EA009276B1 - Конструкции и способы для выработки электроэнергии с регазификацией сжиженного природного газа - Google Patents

Abstract

Предложен способ, согласно которому холод от сжиженного природного газа используют во множестве циклов в парогазовой энергоустановке для увеличения отдаваемой мощности. Предпочтительные конфигурации энергоустановки включают в себя парогазовую энергоустановку, выполняющую регазификацию, в которой в первой ступени холод сжиженного природного газа обеспечивает охлаждение в открытом или замкнутом энергетическом цикле. Наиболее предпочтительно значительную часть сжиженного природного газа испаряют в первой ступени. Во второй ступени холод сжиженного природного газа обеспечивает охлаждение для теплопередающей текучей среды, которую используют для охлаждения охлаждающей воды, проходящей в паровую турбину, и для охладителя входящего воздуха турбины сгорания в энергоустановке.

Description

Областью техники изобретения является выработка электроэнергии при помощи сжиженного природного газа (далее - СПГ), и в частности изобретение относится к выработке электроэнергии в установках регазификации СПГ и/или к интегрированию с комбинированной парогазовой энергоустановкой.

Уровень техники

Хотя США десятилетиями ввозят сырую нефть в качестве энергоносителя, спрос на природный газ большей частью удовлетворен отечественными поставками. Тем не менее, отечественные поставки природного газа начинают уменьшаться по причине возрастающего спроса со стороны промышленных, жилищно-коммунальных потребителей и/или электростанций/энергосистем. Эта ситуация также усложняется заменой более старых электростанций новыми станциями на природном газе «чистого сгорания». Следовательно, ввоз СПГ становится экономически все более привлекательным, и существующие установки регазификации СПГ в настоящее время расширяются, и также вводятся новые установки регазификации. Обычные установки регазификации СПГ, как правило, требуют наличия внешнего источника тепла, например испарителя морской воды с открытыми стеллажами, погружного испарителя сгорания, промежуточного испарителя текучей среды (например, испарителя, использующего смесь гликоля и воды) или испарителей на открытом воздухе. Испарение СПГ является относительно энергоемким процессом, и для него обычно требуется энергия нагревания, равная приблизительно 3% энергосодержания в СПГ.

Энергоустановки парогазового цикла используют как паровые, так и газовые турбины для выработки электроэнергии и обычно обеспечивают более высокий коэффициент преобразования энергии, чем энергоустановки, работающие только на паре или газе. Энергоустановки можно связать с регазификацией СПГ согласно патентам США №№ 4036028 и 4231226. Аналогичные технические решения раскрыты в опубликованной заявке на патент США № 2003/0005698, ЕР 0683847 и ЕР 0828925, \\'О 02/097252, \\'О 95/16105 и \УО 96/38656. В этих известных технических решениях тепло для регазификации СПГ обеспечивают текучим теплоносителем, осуществляющим теплообмен с отходящим паром турбины, или его обеспечивают теплом парогазовой энергоустановки.

Хотя некоторые из упоминаемых выше технических решений обеспечивают снижение энергопотребления для регазификации СПГ, выгоды в смысле энергетического КПД зачастую являются незначительными. Помимо этого, среди прочих трудностей теплопередача в некоторых из этих технических решений ограничена точкой замерзания теплопередающей текучей среды. Причем, несмотря на то, что холодосодержание СПГ используется, по меньшей мере, в некоторой степени, в этих технических решениях не извлекается электрическая или другая энергия.

Согласно другим техническим решениям, например согласно ЕР 0496283, энергию вырабатывают турбиной расширения пара, которая приводится в действие рабочей текучей средой (здесь - водой), нагреваемой истечением газов из газовой турбины и охлаждаемой контуром регазификации СПГ. Это техническое решение в некоторой степени повышает КПД станции, хотя некоторые трудности остаются нерешенными. Например, криогенное холодосодержание СПГ обычно не используется, так как температура замерзания воды или смеси гликоля и воды является относительно высокой. Для решения трудностей, связанных с высокой температурой замерзания, неводные текучие среды можно использовать как рабочую текучую среду в энергетическом цикле Ренкина. Пример этого технического решения приводится в патенте США № 4388092, согласно которому текучая среда обеспечивается дистилляционной колонной, работающей в цикле периодической перегонки. Однако работа этой периодической системы является трудной и сложной. Помимо этого, большинство процессов цикла Ренкина не используют полный температурный диапазон в регазификации СПГ. В других технических решениях замкнутого цикла согласно ЕР 0009387, \УО 99/50536 или \УО 99/50539 процессы замкнутого цикла используют холодосодержание СПГ или технологического СПГ для выработки энергии. Несмотря на то, что эти концептуально относительно простые процессы обеспечивают, по меньшей мере, некоторую энергию из холода СПГ, остаются неустраненными различные недостатки, аналогичные упоминаемым выше.

В случае переработки СПГ до обычно обедненного СПГ с пониженной теплотворной способностью СПГ можно использовать как рабочую текучую среду в открытом цикле в таких процессах фракционирования, как в описываемых в \УО 2004/109180 и \УО 2004/109206. В этих технических решениях часть однократно равновесно испарившегося СПГ нагнетают до некоторого давления и затем расширяют после извлечения значительной части холода. Расширенный таким образом СПГ направляют в деметанизатор на переработку. Эти способы обычно обеспечивают значительную экономию энергии в производстве обедненного СПГ с попутной выработкой электроэнергии. Причем эти способы также обеспечивают получение относительно чистого этана и более тяжелых углеводородных компонентов из СПГ с высоким содержанием газа. Однако эти технические решения обычно ограничиваются обработкой СПГ с номинальными требованиями по выработке электроэнергии и не способны к полному использованию холода СПГ при выработке электроэнергии на установках регазификации СПГ.

Таким образом, несмотря на многие способы и технические решения по использованию СПГ и регазификации согласно известному уровню техники, почти все они не лишены одного или нескольких недостатков. Таким образом, существует необходимость в обеспечении усовершенствованных технических решений и способов использования и регазификации СПГ.

- 1 009276

Краткое описание изобретения

Изобретение направлено на технические решения и способы переработки СПГ в установке, в которой холодосодержание СПГ используется для выработки электроэнергии и/или повышения выработки электроэнергии несколькими ступенями в парогазовых энергоустановках.

Согласно одному из аспектов объекта изобретения энергоустановка имеет первый теплообменник, в который поступает СПГ и который обеспечивает искусственное охлаждение рабочей текучей среды для получения нагретого СПГ. Установка также имеет детандер, в который поступает рабочая текучая среда для приведения в действие генератора. Второй теплообменник принимает нагретый СПГ и обеспечивает охлаждение теплопередающей текучей среде, чтобы получить испарившийся СПГ. Предполагаемые установки также содержат третий и четвертый теплообменники, в которые поступает теплопередающая текучая среда и которые обеспечивают охлаждение для охладителя поступающего воздуха и цикла паровой турбины, соответственно.

Следует отметить, что рабочая текучая среда может циркулировать в замкнутом цикле и предпочтительно представляет собой многокомпонентную рабочую текучую среду. Обычно первый теплообменник выполнен с возможностью по меньшей мере частичного испарения нагретого СПГ. Что касается теплопередающей текучей среды в предлагаемых установках, то, как правило, предпочтительно, чтобы текучая среда представляла собой смесь гликоля и воды. СПГ в первом теплообменнике имеет предпочтительную температуру в диапазоне от -250 до -50°Е, и СПГ во втором теплообменнике имеет предпочтительную температуру в диапазоне от -50 до 40°Е. В технических решениях, предусматривающих замкнутый цикл, обычно предпочтительно, чтобы СПГ нагнетался до трубопроводного давления перед поступлением СПГ в первый теплообменник. В нужных случаях предполагаемые установки имеют линию водного конденсата, подающую водный конденсат из охладителя входящего воздуха в увлажнитель топливного газа.

Как вариант, рабочей текучей средой может также быть и СПГ, при этом будет иметь место открытый цикл выработки электроэнергии. В этих технических решениях обычно предпочтительно, чтобы СПГ нагнетался до сверхкритического давления перед его поступлением в первый теплообменник (например, работающий на топливе нагреватель, нагреватель морской воды, нагреватель на топочных газах и/или компонент криогенного процесса) и затем расширялся в детандере до трубопроводного давления. Для повышения эффективности можно предусмотреть вспомогательный теплообменник для предварительного нагревания сверхкритического СПГ при помощи выходящего из детандера материала. Причем нагретый и имеющий высокое давление СПГ перед его поступлением в детандер может иметь температуру от 300Е до 500°Е.

Следовательно, способ эксплуатации этой установки может включать в себя ступень нагревания СПГ в первом теплообменнике для обеспечения охлаждения рабочей текучей средой, чтобы получить нагретый СПГ. Рабочую текучую среду затем используют для приведения в действие детандера, который связан с генератором, вырабатывающим электричество, и нагретый СПГ затем нагревают во втором теплообменнике, чтобы обеспечить охлаждение теплопередающей текучей среде и тем самым получить испарившийся СПГ. Теплопередающую текучую среду затем используют в третьем и четвертом теплообменниках для обеспечения охлаждения охладителю входящего воздуха и циклу паровой турбины, соответственно.

Различные объекты, аспекты и преимущества изобретения станут более очевидными после прочтения приведенного далее подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения, выполненного со ссылкой на прилагаемые чертежи.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - принципиальная схема приводимого в качестве примера технического решения энергетического цикла согласно изобретению для энергетического цикла Ренкина с применением многокомпонентной рабочей текучей среды.

Фиг. 2 - принципиальная схема еще одного приводимого в качестве примера технического решения энергетического цикла согласно изобретению для энергетического цикла Ренкина с применением многокомпонентной рабочей текучей среды, включая этап насыщения топливного газа.

Фиг. 3 - принципиальная схема еще одного приводимого в качестве примера технического решения энергетического цикла согласно изобретению для энергетического цикла Ренкина с использованием СПГ.

Фиг. 4 - принципиальная схема еще одного приводимого в качестве примера технического решения энергетического цикла согласно изобретению для энергетического цикла Ренкина с использованием СПГ, включая насыщение топливного газа.

Фиг. 5А и 5В - графики производительности парогазовой энергоустановки при различных температурах окружающей среды.

Фиг. 6 - график приводимой в качестве примера кривой тепловыделения теплообменника 52.

Подробное описание изобретения

Как было установлено, холодосодержание в СПГ можно эффективно использовать для выработки

- 2 009276 электроэнергии в процессе, который обеспечивает испарившийся СПГ (наиболее предпочтительно испарившийся СПГ подают под трубопроводным давлением) и согласно которому электроэнергию вырабатывают и/или выработку электроэнергии увеличивают во многих пунктах энергоустановки. Согласно определенным предпочтительным аспектам изобретения установка включает в себя генератор, работающий от турбины сгорания, и парогенератор регенерации тепла с установкой регазификации СПГ, при этом турбина сгорания может работать за счет использования части газифицированного СПГ.

В особо предпочтительных технических решениях энергоустановки энергию вырабатывают энергетическим циклом Ренкина, в котором рабочая текучая среда обычно представляет собой многокомпонентную смесь текучей среды, для оптимизации использования криогенной температуры СПГ (предпочтительно в диапазоне от -250 до -50°Р). Либо СПГ можно также использовать в открытом энергетическом цикле Ренкина в первой ступени, тем самым устраняя использование внешней рабочей текучей среды. Независимо от данной конфигурации (разомкнутый или замкнутый цикл), как правило, предпочтительно, чтобы СПГ доводили нагнетанием до давления, равного, по меньшей мере, трубопроводному давлению (приблизительно 1200-1500 фунт/кв.дюйм) или даже более высокому давлению.

Вторая ступень выработки электроэнергии и/или увеличения выработки электроэнергии предпочтительно включает в себя охлаждение различных технологических компонентов и/или текучей среды при помощи холодосодержания СПГ в целях увеличения отдаваемой мощности энергоустановки. Наиболее предпочтительно поступающий в турбину сгорания воздух и отходящий пар охлаждают в парогазовой энергоустановке с помощью остаточного холодосодержания СПГ (обычно приблизительно в диапазоне от -50 до 40°Р), предварительно нагретого в цикле Ренкина. Поэтому криогенное холодосодержание можно использовать в энергетическом цикле, при этом остаточный холод СПГ можно использовать и для повышения выработки электроэнергии в одном или нескольких процессах. В дополнительно предусматриваемой третьей ступени извлекают водный конденсат из охлажденного входящего в газовую турбину воздуха от второй ступени, причем конденсат можно использовать для по меньшей мере частичного насыщения топливного газа газовой турбины.

В приводимых ниже примерах термин «приблизительно», упоминаемый для числовых значений, означает пределы, начинающиеся с 20% ниже абсолютного значения данного числового значения и до 20% свыше абсолютного значения данного числового значения, включительно. Например, термин «приблизительно 100°Р» указывает пределы от -80 до -120°Р, а термин «приблизительно 1000 фунт/кв.дюйм» указывает пределы от 800 до 1200 фунт/кв.дюйм.

В первом приводимом в качестве примера техническом решении согласно фиг. 1 энергетический цикл Ренкина является замкнутым энергетическим циклом, использующим многокомпонентную рабочую текучую среду, при этом выработка электроэнергии функционально связана с регазификацией СПГ и/или с технологической установкой. В большинстве вариантов установка регазификации СПГ производит 1,2 млрд ст.куб.фут/сутки природного газа с составом газа согласно нижеприведенной таблице. Поток 1 СПГ из хранилища (или любого другого соответствующего источника) подается под давлением приблизительно 25-80 фунт/кв.дюйм и при температуре приблизительно от -260 до -250°Р. Поток 1 нагнетают насосом 51 СПГ до надлежащего давления, обычно приблизительно 1200-1500 фунт/кв.дюйм, чтобы получить поток 2 СПГ высокого давления, или до другого значения давления, сообразно определенным требованиям трубопровода. Поток 2 СПГ высокого давления нагревают в теплообменнике 52 потоком 15 рабочей текучей среды до температуры приблизительно -50°Р. Следует отметить, что холодовыделение при регазификации СПГ используется для конденсации многокомпонентной рабочей текучей среды.

Что касается многокомпонентной рабочей текучей среды, то состав рабочей текучей среды, как правило, предпочтительно подбирают с точки зрения эффективного использования криогенной температуры СПГ при регазификации, обычно приблизительно от -250 до -50°Р. При этом приводимые в качестве примера предпочтительные многокомпонентные рабочие текучие среды могут содержать 10% метана, 40% этана и 50% пропана. Однако приемлемыми также считаются и альтернативные соответствующие компоненты и мольные доли, и их значения, в основном, зависят от нужных кривых теплообмена, температуры и состава СПГ, а также от необходимой величины выработки электроэнергии. Соответствующие многокомпонентные рабочие текучие среды будут конденсироваться при различных температурах: от приблизительно 0-100°Р (точка конденсации) до приблизительно -150 - -180°Р (точка кипения). Изменяемые температуры конденсации многокомпонентной текучей среды будут целесообразным образом использовать разные температуры регазификации СПГ с близким температурным приближением и с минимальной потерей работы, что очень желательно для обеспечения эффективного энергетического цикла. Также следует отметить, что составы и/или компоненты смешанной рабочей текучей среды можно в зависимости от необходимости регулировать для соответствия кривой испарения СПГ, и это обычно определяется составом СПГ и давлением регазификации. При этом смешанная рабочая текучая среда может содержать и неуглеводородные компоненты, включая азот. Приводимая в качестве примера кривая теплообмена для теплообменника 52 показана на фиг. 6.

Как показано на фиг. 1, поток 10 рабочей текучей среды нагнетают насосом 53 до давления прибли

- 3 009276 зительно 1500 фунт/кв.дюйм в поток 1 (или выше, например 1500-2500 фунт/кв.дюйм) и нагревают в теплообменнике 68 потоком 14 из детандера с образованием потока 12. Эту нагретую рабочую текучую среду затем нагревают в нагревателе 54 предпочтительно при помощи внешней нагревающей среды 91 до температуры приблизительно 500°Р. Следует отметить, что в данном случае подходящим является любой внешний источник тепла, примерами которого могут быть топочный газ из газовой турбины, отходящее тепло регенератора и/или работающий на сгорании нагреватель.

При этом температура дополнительно нагретого потока 13 может в значительной степени быть разной. Однако, как правило, предпочтительно, чтобы температура составляла по меньшей мере 300°Р, более предпочтительно по меньшей мере 350-450°Р и наиболее предпочтительно приблизительно 500°Р и выше (например, от 550 до 700°Р или выше). Полученную таким образом рабочую текучую среду 13 под высоким давлением и с высокой температурой затем расширяют в детандере 55 до давления приблизительно 15-45 фунт/кв.дюйм с образованием потока 14, при этом вырабатывая энергию, которую можно использовать для работы электрогенератора. Остальное теплосодержание выходящего из детандера потока 14 предпочтительно регенерируют в теплообменнике с получением потока 15, который затем конденсируют при криогенной температуре в теплообменнике 52, получая поток 10 для повторения цикла Ренкина.

В приводимых в качестве примера технических решениях в энергетическом цикле Ренкина количество циркулирующей рабочей текучей среды составляет 5000 галлонов в минуту, и при этом вырабатывается приблизительно 55000 кВт электроэнергии. Следует отметить, что энергетический КПД можно повысить в еще большей степени при помощи более высоких температур рабочей текучей среды. Либо, или дополнительно, давление рабочей текучей среды можно увеличить (например, до 1500 и 3000 фунт/кв.дюйм или даже выше) для увеличения выработки электроэнергии. Наиболее желательные значения давления и температуры рабочей текучей среды, в конечном счете, определяют экономические соображения (например, затраты на оборудование и требуемое нагревание).

Во второй ступени выработки электроэнергии в технических решениях согласно фиг. 1 остаточное холодосодержание СПГ (приблизительно от -50 до 40°Р) от потока 3 используют для охлаждения теплопередающей текучей среды (например, смесь гликоля и воды или растворитель на спиртовой основе), циркулирующей в парогазовой энергоустановке. При этом СПГ нагревают в теплообменнике 56 потоком 21 смеси гликоля и воды. СПГ испаряют при температуре приблизительно 40°Р с получением потока 4, при этом смесь гликоля и воды охлаждается в приблизительном диапазоне от 0 до 20°Р. В наиболее предпочтительных аспектах охлажденную смесь 22 гликоля и воды сначала используют для охлаждения воздуха сгорания (поток 25) в предварительном охладителе 57 со 100 до 40-50°Р, приблизительно. На этом этапе охлаждения содержащаяся в воздухе вода, в основном, конденсируется (поток 26). Удаление влагосодержания из входящего воздуха целесообразным образом уменьшает массовый расход и сжатие газовой турбиной 61, тем самым снижая энергопотребление и повышая общий энергетический КПД газотурбинного генератора. Следует отметить, что количество водного конденсата из поступающего воздуха может быть значительным (например, 10% в местах повышенной влажности) и что энергетический КПД поэтому можно в значительной степени повысить. Причем предварительное охлаждение воздуха также позволяет повысить массовый расход воздуха через газовую турбину (по причине повышенной плотности охлажденного воздуха), что, в свою очередь, также повышает производительность и КПД газовой турбины. На фиг. 5А и 5В показано влияние температуры воздуха окружающей среды на выработку электроэнергии обычной парогазовой энергоустановкой. Также следует отметить, что охлаждение воздуха на входе в газовую турбину обеспечивает независимую от температуры окружающей среды производительность выработки электроэнергии. В обычных энергоустановках происходит снижение производительности при повышении температуры окружающей среды. За счет охлаждения воздуха на входе в газовую турбину отдаваемую мощность и энергетический КПД можно выдерживать на оптимальных уровнях круглый год, значительно при этом улучшая экономические показатели энергоустановки. Как показано на фиг. 5 и 5В, предварительное охлаждение воздуха повышает характеристики газовой турбины по производительности приблизительно на 15%. Но следует отметить, что более высокий КПД и повышенную производительность можно обеспечить за счет еще большего охлаждения воздуха из окружающей среды, при этом предварительный охладитель воздуха должен иметь антиобледенительные устройства, а газовая турбина должна быть выполнена с возможностью работы с более высоким расходом.

Кроме того, как показано фиг. 1, генератор 61 газовой турбины использует охлажденный и предпочтительно высушенный воздух (поток 27) и топливный газ (поток 30) для выработки электроэнергии. Топливный газ можно снабжать из части испарившегося СПГ (поток 4) после того, как давление этой части будет снижено до 250 фунт/кв.дюйм или до другого значения, нужного для газовой турбины. Снижение давления топливного газа можно также использовать для получения дополнительной энергии (например, для работы насосов, компрессоров или других компонентов или для выработки электроэнергии). Тепло (поток 33), отходящее от газовой турбины, обычно отбирается парогенератором 62 регенерации тепла (далее - ПГРТ) для дополнительной выработки пара и электроэнергии. Поток 34 охлажденного топочного газа выходит из ПГРТ в атмосферу при температуре приблизительно 300°Р или ниже.

- 4 009276

В наиболее предпочтительных технических решениях паровой цикл обычно включает в себя несколько многоступенчатых паровых турбин 63, которые приводятся в действие перегретым паром 41 для выработки электроэнергии. При использовании потока 23 гликольводного хладагента выработка электроэнергии в этом цикле существенно повышается. При этом охлаждающий водный поток 50, обычно с температурой приблизительно 80°Г из водопровода, охлаждают хладагентом приблизительно до 50°Р в теплообменнике 66 с образованием потока 24, который нагнетают насосом 67 для получения потока 21. Охлажденную охлаждающую воду 51 затем используют в плоскостном конденсаторе 64 пара, обеспечивая ему возможность работы при более низкой температуре, при этом преимущество заключается в том, что давление выходящего пара можно понизить, а выработку электроэнергии можно повысить. Например, обычный плоскостной конденсатор пара с охлаждающей водой при температуре 80°Р обычно работает при давлении приблизительно 2 фунт/кв.дюйм, в то время как плоскостные конденсаторы пара в соответствии с настоящим изобретением будут иметь значения рабочего давления всего 1 фунт/кв.дюйм или даже ниже. Более низкое рабочее давление плоскостного конденсатора означает более низкое давление на выходе из турбины. Конденсат 43 нагнетают насосом 65 до желательного давления, образуя поток 40. Отдаваемую мощность паровой турбины можно обычно повысить приблизительно на 10-13%.

При необходимости, предлагаемые технические решения могут также включать в себя устройство для насыщения топливного газа, как это показано на фиг. 2. В этом техническом решении воду, сконденсировавшуюся из предварительного охладителя 57 воздуха во второй ступени, нагнетают насосом 58 через поток 26, образуя поток 28, который дополнительно нагревают в нагревателе 59 при помощи внешнего источника 92 тепла приблизительно до 250°Р с образованием нагретого потока 29. Горячая вода потока 29 проходит в колонну 60, которая обычно является устройством противоточного контакта, и смешивается с потоком 30 топливного газа. Из уровня техники известны многие соответствующие контактные устройства; однако, предпочтительные устройства содержат насадку или тарелки для тепло- и массопередачи. Насыщенный таким образом топливный газ затем подают в виде потока 32 увлажненного топливного газа в камеру сгорания газовой турбины 61, при этом удаляя лишнюю воду потоком 31. Повышенный массовый расход в детандерной секции газовой турбины повысит отдаваемую мощность приблизительно на 10%. В отношении остальных элементов фиг. 2 применимыми будут те же соображения, что и в отношении аналогичных компонентов с аналогичными ссылочными позициями, указанными на фиг. 1.

Во втором приводимом в качестве примера варианте осуществления изобретения согласно фиг. 3 (например, когда внешняя рабочая текучая среда отсутствует или не является желательной) СПГ можно использовать как рабочую текучую среду в открытом цикле Ренкина. В этих технических решениях поток 2 СПГ нагнетают вторым насосом 53 СПГ предпочтительно до сверхкритического давления (например, приблизительно 1500-2500 фунт/кв.дюйм или даже выше), образуя поток 14, который осуществляет теплообмен с выходным потоком 15 из детандера, с образованием потока 3 при температуре приблизительно 150°Г. Сверхкритический СПГ дополнительно нагревают внешним источником 91 тепла в нагревателе 54 приблизительно до 300-500°Г (или даже выше) и затем расширяют в детандере 55 приблизительно до 1000 фунт/кв.дюйм (или другого значения давления, и наиболее предпочтительно до трубопроводного давления), чтобы генерировать электроэнергию для привода электрогенератора. Этот открытый энергетический цикл Ренкина согласно расчетам вырабатывает приблизительно 45000 кВт в сравнимых условиях эксплуатации. В отношении остальных элементов фиг. 3 применимыми будут те же соображения, что и в отношении аналогичных компонентов с аналогичными ссылочными позициями, указанными на фиг. 1.

Аналогично замкнутому и со смешанными компонентами циклу согласно фиг. 2 предлагаемые технические решения открытого цикла согласно фиг. 3 могут также включать в себя устройство насыщения топливного газа, схематически показанное на фиг. 4. В этом техническом решении конденсированную воду из предварительного охладителя 57 воздуха используют для насыщения топливного газа. Следует отметить, что в отношении насыщения топлива технические решения и рабочие характеристики, по существу, те же, что в предыдущем техническом решении, излагаемом со ссылкой на фиг. 2. В отношении остальных элементов фиг. 4 применимыми будут те же соображения, что и в отношении аналогичных компонентов с аналогичными ссылочными позициями, указанными на фиг. 2 и 3.

Как правило, в первой ступени предлагаемых установок поток СПГ предпочтительно нагнетают до нужного давления и обеспечивают охлаждение для осуществления энергетического цикла Ренкина. В этих установках СПГ можно также использовать для охлаждения теплопередающей текучей среды для увеличения отдаваемой мощности и повышения энергетического КПД парогазовой энергоустановки. Помимо этого, воду, сконденсировавшуюся из охладителя входа газовой турбины, можно использовать для насыщения топливного газа для энергоустановки. Поэтому следует отметить, что регазификацию СПГ выполняют без использования нагревателей, работающих на топливном газе, или нагревателей морской воды.

Таким образом, с другой точки зрения, установка регазификации СПГ включает в себя энергетический цикл Ренкина, который использует детандер для расширения многокомпонентной рабочей текучей

- 5 009276 среды, содержащей по меньшей мере один или более углеводородов или других компонентов (например, 10% метана, 40% этана и 50% пропана) или сверхкритический СПГ для выполнения работы. Цикл Ренкина предпочтительно предусматривает нагнетание СПГ до давления, равного трубопроводному давлению или превышающего его; также дополнительно выполняют предварительное нагревание СПГ высокого давления при помощи выходящего из детандера материала и нагревание СПГ внешним источником тепла (например, топочным газом из газовой турбины, регенерацией отработанного тепла и/или работающим от сгорания нагревателем). Следует отметить, что СПГ, выходящий из цикла Ренкина, по меньшей мере, частично испаряется (например, по меньшей мере 30%, чаще по меньшей мере 50% и наиболее часто по меньшей мере 70-90%) при температуре приблизительно -50°Е. Поэтому охлаждение можно также извлекать и из нагретого СПГ.

В предпочтительных установках предусмотрена вторая ступень, согласно которой остаточный и относительно высокий уровень охлаждения в предварительно нагретом СПГ (обычно приблизительно от -50 до 40°Е) используют для охлаждения теплопередающей среды (например, смеси гликоля и воды), которая, в свою очередь, охлаждает воздух турбины сгорания, входящий в газовую турбину, и/или охлаждает охлаждающую воду, идущую в плоскостной конденсатор в паровом цикле (например, ПГРТ). Эти технические решения существенно повышают энергетический КПД в парогазовых энергоустановках.

Помимо этого, предлагаемые энергоустановки могут также содержать третью ступень, которая использует водный конденсат из предварительного охладителя воздуха газовой турбины во второй ступени в целях насыщения топливного газа, проходящего в газовую турбину. Этап насыщения обычно использует внешний источник тепла в температурном диапазоне приблизительно от 200 до 300°Е (например, топочный газ из газовой турбины, регенератор отработанного тепла и/или работающий от сгорания нагреватель) для обеспечения тепла испарения воды. Также следует отметить, что можно использовать такое низкого уровня отработанное тепло, как тепло от топочного газа из регенератора отработанного тепла (при температуре приблизительно 300°Е), которое обычно выпускают в атмосферу. Поэтому третья ступень увеличивает массовый расход в детандерную секцию газовой турбины, тем самым в еще большей степени повышая энергетический КПД и отдаваемую мощность газовой турбины.

Если СПГ используется в первой ступени как рабочая текучая среда в открытом энергетическом цикле Ренкина, то СПГ предпочтительно нагнетают до сверхкритического давления (здесь свыше критического давления конденсации), нагревают исходящим из детандера материалом и дополнительным источником тепла (например, составляющим одно целое с установкой или находящимся в термосвязи с установкой) и расширяют в трубопровод. Расширенный таким образом СПГ затем используют как хладагент для энергоустановки во второй ступени, и затем он становится трубопроводным газом. В некоторых предпочтительных технических решениях энергетический цикл и интеграция энергоустановки будут использовать холодосодержание с одновременным обеспечением регазификации СПГ (причем состав СПГ и регазифицированного СПГ будут, по существу, одинаковыми). Поскольку давление исходящего из детандера материала предпочтительно будет иметь приблизительно трубопроводное давление, то степень сжатия детандера ограничена и поэтому менее эффективна, чем предыдущий цикл с многокомпонентной рабочей текучей средой.

Однако следует отметить, что эти технические решения можно целесообразным образом применять без внешней рабочей текучей среды и поэтому с существенным упрощением конфигурации способа и с упрощением работы.

Соответствующие источники тепла включают в себя, в частности, газы сгорания газовой турбины, охлаждающую воду для плоскостного конденсатора, и/или топочный газ из газовой турбины, или нагреватель, работающий на сгорании топлива. Однако можно также предусмотреть многие альтернативные источники тепла, и в качестве источника тепла рассматриваются другие установки помимо парогазовой энергоустановки. Например, соответствующие альтернативные источники тепла включают в себя многочисленные криогенные процессы (например, установки по разделению воздуха), в которых СПГ охлаждает воздух и другие газы; процессы, дающие топочный газ (например, турбины сгорания, топочные газы реформинг-установки и т.п.); и другие процессы, действующие как поглотитель тепла (например, установки получения жидкого диоксида углерода, опреснительные установки или оборудование для замораживания пищевой продукции).

Обычно предпочтительно, чтобы соответствующие установки включали в себя оборудование регазификации СПГ и конечные пункты поступления СПГ; и особо предпочтительные технические решения представляют собой те, в которых СПГ регазифицируют способом, при котором по меньшей мере часть СПГ используется для выработки электроэнергии, предпочтительно как составная часть парогазового энергетического цикла. Примеры технических решений, целесообразных для использования с раскрываемыми здесь техническими признаками, изложены в находящихся на совместном рассмотрении международных заявках, также принадлежащих данному заявителю: РСТ/Б803/25372 и РСТ/и803/26805, содержание которых включено сюда посредством ссылки. Причем в зависимости от конкретного источника тепла энергию, необходимую для регазификации СПГ, можно обеспечить полностью или только частично предлагаемыми источниками тепла. Если источник тепла дает недостаточные количества тепла

- 6 009276 для полной газификации СПГ, то можно обеспечить дополнительное тепло. Целесообразными дополняющими источниками тепла являются отработанное тепло от выходящего из паровой турбины материала, конденсация при помощи топочного газа, нагревание от окружающей среды воздухом (например, кондиционирование воздуха в зданиях), морской водой или топливным газом. Поэтому предлагаемые технические решения и способы можно использовать для модернизации существующих установок регазификации в целях повышения энергетического КПД и гибкости, либо их можно использовать в новых установках.

С помощью технических решений в соответствии с изобретением можно обеспечить многие преимущества. Помимо прочего, предлагаемые технические решения обеспечивают очень эффективные энергетические циклы с использованием СПГ с рабочей текучей средой и без нее, которые можно связать с обычной парогазовой энергоустановкой. При этом в большинстве технических решений внешнее нагревание для регазификации СПГ не требуется, и за счет этого устраняется существовавшая до этого необходимость нагревания СПГ топливным газом или морской водой в методах регазификации СПГ известного уровня техники.

Выше приводится описание определенных вариантов осуществления и применения для технических решений и способов выработки электроэнергии, составной частью которых является регазификация СПГ. Специалистам в данной области техники будут очевидными многие другие модификации помимо описываемых выше, в рамках изобретательской идеи данного описания. Поэтому объект изобретения ограничивается только идеей данного описания. При истолковании описания все термины должны истолковываться в самом широком возможном смысле сообразно контексту. В частности, термины «содержит», «содержащий» следует относить к элементам, компонентам или этапам в неисключительном смысле; при этом упоминаемые элементы, компоненты или этапы могут присутствовать, или использоваться, или сочетаться с другими элементами, компонентами или этапами, которые прямо выраженным образом не упоминаются.

Claims (20)

1. Энергоустановка, содержащая первый теплообменник, в который поступает сжиженный природный газ и который обеспечивает охлаждение рабочей текучей среды, тем самым создавая нагретый сжиженный природный газ; и детандер, в который поступает рабочая текучая среда и который за счет этого приводит в действие генератор, второй теплообменник, в который поступает нагретый сжиженный природный газ и который обеспечивает охлаждение теплопередающей текучей среде и за счет этого создает испарившийся сжиженный природный газ, и третий и четвертый теплообменники, в которые поступает теплопередающая текучая среда и которые обеспечивают охлаждение охладителю входящего воздуха и циклу паровой турбины, соответственно.

2. Энергоустановка по п.1, в которой рабочая текучая среда циркулирует в замкнутом цикле.

3. Энергоустановка по п.2, в которой рабочая текучая среда является многокомпонентной рабочей текучей средой.

4. Энергоустановка по п.1, в которой первый теплообменник выполнен таким образом, что нагретый сжиженный природный газ, по меньшей мере, частично испаряется.

5. Энергоустановка по п.1, в которой теплопередающей текучей средой является смесь гликоля и воды.

6. Энергоустановка по п.1, в которой температура сжиженного природного газа в первом теплообменнике находится в пределах от -250 до -50°Р, и температура сжиженного природного газа во втором теплообменнике находится в пределах от -50 до 40°Р.

7. Энергоустановка по п.1, в которой первый и второй теплообменники выполнены таким образом, что сжиженный природный газ испаряется с расходом от 200 млн до 2 млрд ст.куб. футов в сутки.

8. Энергоустановка по п.1, дополнительно содержащая насос, который нагнетает сжиженный природный газ до трубопроводного давления перед поступлением сжиженного природного газа в первый теплообменник.

9. Энергоустановка по п.1, дополнительно содержащая линию водного конденсата, которая подает водный конденсат из охладителя входящего воздуха в увлажнитель топливного газа.

- 7 009276

10. Энергоустановка по п.1, в которой рабочей текучей средой является сжиженный природный газ, в результате чего она формирует открытый энергетический цикл.

11. Энергоустановка по п.10, дополнительно содержащая насос, который нагнетает сжиженный природный газ до сверхкритического давления.

12. Энергоустановка по п.11, в которой первый теплообменник представляет собой компонент, выбранный из группы, состоящей из работающего на сгорании топлива нагревателя, нагревателя морской воды, работающего на топочных газах нагревателя и компонента криогенного процесса.

13. Энергоустановка по п.11, в которой детандер расширяет сверхкритический сжиженный природный газ до трубопроводного давления.

14. Энергоустановка по п.11, дополнительно содержащая вспомогательный теплообменник, который предварительно нагревает сверхкритический сжиженный природный газ при помощи выходящего из детандера материала.

15. Энергоустановка по п.14, в которой первый теплообменник и предварительный теплообменник выполнены таким образом, что температура сверхкритического сжиженного природного газа находится в приблизительных пределах от 300 до 500°Р.

16. Способ эксплуатации энергоустановки, при котором нагревают сжиженный природный газ в первом теплообменнике, чтобы обеспечить охлаждение рабочей текучей среды и за счет этого создать нагретый сжиженный природный газ, используют рабочую текучую среду для приведения в действие детандера, связанного с генератором, чтобы тем самым вырабатывать электричество, дополнительно нагревают нагретый сжиженный природный газ во втором теплообменнике, чтобы обеспечить охлаждение для теплопередающей текучей среды и тем самым создать испарившийся сжиженный природный газ, и используют теплопередающую текучую среду в третьем и четвертом теплообменниках, чтобы обеспечить охлаждение для охладителя входящего воздуха и цикла паровой турбины, соответственно.

17. Способ по п.16, при котором первый теплообменник выполнен с возможностью, по меньшей мере, частичного испарения нагретого сжиженного природного газа.

18. Способ по п.16, при котором рабочая текучая среда является многокомпонентной рабочей текучей средой.

19. Способ по п.16, при котором рабочая текучая среда является сжиженным природным газом.

20. Способ по п.16, при котором сжиженный природный газ нагнетают, по меньшей мере, до трубопроводного давления перед его поступлением в первый теплообменник.