ES2646599T3 - Sistema para procesar gas licuado en un barco - Google Patents

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ES2646599T3 ES13844586.1T ES13844586T ES2646599T3 ES 2646599 T3 ES2646599 T3 ES 2646599T3 ES 13844586 T ES13844586 T ES 13844586T ES 2646599 T3 ES2646599 T3 ES 2646599T3
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Joon Chae Lee
Dong Kyu Choi
Young Sik Moon
Seung Kyo Jung
Jeheon JUNG
Nam Soo Kim
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Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering Co Ltd
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Abstract

Un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que incluye un tanque de carga (11) que almacena gas natural licuado, y un motor que usa el gas natural licuado almacenado en el tanque de carga (11) como combustible, comprendiendo el sistema de tratamiento de gas licuado: una primera corriente de gas de evaporación, que se genera a partir del gas natural licuado en el tanque de carga (11) y se descarga del tanque de carga (11); una segunda corriente de gas de evaporación, que se suministra como combustible al motor en la primera corriente; y una tercera corriente del gas de evaporación, que no se suministra al motor en la primera corriente, caracterizado por que la primera corriente se comprime a aproximadamente 150 a 400 bares en un compresor (13) con el fin de estar en un estado supercrítico y a continuación ramificarse en la segunda corriente y en la tercera corriente, y la tercera corriente en el estado supercrítico se licua intercambiando calor con la primera corriente del gas de evaporación en un intercambiador de calor (21), de tal manera que el gas de evaporación se trata sin emplear un aparato de relicuefacción que usa un refrigerante separado.

Description

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DESCRIPCION
Sistema para procesar gas licuado en un barco Sector de la tecnica
La presente invencion se refiere a un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque.
Estado de la tecnica
Recientemente, el consumo de gas licuado, tal como el gas natural licuado (LNG) o gas de petroleo licuado (GLP), ha aumentado rapidamente en todo el mundo. El gas licuado se transporta en un estado de gas a traves de unos gasoductos terrestres o marinos, o se transporta a un lugar de consumo remoto mientras que se almacena en un estado licuado en el interior de un transportador de gas licuado. El gas licuado, tal como el LNG o el GLP, se obtiene al enfriar el gas natural o el gas de petroleo a una temperatura criogenica (en el caso del LNG, aproximadamente a -163 °C). Ya que el volumen de gas licuado se reduce considerablemente en comparacion con un estado de gas, el gas licuado es muy adecuado para un transporte mantimo de larga distancia.
Un portador de gas licuado tal como un portador de LNG esta disenado para cargar gas licuado, navegar a traves del mar, y descargar el gas licuado en un lugar de consumo terrestre. Con este fin, el portador de gas licuado incluye un tanque de almacenamiento (tambien llamado “tanque de carga”) que puede resistir la temperatura criogenica del gas licuado.
Los ejemplos de una estructura marina provista de un tanque de carga capaz de almacenar gas licuado criogenico puede incluir buques como un portador de gas licuado y un buque de regasificacion LNG (RV LNG), o estructuras tales como una unidad de regasificacion y almacenamiento flotante LNG (FSRU LNG) y una unidad flotante de produccion, almacenamiento y descarga LNG (FPSO LNG), y una planta de energfa montada en barcaza (BMPP).
El RV LNG es un portador de gas licuado flotante autopropulsado equipado con una instalacion de regasificacion de LNG, y la FSRU LNG es una estructura marina que almacena LNG descargado desde un portador de LNG en el mar lejos de tierra y, en caso necesario, suministra el LNG a un lugar de consumo terrestre mediante la gasificacion del LNG. La FPSO LNG es una estructura marina que refina el LNG extrafdo en el mar, almacena el LNG en un tanque de almacenamiento despues de la licuefaccion directa y, si es necesario, transborda el LNG a un portador de LNG. La BMPP es una estructura que esta equipada con una instalacion de generacion de energfa para producir electricidad en el mar.
El termino “buque” tal como se usa en el presente documento es un concepto que incluye un portador de gas licuado tal como un portador de LNG, un RV LNG, y estructuras tales como una fPsO LNG, una FSRU LNG, y una BMPP.
Ya que la temperatura de licuefaccion del gas natural es una temperatura criogenica de -163 °C a presion ambiente, el LNG es probable que se vaporice incluso cuando la temperatura del LNG es ligeramente superior a -163 °C a presion ambiente. En el caso de un portador de LNG convencional, a pesar de que el tanque de carga de LNG esta aislado termicamente, el calor externo se transfiere continuamente al LNG. Por lo tanto, durante el transporte del LNG por el portador de LNG, el LNG se vaporiza continuamente dentro del tanque de carga de LNG y se genera el gas de evaporacion (en lo sucesivo, denominado BOG) dentro del tanque de carga de LNG.
El gas natural generado puede aumentar la presion en el interior del tanque de carga y acelerar el flujo del gas natural debido al balanceo del buque, provocando problemas estructurales. Por lo tanto, es necesario suprimir la generacion del BOG.
Convencionalmente, con el fin de suprimir la generacion del BOG dentro del tanque de carga del portador de gas licuado, se han usado de manera individual o en combinacion un metodo de descargar el BOG del tanque de carga y quemar el BOG, un metodo de descargar el BOG del tanque de carga, volver a licuar el BOG a traves de un aparato de relicuefaccion, y devolver el BOG al tanque de carga, un metodo de usar el BOG como combustible para el motor de propulsion del buque, y un metodo para suprimir la generacion del BOG manteniendo una presion interna de un tanque de carga en un alto nivel.
En el caso de un buque convencional equipado con un aparato de relicuefaccion de BOG, el BOG en el interior de un tanque de carga se descarga del tanque de carga y a continuacion se vuelve a licuar a traves de un aparato de relicuefaccion con el fin de mantener una presion del tanque de carga a un nivel apropiado. En este caso, el BOG descargado se vuelve a licuar mediante un intercambio de calor con un refrigerante (por ejemplo, nitrogeno, un refrigerante mixto o similar) enfriado a una temperatura criogenica en el aparato de relicuefaccion que incluye un ciclo de refrigeracion, y el BOG vuelto a licuar se devuelve al tanque de carga.
En el caso de un buque de LNG convencional equipado con un sistema de propulsion DFDE, el BOG se consume de una manera tal que se suministra como combustible al DFDE despues de tratar el BOG mediante solo un compresor
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de BOG y calor, sin necesidad de instalar una instalacion de relicuefaccion. Por lo tanto, cuando una cantidad de combustible necesaria para un motor es menor que una cantidad de generacion del BOG, existe el problema de que el BOG se quema en una unidad de combustion de gas (GCU) o se ventila a la atmosfera.
A pesar de que un portador de LNG convencional equipado con una instalacion de relicuefaccion y un motor diesel de baja velocidad puede tratar el BOG a traves de la instalacion de relicuefaccion, el control de todo el sistema es complicado debido a la complejidad de funcionamiento de la instalacion de relicuefaccion que usa gas nitrogeno, y a que se consume una cantidad considerable de energfa.
En consecuencia, existe una necesidad de investigacion y desarrollo continuo de sistemas y metodos para tratar eficazmente el gas licuado, que incluye el BOG generado de manera natural en el tanque de carga.
El documento GB1401584 (A) desvela un barco que tiene tanques para transportar gas combustible licuado que incluye una lmea para extraer gas vaporizado de los tanques, una lmea que conduce a un intercambiador de calor y a un compresor equipado con un enfriador posterior, la salida del compresor conduce a una primera rama para conducir el gas a traves de una valvula reguladora de presion hasta un dispositivo de combustion que proporciona potencia de propulsion al barco.
El documento KR20120049199 (A) se refiere a un sistema de suministro de gas combustible que se proporciona para reducir una carga de refrigeracion para volver a licuar el gas evaporado usando el aire fno y caliente del gas evaporado generado en un tanque de LNG y el aire fno y caliente del LNG usado como combustible.
Un portador de LNG adicional con una planta de relicuefaccion se trata por Hatanaka n et al: “a challenge to advance LNG transport for the 21st century- LNG jamal: new LNG carrier with reliquefaction plant”, Conferencia Internacional sobre LNG, vol. 13, 1 de enero de 2001 (), paginas 6/2.1- 6/2.8, xp009078520.
Objeto de la invencion
Problema tecnico
La presente invencion se ha realizado en un esfuerzo por resolver los problemas anteriores y se dirige a un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que puede usar eficazmente el BOG usando la mayona del BOG descargado de un tanque de carga como combustible de un motor de inyeccion de gas natural a alta presion (es decir, un sistema de propulsion) y devolver una parte del BOG restante al tanque de carga licuandolo con la energfa fna del BOG recien descargado del tanque de carga.
Solucion tecnica
La presente invencion se refiere a un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con la reivindicacion 1.
De acuerdo con un aspecto de la presente divulgacion, se proporciona un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que incluye un tanque de carga que almacena gas natural licuado, y un motor que usa el gas natural licuado almacenado en el tanque de carga como combustible, incluyendo el sistema de tratamiento de gas licuado: una primera corriente de gas de evaporacion, que se genera a partir del gas natural licuado en el tanque de carga y se descarga del tanque de carga; una segunda corriente del gas de evaporacion, que se suministra como combustible al motor en la primera corriente; y una tercera corriente del gas de evaporacion, que no se suministra al motor en la primera corriente, en el que la primera corriente se comprime en un compresor y a continuacion se ramifica en la segunda corriente y en la tercera corriente, y la tercera corriente se licua intercambiando calor con la primera corriente en un intercambiador de calor, de tal manera que el gas de evaporacion se trata sin emplear un aparato de relicuefaccion que usa un refrigerante separado.
La tercera corriente licuada en el intercambiador de calor puede descomprimirse mediante un medio de descompresion.
La tercera corriente descomprimida a un estado mezclado de gas-lfquido puede devolverse al tanque de carga.
Un componente de gas en la tercera corriente descomprimido a un estado mezclado de gas-lfquido puede unirse con la primera corriente del gas de evaporacion descargado del tanque de carga.
La tercera corriente suministrada al medio de descompresion puede enfriarse por intercambio de calor en un enfriador instalado en un lado corriente arriba del medio de descompresion, junto con el componente de gas en la tercera corriente descomprimido al estado mezclado de gas-lfquido mientras que pasa a traves del medio de descompresion.
Un separador de gas-lfquido puede instalarse para separar solamente un componente lfquido de la tercera corriente
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descomprimida a un estado mezclado de gas-Uquido y devolver el componente Kquido al tanque de carga.
El compresor puede incluir una pluralidad de cilindros de compresion.
El sistema de tratamiento de gas licuado puede incluir, ademas, un medio que consume gas de evaporacion que recibe y usa el gas de evaporacion comprimido mientras que pasa a traves de una parte de la pluralidad de cilindros de compresion incluidos en el compresor.
El gas de evaporacion suministrado al intercambiador de calor puede ser un gas de evaporacion comprimido mientras que pasa a traves de la totalidad o parte de la pluralidad de cilindros de compresion incluidos en el compresor.
El sistema de tratamiento de gas licuado puede incluir ademas un vaporizador forzoso configurado para vaporizar de manera forzosa el gas natural licuado almacenado en el tanque de carga y suministrar el gas natural licuado vaporizado al compresor.
El sistema de tratamiento de gas licuado puede incluir ademas: una lmea de compresor a traves de la que el gas de evaporacion en el interior del tanque de carga se comprime por el compresor y se suministra como combustible al motor; y una lmea de bomba de alta presion a traves de la que el gas natural licuado dentro del tanque de carga se comprime por una bomba de alta presion y se suministra como combustible al motor.
El motor puede incluir un motor ME-GI y un motor DF.
El medio de descompresion puede ser una valvula de expansion o un expansor.
De acuerdo con otro aspecto de la presente divulgacion, un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que tiene un tanque de carga que almacena gas natural licuado y un motor de inyeccion de gas natural a alta presion que usa un gas de evaporacion descargado del tanque de carga como combustible, incluye: un compresor configurado para comprimir el gas de evaporacion generado a partir del tanque de carga; un motor de inyeccion de gas natural a alta presion configurado para usar el gas de evaporacion comprimido en el compresor como combustible; un intercambiador de calor configurado para licuar una parte del gas de evaporacion comprimido que no se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion; y un valor de expansion o un expansor instalado para disminuir la presion del gas de evaporacion licuado en el intercambiador de calor, en el que el intercambiador de calor intercambia calor entre una parte del gas de evaporacion comprimido que no se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion y el gas de evaporacion que se descarga del tanque de carga y se transfiere al compresor.
De acuerdo con otro aspecto de la presente divulgacion, un metodo de tratamiento de gas licuado para un buque, que tiene un tanque de carga que almacena gas natural licuado y un motor de inyeccion de gas natural a alta presion que usa gas de evaporacion descargado del tanque de carga como combustible, incluye: comprimir el gas de evaporacion generado a partir del tanque de carga por un compresor; clasificar el gas de evaporacion comprimido en el etapa de compresion y suministrar una parte del gas de evaporacion como combustible al motor de inyeccion de gas natural a alta presion; licuar el gas de evaporacion restante que no se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion intercambiando calor con el gas de evaporacion antes de la compresion despues de descargarse del tanque de carga; y disminuir una presion del gas de evaporacion licuado en el intercambiador de calor, en el que en la etapa de licuefaccion, una parte del gas de evaporacion que no se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion intercambia calor con el gas de evaporacion que se descarga del tanque de carga y se transfiere al compresor.
Efectos ventajosos
De acuerdo con la presente invencion, puede proporcionarse un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que puede suministrar un motor de inyeccion de gas a alta presion (es decir, un sistema de propulsion) como combustible con una parte del BOG comprimido despues de la presurizacion del BOG descargado de un tanque de carga y puede descargar nuevamente el BOG comprimido restante de un tanque de carga para devolverlo al tanque de carga licuando con la energfa fna del BOG antes de la compresion.
Por lo tanto, de acuerdo con el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion, el BOG generado a partir del tanque de carga puede volverse a licuar sin necesidad de instalar un aparato de relicuefaccion que consume una gran cantidad de energfa y que requiere un coste excesivo de instalacion inicial, ahorrando de este modo la energfa consumida en el aparato de relicuefaccion.
Ademas, de acuerdo con el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion, todos los BOG generados durante el transporte de la carga (es decir, el LNG) en el portador de LNG pueden usarse como el combustible del motor, o pueden volverse a licuar, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el mismo. Por lo tanto, puede reducirse o eliminarse una cantidad del BOG consumido en la GCU o similar. Ademas, el BOG puede
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tratarse por relicuefaccion, sin usar refrigerantes separados tal como el nitrogeno.
Ademas, en el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente invencion, ya que no es necesario instalar aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, el ciclo de refrigeracion de refrigerante nitrogeno, el ciclo de refrigeracion de refrigerante mixto, o similares) las instalaciones para suministrar y almacenar refrigerantes no necesitan instalarse por separado. En consecuencia, es posible ahorrar el coste de instalacion inicial y el coste de funcionamiento para configurar todo el sistema.
Ademas, de acuerdo con el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion, cuando el BOG enfriado y licuado en el intercambiador de calor despues de la compresion se descomprime por el expansor, puede reutilizarse el desperdicio de energfa porque puede generarse energfa durante la expansion.
Descripcion de las figuras
La figura 1 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una primera realizacion de la presente invencion.
La figura 2 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una segunda realizacion de la presente invencion.
Las figuras 3 y 4 son diagramas de configuracion esquematica que ilustran unos sistemas de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con unas modificaciones de la segunda realizacion de la presente invencion.
La figura 5 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una tercera realizacion de la presente invencion.
La figura 6 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una cuarta realizacion de la presente invencion.
Las figuras 7 y 8 son diagramas de configuracion esquematica que ilustran unos sistemas de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con unas modificaciones de la cuarta realizacion de la presente invencion.
La figura 9 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una quinta realizacion de la presente invencion.
Las figuras 10 a 12 son diagramas de configuracion esquematica que ilustran unos sistemas de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con unas modificaciones de la quinta realizacion de la presente invencion. La figura 13 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una sexta realizacion de la presente invencion.
Descripcion detallada de la invencion
A continuacion, se describiran en detalle unas realizaciones a modo de ejemplo de la presente invencion haciendo referencia a los dibujos adjuntos. Estas realizaciones se proporcionan de tal manera que esta divulgacion sera minuciosa y completa, y transmitira completamente el alcance de la invencion a los expertos en la materia. Sin embargo, la invencion puede realizarse de muchas formas diferentes y no debena interpretarse como que esta limitada a las realizaciones expuestas en el presente documento. A lo largo de los dibujos y la descripcion, se usaran los mismos numeros de referencia para referirse a elementos similares.
La Organizacion Mantima Internacional (OMI) regula la emision de oxidos de nitrogeno (NOx) y oxidos de azufre (SOx) entre los gases de escape de los barcos y tambien trata de regular la emision de dioxido de carbono (CO2). En particular, la cuestion de la regulacion de oxidos de nitrogeno (NOx) y oxidos de azufre (SOx) se planteo mediante el protocolo de prevencion de la contaminacion marina desde los buques (MARPOL) en 1997. Despues de ocho largos anos, el protocolo cumplio con los requisitos de efectividad y entro en vigor en mayo de 2005. Actualmente, el reglamento esta en vigor como una disposicion obligatoria.
Por lo tanto, con el fin de cumplir con tal disposicion, se han introducido una variedad de metodos para reducir la emision de oxidos de nitrogeno (NOx). Como uno de estos metodos, se ha desarrollado y usado un motor de inyeccion de gas natural a alta presion para un portador de LNG, por ejemplo, un motor ME-GI. En comparacion con el motor diesel de la misma potencia, el motor ME-GI puede reducir la emision de contaminantes (dioxido de carbono: 23 %, compuesto de nitrogeno: 80 %, compuesto de azufre: 95 % o mas). Por lo tanto, el motor ME-GI se considera un motor de proxima generacion respetuoso con el medio ambiente.
Tal motor ME-GI puede instalarse en un buque tal como un portador de LNG que transporta LNG mientras que almacena el LNG en un tanque de almacenamiento capaz de resistir una temperatura criogenica. El termino “buque” tal como se usa en el presente documento incluye un portador de LNG, un RV LNG y plantas mantimas tales como una FPSO LNG y una FSRU LNG. En este caso, el motor ME-GI usa gas natural como combustible y requiere una presion alta de aproximadamente 150 a 400 bares (presion absoluta) para el suministro de gas, en funcion de la carga del mismo.
El ME-GI puede conectarse directamente a la helice para la propulsion. Con este fin, el motor ME-GI esta provisto de un motor de 2 tiempos que gira a baja velocidad. Es decir, el motor ME-GI es un motor de inyeccion de gas natural a alta presion de 2 tiempos de baja velocidad.
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Ademas, con el fin de reducir la emision de oxido de nitrogeno, un motor DF (por ejemplo, DFDG: generador diesel de combustible dual) que usa una mezcla de aceite diesel y gas natural como combustible se ha desarrollado y usado para la propulsion o la generacion de ene^a. El motor DF es un motor que puede quemar una mezcla de aceite y gas natural, o puede usar selectivamente uno de entre aceite y gas natural como combustible. Ya que el contenido de azufre es menor que en el caso en que solo se usa aceite como combustible, el contenido de oxido de azufre es pequeno en los gases de escape.
El motor DF no necesita suministrar gas combustible a una alta presion como el motor ME-GI, y solo tiene que suministrar gas combustible despues de comprimirlo a aproximadamente de varios bares a varias decenas de bares. El motor DF obtiene potencia accionando un generador de potencia a traves de la fuerza motriz del motor. Esta potencia puede usarse para accionar un motor de propulsion u operar diversos aparatos o instalaciones.
Cuando se suministra gas natural como combustible, no es necesario que coincida con el numero de metano en el caso del motor ME-GI, pero es necesario que coincida con el numero de metano en el caso del motor DF.
Si se calienta el LNG, el componente de metano que tiene una temperatura relativamente baja de licuefaccion se vaporiza preferentemente. Por lo tanto, ya que el contenido de metano del BOG es alto, el BOG puede suministrarse directamente como combustible al motor dF. Sin embargo, ya que el contenido de metano del lNg es relativamente menor que el del BOG, el numero de metano del LNG es menor que el numero de metano necesario en el motor DF. Las proporciones de componentes de hidrocarburos (metano, etano, propano, butano y similares) que constituyen el LNG son diferentes de acuerdo con las areas de produccion. Por lo tanto, no es adecuado vaporizar el LNG tal como esta y a continuacion suministrar el LNG vaporizado al motor del DF como combustible.
Con el fin de ajustar el numero de metano, el componente de hidrocarburo pesado (HHC) que tiene un punto de licuefaccion superior que el metano puede licuarse y eliminarse vaporizando por la fuerza el LNG y bajando la temperatura del LNG. Despues de ajustar el numero de metano, es posible calentar adicionalmente el gas natural cuyo numero de metano esta ajustado de acuerdo con las condiciones de temperatura requeridas en el motor.
En lo sucesivo en el presente documento, las configuraciones y operaciones de las realizaciones preferidas de la presente invencion se describiran en detalle haciendo referencia a los dibujos adjuntos. Ademas, las siguientes realizaciones pueden modificarse de diversas formas y no pretenden limitar el alcance de la presente invencion.
La figura 1 es un diagrama de configuracion que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una primera realizacion de la presente invencion. El sistema de tratamiento de gas licuado de la presente realizacion puede aplicarse a un portador de LNG equipado con un motor ME-GI como motor de propulsion principal (es decir, un medio de propulsion que usa el LNG como combustible).
Haciendo referencia a la figura 1, el sistema de tratamiento de gas licuado 100 de acuerdo con la presente realizacion incluye una lmea de suministro de combustible 110 y una lmea de BOG 140. La lmea de suministro de combustible 110 esta configurada para proporcionar un paso para transferir el LNG desde un tanque de carga 1 a un motor principal 3 como un sistema de propulsion. La lmea de BOG 140 esta configurada para proporcionar un paso para transferir el BOG generado desde el tanque de carga 1 al motor principal 3. Ademas, el sistema de tratamiento de gas licuado 100 que usa el BOG de acuerdo con la presente realizacion suministra el LNG al motor principal 3 como combustible a traves de la lmea de suministro de combustible 110 mediante una bomba de LNG 120 y un vaporizador de LNG 130, suministra el BOG al motor principal 3 como combustible a traves de la lmea de BOG 140 despues de comprimir el BOG mediante un compresor de BOG 150, y suministra el BOG excedente desde el compresor de BOG 150 a un sistema de unidad de combustion de gas/generador de gas inerte integrado (IGG/GCU) 200.
Un motor ME-GI utilizable como el motor principal 3 tiene que suministrarse con combustible a una alta presion de aproximadamente 150 a 400 bares (presion absoluta). Por lo tanto, como bomba de LNG 120 y compresor de BOG 150 de acuerdo con la presente realizacion, se usan una bomba de alta presion y un compresor de alta presion que pueden comprimir el LNG y el BOG a una presion necesaria para el motor ME-GI, respectivamente.
La lmea de suministro de combustible 110 proporciona un paso a traves del que el LNG suministrado desde el tanque de carga de LNG 1 mediante el accionamiento de una bomba de transferencia 2 se transfiere al motor principal 3 como combustible, y la bomba de LNG 120 y el vaporizador de LNG 130 se instalan en el mismo.
La bomba de LNG 120 esta instalada en la lmea de suministro de combustible 110 para proporcionar una fuerza de bombeo necesaria para transferir el LNG. Como un ejemplo de la bomba de LNG 120, puede usarse una bomba de alta presion (HP) de LNG. Al igual que la presente realizacion, una pluralidad de bombas de LNG 120 pueden instalarse en paralelo.
El vaporizador de LNG 130 esta instalado en un extremo trasero de la bomba de LNG 120 en la lmea de suministro de combustible 110 y vaporiza el LNG transferido por la bomba de LNG 120. Como un ejemplo, el LNG se vaporiza por intercambio de calor con un medio de calentamiento circulado y suministrado a traves de una lmea de circulacion
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de medio de calentamiento 131. Como otro ejemplo, puede usarse una variedad de medios de calentamiento, que incluyen calentadores, para proporcionar un calor de vaporizacion del LNG. Ademas, el vaporizador de LNG 130 puede usar un vaporizador de alta presion (HP) que puede usarse a alta presion para la vaporizacion de LNG. Mientras tanto, como un ejemplo de medio de calentamiento circulado y suministrado a traves de la lmea de circulacion de medio de calentamiento 131, puede usarse vapor generado a partir de una caldera o similar.
La lmea de BOG 140 proporciona un paso para transferir el BOG generado de manera natural desde el tanque de carga 1 al motor principal 3. Al igual que la presente realizacion, la lmea de BOG 140 esta conectada a la lmea de suministro de combustible 110 para suministrar el BOG al motor principal 3 como combustible. Como alternativa, la lmea de BOG 140 puede proporcionar un paso para suministrar directamente el BOG al motor principal 3.
El compresor de BOG 150 esta instalado en la lmea de BOG 140 para comprimir el BOG que pasa a traves de la lmea de BOG 140. Aunque solo un compresor de BOG 150 se ilustra en la figura 1, el sistema puede configurarse de tal manera que dos compresores de BOG de la misma especificacion estan conectados en paralelo con el fin de satisfacer los requisitos de redundancia al igual que los sistemas generales de suministro de combustible. Sin embargo, como la presente realizacion, cuando un solo compresor de BOG 150 esta instalado en una parte ramificada de una lmea de BOG excedente 160 en la lmea de BOG 140, es posible obtener efectos adicionales de reducir las cargas en los costes para la instalacion del compresor de BOG caro 150 y las cargas en el mantenimiento.
La lmea de BOG excedente 160 proporciona un paso para suministrar el BOG excedente desde el compresor de BOG 150 a un sistema de IGG/GcU integrado 200. La lmea de BOG excedente 160 puede suministrar el BOG excedente como combustible a un motor auxiliar, tal como un motor DF, asf como al sistema integrado IGG/GCU 200.
El sistema integrado IGG/GCU 200 es un sistema en el que se integran un IGG y una GCU.
Mientras tanto, la lmea de BOG excedente 160 y la lmea de suministro de combustible 110 pueden estar conectadas entre sf por una lmea de conexion 170. Por lo tanto, debido a la lmea de conexion 170, el BOG excedente puede usarse como el combustible del motor principal 3, o el LNG vaporizado puede usarse como el combustible del sistema IGG/GCU integrado 200. Puede instalarse un calentador 180 en la lmea de conexion 170 con el fin de calentar el BOG o el LNG vaporizado que pase a su traves, y puede instalarse una valvula de reduccion de presion (PRV) 190 para reducir la presion excesiva ajustando una presion provocada por el BOG o el LNG vaporizado. Mientras tanto, el calentador 180 puede ser un calentador de gas que usa calor de combustion del gas. Ademas, el calentador 180 puede usar una variedad de medios de calentamiento, que incluyen una unidad de suministro/circulacion de medio de calor que proporciona una fuente de calor para calentar mediante la circulacion del medio de calor.
A continuacion, se describira el funcionamiento del sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la primera realizacion de la presente invencion.
Cuando una presion en el interior del tanque de carga 1 es igual a o mayor que una presion de ajuste o se genera una gran cantidad de BOG, el BOG se comprime por el accionamiento del compresor de BOG 150 y se suministra a continuacion como combustible al motor principal 3. Ademas, cuando la presion en el interior del tanque de carga 1 es menor que la presion de ajuste o se genera una pequena cantidad de BOG, el LNG se transfiere y vaporiza mediante la activacion de la bomba de LNG 120 y del vaporizador de LNG 130 y a continuacion se suministra como combustible al motor principal 3.
Mientras tanto, el BOG excedente del compresor de BOG 150 se suministra al sistema de IGG/GCU integrado 200 o al motor auxiliar, tal como el motor DF traves de la lmea de BOG excedente 160. El BOG excedente se consume o se usa para generar gas inerte para el suministro al tanque de carga 1. Ademas, el BOG excedente puede usarse como combustible del motor auxiliar o similar.
El sistema de IGG/GCU integrado 200 suministrado con el BOG puede consumir BOG generado continuamente a partir del tanque de carga 1 por la combustion de BOG en el interior de un cuerpo principal y puede, si es necesario, generar gas de combustion como gas inerte para el suministro al tanque de carga 1.
La figura 2 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una segunda realizacion de la presente invencion.
Aunque la figura 2 ilustra un ejemplo en el que el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion se aplica a un portador de LNG equipado con un motor de inyeccion de gas natural a alta presion capaz de usar gas natural como combustible (es decir, un medio de propulsion que usa el LNG como combustible), el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion tambien puede aplicarse a cualquier tipo de buques (portador de LNG, RV LNG, y similares) y plantas marinas (FPSO LNG, FSRU LNG, BMPP y similares), en los que esta instalado un tanque de carga de gas licuado.
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En el sistema de tratamiento de gas licuado para el buque de acuerdo con la segunda realizacion de la presente invencion, el NBOG generado y descargado de un tanque de carga 11 que almacena gas licuado se transfiere a lo largo de una lmea de suministro de BOG L1, se comprime en un compresor 13, y a continuacion se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, por ejemplo, un motor ME-GI. El compresor 13 comprime el BOG a una alta presion de aproximadamente 150 a 400 bares y a continuacion se suministra como combustible al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, por ejemplo, el motor ME-GI.
El tanque de carga tiene las paredes selladas y aisladas termicamente con el fin de almacenar gas licuado tal como el LNG en un estado criogenico, pero no puede bloquear perfectamente el calor transferido desde el exterior. Por lo tanto, el gas licuado se vaporiza continuamente dentro del tanque de carga 11. Con el fin de mantener la presion del BOG a un nivel apropiado, el BOG se descarga del tanque de carga 11 a traves de la lmea de suministro de BOG L1.
Una bomba de descarga 12 esta instalada dentro del tanque de carga 11 con el fin de descargar el LNG al exterior del tanque de carga cuando sea necesario.
El compresor 13 puede incluir uno o mas cilindros de compresion 14 y uno o mas enfriadores intermedios 15 para enfriar el BOG cuya temperatura se eleva. El compresor 13 puede estar configurado para comprimir el BOG a, por ejemplo, aproximadamente 400 bar. Aunque la figura 2 ilustra el compresor de multiples etapas 13 que incluye cinco cilindros de compresion 14 y cinco enfriadores intermedios 15, el numero de cilindros de compresion y el numero de enfriadores intermedios pueden cambiarse cuando sea necesario. Ademas, puede disponerse de una pluralidad de cilindros de compresion dentro de un unico compresor, y pueden conectarse en serie una pluralidad de compresores.
El BOG comprimido en el compresor 13 se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion a traves de la lmea de suministro de BOG L1. Todo o parte del BOG comprimido puede suministrarse al motor de inyeccion de gas natural a alta presion de acuerdo con la cantidad de combustible necesaria para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion.
Ademas, de acuerdo con la primera realizacion de la presente invencion, cuando el BOG descargado desde el tanque de carga 11 y comprimido en el compresor 13 (es decir, todo el BOG descargado desde el tanque de carga) es una primera corriente, pudiendo la primera corriente del BOG dividirse en un segundo flujo y un tercer flujo despues de la compresion. La segunda corriente puede suministrarse como combustible al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, y la tercera corriente puede licuarse y devolverse al tanque de carga.
En este momento, la segunda corriente se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion a traves de la lmea de suministro de BOG L1. Cuando sea necesario, la segunda corriente puede suministrarse como combustible a traves de una lmea (es decir, la lmea de suministro de BOG L1) conectada al motor de inyeccion de gas natural a alta presion despues de que pase a traves de toda la pluralidad de cilindros de compresion 14 incluidos en el compresor 13, o puede suministrarse como combustible a traves de una lmea (es decir, la lmea de rama de BOG L8) conectada al motor DF despues de pasar a traves de una parte de la pluralidad de cilindros de compresion 14 incluidos en el compresor 13.
La tercera corriente se devuelve al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno de BOG L3. Un intercambiador de calor 21 se instala en la lmea de retorno de BOG L3 con el fin de enfriar y licuar la tercera corriente. La tercera corriente del BOG comprimido en el intercambiador de calor 21 intercambia calor con la primera corriente del BOG descargado desde el tanque de carga 11 y a continuacion se suministra al compresor 13.
Ya que un caudal de la primera corriente del BOG antes de la compresion es mayor que un caudal de la tercera corriente, la tercera corriente del BOG comprimido puede licuarse recibiendo energfa fria de la primera corriente del BOG antes de la compresion. Como tal, en el intercambiador de calor 21, el BOG del estado de alta presion se enfna y se licua mediante el intercambio de calor entre el BOG de la temperatura criogenica inmediatamente despues de descargarse del tanque de carga 11 y el BOG del estado de alta presion comprimido en el compresor 13.
El LBOG enfriado en el intercambiador de calor 21 y licuado al menos parcialmente se descomprime mientras que pasa a traves de una valvula de expansion 22 que sirve como medio de descompresion, y se suministra a un separador de gas-lfquido 23 en un estado mixto gas-lfquido. El LBOG puede descomprimirse a la presion aproximadamente atmosferica (por ejemplo, descomprimido desde 300 bares a 3 bares) mientras que pasa a traves de la valvula de expansion 22. El BOG licuado se separa en componentes de gas y lfquidos en el separador de gas- lfquido 23. El componente lfquido, es decir, el LNG, se transfiere al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno de BOG L3, y el componente de gas, es decir, el BOG, se descarga del tanque de carga 11 a traves de una lmea de recirculacion de BOG L5 y se une con el BOG suministrado al compresor 13. Mas espedficamente, la lmea de recirculacion de BOG L5 se extiende desde un extremo superior del separador de gas-lfquido 23 y se conecta a un lado mas corriente arriba que el intercambiador de calor 21 en la lmea de suministro de bOg L1.
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Con el fin de devolver suavemente el BOG descomprimido al tanque de carga 11 y de unir suavemente el componente de gas del BOG descomprimido a la lmea de suministro de BOG L1 a traves de la lmea de recirculacion de BOG L5, es ventajoso que la presion del BOG despues de descomprimirse por el medio de descompresion se establezca para que sea mas alta que la presion en el interior del tanque de carga 11.
Por conveniencia de la explicacion, se ha descrito que el intercambiador de calor 21 se instala en la lmea de retorno de BOG L3, pero el intercambiador de calor 21 puede instalarse en la lmea de suministro de BOG L1 debido a que el intercambio de calor se realiza realmente entre la primera corriente del BOG transferido a traves de la lmea de suministro de BOG L1 y la tercera corriente del BOG transferido a traves de la lmea de retorno de BOG L3.
Otra valvula de expansion 24 puede instalarse ademas en la lmea de recirculacion de BOG L5. Por lo tanto, el componente de gas descargado desde el separador de gas-lfquido 23 puede descomprimirse mientras que pasa a traves de la valvula de expansion 24. Ademas, un enfriador 25 se instala en la lmea de recirculacion de BOG L5 con el fin de enfriar aun mas la tercera corriente mediante el intercambio de calor entre la tercera corriente del BOG licuado en el intercambiador de calor 21 y suministrado al separador de gas-lfquido 23 y el componente de gas separado del separador 23 de gas-lfquido y transferido a traves de la lmea de recirculacion de BOG L5. Es decir, el enfriador 25 enfna adicionalmente el BOG de un estado lfquido a alta presion a un gas natural de un estado de gas criogenico de baja presion.
Por conveniencia de la explicacion, se ha descrito que el enfriador 25 esta instalado en la lmea de recirculacion de BOG L5, pero el enfriador 25 puede instalarse en la lmea de retorno de BOG L3 debido a que el intercambio de calor se realiza realmente entre la tercera corriente del BOG transferido a traves de la lmea de retorno de BOG L3 y el componente de gas transferido a traves de la lmea de recirculacion de BOG L5.
Aunque no se ilustra, de acuerdo con una modificacion de la presente realizacion, el sistema puede estar configurado de tal manera que se omite el enfriador 25. Si el enfriador 25 no esta instalado, la eficacia total del sistema puede rebajarse ligeramente. Sin embargo, la disposicion de tubena y el funcionamiento del sistema pueden facilitarse, y el coste de instalacion inicial y la cuota de mantenimiento pueden reducirse.
Mientras tanto, cuando se espera que se genere el BOG excedente debido a que una cantidad de BOG generada a partir del tanque de carga 11 es mayor que una cantidad de combustible necesaria para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion, el BOG que se ha comprimido o que se comprime etapa a etapa en el compresor 13 se ramifica a traves de las lmeas de ramificacion de BOG L7 y L8 y a continuacion se usa en el medio de consumo de BOG. Ejemplos del medios de consumo de BOG pueden incluir una GCU, un generador DF (DFDG), y una turbina de gas, cada uno de los cuales puede usar gas natural que tenga una presion relativamente mas baja que el motor ME-GI como combustible. En la etapa intermedia del compresor 13, la presion del BOG ramificado a traves de las lmeas de ramificacion de BOG L7 y L8 puede ser de aproximadamente de 6 a 10 bares.
Como se ha descrito anteriormente, en el sistema y en el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la primera realizacion de la presente invencion, el BOG generado durante el transporte de la carga (es decir, el LNG) en el portador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede licuarse, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el mismo. Por lo tanto, una cantidad del BOG consumido en la GCU o similar puede reducirse o eliminarse. Ademas, el BOG puede tratarse por relicuefaccion, sin necesidad de instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados, tales como el nitrogeno.
Ademas, en el sistema y en el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la primera realizacion de la presente invencion, ya que no es necesario instalar aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, un ciclo de refrigeracion de refrigerante nitrogeno, un ciclo de refrigeracion de refrigerante mixto, o similares), las instalaciones para suministrar y almacenar los refrigerantes no tienen que instalarse por separado. En consecuencia, es posible ahorrar el coste de instalacion inicial y el coste de funcionamiento para configurar todo el sistema.
Aunque la figura 2 ilustra el ejemplo en el que la lmea de retorno de BOG L3 para suministrar el BOG comprimido al intercambiador de calor 21 esta ramificada en el extremo trasero del compresor 13, la lmea de retorno de BOG L3 puede instalarse para ramificar el BOG que se comprime etapa a etapa en el compresor 13, al igual que las lmeas de ramificacion de BOG L7 y L8 descritas anteriormente. La figura 3 ilustra una modificacion en la que un BOG comprimido de 2 etapas esta ramificado por dos cilindros, y la figura 4 ilustra una modificacion en la que un BOG comprimido de 3 etapas esta ramificado por tres cilindros. En este momento, la presion del BOG ramificado de la etapa intermedia del compresor 13 puede ser de aproximadamente de 6 a 10 bares.
En particular, en el caso de usar un compresor (fabricado por la empresa Burckhardt) que incluye cinco cilindros en el que tres cilindros de la etapa delantera se operan con un metodo lubricado libre de aceite y dos cilindros de la etapa trasera se operan con un metodo lubricado con aceite, el BOG necesita transferirse mientras que pasa a traves de un filtro de aceite cuando el BOG se ramifica en la etapa trasera o en 4 etapas o mas del compresor. Sin embargo, es ventajoso por que no se necesita usar el filtro de aceite cuando el BOG esta ramificado en 3 etapas o menos del compresor.
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La figura 5 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una tercera realizacion de la presente invencion.
El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la tercera realizacion difiere del sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la segunda realizacion en que el LNG puede usarse despues de la vaporizacion forzada cuando una cantidad del BOG necesario para el motor ME-GI o el generador DF es mayor que una cantidad del BOG generado de manera natural en el tanque de carga 11. En lo sucesivo en el presente documento, se describira solo una diferencia del sistema de tratamiento de gas licuado de la segunda realizacion con mas detalle. Ademas, los mismos numeros de referencia se asignan a los mismos elementos que los de la segunda realizacion, y se omitira una descripcion detallada de los mismos.
El sistema de tratamiento de gas licuado para el buque de acuerdo con la tercera realizacion de la presente invencion es identico al de acuerdo con la segunda realizacion en que el NBOG generado y descargado desde un tanque de carga 11 que almacena gas licuado se transfiere a lo largo de una lmea de suministro de BOG L1, se comprime en un compresor 13, y se suministra a continuacion al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, por ejemplo, un motor ME-GI, o el NBOG se suministra a un motor DF (generador DF) mientras que se comprime en multiples etapas en el compresor 13 y se usa a continuacion como combustible en su interior.
Sin embargo, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la tercera realizacion incluye una lmea de vaporizacion forzada L11 de tal manera que el LNG almacenado en el tanque de carga 11 puede vaporizarse en un vaporizador forzado 31 y se suministra a continuacion al compresor 13 cuando una cantidad del BOG requerido como combustible en el motor de inyeccion de gas natural a alta presion o en el motor DF es mayor que una cantidad del BOG generado naturalmente en el tanque de carga 11.
Cuando la lmea de vaporizacion forzada L11 se proporciona como en la tercera realizacion, el combustible puede suministrarse de manera estable incluso cuando se genera una pequena cantidad del BOG debido a que una pequena cantidad del LNG se almacena en el tanque de carga 11, o una cantidad del BOG requerido como combustible en diversos motores es mayor que una cantidad del BOG generado de manera natural en el tanque de carga 11.
La figura 6 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una cuarta realizacion de la presente invencion.
El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion difiere del sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la segunda realizacion en que se usa un expansor 52 en lugar de la valvula de expansion como medio de descompresion. Es decir, de acuerdo con la cuarta realizacion, el LBOG enfriado en un intercambiador de calor 21 y licuado al menos parcialmente se descomprime mientras que pasa a traves del expansor 52 y se suministra a un separador de gas-lfquido 23 en un estado mixto gas-lfquido. En lo sucesivo en el presente documento, solo una diferencia del sistema de tratamiento de gas licuado de la segunda realizacion se describira con mas detalle. Ademas, los mismos numeros de referencia se asignan a los mismos elementos que los de la segunda realizacion, y se omitira una descripcion detallada de los mismos.
El expansor 52 produce energfa, mientras que se expande un BOG licuado de alta presion a una presion baja. El LBOG puede descomprimirse a la presion aproximadamente atmosferica mientras que pasa a traves del expansor 52. El BOG licuado se separa en componentes de gas y lfquidos en el separador de gas-lfquido 23. El componente lfquido, es decir, el LNG, se transfiere al tanque de carga 11 a traves de una lmea de retorno de BOG L3, y el componente de gas, es decir, el BOG, se descarga del tanque de carga 11 a traves de una lmea de recirculacion de BOG L5 y se une con el BOG suministrado al compresor 13. Mas espedficamente, la lmea de recirculacion de BOG L5 se extiende desde un extremo superior del separador de gas-lfquido 23 y esta conectada a un lado mas corriente arriba que el intercambiador de calor 21 en la lmea de suministro de BOG L1.
Otro medio de descompresion, por ejemplo, una valvula de expansion 24, puede instalarse adicionalmente en la lmea de recirculacion de BOG L5. Por lo tanto, el componente de gas descargado desde el separador de gas-lfquido 23 puede descomprimirse mientras que pasa a traves de la valvula de expansion 24.
Las figuras 7 y 8 son diagramas de configuracion esquematica que ilustran unos sistemas de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con las modificaciones de la cuarta realizacion de la presente invencion.
En la cuarta realizacion ilustrada en la figura 6, la lmea de retorno de BOG L3 para suministrar el BOG comprimido al intercambiador de calor 21 esta ramificada en el extremo trasero del compresor 13. Sin embargo, de acuerdo con las modificaciones ilustradas en las figuras 7 y 8, como en las lmeas de ramificacion de BOG L7 y L8 como se ha descrito anteriormente o la lmea de retorno de BOG en la modificacion de la segunda realizacion como se ha descrito haciendo referencia a las figuras 3 y 4, la lmea de retorno de BOG L3 puede instalarse en el BOG de rama que se comprime etapa a etapa en el compresor 13.
La figura 7 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido de 2 etapas se ramifica por dos cilindros, y la figura
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8 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido de 3 etapas se ramifica por tres cilindros. En particular, en el caso de usar un compresor (fabricado por la empresa Burckhardt) que incluye cinco cilindros en el que tres cilindros de la etapa delantera se operan con un metodo lubricado libre de aceite y dos cilindros de la etapa trasera se operan con un metodo lubricado con aceite, el BOG necesita transferirse mientras que pasa a traves de un filtro de aceite cuando el BOG esta ramificado en la etapa trasera o en 4 etapas o mas del compresor. Sin embargo, es ventajoso por que no se necesita usar el filtro de aceite cuando el BOG esta ramificado en 3 o menos del compresor.
Ademas, en referencia a la primera modificacion de la cuarta realizacion ilustrada en la figura 7, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion puede modificarse de tal manera que se omite el enfriador 25 (vease la figura 6) que sirve como el intercambiador de calor para enfriar adicionalmente el BOG enfriado y licuado mientras que pasa a traves del intercambiador de calor 21. Si el enfriador 25 no esta instalado, la eficacia total del sistema puede rebajarse ligeramente. Sin embargo, la disposicion de tubenas y el funcionamiento del sistema pueden facilitarse, y el coste de instalacion inicial y la cuota de mantenimiento pueden reducirse.
Ademas, en referencia a la segunda modificacion de la cuarta realizacion ilustrada en la figura 8, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion puede modificarse de tal manera que el expansor 52 y la valvula de expansion 55 que sirven como el medio de descompresion estan dispuestos en paralelo. En este momento, el expansor 52 y la valvula de expansion 55 dispuestos en paralelo estan dispuestos entre el intercambiador de calor 21 y el separador de gas-lfquido 23. Una lmea de derivacion L31, que esta ramificada desde la lmea de retorno de bOg L3 entre el intercambiador de calor 21 y el separador de gas-lfquido 23 y esta configurada para derivar el expansor 52, esta instalada con el fin de instalar la valvula de expansion 55 en paralelo y usar solo el expansor 52 o la valvula de expansion 55 cuando sea necesario. La valvula de expansion 55 se cierra cuando el BOG licuado se expande usando solo el expansor 52, y valvulas de encendido-apagado 53 y 54 instaladas respectivamente en el extremo delantero y el extremo trasero del expansor 52 se cierran cuando el BOG licuado se expande usando solo la valvula de expansion 55.
Al igual que el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con las realizaciones anteriores, en el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion de la presente invencion, el BOG generado durante el transporte de la carga (es decir, el LNG) en el portador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede licuarse, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el mismo. Por lo tanto, una cantidad del BOG consumido en la GCU o similar puede reducirse o eliminarse. Ademas, el BOG puede tratarse por relicuefaccion, sin necesidad de instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados, tal como el nitrogeno.
Incluso cuando se aplica el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion de la presente invencion a las plantas (FPSO LNG, FSRU LNG, BMPP, y similares), asf como a los buques (portador de LNG, RV LNG, y similares), el BOG generado a partir del tanque de carga que almacena el LNG puede usarse como el combustible del motor (incluyendo los motores para generar energfa asf como los motores para la propulsion) o puede volverse a licuar, reduciendo o eliminando de este modo los residuos innecesarios del bOg.
Ademas, en el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion de la presente invencion, ya que no es necesario instalar aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, el ciclo de refrigeracion de refrigerante nitrogeno, el ciclo de refrigeracion de refrigerante mixto, o similares), las instalaciones para suministrar y almacenar los refrigerantes no necesitan instalarse por separado. En consecuencia, es posible ahorrar el coste de instalacion inicial y el coste de funcionamiento para configurar todo el sistema.
La figura 9 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una quinta realizacion de la presente invencion.
El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la quinta realizacion difiere del sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la segunda realizacion en que el BOG licuado en el intercambiador de calor 21 y a continuacion descomprimido en el medio de descompresion (por ejemplo, la valvula de expansion 22) se devuelve al tanque de carga 11, sin pasar a traves del separador de gas-lfquido 23. En lo sucesivo en el presente documento, solo una diferencia del sistema de tratamiento de gas licuado de la segunda realizacion se describira con mas detalle. Ademas, los mismos numeros de referencia se asignan a los mismos elementos que los de la segunda realizacion, y se omitira una descripcion detallada de los mismos.
De acuerdo con la presente realizacion, el BOG (es decir, el BOG de dos fases), que se convierte en un estado en el que el componente gaseoso (es decir, el gas flash) y el componente lfquido (es decir, el BOG licuado) se mezclan mientras que se descomprimen despues de la licuefaccion, se devuelve al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno de BOG L3. La lmea de retorno de BOG L3 puede estar configurada de tal manera que el BOG de dos fases que vuelve al deposito de carga 11 se inyecta en la parte inferior del tanque de carga 11.
El componente de gas (es decir, el gas flash) del BOG de dos fases inyectado en la parte inferior del tanque de carga 11 puede fundirse parcialmente en el LNG almacenado en el tanque de carga 11, o puede licuarse por la energfa fria del LNG. Ademas, el gas flash (BOG), que no se funde o se licua, se descarga del tanque de carga 11
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de nuevo a traves de la lmea de suministro de BOG L1 junto con el BOG (NBOG) generado adicionalmente en el tanque de carga 11. El gas flash descargado del tanque de carga 11 junto con el BOG reden generado se recircula al compresor 13 a lo largo de la lmea de suministro de BOG L1.
De acuerdo con la presente realizacion, ya que el BOG de dos fases despues de la expansion se inyecta en la parte inferior del tanque de carga 11, una mayor cantidad de BOG se licua por el LNG almacenado en el tanque de carga 11. Ademas, ya que se omiten las instalaciones tal como el separador de gas-lfquido o similares, pueden ahorrarse el coste de instalacion y coste de funcionamiento.
La figura 10 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una primera modificacion de la quinta realizacion de la presente invencion.
La primera modificacion de la quinta realizacion ilustrada en la figura 10 difiere del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 9 de acuerdo con la quinta realizacion en que se usa un expansor 52 en lugar de la valvula de expansion como medio de descompresion. Es decir, de acuerdo con la primera modificacion de la quinta realizacion, el LBOG enfriado y licuado en un intercambiador de calor 21 se descomprime a un estado mezclado de gas-lfquido mientras que pasa a traves del expansor 52 y se devuelve a un tanque de carga 11 en un estado de dos fases.
La figura 11 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una segunda modificacion de la quinta realizacion de la presente invencion.
La segunda modificacion de la quinta realizacion ilustrada en la figura 11 difiere del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 9 de acuerdo con la quinta realizacion en que una pluralidad de compresores (por ejemplo, una primer compresor 13a y un segundo compresor 13b) se usan en lugar del compresor de multiples etapas como el medio de compresion.
En el sistema de tratamiento de gas licuado para el buque de acuerdo con la segunda modificacion de la quinta realizacion de la presente invencion, el NBOG generado y descargado de un tanque de carga 11 que almacena gas licuado se transfiere a lo largo de una lmea de suministro de BOG L1 y a continuacion se suministra al primer compresor 13a. El BOG comprimido en el primer compresor 13a puede comprimirse a aproximadamente de 6 a 10 bares y a continuacion suministrarse a un demandante, es decir, un sistema de propulsion (por ejemplo, un DFDE) que usa el LNG como combustible, a lo largo de una lmea de suministro de combustible L2. El BOG restante despues de haberse suministrado al DFDE puede comprimirse adicionalmente por el segundo compresor 13b que sirve como un compresor de refuerzo. A continuacion, como en la quinta realizacion descrita anteriormente, el BOG puede licuarse mientras se mueve a lo largo de una lmea de retorno de BOG L3 y devolverse a continuacion al tanque de carga 11.
El primer compresor 13a puede ser un compresor de 1 etapa que incluye un cilindro de compresion 14a y un enfriador intermedio 15a. El segundo compresor 13b puede ser un compresor de 1 etapa que incluye un cilindro de compresion 14b y un enfriador intermedio 15b. Si es necesario, el segundo compresor 13b puede estar provisto de un compresor de multiples etapas que incluye una pluralidad de cilindros de compresion y una pluralidad de enfriadores intermedios.
El BOG comprimido en el primer compresor 13a se comprime a aproximadamente de 6 a 10 bares y a continuacion se suministra al demandante, por ejemplo, el motor DF (es decir, el DFDE), a traves de la lmea de suministro de combustible L2. En este momento, todo o parte del BOG comprimido puede suministrarse al motor de acuerdo con una cantidad de combustible necesario para el motor.
Es decir, cuando el BOG descargado del tanque de carga 11 y suministrado al primer compresor 13a (es decir, todo el BOG descargado del tanque de carga 11) es una primera corriente, la primera corriente del BOG puede dividirse en una segunda corriente y una tercera corriente en un lado corriente abajo del primer compresor 13a. La segunda corriente puede suministrarse como combustible al sistema de propulsion, es decir, el motor DF (el DFDE), y la tercera corriente puede licuarse y devolverse al tanque de carga 11.
En este momento, la segunda corriente se suministra al DFDE a traves de la lmea de suministro de combustible L2, y la tercera corriente se comprime aun mas en el segundo compresor 13b, experimenta los procesos de licuefaccion y descompresion, y se devuelve al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno de BOG L3. Un intercambiador de calor 21 se instala en la lmea de retorno de BOG L3 con el fin de licuar la tercera corriente del BOG comprimido. La tercera corriente del BOG comprimido en el intercambiador de calor 21 intercambia calor con la primera corriente del BOG descargado del tanque de carga 11 y a continuacion se suministra al primer compresor 13a.
Ya que un caudal de la primera corriente del BOG antes de la compresion es mayor que un caudal de la tercera corriente, la tercera corriente del BOG comprimido puede enfriarse (es decir, licuarse al menos parcialmente) recibiendo energfa fria de la primera corriente del BOG antes de la compresion. Como tal, en el intercambiador de calor 21, el BOG del estado de alta presion se enfna (licua) por intercambio de calor entre el BOG de la temperatura
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criogenica inmediatamente despues de descargarse del tanque de carga 11 y el BOG del estado de alta presion comprimido en el compresor 13.
El LBOG enfriado en el intercambiador de calor 21 se descomprime mientras que pasa a traves de una valvula de expansion 22 (por ejemplo, una valvula J-T) que sirve como medio de descompresion, y se suministra a continuacion al tanque de carga 11 en un estado mixto gas-lfquido. El LBOG puede descomprimirse a la presion aproximadamente atmosferica (por ejemplo, descomprimido de 300 bares a 3 bares) mientras que pasa a traves de la valvula de expansion 22.
Mientras tanto, cuando se espera que el BOG excedente se genere debido a que una cantidad del BOG generado a partir del tanque de carga 11 es mayor que una cantidad de combustible necesario para el motor DF (por ejemplo, en el momento de parada del motor o durante la navegacion a baja velocidad), el BOG comprimido en el primer compresor 13a se ramifica a traves de la lmea de rama de BOG L7 y a continuacion se usa en el medio de consumo de BOG. Ejemplos de un medio de consumo de BOG pueden incluir una GCU y una turbina de gas, cada una de las cuales puede usar gas natural como combustible.
La figura 12 es un diagrama de configuracion esquematica que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una tercera modificacion de la quinta realizacion de la presente invencion.
La tercera modificacion de la quinta realizacion ilustrada en la figura 12 difiere del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 11 de acuerdo con la segunda modificacion de la quinta realizacion en que se usa un expansor 52 en lugar de la valvula de expansion como el medio de descompresion. Es decir, de acuerdo con la tercera modificacion de la quinta realizacion, el LBOG enfriado y licuado en un intercambiador de calor 21 se descomprime a un estado mezclado de gas-lfquido mientras que pasa a traves del expansor 52 que sirve como el medio de descompresion y se devuelve a un tanque de carga 11 en un estado de dos fases.
Al igual que el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con las realizaciones anteriores, en el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la quinta realizacion de la presente invencion, el BOG generado durante el transporte de la carga (es decir, el LNG) en el portador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede licuarse, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el mismo. Por lo tanto, una cantidad del BOG consumido en la GCU o similares puede reducirse o eliminarse. Ademas, el BOG puede tratarse por relicuefaccion, sin necesidad de instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados, tales como el nitrogeno.
Incluso cuando se aplica el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la quinta realizacion de la presente invencion a las plantas (FPSO LNG, FSRU LNG, BMPP, y similares), asf como a los buques (portador de LNG, RV LNG, y similares), el BOG generado a partir del tanque de carga que almacena el LNG puede usarse como el combustible del motor (incluyendo motores para generar energfa asf como motores para la propulsion) o puede licuarse, reduciendo o eliminando de este modo los residuos innecesarios del BOG.
Ademas, en el sistema y el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la quinta realizacion de la presente invencion, ya que no es necesario instalar aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, el ciclo de refrigeracion de refrigerante nitrogeno, el ciclo de refrigeracion de refrigerante mixto, o similares), las instalaciones para suministrar y almacenar los refrigerantes no necesitan instalarse por separado. En consecuencia, es posible ahorrar el coste de instalacion inicial y el coste de funcionamiento para configurar todo el sistema.
La figura 13 es un diagrama de configuracion que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una sexta realizacion de la presente invencion.
El sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 13 de acuerdo con la sexta realizacion de la presente invencion esta configurado integrando el sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 1 de acuerdo con la primera realizacion (el sistema hforido que incluye la lmea a traves de la que el LNG se comprime por la bomba de alta presion 120 y se suministra como combustible al sistema de propulsion, y la lmea a traves de la que el BOG se comprime por el compresor 150 y se suministra como combustible al sistema de propulsion) y el sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 2 de acuerdo con la segunda realizacion.
Aunque no se ilustra, de acuerdo con la presente invencion, es evidente que los sistemas de tratamiento de gas licuado ilustrados en las figuras 3 a 13 de acuerdo con la tercera a la quinta realizaciones tambien pueden integrarse con el sistema hnbrido (vease L23, L24 y L25 de la figura 13) como se ilustra en la figura 13.
El sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la figura 13 de acuerdo con la presente invencion incluye un motor de inyeccion de gas natural a alta presion (por ejemplo, el motor ME-GI) como un motor principal, y un motor DF (el generador DF: DFDG) como un submotor. En general, el motor principal se usa para la propulsion para navegar el buque, y el submotor se usa para la generacion de energfa para suministrar energfa a diversos aparatos e instalaciones instalados en el buque. Sin embargo, la presente invencion no se limita a los fines del motor principal y del submotor. Una pluralidad de motores principales y una pluralidad de submotores pueden instalarse.
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El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente invencion esta configurado de tal manera que el gas natural almacenado en el tanque de carga 11 (es decir, el BOG del estado de gas y el LNG del estado lfquido) puede suministrarse como combustible a los motores (es decir, el motor ME-GI que sirve como el motor principal y el motor DF que sirve como el submotor).
Con el fin de suministrar el BOG del estado de gas como gas combustible, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente realizacion incluye una lmea principal de suministro de BOG L1 que sirve como una lmea de suministro de BOG para suministrar al motor principal con el BOG almacenado en el tanque de carga 11, y una sublmea de suministro de BOG L8 ramificada desde la lmea principal de suministro de BOG L1 para suministrar al submotor con el BOG. La lmea principal de suministro de BOG L1 tiene la misma configuracion que la lmea de suministro de BOG L1 de la realizacion anterior. Sin embargo, en la descripcion dada haciendo referencia a la figura 13, esta lmea de suministro de BOG se conoce como la lmea principal de suministro de BOG L1 con el fin de distinguirla de la lmea de suministro de BOG para el motor DF (es decir, la sublmea de suministro de BOG L8). Ademas, la sublmea de suministro de BOG L8 tiene la misma configuracion que la lmea de rama de BOG L8 de la realizacion anterior. Sin embargo, en la descripcion dada haciendo referencia a la figura 13, esta lmea de suministro de BOG se conoce como la sublmea de suministro de BOG L8 con el fin de distinguirla de la lmea principal de suministro de BOG L1.
Con el fin de suministrar el LNG del estado lfquido como gas combustible, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente realizacion incluye una lmea principal de suministro de LNG L23 que sirve para suministrar al motor principal con el LNG almacenado en el tanque de carga 11, y una sublmea de suministro de LNG L24 ramificada de la lmea principal de suministro de LNG L23 para suministrar al submotor con el LNG.
De acuerdo con la presente realizacion, un compresor 13 para comprimir el BOG se instala en la lmea principal de suministro de BOG L1, y una bomba de alta presion 43 para comprimir el LNG se instala en la lmea principal de suministro de LNG L23.
El NBOG generado en el tanque de carga 11 que almacena gas licuado y se descarga a traves de la valvula de descarga de BOG 41 se transfiere a lo largo de la lmea principal de suministro de BOG L1, se comprime en el compresor 13, y se suministra a continuacion al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, por ejemplo, el motor ME-GI. El BOG se comprime a una alta presion de aproximadamente 150 a 400 bares por el compresor 13 y se suministra a continuacion al motor de inyeccion de gas natural a alta presion.
El tanque de carga 11 tiene las paredes selladas y aisladas termicamente con el fin de almacenar gas licuado tal como el LNG en un estado criogenico, pero no puede bloquear perfectamente el calor transferido desde el exterior. Por lo tanto, el gas licuado se vaporiza continuamente dentro del tanque de carga 11, y el BOG se descarga del tanque de carga 11 con el fin de mantener la presion del BOG a un nivel apropiado.
El compresor 13 puede incluir uno o mas cilindros de compresion 14 y uno o mas enfriadores intermedios 15 para enfriar el BOG cuya temperatura se eleva. El compresor 13 puede estar configurado para comprimir el BOG a, por ejemplo, aproximadamente 400 bares. Aunque la figura 13 ilustra el compresor de multiples etapas 13, que incluye cinco cilindros de compresion 14 y cinco enfriadores intermedios 15, el numero de los cilindros de compresion y el numero de los enfriadores intermedios puede cambiarse cuando sea necesario. Ademas, una pluralidad de cilindros de compresion pueden estar dispuestos dentro de un solo compresor, y una pluralidad de compresores pueden estar conectados en serie.
El BOG comprimido en el compresor 13 se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion a traves de la lmea principal de suministro de BOG L1. Todo o parte del BOG comprimido puede suministrarse al motor de inyeccion de gas natural a alta presion de acuerdo con una cantidad de combustible necesario para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion.
La sublmea de suministro de BOG L8 para suministrar gas combustible al submotor (es decir, el motor DF) se ramifica desde la lmea principal de suministro de BOG L1. Mas espedficamente, la sublmea de suministro de BOG L8 se ramifica desde la lmea principal de suministro de BOG L1 de tal manera que el BOG puede ramificarse en el proceso de comprimirse en multiples etapas en el compresor 13. Aunque la figura 13 ilustra que el BOG comprimido de 2 etapas se ramifica y una parte del BOG se suministra al submotor a traves de la sublmea de suministro de BOG L8, esto es simplemente a modo de ejemplo. El sistema tambien puede configurarse de tal manera que el BOG comprimido de 1 etapa o el BOG comprimido de 3 a 5 etapas se ramifica y a continuacion se suministra al submotor a traves de la sublmea de suministro de BOG. Como un ejemplo del compresor, puede usarse un compresor fabricado por la empresa Burckhardt. El compresor fabricado por la empresa Burckhardt incluye cinco cilindros. Se sabe que los tres cilindros de la etapa delantera se operan con un metodo lubricado libre de aceite y dos cilindros de la etapa trasera se operan con un metodo lubricado con aceite. Por lo tanto, en el caso donde el compresor fabricado por la empresa Burckhardt se usa como el compresor 13 para comprimir el BOG, el BOG necesita transferirse a traves de un filtro de aceite cuando el BOG se ramifica en 4 etapas o mas del compresor. Sin embargo, es ventajoso en que el filtro de aceite no necesita usarse cuando el BOG se ramifica en 3 etapas o menos del compresor.
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La presion necesaria del motor DF (por ejemplo, el DFDG) que sirve como el submotor es menor que la del motor ME-GI. Por lo tanto, cuando el BOG comprimido a una alta presion se ramifica en el extremo trasero del compresor 13, es ineficaz debido a que la presion del BOG debe bajarse de nuevo y a continuacion suministrarse al submotor.
Como se ha descrito anteriormente, si el LNG se calienta, el componente de metano que tiene una temperatura relativamente baja de licuefaccion se vaporiza preferentemente. Por lo tanto, ya que un contenido de metano de BOG es alto, el BOG puede suministrarse directamente como combustible al motor DF. Por lo tanto, no necesitan instalarse aparatos separados para ajustar el numero de metano en la lmea principal de suministro de BOG y en la sublmea de suministro de BOG.
Mientras tanto, cuando se espera que el BOG excedente se genere debido a que una cantidad del BOG generado a partir del tanque de carga 11 es mayor que una cantidad de combustible necesaria para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion, el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion puede volver a licuar el BOG y devolver el BOG vuelto a licuar al tanque de carga.
Cuando se genera BOG sobre la capacidad de relicuefaccion, el BOG que se ha comprimido o que se comprime etapa a etapa en el compresor 13 puede ramificarse a traves de la lmea de rama de bOg L7 y usarse en el medio de consumo de BOG. Ejemplos del medio de consumo de BOG pueden incluir una GCU y una turbina de gas, cada una de las cuales puede usar gas natural que tiene una presion relativamente mas baja que el motor ME-GI como combustible. Como se ilustra en la figura 13, la lmea de rama de BOG L7 puede ramificarse desde la sublmea de suministro de BOG L8.
Ya que el proceso en el que al menos una parte del BOG comprimido en el compresor 13 y a continuacion suministrado al motor de inyeccion de gas natural a alta presion a traves de la lmea de suministro de BOG L1 se trata a traves de la lmea de retorno de BOG L3, es decir, vuelto a licuar y devuelto al tanque de carga 11 es identico al descrito haciendo referencia a la figura 2, se omitira una descripcion detallada del mismo.
Aunque la figura 13 ilustra el ejemplo en el que la lmea de retorno de BOG L3 para suministrar el BOG comprimido al intercambiador de calor 21 se ramifica en el extremo trasero del compresor 13, la lmea de retorno de BOG L3 puede instalarse para ramificar el BOG que se comprime etapa a etapa en el compresor 13, al igual que la lmea de rama de BOG L7 descrita anteriormente y la sublmea de suministro de BOG L8 que sirve como la lmea de rama de BOG. La figura 3 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido de 2 etapas se ramifica por dos cilindros, y la figura 4 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido de 3 etapas se ramifica por tres cilindros. En este momento, la presion del BOG ramificado de la etapa intermedia del compresor 13 puede ser de aproximadamente de 6 a 10 bares.
En particular, en el caso de usar un compresor (fabricado por Burckhardt) que incluya cinco cilindros en el que tres cilindros de la etapa delantera se operan con un metodo lubricado libre de aceite y dos cilindros de la etapa trasera se operan con un metodo lubricado con aceite, el BOG necesita transferirse mientras que pasa a traves de un filtro de aceite cuando el BOG se ramifica en la etapa trasera o en 4 etapas o mas del compresor. Sin embargo, es ventajoso en que no es necesario usar el filtro de aceite cuando el BOG se ramifica en 3 etapas o menos del compresor.
Una bomba de descarga 12 y una bomba de alta presion 43 estan instaladas en la lmea principal de suministro de LNG L23. La bomba de descarga 12 esta instalada en el interior del tanque de carga 11 y configurada para descargar el LNG en el exterior del tanque de carga 11. La bomba de alta presion 43 esta configurada para comprimir secundariamente el LNG, que se comprime principalmente en la bomba de descarga 12, a una presion necesaria para el motor ME-GI. La bomba de descarga 12 puede instalarse en cada tanque de carga 11. Aunque solo se ilustra una bomba de alta presion 43 en la figura 4, una pluralidad de bombas de alta pueden conectarse en paralelo cuando sea necesario.
Como se ha descrito anteriormente, la presion del gas combustible necesario para el motor ME-GI es una alta presion de aproximadamente de 150 a 400 bares (presion absoluta). En esta memoria descriptiva, debena considerarse que la expresion “alta presion” como se usa en el presente documento se refiere a una presion necesaria para el motor ME-GI, por ejemplo, una presion de aproximadamente 150 a 400 bares (presion absoluta).
El LNG descargado del tanque de carga 11 que almacena gas licuado a traves de la bomba de descarga 12 se transfiere a lo largo de la lmea principal de suministro de LNG L23 y se suministra a continuacion a la bomba de alta presion 43. A continuacion, el LNG se comprime a una alta presion en la bomba de alta presion 43, se suministra al vaporizador 44, y se vaporiza en el vaporizador 44. El LNG vaporizado se suministra como combustible al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, es decir, el motor ME-GI. Ya que la presion necesaria para el motor ME-GI esta en un estado supercntico, el LNG comprimido a la alta presion es un estado que no es ni gas ni lfquido. Por lo tanto, debena considerarse que la expresion “vaporizar el LNG comprimido a la alta presion en el vaporizador 44” significa elevar la temperatura del LNG que esta en el estado supercntico hasta una temperatura necesaria para el motor ME-GI.
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La sublmea de suministro de LNG L24 para suministrar gas combustible al submotor (es dedr, el motor DF) se ramifica desde la lmea principal de suministro de LNG L23. Mas espedficamente, la sublmea de suministro de LNG L24 se ramifica desde la lmea principal de suministro de LNG L23 de tal manera que el LNG puede ramificarse antes de que se comprima en la bomba de alta presion 43.
Mientras tanto, en la figura 13, la sublmea de suministro de LNG L24 se ilustra como ramificada desde la lmea principal de suministro de LNG L23 en el lado corriente arriba de la bomba de alta presion 43. Sin embargo, de acuerdo con la modificacion, la sublmea de suministro de LNG L24 puede ramificarse de la lmea principal de suministro de LNG L23 en el lado corriente abajo de la bomba de alta presion 43. Sin embargo, en el caso donde la lmea de suministro de LNG L24 se ramifica desde el lado corriente abajo de la bomba de alta presion 43, ya que la presion del LNG se ha elevado por la bomba de alta presion 43, es necesario bajar la presion del LNG a la presion necesaria para el submotor mediante el medio de descompresion antes de suministrar el LNG al submotor como combustible. Al igual que la realizacion ilustrada en la figura 13, es ventajoso en que no necesita instalarse el medio de descompresion adicional cuando la sublmea de suministro de LNG l24 se ramifica en el lado corriente arriba de la bomba de alta presion 43.
Un vaporizador 45, un separador de gas-kquido 46, y un calentador 47 estan instalados en la sublmea de suministro de LNG L24 con el fin de ajustar el numero de metano y la temperatura del LNG suministrado como combustible para el valor necesario en el motor DF.
Como se ha descrito anteriormente, ya que el contenido de metano del LNG es relativamente menor que el del BOG, el numero de metano del LNG es menor que el numero de metano necesario en el motor DF. Las proporciones de los componentes de hidrocarburos (metano, etano, propano, butano, y similares) que constituyen el LNG son diferentes de acuerdo con las zonas de produccion. Por lo tanto, no es adecuado vaporizar el LNG tal como esta y a continuacion suministrar el LNG vaporizado al motor DF como combustible.
Con el fin de ajustar el numero de metano, el LNG se calienta y se vaporiza parcialmente en el vaporizador 45. El gas combustible parcialmente vaporizado a un estado en el que el estado de gas (es decir, gas natural) y el estado lfquido (es decir, LNG) se mezclan se suministra al separador de gas-lfquido 46 y se separa en gas y lfquido. Ya que la temperatura de vaporizacion del componente de hidrocarburo pesado (HHC) que tiene un alto valor calonfico es relativamente alta, una relacion del componente de HHC se aumenta relativamente en el LNG del estado lfquido que queda sin vaporizarse en el BOG parcialmente vaporizado. Por lo tanto, el numero de metano del gas combustible puede aumentarse separando el componente lfquido en el separador de gas-lfquido 46, es decir, separando el componente de HHC.
Con el fin de obtener el numero de metano apropiado, la temperatura de calentamiento en el vaporizador 45 puede ajustarse considerando la relacion del componente de hidrocarburo incluido en el LNG, el numero de metano necesario en el motor, y similares. La temperatura de calentamiento en el vaporizador 45 puede determinarse en el intervalo de -80 °C a -120 °C. El componente lfquido separado del gas combustible en el separador de gas-lfquido 46 se devuelve al deposito de carga 11 a traves de la lmea de retorno de lfquido-componente L25. La lmea de retorno de BOG L3 y la lmea de retorno de lfquido-componente L25 pueden extenderse al deposito de carga 11 despues de unirse entre sf.
El gas combustible, cuyo numero de metano se ajusta, se suministra al calentador 47 a traves de la sublmea de suministro de LNG L24, se calienta adicionalmente a una temperatura necesaria en el submotor, y se suministra a continuacion como combustible al submotor. Por ejemplo, cuando el submotor es el DFDG, el numero de metano necesario es en general 80 o mas. Por ejemplo, en el caso del LNG general (normalmente, metano: 89,6 %, nitrogeno: 0,6 %), el numero de metano antes de separar el componente de HHC es 71,3, y un valor de calentamiento inferior (LHV) en ese momento es 48872,8 kJ/kg (a 1 atm, vapor saturado). Cuando el componente de HHC se elimina comprimiendo el LNG general a 7 bares y calentandolo a -120 °C, el numero de metano aumenta a 95,5 y el LHV en ese momento es 49265,6 kJ/kg.
De acuerdo con la presente realizacion, existen dos pasos a traves de los que se suministra el gas combustible a los motores (el motor principal y el submotor). Es decir, el gas combustible puede suministrarse a los motores despues de haberse comprimido a traves del compresor 13, o puede suministrarse a los motores despues de haberse comprimido a traves de la bomba de alta presion 43.
En particular, un buque, tal como el portador de LNG o RV LNG, se usa para transportar el LNG desde un area de produccion a un consumidor. Por lo tanto, cuando se navega a la zona de produccion, el buque navega en una condicion de carga en la que el LNG se ha cargado completamente en el tanque de carga. Al volver a la zona de produccion despues de la descarga del LNG, el buque navega en una condicion de lastre en la que el tanque de carga esta casi vado. En la condicion cargada, se genera una gran cantidad de BOG debido a que una cantidad de LNG es relativamente grande. En la condicion de lastre, se genera una cantidad relativamente pequena de BOG debido a que la cantidad de LNG es pequena.
Aunque hay una diferencia de acuerdo con la capacidad del tanque de carga, la temperatura exterior, y similares,
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una cantidad del BOG generado cuando la capacidad del deposito de carga de LNG es de aproximadamente 130000 a 350000 es de 3 a 4 ton/h en la condicion cargada y es de 0,3 a 0,4 ton/h en la condicion de lastre. Ademas, una cantidad de gas combustible necesario para los motores es de aproximadamente 1 a 4 ton/h (aproximadamente de 1,5 ton/h de media) en el caso del motor ME-GI y de aproximadamente 0,5 ton/h en el caso del motor DF (DFDG). Mientras tanto, en los ultimos anos, ya que un porcentaje de evaporizacion (BOR) ha tendido a reducirse debido a la mejora en las prestaciones de aislamiento termico del tanque de carga, ha tendido a reducirse una cantidad de generacion de BOG.
Por lo tanto, en el caso donde tanto la lmea de compresor (es decir, L1 y L8 en la figura 13) y la lmea de bomba de alta presion (es decir, L23 y L24 en la figura 13) se proporcionan como el sistema de suministro de gas combustible de la presente realizacion, es preferible que se suministre el gas combustible a los motores a traves de la lmea de compresor en la condicion cargada en la que se genera una gran cantidad de BOG, y se suministra el gas combustible a los motores a traves de las lmeas de bomba de alta presion en la condicion de lastre en la que se genera una pequena cantidad de BOG.
En general, la energfa necesaria para que el compresor comprima el gas (BOG) hasta la alta presion de aproximadamente de 150 a 400 bares (presion absoluta) necesaria en el motor ME-GI es considerablemente mas que la energfa necesaria para que la bomba comprima el lfquido (LNG). El compresor para comprimir el gas a la alta presion es muy caro y ocupa un gran espacio. Por lo tanto, puede considerarse que el uso solo de la lmea de bomba de alta presion sin ninguna lmea de compresion es rentable. Por ejemplo, se consume una potencia de 2 MW para suministrar combustible al motor ME-GI accionando un ajuste de compresor configurado con la multiple etapa. Sin embargo, si se usa la bomba de alta presion, se consume una potencia de 100 kW. Sin embargo, cuando se suministra el gas combustible a los motores usando solo la lmea de bomba de alta presion en la condicion de carga, se requiere necesariamente un aparato de relicuefaccion para volver a licuar el BOG con el fin de tratar el BOG generado continuamente en el tanque de carga. Al considerar la energfa consumida en el aparato de relicuefaccion, es ventajoso que esten instaladas tanto la lmea de compresor como la lmea de bomba de alta presion, el gas combustible se suministra a traves de la lmea de compresor en la condicion cargada, y el gas combustible se suministra a traves de la lmea de bomba de alta presion en la condicion de lastre.
Mientras tanto, como la condicion de lastre, cuando una cantidad del BOG generado en el tanque de carga es menor que una cantidad del combustible necesario para el motor ME-GI, puede ser eficaz ramificar el BOG a traves de la sublmea de suministro de BOG L8 en el proceso de comprimirse en multiples etapas y usar el BOG ramificado como el combustible del motor DF, sin comprimir el BOG en el compresor de multiples etapas a la alta presion necesaria en el ME-GI. Es decir, por ejemplo, si se suministra el BOG al motor DF a traves de solo los cilindros de compresion de 2 etapas del compresor de 5 etapas, los cilindros de compresion de 3 etapas restantes funcionan en vado. Se requiere una potencia de 2 MW cuando se comprime el BOG accionando la totalidad del compresor de 5 etapas. Se requiere una potencia de 600 kW cuando se usan los cilindros de compresion de 2 etapas y los cilindros de compresion de 3 etapas restantes de funcionamiento en vado. Se requiere una potencia de 100 kW cuando se suministra el combustible al motor ME-GI a traves de la bomba de alta presion. Por lo tanto, como la condicion de lastre, cuando una cantidad de generacion del BOG es menor que una cantidad del combustible necesario para el motor ME-GI, es ventajoso en terminos de eficacia de energfa consumir toda la cantidad del BOG en el motor DF o similares y suministrar el LNG como combustible a traves de la bomba de alta presion.
Sin embargo, si es necesario, incluso cuando una cantidad de generacion del BOG es menor que una cantidad de combustible necesario para el motor ME-GI, el LNG puede vaporizarse por la fuerza y suministrarse tanto como una cantidad deficiente mientras que se suministra el BOG como combustible al motor ME-GI a traves del compresor. Mientras tanto, ya que una cantidad de generacion del BOG es pequena en la condicion de lastre, el BOG no se descarga pero se acumula hasta que el tanque de carga alcanza una presion predeterminada, y se descarga y se suministra intermitentemente como combustible al motor DF o al motor ME-GI, en lugar de descargar y consumir el BOG cada vez que se genera el BOG.
En la condicion de lastre, el motor del buque (el motor DF o el motor ME-GI) puede suministrarse simultaneamente con el BOG comprimido por el compresor 13 y el LNG comprimido por la bomba de alta presion 43 como combustible. Ademas, en la condicion de lastre, el motor del buque (el motor DF o el motor ME-GI) puede suministrarse como alternativa con el BOG comprimido por el compresor 13 y el LNG comprimido por la bomba de alta presion 43 como combustible.
Ademas, en los buques donde no es facil reparar y reemplazar equipos, se requieren instalaciones importantes para instalarse duplicadas en consideracion de una emergencia (redundancia). Es decir, se requiere la redundancia de las instalaciones importantes de tal manera que las instalaciones extras sean capaces de realizar la misma funcion que la instalacion principal, y se establece un equipo extra en un estado de espera durante el funcionamiento normal de la instalacion principal y se hara cargo de la funcion de la instalacion principal cuando la instalacion principal no funcione debido a un mal funcionamiento. Ejemplos de las instalaciones que requieren la redundancia pueden incluir instalaciones de rotacion, por ejemplo, compresores o bombas.
Como tal, diversas instalaciones necesitan instalarse de manera redundante en el buque con el fin de satisfacer solo
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el requisito de redundancia, mientras que no se usan en dfas regulares. El sistema de suministro de gas combustible que usa dos lmeas de compresion requiere mucho coste y espacio para la instalacion del compresor. Cuando se usa el sistema de suministro de gas combustible, se consume mucha energfa. El sistema de suministro de gas combustible que usa dos lmeas de bomba de alta presion puede consumir mucha energfa en el tratamiento (relicuefaccion) del BOG. Por otro lado, en el sistema de suministro de gas combustible de la presente invencion en el que estan instaladas tanto la lmea de compresor como la lmea de bomba de alta presion, incluso cuando se produce un problema en una de las lmeas de suministro, el buque puede continuar navegando normalmente a traves de otra lmea de suministro. En el caso donde solo se instala una lmea de compresion, se usan menos los compresores caros y un metodo de suministro de gas combustible optimo puede seleccionarse y utilizarse apropiadamente de acuerdo con una cantidad de generacion del BOG. Por lo tanto, es posible obtener un efecto adicional que puede ahorrar costes de operacion asf como el coste inicial de la construccion naval.
Como se ilustra en la figura 13, cuando el sistema de tratamiento de gas licuado y el sistema de suministro de gas combustible tnbrido se combinan de acuerdo con la realizacion de la presente invencion, el BOG generado durante el transporte de la carga (es decir, el LNG) en el portador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede volverse a licuar, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el mismo. Por lo tanto, una cantidad del BOG consumido en la GCU o similares puede reducirse o eliminarse. Ademas, el BOG puede tratarse por relicuefaccion, sin necesidad de instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados, tales como el nitrogeno.
De acuerdo con la presente realizacion, a pesar de la reciente tendencia en la que se aumenta la cantidad de generacion del BOG debido a la mayor capacidad del tanque de carga y se reduce una cantidad necesaria de combustible debido a la mejora del rendimiento del motor, el BOG restante despues de usarse como el combustible del motor puede licuarse y devolverse al tanque de carga, evitando de este modo el desperdicio del BOG.
En particular, en el sistema y en el metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente realizacion, ya que no es necesario instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados (es decir, el ciclo de refrigeracion de refrigerante nitrogeno, el ciclo de refrigeracion de refrigerante mixto, o similares), las instalaciones para suministrar y almacenar los refrigerantes no necesitan instalarse por separado. En consecuencia, es posible ahorrar el coste de instalacion inicial y el coste de funcionamiento para configurar todo el sistema.

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    REIVINDICACIONES
    1. Un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que incluye un tanque de carga (11) que almacena gas natural licuado, y un motor que usa el gas natural licuado almacenado en el tanque de carga (11) como combustible, comprendiendo el sistema de tratamiento de gas licuado:
    una primera corriente de gas de evaporacion, que se genera a partir del gas natural licuado en el tanque de carga (11) y se descarga del tanque de carga (11);
    una segunda corriente de gas de evaporacion, que se suministra como combustible al motor en la primera corriente; y una tercera corriente del gas de evaporacion, que no se suministra al motor en la primera corriente, caracterizado por que
    la primera corriente se comprime a aproximadamente 150 a 400 bares en un compresor (13) con el fin de estar en un estado supercntico y a continuacion ramificarse en la segunda corriente y en la tercera corriente, y la tercera corriente en el estado supercntico se licua intercambiando calor con la primera corriente del gas de evaporacion en un intercambiador de calor (21), de tal manera que el gas de evaporacion se trata sin emplear un aparato de relicuefaccion que usa un refrigerante separado.
  2. 2. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que la tercera corriente licuada en el intercambiador de calor (21) se descomprime mediante un medio de descompresion (22).
  3. 3. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 2, en el que la tercera corriente descomprimida a un estado mezclado de gas-lfquido se devuelve al tanque de carga (11).
  4. 4. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 2, en el que un componente de gas en la tercera corriente descomprimida a un estado mezclado de gas-lfquido se une con la primera corriente del gas de evaporacion descargado del tanque de carga (11).
  5. 5. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 4, en el que la tercera corriente suministrada al medio de descompresion (22) se enfna mediante un intercambio de calor en un enfriador (25) instalado en un lado corriente arriba del medio de descompresion (22), junto con el componente de gas en la tercera corriente descomprimida al estado mezclado de gas-lfquido mientras que pasa a traves del medio de descompresion (22).
  6. 6. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 2 a 5, en el que se instala un separador de gas-lfquido (23) para separar solamente un componente lfquido de la tercera corriente descomprimida a un estado mezclado de gas-lfquido y devolver el componente lfquido al tanque de carga (11).
  7. 7. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 2 a 6, en el que el compresor (13) incluye una pluralidad de cilindros de compresion (14).
  8. 8. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 7, que comprende ademas un medio de consumo de gas de evaporacion que recibe y usa gas de evaporacion comprimido mientras que pasa a traves de una parte de la pluralidad de cilindros de compresion (14) incluidos en el compresor (13).
  9. 9. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 7 u 8, en el que el gas de evaporacion suministrado al intercambiador de calor (21) es un gas de evaporacion comprimido mientras que pasa a traves de la totalidad o parte de la pluralidad de cilindros de compresion (14) incluidos en el compresor (13).
  10. 10. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, que comprende ademas:
    una lmea de compresor (L1) a traves de la que el gas de evaporacion en el interior del tanque de carga (11) se comprime por el compresor (13) y se suministra como combustible al motor; y
    una lmea de bomba de alta presion (L23) a traves de la que el gas natural licuado en el interior del tanque de carga (11) se comprime por una bomba de alta presion (43) y se suministra como combustible al motor.
  11. 11. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en el que el motor incluye un motor ME-GI y un motor DF.
  12. 12. El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, en el que el medio de descompresion (22) es una valvula de expansion.
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