ES2928646T3 - Buque para el transporte de gas licuado y método de operación del buque - Google Patents

Buque para el transporte de gas licuado y método de operación del buque Download PDF

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Abstract

La presente solicitud proporciona una embarcación para el transporte de gas licuado, que comprende: - un casco; - al menos un tanque de almacenamiento de carga dispuesto en el casco para almacenar gas licuado; - al menos un motor para propulsar el buque; - al menos un compresor que tiene una entrada del compresor conectada a un espacio de vapor del al menos un tanque de almacenamiento de carga para recibir gas de evaporación a una primera presión y una salida del compresor para suministrar gas de evaporación presurizado a al menos un motor en una segunda presión que excede a la primera presión; y - un sistema de recuperación de gas de ebullición (BOG) para la recuperación de gas de ebullición, comprendiendo el sistema de recuperación de BOG: - una sección de enfriamiento que tiene una entrada a la sección de enfriamiento conectada a la salida del compresor para recondensar al menos parte del gas de ebullición presurizado ; y - un tanque de almacenamiento de BOG que tiene una entrada de tanque de almacenamiento de BOG conectada a la salida de la sección de enfriamiento para almacenar el gas de ebullición presurizado recondensado. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Buque para el transporte de gas licuado y método de operación del buque
Antecedentes de la invención
La presente descripción se refiere a un buque para el transporte de gas licuado. El buque se proporciona con un sistema para manejar el gas de ebullición. La descripción también se refiere a un método de operación del buque.
El gas licuado puede ser o comprender típicamente gas natural licuado (GNL). El gas licuado puede enfriarse hasta temperaturas criogénicas, por lo que puede almacenarse como un líquido y a presiones reducidas. El GNL puede almacenarse aproximadamente a una presión atmosférica, típicamente alrededor de 1 bar, por ejemplo, cuando el gas se ha enfriado a aproximadamente menos de 163 °C.
Generalmente, el gas natural (GN) se convierte en líquido (también llamado gas natural licuado o GNL) en una planta de licuefacción, se transporta a largas distancias por un transportador de GNL (un buque) que se proporciona con tanques de almacenamiento para el GNL, y se regasifica al pasar por una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) o una terminal de descarga en tierra para suministrarse a los consumidores.
Como el gas natural licuado se almacena para su transporte a una temperatura criogénica de aproximadamente -163 °C a presión ambiente, es probable que el GNL se evapore incluso cuando la temperatura del GNL en los tanques de almacenamiento sea ligeramente superior a -163 °C a presión ambiente. Aunque un tanque de almacenamiento de GNL de un transportador de GNL se encuentra aislado térmicamente, como el calor se transmite continuamente desde el exterior al GNL en el tanque de almacenamiento de GNL, el GNL se evapora continuamente y se genera gas de ebullición (BOG) en el tanque de almacenamiento de GNL durante la transportación del GNL por el transportador de GNL.
Si se genera gas de ebullición en un tanque de almacenamiento de GNL como se describió anteriormente, la presión del tanque de almacenamiento de GNL aumentará y puede superar un nivel de umbral de seguridad.
Convencionalmente, si la presión de un tanque de almacenamiento de GNL aumenta más allá de una presión establecida, el gas de ebullición se descargaba al exterior del tanque de almacenamiento de GNL y se usaba como combustible para la propulsión del transportador de GNL, con el fin de mantener la presión del tanque de almacenamiento de GNL a un nivel seguro. Sin embargo, un sistema de propulsión de turbina de vapor accionado por el vapor que se genera en una caldera al quemar el gas de ebullición que se genera en un tanque de almacenamiento de GNL tiene el problema de la baja eficiencia de la propulsión. En realidad, esto significa que, en la práctica, la planta de vapor puede usar más gas natural que solo el gas de ebullición disponible.
Un sistema de propulsión diesel-eléctrica con doble combustible, que usa el gas de ebullición que se genera en un tanque de almacenamiento de GNL como combustible para un motor diésel después de comprimir el gas de ebullición, tiene una mayor eficiencia de propulsión que el sistema de propulsión de turbina de vapor.
Sin embargo, los sistemas de propulsión modernos y eficientes, tal como el sistema de propulsión diesel-eléctrica con doble combustible, tienen un problema en caso de que la cantidad de gas de ebullición (BOG) que se genera en un tanque de almacenamiento de GNL supere la capacidad o la demanda actual del sistema de propulsión. Típicamente, la cantidad de BOG supera la capacidad del sistema de propulsión diésel cuando el buque navega a una velocidad más abajo de cierto umbral, es decir, cuando el buque se mueve a una velocidad relativamente baja.
Típicamente se necesita equipo adicional, tal como una unidad de combustión de gas (GCU), para consumir el gas de ebullición superante. Este problema particular se agrava en tiempos de bajos precios al contado para la carga de GNL, ya que los transportadores de GNL querrán navegar a velocidades reducidas para ahorrar combustible para el transporte.
Por otro lado, existe otro método de mantener una presión de un tanque de almacenamiento de GNL a un nivel seguro. Si la presión del tanque de almacenamiento de GNL aumenta más allá de una presión establecida, el gas de ebullición se descarga al exterior del tanque de almacenamiento de GNL y se relicúa en una planta de relicuefacción y luego se devuelve al tanque de almacenamiento de GNL.
El documento US8959930 describe un método y un aparato para tratar el gas de ebullición que se genera en un tanque de almacenamiento de GNL de un transportador de GNL para transportar el GNL en un estado líquido criogénico. El transportador de GNL tiene una planta de relicuefacción de gas de ebullición, en donde una cantidad de gas de ebullición correspondiente a una capacidad de tratamiento de la planta de relicuefacción entre la cantidad total de gas de ebullición que se genera durante el viaje del transportador de GNL se descarga del tanque de almacenamiento de GNL y se relicúa por la planta de relicuefacción.
El método de relicuefacción del documento US8959930 puede mantener una cantidad de gas de ebullición que se descarga de un tanque de almacenamiento de GNL a un nivel constante mediante la relicuefacción de parte del gas de ebullición y su almacenamiento en el tanque de almacenamiento de GNL, en lugar de descargarlo y quemarlo, y puede evitar el desperdicio de gas de ebullición y ahorrar energía.
El documento US2010139316 de Deawoo también describe un sistema en donde, después de la presurización, parte del gas de ebullición se enfría contra un refrigerante y se almacena a aproximadamente 3 bar en un separador de líquidos. Este es un proceso de relicuefacción mediante el uso de un ciclo de refrigeración separado.
Sin embargo, la planta de relicuefacción requiere una cantidad significativa de equipos, tiene una demanda de energía significativa y es relativamente compleja de operar, lo que aumenta tanto los gastos de capital como los gastos de operación. El sistema de relicuefacción es realmente bastante ineficiente térmicamente, típicamente del orden del 18 al 20 %. Además, el equipo de relicuefacción es relativamente espacioso y pesado, lo que es una desventaja significativa para su aplicación en un buque, ya que limita el espacio disponible para la carga u otro equipo e impacta negativamente en la eficiencia general del combustible del buque. Por ejemplo, debido a los problemas mencionados anteriormente, la readaptación de los transportadores de GNL existentes se considera antieconómica.
El documento EP2706282A1 describe un aparato de procesamiento de gas de ebullición para la relicuefacción de un gas de ebullición que se genera dentro de un tanque de gas licuado. Después de la compresión, parte del gas de ebullición se devuelve directamente a los tanques de almacenamiento criogénico principales a través de una línea de retorno. La línea de retorno se equipa con un dispositivo de retención de presión que se configura para mantener la presión necesaria para la relicuefacción del gas de ebullición. En la línea de retorno, el gas de ebullición es directamente intercambiado por calor con el gas licuado en los tanques de almacenamiento principales y después se devuelve directamente a los tanques. El documento EP2896810A1 proporciona un sistema de tratamiento de gas licuado para un buque, que incluye un número de tanques de almacenamiento que almacenan gas natural licuado y un motor que usa el gas natural licuado que se almacena en los tanques como combustible. El gas de ebullición de los tanques de almacenamiento se comprime a aproximadamente 150 a 400 bara y se ramifica en una segunda corriente y una tercera corriente. La segunda corriente se suministra como combustible al motor. La tercera corriente se enfría en un intercambiador de calor mediante el intercambio de calor con el gas de ebullición que sale de los tanques de almacenamiento sin emplear un aparato de relicuefacción que use un refrigerante separado. Por lo tanto, la tercera corriente enfriada se descomprime y la tercera corriente descomprimida se encuentra en un estado de mezcla de gas-líquido, y sus componentes gaseoso y líquido se devuelven a los tanques de almacenamiento.
Como se indicó anteriormente, las prácticas operativas pueden optimizarse para mitigar hasta cierto grado el gas de ebullición de la carga de GNL. Pero es un problema común en toda la industria del GNL donde no se aprovechan las eficiencias potenciales de la maquinaria.
Por lo tanto, existe una clara necesidad identificada de opciones que permitirían reducir aún más la cantidad de gas que se pierde y, a menudo, se envía a la unidad de combustión de gas.
Breve descripción de la invención
La descripción proporciona un buque de acuerdo con la reivindicación independiente 1.
En una modalidad, el sistema de recuperación de BOG comprende una primera bomba que se dispone entre la salida de la sección de enfriamiento y la entrada del tanque de recuperación.
En otra modalidad, la sección de enfriamiento comprende un recondensador que tiene una entrada de recondensador y una salida de recondensador para proporcionar el gas de ebullición presurizado recondensado.
En una modalidad, el sistema de enfriamiento comprende una sección de preenfriamiento que tiene una entrada del preenfriador que se conecta a la salida del compresor y una salida del preenfriador para proporcionar gas de ebullición presurizado preenfriado a la entrada del recondensador.
En una modalidad, la primera bomba se conecta a la salida del recondensador, y la primera bomba tiene una primera salida de la bomba para proporcionar el gas de ebullición presurizado recondensado. La primera bomba puede ser una bomba de fluido. La presión a la salida de la primera bomba puede encontrarse en el rango de aproximadamente 5 Bar a 25 Bar.
En una modalidad, la primera bomba se conecta a la salida del recondensador, y la primera bomba tiene una primera salida de la bomba para proporcionar el gas de ebullición presurizado recondensado a una cuarta presión, la cuarta presión supera la tercera presión, a una entrada del preenfriador secundario para el intercambio de calor del gas de ebullición presurizado recondensado contra el gas de ebullición presurizado.
En una modalidad, la primera salida de la bomba se conecta a una entrada de un preenfriador secundario para el intercambio de calor del gas de ebullición presurizado recondensado contra el gas de ebullición presurizado y minimizar el subenfriamiento del gas recondensado.
En una modalidad, una salida del preenfriador secundario se conecta a la entrada del tanque de recuperación.
La sección de enfriamiento puede comprender un intercambiador de calor del recondensador para el intercambio de calor del gas de ebullición presurizado con parte del gas licuado que se almacena en el al menos un tanque de almacenamiento de carga. El intercambiador de calor del recondensador puede disponerse dentro del recondensador. El recondensador puede proporcionarse con cabezales de pulverización para pulverizar gas licuado desde el al menos un tanque de almacenamiento de carga al recondensador.
El tanque de recuperación puede proporcionarse con un primer cabezal de pulverización que se conecta a al menos un tanque de almacenamiento de carga, el primer cabezal de pulverización se adapta para pulverizar gas licuado en el tanque de recuperación.
La sección de enfriamiento puede proporcionarse con un segundo cabezal de pulverización que se conecta a al menos un tanque de almacenamiento de carga, el segundo cabezal de pulverización se adapta para pulverizar gas licuado en la sección de enfriamiento.
De acuerdo con la reivindicación independiente 1, el tanque de recuperación tiene una primera salida que se conecta a al menos un motor, para proporcionar gas de ebullición vaporizado desde el tanque de recuperación al motor.
En otra modalidad, el tanque de recuperación tiene una segunda salida que se conecta a una segunda bomba para bombear el gas de ebullición presurizado recondensado a al menos un tanque de almacenamiento de carga.
En otra modalidad más, a través del cabezal de pulverización, la bomba de transferencia puede suministrar un vaporizador forzado. Esto evaporará el líquido recuperado a una tasa adecuada para satisfacer la demanda de gas combustible.
De acuerdo con otro aspecto, la descripción proporciona un método de acuerdo con la reivindicación independiente 15.
El gas licuado puede comprender gas natural licuado (GNL).
Breve descripción de los dibujos
Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente descripción serán evidentes a partir de la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos acompañantes en los que los caracteres similares representan partes similares a lo largo de los dibujos. En los dibujos:
La Figura 1 muestra un diagrama ilustrativo del suministro y la demanda de gas de ebullición (eje y) frente a la velocidad (eje x) para un transportador de GNL convencional que se equipa con un sistema de propulsión de turbina de vapor;
La Figura 2 muestra un diagrama ilustrativo del suministro y la demanda de gas de ebullición (eje y) frente a la velocidad (eje x) para otro transportador de GNL convencional que se equipa con un sistema de propulsión dieseleléctrica con doble combustible (DFDE);
La Figura 3 muestra un diagrama de una modalidad de un sistema de recuperación de energía de la presente descripción;
La Figura 4 muestra una vista lateral de una modalidad de un transportador de GNL que se proporciona con un sistema de recuperación de energía de la descripción;
La Figura 5 muestra una vista superior de una modalidad de un transportador de GNL que se proporciona con un sistema de recuperación de energía de la descripción;
La Figura 6 muestra una vista en sección del centro del barco transportador de GNL de la Figura 4;
La Figura 7 muestra una vista en sección a lo largo de la línea A-A del transportador de GNL de la Figura 5; La Figura 8 muestra un diagrama ilustrativo de la duración del viaje (eje y; que representa la distancia recorrida por viaje) frente a la velocidad promedio (eje x) para un número de viajes de los transportadores de GNL convencionales, en comparación con la aplicación de las respectivas modalidades de un sistema de recuperación de energía de la descripción;
La Figura 9 muestra un diagrama ilustrativo que indica el impacto de la capacidad de recuperar el BOG de los sistemas de la presente descripción (en % en el eje vertical) frente a la relación del volumen total del tanque de recuperación en relación con el volumen total de los tanques de carga (en % en el eje horizontal); y
La Figura 10 muestra un diagrama ilustrativo que indica el volumen de talón (eje y) frente a la duración del viaje en lastre (eje x) de los transportadores de GNL convencionales en comparación con los transportadores que se proporcionan con un sistema de recuperación de energía de la descripción.
Descripción detallada de la invención
A continuación, se proporciona un esquema ilustrativo de una aplicación práctica del sistema y proceso de la presente descripción.
El factor determinante en la operación eficiente de los buques de GNL es equilibrar la demanda de gas combustible de la planta de propulsión con la cantidad de BOG que genera el sistema de contención de la carga. Cada vez que el suministro de BOG supere la demanda, deben emplearse prácticas derrochadoras tal como el vertido de vapor o la operación de la GCU para equilibrar la situación al quemar el superante de gas en lugar de ventilarlo a la atmósfera, como se requiere por el capítulo 7 del código IGC.
Las generaciones más antiguas de transportadores de GNL utilizaban una planta de propulsión a vapor, que tiene un número de ventajas, pero es térmicamente ineficiente, con una eficiencia de aproximadamente el 25 %. Los buques modernos emplean una planta diésel, que tiene una mayor eficiencia térmica, típicamente entre el 40 % y el 50 %.
La Figura 1 muestra un diagrama de suministro y demanda de gas de ebullición (eje y, que se expresa en toneladas métricas equivalentes de fuelóleo por milla náutica [Tonelada FOE/NM]) frente a la velocidad (eje x, que se expresa en nudos) para un transportador de GNL convencional que se equipa con un sistema de propulsión de turbina de vapor. Los tanques de almacenamiento de gas licuado tienen un volumen total del orden de los 138000 m3. La curva de demanda 10 indica la demanda de combustible del sistema de propulsión para propulsar el buque a una cierta velocidad. Las curvas de suministro 12 y 14 indican el gas de ebullición disponible para un buque cargado, es decir, con los tanques de almacenamiento llenos, para tasas de ebullición (BOR) ilustrativas de 0,13 % por día y 0,24 % por día, respectivamente. 0,24 % por día significa en la presente descripción que el 0,24 % del volumen total de la carga (es decir, el gas licuado) se evapora por día.
Como se indica por la curva de suministro 14, el transportador de GNL histórico es un buque de gran potencia que opera a alta velocidad al transportar una carga dependiente del tiempo. Las curvas de eficiencia para estos primeros buques dieron como resultado que los buques se programaran a alta velocidad, típicamente velocidades de aproximadamente 18,5 nudos y más, ya que solo a estas velocidades se logró el equilibrio, es decir, que la demanda de combustible para los motores superó el suministro disponible de BOG.
Como se indica por la curva de suministro 12, el aislamiento mejorado ha significado que las características del casco y del sistema de contención en los buques modernos impulsados por vapor coinciden bien. Los buques pueden operarse a velocidades de hasta 12 nudos sin introducir ineficiencias y desperdicios adicionales. Sin embargo, mantienen una ineficiencia térmica inherente en comparación con los motores diésel.
La Figura 2 muestra un diagrama ilustrativo del suministro y la demanda de gas de ebullición (eje y, que se expresa en toneladas métricas de equivalente de fuelóleo por milla náutica [Tonelada FOE/NM]) frente a la velocidad (eje x, que se expresa en nudos) para un transportador de GNL más moderno que se equipa con un sistema de propulsión diesel-eléctrica con doble combustible (DFDE). Los tanques de almacenamiento de gas licuado tienen un volumen total del orden de, por ejemplo, 174000 m3. La curva de demanda 20 indica la demanda de combustible del sistema de propulsión para propulsar el buque a una cierta velocidad. Las curvas de suministro 22, 24, 26 y 28 indican el gas de ebullición disponible para un buque cargado, es decir, con los tanques de almacenamiento llenos, para tasas de ebullición (BOR) ilustrativas del 0,13 % por día, 0,11 % por día, 0,08 % por día, y 0,05 % por día respectivamente. Las velocidades de equilibrio son del orden de 18, 15, 13 y 9 nudos respectivamente.
Como se indica mediante la Figura 2, la instalación de plantas de propulsión DFDE y ME-GI en buques modernos ha reintroducido el desajuste, ya que estos motores son más eficientes en combustible que las turbinas de vapor. Esto, a su vez, significa que una unidad de combustión de gas (GCU) se usa rutinariamente para mantener el flujo de gas de ebullición de los tanques de carga cuando los buques operan a velocidades más bajas.
El gas quemado en la GCU no realiza ningún trabajo útil, libera emisiones nocivas (como el CO2) y representa la pérdida de GNL que, de cualquier otra manera, podría suministrarse a los clientes. La estructura comercial de un acuerdo de fletamento típico es tal que los operadores de buques no tienen ningún incentivo para cambiar este comportamiento, y todas las pérdidas se asumen por los fletadores de buques en forma de oportunidades de venta perdidas.
La programación de la velocidad del buque depende de muchas variables, y los operadores de los buques necesitan usar el buque a diferentes velocidades para diferentes cargas en dependencia de los requisitos de los vendedores y compradores. Esto se aplica particularmente a los buques en el mercado de fletamento al contado, ya que muchos de estos buques suelen serlo. Los desafíos en la programación de las flotas en un mercado largo aumentan en gran medida el beneficio para los comerciantes de una mayor flexibilidad en la velocidad de los buques.
Existen medidas a través de la gestión del talón que pueden tomarse en los viajes en lastre para reducir la cantidad de BOG, tal como retener el talón solo en un tanque de carga, sin embargo, estas opciones no se encuentran disponibles durante el paso de carga.
Existen posibles soluciones al problema del desajuste con un aumento del aislamiento o equipo de relicuefacción, el aumento del aislamiento es un enfoque pasivo para las nuevas construcciones de transportadores de GNL que minimizará tanto las emisiones como las pérdidas.
Sin embargo, los transportadores de GNL se diseñan típicamente para una vida útil de varias décadas, lo que significa que los buques que se emplean actualmente se mantendrán en servicio durante muchos años. La cantidad de GNL que se consume potencialmente en la GCU durante la vida de estos contratos es muy significativa de hecho si continúan las tendencias actuales. Muchos de estos buques se equipan con motores con un uso eficiente del combustible, tal como la configuración DFDE, TFDE o XDF.
Esto significa efectivamente que los ahorros que ofrece la planta de energía más eficiente no se realizan por completo.
El análisis de una flota transportadora de GNL existente ha cuantificado que una selección de, por ejemplo, ocho de los buques, cada uno que se equipa con una planta de propulsión diésel-eléctrica, ha quemado en el transcurso de un año aproximadamente 100000 m3 de GNL en la unidad de combustión de gas (GCU) de a bordo para controlar las presiones de los tanques de carga. En otras palabras, se trata de un volumen significativo de carga perdida, mientras que resulta en emisiones de aproximadamente 122000 toneladas métricas de CO2.
Como se explicó anteriormente con respecto a las Figuras 1 y 2, este comportamiento es necesario debido a un desajuste en el gas combustible de ebullición disponible y el requerido para la propulsión en un perfil comercial flexible para estos barcos.
Las opciones de nuevas construcciones de transportadores de GNL pueden no ser económicas en vista de la vida útil restante de los buques existentes y los acuerdos de fletamento. Por otro parte, tanto la relicuefacción como el aumento del aislamiento plantean desafíos significativos en el contexto de la modernización de los buques existentes.
La presente descripción tiene como objetivo capturar el BOG y mantener el BOG que se captura a bordo de alguna manera para su posterior consumo a bordo. Esto se aplicaría, por ejemplo, al exceso de b Og en un paso de carga que se captura y luego se usa durante el subsecuente paso de lastre. En la presente descripción, el paso de carga significa el paso con los tanques de almacenamiento llenos, mientras que el paso de lastre es el paso de retorno con los tanques de almacenamiento casi vacíos.
Este proceso reduciría efectivamente la BOR y, de esta manera, aumentaría la flexibilidad en la programación de buques DFDE y de similares buques relativamente eficientes en combustible en la condición de carga.
El sistema de la presente descripción captura el exceso de BOG durante el paso de carga en los momentos en que el BOG del sistema de contención supera la demanda de los motores. El exceso de BOG que se captura se almacena como un líquido a una presión más alta a la que se puede permitir en los tanques de carga principales.
La Figura 3 muestra una modalidad de un sistema 30 para capturar el exceso de gas de ebullición de acuerdo con la descripción. El sistema 30 también puede denominarse Sistema de Recuperación de Exceso de Energía (EERS).
En una modalidad básica, el sistema 30 comprende un tanque de recuperación 32. El sistema también puede comprender un recondensador 34 y una bomba 36. El sistema comprende varias tuberías para interconectar componentes, tal como la tubería 42 que conecta el sistema a los tanques de carga 50 en un extremo y la tubería 44 que conecta el sistema al suministro de combustible de la sala de máquinas, que conduce a los consumidores del buque, tal como los motores 52 y /o la GCU 54, en el extremo opuesto.
En una modalidad mejorada, una o más de las siguientes piezas de equipo pueden comprenderse en el sistema 30:
- Preenfriador 38;
- Bombas de transferencia de fluidos 36, 40;
- una o más unidades de válvula de gas 58, 60, 62, 64, 66;
- una o más unidades de válvula de fluido criogénico 70, 72, 74;
- Sistema de control del EERS 80.
En una modalidad práctica, el uno o más tanques de recuperación 32 pueden ser los llamados tanques de tipo C. Estos tanques también se conocen como "recipientes a presión criogénicos", ya que almacenan el gas licuado a presiones elevadas con respecto a la presión atmosférica. Son independientes del casco del buque y no son esenciales para mantener la resistencia del casco y la integridad del barco. Esto a diferencia de los tanques de almacenamiento principales 50, que son típicamente tanques de membrana o tanques de almacenamiento similares, que se denominan de tipo A o B y se diseñan para almacenar gas licuado a presión atmosférica (aproximadamente 1 bar).
Los tanques criogénicos prefabricados aislados por vacío de tipo C se encuentran disponibles en una amplia gama de tamaños (por ejemplo, hasta 500 m3). La presión de trabajo máxima permitida puede ser del orden de 20 bar. Se espera que el tamaño de los tanques disponibles aumente significativamente en los próximos años (1000-10000 m3).
El sistema 30 puede conectarse al equipo existente de un típico buque de transporte de gas licuado. Dicho buque comprendería típicamente uno o más tanques de almacenamiento de carga 50. El tanque de almacenamiento 50 almacena típicamente el gas licuado 82 a aproximadamente la presión atmosférica. Como se explicó anteriormente, el gas licuado puede evaporarse lentamente, lo que resulta en un aumento de la presión en el espacio de vapor 84. Un cabezal de vapor 86 puede proporcionarse en el espacio de vapor para retirar el gas de ebullición 88 del espacio de vapor para controlar la presión en el espacio de vapor 84.
El recipiente puede proporcionarse típicamente con un compresor de gas 90 para comprimir el gas de ebullición y aumentar la presión del gas hasta un aumento de presión predeterminado. Al aumentar la presión, el BOG presurizado puede ser adecuado para su uso por los motores 52 como combustible. Por lo tanto, el BOG se proporciona a una primera presión P1. La primera presión P1 típicamente supera ligeramente la presión atmosférica. En una modalidad práctica, el aumento de presión predeterminado P2 puede encontrarse entre 2 Bar y 10 Bar.
La tubería 92 conecta el compresor 90 con los principales consumidores, tal como los motores 52 y la GCU 54. Las válvulas 64, 66 controlan el suministro del BOG presurizado o al motor 52 o a la GCU 54 respectivamente.
El sistema de la descripción logra un aumento adecuado de la presión del BOG mediante la toma de BOG desde el extremo de descarga de los compresores de gas combustible 90 a través de la tubería 42. La válvula 58 controla la cantidad de BOG presurizado que se desvía al sistema de recuperación de BOG 30.
En una primera etapa, el gas de ebullición presurizado que se desvía se recondensa -al menos parcialmente- mediante intercambio de calor contra el GNL 100 desde el tanque de almacenamiento principal 50 antes de bombearse al tanque de recuperación 32.
El recondensador 34 operará a una tercera presión P3. En la práctica, la tercera presión dentro del recondensador 34 es aproximadamente la presión del compresor de gas combustible, es decir, la presión de salida predeterminada P2 a la salida del compresor 90. En una modalidad práctica, la tercera presión P3 será lo suficientemente inferior a la segunda presión P2 para permitir un cierto flujo de BOG desde la salida del compresor hasta el recondensador 34.
El tanque de recuperación 32 operará a una presión de almacenamiento P5. La presión de almacenamiento puede seleccionarse en el rango de aproximadamente 2 bar a 25 bar. En una modalidad práctica, la presión de almacenamiento P5 puede seleccionarse en el rango de 6 bar a 15 bar.
La presión de almacenamiento P5 de BOG se logrará mediante la bomba de transferencia de líquido 40. Por lo tanto, el BOG presurizado que se desvía se recondensa y, subsecuentemente, la presión se aumenta hasta la presión de la bomba P4. La presión de la bomba P4 supera suficientemente la presión de almacenamiento predeterminada P5 para llegar a la presión de almacenamiento seleccionada. El uno o más tanques de recuperación 32 almacenan el BOG al menos parcialmente en forma líquida a dicha presión de almacenamiento P5.
El GNL de enfriamiento 100 se retirará del tanque de carga 50. En una modalidad, el GNL 100 puede proporcionarse a un intercambiador de calor 102 que se dispone en el recondensador 34. La válvula 74 puede proporcionarse para controlar la cantidad de GNL al intercambiador de calor 102. El GNL de enfriamiento 100 se devolverá a los tanques de carga principales a través de la tubería 124, lo que resultará en un ligero aumento en la temperatura de la carga líquida a granel 82 en el tanque de carga 50.
En una modalidad mejorada, el sistema 30 incluye un intercambiador de calor 38 para preenfriar el BOG 42. Preenfriar el BOG contra el BOG 106 recondensado puede asegurar que la cantidad de calor rechazado a la carga líquida en el recondensador se minimice para las condiciones de almacenamiento requeridas.
Una primera parte del GNL de enfriamiento 100 puede desviarse a través de la válvula 72 al cabezal de pulverización 104 que se dispone en el recondensador 34 para pulverizar dicha primera parte desviada del GNL de enfriamiento al recondensador 34. El gas licuado, que incluye el gas de ebullición recondensado, se recoge en el extremo inferior del recondensador 34.
La bomba 40 bombea el gas licuado 106 desde el recondensador al preenfriador 38. El BOG 42 desviado intercambia calor con el gas licuado 106 en el preenfriador 38. Subsecuentemente, el BOG 108 preenfriado se dirige al recondensador 34 para recondensarse como se describió anteriormente. Después del intercambio de calor con el BOG desviado y un ligero aumento de temperatura, el gas licuado 110 se dirige al tanque de recuperación 32 para almacenarse a mayor presión.
En otra modalidad más, el sistema 30 puede incluir una válvula 70 para desviar una segunda parte 120 del GNL de enfriamiento 100 al cabezal de pulverización 122 que se dispone en el tanque de recuperación de BOG 32. La válvula 70 en la presente descripción puede controlar el flujo de GNL 120 al cabezal de pulverización. La pulverización de GNL directamente en el tanque de recuperación 32 puede permitir reducir la temperatura del gas de ebullición licuado que se almacena en el tanque de recuperación 32 y, por lo tanto, también reducir la presión del líquido que se almacena.
En una modalidad, el tanque de recuperación 32 puede acoplarse al recondensador 34 a través de la tubería de gas 126. La válvula 60 en la tubería 126 permite liberar el BOG vaporizado del tanque de recuperación 32 y devolverlo al recondensador para recondensarse. Esta modalidad permite controlar y reducir la presión en el tanque de recuperación 32.
El BOG recondensado que se almacena a una presión superior a la atmosférica en el tanque de recuperación 32 puede usarse, por ejemplo, para:
- Proporcionar combustible a los motores 52 en el paso de lastre. En la presente descripción, las válvulas 62 y 64 controlan el flujo de BOG 44 vaporizado desde el tanque de recuperación 32 a los motores 52;
- Mezclarse y descargarse con la carga líquida a granel 82 a los clientes. En la presente descripción, la bomba 36 controla la descarga de BOG 130 presurizado licuado. El BOG presurizado licuado 130 puede, por ejemplo, dirigirse al tanque de carga 50 para su mezcla con la carga principal 82. Por ejemplo, el BOG presurizado licuado 130 puede dirigirse a la entrada de fluido 52 en el tanque de carga principal 50; y
- Pulverizar los tanques de carga fríos 50 en el paso de lastre. En la presente descripción, el BOG presurizado licuado 130 puede dirigirse a un riel de pulverización 52 en el tanque de carga 50, para pulverizarse en el espacio de vapor 84.
Las Figuras 4 a 7 muestran un transportador de GNL convencional ilustrativo 140 que tiene el casco 142, la cubierta 144, el extremo de proa 146 y el extremo de popa 148. En una modalidad, el sistema 30 de la presente descripción puede instalarse en la cubierta 144 de un transportador de GNL convencional 142. Uno o más tanques de almacenamiento de tipo C 32 pueden disponerse entre en serie (tal como los tanques 32A, 32B en la Figura 5) y/o adyacentes (tanques 32C, 32D en la Figura 5). Los tanques de almacenamiento de BOG pueden disponerse a babor y/o a estribor (términos náuticos para izquierda y derecha, respectivamente, si se mira hacia el extremo delantero del buque).
Como se indica en las Figuras 4 y 5, la capacidad de almacenamiento del sistema 30 puede ser relativamente limitada en comparación con la capacidad de almacenamiento del volumen total de los tanques de carga 50. Como se aclara a continuación, incluso un volumen de almacenamiento relativamente limitado para el gas de ebullición (recondensado y comprimido) ya puede reducir significativamente o incluso eliminar el desperdicio de gas de ebullición.
El concepto de la presente descripción es capturar una cantidad finita de exceso de BOG para su subsecuente uso. El objetivo del análisis es identificar el impacto que tendrían los sistemas de diversas capacidades en el consumo global de la GCU.
La Figura 8 muestra un diagrama ilustrativo del impacto del sistema de la presente descripción, que representa un gráfico de la duración del viaje (eje Y, que se expresa en la distancia del viaje con carga en millas náuticas) frente a la velocidad (eje x, que se expresa en nudos). La capacidad de recuperar una cantidad finita de BOG impactará en los pasos de manera diferente en dependencia de su duración y velocidad. Los pasos con una velocidad superior a aproximadamente 17,5 nudos no tendrán necesidad de la GCU, como se indica mediante la línea de operación 180. La línea 181 representa el casco óptimo, es decir, una estimación de la demanda de combustible para la propulsión de un buque, tal como un buque impulsado por DFDE. Un número de puntos 182 indica los respectivos viajes reales de los transportadores de GNL durante un cierto periodo de tiempo. En el gráfico de la duración del viaje frente a la velocidad, las líneas 184, 186 y 188 indican, respectivamente, para volúmenes totales de almacenamiento de BOG de 500, 1000 y 2000 m3 respectivamente, enmarcan la envolvente operativa para el sistema de la presente descripción. En la presente descripción, para todos los puntos 182 trazados a la derecha de una línea respectiva 184, 186 y 188, el sistema de la descripción que incluye un almacenamiento combinado de BOG de 500, 1000 y 2000 m3, permitiría capturar todo el BOG superante para su posterior reutilización. Por lo tanto, el sistema de la descripción eliminaría efectivamente el BOG para todos los viajes trazados a la derecha de una línea particular 184-188. Para los viajes trazados a la izquierda de una línea respectiva, el sistema aún permitirá capturar una parte significativa del exceso de BOG por viaje.
La Figura 9 muestra un análisis ilustrativo de la capacidad del sistema de la presente descripción para recuperar el BOG, hecho en base tanto al porcentaje de pasos que se capturarán por completo (línea 190) como al volumen de recuperación de GNL que representa este tamaño de oportunidad (línea 192). El eje vertical indica un porcentaje del volumen total de BOG recuperado. El eje horizontal indica la relación del volumen total de los tanques de recuperación 32 frente al volumen total de los tanques de carga 50, que se expresa en porcentaje.
Esta información puede emplearse luego en el cálculo de las cifras de costo-beneficio para cada tamaño de oportunidad. La Figura 9 indica que una capacidad de almacenamiento relativamente limitada de los tanques de recuperación ya puede proporcionar beneficios significativos en la recuperación de BOG y obviar las pérdidas. El sistema de la descripción proporciona un beneficio significativo, con un volumen total del tanque de recuperación en el rango de aproximadamente 0,5 a 5 % del volumen total de la carga.
Los primeros cálculos sobre consideraciones de estabilidad y peso indican que al menos hasta un total de 1500 a 2000 m3 de almacenamiento adicional para el BOG puede instalarse en los buques existentes, dentro de los límites de diseño. Esto puede caer típicamente bien dentro del rango en donde el sistema de la descripción es beneficioso, por ejemplo, dentro del rango de 0,5 % al 3 % en comparación con el volumen total de almacenamiento. En una modalidad preferida, el volumen total del tanque de recuperación puede encontrarse en el rango de aproximadamente 1 % a 2 % del volumen total de la carga, para optimizar la inversión frente al mérito. El volumen de almacenamiento mínimo del tanque de almacenamiento de BOG 32 puede ser de al menos 50 m3.
El sistema de la presente descripción puede proporcionar un beneficio adicional con respecto a la retención del talón en el paso de lastre. Esto se aclarará con referencia a la Figura 10, después de la siguiente descripción de un ciclo de carga ilustrativo para explicar el significado y la función del talón.
Un ciclo de carga típico comienza con los tanques 50 en una condición "libre de gas", lo que significa que los tanques se encuentran llenos de aire, lo que permite la inspección y el mantenimiento del tanque y las bombas.
Antes de reintroducir el GNL en el tanque 50, típicamente se 'inertiza' para eliminar los riesgos que presenta una atmósfera explosiva. Una planta de gas inerte quema gasóleo en el aire para producir una mezcla de gases (típicamente de menos del 5 % de O2 y aproximadamente del 13 % de CO2 más n 2). Esto se sopla en los tanques hasta que el nivel de oxígeno cae más abajo del 4 %. En la tabla 1 se proporciona un ejemplo de la composición del gas inerte:
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A continuación, el buque entra en el puerto para "repostar" y "enfriar".
Si se ha completado la inertización de los tanques mediante el uso de gas inerte, los tanques de carga se purgan típicamente y se enfrían antes de que pueda comenzar la carga. El gas inerte contiene un 14 % de CO2 que se congela a -60 °C y puede bloquear válvulas, filtros, boquillas o resultar en daños a la bomba de carga.
El GNL se suministra al buque a través de la línea de pulverización hasta el vaporizador principal, que ebulle el líquido en gas. Este se calienta luego hasta unos 20 °C (68 °F) en los calentadores de gas y luego se sopla dentro de los tanques 50 para desplazar el "gas inerte". Esto continúa hasta que todos los gases susceptibles de congelación se han retirado de los tanques.
Ahora el buque se encuentra gaseado y caliente. Los tanques se encuentran aún a temperatura ambiente y se encuentran llenos de metano.
La siguiente etapa es el enfriamiento. El GNL se pulveriza en los tanques a través del cabezal de pulverización y las boquillas de pulverización, que se vaporiza y comienza a enfriar el tanque. El exceso de gas se vuelve a soplar en tierra para que sea relicuado o quemado en una chimenea. El enfriamiento de los tanques de carga se considera típicamente completo cuando la temperatura media de los sensores de temperatura en cada tanque indica una temperatura de -130 °C (-200 °F) o inferior. Ahora, los tanques se encuentran listos para cargar a granel.
Comienza la carga a granel y el GNL líquido se bombea desde los tanques de almacenamiento en tierra a los tanques del buque. El gas desplazado se sopla a tierra por los compresores. La carga continúa hasta que los tanques 50 se encuentran típicamente llenos a aproximadamente el 98,5 % (para permitir la expansión/contracción térmica de la carga).
El buque ahora puede proceder al puerto de descarga, denominado paso de carga. Durante el paso, pueden usarse varias estrategias de gestión de ebullición, como se explicó anteriormente.
Una vez en el puerto de descarga, la carga se bombea a tierra mediante el uso de las bombas de carga del buque. A medida que el tanque 50 se vacía, el espacio de vapor 84 se llena o bien con gas desde tierra o al vaporizar parte de la carga en el vaporizador de carga. O bien puede bombearse el buque en la medida de lo posible, o puede retenerse parte de la carga a bordo como "talón".
Es una práctica convencional mantener a bordo una pequeña parte, por ejemplo, aproximadamente del 5 % al 10 %, del volumen total de la carga después de la descarga. Esto se denomina como talón y se usa para enfriar los tanques restantes que no tienen talón antes de la carga. El talón puede distribuirse en todos los tanques o consolidarse en uno o más tanques de carga. El volumen de talón retenido se basará en la duración del viaje de lastre y/o la velocidad y el consumo específico de combustible del buque. En dependencia de la duración del viaje, puede ser común distribuir el talón, es decir, el GNL, en todos los tanques de carga. En primer lugar, para evitar la necesidad de pulverizar, pero también porque el volumen total del talón podría superar los límites inferiores de llenado de un único tanque. Se especifica un límite de llenado bajo para evitar daños por chapoteo.
El enfriamiento de los tanques de carga mediante el uso del talón puede hacerse gradualmente. Un objetivo puede ser lograr una temperatura del tanque de carga de, por ejemplo, aproximadamente -130 °C o menos. Pueden aplicarse los mismos criterios que con el enfriamiento, como se mencionó anteriormente.
El enfriamiento puede tomar aproximadamente unas 20 horas en un buque con tanques de carga de tipo Moss y de 10 a 12 horas en un buque que se proporciona con tanques de carga tipo membrana. Por lo tanto, llevar un talón permite completar el enfriamiento antes de que el buque alcance el puerto, lo que supone un ahorro de tiempo significativo. El buque llega en condición de listo para la carga a granel.
Si toda la carga se bombea a tierra, entonces, en el paso de lastre, los tanques se calentarán, lo que devolverá al buque a un estado gaseado y caliente. A continuación, el buque puede enfriarse nuevamente para cargarlo mediante el uso de GNL que se suministra en tierra.
El sistema 30 de la descripción también es capaz de proporcionar almacenamiento para el talón en los pasos de lastre, lo que permitirá potencialmente retener una cantidad significativamente reducida de talón al completar la descarga. Luego se permite que los tanques de carga principal se calienten durante el paso de lastre y se comienza a pulverizar los tanques 2 o 3 días antes de la fecha de carga programada.
Esto permite que el volumen de ebullición en el lastre se reduzca en gran medida, ya que la entrada de calor es solo a un tanque de recuperación 32 mucho más pequeño, en lugar del gran volumen de uno de los tanques de carga principales 50. Además, la clasificación de presión más alta de los tanques de recuperación 32 puede utilizarse para permitir que la presión del contenido aumente lentamente, de esta manera se obvia cualquier gas de ebullición.
El parámetro clave para la operación de los transportadores de GNL en lastre es que el buque se presente en el puerto de carga en frío, es decir, con tanques de carga preenfriados. Los tanques de carga se mantienen generalmente fríos mediante la retención de una cantidad reducida de GNL, denominado talón, como se describió anteriormente.
Las estrategias actuales de gestión del talón han tenido mucho éxito en la reducción de las cantidades de talón, pero no en la eliminación de la necesidad de tener talón por completo. La cantidad de talón requerida suele ser específica para la capacidad de GNL del buque. La cantidad de talón requerida puede ser, por ejemplo, en el rango de aproximadamente 50 a 100 m3 por cada día de duración del paso de lastre. Estas métricas pueden diferir y, y son típicamente específicas para el volumen de carga de GNL.
En una modalidad práctica, la retención de una cantidad total de aproximadamente 900 m3 de GNL sería suficiente para llevar a cabo el enfriamiento de los tanques de carga 50 desde temperatura ambiente, para un transportador de GNL moderno impulsado por DFDE/TFDE con una capacidad total de almacenamiento en el orden de 178000 m3. El almacenamiento de este talón en el tanque de recuperación 32 del sistema de la descripción, aislado aproximadamente al mismo nivel que los tanques de carga principales 50, puede reducir la tasa de ebullición diaria a aproximadamente 2 m3 por día o menos. Cuando se permite que el sistema 30 use todo el rango de presión de los tanques de recuperación 32, la pérdida de BOG puede obviarse sustancialmente en su totalidad en los pasos de lastre también.
La Figura 10 muestra un diagrama ilustrativo, que indica los requisitos actuales de volumen de talón 200 (eje vertical, que se expresa en m3 de GNL) frente a la duración de un paso de lastre (eje horizontal, que se expresa en días) para un transportador de GNL típico. Mediante el uso del sistema de la descripción, el volumen de talón disponible 210 puede ser sustancialmente invariable a lo largo del paso de lastre. Esto significa que existe un punto de cruce 220 y un umbral de duración correspondiente 230 del paso de lastre. Para los pasos que tienen una duración que supera el umbral 230, el uso del sistema de la descripción para mantener un volumen de talón predeterminado será beneficioso.
Por ejemplo, para los grandes transportadores de GNL, tal como los transportadores de tanque de membrana que tienen un volumen total de carga en el orden de 150000 a 190000 m3, los viajes de lastre que son más de un umbral de, por ejemplo, 10 días de duración requerirán menos talón si se mantiene en los tanques de recuperación 32 que mantener el talón en (uno de) los tanques de carga principales 50. Esto introduce una opción adicional para los pasos por encima de dicho umbral de duración, tal como 10 días, cuando se requiere que el buque llegue en frío. La gestión de las cantidades de combustible para el paso de lastre puede separarse de la necesidad de llegar en frío y, en dependencia de la duración del viaje y el precio relativo del fuelóleo y el GNL, puede ofrecer ahorros en los costos de combustible y CO2 para el paso de lastre.
El examen de los datos de la flota en 2016 revela que más de la mitad de los pasos de lastre fueron superiores al umbral de duración y, por lo tanto, potencialmente candidatos a este enfoque.
El talón que se retiene en el puerto de descarga puede contener hidrocarburos más pesados, principalmente Etano, Propano y Butano. El talón puede comprender hasta un 6 % de hidrocarburos más pesados. Las fracciones más ligeras del talón, principalmente el metano, se evaporarán primero, de esta manera se enriquece el resto del talón con los componentes más pesados. En los pasos de lastre más largos, puede alcanzarse una posición donde la mayor parte del talón restante se compone de fracciones más pesadas.
Este es un fenómeno que afecta particularmente a los buques de TFDE y DFDE, ya que estos componentes más pesados no pueden consumirse por los motores de TFDE / DFDE, y estos se retiran del flujo de BOG en la succión del compresor de gas combustible y se devuelven a los tanques de carga. Las calderas de los buques de vapor son capaces de consumir estas fracciones más pesadas, pero en los buques TFDE / DFDE, el volumen de talón restante hacia el extremo de un paso de lastre más largo tiene un porcentaje muy alto de contenido de fracciones pesadas y se convierte efectivamente en "talón muerto". El examen de los datos de la flota en 2016 reveló que la cantidad de fracciones pesadas puede superar los 450 m3 en un único paso de lastre.
Estas fracciones más pesadas no proporcionarán ningún efecto de enfriamiento o fuente de combustible y, por lo tanto, solo pueden procesarse a través de la GCU. La retención de cantidades mucho más pequeñas de talón significa que el volumen de los componentes más pesados se reduce, por lo que no se produce la acumulación de volúmenes significativos de componentes más pesados.
La clasificación de presión más alta de los tanques de recuperación del EERS 32 tiene un beneficio adicional ya que se puede permitir que la presión del tanque de recuperación 32 aumente, de esta manera significa que no hay flujo desde el tanque y no se produce el enriquecimiento en este modo de operación.
El sistema y el método de la presente descripción pueden obviar, al menos en parte, la pérdida de carga de GNL como se describió anteriormente. El sistema de la descripción puede adaptarse a los buques existentes. Además, el sistema es relativamente económico y robusto debido al limitado número de componentes.
Al añadir y extrapolar a toda la flota fletada por los solicitantes, y ponderar para tener en cuenta el período de fletamento restante de cada buque, el premio potencial a través de toda la flota para los períodos de fletamento asociados es una recuperación estimada de cantidades significativas de GNL. Esto reduciría significativamente las emisiones de CO2 asociadas y ahorraría la pérdida de ventas de GNL frente a un escenario de 'no hacer nada' en donde el GNL se perdería como gas de ebullición.
El beneficio derivado del uso del tanque de recuperación de BOG 32 y el sistema 30 dependerá del precio relativo del HFO y del gas, de la duración del viaje y de la velocidad del viaje. Los viajes que se beneficiarán particularmente son aquellos con una larga duración, pero de corta distancia, que incluyen los períodos de anclaje o deriva.
El uso de los tanques de recuperación 32 podría eliminar la cantidad de combustible de contingencia requerida para permitir el clima adverso, elimina la necesidad de permitir el talón muerto, elimina la necesidad de la operación de la GCU a bajas cargas (velocidades) o a la deriva, y elimina el factor de experiencia del operador en la determinación de las cantidades de retención de talón.
El examen de la flota en 2016 hasta finales de agosto indica que, en base a los preceptos del proyecto, en 24 de los 25 pasos de lastre por encima del umbral de duración, se podrían haber hecho ahorros con el sistema de la descripción. Este modo de operación puede aumentar la producción anual por buque, por ejemplo, en al menos 8000 m3 de GNL, y puede reducir el volumen anual que se envía a la UGC por buque, por ejemplo, en al menos 1700 m3 de GNL.
La presente descripción proporciona un método y un sistema que comprende la aplicación de un sistema de recuperación de exceso de energía (EERS) aplicable a los transportadores de GNL modernos que usan sistemas de propulsión TFDE (diesel-eléctrica con tres combustible), DFDE (diesel-eléctrica con doble combustible) y XDF (doble combustible de tipo X). El diseño tiene como objetivo recolectar y almacenar el exceso de gas cuando no se requiere y liberarlo a la planta de propulsión cuando se necesita, de esta manera se elimina el desperdicio de energía y también se evita el uso adicional de fuelóleo.
El sistema EERS de la presente descripción reduce el consumo innecesario en pasos de carga a velocidades más abajo de la velocidad a la que todo el b Og se consume por los motores.
Además, el sistema 30 de la descripción permite reducir significativamente las cantidades de talón en los pasos de lastre más largos, de esta manera se permite establecer la velocidad de viaje independientemente del requisito de mantener los tanques de almacenamiento de carga, es decir, el sistema de contención, en frío. Esta función es particularmente beneficiosa cuando el puerto de carga y las fechas no pueden fijarse al finalizar la descarga.
El sistema y el método de la descripción proporcionan, por ejemplo, las siguientes ventajas y características:
Transporte marítimo más limpio con eficiencia de combustible mejorada y flexibilidad de velocidad operativa; Maximizar el resultado de GNL con los costos operativos más bajos posibles;
Minimizar las emisiones nocivas y cumplir con la estricta legislación actual y que se espera en el futuro. Reducción de NOx, SOx, CO2 y partículas;
Fácil de implementar y comercializar, ya que el sistema puede adaptarse a los buques existentes. El sistema proporciona una solución rentable;
Minimizar el consumo de combustibles destilados de petróleo;
Ofrecer una etapa de cambio en el rendimiento de los buques y una ventaja competitiva para el operador de los buques.
El EERS no introduce ninguna tecnología nueva.
El plano de la tubería EERS se diseña con una modificación mínima a la disposición de las tuberías de carga existentes. Las tuberías asociadas al EERS seguirán, en la medida de lo posible, las rutas de las tuberías existentes.
El EERS tiene como objetivo recolectar y almacenar el exceso de gas cuando no se requiere y liberarlo a la planta cuando se requiere, de esta manera se elimina el desperdicio de energía, la liberación de emisiones nocivas y también se evita el uso adicional de fuelóleo líquido.
La instalación del EERS utilizará los compresores de gas combustible existentes y las bombas de pulverización de GNL en los tanques de carga. El EERS se diseñará para operar dentro de los parámetros de diseño del equipo relevante existente.
Las longitudes de la tubería del EERS serán tan cortas como sea posible para minimizar el CAPEX, el mantenimiento en servicio, el peso y la ebullición de las tuberías.
El sistema EERS se diseñará de manera que se beneficie de los sistemas de control y de las instalaciones del buque transportador de GNL.
El EERS se diseñará para usar el equipo de gestión de gas LNG existente para la maquinaria de la sala de máquinas.
El EERS se instalará en el área de carga y, por tanto, en un área peligrosa, como se muestra en las Figuras 4-7. El equipo se diseñará para la zona 1 y las técnicas de protección y la certificación serán consistentes con el equipo existente en el área de carga.
Los materiales, la maquinaria, el equipo y el equipamiento del EERS deberán usar la calidad normal de la construcción naval y de la ingeniería marina, de conformidad con el código IGC 2016 y los requisitos de la IACS.
Los materiales de diseño de las tuberías 304L y 316L son compatibles con los materiales de los sistemas EERS existente y cumplen con los estándares de la DEC marítima. Para el cálculo de los costos, se ha considerado el material 316L.
El sistema EERS puede diseñarse para ser capaz de procesar el 50 % del régimen de flujo de gas de ebullición del sistema de contención durante el paso de carga. Como caso más alto puede tomarse la b Or contractual de 0,128 %. En la práctica, el sistema EERS 30 puede diseñarse para gestionar una capacidad de almacenamiento de GNL recuperado de entre 500 m3 y 2000 m3, por ejemplo, aproximadamente 1000 m3 de BOG recondensado.
Se llevó a cabo un análisis DAFO para dos sistemas principales de aislamiento de tanques de GNL de tipo C, perlita al vacío y espuma de PU, para usarse como tanque de recuperación 32 para el sistema 30. En base a los hallazgos, se concluye que los tanques aislados al vacío son los preferidos, y esta conclusión se debe a que el rendimiento de ebullición es superior. El ejercicio de clasificación revela que existe poca diferencia general en los méritos relativos de los dos sistemas de contención, con beneficios en algunas áreas superados por un menor rendimiento relativo en el otro.
La interacción del movimiento del barco y la superficie libre del líquido en el tanque de tipo C puede conducir a la acumulación de grandes olas dentro del tanque de tipo C que pueden impactar en los extremos del tanque de tipo C con una fuerza considerable. La probabilidad de ocurrencia y la magnitud de cualquier impacto son funciones de las dimensiones del tanque C y del tamaño del barco de apoyo. Este fenómeno puede mitigarse a través de la instalación de mamparos oscilantes dentro del tanque de recuperación 32 para reducir la extensión de la superficie libre.
La nota de clasificación DNV 31,13 proporciona orientación sobre los requisitos de análisis de chapoteo en base al tamaño del tanque de tipo C en comparación con el tamaño del buque. Esta guía establece que, si el tanque de tipo C es menos de aproximadamente el 16 % de la eslora del barco, no se requiere un análisis de chapoteo ni mamparos de oscilación.
La disposición propuesta, véanse las Figuras 4-7, usa tanques de recuperación 32 con una longitud de, por ejemplo, 24 m en un buque de un LBP de 274 m, lo que hace que los tanques de recuperación sean del orden del 8 al 9 % de la eslora del barco y bien fuera del rango que se considera que requiere el trabajo de análisis de chapoteo.
En una modalidad práctica, el sistema 30 de la descripción tiene una bomba de transferencia 36 para cada tanque de recuperación 32 para transferir el BOG condensado a los tanques de carga 50 o un vaporizador de GNL. Estas bombas 36 pueden ser bombas centrífugas de servicio criogénico accionadas eléctricamente similares a las bombas de vaciado de tanques de carga de los TGNL. La capacidad típica de diseño puede ser del orden de 50 m3/h.
El sistema EERS 30 requerirá preferentemente una interfaz con los sistemas de tuberías de líquido y vapor existentes en el buque, principalmente el cabezal de vapor de carga, el cabezal de pulverización y el sistema de suministro de gas combustible de la sala de máquinas. Véase la Figura 3.
Las válvulas de seguridad para los tanques de almacenamiento pueden requerir tuberías hasta los mástiles de elevación como se proporciona para otras válvulas de seguridad del sistema de carga.
Las tuberías comprendidas en el sistema 30 pueden ser de diversos tamaños para medios criogénicos, algunos líquidos y otros gaseosos. Las tuberías pueden ubicarse en la cubierta principal. Los tamaños de tubería pueden mantenerse lo más cerca posible de los tamaños de tubería de la interfaz TGNL. Los grados de acero inoxidable 304L y 316L son adecuados, con el 316L como el material preferido para este servicio.
Evaluación termodinámica ilustrativa.
El transporte de GNL a temperaturas muy bajas da lugar a la entrada de calor desde el entorno relativamente cálido al líquido frío. Esta entrada de calor se equilibra termodinámicamente mediante la eliminación de vapor en forma de gas de ebullición (BOG) y, de esta manera, se enfría debido al calor latente de vaporización. El vapor en los tanques 50 se sobrecalienta típicamente, por ejemplo, a aproximadamente -130 °C, pero la temperatura exacta dependerá del régimen de flujo de eliminación de BOG, con regímenes de flujo más bajos que resultan en temperaturas de gas más cálidas.
El BOG puede usarse como gas combustible por las calderas de vapor o los motores diésel. En un buque que se equipa con una planta de relicuefacción, el BOG puede recondensarse, rechazando el calor a un ciclo de refrigeración.
El ciclo de refrigeración requiere motores primarios de alta potencia ya que la eficiencia térmica de los ciclos disponibles es típicamente de aproximadamente el 15 %, debido a las muy bajas temperaturas. La refrigeración también requiere rechazar el calor a un disipador de alta temperatura, generalmente agua dulce de refrigeración, a aproximadamente 6 veces el efecto de enfriamiento. Este calor debe ser rechazado en última instancia al agua de mar, lo que conduce a significativos intercambiadores de calor y flujos de agua de enfriamiento.
El núcleo del sistema 30 de la presente descripción es capturar efectivamente parte de la entrada de calor al permitir que la presión de parte del BOG aumente en un receptor separado 32, y hacer uso del aumento de entalpía que esto representa.
El sistema 30 puede no ser capaz de absorber toda la entrada de calor, y el calor restante deberá absorberse en un disipador de calor. El disipador de calor puede formarse por la carga líquida a granel 82.
Un concepto preferido es enfriar indirectamente el BOG mediante el uso de GNL. Enfriar indirectamente significa que el sistema 30 solo necesita tener la capacidad de almacenar el BOG condensado en el recondensador 34, véase la Figura 3.
La operación de los buques de GNL en la condición de carga se ocupa principalmente en mantener la presión de vapor del tanque de carga dentro de los límites, y esto generalmente resulta en un pequeño aumento en la temperatura de la carga en el transcurso de un paso de carga.
El aumento de la presión del BOG mediante el uso del sistema de la presente descripción puede no absorber toda la energía que contiene, y puede ser necesario algún rechazo de calor a la carga líquida 82.
Al examinar los registros disponibles, la temperatura promedio de los cargamentos cargados fue de -159,56 °C y el promedio de los cargamentos descargados fue de -159,5 °C, un modesto aumento de 0,06 °C. Los datos específicos del viaje indican un aumento máximo de la temperatura en el transcurso de un paso de carga de 0,3 °C.
Existen cargamentos que se suministran a temperaturas superiores a -159 °C, con la temperatura más alta reportada de aproximadamente -158,2 °C.
Solo hay una terminal que especifica realmente una temperatura máxima de llegada, Dubái, a -159 °C, otras terminales especifican una presión máxima del tanque de 1100 a 1200 mBar, lo que equivale a un rango de temperaturas de -159,1 °C a -159,4 °C.
La evidencia empírica es que los terminales prefieren temperaturas y presiones más bajas, pero no se ha establecido definitivamente que estas sean estipulaciones más que preferencias.
La recuperación de 1000 m3 de BOG, es decir, el uso de un sistema 30 de la descripción que tiene tanques de recuperación 32 con un almacenamiento total de aproximadamente 1000 m3, puede tener impactos en la temperatura de la carga a granel como se indica en la Tabla 2:
Tabla 2.
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El rango de presión de operación del sistema de contención es de aproximadamente 150 mbar entre los puntos de alarma de baja y alta presión, y estos límites técnicos en el sistema de contención equivalen a un rango máximo de temperatura de 1,5 °C que puede permitirse (es decir, el aumento máximo de temperatura permitido del gas licuado almacenado en el(los) tanque(s) de almacenamiento principal(es) 50).
El principio básico de almacenar energía térmica en un recipiente 32 que se mantiene a una presión más alta que el sistema de contención 50 es termodinámicamente viable.
El aumento de temperatura de 1,3 °C necesario para que un sistema que opera y almacena a 6 bara se encuentra dentro de los límites de los 1,5 °C disponibles.
La operación del recondensador 34 a aproximadamente 6 bara y el almacenamiento en el (los) tanque(s) de recuperación 32 a mayor presión, por ejemplo, de aproximadamente 8 a 11 bara o más, permite que el aumento de temperatura de la carga a granel 82 se limite a aproximadamente 1,1 °C para un volumen de recuperación objetivo de 1000 m3 (es decir, la capacidad del tanque de almacenamiento de BOG 32), lo que permite más margen a los 1,5 °C disponibles. Esto se ofrece como una opción recomendada por motivos termodinámicos.
La disipación del calor del proceso de enfriamiento representa una modesta tasa de aumento en la temperatura de todo el volumen de carga. El aumento en la temperatura de la carga líquida a granel es una desviación de la práctica actual, pero se encuentra dentro de los parámetros técnicos de operación del buque y del sistema de contención.
El sistema 30 puede dimensionarse para el 50 % del flujo de BOG mientras que se mantiene con las capacidades de la maquinaria existente, independientemente de las opciones de recuperación y presión de almacenamiento que se elijan. Por lo tanto, el sistema 30 proporciona una solución relativamente sencilla y económica para su adaptación a los buques existentes.
El uno o más tanques de almacenamiento de BOG 32 de la descripción pueden cargarse con LNG, independientemente de los tanques de almacenamiento criogénicos principales 50. El gas licuado, típicamente el GNL, puede transferirse, por ejemplo, al tanque de almacenamiento de BOG 32 desde camiones cisterna o buques de carga de GNL, sin necesidad de que los tanques de carga principales 50 contengan gas o estén fríos.
El tanque de almacenamiento de BOG 32 puede aislarse del sistema de carga 50 a través de las válvulas (que se indican en la Figura 3 y en la bomba 36). Por lo tanto, el tanque de almacenamiento de BOG 32 puede cargarse con LNG incluso si el sistema de carga principal 50 se encuentra libre de gas. Esto proporciona una ventaja significativa en los viajes sin carga. El sistema 30, que incluye el tanque de almacenamiento de BOG 32, es un sistema activo y, por lo tanto, puede usarse como fuente de gas de GNL (por ejemplo, gas vaporizado 44 para el motor 52). El sistema 30 también puede recibir gas o líquido del sistema de carga 50.
Los cálculos indican que el sistema de la descripción es la mejor opción disponible, lo que proporciona una opción viable para abordar el desequilibrio entre el sistema de contención y la planta de propulsión en la condición de carga.
El sistema 30 de la descripción y, alternativamente, la relicuefacción son las únicas opciones que proporcionan soluciones para reducir la cantidad de talón en los pasos de lastre. Sin embargo, el sistema 30 de la presente descripción tiene una ventaja significativa sobre la relicuefacción ya que no requiere la operación de maquinaria ni el consumo de combustible.
Además, el sistema 30 de la descripción se compara favorablemente con cualquier otra opción disponible, tanto con respecto al gasto de capital inicial (CAPEX) como a los costos de operación (OPEX).
Por ejemplo, un sistema de relicuefacción que usa un ciclo Turbo Brayton es significativamente más costoso, tanto en el capex como en el opex (debido al consumo de energía del ciclo de relicuefacción).
El sistema 30 de la descripción puede requerir solo una inversión limitada. También los gastos de operación pueden ser relativamente limitados. En comparación con la relicuefacción, el sistema de la descripción puede ser al menos 2 veces, pero potencialmente al menos 3 a 4 veces, más barato tanto para construir como para operar. El sistema de la descripción puede adaptarse a los transportadores de GNL existentes con relativa facilidad.
Las abreviaturas usadas a lo largo de la descripción pueden incluir una o más de las siguientes tabla 3:
Tabla 3.
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La presente descripción no se limita a las modalidades descritas anteriormente, en donde muchas modificaciones son concebibles dentro del alcance de las reivindicaciones anexas. Las características de las respectivas modalidades pueden, por ejemplo, combinarse.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un buque para el transporte de gas licuado, que comprende:
- un casco;
- al menos un tanque de almacenamiento de carga (50) que se dispone en el casco para almacenar gas licuado; - al menos un motor (52) para propulsar el buque;
- al menos un compresor (90) que tiene una entrada de compresor que se conecta a un espacio de vapor (84) del al menos un tanque de almacenamiento de carga para recibir gas de ebullición (8 8 ) a una primera presión (P1 ) y una salida del compresor para suministrar gas de ebullición presurizado (92) a al menos un motor a una segunda presión (P2 ) que supera la primera presión; y
- un sistema de recuperación de gas de ebullición (BOG) (30) para la recuperación de gas de ebullición, el sistema de recuperación de BOG que comprende:
- una sección de enfriamiento que tiene una entrada a la sección de enfriamiento que se conecta a la salida del compresor para recondensar al menos parte del gas de ebullición presurizado y una salida de la sección de enfriamiento para proporcionar gas de ebullición presurizado recondensado; y
- al menos un tanque de recuperación (32) que tiene una entrada del tanque de recuperación que se conecta a la salida de la sección de enfriamiento para almacenar el gas de ebullición presurizado recondensado; caracterizado porque el tanque de recuperación (32) tiene un volumen total para almacenar el gas de ebullición presurizado recondensado de aproximadamente 0,5 % a 5 % del volumen total del al menos un tanque de carga (50); y porque el tanque de recuperación (32) tiene una primera salida que se conecta a al menos un motor (52).
2. El buque de la reivindicación 1, en donde al menos un tanque de recuperación (32) es un receptor separado, que se separa del al menos un tanque de almacenamiento de carga (50).
3. El buque de la reivindicación 1 o 2, en donde el al menos un tanque de recuperación (32) se dispone en el casco.
4. El buque de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, el sistema de recuperación de BOG que comprende una primera bomba (40) que se dispone entre la salida de la sección de enfriamiento y la entrada del tanque de recuperación.
5. El buque de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, la sección de enfriamiento que comprende un recondensador (34) que tiene una entrada de recondensador y una salida de recondensador para proporcionar el gas de ebullición presurizado recondensado.
6. El buque de la reivindicación 5, la sección de enfriamiento que comprende una sección de preenfriamiento (38) que tiene una entrada del preenfriador que se conecta a la salida del compresor y una salida del preenfriador para proporcionar gas de ebullición presurizado preenfriado a la entrada del recondensador.
7. El buque de la reivindicación 5 o 6 , el recondensador (34) se adapta para operar a una tercera presión (P3 ) que es sustancialmente igual o menor que la segunda presión (P2).
8. El buque de la reivindicación 4 y la reivindicación 5 o 6, la primera bomba (40) se conecta a la salida del recondensador, y la primera bomba que tiene una primera salida de bomba para proporcionar el gas de ebullición presurizado recondensado a una cuarta presión (P4), la cuarta presión supera la tercera presión (P3 ), a una entrada del preenfriador secundario para el intercambio de calor del gas de ebullición presurizado recondensado (106) contra el gas de ebullición presurizado (42).
9. El buque de la reivindicación 8, una salida del preenfriador secundario que se conecta a la entrada del tanque de recuperación.
10. El buque de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, la sección de enfriamiento que comprende un intercambiador de calor recondensador (102) para el intercambio de calor del gas de ebullición presurizado con parte del gas licuado (100) que se almacena en el al menos un tanque de almacenamiento de carga (50).
11. El buque de la reivindicación 10, el intercambiador de calor del recondensador (102) que se dispone dentro del recondensador (34).
12. El buque de la reivindicación 3, el recondensador (34) se proporciona con cabezales de pulverización (104) para pulverizar gas licuado desde el al menos un tanque de almacenamiento de carga (50) al recondensador (34).
13. El buque de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, el tanque de recuperación (32) se proporciona con un primer cabezal de pulverización (122) que se conecta a al menos un tanque de almacenamiento de carga (50), el primer cabezal de pulverización se adapta para pulverizar gas licuado (120) al tanque de recuperación (32); y/o la sección de enfriamiento se proporciona con un segundo cabezal de pulverización (104) que se conecta a al menos un tanque de almacenamiento de carga (50), el segundo cabezal de pulverización (104) se adapta para pulverizar gas licuado (100) en la sección de enfriamiento.
14. El buque de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, el tanque de recuperación (32) que tiene una segunda salida que se conecta a una segunda bomba (36) para bombear el gas de ebullición presurizado recondensado a al menos un tanque de almacenamiento de carga (50); y/o el gas licuado es gas natural licuado (GNL); y/o el tanque de recuperación (32) es un tanque de almacenamiento criogénico de tipo C.
15. Un método para el transporte de gas licuado, que comprende:
- transportar gas licuado en un buque, el buque que comprende:
- un casco,
- al menos un tanque de almacenamiento de carga (50) que se dispone en el casco para almacenar gas licuado, - al menos un motor (52) para propulsar el buque;
- recibir gas de ebullición (88) en una entrada del compresor de al menos un compresor (90), la entrada del compresor que se conecta a un espacio de vapor (84) del al menos un tanque de almacenamiento de carga, a una primera presión (Pi);
- usar el compresor para suministrar gas de ebullición presurizado (92) a al menos un motor a una segunda presión (P2) que supera la primera presión;
- desviar al menos parte del gas de ebullición presurizado (92) a un sistema de recuperación de gas de ebullición (BOG) (30) para recuperar el gas de ebullición;
- recondensar la al menos parte del gas de ebullición presurizado en una sección de enfriamiento del sistema de recuperación de BOG para proporcionar gas de ebullición presurizado recondensado; y
- almacenar el gas de ebullición presurizado recondensado en al menos un tanque de recuperación (32);
caracterizado porque el tanque de recuperación (32) tiene un volumen total para almacenar el gas de ebullición presurizado recondensado de aproximadamente 0,5 % a 5 % del volumen total del al menos un tanque de carga (50); y porque el tanque de recuperación (32) tiene - una primera salida que se conecta a al menos un motor (52), el método que comprende la etapa adicional de proporcionar gas de ebullición vaporizado (44) desde el al menos un tanque de recuperación (32) a al menos un motor (52).
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