ES2334853T3 - Metodo y planta para la regasificacion de gnl. - Google Patents

Metodo y planta para la regasificacion de gnl. Download PDF

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Abstract

Un método para la regasificación de GNL, método que comprende los pasos de - introducir gas natural y oxígeno sustancialmente puro en un quemador, - retirar un gas de escape que comprende principalmente CO2 y H2O del quemador, - transferir calor en un sistema cerrado de intercambio de calor del quemador al GNL para la evaporación del GNL, - enfriar y secar el gas de combustión para dar CO2 para exportación o deposición.

Description

Método y planta para la regasificación de GNL.
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un proceso de regasificación para GNL que no es perjudicial para el medio ambiente. Más específicamente la invención se refiere a un método y una planta para la regasificación de GNL, que permite la regasificación de GNL sin impacto medioambiental, o sustancialmente reducido, tal como enfriamiento de agua marina y emisión de CO_{2} a la atmósfera.
Antecedentes técnicos
El gas natural licuado (GNL) es un método para transportar gas metano a través de distancias largas. El gas se licua antes del transporte de la localización de la producción de gas y se transporta como líquido enfriado en transportadores de GNL. Los vehículos cisterna entregan el GNL a una terminal de regasificación de GNL que comprende servicios de descarga de vehículos cisterna de GNL, depósitos de almacenamiento de GNL, unidades de regasificación y gaso-
ducto(s) para exportar el gas.
El GNL se tiene que regasificar antes de que se pueda transmitir a través una red de distribución de gasoductos. La regasificación tiene lugar en la unidad de regasificación. Tradicionalmente, se usan dos tecnologías de vaporización en el proceso de regasificación. Estas son los vaporizadores de combustión sumergida (SCV, por sus siglas en inglés) que usan un quemador como fuente de calor y vaporizadores de panel abierto (ORV, por sus siglas en inglés) que usan agua de mar como la fuente de calor. Además, existen intercambiadores de calor para un sistema cerrado de medio de calentamiento en bucle, que usan agua de mar y/o recuperación de calor de sistemas de energía o aire como fuente de calor. La presión del gasoducto de exportación de gas en todas las unidades mencionadas se alcanza mediante bombas de alta presión en la fase líquida del GNL.
Un SCV consiste en un quemador de gas donde parte del quemador y de las conducciones del gas de combustión se sumergen en un lecho de agua. El vaporizador de GNL también se sumerge en el agua calentada. Un ventilador local unido al SCV suministra el aire de combustión necesario. Esto da una tasa de intercambio de calor muy alta y un intercambiador de calor compacto.
Un ORV es una batería de radiadores verticales por encima de un sumidero, donde el agua de mar fluye continuamente hacia abajo en las caras externas de los radiadores por gravedad, mientras el GNL de alta presión hierve en el interior. La cantidad de agua de mar necesaria depende de la caída de temperatura disponible (o permisible) de la descarga de agua caliente. Para un servicio de ORV los dos artículos que consumen más energía con mucho son las bombas de GNL y de agua de mar.
Se necesita una cantidad enorme de agua de mar con la caída de temperatura normalmente limitada que se permite en el agua de mar usada como la fuente de calor. Las entradas de agua de mar están equipadas con tamices de malla fina para limitar que el zooplancton y larvas de peces entren al sistema de agua de mar y vaporizador. El agua de mar se tiñe con hipoclorito para prevenir crecimiento marino en el sistema de conductos.
La salida del agua de mar se arregla con un difusor enorme para dispersar el agua enfriada en la masa de agua circundante, para prevenir mayores diferencias locales de temperatura. Sin embargo, en los últimos estudios los ecologistas han expresado objeciones tanto a la toma/cloración como a la salida/cambios de temperatura, ya que ambos tienen efectos indeseables sobre la vida marina. Además, el sistema de toma de agua de mar es grande, y por lo tanto caro ya que la velocidad de entrada de agua en los tamices se mantiene muy baja para limitar los efectos desfavorables en la vida marina.
Sin embargo, parece que en la mayoría de los casos se prefiere el ORV como el intercambiador principal de calor debido a consideraciones de seguridad y coste operacional más bajo incluso aunque la inversión es mayor. En algunos estudios se ha sugerido el SCV sólo como un intercambiador de reserva en caso de mantenimiento extraordinario, periodos de picos de demanda o en periodos cuando el agua de mar está demasiado fría para dar suficiente vaporización de gas.
La terminal de regasificación de GNL normalmente está impulsada por un moderno e industrializado motor a reacción derivado de un avión. Estos motores tienen quemadores de baja temperatura donde el nitrógeno no se oxida y funcionan con un exceso de aire para limitar la formación de CO. El resultado es un gas de combustión con solo cantidades mínimas de NO_{X}, CO y hollín. La parte principal del gas de combustión es entonces nitrógeno y CO_{2}.
Tal terminal se divulga en EP 0 580 910, considerado como la técnica anterior más cercana.
Las descargas a la atmósfera de la generación de energía y de los SCV tienen efectos desfavorables en la calidad del aire. Es atractivo localizar la terminal que recibe el GNL tan cerca como sea posible del mercado. El mercado normalmente está en áreas industrializadas y pobladas donde la actividad humana ya tiene un impacto importante en la calidad del aire. Muchas ubicaciones que de otra manera serían atractivas para una terminal receptora de GNL pueden de esta manera encontrarse no aceptables por motivos referentes a la calidad del aire.
Además, el foco creciente sobre las emisiones de CO_{2} es de gran preocupación. Según esto, existe una necesidad para un método y una planta de regasificación que haga posible reducir o incluso eliminar los problemas mencionados para las soluciones presentes.
Compendio de la invención
Según un primer aspecto la invención se refiere a un método para la regasificación de GNL, método en el que el gas natural se quema en un quemador para proporcionar calor para la evaporación de GNL y donde el calor se transfiere del quemador al GNL en un sistema cerrado de intercambio de calor, en donde se usa oxígeno sustancialmente puro en la combustión de gas natural, y se separa CO_{2} del gas de escape para la exportación o deposición. El uso de oxígeno sustancialmente puro para la combustión produce un gas de escape que comprende H_{2}O y CO_{2}, lo que hace posible separar el CO_{2} por medios sencillos, tales como enfriamiento del gas de escape y condensación del vapor de agua. Este CO_{2} se puede comprimir para deposición o licuar adicionalmente para exportación a granel.
Según una forma de realización, el gas de escape enfriado de la combustión se recircula a la combustión. La recirculación del gas de escape enfriado se usa principalmente para controlar la temperatura en la cámara de combustión pero también asegurará una combustión más completa de los hidrocarburos en la cámara de combustión.
Según otra forma de realización, el gas de escape de la combustión que principalmente comprende CO_{2} y H_{2}O se seca, se comprime y se licua para ser separado y dar CO_{2} líquido para exportación o deposición. El secado del gas de escape elimina agua y deja CO_{2} sustancialmente puro. Licuar el CO_{2} es especialmente preferible cuando el CO_{2} se va a transportar a través de distancias largas por ejemplo para inyección en un campo lejos de la planta de regasificación.
Según otra forma de realización, el enfriamiento y licuación del CO_{2} para exportación se usa para proporcionar energía para la gasificación y calentamiento del GNL. Enfriando y licuando CO_{2} contra el GNL frio que se va a regasificar, se puede retirar incluso más energía del gas de escape, o más específicamente del CO_{2} antes de que se exporte.
Según un segundo aspecto, la presente invención proporciona una planta para la regasificación de GNL, planta que comprende un quemador encendido por gas para la generación de calor para la regasificación, un sistema cerrado de intercambio de calor para la transferencia de calor del quemador al GNL a ser vaporizado, en donde la planta además comprende una unidad de separación de aire para la generación de oxígeno sustancialmente puro que se va a alimentar al quemador.
Según una forma de realización, la planta comprende además medios para enfriar, secar y comprimir el CO_{2} generado en el quemador. La compresión y secado del CO_{2} hace posible usarlo para inyección en un pozo de gas o petróleo para la deposición en un pozo agotado o apoyo de presión para aumentar la producción en un pozo en producción.
Según una forma de realización, la planta comprende líneas de recirculación para la recirculación de gas de escape enfriado desde el quemador al quemador para reducir la temperatura de combustión. La recirculación del gas de escape mejora el control sobre la combustión, tanto con respecto a la temperatura de combustión como a la combustión completa.
Según otra forma de realización, la planta también comprende una unidad de licuación de CO_{2} para licuar CO_{2} para exportar de la planta. Una unidad de licuación de CO_{2} es especialmente preferible si la planta de regasificación se sitúa lejos de posibles sitios de inyección o deposición.
La planta puede comprender además medios de generar energía para la generación de energía eléctrica. Una planta de regasificación tiene una necesidad de energía eléctrica y los medios generadores de energía se pueden ajustar a la necesidad de la planta. Además, la energía eléctrica se puede exportar de la planta.
Según un tercer aspecto, la presente invención proporciona el uso de GNL para aire de refrigeración en una unidad de separación de aire para producir oxígeno sustancialmente puro. El uso de GNL frio para enfriar el aire para la unidad de separación de aire evita o reduce la necesidad de refrigeración adicional del aire que entra, y añade calor a la regasificación, para mejorar la eficiencia energética de la planta.
Según una forma de realización, se separan otros gases del aire tales como argón, nitrógeno, helio en la unidad de separación de aire para otros usos o ventas. La separación de otros gases del aire puede mejorar la eficiencia energética y la rentabilidad totales de la planta.
Breve descripción de las figuras
La figura 1 es un diagrama de flujo esquemático que ilustra la presente invención.
Descripción detallada de la invención
La figura 1 ilustra el principio del proceso y planta de regasificación presentes. El GNL se entrega desde vehículos cisterna a una terminal y entra en la planta a través de una línea de suministro de GNL 1 en un depósito de GNL 2. El depósito de GNL 2 comprende las tuberías, tanques y bombas en tanques necesarios para el transporte interno, almacenamiento y bombeo del GNL desde el depósito 2 a la línea de GNL 3 mediante bombas de GNL de alta presión. El GNL de alta presión en la línea 3 se calienta en varios intercambiadores de calor, ilustrados aquí mediante un refrigerador de aire 4, un condensador de vapor 5, un refrigerador de CO_{2} 6, un condensador de CO_{2} 7 y un refrigerador de uso general 8, antes de que el GNL regasificado deje la planta en una línea de exportación de gas 9.
El aire que entra por la toma de aire 11 en la unidad de separación de aire (ASU) 10 se enfría contra el GNL en el refrigerador de aire 4. En la ASU 10, el aire se separa criogenícamente en oxígeno sustancialmente puro, que deja la ASU a través de una línea de oxígeno 13, y nitrógeno y otros gases del aire, que se liberan a la atmósfera a través de una línea de nitrógeno 12 a menos que se puedan encontrar otros usos industriales para el nitrógeno localmente. La expresión "oxígeno sustancialmente puro" se usa en la presente solicitud para un gas enriquecido en oxígeno que tiene un contenido de oxígeno de más del 90%, preferiblemente más del 95% y lo más preferiblemente de más del 98%.
El oxígeno en la línea de oxígeno 13 se introduce en un quemador 14, en donde se usa el oxígeno para la generación de calor mediante la combustión de gas natural que entra en el quemador 14 a través de una línea de gas natural 15. El gas de escape caliente del quemador 14 se enfría en un intercambiador de calor 17 contra el medio de intercambio de calor en un sistema cerrado de vapor y energía 25. Dicho medio de intercambio de calor en el sistema cerrado 25 se usa de nuevo para transferir calor desde el gas de escape caliente al GNL en el condensador de vapor 5 mencionado anteriormente así como para suministrar suficiente energía a la turbina de vapor y generador 25 para alimentar la terminal, como se indica mediante la línea 26.
El gas de escape parcialmente enfriado, que comprende principalmente vapor de agua y CO_{2}, se seca para eliminar H_{2}O, se comprime y se enfría en un tren secador y compresor de CO_{2} 18. El gas en el tren secador y compresor, que comprende principalmente CO_{2}, se enfría contra el GNL en el refrigerador de CO_{2} 6. El H_{2}O que se condensa en el tren secador y compresor se elimina en una línea de H_{2}O 21. El CO_{2} seco y comprimido del tren secador y compresor 18, se licua posteriormente en una unidad de licuación de CO_{2} 19. El gas en la unidad de licuación 19 también se enfría mediante intercambio de calor en el condensador de CO_{2} 7, contra el GNL en la línea de GNL.
El CO_{2} licuado deja la unidad de licuación de CO_{2} 19 en una línea de CO_{2} 20, y se envía para exportación, por ejemplo para inyección en un campo petrolífero para aumentar la producción de petróleo o para ser depositado en un campo de petróleo o gas agotado o se usa para fines industriales. Una cantidad limitada de gas de combustión que comprende CO_{2}, N_{2}, Ar y O_{2}, no se condensa en la unidad de licuación, se separa en dos corrientes, una que se libera a la atmósfera a través de una chimenea 23 para evitar el enriquecimiento de N_{2} y Ar en el proceso, y la otra corriente se recircula en una línea de recirculación de CO_{2} 24 al quemador 14.
Una parte mayoritaria del gas de escape que deja el intercambiador de calor 17 se recircula en una línea de recirculación 22 de vuelta al quemador 14. Las razones para recircular el gas de escape son varias. En primer lugar, el gas de escape recirculado actúa como un gas sustancialmente inerte en el quemador. La combustión de gas natural y oxígeno sustancialmente puro produciría temperaturas de combustión demasiado elevadas para los quemadores e intercambiadores de calor existentes. La recirculación del gas de escape enfriado hace posible controlar la temperatura de combustión. En segundo lugar, recirculando el gas de escape, cualquier material de combustión que quede en el gas de escape se quemará produciendo más combustión total en el quemador. En tercer lugar, el gas inerte añade capacidad de calor al gas de escape y de esta manera aumenta la transferencia de calor en los intercambiadores de calor.
El calor del sistema cerrado de vapor y energía que no se usa para calentar el GNL se usará para la producción de energía en la terminal como se indica mediante la línea 26 en una turbina de vapor para hacer la terminal autosuficiente de energía eléctrica. La generación de energía en una turbina de gas se favorecería ya que produciría una mayor eficiencia para la generación de energía, pero la tecnología de turbinas de gas aún no está madura para la generación de energía a las altas temperaturas que se alcanzan mediante abastecimiento por metano y oxígeno puro.
El refrigerador de uso general 8 indica uno o más intercambiadores de calor que se usa(n) para refrigeración de equipo de diferentes procesos que necesita refrigeración, y puede comprender refrigeradores para aceite lubricante, refrigeración hvac, etc., para evitar usar agua de mar para fines de refrigeración.
El experto en la materia entenderá que cada uno de los intercambiadores de calor/refrigeradores 4, 5, 6, 7, 8 ilustrados en la figura 1 puede comprender varios intercambiadores de calor. La configuración real de los intercambiadores de calor estará sometida a optimización tanto con respecto al número como al tamaño de los intercambiadores de calor. Además, la posición relativa de los diferentes intercambiadores de calor 4, 5, 6, 7, 8 se puede cambiar debido a la optimalización de una planta.
El quemador puede ser cualquier tipo de quemador tal como una cámara de combustión, una caldera o una turbina de gas moderna industrializada.
\vskip1.000000\baselineskip
Ejemplo
Se ha simulado una planta de regasificación de GNL ejemplar para la regasificación de 1717 t/h (2 BSCFD) de GNL.
Se ha estimado el sistema de regasificación sin descarga como se ha explicado anteriormente para una instalación con gas de venta de 1717 t/h (2 BSCF/D) (9). El quemador (14) requerirá que se quemen 23,4 t/h adicionales de gas natural (15) con 93,1 t/h de oxígeno puro (13). Se recirculan casi 700 t/h de CO_{2} al quemador (22 y 24). Una línea de descarga de la unidad de licuación de CO_{2} descarga 2,5 t/h, principalmente de CO_{2} con algo de N_{2}, Ar y O_{2}, a la atmósfera (23).
El sistema de energía de vapor (25) produce los 55 MW de energía eléctrica (26) requeridos por la planta de regasificación. Además del gas de venta, la planta produce también:
\ding{226}
Alrededor de 50 t/h de CO_{2} licuado a -38ºC de la unidad de licuación (19)
\ding{226}
Alrededor de 50 t/h de agua dulce del tren se secado de CO_{2} (18)
\ding{226}
La gran cantidad de descarga de N_{2} (12) a la atmósfera de la ASU (10) no se considera como contaminante.
\vskip1.000000\baselineskip
El "proceso de regasificación sin descarga" no tiene necesidad de agua de mar para fines de refrigeración o calentamiento. Una planta de regasificación que utiliza vaporizadores ORV puede requerir alrededor de 50.000 t/h de agua de mar tratada para la misma capacidad.
El CO_{2} se seca antes y durante la compresión en dos fases a una presión de 15 bares en la unidad de tren secador y compresor 18. El CO_{2} se seca después para evitar la formación de hielo en el sistema de licuación. El siguiente paso, en la unidad de licuación de CO_{2} 19, es enfriar el CO_{2} a -30,8ºC, donde se licua y se puede bombear, almacenar y descargar más fácilmente. La refrigeración se hace en una columna con el condensador de refrigeración de GNL 7. El gas de escape rico en CO_{2} entra cerca de la parte inferior de la columna, el CO_{2} líquido se extrae del fondo y el oxígeno/nitrógeno/argón sale de la parte superior. La columna permite una concentración baja de CO_{2} en el producto superior (7,2% molar). El 50% del producto superior se emite a la atmósfera (2500 kg/h) para evitar el enriquecimiento de nitrógeno/argón (que entra al proceso como una impureza en el oxígeno).
La unidad de separación de aire (10) en el proceso de regasificación "sin descarga" descrito anteriormente, descarga gas nitrógeno enfriado enriquecido en argón al aire (12). Nitrógeno y argón se podrían separar después y refinar adicionalmente y embotellar para dar gases industriales como subproducto. Además el nitrógeno líquido tiene un mercado limitado como medio de refrigeración.
También se podría procesar una fracción de la corriente de CO_{2} para dar hielo seco como producto, que se puede vender como medio de refrigeración.
La terminal "libre de emisiones" propuesta no es completamente libre de emisiones. Por razones técnicas del proceso se descarga una cantidad pequeña de N_{2}, CO_{2} y Ar para prevenir la acumulación de N_{2} y Ar en el bucle de reciclado. Una fracción de este es CO_{2} que se arrastra desde la columna de licuación. El único efluente de la terminal al mar son aguas grises limpiadas y desaguan de la instalación.
El CO_{2} capturado se licua y se puede exportar a granel o mediante tuberías. Sin embargo, la terminal depende de tener un cliente para el CO_{2} que podría ser un campo petrolífero cercano donde el CO_{2} se puede inyectar, de otra manera el coste de librarse del CO_{2} no sería económicamente factible. El CO_{2} se puede inyectar preferiblemente para recuperación aumentada de petróleo, o simplemente almacenado en un campo agotado o un domo salífero. Esto limitaría sitios posibles para una terminal "libre de emisiones". Sin embargo, en muchos casos una terminal de regasificación de GNL se puede localizar cerca de y utilizar un gasoducto existente para minimizar costes de conducciones. El gasoducto con frecuencia se origina en plataformas de producción donde el CO_{2} puede ser beneficioso para la inyección. Durante periodos limitados en condiciones especiales, pudiera ser que el CO_{2} no se pueda exportar. El CO_{2} se descargará entonces a la atmósfera con impactos menos desfavorable en la calidad del aire que con las tecnologías tradicionales.

Claims (9)

1. Un método para la regasificación de GNL, método que comprende los pasos de
\bullet
introducir gas natural y oxígeno sustancialmente puro en un quemador,
\bullet
retirar un gas de escape que comprende principalmente CO_{2} y H_{2}O del quemador,
\bullet
transferir calor en un sistema cerrado de intercambio de calor del quemador al GNL para la evaporación del GNL,
\bullet
enfriar y secar el gas de combustión para dar CO_{2} para exportación o deposición.
\vskip1.000000\baselineskip
2. El método según la reivindicación 1, en donde el oxígeno sustancialmente puro tiene un contenido de oxígeno de más del 90%.
3. El método según la reivindicación 1 ó 2, en donde el gas de combustión enfriado y seco se comprime y enfría contra GNL para dar CO_{2} líquido para exportación o deposición.
4. El método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en donde el gas de escape enfriado se recircula al quemador.
5. Una planta para la regasificación de GNL, planta que comprende un quemador encendido por gas (14) para la generación de calor para la regasificación, un sistema cerrado de intercambio de calor (5, 17, 25) para la transferencia del calor del quemador al GNL que se va a vaporizar, caracterizada en que la planta comprende además una unidad de separación de aire (10) para la generación de oxígeno sustancialmente puro para alimentar al quemador (14) para producir un gas de escape que comprende principalmente H_{2}O y CO_{2}, y medios para enfriar y secar el gas de escape para dar CO_{2}.
6. La planta según la reivindicación 5, en donde la planta comprende además medios para comprimir el CO_{2}.
7. Una planta según la reivindicación 5 ó 6, caracterizada en que la planta comprende líneas de recirculación (22, 24) para la recirculación de gas de escape refrigerado al quemador para reducir la temperatura de combustión.
8. Una planta según cualquiera de las reivindicaciones 5 a 7, caracterizada en que la planta también comprende una unidad de licuación de CO_{2} (19) para licuar CO_{2} para exportación desde la planta.
9. Una planta según cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, caracterizada en que la planta comprende además medios para generar energía para la generación de energía eléctrica.
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