JP2018520318A - Regasification terminal and method of operating such a regasification terminal - Google Patents
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Abstract
本発明は、a)1つ以上のLNG貯蔵タンク(1)からLNGの再ガス流(10)を得ることと、b)再ガス化ユニット(20)を介して再ガス流(10)を送ることと、c)加圧LNGの供給流(40)を受けることと、d)再ガス流(10)の少なくとも一部を含む冷却流(11)を生成することと、e)供給流(40)を膨張させること、及び、冷却流(11)に接触させて供給流(40)を冷却することにより、第2の圧力で加圧LNGの供給流(40)を、LNGを含む処理済供給流(43)へと処理することと、f)処理済供給流(43)をLNG貯蔵タンク(1)のうちの少なくとも1つに送ることとを備える、再ガス化ターミナルを動作させる方法に関する。
【選択図】図1The present invention includes: a) obtaining a LNG regas stream (10) from one or more LNG storage tanks (1); and b) sending a regas stream (10) via a regasification unit (20). C) receiving a pressurized LNG feed stream (40), d) producing a cooling stream (11) comprising at least a portion of the regas stream (10), and e) a feed stream (40). ), And cooling the supply stream (40) in contact with the cooling stream (11) to supply a pressurized LNG supply stream (40) at a second pressure to the treated supply containing LNG. It relates to a method of operating a regasification terminal comprising processing into a stream (43) and f) sending a treated feed stream (43) to at least one of the LNG storage tanks (1).
[Selection] Figure 1
Description
本発明は、再ガス化ターミナル及び再ガス化ターミナルを動作させる方法に関する。 The present invention relates to a regasification terminal and a method of operating a regasification terminal.
天然ガスは有用な燃料源である。しかしながら、それは、大抵の場合、市場から比較的遠距離において製造される。そのような場合、天然ガス流の供給源又はその付近においてLNGプラント内の天然ガスを液化することが望ましいことがある。LNGの形態において、天然ガスは、より小さい体積を占めるため、ガス形態よりも容易に遠距離にわたって貯蔵及び輸送可能である。 Natural gas is a useful fuel source. However, it is often manufactured at a relatively long distance from the market. In such cases, it may be desirable to liquefy natural gas in the LNG plant at or near the source of the natural gas stream. In the LNG form, natural gas occupies a smaller volume and can therefore be stored and transported over longer distances than the gas form.
LNGは、再ガス化ターミナル(再気化ターミナル又は輸入ターミナルとも称される)へと適切なLNG運搬船によって輸送され、そこでガスグリッドに供給される前に再気化される。再ガス化ターミナルにおいて、LNG中の低温存在物は、典型的には、冷却空気又は冷却水を介して周囲に輸送される。 The LNG is transported by a suitable LNG carrier to a regasification terminal (also referred to as a regasification terminal or import terminal) where it is revaporized before being supplied to the gas grid. At the regasification terminal, the cold entities in LNG are typically transported to the surroundings via cooling air or cooling water.
LNGを再気化するために、LNGに熱を加えることができる。熱を加える前に、LNGは、大抵の場合、ガスグリッドの要件を満たすために加圧される。典型的には、ガスグリッドは、例えば80バールなどの60バールよりも高い圧力である。そして、再気化された天然ガス生成物は、適切にガスグリッドを介して顧客に販売されることができる。 Heat can be applied to the LNG to re-evaporate the LNG. Prior to applying heat, the LNG is often pressurized to meet the requirements of the gas grid. Typically, the gas grid is at a pressure higher than 60 bar, such as 80 bar. The re-vaporized natural gas product can then be appropriately sold to customers via the gas grid.
再ガス化ターミナル及びLNGを再ガス化するための方法は、当該技術分野において公知であり、例えば、液化流を加熱するための装置及び方法が記載された米国特許出願公開第2010/0000233号明細書、米国特許出願公開第2006/0242969号明細書、国際公開第2008012286号パンフレット、国際公開第2013186271号パンフレット、国際公開第2013186277号パンフレット及び国際公開第2013186275号パンフレットに記載されている。これらの文献は、特に、第1の熱伝達領域から第2の熱伝達領域へと回路を介して熱伝達流体を循環させることによって周囲から液化流へと熱を伝達するための熱交換器に焦点をあてている。 Regasification terminals and methods for regasifying LNG are known in the art, for example, US 2010/0000233, which describes an apparatus and method for heating a liquefied stream. U.S. Patent Application Publication No. 2006/0242969, International Publication No. 20080128626, International Publication No. 2013186271, International Publication No. 2013186277, and International Publication No. 2013186275. These documents are particularly concerned with heat exchangers for transferring heat from the surroundings to a liquefied flow by circulating a heat transfer fluid through a circuit from a first heat transfer region to a second heat transfer region. Focused.
LNGは、異なる圧力及び関連する温度で製造され、輸送され、貯蔵されることができる。天然ガスが液化する正確な圧力及び温度(沸点)の組み合わせは、天然ガスの正確な組成に依存することが理解される。 LNG can be manufactured, transported and stored at different pressures and associated temperatures. It is understood that the exact pressure and temperature (boiling point) combination at which natural gas liquefies depends on the exact composition of natural gas.
大気LNGは、大気圧に近い圧力で、したがって−162℃に近い温度で製造される。大気LNGは、比較的高い冷却労力を必要とするが、LNGが大気圧下で輸送されて貯蔵されることができ、輸送及び貯蔵に使用される貯蔵タンクの安全性リスクを最小限に抑え且つコストを削減できるという利点を有する。 Atmospheric LNG is produced at a pressure close to atmospheric pressure and thus at a temperature close to −162 ° C. Atmospheric LNG requires relatively high cooling effort, but LNG can be transported and stored under atmospheric pressure, minimizing the safety risk of storage tanks used for transportation and storage and It has the advantage that costs can be reduced.
加圧LNG(低温圧縮LNG(ccLNG)とも称される)は、大気圧よりも高い圧力で且つ天然ガスの沸点に等しい温度で製造され、その正確な値は天然ガスの組成に依存する。加圧LNGの圧力は、2バールよりも高い又は少なくとも5バールよりも高くすることができる。例えば、加圧LNGは、約−115℃の温度で15−17バールの圧力で製造されることができる。加圧LNGは、少ない冷却労力しか必要とせず、少ないエネルギ消費で製造することができるという利点を有する。 Pressurized LNG (also referred to as cold compressed LNG (ccLNG)) is produced at a pressure higher than atmospheric pressure and equal to the boiling point of natural gas, the exact value of which depends on the composition of the natural gas. The pressure of the pressurized LNG can be higher than 2 bar or at least higher than 5 bar. For example, pressurized LNG can be produced at a temperature of about −115 ° C. and a pressure of 15-17 bar. Pressurized LNG has the advantage that it requires little cooling effort and can be manufactured with low energy consumption.
欧州特許第2442056号明細書は、加圧液化天然ガス(PLNG)の製造方法及びその製造システムを記載している。 EP 244,056 describes a method for producing pressurized liquefied natural gas (PLNG) and its production system.
しかしながら、加圧LNGの輸送及び貯蔵は、さらなる安全対策を必要とし、タンクが高圧に耐えるように補強されなければならないことから、貯蔵タンク(加圧容器)を製造するのが比較的高価で且つ困難である。カナダ国特許第2550469号明細書は、加圧及び液化天然ガスを保持するための繊維強化プラスチック圧力容器の例を提供している。 However, transportation and storage of pressurized LNG requires additional safety measures, and the storage tank (pressurized vessel) is relatively expensive to manufacture because the tank must be reinforced to withstand high pressures and Have difficulty. Canadian Patent No. 2550469 provides an example of a fiber reinforced plastic pressure vessel for holding pressurized and liquefied natural gas.
再ガス化ターミナルによる加圧LNGの改善された統合を提供し、加圧LNGバリューチェーンに関連する安全性リスクの少なくとも一部を低減することが目的である。 The aim is to provide improved integration of pressurized LNG with regasification terminals and reduce at least some of the safety risks associated with the pressurized LNG value chain.
本発明は、
a)第1の圧力にある1つ以上のLNG貯蔵タンクからLNGの再ガス流を得ることと、
b)再ガス化天然ガス流を得るために再ガス化ユニットを介して再ガス流を送ることとを備える再ガス化ターミナルを動作させる方法において、さらに、
c)第1の圧力よりも高い第2の圧力で加圧LNGの供給流を受けることと、
d)再ガス流の少なくとも一部を含む冷却流を生成することと、
e)第2の圧力で加圧LNGの供給流を、
e1)供給流を膨張させること、及び、
e2)冷却流に接触させて供給流を冷却すること
により、LNGを含む処理済供給流へと処理することと、
f)処理済供給流をLNG貯蔵タンクのうちの少なくとも1つに送ることとを備える、方法を提供する。
The present invention
a) obtaining a regas stream of LNG from one or more LNG storage tanks at a first pressure;
b) operating a regasification terminal comprising sending a regas stream through a regasification unit to obtain a regasification natural gas stream;
c) receiving a supply flow of pressurized LNG at a second pressure higher than the first pressure;
d) generating a cooling stream comprising at least a portion of the regas stream;
e) a supply flow of pressurized LNG at a second pressure,
e1) expanding the feed stream; and
e2) processing into a treated feed stream containing LNG by cooling the feed stream in contact with the cooling stream;
f) sending the treated feed stream to at least one of the LNG storage tanks.
冷却流は、完全な再ガス流又はその一部、すなわちその副流を含むことができる。 The cooling stream can comprise a complete regas stream or a part thereof, ie a substream thereof.
e1)及びe2)は、同時を含む任意の適切な順序で実行されることができる。e1)及び/又はe2)はまた、1つ以上の段階において実行されてもよく、異なる段階は、任意の適切な順序で実行されることができる。例えば、供給流は、膨張させ、冷却流に接触させて冷却され、その後にさらに膨張させることができる。 e1) and e2) can be performed in any suitable order, including simultaneously. e1) and / or e2) may also be performed in one or more stages, and the different stages may be performed in any suitable order. For example, the feed stream can be expanded, cooled in contact with the cooling stream, and then further expanded.
e1)は、好ましくは膨張−冷却を含み、それにより、例えば供給流をスロットルバルブ又は膨張器に通すことによって膨張させることによって温度降下が得られる。膨張−冷却は、単一又は複数のJTバルブ又は膨張器において行うことができる。 e1) preferably includes expansion-cooling, whereby a temperature drop is obtained, for example, by expanding the feed stream by passing it through a throttle valve or an expander. Expansion-cooling can be done in single or multiple JT valves or expanders.
e2)にかかる冷却は、1つ又は複数(並列/直列)の熱交換器において行うことができる。 The cooling according to e2) can be performed in one or more (parallel / series) heat exchangers.
膨張させることは、第2の圧力からより低い圧力へと、典型的には第1の圧力へと又は第1の圧力よりも高い圧力へと減圧し、LNG貯蔵タンクのうちの1つに処理済流を輸送するために十分過圧にすることを備える。したがって、LNGの処理済供給流は、典型的には、第1の圧力と(略)等しい圧力を有する。 Inflating reduces the pressure from the second pressure to a lower pressure, typically to the first pressure or higher than the first pressure, and treats one of the LNG storage tanks. Providing sufficient overpressure to transport the spent stream. Thus, the treated feed stream of LNG typically has a pressure that is (substantially) equal to the first pressure.
好ましくは、加圧LNGは、組成に関して(大気)LNGの仕様を満たす。 Preferably, the pressurized LNG meets the (atmospheric) LNG specification with respect to composition.
好ましくは、加圧LNGの供給流は、250ppm未満のCO2、より好ましくは150ppm未満のCO2、さらにより好ましくは50ppm未満のCO2(ppm=百万分率)を含む。 Preferably, the pressurized LNG feed stream comprises less than 250 ppm CO2, more preferably less than 150 ppm CO2, even more preferably less than 50 ppm CO2 (ppm = parts per million).
さらなる態様によれば、
LNGを再ガス化するための再ガス化ターミナルにおいて、
第1の圧力にある1つ以上のLNG貯蔵タンクと、
LNGの再ガス流を受けるために1つ以上のLNG貯蔵タンクと流体連通している入口及び再ガス化天然ガス流を排出するための出口を備える再ガス化ユニットと、
第1の圧力よりも高い第2の圧力で加圧LNGの供給流を受けるための加圧LNG入口を備える処理ユニットであって、供給流を処理済流へと処理するための膨張装置及び熱交換ユニットを備え、処理ユニットが1つ以上のLNG貯蔵タンクと流体連通する出口を備え、熱交換ユニットが供給流を冷却するために冷却流を受けるための入口を備え、冷却が再ガス流の少なくとも一部を含む処理ユニットとを備える、再ガス化ターミナルが提供される。
According to a further aspect,
In the regasification terminal for regasifying LNG,
One or more LNG storage tanks at a first pressure;
A regasification unit comprising an inlet in fluid communication with one or more LNG storage tanks for receiving a LNG regas stream and an outlet for discharging a regasified natural gas stream;
An expansion device and heat for processing a supply stream into a treated stream comprising a pressurized LNG inlet for receiving a supply stream of pressurized LNG at a second pressure higher than the first pressure An exchange unit, the processing unit has an outlet in fluid communication with one or more LNG storage tanks, the heat exchange unit has an inlet for receiving a cooling stream to cool the feed stream, and the cooling is a regas stream A regasification terminal is provided comprising a processing unit including at least a portion.
本発明は、以下の例を使用し且つ図面を参照して以下にさらに説明される。 The invention is further described below using the following examples and with reference to the drawings.
これらの図において、同一又は同様の部分を指すために同じ参照符号が使用される。さらにまた、単一の参照符号は、導管又はライン並びにそのラインによって運ばれる流れを特定するために使用される。 In these figures, the same reference signs are used to refer to the same or similar parts. Furthermore, a single reference number is used to identify the conduit or line and the flow carried by that line.
加圧LNG運搬船からの加圧LNGの供給流が大気圧又はその近くで再ガス化されるようにLNGを貯蔵するように設計されて構築された大気再ガス化ターミナルにおいて受けられる方法及び再ガス化ターミナルを提供することがここで提案される。 A method and regas received at an atmospheric regasification terminal designed and constructed to store LNG such that a supply stream of pressurized LNG from a pressurized LNG carrier is regasified at or near atmospheric pressure It is proposed here to provide an integrated terminal.
LNGを再ガス化するための再ガス化ターミナルにおいて、
第1の圧力にある1つ以上のLNG貯蔵タンク(1)と、
LNGの再ガス流(10)を受けるために1つ以上のLNG貯蔵タンクと流体連通している入口及び再ガス化天然ガス流(30)を排出するための出口を備える再ガス化ユニット(20)と、
第1の圧力よりも高い第2の圧力で加圧LNGの供給流(40)を受けるための加圧LNG入口(6)を備える処理ユニット(5)であって、供給流(40)を処理済流(43)へと処理するための膨張装置(41)及び熱交換ユニット(50)を備え、処理ユニット(5)が1つ以上のLNG貯蔵タンク(1)と流体連通する出口(7)を備え、熱交換ユニット(50)が供給流(40)を冷却するために冷却流(11)を受けるための入口を備え、冷却が再ガス流(10)の少なくとも一部を含む処理ユニット(5)とを備える、再ガス化ターミナルが提供される。
In the regasification terminal for regasifying LNG,
One or more LNG storage tanks (1) at a first pressure;
A regasification unit (20) comprising an inlet in fluid communication with one or more LNG storage tanks for receiving the LNG regas stream (10) and an outlet for discharging the regasified natural gas stream (30). )When,
A processing unit (5) comprising a pressurized LNG inlet (6) for receiving a pressurized LNG feed stream (40) at a second pressure higher than the first pressure, wherein the feed stream (40) is treated. An outlet (7) comprising an expansion device (41) and a heat exchange unit (50) for processing into a finished stream (43), wherein the processing unit (5) is in fluid communication with one or more LNG storage tanks (1) A processing unit, wherein the heat exchange unit (50) comprises an inlet for receiving a cooling stream (11) for cooling the feed stream (40), the cooling comprising at least part of the regas stream (10) A regasification terminal comprising: 5).
再ガス化ターミナルにおける再ガス化中に放出される低温エネルギは無駄にならず、大気再ガス化ターミナルに存在するLNG貯蔵タンクに貯蔵されることができる大気LNGへと加圧LNGを冷却するために少なくとも部分的に使用される。再ガス化プロセスからの低温エネルギを効果的に使用することにより、熱力学的にバランスの取れたプロセス及び潜在的に高い再ガス化率が得られることができる。 Low temperature energy released during regasification at the regasification terminal is not wasted and to cool the pressurized LNG to atmospheric LNG that can be stored in an LNG storage tank present at the atmospheric regasification terminal. Used at least in part. By effectively using the low temperature energy from the regasification process, a thermodynamically balanced process and a potentially high regasification rate can be obtained.
加圧LNG(又はccLNG)という用語は、2バールよりも高い、好ましくは10バールよりも高い、より好ましくは12バールよりも高い圧力を意味する高圧に維持される液体天然ガスを指すために使用される。例によれば、加圧LNGは、15−17バールの範囲内の圧力とすることができる。加圧LNGの温度は、天然ガスの組成に依存する所定圧力についての沸点である。 The term pressurized LNG (or ccLNG) is used to refer to a liquid natural gas that is maintained at a high pressure, meaning a pressure higher than 2 bar, preferably higher than 10 bar, more preferably higher than 12 bar. Is done. According to an example, the pressurized LNG can be a pressure in the range of 15-17 bar. The temperature of the pressurized LNG is the boiling point for a given pressure that depends on the composition of the natural gas.
大気LNGという用語は、大気圧又は周囲圧力近くに、好ましくはそれよりも僅かに高く維持される液体天然ガスを指すために使用される。第1の圧力は、典型的には、0.9−1.3バール又は1.0−1.3バールの範囲内である。貯蔵タンク1内の第1の圧力は、50−200mbarg又は100−200mbargの範囲内であってもよい。
The term atmospheric LNG is used to refer to liquid natural gas that is maintained near atmospheric pressure or ambient pressure, preferably slightly higher. The first pressure is typically in the range of 0.9-1.3 bar or 1.0-1.3 bar. The first pressure in the
この文書において使用されるバールという用語は、絶対圧力を指すために使用され、bargという用語は、バールゲージ(大気圧に対してゼロ基準)を指すために使用される。 As used in this document, the term bar is used to refer to absolute pressure, and the term barg is used to refer to a bar gauge (zero reference to atmospheric pressure).
大気LNGの圧力は、ポンピングされるときに増加することがあることが理解される。 It is understood that the pressure of atmospheric LNG may increase when pumped.
加圧LNGの供給流は、大気LNGに変換され、その後にLNG貯蔵タンクに貯蔵される。LNG貯蔵タンクは、大気LNGを貯蔵するのに適した貯蔵タンクとすることができ、より高い圧力に耐えるように設計される必要はない。それゆえに、再ガス化ターミナルは、加圧LNG貯蔵タンクを必要とせずに、加圧LNGを受けて処理することができる。 The pressurized LNG feed stream is converted to atmospheric LNG and then stored in an LNG storage tank. The LNG storage tank can be a storage tank suitable for storing atmospheric LNG and need not be designed to withstand higher pressures. Therefore, the regasification terminal can receive and process pressurized LNG without the need for a pressurized LNG storage tank.
LNGの再ガス流は、LNG貯蔵タンクから取り出され、再ガス化天然ガスをガスグリッドに供給するのに適した圧力で天然ガスを製造するために再ガス化ユニットに送られる。 The LNG regas stream is removed from the LNG storage tank and sent to a regasification unit to produce natural gas at a pressure suitable to supply regasified natural gas to the gas grid.
加圧LNGの供給流は、加圧LNGの供給流が熱交換器内の再ガス流と熱交換し且つ加圧LNGの供給流を大気圧まで膨張させることによってエネルギ効率のよい方法で大気LNGに変換され、それにより、冷却効果を達成する。 The pressurized LNG feed stream is an atmospheric LNG in an energy efficient manner by exchanging heat with the regas stream in the heat exchanger and expanding the pressurized LNG feed stream to atmospheric pressure. To achieve a cooling effect.
例えば、加圧LNG運搬船が再ガス化ターミナルに係留されておらず、加圧LNGの積出に多忙である場合など、加圧LNGの供給流が存在しない場合、LNG貯蔵タンクからのLNGの再ガス流は、例えば、以下の特許文献のいずれかに記載されているように、任意の適切な再ガス化ユニットにおいて再ガス化されることができる:国際公開第2008012286号パンフレット、国際公開第2013186271号パンフレット、国際公開第2013186277号パンフレット及び国際公開第2013186275号パンフレット。 For example, if there is no pressurized LNG supply flow, such as when the pressurized LNG carrier is not moored at the regasification terminal and is busy loading the pressurized LNG, the recycle of LNG from the LNG storage tank The gas stream can be regasified in any suitable regasification unit, for example as described in any of the following patent documents: WO2008012862, WO2013186271. Pamphlet, international publication 2013186277 pamphlet, and international publication 2013186275 pamphlet.
加圧LNG運搬船が存在し、積出に多忙である場合、貯蔵タンクからのLNGの再ガス流又はその副流は、加圧LNGの供給流に接触して加温される熱交換器を介してリダイレクトされることができ、それにより、加温された再ガス流が得られ、再ガス化ユニットに送られる。加温された再ガス流は、より少ない熱が加温された流れを再ガス化するために必要とされることから、中間点において再ガス化ユニットに供給されることができる。 When a pressurized LNG carrier is present and busy with shipping, the LNG regas stream from the storage tank or its side stream is passed through a heat exchanger that is heated in contact with the pressurized LNG feed stream. So that a warmed regas stream is obtained and sent to the regasification unit. The warmed regas stream can be fed to the regasification unit at an intermediate point since less heat is required to regasify the warmed stream.
加圧LNGの供給流は、熱交換器に供給され、再ガス流(の副流)に接触して冷却され、大気圧まで膨張され、LNGを含む処理済供給流を得る。処理済供給流は、(大気)LNG貯蔵タンクに直接送られてもよく、又はLNG貯蔵タンクに送られる液体流及び再液化ユニットを介してLNG貯蔵タンクに送られるガス流を得るために気液分離器に送られてもよい。 The pressurized LNG feed stream is fed to a heat exchanger, cooled in contact with the regas stream (a secondary stream), and expanded to atmospheric pressure to obtain a treated feed stream containing LNG. The treated feed stream may be sent directly to the (atmosphere) LNG storage tank, or a gas stream to obtain a liquid stream sent to the LNG storage tank and a gas stream sent to the LNG storage tank via the reliquefaction unit. It may be sent to a separator.
膨張は、熱交換器の上流又は下流において行うことができる。 Expansion can occur upstream or downstream of the heat exchanger.
提案された方法及び再ガス化ターミナルは、加圧LNGの圧力が第1の圧力まで低下する点までパイピングすること以外に、加圧LNGを処理及び貯蔵するためのさらなる安全対策又は強化されたハードウェアの必要がないという利点を有する。再ガス化ターミナルは、大気LNGを受けるのに適するとともに、効率的且つ安全な方法で加圧LNGをここで受けることができる。大気LNG貯蔵タンクを有する既存の再ガス化ターミナルは、最小限の追加設備及びプラント設計の変更によって加圧LNGバリューチェーンと統合されることができる。大気LNGを処理するのに適した既存の再ガス化ターミナルは、加圧LNGを受けるのにも適するように最小限のハードウェア投資によって変更されることができる。 The proposed method and regasification terminal provides additional safety measures or enhanced hardware for handling and storing the pressurized LNG, besides piping to the point where the pressure of the pressurized LNG drops to the first pressure. The advantage is that no wear is required. The regasification terminal is suitable for receiving atmospheric LNG and can now receive pressurized LNG in an efficient and safe manner. Existing regasification terminals with atmospheric LNG storage tanks can be integrated with the pressurized LNG value chain with minimal additional equipment and plant design changes. Existing regasification terminals suitable for processing atmospheric LNG can be modified with minimal hardware investment to be suitable for receiving pressurized LNG.
実施形態によれば、第1の圧力は、周囲圧力又は大気圧などの0.9−1.2バールの範囲内であり、第2の圧力は、2バールよりも高い、好ましくは5バールよりも高い、より好ましくは12バールよりも高い。 According to an embodiment, the first pressure is in the range of 0.9-1.2 bar, such as ambient pressure or atmospheric pressure, and the second pressure is higher than 2 bar, preferably higher than 5 bar. Higher, more preferably higher than 12 bar.
第2の圧力は、例えば、15−17バールの範囲内であってもよい。 The second pressure may be in the range of 15-17 bar, for example.
再ガス流は、第1の圧力でLNGの沸点と等しい温度を有する。 The regas stream has a temperature equal to the boiling point of LNG at the first pressure.
加圧LNGの供給流は、第2の圧力で加圧LNGの沸点と等しい温度を有する。 The pressurized LNG feed stream has a temperature equal to the boiling point of the pressurized LNG at the second pressure.
実施形態は、図1−図3を参照してより詳細に説明される。 Embodiments are described in more detail with reference to FIGS.
図1は、再ガス化ターミナルを概略的に示している。再ガス化ターミナルは、LNGを含む貯蔵タンク1を最初に備える。再ガス流10は、適切なポンプ2を使用することによって得られる。したがって、再ガス流10は、第1の圧力よりも高い圧力を有する。
FIG. 1 schematically shows a regasification terminal. The regasification terminal initially comprises a
LNG貯蔵タンク1は、再ガス流導管を介して再ガス化ユニット20と流体接続されている。再ガス化ユニット20は、再ガス流を受け、再ガス化天然ガス流30を生成して排出し、再ガス化天然ガス流を符号31によって概略的に示されたガスグリッドに送るように構成されている。
The
実施形態によれば、b)は、
b1)再ガス流10を第3の圧力まで加圧して加圧再ガス流13を得て、
b2)再ガス化熱交換器21内の周囲流22に接触させて加圧再ガス流13の少なくとも一部を加温する。
According to an embodiment, b)
b1) pressurizing the
b2) Heat at least a portion of the
図1は、再ガス流10を受けるように構成された入口及び加圧再ガス流13を放出するための出口を有する圧縮機12を概略的に示している。圧縮機12の出口13は、1つ(又はそれ以上)の再ガス化熱交換器21の入口と流体連通している。再ガス化熱交換器は、第1及び第2の流路が熱交換することができるように、再ガス化熱交換器21の入口と再ガス化熱交換器21の出口との間の第1の流路と、周囲入口と周囲出口との間の第2の流路とを備える。
FIG. 1 schematically shows a
周囲流は、周囲空気を含む流れであってもよく、又は海水などの水を含む流れであってもよい。 The ambient flow may be a flow that includes ambient air or a flow that includes water, such as seawater.
b1)は、周囲流に接触する加温がより高い圧力でより効果的に行われることができるため、b2)の前に行われることが好ましい。 b1) is preferably performed before b2) because the heating in contact with the ambient flow can be performed more effectively at higher pressures.
第3の圧力は、好ましくは、例えば80バールなど、典型的には60バールよりも高いガスグリッド圧力など、再ガス化天然ガス流30の必要な出力圧力と等しい。
The third pressure is preferably equal to the required output pressure of the regasified
再ガス化熱交換器21の出口は、ガスグリッド31と流体連通している。
The outlet of the
図1は、さらに、加圧LNGを含むように構成された1つ以上の加圧LNG貯蔵タンク61を備える運搬船60を示している。運搬船60は、再ガス化ターミナルの一部ではない。
FIG. 1 further illustrates a
加圧LNGの供給流は、250ppm未満のCO2、より好ましくは150ppm未満のCO2、さらにより好ましくは50ppm未満のCO2(ppm=百万分率)を含む。 The pressurized LNG feed stream comprises less than 250 ppm CO 2 , more preferably less than 150 ppm CO 2 , and even more preferably less than 50 ppm CO 2 (ppm = parts per million).
再ガス化ターミナルは、第1の圧力、すなわち、貯蔵タンク1内の圧力よりも高い第2の圧力で加圧LNGの供給流40を受けるための加圧LNG入口6を備える処理ユニット5を備える。
The regasification terminal comprises a processing unit 5 comprising a
再ガス化ターミナルは、運搬船60から第2の圧力で加圧LNGの供給流40を受けるように構成されている。処理ユニット(5)は、膨張装置(41)と、供給流(40)を処理済流(43)へと処理するための熱交換ユニット(50)とを備える。
The regasification terminal is configured to receive a pressurized
膨張器(図示しない)又はスロットルバルブ(図示しない)などの膨張装置41は、加圧供給管路40を介して加圧LNGの供給流を受けるように構成されている。膨張器41は、第2の圧力で加圧LNGの供給流を受けるように構成された入口を有し、出口は、膨張した供給流42を排出するように構成され、熱交換ユニット50の入口と流体連通している。
An
熱交換ユニット50は、1つ以上の(直列/並列)熱交換器を備えることができる。熱交換ユニット50は、第2の圧力よりも低い圧力を有し且つ加圧LNGの供給流40の温度よりも低い温度を有する処理済供給流43を排出するための出口を備える。熱交換ユニット50の出口は、LNG貯蔵タンク1と流体連通している。
The
d)において、再ガス流10の少なくとも一部を含む冷却流11が得られる。得られた冷却流11は、好ましくは、以下により詳細に説明されるように、加圧再ガス流13の少なくとも一部を含む。
In d), a
冷却流11及び圧縮LNGの供給流40又は膨張供給流42は、熱交換ユニット50において熱交換するのが可能とされる。冷却流11は、典型的には、加圧LNGの供給流40又は膨張供給流42よりも低い温度を有するため、冷却流11は加温され、加圧LNGの供給流40又は膨張供給流42は冷却される。
The
実施形態によれば、e2)は、加温された冷却流14を得て、加温された冷却流14を再ガス化ユニット20に送ることを備える。
According to an embodiment, e2) comprises obtaining a warmed cooling
加温された冷却流14は、熱交換ユニット50の出口において得られる。
A warmed cooling
加温された冷却流14は、(加圧)再ガス流に対して暖かいことから、再ガス化ユニットの加温デューティは、同様の出力率を維持しながら低減されることができるか、又は再ガス化ユニットの出力率は、同様の加温デューティによって増加することができる。
Since the warmed cooling
実施形態によれば、加温された冷却流14は、中間位置において再ガス化熱交換器21に導入される。
According to the embodiment, the
加温された冷却流は比較的暖かいため、それは再ガス化熱交換器全体を通過する必要はない。再ガス化熱交換器21は、加圧再ガス流13’用の入口と、再ガス化天然ガス流30用の出口と、加温された冷却流14を受けるための中間入口23とを備える。
Since the warmed cooling stream is relatively warm, it need not pass through the entire regasification heat exchanger. The
実施形態によれば、再ガス化熱交換器21は、直列に配置された2つ以上の再ガス化副熱交換器を備え、中間入口23は、2つの隣接する副熱交換器間に配置される。
According to the embodiment, the
あるいは、再ガス化熱交換器21は、(加圧)再ガス流10/13用の入口23’を備え、加温された冷却流14は、再ガス化熱交換器21の入口に送られる。そのような実施形態においては、再ガス化熱交換器21の加温デューティが低下されることができるか、若しくは処理量が増加してもよく、又は双方の組み合わせとしてもよい。
Alternatively, the
実施形態によれば、冷却流11は、再ガス流10を、再ガス流の副流13’’、特にb2)において得られるような加圧再ガス流(13)の副流と、再ガス流の残り13’、特に加圧再ガス流13の残りとに分離することによって生成される。
According to an embodiment, the cooling
副流13’’は、(加圧)再ガス流13の一部を分離することによって得られることができる。副流13’’の部分又は流速は、他の要因の中でも、加圧LNGの供給流40の流速、加圧LNGの供給流40の温度及び圧力、冷却流11に対する供給流40の冷却の効率などに依存することができる。副流は、再ガス流10の少なくとも10%、再ガス流の少なくとも25%、再ガス流の少なくとも50%又は少なくとも75%とすることができる。実施形態によれば、副流は、再ガス流の95%以上、又はさらには再ガス流の100%である。本方法は、これらの要因のうちの1つ以上に応じて副流13’’の流速を制御することを備えることができる。
A
副流は、好ましくは、b1)とb2)との間から得られる。加圧再ガス流10の一部のみが分離される場合、加圧再ガス流13’の残りは、再ガス化熱交換器21に送られる。
The side stream is preferably obtained between b1) and b2). If only part of the
実施形態によれば、本方法は、g)加温された冷却流14を再ガス流13’の残り、特に加圧再ガス流13の残りと再結合することを備える。
According to an embodiment, the method comprises g) recombining the
実施形態によれば、g)は、再ガス化ユニット20における再ガス化熱交換器21内の中間位置において行われる。
According to the embodiment, g) is performed at an intermediate position in the
加温された再ガス流は、LNG貯蔵タンクから直接得られた再ガス流よりも暖かいため、この流れを再ガス化するためにより少ない労力しか必要とされない。したがって、加温された再ガス流は、例えば周囲流に接触して加温される熱交換器の途中などの中間位置において再ガス化ユニットに導入されることができる。 Since the warmed regas stream is warmer than the regas stream obtained directly from the LNG storage tank, less effort is required to regasify this stream. Thus, the warmed regas stream can be introduced into the regasification unit at an intermediate position, such as in the middle of a heat exchanger that is heated in contact with the ambient stream.
図2に概略的に示されている実施形態によれば、g)は、再ガス化ユニット20における再ガス化熱交換器21の上流位置において行われる。
According to the embodiment schematically shown in FIG. 2, g) takes place at a position upstream of the
上流位置は、再ガス化熱交換器21の入口を含む。
The upstream position includes the inlet of the
あるいは、再ガス化ユニットは、同じ出力率を維持しつつ低容量で動作させることができる。 Alternatively, the regasification unit can be operated at a low capacity while maintaining the same power rate.
処理済供給流43は、図1に示されるように、LNG貯蔵タンク1のうちの少なくとも1つに直接送られることができる。直接という用語は、それ以上の実質的な処理ステップがその間に行われないことを示すために本願明細書において使用される。これは、処理済供給流がガス割合を含まない又は所定の閾値割合未満のガス割合しか含まない場合に好ましいことがある。
The treated
図3は、f)が、
f1)気液分離器44において処理済供給流43を液体流45及びガス流46に分離することと、
f2)液体流45をLNG貯蔵タンク1のうちの少なくとも1つに送ることと、
f3)再液化流47を得るために再液化ユニット70においてガス流46を再液化し、LNG貯蔵タンク1のうちの少なくとも1つに再液化流47を送ることとを備える代替実施形態を示している。
FIG. 3 shows that f)
f1) separating the treated
f2) sending a
f3) showing an alternative embodiment comprising reliquefying the
この実施形態は、処理済供給流43が比較的低い液体割合を有する場合に有利であり得る。
This embodiment may be advantageous when the treated
気液分離器又はガス蒸気分離器47は、ノックアウト容器などの任意の適切な分離器とすることができる。
The gas-liquid separator or
実施形態によれば、本方法は、
加圧LNGの供給流40が利用可能である場合にc)−f)を実行することと、
加圧LNGの供給流40が利用可能でない場合にc)−f)を中断することとを備える。
According to an embodiment, the method comprises:
Performing c) -f) when the
Interrupting c) -f) when the
c)−f)は、第2の圧力での加圧LNGの供給が利用可能である場合に実行されることができ且つ第2の圧力での加圧LNGの供給が利用可能でない場合に中断されることができる。 c) -f) can be performed when supply of pressurized LNG at the second pressure is available and interrupted when supply of pressurized LNG at the second pressure is not available Can be done.
第2の圧力での加圧LNGの供給流40は、運搬船60から受けられることができる。c)−f)は、装荷された運搬船が存在し且つ再ガス化ターミナルに接続されている場合にのみ実行される。運搬船が接続されておらず且つ第2の圧力で加圧LNGを含んでいないか、又は運搬船が存在しない場合、c)−f)は中断され、再ガス化ターミナルは、a)−b)のみを実行することによって動作する。
A pressurized
したがって、実施形態によれば、c)−f)は任意である。 Therefore, according to the embodiment, c) -f) are arbitrary.
実施形態によれば、a)は、
c)−f)が実行された場合に第1の流速レベルに再ガス流10の流速を設定すること、及び、
c)−f)が中断された場合に第2の流速レベルに再ガス流10の流速を設定することであって、第1の流速レベルが第2の流速レベルよりも高いことにより、
再ガス流10の流速を制御することを備える。
According to an embodiment, a)
c) setting the flow rate of the
c) setting the flow rate of the
Controlling the flow rate of the
したがって、第2の圧力で加圧LNGの供給流が受けられている場合、再ガス化されるLNGの量は、加温デューティの一部が加圧LNGから得られるため、増加することができる。 Accordingly, when a supply flow of pressurized LNG is received at the second pressure, the amount of LNG to be regasified can be increased because a portion of the heating duty is obtained from the pressurized LNG. .
実施形態によれば、b)は、
c)−f)が実行された場合に第1のレベルに再ガス化ユニットの加温デューティを設定すること、及び、
c)−f)が中断された場合に第2のレベルに再ガス化ユニットの加温デューティを設定することであって、第2のレベルが第1のレベルよりも低いことにより、
再ガス化ユニットの加温デューティを制御することを備える。
According to an embodiment, b)
c) setting the heating duty of the regasification unit to the first level when -f) is performed; and
c) setting the heating duty of the regasification unit to a second level when -f) is interrupted, the second level being lower than the first level;
Controlling the heating duty of the regasification unit.
加温デューティは、例えば、再ガス化熱交換器21内の周囲流22の流速を制御することによって制御されることができる。
The heating duty can be controlled, for example, by controlling the flow rate of the
第2の圧力で加圧LNGの供給流が受けられる場合、再ガス化ユニットは、より効率的に動作することができ、加温デューティの一部が加圧LNGから得られるため、加温デューティは低下することができる。 When a supply flow of pressurized LNG is received at the second pressure, the regasification unit can operate more efficiently and a portion of the heating duty is obtained from the pressurized LNG, so that the heating duty Can be lowered.
当業者は、本発明が添付した特許請求の範囲から逸脱することなく多くの様々な方法で実施できることを理解するであろう。 Those skilled in the art will appreciate that the present invention can be implemented in many different ways without departing from the scope of the appended claims.
Claims (14)
b)再ガス化天然ガス流(30)を得るために再ガス化ユニット(20)を介して前記再ガス流(10)を送ることとを備える再ガス化ターミナルを動作させる方法において、さらに、
c)前記第1の圧力よりも高く2バールよりも高い第2の圧力で加圧LNGの供給流(40)を受けることと、
d)前記再ガス流(10)の少なくとも一部を含む冷却流(11)を生成することと、
e)前記第2の圧力で加圧LNGの前記供給流(40)を、
e1)前記供給流(40)を膨張させること、及び、
e2)前記冷却流(11)に接触させて前記供給流(40)を冷却すること
により、LNGを含む処理済供給流(43)へと処理することと、
f)前記処理済供給流(43)を前記LNG貯蔵タンク(1)のうちの少なくとも1つに送ることとを備える、方法。 a) obtaining a regas stream (10) of LNG from one or more LNG storage tanks (1) at a first pressure in the range of 0.9-1.2 bar;
b) operating a regasification terminal comprising sending said regas stream (10) through a regasification unit (20) to obtain a regasification natural gas stream (30);
c) receiving a pressurized LNG feed stream (40) at a second pressure higher than the first pressure and higher than 2 bar;
d) generating a cooling stream (11) comprising at least a portion of said regas stream (10);
e) the feed stream (40) of pressurized LNG at the second pressure,
e1) expanding the feed stream (40); and
e2) processing into a treated supply stream (43) comprising LNG by cooling the supply stream (40) in contact with the cooling stream (11);
f) sending the treated feed stream (43) to at least one of the LNG storage tanks (1).
b1)加圧再ガス流(13)を得るために第3の圧力まで前記再ガス流(10)を加圧することと、
b2)前記加圧再ガス流(13)の少なくとも一部を再ガス化熱交換器(21)の周囲流(22)に接触させて加温することとを備える、請求項1又は2に記載の方法。 b)
b1) pressurizing said regas stream (10) to a third pressure to obtain a pressurized regas stream (13);
b2) heating at least a portion of the pressurized regas stream (13) in contact with an ambient stream (22) of a regasification heat exchanger (21). the method of.
を備える、請求項5及び6に記載の方法。 g) recombining the warmed cooling stream (14) with the remainder of the regas stream (13 '), in particular with the remainder of the pressurized regas stream (13). The method described in 1.
f1)気液分離器(44)において前記処理済供給流を液体流(45)及びガス流(46)に分離することと、
f2)前記液体流(45)を前記LNG貯蔵タンク(1)のうちの少なくとも1つに送ること、及び、
f3)再液化流(47)を得るために再液化ユニット(70)において前記ガス流(46)を再液化し、前記LNG貯蔵タンク(1)のうちの少なくとも1つに前記再液化流(47)を送ることとを備える、請求項1から9のいずれか1項に記載の方法。 f)
f1) separating the treated feed stream into a liquid stream (45) and a gas stream (46) in a gas-liquid separator (44);
f2) sending the liquid stream (45) to at least one of the LNG storage tanks (1); and
f3) Re-liquefying the gas stream (46) in a re-liquefaction unit (70) to obtain a re-liquefaction stream (47), and transferring the re-liquefaction stream (47 to at least one of the LNG storage tanks (1). 10. The method according to any one of claims 1 to 9, comprising:
加圧LNGの供給流(40)が利用可能でない場合にc)−f)を中断することとを備える、請求項1から10のいずれか1項に記載の方法。 Performing c) -f) when a pressurized LNG feed stream (40) is available; and
11. A method according to any one of claims 1 to 10, comprising interrupting c) -f) when a pressurized LNG feed stream (40) is not available.
c)−f)が実行された場合に第1の流速レベルに前記再ガス流(10)の流速を設定すること、及び、
c)−f)が中断された場合に第2の流速レベルに前記再ガス流(10)の流速を設定することであって、前記第1の流速レベルが前記第2の流速レベルよりも高いことにより、前記再ガス流(10)の流速を制御することを備える、請求項11に記載の方法。 a)
c) setting the flow rate of the regas stream (10) to a first flow rate level when -f) is performed; and
c) setting the flow rate of the regas stream (10) to a second flow rate level when -f) is interrupted, wherein the first flow rate level is higher than the second flow rate level; 12. The method of claim 11, comprising controlling the flow rate of the regas stream (10).
c)−f)が実行された場合に第1のレベルに前記再ガス化ユニットの加温デューティを設定すること、及び、
c)−f)が中断された場合に第2のレベルに前記再ガス化ユニットの前記加温デューティを設定することであって、前記第2のレベルが前記第1のレベルよりも低いことにより、
前記再ガス化ユニットの加温デューティを制御することを備える、請求項11に記載の方法。 b)
c) setting the heating duty of the regasification unit to a first level when -f) is performed; and
c) setting the heating duty of the regasification unit to a second level when -f) is interrupted, wherein the second level is lower than the first level; ,
The method of claim 11, comprising controlling a heating duty of the regasification unit.
0.9−1.2バールの範囲内である第1の圧力にある1つ以上のLNG貯蔵タンク(1)と、
LNGの再ガス流(10)を受けるために前記1つ以上のLNG貯蔵タンクと流体連通している入口及び再ガス化天然ガス流(30)を排出するための出口を備える再ガス化ユニット(20)と、
前記第1の圧力よりも高く2バールよりも高い第2の圧力で加圧LNGの供給流(40)を受けるための加圧LNG入口(6)を備える処理ユニット(5)であって、前記供給流(40)を処理済流(43)へと処理するための膨張装置(41)及び熱交換ユニット(50)を備え、前記処理ユニット(5)が1つ以上のLNG貯蔵タンク(1)と流体連通する出口(7)を備え、前記熱交換ユニット(50)が前記供給流(40)を冷却するために冷却流(11)を受けるための入口を備え、前記冷却が前記再ガス流(10)の少なくとも一部を含む処理ユニット(5)とを備える、再ガス化ターミナル。 In the regasification terminal for regasifying LNG,
One or more LNG storage tanks (1) at a first pressure in the range of 0.9-1.2 bar;
A regasification unit comprising an inlet in fluid communication with the one or more LNG storage tanks for receiving an LNG regas stream (10) and an outlet for discharging a regasified natural gas stream (30); 20)
A processing unit (5) comprising a pressurized LNG inlet (6) for receiving a pressurized LNG feed stream (40) at a second pressure higher than the first pressure and higher than 2 bar, comprising: An expansion device (41) and a heat exchange unit (50) for processing the feed stream (40) into a treated stream (43), said processing unit (5) comprising one or more LNG storage tanks (1) An outlet (7) in fluid communication with the heat exchange unit (50), wherein the heat exchange unit (50) comprises an inlet for receiving a cooling stream (11) to cool the supply stream (40), wherein the cooling is the regas stream. A regasification terminal comprising a processing unit (5) comprising at least a part of (10).
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