BR112019017533A2 - Sistema liquidificante de gás natural, e, método. - Google Patents

Sistema liquidificante de gás natural, e, método. Download PDF

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Abstract

a presente invenção se refere a um método e sistema para a produção de gás natural liquefeito (gnl) a partir de uma corrente de gás natural pressurizado (1) que envolve uma combinação de refrigeração mecânica produzida pelo ciclo de brayton invertido (53, 58) bem como refrigeração por evaporação de nitrogênio líquido (31).

Description

SISTEMA LIQUIDIFICANTE DE GÁS NATURAL, E, MÉTODO CAMPO DA INVENÇÃO [001] A presente invenção se refere a um método e sistema para a produção de gás natural liquefeito (GNL) a partir de uma corrente de gás natural pressurizado, que envolve uma combinação de refrigeração mecânica produzida pelo ciclo de Brayton em sentido inverso bem como refrigeração por evaporação de nitrogênio líquido.
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO [002] Os liquidificantes de GNL tradicionais não diminuem em escala adequadamente em termos de custo de capital e capacidade de liquefação por unidade de GNL produzido. Na menor extremidade da escala de liquidificantes de GNL à base de refrigeração mecânica (por exemplo, até 100.000 galões (GPD) por dia) as abordagens comuns de liquefação incluem: ciclos únicos de gás refrigerante misto (GRM, “mixed gas refrigerant”) conforme revelado na patente US n° 4.033.735) concedida a Swenson, bem como ciclos de Brayton em sentido inverso de turbina única ou dupla em que os fluidos de trabalho são tipicamente nitrogênio e/ou um metano rico em fluido derivado do gás natural de alimentação como revelado, por exemplo, na patente US n° 3.677.019 concedida a Olszewski e na patente US n° 6.412.302 concedida a Foglietta. Outros conceitos podem incluir uma etapa de pré-resfriamento em combinação com as abordagens descritas acima, ou múltiplos refrigerantes puros/mistos em uma disposição de sistema de refrigerante em cascada. Consulte Ludwig e Foglietta (patentes US n°s 3.362.173 e 5.755.114, respectivamente).
[003] Nos liquidificantes de GNL de pequeno porte, a capacidade de liquefação relativamente alta por unidade de GNL produzido é devido a uma variedade de fatores como: 1) as opções de equipamentos de alta eficiência e/ou ciclos de processo não podem ser justificados devido aos custos elevados de capital, 2) o desempenho do equipamento e/ou de alta eficiência que está
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2/21 disponível em grande escala não diminui adequadamente para um tamanho muito menor (compressores, turbinas, trocadores de calor, etc.). Além disso, peças-chaves do equipamento instalado não diminuem em escala adequadamente em termos de capital como compressores, trocadores de calor, remoção de água/COi/hidrocarbonetos pesados, armazenamento de GNL, etc. [004] A eficiência energética desses pequenos liquidificantes mecanicamente refrigerados depende do ciclo de liquefação, da pressão de alimentação do gás natural (GN) e é também fortemente dependente do tamanho da planta através dos pontos de interrupção e compensações em termos de eficiência do equipamento (especialmente, eficiência do compressor e da turbina). Por exemplo, para uma pressão de alimentação de gás natural fixa e um processo de liquefação fixo (processo único de expansão de nitrogênio), a energia de liquefação pode estar na faixa de 1,0 kwh/kg de GNL ( ~ 31.000 GPD galões por dia de GNL) a 0,80 kwh/kg de GNL (54.000 galões por dia de GNL) a 0,6 kwh/kg GNL (124.000 galões por dia de GNL). [005] As razões deste aumento drástico da potência da unidade conforme a capacidade do GNL é diminuída tem a ver com a eficiência do compressor e as perdas de engrenagem nas unidades menores bem como com a menor eficiência da turbina nas unidades menores (uma vez que essas pequenas turbinas estão no limite do que é possível alcançar com turbinas de entrada de fluxo radial de alta eficiência, em termos de tamanho e eficiência). [006] Nesta escala mais reduzida de liquidificantes de GNL, nitrogênio é utilizado como o refrigerante recirculante em vez metano ou um fluido à base de gás natural devido às considerações de turbomáquinas associadas com as turbinas de entrada de fluxo radial de alta eficiência (embora a expansão termodinâmica do metano leve a um liquidificante mais eficiente em uma turbina com eficiência equivalente). As turbinas de entrada de fluxo radial modernas têm uma vantagem significativa de eficiência em relação a outros tipos de turbinas pequenas o que torna vantajoso usar esse
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3/21 tipo de turbinas mesmo em liquidificantes de GNL de pequena escala. Em uma pequena escala, as turbinas de entrada de fluxo radial de alta eficiência (por exemplo, 80% a 90% em termos de eficiência isentrópica), um fluido rico em metano sendo muito menor em termos de peso molecular em relação ao nitrogênio faz com que uma turbina de entrada de fluxo radial tenha uma velocidade de eixo de acionamento muito mais alta que poderia tipicamente empurrar a turbina de metano para um ponto de ruptura da velocidade do eixo de acionamento em termos de capacidade e custo do equipamento (sem mencionar as considerações de simplicidade e segurança associadas com o N2 em comparação com o metano). Conforme a capacidade dos liquidificantes aumenta (por exemplo, > 200.000 de galões por dia), o fluxo de massa mais alto reduz a velocidade das turbinas com metano, o que permite o uso de turbinas de entrada de fluxo radial de alta eficiência, e ganhos de eficiência associados com a expansão do metano em comparação com a expansão do N2 podem ser realizados.
[007] Em comparação, ciclos de GNL de tamanho médio com base em processos simples de expansão de GRM único ou de expansão de N2 duais alcançam uma eficiência energética de cerca de 0,35 a 0,45 kwh/kg de GNL. Entretanto, esses tipos de plantas são tipicamente praticadas na escala de 0,1 a > 0,5 milhões de toneladas por ano (MTPA) que é equivalente a 175.000 a > 850.000 galões por ano de GNL.
[008] A combinação de eficiência energética relativamente baixa (em relação aos liquidificantes de GNL maiores) e alto custo de capital por capacidade de GNL significa que nessa classe de pequenos liquidificantes de GNL refrigerados mecanicamente, as soluções tecnológicas disponíveis não são, de um ponto de vista de despesa de capital ou operacional, tão atraentes. Isso se aplica a tamanhos de plantas de GNL que são menores que cerca de 100.000 galões por dia e especialmente a tamanhos de plantas de GNL que são menores que 50.000 galões por dia.
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4/21 [009] Um outro fator de complicação é que as distribuidoras/operadoras de plantas de GN pequenas precisam ter muitos clientes para justificar mesmo as plantas de GNL menores uma vez que elas podem não operar continuamente (“base-loaded”) por um único cliente de grande porte. O fornecimento de GNL para aplicações que envolvem veículos, caminhões pesados, locomotivas, caminhões de mineração, etc., tipicamente envolve riscos e algum planejamento e custos significativos associados com a conversão do motor, armazenamento do GNL, etc. Para justificar os investimentos e riscos pelo consumidor final de GNL, um spread suficiente no preço de energia entre o GNL e o combustível incumbente (por exemplo, diesel, gasolina) é necessário (independente dos mandatos reguladores e políticas.
[0010] Da perspectiva do operador/distribuidor de plantas de GNL de pequeno porte, tipicamente não é possível garantir todos os clientes de GNL necessários para completamente operar a planta de GNL antes do planejamento e construção da planta de GNL. Isto permite ao operador de plantas de GNL potencial assegurar alguns clientes iniciais de GNL e aumentar a planta de GNL para permitir a futuros clientes e finalmente um bom retorno de investimento. Conforme o mercado local de GNL amadurece o operador de GNL pode aumentar gradualmente a produção de GNL visando ser capaz de no final ganhar um projeto com suficiente retorno. Devido a essas considerações, os proprietários/operadores potenciais de plantas de GNL de pequeno porte são especialmente sensíveis ao alto custo de capital.
[0011] Uma solução potencial conhecida para os custos de capital elevados dos pequenos liquidificantes de GNL mecanicamente refrigerados é, em vez disso, usar um liquidificante de GNL que consome nitrogênio líquido (NL). Nitrogênio líquido é fornecido e vaporizado dentro do liquidificante NL-para-GNL a fim de fornecer a refrigeração necessária para liquefazer o gás natural de alimentação. Nessa abordagem, a refrigeração mecânica (e
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5/21 capex (“despesas de capital”) necessário) associada com a geração de NL é essencialmente terceirizada para o fornecedor de NL. Neste caso porque o liquidificante NL-para-GNL não contém equipamento de refrigeração mecânica (compressores, turbinas, etc. grandes/caras) e porque o processo NL-para-GNL exige poucos trocadores de calor, ou mais simples, o processo NL-para-GNL exige muito menos despesa de capital e muita pouca capacidade local. Além disso, este tipo de liquidificante sendo simples e compacto com nenhum ou mínimo equipamento giratório pode ser projetado para ser facilmente movido para outro lugar. Como consequência da vaporização de NL, quantidades significativas de nitrogênio gasoso (NG) aquecido são produzidas. Uma porção de nitrogênio gasoso aquecido pode ser usada para regenerar leitos adsorventes que são usados para remover água e CO2 (e possivelmente alguns ou todos os hidrocarbonetos pesados) da alimentação de gás natural. Um processo de pré-purificação com base em adsorvente que usa NG puro para a regeneração economiza capital adicional e complexidade neste tipo de liquidificante NL-para-GNL de pequeno porte.
[0012] Embora esse tipo de liquidificante apresente vantagens de capital e simplicidade em relação aos liquidificantes de GNL diretos refrigerados mecanicamente, as desvantagens do processo NL-para-LNG incluem custo e disponibilidade de NL. O consumo NL está diretamente ligado à produção de GNL e este tipo simples de liquidificante de GNL pode ser operado com eficiência na produção reduzida de GNL. O volume de NL máximo disponível pode servir como uma limitação de tamanho para 0 liquidificante NL-GNL uma vez que são necessários aproximadamente 10 libras de NL para liquefazer cada galão de GNL (dependendo da composição do GN e da pressão de alimentação). Tipicamente, 0 NL seria proveniente de um fornecedor de gás industrial.
[0013] Os liquidificantes NL-para-GNL são bem conhecidos na técnica anterior e são tipicamente usados para liquidificantes de GNL na faixa
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6/21 de tamanho de liquidificante de <5.000 a 10.000 galões por dia, com ο tamanho máximo dependendo da disponibilidade de NL e do tamanho no qual a despesa operacional (“opex”) de NL alta é muito maior em relação ao liquidificante de GNL refrigerado mecanicamente, de pequeno porte, de capex intensivo e opex reduzido.
[0014] Um nicho existe em uma escala de produção entre cerca de 10.000 galões por dia e 100.000 galões por dia de GNL nos quais os processos NL-para-GNL (altas despesas operacionais, disponibilidade de NL, baixas despesas de capital) têm aplicação geral limitada e a aplicação de pequenos liquidificantes de GNL refrigerados mecanicamente (opex moderado, capex alto) também é limitada.
[0015] Dessa forma, para superar as desvantagens da técnica relacionada, um dos objetivos da presente invenção é fornecer um liquidificante de GNL de pequeno porte em uma faixa de tamanho nominal de 50.000 galões por dia de GNL que exigem reduzido capital e despesas operações similares em relação aos liquidificantes de GNL refrigerados mecanicamente de pequeno morte, bem como reduzida despesas operacionais em comparação com os liquidificantes NL-para-GNL.
[0016] Um outro objetivo da invenção é fornecer um liquidificante de GNL “híbrido” que usa um sistema de refrigeração mecânica para gerar refrigeração de extremidade quente necessária para resfriar parcialmente o gás natural bem como o suprimento de NL em vapor para fornecer o equilíbrio de refrigeração da extremidade fria necessário para resfriar e liquefazer totalmente a corrente de alimentação de gás natural. O sistema de refrigeração mecânica de extremidade quente utiliza o ciclo de Brayton em sentido inverso, no qual o fluido de trabalho no ciclo de Brayton em sentido inverso pode ser alimentação de gás natural (ou derivado de fluxo de alimentação de gás natural), nitrogênio puro, ar depletado de oxigênio, argônio, ou qualquer outro fluido de trabalho seco e seguro adequado, ou combinações dos
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7/21 mesmos.
[0017] Outros objetivos e aspectos da presente invenção ficarão evidentes ao versado na técnica mediante a revisão do relatório descritivo, dos desenhos e das reivindicações em anexo.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0018] Em uma modalidade exemplificadora preferencial da invenção, nitrogênio líquido vaporizado e aquecido é usado para regenerar um sistema de pré-purificação com base em adsorção (remoção de água e dióxido de carbono) de modo que um sistema de amina e secador mais complexo e de capital intensivo (usando gás natural recirculado/purificado como gás de regeneração) pode ser evitado. Além disso, nesta modalidade exemplificadora, o nitrogênio é utilizado como o fluido de trabalho no ciclo de Brayton em sentido inverso que fornece refrigeração da extremidade quente, e a composição para o loop de N2 recirculante no ciclo de Brayton em sentido inverso será fornecida pelo NL/NG fervido/aquecido. Adicionalmente, a descarga de N2 do compressor pode ser usada como uma fonte de NG de aumento de pressão para tanques de NL (economizando 1,5 a >4% do uso total de NL dependendo da pressão de ebulição do NL desejada). [0019] Porque esta disposição de processo NL + mecânico híbrido exige uma quantidade reduzida de refrigeração gerada a partir do ciclo de expansão de Brayton em sentido inverso em relação aos ciclos de expansão com base em N2 onde todo o processo de refrigeração provém da expansão de N2 há uma flexibilidade significativa na seleção da alimentação do compressor de refrigerante recirculante (tipicamente N2) e da pressão de descarga (razão de expansão-pressão da turbina) e do fluxo refrigerante recirculante. Em particular, isso fornece flexibilidade de uma perspectiva de design de turbina de expansão de modo que uma turbina de entrada de fluxo radial de eficiência muito alta (por exemplo, 85 a 90% de eficiência em uma velocidade de eixo de acionamento relativamente baixa) pode ser projetada
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8/21 mesmo para um liquidificante muito pequeno (por exemplo, 25.000 galões por dia de GNL). A possibilidade de uma velocidade mais baixa do eixo de acionamento da turbina é alcançável em parte porque o fluido recirculante (tipicamente N2 com MW mais alto que o metano) pode ser projetada para cabeça isentrópica mais baixa (razão menor entre expansão e pressão) e menor pressão de entrada (maior fluxo de acfm (fluxo de gás em condições reais, expresso em acfm (pés cúbicos reais por minuto)) que permite diminuir a velocidade do eixo de acionamento da turbina.
[0020] Outras vantagens significativas oferecidas por esta abordagem de liquidificante híbrido é que o conceito pode ser estendido para um liquidificante de GNL atualizável no qual a primeira fase seria em que o uso de liquidificante a primeira fase poderia ser NL sacrificial apenas (por exemplo, na escala de 10.000 galões por dia de GNL) e a segunda fase poderia ser um liquidificante híbrido expansor de N2 + NL-para-GNL sacrificial para reduzir substancialmente o uso específico de NL (por exemplo, escala de produção de 30.000 galões por dia de GNL) e uma terceira fase para adicionar uma segunda turbina de expansão de N2 (ou para atualizar a primeira turbina com uma razão maior de fluxo/pressão) para reduzir ainda mais o custo de operação de NL e para aumentar ainda mais a capacidade e/ou diminuir as despesas operacionais de NL. A intenção da última fase de investimento de capital seria a de chegar em um liquidificante de GNL que seja competitivo em termos de despesas operacionais com outros liquidificantes de GNL de pequeno porte com base em expansão ou liquidificantes de GNL com base em GRM único. Desta forma o investimento de capital pode ser feito em estágios e a produção do liquidificante de GNL pode ser expandida conforme o mercado de GNL amadurece ou à medida que a demanda aumenta. Além disso, essa abordagem de investimento de capital em estágios obviamente reduz o investimento de capital inicial e o risco para o comprador/operador da planta de GNL de pequeno porte.
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9/21 [0021] Simultaneamente com o Exemplo 3 as fases de investimento de capital descritas acima, o sistema de pré-tratamento de gás natural precisaria provavelmente ser expandido e/ou atualizado para levar em conta o fluxo aumentado de gás natural bem como o fluxo reduzido disponível de gás de nitrogênio seco, limpo, para o secador e/ou a regeneração de remoção de CO2. Adicionalmente a capacidade de armazenamento local também precisaria ser atualizada no exemplo conforme a produção de GNL aumenta de 10.000 galões por dia para > 30.000 galões por dia.
[0022] Uma outra vantagem significativa conferida por esta abordagem de liquidificante híbrido é que a energia reduzida necessária pelo sistema de refrigeração mecânica irá permitir mais facilmente que o liquidificante de GNL esteja próximo a uma fonte de gás natural de alta pressão como os gasodutos de transmissão em alta pressão e/ou próximo dos clientes finais de GNL. O gás natural de alta pressão aumenta a eficiência das despesas de capital e operacionais do equipamento e processo de liquefação (tubulações menores, nenhuma necessidade de compressor de alimentação de gás natural) e limitas adicionais na qualidade de gás natural dos dutos de transmissão (água, CO2, H2S, N2, líquidos de gás natural (LGN), etc.) podem servir para reduzir a faixa de qualidade de gás natural que precisa ser considerada em um design padronizado de liquidificante de GNL. E entendido que o fornecimento de NL precisa ser economicamente disponível no local da planta de GNL potencial, entretanto em muitos países industrialmente desenvolvidos o fornecimento de NL é amplamente disponível através de múltiplos fornecedores de gás industrial.
[0023] Os liquidificantes de GNL tradicionais que são completamente refrigerados por refrigeração mecânica (liquidificantes de expansão única ou dupla e/ou liquidificantes de GRM único) consomem quantidades significativas de eletricidade, por exemplo, com um liquidificante ‘tradicional’ de 30.000 galões por dia de GNL a demanda de potência poderia
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10/21 ser aproximadamente 2 MW (3,5 libras/galão (aproximadamente 420 g/1) de GNL, $10 kwh/kg GNL) enquanto o liquidificante híbrido expansão + NL da presente invenção podería consumir apenas cerca de 500 kW. Uma demanda energética na ordem de 500 kW em relação a 2 MW é muito mais fácil de ser gerada da rede/ou é muito mais de ser gerada com o uso de um acionador de motor de gás natural (para acionar o compressor) ou um gerador alimentado por gás natural. A abordagem preferencial desse liquidificante híbrido de pequena escala seria para gerar tipicamente grande parte ou toda a potência do liquidificante com o uso de duto barato de gás natural através de um acionador de motor de gás natural no compressor ou com o uso de um gerador de gás natural embalado. Desta forma, a produção de GNL pode ser independente da rede e potência pode ser gerada de um duto relativamente barato e limpo de gás natural em comparação com a compra de uma quantidade relativamente pequena de potência de 500 kW a 2 MW (provavelmente a um preço relativamente caro) a partir de uma rede eléctrica. Adicionalmente, se a energia não for comprada da rede, o custo de energia dependente da hora do dia e outros custos relacionados com os serviços de energia e complexidades podem ser evitadas (rotear a energia para um local potencialmente remoto, etc.).
[0024] Uma outra vantagem significativa dada por esta abordagem de liquidificante híbrido é que liquidificante pode ser projetado para ser operado em um modo de uso aumentado de NL ou em um modo de NL apenas, de modo que toda ou parte da produção de GNL podem ser mantidos mesmo no caso de condições de dia quente ou de interrupção, manutenção ou reparo de equipamento. Certos tipos de liquidificantes de GNL (por exemplo, tipicamente ciclos com base em refrigerante com ou sem pré-resfriadores como ciclos de GRM únicos) bem conhecidos reduziram significativamente a capacidade em condições de temperatura de dias quentes (ou, alternativamente, o dimensionamento do equipamentos para temperaturas de
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11/21 dia quente resulta em um grande penalidade de capital em comparação com aquilo que é necessário em dias normais. O liquidificante híbrido pode ser projetado para permitir a operação em um modo de uso de NL aumentado onde o déficit de produção em dias quentes pode ser compensado pelo uso de NL adicional (resultando em uma penalidade de opex de curto prazo). Além disso, um bom mercado à vista para pequenos liquidificantes de GNL é fornecer GNL para unidades de armazenamento de gás natural excedente (“peak shavers”) e/ou serviços de energia em dias quentes (ou dias frios) quando a capacidade dos dutos de transmissão e distribuição está estressada. A capacidade de estimular a produção em dias quentes (ou em dias frios) é um recurso vantajoso não facilmente justificado em liquidificantes refrigerados mecanicamente tradicionais uma vez que incorrería penalidade de despesa de capital para um modo de operação de baixa frequência/probabilidade.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0025] Os aspectos, características, e vantagens acima e outros da presente invenção serão melhor compreendidos quando considerados em conjunto com as figuras em anexo, nas quais:
A Figura 1 é uma representação esquemática de um liquidificante de GNL de pequeno porte que usa uma turbina de expansão de Brayton em sentido inverso para refrigeração quente e vaporização de NL para refrigeração de extremidade fria;
A Figura 2 (a a h) é uma representação esquemática de várias configurações de trocadores de calor que se aplicam às modalidades do liquidificante híbrido;
A Figura 3(a a d) é uma representação esquemática de um liquidificante de GNL de pequeno porte que representa três fases separadas de implantação do liquidificante: Fase 1: Modo apenas NL (sem refrigeração de Brayton em sentido inverso) para a produção de quantidades relativamente
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12/21 baixas de GNL; Fase 2: adição de equipamento de refrigeração de Brayton em sentido inverso ao equipamento da fase 1 para aumentar a produção de GNL e reduzir o uso de NL específico; Fase 3: atualizar equipamento de refrigeração de Brayton e o pré-purificador para aumentar ainda mais a capacidade e/ou reduzir o uso de NL para tomar o liquidificante final competitivo com os liquidificantes de GNL puros, refrigerados mecanicamente; e
A Figura 4 é uma representação esquemática de várias configurações de trocador de calor que se aplicam ao conceito de investimento de capital em fases.
DESCRIÇÃO DETALHADA [0026] Com referência à Figura 1, uma fluxo de alimentação de gás natural pressurizado 1 é roteado para o processo de liquefação híbrido. A alimentação de gás natural pode ser fornecida a partir de uma fonte pressurizada e/ou comprimida antes de ser alimentada a esse processo. O gás natural pode ser sub ou supercrítico. A alimentação de gás natural 1 é fornecida a unidade de operação 2 como um separador de líquido, e o vapor é alimentado em uma etapa ou uma série de etapas para remoção de água, gás ácido, e CO2. Nessa modalidade exemplificadora, a operação unitária 5 é mostrada como uma unidade baseada em adsorção regenerável para remoção de água e CO2 do fluxo de gás natural de alimentação. O CO2 é tipicamente removido em um nível de 50 ppm ou menos no caso de um produto de GNL de baixa pressão, e roteado para a unidade de operação 7. Desses modo, a unidade 7 é uma unidade com base em adsorção, unidade baseada em adsorção não regenerável, por exemplo para remoção de mercúrio e/ou de outros espécies que podem interferir com o processo de liquefação a jusante. E entendido que existem muitas configurações de pré-purificação de gás natural que podem resultar em uma corrente adequada para liquefação de gás natural em termos de níveis de alimentação de umidade CO2, hidrocarbonetos pesados, GNLs, espécies de enxofre, mercaptanas, mercúrio, etc. Essas
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13/21 abordagens incluem, mas não se limitam, a adsorção, absorção (variações de pressão ou temperatura), sistemas de Amina, e as membranas.
[0027] A corrente limpa de gás natural pressurizado 8 entra no trocador de calor GNL primário (PHX) 10, onde é resfriada e liquefeita. Um trocador de calor 10 pode ser um fluxo trocador de calor multi-corrente único, mas o trocador de calor poderia ser dividido em múltiplos trocadores de calor por exemplo para acomodar as limitações dos trocadores de calor (diferenciais de temperatura máxima, tamanho do bloco, etc.). O fluxo de alimentação de gás natural é resfriado até uma temperatura intermediária e levado como corrente 11, onde se necessário, os GNL podem ser rejeitados. Nesta modalidade, a rejeição de GNL é mostrada como ocorrendo em um separador único 12, mas deve ser entendido que a rejeição de GNL e/ou etano pode ser obtida com o uso de um ou mais separadores, colunas re-evaporadas ou refluxadas, etc. para alcançar as especificações do produto final de GNL ou para garantir que certos componentes do gás natural não se congelam no trocador de calor. Além disso, é entendido que a corrente 14 pode ser adicionalmente aquecida no PHX para recuperar a refrigeração a partir desta corrente. A corrente 13 é adicionalmente resfriada no PHX para formar uma corrente de GNL resfriada e pressurizada (que pode ou não ser supercrítica). A corrente de GNL é chamejada através de uma válvula 16 ou expandida em um expansor de fase denso até uma pressão mais baixa que seria tipicamente uma pressão adequada para o armazenamento de GNL. Dependendo das temperaturas da corrente 15 e da composição do gás natural, o flashing do GNL através da válvula 16 é roteado para o separador 18, onde a corrente de vapor 20 [e levada e aquecida no PHX, enquanto a corrente do produto de GNL 19 é direcionada para o armazenamento. O separador 18 poderia também ser trocado por uma coluna re-evaporada e/ou refluxada para remoção de N2 e/ou etano do GNL. A corrente 20 que é tipicamente enriquecida em nitrogênio, é aquecido e então expandida ou usada como uma
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14/21 energia de regeneração ou usada em um acionador de gás natural ou motor de gás para fornecer toda ou parte da potência do liquidificante no local 21. A corrente aquecida 21 pode também ser enviada para um circuito de recirculação rico em metano que gera refrigeração da extremidade quente do liquidificante através do processo de Brayton em sentido inverso.
[0028] A refrigeração nesse ciclo é fornecida pela corrente de nitrogênio líquido (NL) 31, que é fornecida a partir do armazenamento. O NL é fornecido ao PHX e fervido e/ou aquecido no PHX 10. O NL poderia ser fervido e/ou aquecido no PHX em um estado sub ou supercrítico. Tipicamente, o NL é fervido acima de uma certa pressão (3,5 bar) para evitar a possibilidade de congelamento do GNL na extremidade Fria do PHX. As vantagens de ebulição do NL a uma alta pressão (possivelmente exigindo uma bomba de NL entre o tanque de armazenamento e o PHX) permitem uma redução no delta de temperatura máxima vapor-a-vapor na extremidade fria do PHX. A limitação do delta de temperatura máxima na extremidade fria do HPX pode permitir que um trocador de calor de alumínio soldado único seja usado para todo o PHX. De outro modo, o PHX 10 poderia precisar ser dividido entre 2 trocadores de calor, tipicamente um trocador de alumínio soldado HX na extremidade quente e um outro HX que poderia tolerar mecanicamente grandes diferenciais de temperatura na extremidade fria. Também é compreendido que NL pode ser fervido sob múltiplas pressões.
[0029] O NL fervido emerge da extremidade quente do PHX como uma corrente de nitrogênio (NG) 34. Esse NG pode ser usado para a corrente de regeneração do leito adsorvente 35, e/ou para outros propósitos (corrente 41) como a purga de caixa fria, ar instrumental, aumento de pressão do tanque de NL, e composição para o compressor do circuito de nitrogênio e vazamento da vedação da turbina.
[0030] A refrigeração da extremidade quente necessária para liquefazer o fluxo de alimentação de gás natural é gerada através do processo
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15/21 de Brayton em sentido inverso onde o fluido de trabalho é tipicamente nitrogênio mas poderia também ser derivado da alimentação de gás natural (como fornecida pela corrente de gás flash 21) ou outros fluidos que podem também ser usados. Como o fluido recirculante preferencial é nitrogênio para liquidificantes de GNL de pequeno porte, as modalidades restantes são descritas com o uso de nitrogênio no circuito de recirculação.
[0031] A corrente de nitrogênio pressurizado 56 é alimentada ao PHX e resfriada e retirada do PHX como corrente 57. Essa corrente é expandida em trabalho para uma pressão mais baixa em uma turbina 58 para produzir uma corrente de N2 de baixa pressão 59. O trabalho da turbina pode ser dissipado em um sistema de óleo de freio, usado para acionar um compressor como um estágio de compressão de N2, ou é usado para acionar um gerador. Esta turbina é preferencialmente uma turbina de entrada de fluxo radial uma vez que altas eficiências isentrópicas são alcançáveis com este tipo de turbina, mas muitos outros tipos de turbinas ou expansores poderíam ser usados (por exemplo, expansores de espiral).
[0032] A corrente de nitrogênio fria de baixa pressão 59 é então aquecida e removida do PHX como corrente 52. A corrente 52 é tipicamente combinado com nitrogênio de composição 51 que é necessária para restaurar o compressor e turbina e as perdas de vedação da tubulação. A corrente combinada é subsequentemente comprimida em um ou mais estágios de compressão, 53. Este compressor pode ser composto de múltiplos estágios ou compressores com cada estágio ou compressor sendo, possivelmente, de um tipo diferente (centrífugo, do tipo “oil-flooded screw”, reciprocante, axial, etc.) com inter-resfriamento e/ou após resfriamento dentro ou entre estágios de compressão. A razão de pressão através de um compressor 53 é tipicamente entre 3 e 8. O N2 comprimido final pode ser subsequentemente resfriado e opcionalmente dividido, sendo que uma porção principal de N2 retorna ao PHX como corrente 56 e uma porção menor 61 é usado para
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16/21 aumento da pressão do tanque de NL, ar instrumental, repressurização do leito adsorvente, etc.
[0033] Conforme mostrado na Figura 2, várias modalidades exemplificadoras são ilustradas onde o PHX potencial e as variantes do processo conforme eles se aplicam à configuração do trocador de calor do processo principal 10. Essas modalidades exemplificadoras podem ser expandidas e/ou combinadas com o design específico de trocador de calor. A Figura 2(a) é a configuração do trocador de calor (HX) conforme mostrado na Figura 1. A Figura 2(b) representa a fervura do NL de pressão dual, por exemplo, a fim de reduzir a diferença de temperatura máxima do trocador na extremidade fria do HX, ou essa configuração também poderia ser vantajosa se a pressão de sucção do compressor de reciclagem do N2 estiver acima daquele do fluido de NG fervido de baixa pressão 34. Desta forma, a corrente 134 poderia ser usado como a fonte de composição para o fluido de N2 recirculante.
[0034] A Figura 2(c) ilustra a extremidade fria do PHX dividido 110, separada da extremidade quente do trocador de calor 10. Isso pode ser vantajoso porque pode permitir que um trocador de calor de alumínio soldado eficiente, compacto e de custo relativamente baixo (BAHX) seja usado para a troca de calor multi-corrente quente, enquanto um trocador de calor separado pode ser usado na extremidade fria do processo onde o diferencial de temperatura é maior. O trocador de calor de extremidade fria pode também ser um BAHX ou pode ser um trocador de calor de bobina enrolada, um trocador de calor de aço inoxidável soldado, um trocador de calor de carcaça e tubo (com 2 ou mais correntes), etc.
[0035] Na modalidade da Figura 2(d), a bomba 130 é utilizada para aumentar a pressão do NL fervido no HX. Uma bomba de NL permite que o Tanque de armazenamento de NL permaneça sob uma pressão baixo (penalidade de aumento de pressão reduzida) mas pode permitir diferenciais
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17/21 de temperatura reduzidos no ΡΗΧ 10, ou a bomba pode ser usada para aquecer ligeiramente a temperatura de um tanque de armazenamento de NL frio de modo que o GNL não é congelado na extremidade fria do PHX (ou uma combinação dos fatores descritos acima).
[0036] A modalidade da Figura 2(e) ilustra um processo de NL bombeado relacionado no qual o NL é fervido (ou pseudo fervido) e aquecido, antes de ser removido do PHX como corrente 201 que se une ao fluxo de N2 de alta pressão, recirculante, esfriado 57, para ser expandido na turbina 58. Desta forma, refrigeração suplementar pode ser extraída da corrente de alta pressão e 0 PHX pode ser simplificado com menos tipos diferentes de passagens. Adicionalmente, a adição da corrente 201 ao circuito de recirculação de N2 serve como a composição do circuito de N2. A corrente 34b é ο N2 de baixa pressão a ser usado para regeneração do pré-purificador, purga de caixa fria, etc.
[0037] Com referência à Figura 2(f), 0 NL de baixa pressão é fervido na extremidade fria do trocador de calor e essa corrente 210 é então introduzida na descarga de turbina 59, antes de NG ser retomado ao PHX. Esta configuração também simplifica 0 trocador de calor e a composição do NG recirculante. Nessa modalidade, a corrente 34c é ο N2 de baixa pressão a ser usado para regeneração do pré-purificador, purga da caixa fria, etc.
[0038] Na modalidade da Figura 2(g) uma porção do fluxo de alimentação do GN está sendo dividida da principal corrente de gás natural resfriada no meio do PHX. Essa porção de GN é então reduzida em pressão e retornada para 0 trocador de calor para ser aquecida e usada como combustível no acionador do motor de GN e/ou gerador de GN e/ou aquecedor de queima de regeneração de GN. O estrangulamento do GN a uma temperatura mais alta como esta serve como uma vantagem do efeito de JT de expansão isentrópica do gás natural mais aquecido.
[0039] Em relação à Figura 2(h), é fornecida uma configuração de
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18/21 trocador de calor PHX onde o trocador de calor multi-corrente é, de modo geral, orientado horizontalmente durante a maior parte da troca sensível de calor com uma seção vertical para a direta onde o NL está fervendo e o GNL está condensando ou pseudo-condensando. Nessa modalidade, poderia ser possível configurar todo o processo de troca de calor em um único PHX e, além disso, a altura da caixa fria pode ser reduzida para reduzir os custos de ereção de campo e possibilitar o emprego de equipamento que seja portátil ou mais facilmente movido para outro local. Na modalidade exemplificadora da Figura 2(h), a turbina descarrega na seção horizontal mas poderia descarregar na seção horizontal ou na seção vertical dependendo da pressão do gás natural e do local onde a condensação ou pseudo-condensação do GN irá começar. Adicionalmente, entende-se que a seção de ebulição do NL poderia também ser separada em um trocador de calor separado combinando os conceitos das Figuras 2(c) e (h) uma vez que o trocador de calor com ebulição de NL é geralmente pequeno. A descarga da turbina poderia ser encaminhadas para o fundo da seção vertical do trocador de calor 10b conforme mostrado (por exemplo, em um passagem vertical paralela adicional onde a corrente 33 é mostrada entrando no trocador de calor 10b).
[0040] A Figura 3(b) mostra uma configuração que é muito similar em termos de desempenho do processo mostrado na Figura 1. No entanto, o PHX 10 conforme mostrado na Figura 1 é dividido em duas seções, nomeadamente 10c e 120. A divisão da troca de calor desta maneira resulta em nenhuma ou limitada penalidade de eficiência do processo mas permite algumas vantagens como potencial para adiar o capital quando o liquidificante é atualizado e reduzir o tamanho do trocador de calor 10c que tem muitas correntes. Em um trocador de calor 120, ο N2 recirculante de alta pressão é resfriado antes de ser expandido na turbina contra ο N2 recirculante de baixa pressão em aquecimento. A porção de trabalho do sistema total e UA necessária para resfriar e aquecer 0 N2 recirculante no trocador de calor 120 é
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19/21 cerca de 50 a 75% do trabalho total e 75 a 85% de do UA total. Essa troca de calor pode ser obtida de maneira muito eficiente e econômica em um BAHX de 2 correntes (bem como em outros tipos de trocadores de calor).
[0041] Na modalidade da Figura 3(a) um processo de NL-para-GNL é fornecido onde o principal PHX 10c é configurado para adicionar a refrigeração de Brayton em sentido inverso em um momento posterior (fase 1). Nesta modalidade, há relativamente pouca penalidade para projetar o trocador de calor 10c porque o trocador de calor 120 foi separado do PHX principal. O processo inicial operado na Figura 3(a) pode então ser atualizado para o que é mostrado na Figura 3(b) (fase 2) que podería cortar o uso específico de NL (NL necessário por galão de GNL produzido) em 70% a 80% ou mais e também permitir que o processo produzisse 3 a 4x o GNL produzido pela modalidade do processo da Figura 3(a). É entendido que, juntamente com a atualização, ir da modalidade 3a para a 3b conforme mostrado na Figura 3 é provável que o sistema de pré-purificação, o sistema de armazenamento de GNL, e os sistemas de descarregamento de GNL também precisem ser atualizados. Além disso, a divisão do processo de liquefação de troca de calor conforme mostrado na Figura 3 poderia ser vantajoso mesmo se não houver necessidade ou desejo de operar em um modo de NL apenas conforme mostrado na Figura 3(b).
[0042] Nas modalidades das Figuras 3(c) e 3(d), uma atualização adicional do sistema mostrado na Figura 3(b) é fornecida onde o sistema de refrigeração de Brayton em sentido inverso é adicionalmente atualizado para reduzir NL e/ou para aumentar a capacidade de produção de GNL. A modalidade da Figura 3(c) ilustra uma segunda atualização (fase 3) onde uma segunda turbina de expansão é adicionada e a Figura 3(d) ilustra uma segunda atualização (fase alternada 3) onde a compressor de reciclagem atualizado, 53b, para uma maior razão de pressão que resultaria em uma menor pressão de descarga da turbina de modo que a descarga da turbina seria otimamente
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20/21 alimentada para uma localização mais baixa no PHX principal, 10c. Juntamente com as atualizações mostradas na Figura 3(c) e na Figura 3(d), outros equipamentos podem ser incluídos como atualizações intra/após resfriadores, atualizações de turbina, atualizações de válvula/controle, atualizações do pré-purificador (mais leitos, diferentes adsorventes, temperatura de regeneração mais alta, etc.) para acomodar o fluxo de regeneração de NG mais baixo disponível (ou o sistema de pré-purificação poderia ser substituído por um sistema que não exige NG para regenera).
[0043] A modalidade de Figura 4 mostra de configurações de trocador de calor que se aplicam às fases 1 (operação de NL apenas) e às fases 2 (operação de Brayton em sentido inverso + NL) conforme descrito acima. As Figuras 4(a), 4(b) e 4(c) mostram configurações de trocador de calor que permitem o uso aprimorado das passagens do trocador de calor de descarga de turbina no trocador de calor principal 10c, quando no modo de operação de NL apenas. O volume total do trocador de calor associado com as passagens usadas para aquecer a descarga da turbina poderia ser de cerca de 1/3° (ou mais) do volume total do trocador de calor de modo que seria vantajoso utilizar esse volume de trocador de calor se possível para melhorar a eficiência do ciclo e/ou para reduzir o tamanho do trocador de calor. A Figura 4a mostra uma porção de NG fervido sendo redistribuída para camadas de ar de turbina na extremidade quente do PHX, corrente 452. A Figura 4(b) representa NL sendo fervido e aquecido para aproveitar totalmente da passagem da turbina inteira através de correntes 433, 434, 435, 436. Quando as correntes da turbina foram adicionados na fase 2, algumas alterações de tubulações seriam necessárias para novamente libertar as passagens da turbina no meio do HX 10c para aquecer a descarga da turbina. A Figura 4(c) ilustra uma modalidade onde NL está sendo fervido nas passagens de ar da turbina na extremidade fira do trocador de calor e NG está sendo redistribuído e aquecido nas passagens de ar da turbina na extremidade fria do HX. Nessa
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21/21 modalidade, as passagens de ar da turbina no meio do trocador de calor são reservadas para que o ar da turbina seja adicionado mais tarde.
[0044] A Figura 4(d) representa a configuração da fase 2 correspondente à operação da fase 1 conforme mostrado na Figura 4(a). A Figura 4(e) ilustra a configuração da fase 2 correspondente à operação da fase 1 conforme mostrado na Figura 4(c).
[0045] Embora várias modalidades tenham sido aqui mostradas e descritas, a presente revelação não é tão limitada e será entendida como incluindo todas essas modificações e variações, conforme seria evidente para o versado na técnica.

Claims (8)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Sistema liquidificante de gás natural, caracterizado pelo fato de que compreende:
    a) uma entrada de gás natural em comunicação fluida com uma fonte de gás natural;
    b) uma entrada de nitrogênio líquido em comunicação fluida com uma fonte de nitrogênio líquido;
    c) ao menos uma entrada de refrigerante em comunicação fluida com uma fonte de fluido refrigerante gasoso;
    d) ao menos uma saída de refrigerante gasoso em uma pressão mais baixa do que a entrada de refrigerante em comunicação fluida com um dispositivo para receber o fluido refrigerante de pressão mais baixa;
    e) um módulo liquidificante em comunicação fluida para receber o gás natural, o nitrogênio líquido, os fluxos de entrada e saída de refrigerante que também inclui ao menos um dispositivo de expansão de trabalho;
    f) ao menos um dispositivo de expansão de trabalho que recebe o fluxo de entrada de refrigerante e descarrega um fluxo de um refrigerante de temperatura reduzida a uma pressão reduzida, sendo que o fluxo de entrada no ao menos um dispositivo de expansão de trabalho pode ou não ser pré-resfriado dentro do módulo liquidificante a uma temperatura subambiente; e
    g) o dito módulo liquidificante que recebe o fluido refrigerante de temperatura e pressão reduzidas é então aquecido onde é processado e descarregado do módulo liquidificante como a saída de refrigerante gasoso; e saída de gás natural liquefeito acoplada ao módulo liquidificante.
  2. 2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de saída de refrigerante que sai do módulo liquidificante é comprimido extemamente ao módulo liquidificante e reintroduzido no
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    2/2 módulo liquidificante como o fluido de entrada de refrigerante.
  3. 3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ser recuperada potência elétrica ou mecânica do ao menos um dispositivo de expansão de trabalho.
  4. 4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido refrigerante é composto de nitrogênio.
  5. 5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluxo de nitrogênio líquido vaporizado deixa o módulo liquidificante como nitrogênio gasoso aquecido.
  6. 6. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o nitrogênio gasoso aquecido é usado para regenerar um esquema de pré-purificação de gás natural com base em adsorção para remoção de água e/ou dióxido de carbono e/ou qualquer outro a c antes da entrada de gás natural.
  7. 7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o módulo liquidificante inclui também equipamento para remoção de hidrocarbonetos mais pesados do que metano a partir da corrente de entrada de gás natural antes do gás natural liquefeito de saída deixar o módulo liquidificante.
  8. 8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o módulo liquidificante também inclui equipamento para remoção de componentes mais leves do que o metano da corrente de entrada de gás natural antes do gás natural liquefeito sair do módulo liquidificante.
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