MX2008015940A

MX2008015940A - Metodo y planta para regasificacion de lng.

Info

Publication number: MX2008015940A
Application number: MX2008015940A
Authority: MX
Inventors: Rolf Eie; Kjell Vigander
Original assignee: Aker Engineering & Technology
Priority date: 2006-06-20
Filing date: 2007-06-20
Publication date: 2009-02-23
Also published as: PT2035740E; JP2009541522A; EP2035740B1; PL2035740T3; NO20062896L; WO2007148984A3; DE602007002822D1; US20090277189A1; CN101466976A; NO328260B1; WO2007148984A2; CA2656497A1; ATE445805T1; KR20090033363A; EP2035740A2; ES2334853T3

Abstract

Se describe un método para regasificación d LNG, método en el cual el gas natural se quema en un quemador para proporcionar calor para la evaporación del LNG y donde el calor se transfiere del quemador al LNG en un sistema de intercambio de calor cerrado, en donde oxígeno sustancialmente puro se utiliza en la combustión del gas natural, y que el CO2 se separa del gas de escape para la exportación o deposición. También se describe una planta para regasificación de LNG, la planta que comprende un quemador caldeado con gas (14) para generación de calor para la regasificación, un sistema de intercambio de calor cerrado (5, 17, 25) para la transferencia de calor del quemador al LNG a ser vaporizado, la planta que adicionalmente comprende una unidad de separación de aire (10) para la generación de oxígeno sustancialmente puro que es alimentado al quemador (14).

Description

MÉTODO Y PLANTA PARA REGASIFICACIÓN DE LNG El campo de la invención La presente invención se relaciona a un proceso de regasificación ambientalmente favorable para LNG. Más específicamente la invención se relaciona a un método y planta para regasificación de LNG, que permite la regasificación de LNG sin impacto ambiental, o sustancialmente reducido, tal como el enfriamiento de agua de mar y la emisión de CO2 a la atmósfera. Antecedentes de la técnica El LNG (Gas Natural Licuado) es un método para transportar gas metano sobre distancias largas. El gas es licuado previo al transporte desde la ubicación de producción de gas y se transporta como un líquido enfriado en transportadores de LNG. Los buques cisternas suministran el LNG a una terminal de regasificación de LNG que comprende instalaciones de descarga del buque cisterna de LNG, tanques de almacenamiento de LNG, unidades de regasificación y tubería (s) de exportación de gas. El LNG tiene que ser regasificado antes de que pueda ser transmitido a través de una red de distribución de tuberías. La regasificación toma lugar en la unidad de regasificación. Tradicionalmente, dos diferentes tecnologías de vaporización se utilizan en el proceso de regasificación. Estas son Vaporizadores de Combustión Sumergidos (SCV) utilizando un quemador como la fuente de calor, y Vaporizadores de Soporte Abiertos (OVR) utilizando agua de mar como la fuente de calor. Adicionalmente, existen intercambiadores de calor para un sistema de medio calentamiento de circuito cerrado, utilizando agua de mar y/o recuperación de calor de sistemas de potencia o de aire como fuente de calor. La presión de la tubería de exportación de gas en todas las unidades mencionadas se logra mediante bombas de alta presión en la fase de LNG líquida. Un SCV consiste de un quemador de gas donde parte del quemador y el conducto del gas de combustión se sumergen en un lecho de agua. El vaporizador de LNG también se sumerge en el agua calentada. Un ventilador local unido al SCV suministra el aire de combustión necesario. Esto da una proporción de intercambio de calor muy alta y un intercambiador de calor compacto. Un ORV es una batería de radiadores verticales arriba de un sumidero, donde el agua de mar está continuamente fluyendo hacia abajo de las caras externas de los radiadores por gravedad, conforme el LNG de alta presión esta ebullendo dentro. La cantidad de agua de mar necesaria es dependiente de la caída de temperatura disponible (o permisible) de la descarga de agua de calentamiento. Para una instalación ORV los dos artículos de consumo de potencia con una diferencia más grande son las bombas de LNG y de agua de mar. Una cantidad enorme de agua de mar es necesaria con la caída de temperatura normalmente limitada permitida en el agua de mar utilizada como la fuente de calor. Las entradas de agua de mar están equipadas con coladeras de malla fina para limitar al zooplancton y larvas de peces que entren al sistema de agua de mar y al vaporizador. El agua de mar se tiñe con hipoclorito para prevenir el crecimiento marino en el sistema de tubería. La salida de agua de mar está arreglada con un difusor enorme para dispersar el agua enfriada en la masa de agua circundante, para prevenir diferencias de temperatura locales más grandes. Sin embargo, en los últimos estudios los ambientalistas han expresado objeciones a tanto la toma/cloración y salida/cambios de temperatura, puesto que ambos tienen efectos indeseables sobre la vida marina. Adicionalmente, el sistema de toma de agua de mar es grande, y de esta manera costoso puesto que la velocidad de entrada del agua en las coladeras se conserva muy baja para limitar los efectos desfavorables sobre la vida marina. Sin embargo, se observa que el ORV en la mayoría de los casos es preferido como el intercambiador de calor principal debido a las consideraciones de seguridad y el costo de operación menor aunque el gasto de capital es más alto. En algunos estudios el SCV se ha sugerido solamente como un intercambiador de respaldo en caso de mantenimiento extraordinario, periodos de demanda pico o en periodos cuando el agua está demasiado fría para dar suficiente vaporización del gas. La terminal de Regasificación de LNG normalmente es accionada por un motor a chorro derivado de plano de aire industrializado, moderno. Estos motores tienen quemadores de baja temperatura donde el nitrógeno no es oxidado y se hacen funcionar con un excedente de aire para limitar la formación de CO. El resultado es un gas de combustión con solamente pequeñísimas cantidades de N0X, CO y hollín. La mayor parte del gas de combustión entonces es nitrógeno y C02. Las descargas a la atmósfera de la generación de potencia y de los SCVs tienen efectos desfavorables sobre la calidad del aire. Es atractivo ubicar la terminal receptora del LNG tan cercana como sea posible al mercado. El mercado está normalmente en áreas industrializadas y pobladas donde la actividad humana ya tiene mayor impacto sobre la calidad del aire. Muchas ubicaciones que de otra manera serían atractivas para una terminal receptora de LNG de esta manera se pueden encontrar no aceptables por razones de calidad del aire . Adicionalmente, el foco creciente sobre la emisión de CO2 es de gran problema. Por consiguiente, hay una necesidad por un método y planta de regasificación que haga posible reducir o aun eliminar los problemas mencionados para las presentes soluciones. Breve descripción de la invención De acuerdo con un primer aspecto la invención se relaciona a un método para la regasificación de LNG, método en el cual el gas natural se quema en un quemador para proporcionar calor para la evaporación del LNG y donde el calor se transfiere del quemador al LNG en un sistema de intercambio de calor cerrado, en donde oxigeno sustancialmente puro se utiliza en la combustión del gas natural, y ese C02 se separa del gas de escape para la exportación o deposición. El uso de oxigeno sustancialmente puro para la combustión da por resultado un gas de escape que comprende H20 y C02, que hace posible separa el C02 por medios simples, tal como el enfriamiento del gas de escape y la condensación del vapor de agua. Este C02 se puede comprimir para la deposición o además licuado para la exportación en volumen . De acuerdo con una modalidad, el escape enfriado de la combustión es recirculado a la combustión. La recirculación del gas de escape enfriado se utiliza principalmente para controlar la temperatura en la cámara de combustión pero también asegurará más completa de los hidrocarburos en la cámara de combustión. De acuerdo con otra modalidad, el escape de la' combustión que comprende principalmente C02 y H20 es secado, comprimido y licuado para ser separado para dar C02 liquido para la exportación o deposición. El secado del gas de escape remueve agua y deja C02 sustancialmente puro. El licuado del C02 es especialmente preferible cuando el C02 va ser transportado sobre distancias largas por ejemplo para la inyección en un campo alejado de la plañía de regasificación. De acuerdo con otra modalidad, el enfriamiento y licuado del C02 para exportación se utiliza para proporcionar energía para la gasificación y calentamiento del LNG. Al enfriar y al licuar el C02 contra el LNG frío que es regasificado, aun más energía puede ser retirada del escape, o más específicamente el C02, antes de que sea exportado. De acuerdo con un segundo aspecto, la presente invención proporciona una planta para la .regasificación de LNG, la planta que comprende un quemador caldeado con gas para la generación de calor para la regasificación, un sistema de intercambio de calor cerrado para la transferencia de calor del quemador al LNG a ser vaporizado, en donde la planta adicionalmente comprende una unidad de separación de aire para la generación de oxígeno sustancialmente puro que es alimentado al quemador. De acuerdo con una modalidad, la planta adicionalmente comprende medios para enfriar, secar y comprimir el C02 generado en el quemador. La compresión y el secado del C02 hace posible utilizarlo para la inyección en un pozo de gas o de petróleo para la deposición en un pozo agotado, o soporte de presión para aumentar la producción en un pozo de producción. De acuerdo con una modalidad, la planta comprende lineas de recirculación para la recirculación del gas de escape enfriado del quemador hacia el quemador para reducir la temperatura de combustión. La recirculación del gas de escape mejora el control sobre la combustión, tanto con respecto a la temperatura de combustión como la combustión completa . De acuerdo con otra modalidad, la planta también comprende una unidad de licuación de CO2 para la licuación de C02 para la exportación desde la planta. Una unidad de licuación de C02 es especialmente preferible si la planta de regasificación está colocada muy lejos de los sitios de inyección o deposición posibles. La planta adicionalmente puede comprender medios de generación de potencia para la generación de potencia eléctrica. Una planta de regasificación tiene una necesidad para potencia eléctrica y el medio de generación de potencia puede ser dimensionado para la necesidad de la planta. Adicionalmente, la potencia eléctrica puede ser exportada desde la planta. De acuerdo con un tercer aspecto, la presente invención proporciona el uso de LNG para el enfriamiento de aire en una unidad de separación de aire para producir oxigeno sustancialmente puro. El uso de LNG frió para el enfriamiento del aire para la unidad de separación de aire evita o reduce la necesidad por enfriamiento adicional del aire entrante, y adiciona calor a la regasificación, para mejorar la eficiencia de energía de la planta. De acuerdo con una modalidad, otros gases de aire tales como argón, nitrógeno, helio se separan en la unidad de separación de aire para otros usos o ventas. La separación de otros gases de aire puede mejorar la eficiencia de energía total y la rentabilidad de la planta. Descripción corta de las figuras La Figura 1 es un diagrama esquemático de flujo que ilustra la presente invención. Descripción detallada de la invención La Figura 1 ilustra el principio del proceso y planta de regasificación presentes. El LNG se suministra de buques cisterna a una terminal y entra a la planta a través de una línea de suministro de LNG 1 en un almacenamiento de LNG 2. El almacenamiento de LNG 2 comprende la tubería necesaria, tanques y bombas en el tanque para el transporte interno, almacenamiento y bombeo de LNG desde el almacenamiento 2 a una línea de LNG 3 mediante las bombas de LNG de alta presión. El LNG de alta presión en la línea 3 se calienta en varios intercambiadores de calor, aquí ilustrados por un enfriador de aire 4, un condensador de vapor 5, un enfriador de C02 6, un condensador de C02 7 y un enfriador de servicios 8, antes de que el LNG regasificado deje la planta en una linea de exportación de gas 9. El aire que entra de una toma de aire 11 en una unidad de separación de aire (ASU) 10 se enfria contra el LNG en el enfriador de aire 4. En el ASU 10, el aire se separa criogénicamente en oxigeno sustancialmente puro, que deja la ASU a través de una linea de oxigeno 13, y el nitrógeno y otros gases se aire, que son liberados en la atmósfera a través de una linea de nitrógeno 12 a menos que otros usos industriales puedan ser encontrados para el nitrógeno localmente. La expresión "oxigeno sustancialmente puro" en la presente solicitud se utiliza para un gas enriquecido de oxigeno que tiene un contenido de oxigeno de más de 90%, de preferencia más de 95% y mucho más de preferencia más de 98%. El oxigeno en la linea de oxigeno 13 se introduce en un quemador 14, en donde el oxigeno se utiliza para la generación de calor a través de la combustión del gas natural que entra al quemador 14 a través de una linea de gas natural 15. El gas de escape caliente del quemador 14 se enfria en un intercambiador de calor 17 contra un medio de intercambio de calor en un sistema de vapor y potencia cerrado 25. El medio de intercambio de calor en el sistema cerrado 25 se utiliza nuevamente para transferir calor del gas de escape caliente al LNG en el condensador de vapor 5 mencionado en lo anterior asi como para suministrar suficiente potencia en la turbina de vapor y generador 25 para alimentar la terminal, como es indicado por la linea 26. El gas de escape parcialmente enfriado, que comprende principalmente vapor de agua de C02, se seca para remover el H20, se comprime y se enfria en un secador de C02 y el tren de compresores 18. El gas en el secador y el tren de compresores, que comprende principalmente C02, se enfria contra el LNG en el enfriador de C02 6. El H20 que se condensa en el secador y el tren de compresores se remueve en una linea de H20 21. El C02 seco y comprimido del secador y el tren de compresores 18, después se licúa en una unidad de licuación de C02 19. El gas en la unidad de licuación 19 también se enfria mediante el intercambio de calor en el condensador de C02 7, contra el LNG en la linea de LNG. El C02 licuado deja la unidad de licuación de C02 19 en una linea de C02 20, y se envía para la exportación, por ejemplo, para la inyección en un campo petrolífero para la producción de petróleo aumentado o para ser depositado en un campo de petróleo o de gas agotado o utilizado para propósitos industriales. Una cantidad limitada del gas de combustión que comprende C02, N2, Ar y 02, no se condensa en la unidad de licuación, se divide en dos corrientes, una que es liberada en la atmósfera a través de una chimenea 23 para evitar el enriquecimiento de N2 y Ar en el proceso, y la otra corriente se recircula en una unidad de recirculación de C02 24 en el quemador 14. Una mayor parte del escape enfriado que deja el intercambiador de calor 17 se recircula en una línea de recirculación 22 nuevamente al quemador 1 . Las razones para recircular el gas de escape son varias. En primer lugar, el gas de escape recirculado actúa como un gas sustancialmente inerte en el quemador. La combustión de gas natural y oxígeno sustancialmente puro daría por resultado temperaturas de combustión demasiado altas para los quemadores existentes y los intercambiadores de calor. La recirculación del escape enfriado hace posible controlar la temperatura de la combustión. En segundo lugar, al recircular el gas de escape, cualquiera de los materiales combustibles restantes en el gas de escape serán quemados dando por resultado una combustión más total en el quemador. En tercer lugar, el gas inerte adiciona capacidad calorífica al gas de escape y así aumenta la transferencia de calor en los intercambiadores de calor. El calor del sistema de vapor y potencia cerrado que no es utilizado para calentar el LNG será utilizado para la producción de potencia terminal como es indicado por la línea 26 en una turbina de vapor para hacer la terminal autosuficiente de potencia eléctrica. La generación de potencia en una turbina de gas seria favorecida ya que produciría una eficiencia más alta para la generación de potencia pero la tecnología .de turbinas de gas todavía no está madura para la generación de potencia en las temperaturas altas logradas al quemar metano y oxígeno puro. El enfriador de servicio 8 indica uno o más intercambiadores de calor que se utilizan para el enfriamiento de diferente equipo del proceso que necesita enfriamiento, y puede comprender enfriadores para aceite de lubricación, enfriamiento hvac, etc., para evitar la utilización de agua de mar para propósitos de enfriamiento. La persona experta en la técnica entenderá que cada uno de los intercambiadores de calor/enfriadores 4, 5, 6, 7, 8 ilustrados en la figura 1 puede comprender varios intercambiadores de calor. La configuración real de los intercambiadores de calor será sometida a la optimización tanto con respecto al número como al tamaño de los intercambiadores de calor. Adicionalmente , la posición relativa de los diferentes intercambiadores de calor A, 5, 6, 7, 8 se puede cambiar debido a la optimización de una planta . El quemador puede ser cualquier clase de quemador tal como una cámara de combustión, una caldera o una turbina de gas industrializada moderna.

Ej emplo Una planta de regasificación de LNG ejemplar para la regasificación de 1717 t/h (2 BSCFD) del LNG, se ha simulado . El sistema de regasificación sin descarga como es explicado en lo anterior se ha estimado para una instalación del LNG con 1717 t/h (2 BSCF/D) de gas de venta (9) . El quemador (14) requerirá 23.4 t/h adicionales de gas natural (15) para ser quemado con 93.1 t/h de oxigeno puro (13) . Casi 700 t/h de C02 es recirculado al quemador (22 y 24). Una linea de ventilación de la unidad de licuación de CO2 descarga 2.5 t/h, principalmente CO2 con algo de N2, Ar y 02, a la atmósfera (23) . El sistema de potencia de vapor (25) produce 55 MW de potencia eléctrica (26) requerida por la planta de Regasificación. Además del gas de ventas, la planta además produce : • Aproximadamente 50 t/h de C02 licuado a -38°C de la unidad de licuación (19) . • Aproximadamente 50 t/h de agua fresca del tren de secadores de C02 (18). • La cantidad grande de la ventilación de N2 (12) a la atmósfera de la ASU (10) no se considera como un contaminante . El "Proceso de Regas sin Descarga" no tiene necesidad por agua de mar para propósitos de enfriamiento o de calentamiento. Una planta de regasificación que utiliza vaporizadores ORV puede requerir aproximadamente 50000 t/h de agua de mar tratada para la misma capacidad. El C02 se seca antes y durante la compresión en dos etapas a una presión de 15 bars en la unidad del tren de secadores y compresores 18. El CO2 luego se seca para evitar la formación de hielo en el sistema de licuación. La siguiente etapa, en la unidad de licuación de C02 19, es enfriar el C02 a -30.8°C, donde es licuado y puede ser bombeado, almacenado y descargado más fácilmente. El enfriamiento se hace en una columna con el condensador enf iado de LNG 7. El gas de escape rico en C02 se introduce cercano al fondo de la columna, el C02 liquido se extrae del fondo y el oxigeno/nitrógeno/argón sale en la parte de arriba. La columna permite una concentración de C02 baja en el producto de la parte de arriba (7.2% en mol). 50% del producto de la parte de arriba se emite a la atmósfera (2500 kg/hr) con el fin de evitar el enriquecimiento de nitrógeno/argón (que se obtiene en el proceso como una impureza en el oxigeno) . La unidad de separación de aire (10) en el proceso de regasificación 'sin descarga' descrito en lo anterior, descarga el gas de nitrógeno enfriado enriquecido en argón, al aire (12) . El nitrógeno y el argón luego se podrían separar y además refinar y embotellar para dar gases industriales como un subproducto. También el nitrógeno liquido tiene una marca limitada como un medio de enfriamiento . Una fracción de la corriente de C02 también se podría procesar para dar hielo seco como un producto, que puede ser vendido como un medio de enfriamiento. La terminal 'libre de emisión' propuesta no es completamente libre de emisión. Por razones técnicas del proceso una pequeña cantidad de N2, C02 y Ar es ventilada para prevenir la acumulación de N2 y Ar en el circuito de reciclado. Una fracción de esta es C02 portado de la columna de licuación. El único efluente de la terminal al mar es agua gris limpia y se drena de la instalación. El C02 capturado se licúa y se puede exportar en volumen o mediante tubería. Sin embargo, la terminal es dependiente de tener un cliente para el C02 que podría estar cerca del campo petrolífero donde el C02 puede ser inyectado, de otra manera el costo de transporte del C02 será económicamente no factible. El C02 de preferencia puede ser inyectado para la recuperación de petróleo aumentada, o solo almacenado en un campo agotado o domo de sal. Esto limitará los sitios posibles para una terminal 'libre de emisión'. En muchos casos sin embargo, una terminal de regasificación de LNG puede ser ubicada cercana y utilizar una tubería de gas existente para minimizar los costos de tubería. La tubería de gas frecuentemente se origina de las plataformas de producción donde el C02 puede ser benéfico para la inyección. Por períodos limitados bajo condiciones especiales, puede ser que el C02 no pueda ser exportado. Entonces el C02 será descargado a la atmósfera con menos impactos desfavorables sobre la calidad del aire que con las tecnologías tradicionales .

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para regasificación de LNG, el método caracterizado porque comprende las etapas de: introducir gas natural y oxigeno sustancialmente puro en un quemador, • retirar un gas de escape que comprende principalmente C02 y H20 del quemador, • transferir calor en un sistema de intercambio de calor cerrado del quemador al LNG para la evaporación del LNG , • enfriar y secar el gas de escape para dar C02 para la exportación o deposición.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el oxigeno sustancialmente puro tiene un contenido de oxigeno de más de 90%.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque el gas de escape enfriado y seco se comprime y se enfria contra LNG para dar C02 liquido para exportación o deposición.
4. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque el gas de escape enfriado se recircula al quemador.
5. Una planta para regasificación de LNG, la planta que comprende un quemador caldeado con gas para la generación de calor para la regasificación, un sistema de intercambio de calor cerrado para la transferencia de calor del quemador al LNG a ser vaporizado, caracterizada en que la planta adicionalmente comprende una unidad de separación de aire para la generación de oxigeno sustancialmente puro para ser alimentado al quemador para producir un gas de escape que comprende principalmente H20 y C02, y medios para enfriar y secar el gas de escape para dar C02 ¦
6. La planta de conformidad con la reivindicación 5, caracterizada porque la planta adicionalmente comprende medios para comprimir el C02.
7. Una planta de conformidad con la reivindicación 5 o 6, caracterizada en que la planta comprende lineas de recirculación para la recirculación del gas de escape enfriado al quemador para reducir la temperatura de combustión .
8. Una planta de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 5 a 7, caracterizada en que la planta también comprende una unidad de licuación de C02 para la licuación de C02 para la exportación desde la planta.
9. Una planta de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, caracterizada en que la planta adicionalmente comprende medios de generación de potencia para la generación de potencia eléctrica.