS NATURAL LICUADO Y ALMACENAMIENTO DEL MISMO CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se relaciona con un proceso y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y el almacenamiento del mismo.
ANTECEDENTES DE LA INVENCION Como es sabido, en terminales de LNG, el gas en estado liquido descargado de buques cisterna de metano es reconvertido al estado gaseoso. El LNG es enviado del buque cisterna a tanques de almacenamiento en tierra, conectados a unidades de regasificación normalmente a través de "bombas primarias" con un cabezal de baja descarga, inmerso en LNG dentro de los mismos tanques, seguidas por "bombas secundarias" para la compresión del liquido a la presión final requerido por los usuarios. Las operaciones de mantenimiento de las primeras son particularmente complejas y se hacen grandes esfuerzos por minimizar su incidencia, produciendo bombas con una alta conflabilidad y adoptando sistemas de control efectivos. Para reducir los costos del sistema, ha sido desarrollada recientemente, una bomba que tiene una alta capacidad y un cabezal, el cual podría combinar las funciones de los dos pasos.' El núcleo de las terminales consiste de evaporadores : en la práctica esos son intercambiadores de calor en los cuales el LNG absorbe energía térmica y pasa al estado gaseoso. Ellos generalmente son clasificados sobre la base de la fuente de energía, la cual puede ser el ambiente (agua o aire) , un vector de energía como energía eléctrica o un combustible, o un fluido de proceso proveniente de varios tipos de plantas externas. Existen principalmente dos tipos de evaporadores usados en las terminales actualmente en operación, del tipo "agua de mar" (o Evaporadores de Soporte Abierto, ORV) , y los del tipo de "llama inmersa" (conocidos como SMV o SCV) , los cuales pueden ser clasificados, respectivamente, en la primera y segunda de las tres categorías mencionadas anteriormente . Está presente una serie de sistemas auxiliares en las terminales, los cuales proporcionan los servicios necesarios para el funcionamiento de la planta bajo condiciones de seguridad y económicas. Los evaporadores actuales, sin embargo, tienen varias desventajas, como se menciona aquí más adelante. En primer lugar, existe la necesidad de producir nuevas terminales evaporadoras en países los cuales tengan un rápido incremento de consumo de gas natural, contra la eliminación de embotellamientos menos rápida de las tuberías de gas de importación. En segundo lugar, los sistemas de la presente no permiten que se persiga una eficiencia energética junto con la explotación de la energía contenida en el Gas Natural Licuado, lo que se conoce en los países anglosajones como Utilización en Frío de LNG y Generación de Energía Criogénica. Además de esto, existe el hecho de que almacenar en un tanque pulmón implica costos de construcción, mantenimiento y administración significativamente altos. Otro hecho más es que las terminales de evaporación presentes tienen numerosos problemas relacionados con el Impacto Ambiental y aceptación por parte de las Comunidades, los cuales, en el pasado, se encontraban entre los obstáculos principales, junto con el problema de seguridad, para la producción de nuevos evaporadores .
LA INVENCION El objetivo de la presente invención es eliminar las desventajas anteriores de la técnica anterior. Dentro de este compromiso, un objetivo principal de la invención es proporcionar un proceso Y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento, que permita la evaporación de LNG proveniente de países proveedores situados lejos de centros inhabitados . Un objetivo más de la invención es proporcionar un proceso y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento, que permita que sea producida energía eléctrica con altos valores q, contextualmente con la evaporación. Se conocen procesos para la evaporación de gas natural licuado y su almacenamiento durante los cuales se produce energía eléctrica por medio de un intercambio térmico llevado a cabo por un gas que libera calor, el cual se condensa, en un ciclo cerrado (US-3068659 y US-2937504). Otro objetivo más de la presente invención se relaciona con un proceso y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento, el cual permite que el gas natural regasificado sea inyectado en un reservorio en mar abierto agotado. Un objetivo adicional de la invención es proporcionar un proceso y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento, el cual permite que el gas natural inyectado sea usado enviando éste al sistema de suministro por medio de infraestructuras existentes . Esas soluciones prueban ser particularmente interesantes por varias razones. En primer lugar, la necesidad de estudiar terminales de evaporación se esta volviendo cada vez más crucial en países en los cuales la cantidad de consumo de gas natural se está incrementando rápidamente contra un desembotellamiento menos rápido de las tuberías de gas de importación. En segundo lugar, perseguir una eficiencia energética va de la mano con la explotación de la energía contenida en el Gas Natural Licuado, la cual se conoce en los países Anglosajones como Utilización en Frío de LNG y Generación de Energía Criogénica. Con esto, existe el hecho adicional de que el almacenamiento en un tanque pulmón podría ser efectuado en forma de gas natural en uno de muchos reservorios ya o casi agotados. Finalmente, una última ventaja, la cual podría probar ser decisiva, reside en el hecho de que efectuar la reinyección mar adentro evita numerosos problemas relacionados con la Evaluación del Impacto Ambiental y aceptación por parte de las Comunidades, los cuales en el pasado se encontraban entre los principales obstáculos para la producción de evaporadores . Esta mención junto con esos y otros objetivos son logrados en un proceso y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) caracterizado porque se obtiene energía eléctrica durante la operación de evaporación por medio de intercambio térmico.
Un objetivo de la presente invención también se relaciona con una planta de evaporación de gas natural licuado (LNG) caracterizada porque comprende medios, de transformación de una fuente de energía para obtener energía eléctrica durante la evaporación por medio de intercambio térmico. El proceso preferiblemente comprende los siguientes pasos: bombear el LNG „ a una temperatura sustancialmente constante; evaporar, a una presión sustancialmente constante, el LNG bombeado por medio de intercambio térmico con un gas que libere calor permanentemente en un ciclo cerrado; • enviar la mayoría de LNG regasificado para almacenarse en un reservorio; • quemar y expandir la parte restante del LNG evaporado no enviado a almacenamiento en una turbina de gas obteniendo gases de descarga; • someter el gas permanente, después de liberar el calor de compresión, a un intercambio térmico posterior en un ciclo cerrado con gases de descarga que liberan calor y finalmente a expansión en una turbina, siendo la energía eléctrica producida tanto por la turbina en la cual parte del LNG regasificado restante no enviado a almacenamiento se queme y se expanda y la turbina en la cual se expandió el gas permanente comprimido caliente . El reservorio en el cual la mayoría del LNG regasificado sea inyectado debe estar agotado o al menos parcialmente agotado. El bombeo de LNG es efectuado a una temperatura sustancialmente constante, preferiblemente en el intervalo de -155 a -165°C, de manera más preferible de -160 a -163°C, llevando la presión de LNG de aproximadamente 1 bar a un valor que preferiblemente fluctúe de 120 a 180 bares, de manera más preferible de 120 a 150 bares. La evaporación del LNG bombeado toma lugar a una presión sustancialmente constante, que fluctúa preferiblemente de 120 a 180 bares, de manera más preferible de 120 a 150 bares, llevando la temperatura a un valor que preferiblemente fluctúe de 10 a 25°C. La parte restante del LNG evaporado no enviado para su almacenamiento en el reservorio preferiblemente fluctúa del 3 al 8% del flujo total del LNG evaporado. La parte restante de LNG evaporado no almacenado se quema y expande en una turbina hasta una presión preferiblemente de 1 bar. El gas permanente es seleccionado preferiblemente de helio y nitrógeno. Cuando el gas permanente seleccionado sea nitrógeno, el intercambio térmico con el LNG comprimido puede tomar lugar a una presión sustancialmente constante, que fluctúa preferiblemente de 2 a 5 bares llevando la temperatura de un valor que preferiblemente fluctúa de 75 a 100 °C a un valor que preferiblemente fluctúe de -150 a -130°C y el intercambio térmico con los gases de descarga pueda tomar lugar a una presión sustancialmente constante, que preferiblemente fluctúe de 50 a 60 bares, que lleve la temperatura de un valor que preferiblemente fluctúe de 20 a 40°C hasta un valor que preferiblemente fluctúe de 400 a 450°C. El C02 contenido en los gases de descarga que abandonen el intercambio térmico pueden ser secuestrados opcionalmente : una de las posibles maneras consiste en inyectar éste en un reservorio, posiblemente el mismo reservorio a un nivel diferente. Una alternativa a la evaporación del LNG directamente removido de buques cisterna de metano puede ser almacenar temporalmente en tanques adecuados, para reducir los tiempos de residencia en las terminales de buques cisterna de metano. Los generadores actuales acoplados con las turbinas, disponibles de LNG de enfriamiento, también pueden ser producidos con la tecnología del superconductor y pueden por lo tanto generar grandes capacidades con pequeños pesos. Las turbinas usadas como medios para la reintroducción de gas evaporado, pueden ser administradas y soportadas de manera ventajosa por medio de una plataforma marina suplementaria. El proceso de acuerdo a la invención permite una flexibilidad considerable puesto que usa turbinas de gas o ciclos de expansión de gas sin ciclos de vapor los cuales, por el contrario, son extremadamente rígidos. El proceso puede en efecto funcionar con la energía suministrada o velocidades de flujo de LNG evaporado que fluctúan de 0 a 100% puesto que el ciclo cerrado de gas permanente puede ser efectuado con velocidades de flujo variables.
DESCRIPCION DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Las características y ventajas adicionales de la invención serán más evidentes a partir de la descripción de una modalidad preferida pero no limitante de un proceso y una planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento, de acuerdo a la invención, ilustrada para propósitos indicativos y no limitantes en los dibujos anexos, en los cuales: La figura 1 muestra un diagrama de flujo de la planta de gasificación.
El LNG licuado (1) es bombeado primero desde un buque cisterna de metano (M) (T = -162 °C; P = 1 bar) por medio de una unidad de bombeo (P) a una presión de 130 bares, manteniendo la temperatura sustancialmente constante, y el LNG bombeado (2) es entonces evaporado en el intercambiador (S) por medio de intercambio de calor por un gas permanente en un ciclo cerrado calentando a una temperatura de 15 °C y manteniendo la presión sustancialmente constante, excepto por las caídas de presión. La mayoría (4) del LNG evaporado (3) (95% en volumen) es enviado para almacenarse en un reservorio (G) , mientras que la parte restante (5) (5%) es quemada y expandida en una turbina de gas (TI) . Los gases de descarga (6) que abandonan la turbina (TI) a una presión de 1 bar y una temperatura de 464 °C son sometidos a intercambio térmico en el intercambiador (S2) por medio de intercambio térmico con el gas permanente en un ciclo cerrado al cual transfieren calor. El C02 contenido en los gases de descarga (7) que abandona el intercambiador (S2) puede ser opcionalmente secuestrado. El ciclo cerrado del gas permanente comprende el intercambio térmico del gas (10) con el LNG comprimido con el intercambiador (SI) efectuado a una presión sustancialmente constante, una compresión del gas enfriado (11) que abandona el intercambiador (SI) por medio del compresor (C) con un incremento de temperatura, intercambio térmico con los gases de descarga por medio del intercambiador (S2) a una presión sustancialmente constante y finalmente una expansión del gas caliente (13) que abandona el intercambiador (S2) por medio de la turbina (T2) con una reducción en la temperatura. La figura 2 muestra un esquema de bloques de las diferentes fases de proceso de acuerdo a la invención. El LNG pasa de los puntos de descarga del buque hacia la plataforma de evaporación donde experimenta el proceso descrito en el punto 2 subsecuente. El producto evaporado, a una presión de 130 bares, es reinyectado en el reservorio. Si es requerido por la red de distribución, éste es producido y enviado a tierra por medio de tuberías submarinas hacia la planta de tratamiento en la costa. Si la demanda absorbe todo el producto de evaporación, el gas puede ser enviado directamente a la red de distribución evitando la deshidratación en la planta costera. El proceso y la planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento así concebida puede ser objeto de numerosas modificaciones y variaciones, todas incluidas en el alcance del concepto inventivo; además, todos los detalles pueden ser sustituidos con elementos técnicamente equivalentes.

Claims (20)

  1. REIVI DICACIONES 1. Proceso para la evaporación de gas natural licuado (LNG) y su almacenamiento, caracterizado por la producción de energía eléctrica durante la operación de evaporación por medio de intercambio térmico, caracterizado porque el intercambio térmico se lleva a cabo por medio de un gas permanente que libera calor en un ciclo cerrado y porque al menos una primera parte del LNG se inyecta para almacenarse en un reservorio de gas natural preexistente.
  2. 2. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado porque el reservorio de gas natural preexistente debe estar al menos parcialmente agotado.
  3. 3. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el gas permanente toma calor de los gases de descarga de al menos una primera turbina de gas que quema una segunda parte del LNG evaporado no enviado a almacenamiento.
  4. 4. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el LNG se evapora a una presión sustancialmente constante y es bombeado por medio de intercambio térmico con el gas permanente que libera calor en un ciclo cerrado.
  5. 5. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque en el ciclo cerrado el gas permanente, después de liberar calor, es sometido a un intercambio térmico posterior con los gases de descarga que liberan calor de la turbina y finalmente a expansión en al menos una segunda turbina.
  6. 6. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la energía eléctrica es producida por la primera turbina en la cual la parte evaporada restante de LNG no enviada a almacenamiento es quemada y se expande y también por la segunda turbina en la cual el gas permanente comprimido caliente se expande.
  7. 7. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el bombeo del LNG es efectuado a una temperatura sustancialmente constante que fluctúa de -155 a -165°C que lleva la presión del LNG de aproximadamente 1 bar a un valor que fluctúa de 120 a 180 bares.
  8. 8. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la temperatura sustancialmente constante fluctúa de -160 a -163°C y la presión es llevada a un valor que fluctúa de 120 a 150 bares.
  9. 9. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la evaporación del LNG toma lugar a una presión sustancialmente constante que fluctúa de 120 a 180 bares que lleva la temperatura a un valor que fluctúa de 10 a 25°C.
  10. 10. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la primera parte del LNG evaporado no enviada a almacenamiento en un reservorio fluctúa del 3 al 8% de todo el flujo de LNG evaporado.
  11. 11. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la segunda parte del LNG evaporado no almacenado se quema y expande en una turbina hasta una presión de aproximadamente 1 bar.
  12. 12. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el gas permanente es seleccionado preferiblemente de helio y nitrógeno .
  13. 13. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque cuando el gas permanente es nitrógeno, el intercambio térmico con LNG comprimido toma lugar a una presión sustancialmente constante que fluctúa de 2 a 5 bares que lleva la temperatura de un valor que fluctúa de 75 a 100°C a un valor que fluctúa de -150 a -130°C y el intercambio térmico con los gases de descarga toma lugar a una presión sustancialmente constante que fluctúa de 50 a 60 bares que llevan la temperatura de un valor que fluctúa de 20 a 40°C y un valor que fluctúa de 400 a 450°C.
  14. 14. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la energía eléctrica obtenida de la primera y segunda turbinas es producida en generadores de corriente acoplados con las turbinas efectuadas en sí con la tecnología del superconductor.
  15. 15. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el LNG es transportado por medio de buques tanque de metano y antes de ser sometido a bombeo y después de la evaporación, y sometido a almacenamiento temporal con tanques adecuados.
  16. 16. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el C02 que es contenido en los gases de descarga es secuestrado.
  17. 17. Proceso según una o más de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el C02 secuestrado es inyectado en el reservorio.
  18. 18. Planta para la evaporación de gas natural licuado (LNG) caracterizada porque comprende medios de transformación de una fuente de energía para obtener energía eléctrica durante la operación de evaporación por medio de intercambio térmico (SI y S2) donde los medios de transformación comprenden al menos una primera turbina (TI) en la cual una parte evaporada restante de LNG no enviada a almacenamiento es quemada y expandida y al menos una segunda turbina (T2) en la cual un gas permanente comprimido caliente se expande.
  19. 19. Planta según la reivindicación 18, caracterizada porque la energía eléctrica obtenida de la primera y segunda turbina es producida en generadores de corriente acoplados con las turbinas efectuadas en sí con la tecnología del superconductor.
  20. 20. Planta según la reivindicación 18, caracterizada porque comprende una plataforma marina suplementaria para soportar al menos las turbinas y medios de reintroducción del gas evaporado en un reservorio natural al menos parcialmente agotado.
MX2008015857A 2006-06-14 2007-06-05 Proceso y planta para la evaporacion de gas natural licuado y almacenamiento del mismo. MX2008015857A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT001149A ITMI20061149A1 (it) 2006-06-14 2006-06-14 Procedimento ed impianto per la rigassificazione di gas naturale liquefatto e il suom stoccaggio
PCT/EP2007/005032 WO2007144103A1 (en) 2006-06-14 2007-06-05 Process and plant for the vaporization of liquefied natural gas and storage thereof

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2008015857A true MX2008015857A (es) 2009-01-28

Family

ID=37691809

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2008015857A MX2008015857A (es) 2006-06-14 2007-06-05 Proceso y planta para la evaporacion de gas natural licuado y almacenamiento del mismo.

Country Status (14)

Country Link
US (2) US20090199576A1 (es)
EP (1) EP2027409A1 (es)
JP (2) JP2009540238A (es)
KR (1) KR20090032080A (es)
CN (1) CN101501387B (es)
AU (1) AU2007260273B2 (es)
BR (1) BRPI0712896A2 (es)
CA (1) CA2655313C (es)
IT (1) ITMI20061149A1 (es)
MX (1) MX2008015857A (es)
NZ (1) NZ573477A (es)
RU (1) RU2464480C2 (es)
WO (1) WO2007144103A1 (es)
ZA (1) ZA200810679B (es)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8383870B2 (en) 2008-07-18 2013-02-26 Federal Express Corporation Environmentally friendly methods and systems of energy production
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US9593881B2 (en) 2010-01-27 2017-03-14 Exxonmobil Upstream Research Company Superconducting system for enhanced natural gas production
WO2012104202A1 (en) * 2011-02-01 2012-08-09 Alstom Technology Ltd Combined cycle power plant with co2 capture plant
AU2012283998A1 (en) * 2011-07-19 2014-01-23 Chevron U.S.A. Inc. Method and system for combusting boil-off gas and generating electricity at an offshore LNG marine terminal
DE102011111384A1 (de) 2011-08-29 2013-02-28 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung und Verfahren zur Energiewandlung
US9151249B2 (en) 2012-09-24 2015-10-06 Elwha Llc System and method for storing and dispensing fuel and ballast fluid
JP6087196B2 (ja) * 2012-12-28 2017-03-01 レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード 低温圧縮ガスまたは液化ガスの製造装置および製造方法
RU2570952C1 (ru) * 2014-09-09 2015-12-20 Александр Николаевич Лазарев Способ испарения и использования сжиженного природного газа для систем автономного энергоснабжения в арктической зоне
EP3314159B1 (en) * 2015-06-29 2024-07-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Regasification terminal and a method of operating such a regasification terminal
EP3184876A1 (en) * 2015-12-23 2017-06-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liquid natural gas cogeneration regasification terminal
IT201600121407A1 (it) * 2016-11-30 2018-05-30 Saipem Spa Ciclo a gas chiuso in applicazioni criogeniche o fluidi refrigeranti
CN108590892B (zh) * 2018-06-13 2023-11-17 哈尔滨工程大学 一种船用天然气发动机lng汽化装置

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE551602A (es) * 1955-10-10
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
GB1031616A (en) * 1964-05-20 1966-06-02 Internat Res And Dev Company L Improvements in and relating to closed cycle gas turbine plants
US3438216A (en) * 1967-05-09 1969-04-15 Texas Eastern Trans Corp Cryogenic recovery vaporizer
US3724229A (en) * 1971-02-25 1973-04-03 Pacific Lighting Service Co Combination liquefied natural gas expansion and desalination apparatus and method
US3720057A (en) * 1971-04-15 1973-03-13 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
US3726101A (en) * 1971-05-20 1973-04-10 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
DE2407617A1 (de) * 1974-02-16 1975-08-21 Linde Ag Verfahren zur energierueckgewinnung aus verfluessigten gasen
JPS5145104A (en) * 1974-10-17 1976-04-17 Mitsui Toatsu Chemicals Ekikatennengasuno kikahoho
CH586846A5 (es) * 1975-05-22 1977-04-15 Bbc Brown Boveri & Cie
DE2523672C3 (de) * 1975-05-28 1980-03-20 Gutehoffnungshuette Sterkrade Ag, 4200 Oberhausen Einrichtung zur Verdampfung von verflüssigtem Erdgas mit Hilfe einer Gasturbinenanlage mit geschlossenem Kreislauf
IT1042793B (it) * 1975-09-26 1980-01-30 Snam Progetti Impianto di rigassificazione di gas naturale liquefatto con produzione di energia elettrica
DE2604304A1 (de) * 1976-02-04 1977-08-11 Linde Ag Verfahren zur energierueckgewinnung aus verfluessigten gasen
US4237392A (en) * 1978-08-24 1980-12-02 Westinghouse Electric Corp. Rotor member for a superconducting generator
EP0009387A1 (en) * 1978-09-18 1980-04-02 Fluor Corporation Process for obtaining energy during the regasification of liquefied gases
US4329842A (en) * 1980-07-02 1982-05-18 Hans D. Linhardt Power conversion system utilizing reversible energy of liquefied natural gas
SU1451432A1 (ru) * 1987-05-18 1989-01-15 Научно-Исследовательский Институт Технологии Криогенного Машиностроения Газификатор криогенной жидкости
JPH0471362A (ja) * 1990-07-12 1992-03-05 Toshiba Corp 超電導発電装置
WO1995016105A1 (en) * 1993-12-10 1995-06-15 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
CN1112505C (zh) * 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
IT1283140B1 (it) * 1996-07-11 1998-04-07 Eniricerche Spa Procedimento per rigassificare il gas naturale liquefatto
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
DE10158805A1 (de) * 2001-11-30 2003-06-18 Siemens Ag Schiffsantrieb
US6775987B2 (en) * 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
JP3897674B2 (ja) * 2002-10-16 2007-03-28 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
US6973948B2 (en) * 2003-09-19 2005-12-13 Sbm-Imodco, Inc. Gas offloading system
US7119460B2 (en) * 2004-03-04 2006-10-10 Single Buoy Moorings, Inc. Floating power generation system
JP2005351299A (ja) * 2004-06-08 2005-12-22 Komatsu Gas Kk 燃料ガス供給設備
US20060156744A1 (en) * 2004-11-08 2006-07-20 Cusiter James M Liquefied natural gas floating storage regasification unit

Also Published As

Publication number Publication date
ZA200810679B (en) 2010-03-31
RU2464480C2 (ru) 2012-10-20
ITMI20061149A1 (it) 2007-12-15
EP2027409A1 (en) 2009-02-25
NZ573477A (en) 2011-12-22
US20090199576A1 (en) 2009-08-13
JP2009540238A (ja) 2009-11-19
CA2655313C (en) 2014-09-30
CN101501387B (zh) 2011-09-28
WO2007144103A1 (en) 2007-12-21
AU2007260273B2 (en) 2012-08-30
US20130152607A1 (en) 2013-06-20
CA2655313A1 (en) 2007-12-21
RU2008152233A (ru) 2010-07-20
KR20090032080A (ko) 2009-03-31
AU2007260273A1 (en) 2007-12-21
BRPI0712896A2 (pt) 2012-10-09
JP2015111007A (ja) 2015-06-18
CN101501387A (zh) 2009-08-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2008015857A (es) Proceso y planta para la evaporacion de gas natural licuado y almacenamiento del mismo.
US7493763B2 (en) LNG-based power and regasification system
US20030005698A1 (en) LNG regassification process and system
CN109386316B (zh) 一种lng冷能和bog燃烧能联合利用系统及方法
US20130291567A1 (en) Regasification Plant
US20100083670A1 (en) Method for vaporizing and heating crycogenic fluid
JPH04502196A (ja) Ｌｎｇからの動力発生
Sermsuk et al. Feasibility study of a combined system of electricity generation and cooling from liquefied natural gas to reduce the electricity cost of data centres
KR20200005270A (ko) 수소 저장탱크가 구비된 해상 부유구조물
Franco et al. Optimal design of direct expansion systems for electricity production by LNG cold energy recovery
CN108860550A (zh) 一种lng动力船双动力供给与推进系统及工作方法
KR100743904B1 (ko) 액화천연가스운반선 내에서의 액화천연가스 재기화 설비 및 방법
US20070079617A1 (en) Apparatus, Methods and Systems for Geothermal Vaporization of Liquefied Natural Gas
RS65677B1 (sr) Sistem sa uređajem za skladištenje energije pomoću tečnog vazduha i za proizvodnju električne energije
US20140260253A1 (en) Thermal energy conversion system for regasification of cryogenic liquids
CN113167133B (zh) 在使用工作流体的发电循环中产生电能和热能的方法
KR102488032B1 (ko) 극저온 응용분야 또는 냉각 유체에서의 유기 랭킨 사이클
EP3184876A1 (en) Liquid natural gas cogeneration regasification terminal
KR101864935B1 (ko) 액화천연가스 가스화 공정을 이용한 극저온 에너지 저장 시스템
KR101623092B1 (ko) 냉열발전을 이용한 증발가스 재액화 방법 및 장치
Andriani et al. Performance analysis of a renewable‐powered multi‐gas floating storage and regasification facility for ammonia vessels with reconversion to hydrogen
JP2020501071A (ja) 極低温用途又は冷却流体における閉ガスサイクル
JP7073370B2 (ja) 低温使用及び冷却流体における原動機付きヒートポンプ
KR102874435B1 (ko) 액화가스의 냉열을 이용한 발전 시스템 및 방법
JP4291073B2 (ja) ガスハイドレート製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration