ES2646601T3 - Método para procesamiento de gas licuado en un barco - Google Patents

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Soon Been Kwon
Dong Kyu Choi
Young Sik Moon
Dong Chan Kim
Jeheon JUNG
Nam Soo Kim
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Abstract

Un método de tratamiento de gas licuado para un buque, que se realiza mediante un sistema de tratamiento de gas licuado para el buque que incluye un tanque de carga (1; 11) que almacena gas natural licuado (LNG), y un motor principal (3) y un motor secundario (200) que usan el LNG almacenado en el tanque de carga como combustible, incluyendo el sistema de tratamiento de gas licuado una línea de compresor (140; L1) configurada para comprimir el BOG generado en el tanque de carga mediante un compresor (150; 13) y suministrar el BOG comprimido al motor principal y al motor secundario como combustible y una línea de bomba (110; L23) configurada para comprimir el LNG almacenado en el tanque de carga mediante una bomba (2, 120; 12, 43) y el suministro del LNG al motor principal y al motor secundario como combustible, comprendiendo el método de tratamiento de gas licuado; suministro del BOG generado en el tanque de carga a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario como combustible a través de la línea de compresor (140; L1) en una condición en carga en la que la cantidad de LNG generado en el tanque de carga es mayor que en una condición en lastre, en el que el BOG generado en el tanque de carga se comprime por el compresor (150; 13) a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) en la línea de compresor (140; L1) y el LNG almacenado en el tanque de carga se comprime a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por la bomba (2, 120; 12, 43) en la línea de bombas (110; L23), en la que el BOG, que no se suministra como combustible al motor principal (3) y al motor secundario (200) entre el BOG comprimido a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por el compresor, se enfría en un intercambiador de calor mediante intercambio de calor con el BOG que se descarga desde el tanque de carga y a continuación se transfiere al compresor, y en el que el BOG enfriado en el intercambiador de calor se descomprime por un medio de descompresión.

Description

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DESCRIPCION
Metodo para procesamiento de gas licuado en un barco Sector de la tecnica
La presente invencion se refiere a un metodo de tratamiento de gas licuado para un buque.
Estado de la tecnica
Recientemente, el consumo de gas licuado, tal como gas natural licuado (LNG del ingles “Liquefied Natural Gas”) o gas de petroleo licuado (LPG, del ingles “Liquefied Petroleum Gas”), ha estado creciendo rapidamente en todo el mundo. El gas licuado se transporta en un estado de gas a traves de tubenas de gas terrestres o mantimas, o se transporta a un lugar de consumo remoto mientras se almacena en un estado licuado dentro de un transportador de gas licuado. El gas licuado, tal como LNG o LPG, se obtiene mediante el enfriamiento de gas natural o gas de petroleo a una temperatura criogenica (en el caso del LNG, de aproximadamente -163 °C). Dado 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 a larga distancia.
Un transportador de gas licuado tal como un transportador de LNG se disena para cargar gas licuado, navegar a traves del mar, y descargar el gas licuado en un lugar de consumo terrestre. Con este fin, el transportador de gas licuado incluye un tanque de almacenamiento (tambien denominado “tanque de carga”) que puede soportar una temperatura criogenica del gas licuado. Un ejemplo de dicho sistema se muestra en el documento kR-10-2012- 0107832. Ejemplos de estructuras mantimas provistas con un tanque de carga capaz de almacenar gas licuado criogenico pueden incluir buques tales como un transportador de gas licuado y un Buque de Regasificacion de LNG (LNG RV, del ingles “LNG Regasification Vessel”), o estructuras tales como una Unidad de Flotante Regasificacion y Almacenamiento de LNG (LNG FSRU, del ingles “LNG Floating Storage and Regasification Unit”) y Produccion, Almacenamiento y Descarga Flotante de LNG (LNG FPSO, del ingles “LNG Floating, Production, Storage and Offloading”), y una Planta de Generacion Montada en Barcaza (BMPP, del ingles “Barge Mounted Power Plant”).
El LNG RV es un transportador de gas licuado flotante, autopropulsado equipado con una instalacion de regasificacion de LNG, y el LNG FSRU es una estructura mantima que almacena LNG descargado desde un transportador de LNG en el mar alejado de tierra y, si es necesario, suministra el LNG a un lugar de consumo terrestre mediante la gasificacion del LNG. El LNG FPSO es una estructura marina que refina LNG extrafdo en el mar, almacena el LNG en un tanque de almacenamiento despues de la licuefaccion directa y, si es necesario, trasvasa el LNG a un transportador 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 transportador de gas licuado tal como un transportador de LNG, un LNG RV, y estructuras tales como un LNG FPSO, una LNG FSRU y una BMPP.
Dado que la temperatura de licuefaccion del gas natural es una temperatura criogenica de -163 °C a presion ambiente, es probable que el LNG se vaporice incluso cuando la temperatura del LNG sea ligeramente mas alta que -163 °C a presion ambiente. En el caso de un transportador de LNG convencional, incluso aunque el tanque de carga de LNG esta termicamente aislado, se esta transfiriendo continuamente calor del exterior al LNG. Por lo tanto, durante el transporte del LNG por el transportador de LNG, el LNG esta continuamente vaporizandose dentro de un tanque de carga de LNG y se genera gas evaporado (de aqrn en adelante denominado como BOG, del ingles “Boil- Off Gas”) dentro del tanque de carga de LNG.
El gas natural generado puede incrementar la presion 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 de BOG.
Convencionalmente, para suprimir la generacion de BOG dentro del tanque de carga del transportador de gas licuado, se han usado unicamente o en combinacion un metodo de descarga del BOG desde el tanque de carga y quemado del BOG, un metodo de descarga del BOG desde el tanque de carga, relicuefaccion del bOg a traves de un aparato de relicuefaccion, y devolucion del BOG al tanque de carga, un metodo de uso del BOG como combustible para un motor de propulsion del buque, y un metodo de supresion de la generacion de BOG mediante el mantenimiento de una presion interior de un tanque de carga a un alto nivel.
En el caso de un buque convencional equipado con un aparato de relicuefaccion del BOG, el BOG dentro de un tanque de carga se descarga desde el tanque de carga y a continuacion se licua a traves de un aparato de relicuefaccion para mantener una presion del tanque de carga en un nivel apropiado. En este caso, el BOG se licua a traves del intercambio de calor con un refrigerante (por ejemplo, nitrogeno, mezcla de refrigerante, o similares) enfriado hasta una temperatura criogenica en el aparato de relicuefaccion que incluye un ciclo de refrigeracion, y el
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BOG licuado se devuelve al tanque de carga.
En el caso de un transportador de LNG convencional equipado con un sistema de propulsion DFDE, el BOG se consume de tal manera que se suministra como combustible al DFDE despues del tratamiento del BOG solamente mediante un compresor de BOG y calentamiento, sin emplazar la instalacion de relicuefaccion. Por lo tanto, cuando la cantidad de combustible necesario para un motor es mas pequena que una cantidad de generacion de BOG, se presenta un problema en el que el BOG se quema en una unidad de combustion de gas (GCU, del ingles “Gas Combustion Unit”) o se ventea a la atmosfera.
Incluso aunque un transportador de LNG convencional equipado con una instalacion de relicuefaccion y un motor diesel de baja velocidad puede tratar el BOG por medio de la instalacion de relicuefaccion, el control de todo el sistema es complicado debido a la complejidad de operacion de la instalacion de relicuefaccion que usa gas nitrogeno, y consume una cantidad considerable de energfa.
En consecuencia, existe una necesidad de una investigacion y desarrollo continuo de sistemas y metodos para el tratamiento eficiente de gas licuado, incluyendo el BOG naturalmente generado desde el tanque de carga.
Objeto de la invencion
Problema tecnico
La presente invencion se ha realizado en un esfuerzo para resolver los problemas anteriores y esta dirigida a un sistema de tratamiento de gas licuado y a un metodo para un buque que incluye un tanque de carga de almacenamiento de LNG, y un motor alimentado con el LNG almacenado en el tanque de carga y que usa el LNG como combustible, en el que el BOG generado en el tanque de carga y el LNG almacenado en el tanque de carga se usan en el motor como combustible, consiguiendo de ese modo un uso eficiente del gas licuado.
Solucion tecnica
De acuerdo con un aspecto de la presente invencion, se proporciona un metodo de tratamiento de gas licuado para un buque, que se realiza mediante un sistema de tratamiento de gas licuado para el buque que incluye un tanque de carga de almacenamiento de gas natural licuado (LNG), y un motor principal y un motor secundario que usa el LNG almacenado en el tanque de carga como combustible, incluyendo el sistema del metodo de tratamiento de gas licuado una lmea de compresores configurada para comprimir el BOG generado en el tanque de carga por un compresor y el suministro de BOG comprimido al motor principal y al motor secundario como combustible, y una lmea de bombas configurada para comprimir el LNG almacenado en el tanque de carga mediante una bomba y el suministro del LNG comprimido al motor principal y al motor secundario como combustible, incluyendo el metodo de tratamiento de gas licuado: el suministro del BOG generado en el tanque de carga a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario como combustible a traves de la lmea de compresores en una condicion en carga en la que una cantidad del LNG almacenado en el tanque de carga es mayor que una condicion en lastre, en el que el BOG generado en el tanque de carga se comprime por un compresor a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) en la lmea de compresores y el LNG almacenado en el tanque de carga se comprime a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por la bomba de la lmea de bombas, en el que el BOG, que no se suministra como combustible al motor principal y al motor secundario entre el BOG comprimido a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por el compresor, se enfna por un intercambiador de calor mediante el intercambio termico con el BOG que se descarga desde el tanque de carga y a continuacion se transfiere al compresor, y en el que el BOG enfriado en el intercambiador de calor se descomprime por un medio de descompresion.
En la condicion en lastre, el LNG almacenado en el tanque de carga puede suministrarse como combustible al motor principal y al motor secundario a traves de la lmea de bombas.
En la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga puede suministrarse como combustible a uno de entre el motor principal y el motor secundario a traves de la lmea de compresores.
En la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga puede suministrarse como combustible al motor secundario traves de la lmea de compresores, y el LNG almacenado en el tanque de carga puede suministrarse como combustible al motor principal a traves de la lmea de bombas.
En la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga puede suministrarse intermitentemente como combustible a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario a traves de la lmea de compresores, y cuando el BOG no se suministra a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario, el LNG almacenado en el tanque de carga puede suministrarse como combustible a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario a traves de la lmea de bombas.
En la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga y el LNG almacenado en el tanque de carga pueden suministrarse simultaneamente como combustible al motor principal y al motor secundario.
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El compresor puede incluir una pluralidad de cilindros de compresion, y el BOG generado en el tanque de carga puede descomprimirse por una parte de la pluralidad de cilindros de compresion y se suministra como combustible al motor secundario.
El BOG generado en el tanque de carga y el LNG vaporizado forzosamente puede suministrarse a y descomprimirse por el compresor y se suministra como combustible a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario.
Cuando el LNG almacenado en el tanque de carga se suministra al motor secundario, puede separarse un componente de hidrocarburo pesado del LNG de modo que se ajuste un numero de metano del LNG a un valor necesario para el motor secundario.
El BOG, que no se suministra como combustible al motor principal y al motor secundario de entre el BOG comprimido por el compresor, puede licuarse mediante intercambio termico con el BOG que se descarga desde el tanque de carga y se transfiere al compresor.
Efectos ventajosos
De acuerdo con la presente invencion, todo el BOG generado durante el transporte de la carga (es decir, del LNG), en el transportador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede volverse a licuar, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el. Por lo tanto, puede reducirse o eliminarse la cantidad de BOG consumida por el GCU o similar. Adicionalmente, el BOG puede tratarse mediante relicuefaccion, sin el uso de refrigerantes separados tales como nitrogeno.
Por lo tanto, de acuerdo con el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de la presente invencion, el BOG generado desde el tanque de carga puede relicuarse sin instalar un aparato de relicuefaccion que consumen una gran cantidad de energfa y que requiere un coste de instalacion inicial excesivo, ahorrando de ese modo la energfa consumida en el aparato de relicuefaccion.
Ademas, de acuerdo con el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de la presente invencion, una parte del BOG comprimido despues de la presurizacion del BOG descargado desde un tanque de carga puede suministrarse a un motor de inyeccion de gas a alta presion (es decir, un sistema de propulsion) como combustible. El BOG comprimido restante puede enfriarse con la energfa de fno del BOG tras la descarga desde la carga y antes de la compresion, y devolverse al tanque de carga.
Ademas, en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente invencion, dado que es innecesario instalar los aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, ciclo de refrigeracion nitrogeno-refrigerante, ciclo de refrigeracion mezcla-refrigerante, o similares), no necesita instalarse por separado instalaciones para el suministro y almacenamiento de refrigerantes. En consecuencia, es posible ahorrar costes de instalacion iniciales y costes de operacion para la configuracion de todo el sistema.
Ademas, de acuerdo con el sistema y metodo 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 mediante el expansor, la energfa gastada puede reutilizarse debido a que puede generarse energfa durante la expansion.
Descripcion de las figuras
La FIG. 1 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas para un buque de acuerdo con una primera realizacion de la presente invencion.
La FIG. 2 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas para un buque de acuerdo con una segunda realizacion de la presente invencion.
Las FIGS. 3 y 4 son diagramas de configuracion esquematicos que ilustran sistemas de tratamiento licuado para un buque de acuerdo con modificaciones de la segunda realizacion de la presente invencion.
La FIG. 5 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas para un buque de acuerdo con una tercera realizacion de la presente invencion.
La FIG. 6 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas para un buque de acuerdo con una cuarta realizacion de la presente invencion.
Las FIGS. 7 y 8 son diagramas de configuracion esquematicos que ilustran sistemas de tratamiento licuado para un buque de acuerdo con modificaciones de la cuarta realizacion de la presente invencion.
La FIG. 9 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas para un buque de acuerdo con una quinta realizacion de la presente invencion.
Las FIGS. 10 a 12 son diagramas de configuracion esquematicos que ilustran sistemas de tratamiento licuado para un buque de acuerdo con modificaciones de la quinta realizacion de la presente invencion.
La FIG. 13 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas para un buque de acuerdo con una sexta realizacion de la presente invencion.
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Descripcion detallada de la invencion
Se describiran a continuacion en detalle realizaciones de ejemplo de la presente invencion con referencia a los dibujos adjuntos. Esta realizacion se proporciona de modo que la presente divulgacion sera global y completa, y trasmitira completamente el alcance de la invencion a los expertos en la materia. La invencion puede, sin embargo, realizarse en muchas formas diferentes y no debena interpretarse como limitada a las realizaciones expuestas en el presente documento. A todo lo largo de los dibujos y de la descripcion, se usaran numeros de referencia iguales para referirse a elementos iguales.
La Organizacion Mantima Internacional (IMO, “International Maritime Organization”) regula la emision de oxidos de nitrogeno (NOx) y oxidos de azufre (SOx) entre los gases de escape de barcos y tambien trata de regular la emision de dioxido de carbono (CO2). En particular, el problema de la regulacion de los oxidos de nitrogeno (NOx) y oxidos de azufre (SOx) fue puesto de relieve por el protocolo de Prevention of Marine Pollution from Ships (MARPOL) en 1997. Tras ocho largos anos, el protocolo satisfizo los requisitos para ejecucion y entro en vigor en mayo de 2005. Actualmente, la regulacion esta en vigor como una disposicion obligatoria.
Por lo tanto, para cumplir con dicha disposicion, se han introducido una variedad de metodos para reducir la emision de los oxidos de nitrogeno (NOx). Como uno de estos metodos, se ha desarrollado y usado un motor de inyeccion de gas natural de alta presion para un transportador de LNG, por ejemplo, un motor MEGI. En comparacion con el motor diesel de la misma potencia, el motor MEGI puede reducir la emision de contaminantes (dioxido de carbono: 23 %, compuestos de nitrogeno: 80 %, compuestos de azufre: 95 % o mas). Por ello, el motor MEGI se considera como un motor de la siguiente generacion medioambientalmente amigable.
Dicho motor MEGI puede instalarse en un buque tal como un transportador de LNG que transporte LNG mientras almacena el LNG en un tanque de almacenamiento capaz de soportar una temperatura criogenica. El termino “buque” tal como se usa en el presente documento incluye un transportador de LNG, un LNG RV, y unas plantas marinas tales como un LNG FPSO y una LNG FSRU. En este caso, el motor MEGI usa gas natural como combustible y requiere una alta presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) (presion absoluta) para suministro de gas, dependiendo de una carga del mismo.
El MEGI puede conectarse directamente al propulsor para propulsion. Con este fin, el motor MEGI esta provisto con un motor de 2 tiempos que gira a baja velocidad. Es decir, el motor MEGI es un motor de inyeccion de gas natural a alta presion de 2 tiempos de baja velocidad.
Ademas, para reducir la emision de oxido de nitrogeno, se ha desarrollado y usado un motor DF (por ejemplo, DFDG: generador diesel de doble combustible) que usa una mezcla de aceite diesel y gas natural como combustible para propulsion o generacion de energfa. 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. Dado que el contenido de azufre es mas pequeno que el del caso en el que solo se usa aceite como combustible, el contenido de oxidos de azufre es pequeno en el gas de escape.
El motor de DF no necesita suministro de gas combustible a alta presion como el motor MEGI, y solo tiene que suministrar gas combustible despues de comprimirlo a aproximadamente varios bares hasta varias decenas de bares absolutos. El motor de DF obtiene la potencia mediante el accionamiento de un generador de potencia a traves de la fuerza de accionamiento del motor. Esta potencia puede usarse para accionar un motor de propulsion u operar varios aparatos o instalaciones.
Cuando se suministra gas natural como combustible, es innecesario cumplir con el numero de metano en el caso del motor MEGI, pero es necesario cumplir con el numero de metano en el caso del motor DF.
Si se calienta el LNG, el componente de metano que tiene una temperatura de licuefaccion relativamente baja se vaporiza preferentemente. Por ello, dado que es alto el contenido de metano del BOG, el BOG puede suministrarse directamente como combustible al motor de DF. Sin embargo, dado que el contenido de metano del LNG es relativamente mas bajo que el del BOG, el numero de metano del LNG es mas bajo que el numero de metano requerido en el motor de DF. Las relaciones 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 de DF como combustible.
Para ajustar el numero de metano, el componente de hidrocarburo pesado (HHC) que tiene un punto de la licuefaccion mas alto que el metano puede licuarse y retirarse mediante la vaporizacion forzosa del LNG y la disminucion de la temperatura del LNG. Despues de que se haya ajustado el numero de metano, es posible calentar adicionalmente el gas natural cuyo numero de metano esta ajustado de acuerdo con la condicion de temperatura requerida en el motor.
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Posteriormente, se describiran en detalle configuraciones de operaciones y realizaciones preferidas de la presente invencion con referencia a los dibujos adjuntos. Ademas, las siguientes realizaciones pueden modificarse en varias formas y no se pretende que limiten el alcance de la presente invencion.
La FIG. 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 transportador de LNG equipado con un motor MEGI como un motor de propulsion principal (es decir, medios de propulsion que usen el LNG como combustible).
Con referencia a la FIG. 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 se configura para proporcionar un paso para la transferencia del LNG desde un tanque de carga 1 a un motor principal 3 como un sistema de propulsion. La lmea de BOG 140 se configura para proporcionar un paso para la transferencia del 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 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 BOG al motor principal 3 como combustible a traves de la lmea de BOG 140 despues de la compresion del BOG por un compresor de BOG 150, y suministra un excedente de BOG desde el compresor de BOG 150 a un sistema generador de gas inerte / unidad de combustion de gas integrado (IGG/GCU) 200.
Un motor MEGI utilizable como un motor principal 3 necesita alimentarse con combustible a una alta presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) (presion absoluta). Por lo tanto, como la bomba de LNG 120 y el compresor de BOG 150 de acuerdo con la presente realizacion, se usa 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 MEGI, 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 la impulsion 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 ella.
La bomba de LNG 120 se instala en la lmea de suministro de combustible 110 para proporcionar una fuerza de bombeo necesaria para la transferencia del LNG. Como un ejemplo de la bomba de LNG 120, puede usarse una bomba de LNG de alta presion (HP). Como la presente realizacion, pueden instalarse en paralelo una pluralidad de bombas de LNG 120.
El vaporizador de LNG 130 se instala en un extremo posterior 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 mediante intercambio termico con un medio de calentamiento que circula y se suministra a traves de una lmea de circulacion 131 del medio de calentamiento. Como otro ejemplo, puede usarse una variedad de medios de calentamiento, incluyendo 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 una alta presion para vaporizacion del LNG. Entretanto, como un ejemplo del medio de calentamiento que circula y se suministra a traves de la lmea de circulacion 131 del medio de calentamiento, puede usarse vapor generado en una caldera o similar.
La lmea de BOG 140 proporciona un paso para la transferencia del BOG naturalmente generado desde el tanque de carga 1 al motor principal 3. Como en la presente realizacion, la lmea de BOG 140 se conecta a la lmea de suministro de combustible 110 para suministrar BOG al motor principal 3 como combustible. Alternativamente, la lmea de BOG 140 puede proporcionar un paso para el suministro directamente de BOG al motor principal 3.
El compresor de BOG 150 se instala en la lmea de BOG 140 para comprimir el BOG que pasa a traves de la lmea de BOG 140. Aunque solo se ilustra en la FIG. 1 un compresor de BOG 150, el sistema puede configurarse de modo que se conectan en paralelo dos compresores de BOG de la misma especificacion de modo que satisfaga los requisitos de redundancia justamente como los sistemas de suministro de combustible generales. Sin embargo, como en la presente realizacion, cuando se instala un compresor de BOG 150 simple en una parte bifurcada de una lmea de BOG excedente 160 en la lmea de BOG 140, es posible obtener efectos adicionales de reduccion de cargas en costes para la instalacion del caro compresor de BOG 150 y cargas de mantenimiento.
La lmea de BOG excedente 160 proporciona un paso para el suministro del 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 de DF, asf como al sistema de IGG/GCU integrado 200.
El sistema de IGG/GCU integrado 200 es un sistema en el que se integran un IGG y una GCU.
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Por su parte, la lmea de BOG excedente 160 y la lmea de suministro de combustible 110 pueden conectarse juntas mediante 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 puede usarse el LNG vaporizado como el combustible del sistema IGG/GCU integrado 200. Puede instalarse un calentador 180 en la lmea de conexion 170 de modo que caliente al BOG o al LNG vaporizado que pasa a traves de el, y puede instalarse una valvula de reduccion de presion (PRV) 190 para reducir la presion excesiva mediante el ajuste de la presion provocada por el BOG o el LNG vaporizado. Entretanto, el calentador 180 puede ser un calentador de gas que use el calor de la combustion de gas. Tambien, el calentador 180 puede usar una variedad de medios de calentamiento, incluyendo una unidad de circulacion/suministro del medio de calentamiento que proporciona una fuente de calor para el calentamiento mediante la circulacion del medio de calentamiento.
Se describira a continuacion la operacion del sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la primera realizacion de la presente invencion.
Cuando la presion en el interior del tanque de carga 1 es igual a o mayor que la presion consignada o se genera una gran cantidad de BOG, el BOG se comprime mediante 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 mas baja que la presion consignada o se genera una cantidad de BOG pequena, el LNG se transfiere y vaporiza mediante el accionamiento de la bomba de LNG 120 y el vaporizador de LNG 130 y se suministra a continuacion como combustible al motor principal 3.
Por su lado, el excedente de BOG desde el compresor de BOG 150 se suministra al sistema IGG/GCU integrado 200 o al motor auxiliar tal como al motor de DF a traves de la lmea de BOG excedente 160. El BOG excedente se consume o usa para la generacion de gas inerte para suministro al tanque de carga 1. Adicionalmente, el BOG excedente puede usarse como combustible del motor auxiliar o similar.
El sistema IGG/GCU integrado 200 alimentado con BOG puede consumir BOG generado continuamente desde el tanque de carga 1 por la combustion del BOG en el interior de un cuerpo principal 210 y puede, si es necesario, generar gas de combustion como gas inerte para el suministro al tanque de carga 1.
La FIG. 2 es un diagrama de configuracion esquematico que ilustra un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con una segunda realizacion de la presente invencion.
Aunque la FIG. 2 ilustra un ejemplo en el que el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion se aplica a un transportador de LNG equipado con un motor de inyeccion de gas natural a alta presion capaz de usar gas natural como combustible (es decir, medios de propulsion que usen el LNG como combustible), el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion tambien puede aplicarse a cualquier tipo de buques (transportador de LNG, LNG RV, y similares) y plantas marinas (LnG FPSO, LNG FSRU, BmPp, y similares), en los que se instala un tanque de carga de gas licuado.
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 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 MEGI. El BOG se comprime a una alta presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por el compresor 13 y a continuacion se suministra como combustible al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, por ejemplo, el motor MEGI.
El tanque de carga 11 tiene paredes de sellado y de aislamiento termico de modo que almacena gas licuado tal como LNG en un estado criogenico, pero no puede bloquear perfectamente la transferencia de calor desde el exterior. Por lo tanto, el gas licuado se vaporiza continuamente dentro del tanque de carga 11. Para mantener la presion del BOG a un nivel apropiado, el BOG se descarga desde el tanque de carga 11 a traves de la lmea de descarga de BOG.
Se instala una bomba de descarga 12 dentro del tanque de carga 11 de modo que descarga el LNG al exterior del tanque de carga cuando es necesario.
El compresor 13 puede incluir uno o mas cilindros de compresion 14 y uno o mas enfriadores intermedios 15 para el enfriamiento del BOG en el que se eleva la temperatura. El compresor 13 puede configurarse para comprimir el BOG hasta, por ejemplo, aproximadamente 40 MPa (absolutos) (400 bar(a)). Aunque la FIG. 2 ilustra el compresor multi- etapa 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 puede cambiarse cuando es necesario. Ademas, se puede disponer 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
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gas natural a alta presion de acuerdo con una cantidad de combustible necesario para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion.
Ademas, de acuerdo con la 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, la primera corriente del BOG puede dividirse en una segunda corriente y una tercera corriente 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 ese punto, se suministra la segunda corriente al motor de inyeccion de gas natural a alta presion a traves de la lmea de suministro de BOG L1. Cuando es 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 pasar a traves de todos de una 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 bifurcacion del BOG L8) conectada al motor de DF despues del paso a traves de una parte de la pluralidad de cilindros de compresion 14 incluidos en el compresor 13.
Se devuelve una tercera corriente al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno de BOG L3. Se instala un intercambiador de calor 21 en la lmea de retorno del BOG L3 de modo que enfne y licue la tercera corriente. En el intercambiador de calor 21, la tercera corriente del BOG comprimido intercambia calor con la primera corriente del BOG descargado desde el tanque de carga 11 y a continuacion se suministra al compresor 13.
Dado que el caudal de la primera corriente de BOG antes de la compresion es mayor que el caudal de la tercera corriente, la tercera corriente del BOG comprimido puede licuarse mediante la recepcion de energfa de fno de la primera corriente del BOG antes de la compresion. De ese modo, en el intercambiador de calor 21, el BOG del estado a alta presion se enfna y licua mediante el intercambio termico entre el BOG a la temperatura criogenica inmediatamente despues de ser descargado desde el tanque de carga 11 y el BOG del estado a alta presion comprimido en el compresor 13.
El LBOG enfriado en el intercambiador de calor 21 y licuado al menos parcialmente se descomprime mientras 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 de mezcla gas-lfquido. El LBOG puede descomprimirse a aproximadamente la presion atmosferica (por ejemplo, descompresion desde 30 MPa (300 bar) a 300 kPa (3 bar)) mientras pasa a traves de la valvula de expansion 22. El BOG licuado se separa en componentes gas y lfquido en el separador 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 desde el 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 gas-lfquido 23 y se conecta a un lado mas hacia adelante que el intercambiador termico 21 en la lmea de suministro de BOG L1.
Para devolver con fluidez el BOG descomprimido al tanque de carga 11 y unir con fluidez 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 ser descomprimido por los medios de descompresion se fije para que sea mas alta que la presion interior del tanque de carga 11.
Por conveniencia de 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 del BOG L1 debido a que el intercambio termico se realiza realmente entre la primera corriente de BOG transferida a traves de la lmea de suministro de BOG L1 y la tercera corriente de BOG transferida a traves de la lmea de retorno de BOG L3.
Puede instalarse adicionalmente otra valvula de expansion 24 en la lmea de recirculacion de BOG L5. Por lo tanto, el componente de gas descargado desde el separador gas-lfquido 23 puede descomprimirse mientras pasa a traves de la valvula de expansion 24. Ademas, se instala un enfriador 25 en la lmea de recirculacion de BOG L5 de modo que enfne adicionalmente la tercera corriente mediante intercambio termico entre la tercera corriente de BOG licuado en el intercambiador de calor 21 y suministrado al separador gas-lfquido 23 y el componente de gas separado del separador gas-lfquido 23 y transferido a traves de la lmea de recirculacion de BOG L5. Es decir, el enfriador 25 enfna adicionalmente el bOg desde un estado lfquido a alta presion a gas natural en un estado de gas criogenico a baja presion.
Por conveniencia de la explicacion, se ha descrito que el enfriador 25 se instala en la lmea de recirculacion de BOG L5, pero el enfriador 25 puede instalarse en la lmea de retorno del BOG L3 debido a que el intercambio termico se realiza realmente entre la tercera corriente de BOG transferida 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 configurarse de modo que se omita el enfriador 25. Si no se instala el enfriador 25, la eficiencia total del sistema puede disminuir
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ligeramente. Sin embargo, pueden facilitarse la disposicion de tubenas y la operacion del sistema, y pueden reducirse el coste de instalacion inicial y las tasas de mantenimiento.
Mientras tanto, cuando se espera que se genere BOG excedente debido a que la cantidad de BOG generado desde el tanque de carga 11 es mayor la cantidad de combustible necesario para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion, el BOG que se ha comprimido o esta siendo comprimido en etapas del compresor 13 se bifurca desde las lmeas de bifurcacion de BOG L7 y L8 y a continuacion se usa en medios de consumo de BOG. Ejemplos de
medios de consumo de BOG pueden incluir una GCU, un generador de DF (DFDG), y una turbina de gas, cada uno
de los cuales puede usar como combustible gas natural que tenga una presion relativamente mas baja que el motor MEGI. En la etapa media del compresor 13, la presion del BOG bifurcado a traves de las lmeas de bifurcacion de BOG L7 y L8 puede ser de aproximadamente 600 kPa a 1 MPa (absolutos) (6 a 10 bar(a)).
Como se ha descrito anteriormente, en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la realizacion de la presente invencion, el BOG generado durante el transporte de carga (es decir, LNG) en el transportador de LNG puede usarse como combustible del motor, o puede volverse a licuar, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el. Por lo tanto, puede reducirse o eliminarse la cantidad del BOG consumido en la GCU o similares. Adicionalmente, el BOG puede tratarse mediante nueva licuefaccion, sin instalar aparatos de
relicuefaccion que usen refrigerantes separados tales como nitrogeno.
Ademas, en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la realizacion de la presente invencion, dado que es innecesario instalar los aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, ciclo de refrigeracion nitrogeno-refrigerante, ciclo de refrigeracion mezcla-refrigerante, o similares), no necesitan instalarse por separado instalaciones para suministro y almacenamiento de refrigerantes. En
consecuencia, es posible ahorrar costes iniciales de instalacion y costes de operacion para la configuracion de todo el sistema.
Aunque la FIG. 2 ilustra el ejemplo en el que la lmea de retorno de BOG L3 para suministro del BOG comprimido al intercambiador de calor 21 se bifurca en el extremo posterior del compresor 13, la lmea de retorno de BOG L3 puede instalarse para bifurcar el BOG que esta comprimiendose en etapas en el compresor 13, como las lmeas de bifurcacion de BOG L7 y L8 anteriormente descritas. La FIG. 3 ilustra una modificacion en la que un BOG comprimido en la etapa 2 se bifurca tras dos cilindros, y la FIG. 4 ilustra una modificacion en la que un BOG comprimido en la etapa 3 se bifurca tras tres cilindros. En ese punto, la presion en el BOG bifurcado desde la etapa media del compresor 13 puede ser de aproximadamente 600 kPa a 1 MPa (absolutos) (6 a 10 bar(a)).
En particular, en el caso de usar un compresor (fabricado por la compama Burckhardt) que incluye cinco cilindros en el que tres cilindros de la etapa delantera funcionan con un metodo de lubricacion libre de aceite y dos cilindros de la etapa posterior funcionan con un metodo de lubricacion por aceite, necesita transferirse el BOG mientras pasa a traves de un filtro de aceite cuando se bifurca el BOG en la etapa posterior o en la etapa 4 o mayor del compresor. Sin embargo, es ventajoso que no se necesite usar el filtro de aceite cuando se bifurca el BOG en la etapa 3 o menor del compresor.
La FIG. 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 forzosa cuando una cantidad del BOG necesario para el motor MEGI o el generador de DF es mayor que la cantidad del BOG generado naturalmente en el tanque de carga 11. Posteriormente en el presente documento, solo se describira con mas detalle una diferencia respecto al sistema de tratamiento de gas licuado de la segunda realizacion. Ademas, se asignaran los mismos numeros de referencia a los mismos elementos que aquellos 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 a continuacion se suministra al motor de inyeccion de gas natural a alta presion, por ejemplo, un motor MEGI, o el NBOG se suministra a un motor de DF (generador de DF) mientras que se comprime en multiples etapas en el compresor 13 y se usa a continuacion como combustible en el mismo.
Sin embargo, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la tercera realizacion incluye una lmea de vaporizacion forzosa L11 de modo que el LNG almacenado en el tanque de carga 11 puede vaporizarse en un vaporizador forzoso 31 y suministrarse 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 el motor de DF es mayor que la cantidad de BOG generado naturalmente en el tanque de carga 11.
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Cuando la lmea de vaporizacion forzosa L11 se proporciona como en la tercera realizacion, el combustible puede suministrarse establemente incluso cuando se genere una pequena cantidad de BOG debido a que se almacena una pequena cantidad de LNG en el tanque de carga 11, o la cantidad del BOG requerida como combustible en varios motores es menor que la cantidad del BOG generada naturalmente en el tanque de carga 11.
La FIG. 6 es un diagrama de configuracion esquematico 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 el 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 pasa a traves del expansor 52 y se suministra a un separador gas-lfquido 23 en un estado de mezcla gas-lfquido. Posteriormente en el presente documento, solo se describira con mas detalle una diferencia respecto al sistema de tratamiento de gas licuado de la segunda realizacion. Ademas, se asignaran los mismos numeros de referencia a los mismos elementos que aquellos de la segunda realizacion, y se omitira una descripcion detallada de los mismos.
El expansor 52 produce energfa mientras expande el BOG licuado a alta presion a una baja presion. El LBOG puede descomprimirse a aproximadamente la presion atmosferica mientras pasa a traves del expansor 52. El BOG licuado se separa en componentes gas y lfquido en el separador 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 gas, es decir, el BOG, se descarga desde el 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 gas-lfquido 23 y se conecta a un lado mas aguas arriba que el intercambiador de calor 21 en la lmea de suministro de bOg L1.
Puede instalarse adicionalmente otro medio de descompresion, por ejemplo una valvula de expansion 24, en la lmea de recirculacion de BOG L5. Por lo tanto, el componente de gas descargado desde el separador gas-lfquido 23 puede descomprimirse mientras pasa a traves de la valvula de expansion 24.
Las FIGS. 7 y 8 son diagramas de configuracion esquematicos que ilustran sistemas de tratamiento de gas licuado para un buque de acuerdo con modificaciones de la cuarta realizacion de la presente invencion.
En la cuarta realizacion ilustrada en la FIG. 6, la lmea de retorno de BOG L3 para el suministro de BOG comprimido al intercambiador de calor 21 se bifurca en el extremo posterior del compresor 13. Sin embargo, de acuerdo con las modificaciones ilustradas en las FIGS. 7 y 8, como en las lmeas de bifurcacion de BOG L7 y L8 tal como se ha descrito anteriormente, o la lmea de retorno de BOG en la modificacion de la segunda realizacion tal como se ha descrito con referencia a las FIGS. 3 y 4, la lmea de retorno de BOG L3 puede instalarse para bifurcar el BOG que esta siendo comprimido en etapas en el compresor 13.
La FIG. 7 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido en la etapa 2 se bifurca tras dos cilindros, y la FIG. 8 ilustra una modificacion en la que el bOg comprimido en la etapa 3 se bifurca tras tres cilindros. En particular, el caso de uso de un compresor (fabricado por la comparna Burckhardt) que incluye cinco cilindros en el que tres cilindros de la etapa delantera funcionan con un metodo de lubricacion libre de aceite y dos cilindros de la etapa posterior funcionan con un metodo de lubricacion por aceite, necesita transferirse el BOG mientras pasa a traves de un filtro de aceite cuando se bifurca el BOG en la etapa posterior o en la etapa 4 o mayor del compresor. Sin embargo, es ventajoso que no necesite usarse el filtro de aceite cuando se bifurca el BOG en la etapa 3 o menor del compresor.
Ademas, con referencia a la primera modificacion de la cuarta realizacion ilustrada en la FIG. 7, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion puede modificarse de modo que se omite el enfriador 25 (vease la FIG. 6) que sirve como el intercambiador termico para enfriar adicionalmente el BOG enfriado y licuado mientras pasa a traves del intercambiador de calor 21. Si no se instala el enfriador 25, la eficiencia total del sistema puede disminuir ligeramente. Sin embargo, pueden facilitarse la disposicion de tubenas y la operacion del sistema, y pueden reducirse los costes de instalacion iniciales y la tasa de mantenimiento.
Ademas, con referencia a la segunda modificacion de la cuarta realizacion ilustrada en la FIG. 8, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion puede modificarse de modo que el expansor 52 y la valvula de expansion 55 que sirven como los medios de descompresion se dispongan en paralelo. En esta situacion, el expansor 52 y la valvula de expansion 55 dispuestos en paralelo se disponen entre el intercambiador de calor 21 y el separador gas-lfquido 23. Se instala una lmea de derivacion L31, que se bifurca desde la lmea de retorno de BOG L3 entre el intercambiador de calor 21 y el separador gas-lfquido 23 y se configura para derivar el expansor 52, de modo que se instale la valvula de expansion 55 en paralelo y se use solamente el expansor 52 o la valvula de expansion 55 cuando es necesario. La valvula de expansion 55 se cierra cuando el BOG licuado se expande usando solamente el expansor 52, y las valvulas todo-nada 53 y 54 instaladas respectivamente en el extremo frontal y el extremo posterior del expansor 52 se cierran cuando el BOG licuado se expande usando solamente la valvula de
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Como en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con las realizaciones anteriores, en el sistema y 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 transportador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede relicuarse, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el. Por lo tanto, puede reducirse o eliminarse una cantidad del BOG consumida en la GCU o similar. Adicionalmente, el BOG puede tratarse mediante relicuefaccion, sin instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados tales como nitrogeno.
Incluso cuando el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion de la presente invencion se aplica a plantas (LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP, y similares) asf como a buques (transportador de LNG, lNg RV, y similares), el BOG generado desde el tanque de carga que almacena el LNG puede usarse como el combustible del motor (incluyendo motores de generacion de energfa asf como los motores para propulsion) o puede relicuarse, reduciendo o eliminando de ese modo el desperdicio innecesario de BOG.
Ademas, en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la cuarta realizacion de la presente invencion, dado que es innecesario instalar los aparatos de relicuefaccion usando refrigerantes separados (es decir, ciclo de refrigeracion nitrogeno-refrigerante, ciclo de refrigeracion mezcla-refrigerante, o similares), no es necesario instalar por separado instalaciones para suministro y almacenamiento de refrigerantes. En consecuencia, es posible ahorrar costes iniciales de instalacion y costes de operacion para la configuracion de todo el sistema.
La FIG. 9 es un diagrama de configuracion esquematico 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 los medios de descompresion (por ejemplo, la valvula de expansion 22) se devuelve al tanque de carga 11, sin pasar a traves del separador gas-lfquido 23. Posteriormente en el presente documento, solo se describira con mas detalle una diferencia respecto al sistema de tratamiento de gas licuado de la segunda realizacion. Ademas, se asignaran los mismos numeros de referencia a los mismos elementos que aquellos 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 en dos fases), que se convierte en un estado en el que el componente de gas (es decir, el gas evaporado) y el componente lfquido (es decir, el BOG licuado) se mezclan mientras se descomprime tras 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 configurarse de modo que el BOG en dos fases devuelto al tanque de carga 11 se inyecte en el fondo del tanque de carga 11.
El componente de gas (es decir, el gas evaporado) del BOG en dos fases inyectado al fondo del tanque de carga 11 puede fundirse parcialmente en el LNG almacenado en el tanque de carga 11, o puede licuarse mediante energfa de frio del LNG. Ademas, el gas evaporado (BOG), que no se funde o licua, se descarga desde el tanque de carga 11 de nuevo a traves de la lmea de suministro de BOG L1 junto con el BOG (NBOG) adicionalmente generado en el tanque de carga 11. El gas evaporado descargado desde el tanque de carga 11 junto con el BOG generado de nuevo se recircula al compresor 13 a lo largo de la lmea de suministro de BOG L1.
De acuerdo con la presente realizacion, dado que el BOG en dos fases despues de la expansion se inyecta en el fondo del tanque de carga 11, se licua una cantidad de BOG mayor por el lNg almacenado en el tanque de carga 11. Adicionalmente, dado que se omiten instalaciones tales como separador de gas-lfquido o similares, pueden ahorrarse costes de instalacion y costes de operacion.
La FIG. 10 es un diagrama de configuracion esquematico 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 FIG. 10 difiere del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la FIG. 9 de acuerdo con 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 primera modificacion de la quinta realizacion, el LBOG enfriado y licuado en un intercambiador de calor 21 se descomprime a un estado de mezcla gas-lfquido mientras pasa a traves del expansor 52 y se devuelve a un tanque de carga 11 en un estado en dos fases.
La FIG. 11 es un diagrama de configuracion esquematico 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 FIG. 11 difiere del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la FIG. 9 de acuerdo con la quinta realizacion en que se usa una pluralidad de compresores (por
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ejemplo, un primer compresor 13a y un segundo compresor 13b) en lugar del compresor multi-etapa como el medio de compresion.
En el sistema de tratamiento de gas licuado para buque de acuerdo con la segunda modificacion de la quinta realizacion de la presente invencion, 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 y a continuacion se suministra al primer compresor 13a. El BOG comprimido en el primer compresor 13a puede comprimirse a aproximadamente 600 kPa a 1 MPa (absolutos) (6 a 10 bar(a)) y suministrarse a continuacion a un solicitante, es decir, un sistema de propulsion (por ejemplo, DFDE) que use LNG como combustible, a lo largo de una lmea de suministro de combustible L2. El BOG restante despues de ser suministrado al DFDE puede comprimirse adicionalmente por el segundo compresor 13b que sirve como compresor de refuerzo. A continuacion, como en la quinta realizacion anteriormente descrita, el BOG puede licuarse mientras se mueve a lo largo de la lmea de retorno de BOG L3 y devolverse entonces al tanque de carga 11.
El primer compresor 13a puede ser un compresor en una etapa que incluye un cilindro de compresion 14a y un enfriador intermedio 15a. El segundo compresor 13b puede ser un compresor de una etapa que incluye un cilindro de compresion 14b y un enfriador intermedio 15b. Si es necesario, el segundo compresor 13b puede estar provisto con un compresor multi-etapa que incluye una pluralidad de cilindros de compresion y una pluralidad de enfriadores intermedios.
El BOG comprimido por el primer compresor 13a se comprime a aproximadamente 600 kPa a 1 MPa (absolutos) (6 a 10 bar(a)) y a continuacion se suministra al solicitante, por ejemplo el motor de DF (es decir, DFDE), a traves de la lmea de suministro de combustible L2. En este punto, todo o parte del BOG comprimido puede suministrarse al motor de acuerdo con la cantidad de combustible necesaria para el motor.
Es decir, cuando el BOG descargado desde el tanque de carga 11 y suministrado al primer compresor 13a (es decir, todo el BOG descargado desde el 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 aguas abajo del primer compresor 13a. La segunda corriente puede suministrarse como combustible al sistema de propulsion, es decir, el motor de DF (DFDE), y la tercera corriente puede licuarse y devolverse al tanque de carga 11.
En este punto, la segunda corriente se suministra al DFDE a traves de la lmea de suministro de combustible L2, y la tercera corriente se comprime adicionalmente en el segundo compresor 13b, experimenta procesos de licuefaccion y descompresion, y se devuelve al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno de BOG L3. Se instala un intercambiador de calor 21 en la lmea de retorno de BOG L3 de modo que licue 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 desde el tanque de carga 11 y a continuacion suministrado al primer compresor 13a.
Dado que el 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) mediante la recepcion de energfa de frio de la primera corriente del BOG antes de la compresion. De ese modo, el intercambiador de calor 21, el BOG del estado de alta presion se enfna (licua) por intercambio termico entre el BOG de la temperatura criogenica inmediatamente despues de ser descargado desde el 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 pasa a traves de una valvula de expansion 22 (por ejemplo, una valvula J-T) que sirve como medio de descompresion, y a continuacion se suministra al tanque de carga 11 en un estado de mezcla gas-lfquido. El LBOG puede descomprimirse a aproximadamente la presion atmosferica (por ejemplo, descomprimirse desde 30 MPa (300 bar) a 300 kPa (3 bar)) mientras pasa a traves de la valvula de expansion 22.
Entretanto, cuando se espera que se generara BOG excedente debido a que la cantidad de BOG generado desde el tanque de carga 11 es mayor que la cantidad de combustible necesario para el motor de DF (por ejemplo, en el momento de la parada del motor o durante una navegacion a baja velocidad), el BOG comprimido en el primer compresor 13a se bifurca traves de la lmea de bifurcacion de BOG L7 y a continuacion se usa en los medios de consumo del BOG. Ejemplos de medios 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 FIG. 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 FIG. 12 difiere del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la FIG. 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
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descomprime hasta un estado de mezcla gas-Kquido mientras 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 en dos fases.
Como el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con las realizaciones anteriores, en el sistema y 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, del LNG) en el transportador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede relicuarse, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el. Por lo tanto, puede reducirse o eliminarse una cantidad de BOG consumido en la GCU o similares. Adicionalmente, el BOG puede tratarse mediante relicuefaccion, sin instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados tales como nitrogeno.
Incluso cuando el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la quinta realizacion de la presente invencion se aplica a plantas (LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP, y similares) asf como a buques (transportador de LNG, lNg RV, y similares), el BOG generado desde el tanque de carga que almacena el LNG puede usarse como el combustible del motor (incluyendo motores para generacion de energfa asf como motores para propulsion) o puede relicuarse, reduciendo o eliminando de ese modo el desperdicio innecesario de BOG.
Ademas, en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la quinta realizacion de la presente invencion, dado que es innecesario instalar los aparatos de relicuefaccion que usan refrigerantes separados (es decir, ciclo de refrigeracion nitrogeno-refrigerante, ciclo de refrigeracion mezcla-refrigerante, o similares), no necesitan instalarse por separado instalaciones para suministro y almacenamiento de los refrigerantes. En consecuencia, es posible ahorrar costes iniciales de instalacion y costes de operacion para la configuracion de todo el sistema.
La FIG. 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 FIG. 13 de acuerdo con la sexta realizacion de la presente invencion se configura mediante la integracion del sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la FIG. 1 de acuerdo con una primera realizacion (sistema hnbrido que incluye la lmea a traves de la que se comprime el LNG por la bomba de alta presion 120 y se suministra como combustible al sistema de propulsion, y la lmea a traves de la que se comprime el BOG por el compresor 150 y se suministra como combustible al sistema de propulsion) y el sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la FIG. 2 de acuerdo con la segunda realizacion.
Aunque no se ilustra, de acuerdo con la presente invencion, es obvio que en los sistemas de tratamiento de gas licuado ilustrados en las FIGS. 3 a 13 de acuerdo con la tercera a quinta realizaciones pueden integrarse tambien con el sistema tnbrido (vease L23, L24 y L25 de la FIG. 13) tal como se ilustra en la FIG. 13.
El sistema de tratamiento de gas licuado ilustrado en la FIG. 13 de acuerdo con la presente invencion incluye un motor de inyeccion de gas natural a alta presion (por ejemplo, motor MEGI) como un motor principal, y un motor de DF (generador de DF: DFDG) como un motor secundario. Generalmente, el motor principal se usa para propulsion para la navegacion del buque, y el motor secundario se usa para la generacion de energfa para suministrar energfa a varios aparatos e instalaciones instaladas en el buque. Sin embargo, la presente invencion no esta limitada a las finalidades de motor principal y de motor secundario. Puede instalarse una pluralidad de motores principales y una pluralidad de motores secundarios.
El sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente invencion se configura de modo que el gas natural almacenado en el tanque de carga 11 (es decir, el bOg del estado de gas y el LNG del estado de lfquido) puede suministrarse como combustible a los motores (es decir, al motor MEGI que sirve como motor principal y al motor de DF que sirve como motor secundario).
Para 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 de suministro de BOG principal L1 que sirve como la lmea de suministro de BOG para alimentar al motor principal con BOG almacenado en el tanque de carga 11, y una lmea de suministro de BOG secundaria L8 bifurcada desde la lmea de suministro de BOG principal L1 para alimentar al motor secundario con BOG. La lmea de suministro de BOG principal L1 tiene la misma configuracion que la lmea de suministro de BOG L1 en la realizacion anterior. Sin embargo, en la descripcion dada con referencia a la FIG. 13, se hace referencia a esta lmea de suministro de BOG como la lmea de suministro de BOG principal L1 de modo que se distinga de la lmea de suministro de BOG para el motor de DF (es decir, la lmea de suministro de BOG secundaria L8). Ademas, la lmea de suministro de BOG secundaria L8 tiene la misma configuracion que la lmea de bifurcacion de BOG L8 de la realizacion anterior. Sin embargo, en la descripcion dada con referencia a la FIG. 13, se hace referencia a esta lmea de suministro de BOG como la lmea de suministro de BOG secundaria L8 de modo que se distinga de la lmea de suministro de BOG principal L1.
Para suministrar el LNG en estado lfquido como gas combustible, el sistema de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente realizacion incluye una lmea de suministro de LNG principal L23 que sirve para alimentar al
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motor principal con LNG almacenado en el tanque de carga 11, y una lmea de suministro de LNG secundaria L24 bifurcada desde la lmea de suministro de LNG principal L23 para alimentar el motor secundario con LNG.
De acuerdo con la presente realizacion, se instala un compresor 13 para la compresion del BOG en la lmea de suministro de BOG principal L1, y se instala una bomba de alta presion 43 para la compresion del LNG en la lmea de suministro de LNG principal L23.
El NBOG generado en el tanque de carga 11 que almacena gas licuado, y descargado traves de la valvula de descarga de BOG 41 se transfiere a lo largo de la lmea de suministro de BOG principal 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 MEGI. El BOG se comprime a una alta presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) mediante el compresor 13 y se suministra a continuacion al motor de inyeccion de gas natural a alta presion.
El tanque de carga 11 tiene paredes de sellado y aislamiento termico de modo que almacena el gas licuado tal como el LNG en un estado criogenico, pero no pueden bloquear perfectamente la transferencia de calor desde el exterior. Por lo tanto, el gas licuado se vaporiza continuamente dentro del tanque de carga 11, y el BOG se descarga desde el tanque de carga 11 de modo que se mantiene la presion del BOG en un nivel apropiado.
El compresor 13 puede incluir uno o mas cilindros de compresion 14 y uno o mas enfriadores intermedios 15 para el enfriamiento del BOG en el que se eleva la temperatura. El compresor 13 puede configurarse para comprimir BOG hasta, por ejemplo, aproximadamente 40 MPa (400 bar(a)). Aunque la FIG. 13 ilustra el compresor multi-etapa 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 puede cambiarse cuando es necesario. Ademas, puede disponerse una pluralidad de cilindros de compresion dentro de un unico compresor, y una pluralidad de compresores pueden conectarse 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 de suministro de BOG principal 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 necesario para el motor de inyeccion de gas natural a alta presion.
La lmea de suministro de BOG secundaria L8 para suministro de gas combustible al motor secundario (es decir, el motor de DF) se bifurca desde la lmea de suministro de BOG principal L1. Mas espedficamente, la lmea de suministro de BOG secundaria L8 se bifurca desde la lmea de suministro de BOG principal L1 de modo que puede bifurcarse el BOG en el proceso de ser comprimido en etapas multiples en el compresor 13. Aunque la FIG. 13 ilustra que el BOG comprimido en la etapa 2 se bifurca y una parte del BOG se suministra al motor secundario a traves de la lmea de suministro de BOG secundaria L8, es decir meramente un ejemplo. El sistema puede configurarse tambien de modo que el BOG comprimido en la etapa 1 o el BOG comprimido en la etapa 3 a 5 se bifurca y a continuacion se suministra al motor secundario a traves de la lmea de suministro de BOG secundaria. Como un ejemplo del compresor, puede usarse un compresor fabricado por la compama Burckhardt. El compresor fabricado por la compama Burckhardt incluye cinco cilindros. Es conocido que los tres cilindros de la etapa frontal funcionan en un metodo de lubricacion libre de aceite y los dos cilindros de la etapa posterior funcionan en un metodo de lubricacion con aceite. Por lo tanto, en el caso en el que se use el compresor fabricado por la compama Burckhardt como al compresor 13 para la compresion del BOG, el BOG necesita transferirse a traves de un filtro de aceite cuando el BOG se bifurca en la etapa 4 o mayor del compresor. Sin embargo, es ventajoso que no necesite usarse el filtro de aceite cuando el BOG se bifurca en la etapa 3 o menor del compresor.
La presion requerida por el motor de DF (por ejemplo, DFDG) que sirve como el motor secundario es mas baja que la del motor MEGI. Por lo tanto, cuando el BOG comprimido a una alta presion se bifurca en el extremo posterior del compresor 13, es ineficiente debido a que se necesita disminuir de nuevo la presion del BOG y a continuacion suministrarlo al motor secundario.
Como se ha descrito anteriormente, si se calienta el LNG, el componente de metano que tiene una temperatura de licuefaccion relativamente baja se vaporiza preferentemente. Por ello, dado que es alto el contenido de metano del BOG, el BOG puede suministrarse directamente como combustible al motor de DF. Por lo tanto, no necesitan instalarse aparatos separados para el ajuste del numero de metano en la lmea de suministro de BOG principal y en la lmea de suministro de BOG secundaria.
Por su parte, cuando se espera que se genere un excedente de BOG debido a que la cantidad de BOG generado desde el tanque de carga 11 es mayor que la cantidad de combustible necesaria para el motor principal y el motor secundario, el sistema de tratamiento de gas licuado de la presente invencion puede volver a licuar el BOG y devolver el BOG licuado al tanque de carga.
Cuando se genera el BOG a traves de la capacidad de relicuefaccion, el BOG que se ha comprimido o esta siendo comprimido en una etapa en el compresor 13 puede bifurcarse a traves de la lmea de bifurcacion de BOG L7 y
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usarse en el medio de consumo de BOG. Ejemplos de medios de consumo de BOG pueden incluir una GCU y una turbina de gas, cada una de las cuales puede usar gas natural que tiene como combustible una presion relativamente mas baja que el motor de MEGI. Como se ilustra en la FIG. 13, la lmea de bifurcacion de BOG L7 puede bifurcarse desde la lmea de suministro de BOG secundaria L8.
Dado 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, se relicua y devuelve al tanque de carga 11 es identico al descrito con referencia a la FIG. 2, se omitira una descripcion detallada del mismo.
Aunque la FIG. 13 ilustra el ejemplo en el que la lmea de retorno de BOG L3 para suministro del BOG comprimido al intercambiador de calor 21 se bifurca en el extremo posterior del compresor 13, la lmea de retorno de BOG L3 puede instalarse para bifurcar el BOG que esta siendo comprimido en etapas en el compresor 13, como la lmea de bifurcacion de BOG L7 y la lmea de suministro de BOG L8 anteriormente descritas que sirven como la lmea de bifurcacion de BOG. La FIG. 3 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido en la etapa 2 se bifurca tras dos cilindros, y la FIG. 4 ilustra una modificacion en la que el BOG comprimido en la etapa 3 se bifurca tras tres cilindros. En este punto, la presion del BOG bifurcado desde la etapa media del compresor 13 puede ser de aproximadamente 600 kPa a 1 MPa (absolutos) (6 a 10 bar(a)).
En particular, en el caso de uso de un compresor (fabricado por Burckhardt) que incluye cinco cilindros en el que tres cilindros de la etapa frontal funcionan con un metodo de lubricacion libre de aceite y dos cilindros de la etapa posterior funcionan con un metodo de lubricacion por aceite, necesita transferirse el BOG mientras pasa a traves de un filtro de aceite cuando se bifurca el BOG en la etapa posterior o en la etapa 4 o mayor del compresor. Sin embargo, es ventajoso que no necesite usarse el filtro de aceite cuando se bifurca el BOG en la etapa 3 o menor del compresor.
Se instala una bomba de descarga 12 y una bomba de alta presion 43 en la lmea de suministro de LNG L23. La bomba de descarga 12 se instala dentro del tanque de carga 11 y se configura para descargar LNG al exterior del tanque de carga 11. La bomba de alta presion 43 se configura para comprimir de modo secundario LNG, que se comprime principalmente en la bomba de descarga 12, hasta una presion necesaria para el motor MEGI. 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 FIG. 4, pueden conectarse en paralelo cuando es necesario una pluralidad de bombas de alta.
Como se ha descrito anteriormente, la presion del gas combustible necesario para el motor MEGI es una alta presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (150 a 400 bar(a)) (presion absoluta). En la presente memoria, debena considerarse que el termino “alta presion” tal como se usa en el presente documento se refiere a una presion necesaria para el motor MEGI, por ejemplo, una presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (150 a 400 bar(a)) (presion absoluta).
El LNG descargado desde el tanque de carga 11 que almacena gas licuado, a traves de la bomba de descarga 12 se transfiere a lo largo de la lmea de suministro de LNG principal L23 y se suministra entonces 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 MEGI. Dado que a la presion necesaria para el motor MEGI esta en un estado supercntico, el LNG comprimido hasta la alta presion esta en un estado que no es ni gas ni lfquido. Por lo tanto, debena considerarse que la expresion “vaporizacion del LNG comprimido a la alta presion en el vaporizador 44” significa elevacion de la temperatura del LNG que esta en el estado supercntico hasta una temperatura necesaria para el motor MEGI.
La lmea de suministro de LNG secundaria L24 para suministro de gas combustible al motor secundario (es decir, el motor de DF) se bifurca desde la lmea de suministro de LNG principal L23. Mas espedficamente, la lmea de suministro de LNG secundaria L24 se bifurca desde la lmea de suministro de LNG principal L23 de modo que el LNG puede bifurcarse antes de ser comprimido en la bomba de alta presion 43.
Por su parte, en la FIG. 13, la lmea de suministro de LNG secundaria L24 se ilustra como bifurcada desde la lmea de suministro de LNG principal L23 en el lado aguas arriba de la bomba de alta presion 43. Sin embargo, de acuerdo con la modificacion, la lmea de suministro de LNG secundaria L24 puede bifurcarse desde la lmea de suministro de LNG principal L23 en el lado aguas abajo de la bomba de alta presion 43. Sin embargo, en el caso en el que la lmea de suministro de LNG L24 se bifurque desde el lado aguas abajo de la bomba de alta presion 43, dado que la presion del LNG se ha elevado por la bomba de alta presion 43, es necesario disminuir la presion del LNG a la presion necesaria para el motor secundario por los medios de descompresion antes de suministrar el LNG al motor secundario como combustible. Como la realizacion ilustrada en la FIG. 13, es ventajoso que los medios de descompresion adicionales no necesiten instalarse cuando la lmea de suministro de LNG secundaria L24 se bifurca en el lado aguas arriba de la bomba de alta presion 43.
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Se instalan un vaporizador 45, un separador gas-Kquido 46, y un calentador 47 en la lmea de suministro de LNG secundaria L24 de modo que se ajuste el numero de metano y la temperatura del LNG suministrado como combustible al valor requerido en el motor de DF.
Como se ha descrito anteriormente, dado que el contenido de metano del LNG es relativamente mas bajo que el del BOG, el numero de metano del LNG es mas bajo que el numero de metano requerido por el motor de DF. Las relaciones 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 suministrar a continuacion el LNG vaporizado al motor de DF como combustible.
Para ajustar el numero de metano, el LNG se calienta y se vaporiza parcialmente en el vaporizador 45. El gas combustible parcialmente vaporizado hasta un estado en el que el estado de gas (es decir, gas natural) y el estado de lfquido (es decir, LNG) estan mezclados se suministra al separador gas-lfquido 46 y se separan en gas y lfquido. Dado que la temperatura de vaporizacion del componente de hidrocarburo pesado (HHC) que tiene un elevado valor calonfico es relativamente alto, se incrementa relativamente la relacion del componente de HHC en el LNG de estado lfquido que permanece sin ser vaporizado en el BOG parcialmente vaporizado. Por lo tanto, el numero de metano del gas combustible puede incrementarse mediante la separacion del componente lfquido en el separador gas-lfquido 46, es decir, mediante la separacion del componente de HHC.
Para obtener el numero de metano apropiado, la temperatura de calentamiento en el vaporizador 45 puede ajustarse considerando la relacion de componente de hidrocarburo incluido en el LNG, el numero de metano requerido 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 gas-lfquido 46 se devuelve al tanque de carga 11 a traves de la lmea de retorno del componente lfquido L5. La lmea de retorno del BOG L3 y la lmea de retorno del componente lfquido L5 pueden extenderse al tanque de carga 11 despues de unirse entre sn
El gas combustible, cuyo numero de metano se ajusta, se suministra al calentador 47 a traves de la lmea de suministro de LNG secundaria L24, se calienta adicionalmente hasta la temperatura requerida en el motor secundario, y se suministra a continuacion como combustible al motor secundario. Por ejemplo, cuando el motor secundario es un DFDG, el numero de metano requerido es generalmente de 80 o mas. Por ejemplo, en el caso del LNG general (tfpicamente, metano: 89,6 %, nitrogeno: 0,6 %), el numero de metano antes de la separacion del componente de HHC es de 71,3, y un poder calonfico inferior (LHV) en ese punto es 48, 872,8 kJ/kg (1 atm, vapor saturado). Cuando se elimina el componente de HHC mediante la compresion del LNG general a 700 kPa (absolutos) (7 bar(a)) y calentandolo a -120 °C, el numero de metano se incrementa a 95,5 y el LHV en ese punto es 49, 265,6 kJ/kg.
De acuerdo con la presente realizacion, hay dos pasos a traves del que el gas combustible se suministra a los motores (el motor principal y el motor secundario). Es decir, el gas combustible puede suministrarse a los motores despues de ser comprimido a traves del compresor 13, o puede suministrarse a los motores despues de ser comprimido a traves de la bomba de alta presion 43.
En particular, se usa un buque, tal como un transportador de LNG o LNG RV, para transportar LNG desde un area de produccion a un consumidor. Por lo tanto, cuando se navega al area de produccion, el buque navega en una condicion en carga en la que el LNG esta totalmente cargado en el tanque de carga. Cuando retorna al area de produccion despues de descargar el LNG el buque navega en una condicion en lastre en la que el tanque de carga esta casi vacfo. En la condicion en carga, se genera una gran cantidad de BOG debido a que la cantidad de LNG es relativamente alta. En la condicion en lastre, se genera una pequena cantidad de BOG debido a que la cantidad de LNG es pequena.
Aunque hay una diferencia de acuerdo con la capacidad del tanque de carga, temperatura exterior, y similares, la cantidad de BOG generada cuando la capacidad del tanque de carga de LNG es de aproximadamente 130.000 350.000 es de 3 a 4 t/h en la condicion de carga y es de 0,3 a 0,4 t/h en la condicion en lastre. Ademas, la cantidad de gas combustible necesario para los motores es de aproximadamente 1 a 4 t/h (aproximadamente 1,5 t/h de promedio) en el caso del motor MEGI y es de aproximadamente 0,5 t/h en el caso del motor de DF (DFDG). Por su parte, en los ultimos anos, dado que ha tendido a reducirse la tasa de evaporacion (BOG) debido a la mejora de rendimiento de los aislamientos termicos en el tanque de carga, ha tendido a reducirse la cantidad de generacion de BOG.
Por lo tanto, en el caso en el que se proporcionen tanto la lmea del compresor (es decir, L1 y L8 en la FIG. 13) como la lmea de la bomba de alta presion (es decir, L23 y L24 en la FIG. 13) como el sistema de suministro de gas combustible de la presente realizacion, es preferible que el gas combustible se suministre a los motores a traves de la lmea del compresor en la condicion en carga en la que se genera una gran cantidad de BOG, y el gas combustible se suministre a los motores a traves de las lmeas de la bomba de alta presion en la condicion en lastre en la que se genera una pequena cantidad de BOG.
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En general, la energfa necesaria para que el compresor comprima gas (BOG) hasta la alta presion de aproximadamente 15 a 40 MPa (150 a 400 bar(a)) (presion absoluta) requerida en el motor MEGI es considerablemente mayor que la energfa necesaria para que la bomba comprima 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 de la lmea de la bomba de alta sola sin ninguna lmea de compresion es efectivo en coste. Por ejemplo, se consume una potencia de 2 MW para el suministro de combustible al motor MEGI mediante el accionamiento de un conjunto de compresores configurados con etapas multiples. Sin embargo, si se usa la bomba de presion, se consume una potencia de 100 kW. Sin embargo, cuando se suministra gas combustible a los motores mediante el uso de la lmea de la bomba de alta presion solamente en la condicion en carga, es necesario un aparato de licuefaccion para el relicuado del BOG de modo que se trate el BOG continuamente generado en el tanque de carga. Cuando se considera la energfa consumida en el aparato de relicuefaccion, es ventajoso que se instalen tanto la lmea del compresor como la lmea de la bomba de alta presion, el gas de combustible se suministre a traves de la lmea de compresor en la condicion en carga, y el gas combustible se suministre a traves de la lmea de la bomba de alta presion en la condicion en lastre.
Sin embargo, como en la condicion en lastre, cuando la cantidad de BOG generado en el tanque de carga es mas pequena que la cantidad de combustible necesaria para el motor MEGI, puede ser eficiente bifurcar el BOG a traves de la lmea de suministro de BOG secundaria L8 en el proceso de ser comprimido en etapas multiples y usar el BOG bifurcado como el combustible del motor de DF, sin comprimir el BOG en el compresor de etapas multiples a la alta presion requerida en el MEGI. Es decir, por ejemplo, si el BOG suministra al motor de DF solamente a traves de los cilindros de compresion de la etapa 2 del compresor de 5 etapas, los restantes cilindros de compresion de 3 etapas funcionan en vado. Se requiere una potencia de 2 MW cuando el BOG se comprime accionando todas las 5 etapas del compresor. Se requieren 600 kW cuando se usan cilindros de compresion en 2 etapas y las restantes 3 etapas de cilindros de compresion funcionan en vado. Se requieren 100 kW cuando el combustible se suministra al motor MEGI a traves de la bomba de alta presion. Por lo tanto, como en la condicion en lastre, cuando la cantidad de generacion de BOG es mas pequena que la cantidad de combustible necesario para el motor MEGI, es ventajoso en terminos de eficiencia energetica consumir toda la cantidad del BOG en el motor de DF o similar y suministrar el LNG como combustible a traves de la bomba de alta presion.
Sin embargo, si es necesario, incluso cuando la cantidad de generacion de BOG es mas pequena que la cantidad de combustible necesario para el motor MEGI, el LNG puede vaporizarse forzosamente y suministrarse en tanta cantidad como la deficiente mientras se suministra el BOG como combustible al motor MEGI a traves del compresor. Por su parte, dado que la cantidad de generacion de BOG es pequena en la condicion en lastre, el BOG no se descarga sino que se acumula hasta que el tanque de carga alcanza una presion predeterminada, y se descarga intermitentemente y se suministra como combustible al motor de DF o al motor MEGI, en lugar de descargar y consumir el BOG siempre que se genere BOG.
En la condicion en lastre, el motor del buque (el motor de DF o el motor MEGI) puede alimentarse simultaneamente con BOG comprimido por el compresor 13 y LNG comprimido por la bomba de alta presion 43 como combustible. Ademas, en la condicion en lastre, el motor del buque (el motor de DF o el motor MEGI) puede alimentarse alternadamente con BOG comprimido por el compresor 13 y con LNG comprimido por la bomba de alta presion 43 como combustible.
En el caso del motor de baja presion, tal como en una caldera, una turbina de gas, o un motor de DF de baja presion, que se alimentan con un combustible a baja presion durante el uso, se ha desarrollado un sistema de suministro de combustible que usa el BOG generado en el tanque de almacenamiento como combustible en una condicion normal, y vaporiza forzosamente el LNG y usa el LNG vaporizado como combustible junto con el BOG cuando la cantidad de BOG es mas pequena que la cantidad de combustible necesaria. Dicho sistema de suministro de combustible esta limitado a un caso en el que solo se instala un motor de baja presion en un buque. El BOG naturalmente generado y el LNG forzosamente vaporizado son diferentes en su poder calonfico y el numero de metano. Por ello, en un caso en el que se suministre en el BOG y el LNG forzosamente vaporizado a un motor de forma mezclada, la potencia del motor cambia segun el componente de combustible, es decir, el poder calonfico, cambia continuamente. Esto hace diffcil operar el motor. En el caso de un barco de carga tal como un transportador de LNG, se genera una cantidad relativamente suficiente de BOG en una condicion en carga en la que el barco de carga esta totalmente cargado con carga en el viaje. Sin embargo, en una condicion en lastre en la que el barco de carga vuelve despues de descargar la carga, es deficiente la cantidad de BOG y por ello es necesario vaporizar forzosamente el LNG. Por lo tanto, en la condicion en lastre correspondiente a aproximadamente la mitad de todo el periodo de navegacion, ocurriran continuamente problemas tales como cambio en la potencia del motor.
Sin embargo, las realizaciones anteriormente descritas de la presente invencion difieren significativamente en el sistema de suministro de combustible montado solamente con el motor de baja presion, en que se montan tanto el motor de alta presion alimentado con el combustible a una alta presion (por ejemplo, el motor MEGI, a aproximadamente 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a))) y el motor de baja presion alimentado con el combustible a una baja presion (por ejemplo, el motor de DF, a aproximadamente 0,6-1 MPa (absolutos) (6-10 bar(a))).
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Ademas, de acuerdo con la presente invencion, cuando la cantidad de generacion de BOG es mas pequena que la cantidad de combustible requerido en todo el motor, el BOG se suministra como combustible solamente al motor de baja presion, o el LNG se suministra como el combustible tanto al motor de alta presion como al motor de baja presion. Cuando se acumula una cantidad de BOG predeterminada en el tanque de almacenamiento, el BOG y el LNG se suministran alternadamente como el combustible a los motores. Por lo tanto, es posible resolver el problema que ocurre cuando el BOG y el LNG forzosamente vaporizado se suministran a un motor de manera mezclada.
Sin embargo, de acuerdo con las realizaciones de la presente invencion, es obvio que el BOG comprimido por el compresor 13 y el LNG comprimido por la bomba de alta presion 43 pueden suministrarse simultaneamente como combustible a un motor segun sea necesario.
Ademas, en los buques en los que no es facil reparar y sustituir equipos, se requiere que se dupliquen instalaciones importantes en consideracion a emergencia (redundancia). Es decir, se requiere la redundancia de las instalaciones importantes tales como instalaciones extras capaces de realizar la misma funcion que la instalacion principal, y el equipo extra se pone en un estado de reserva durante la operacion normal de la instalacion principal y asume la funcion de la instalacion principal cuando la instalacion principal no funciona debido a fallos. Ejemplos de instalaciones que requieren la redundancia pueden incluir instalaciones giratorias, por ejemplo, compresores o bombas.
De ese modo, necesitan instalarse de modo redundante varias instalaciones en el buque solo para satisfacer los requisitos de redundancia en tanto 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 de tratamiento (relicuefaccion) del BOG. Por otro lado, en el sistema de suministro de gas combustible de la presente invencion en el que se instalan tanto la lmea del compresor como la lmea de la bomba de alta presion, incluso cuando ocurre un problema en una de las lmeas de suministro, el buque puede continuar navegando normalmente a traves de la otra lmea de suministro. En el caso en el que solo se instala una lmea de compresion, caros compresores se usan menos y puede seleccionarse apropiadamente y usarse un metodo optimo de suministro de gas de combustible de acuerdo con la cantidad de generacion de BOG. Por lo tanto, es posible obtener un efecto adicional que puede ahorrar costes de operacion asf como los costes iniciales de construccion del barco.
Como se ilustra en la FIG. 13, cuando el sistema de tratamiento de gas licuado y el sistema de suministro de gas de combustible tnbrido se combinan de acuerdo con la realizacion de la presente invencion, el BOG generado durante el transporte de carga (esto es, el LNG) en el transportador de LNG puede usarse como el combustible del motor, o puede realizarse, devolverse al tanque de carga y almacenarse en el. Por lo tanto, puede reducirse o eliminarse la cantidad de BOG consumido en la GCU o similares. Adicionalmente, el BOG puede tratarse por relicuefaccion, sin instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados tales como nitrogeno.
De acuerdo con la presente realizacion, a pesar de la reciente tendencia por la que se incrementa cantidad de generacion de BOG debido al incremento en la capacidad del tanque de carga y se reduce la cantidad necesaria de combustible debido a la mejora de rendimiento del motor, el BOG restante despues de ser usado como el combustible del motor puede relicuarse y devolverse al tanque de carga, impidiendo de ese modo el desperdicio de BOG.
En particular, en el sistema y metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la presente realizacion, dado que es innecesario instalar aparatos de relicuefaccion que usen refrigerantes separados (esto es, ciclo de refrigeracion nitrogeno-refrigerante, ciclo de refrigeracion mezcla-refrigerante, o similares), no necesitan instalarse por separado instalaciones para suministro y almacenamiento de refrigerantes. En consecuencia, es posible ahorrar costes iniciales de instalacion y costes de operacion para la configuracion de todo el sistema.

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    REIVINDICACIONES
    1. Un metodo de tratamiento de gas licuado para un buque, que se realiza mediante un sistema de tratamiento de gas licuado para el buque que incluye un tanque de carga (1; 11) que almacena gas natural licuado (LNG), y un motor principal (3) y un motor secundario (200) que usan el LNG almacenado en el tanque de carga como combustible, incluyendo el sistema de tratamiento de gas licuado una lmea de compresor (140; L1) configurada para comprimir el BOG generado en el tanque de carga mediante un compresor (150; 13) y suministrar el BOG comprimido al motor principal y al motor secundario como combustible y una lmea de bomba (110; L23) configurada para comprimir el LNG almacenado en el tanque de carga mediante una bomba (2, 120; 12, 43) y el suministro del LNG al motor principal y al motor secundario como combustible, comprendiendo el metodo de tratamiento de gas licuado;
    suministro del BOG generado en el tanque de carga a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario como combustible a traves de la lmea de compresor (140; L1) en una condicion en carga en la que la cantidad de LNG generado en el tanque de carga es mayor que en una condicion en lastre, en el que el BOG generado en el tanque de carga se comprime por el compresor (150; 13) a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) en la lmea de compresor (140; L1) y el LNG almacenado en el tanque de carga se comprime a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por la bomba (2, 120; 12, 43) en la lmea de bombas (110; L23),
    en la que el BOG, que no se suministra como combustible al motor principal (3) y al motor secundario (200) entre el BOG comprimido a 15 a 40 MPa (absolutos) (150 a 400 bar(a)) por el compresor, se enfna en un intercambiador de calor mediante intercambio de calor con el BOG que se descarga desde el tanque de carga y a continuacion se transfiere al compresor,
    y en el que el BOG enfriado en el intercambiador de calor se descomprime por un medio de descompresion.
  2. 2. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que, en la condicion en carga, el LNG almacenado en el tanque de carga (1; 11) se suministra como combustible al motor principal y al motor secundario a traves de la lmea de bomba (110; L23).
  3. 3. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que, en la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga (1; 11) se suministra como combustible a uno de entre el motor principal y el motor secundario a traves de la lmea de compresores (140; L1).
  4. 4. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que, en la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga (1; 11) se suministra como combustible al motor secundario a traves de la lmea de compresor (140; L1), y el LNG almacenado en el tanque de carga se suministra como combustible al motor principal a traves de la lmea de bomba (110; L23).
  5. 5. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que, en la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga (1; 11) se suministra intermitentemente como combustible a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario a traves de la lmea de compresor (140; L1), y cuando no se suministra el BOG a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario, el LNG almacenado en el tanque de carga se suministra como combustible a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario a traves de la lmea de bomba (110; L23).
  6. 6. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que, en la condicion en lastre, el BOG generado en el tanque de carga y el LNG almacenado en el tanque de carga (1; 11) se suministran simultaneamente como combustible al motor principal y al motor secundario.
  7. 7. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que el compresor (150; 13) incluye una pluralidad de cilindros de compresion (14), y el BOG generado en el tanque de carga se comprime por una parte de la pluralidad de cilindros de compresion y se suministra como combustible al motor secundario.
  8. 8. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que el BOG generado en el tanque de carga y el LNG forzosamente vaporizado se suministran a, y se comprimen por, el compresor (150; 13) y se suministra como combustible a al menos uno de entre el motor principal y el motor secundario.
  9. 9. El metodo de tratamiento de gas licuado de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que, cuando el LNG almacenado en el tanque de carga se suministra al motor secundario, se separa un componente de hidrocarburo pesado del LNG de modo que se ajuste el numero de metano del LNG a un valor necesario para el motor secundario.
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