MX2010010706A - Metodos y configuracion del manejo de gases de evaporacion en terminales de regasificacion de gas natural licuado. - Google Patents

Metodos y configuracion del manejo de gases de evaporacion en terminales de regasificacion de gas natural licuado.

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Abstract

Una planta de almacenamiento y regasificación de LNG incluye una unidad de relicuefacción en la cual vapores de evaporación de los tanques de almacenamiento vuelven a licuar y son reciclados de nuevo a los tanques de almacenamiento de LNG para el control de la presión de los tanques y del Índice de Wobbe. Preferentemente, se usa LNG frío para la relicuefacción y se logra una flexibilidad operacional al alimentar una porción del gas de evaporación presurizado a un cabezal de gas combustible y/o que será recondensado por medio de LNG para despachar.

Description

METODOS Y CONFIGURACION DEL MANEJO DE GASES DE EVAPORACION EN TERMINALES DE REGASIFICACION DE GAS NATURAL LICUADO Campo de la Invención El campo de la invención es el del procesamiento de gas natural, especialmente cuando se relaciona con el manejo de gases de evaporación y el control del índice de Wobbe en terminales de regasificación de gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) .
Antecedentes de la Invención El gas de tubería en los EE.UU. es generalmente muy pobre con poderes caloríficos que van desde 8899 hasta 9522 Kcal/m3 (1000 hasta 1070 BTU/scf ) , y más recientemente, la FERC (la Comisión Federal Reguladora de Energía) ha establecido guías y especificaciones para la importación de gas natural. Estas guías requieren que el índice de Wobbe del gas de importación esté en +/-4% con respecto a la calidad del gas local, con un valor máximo de 1400. California, que tradicionalmente utiliza un gas muy pobre, requiere un índice de Wobbe significativamente menor para el gas de importación. Por ejemplo, la agencia local de emisiones al aire SCAQMD (Distrito de Administración de la Calidad del Aire del Sur de California) especifica un índice de Wobbe máximo de 1360.
Desafortunadamente, el poder calorífico del LNG de importación no procesado con frecuencia es significativamente Ref.: 214090 mayor debido al contenido relativamente alto ' de etano y propano, lo cual no solo es incompatible con las reglas y regulaciones locales, sino también incompatible con muchos quemadores residenciales, comerciales e industriales. Ejemplos de las amplias variaciones en la composición del LNG, el poder calorífico, y el índice de obbe para terminales de exportación de LNG en las cuencas del Atlántico y del Pacífico y en el Medio Oriente se muestran en la figura 1. Como puede observarse de la figura 1, solo el LNG de Alaska puede cumplir con las especificaciones de calidad de gas sin dilución de nitrógeno para importar a California mientras que el LNG remanente requiere un mezclado con nitrógeno y/o extracción de NGL (líquidos de gas natural) .
La figura 2 ilustra la reducción en el índice de Wobbe antes y después de la dilución con nitrógeno para las varias fuentes de LNG, hasta un límite máximo de 3% molar de N2. Como puede observarse de la figura 2, menos de la mitad de las fuentes de LNG cumplen con el índice de Wobbe de California incluso con máxima dilución de nitrógeno. Además, debido a los márgenes relativamente estrechos en el cumplimiento de la especificación del índice de Wobbe de California, pueden producirse cambios en el índice de Wobbe debido a la exposición a la intemperie del almacenamiento de LNG. El efecto de la exposición a la intemperie del LNG de la evaporación natural de los tanques de almacenamiento enriquece los componentes más pesados del LNG (es decir, C2+) a través del tiempo, eventualmente haciendo que el gas expuesto a la intemperie sea inaceptable como gas de tubería con un mayor índice de Wobbe. Aunque el efecto de exposición a la intemperie típicamente aumenta el índice de Wobbe en una cantidad relativamente pequeña (por ejemplo, de aproximadamente 3 a aproximadamente 6 puntos) , dicho incremento es problemático para LNGs marginales.
En varias configuraciones de procesamiento de LNG actualmente conocidas para cumplir con el índice de Wobbe, los componentes que no son metano son removidos del LNG en un proceso que vaporiza el LNG en una desmetanizadora usando un rehervidor y recondensa el domo de la desmetanizadora como líquido para despachar, que es bombeado y vaporizado (véase por ejemplo, la Patente de EE.UU. No. 6,564,579). Aunque tales configuraciones y métodos típicamente operan satisfactoriamente para el control del poder calorífico o el índice de Wobbe, se requerirán mercados para los productos de NGL extraídos, los cuales no siempre están disponibles. Además, en la mayoría de los casos en donde las terminales de LNG están configuradas para el suministro de Calorías (o BTU) a usuarios comerciales y residenciales, no existen incentivos económicos para la extracción de NGL.
Alternativamente, pueden implementarse configuraciones contra la exposición a la intemperie para reducir el incremento del índice de Wobbe como se describe en la Patente de EE.UU. No. 7,201,002. Aquí el vapor de evaporación es condensado en los confines del tanque usando refrigeración de LNG y regulación de presión. Similarmente , como se muestra en la Patentes de EE.UU. No. 6,530,241, los vapores de evaporación pueden volverse a licuar a bordo para controlar el índice de Wobbe y la pérdida de producto. Sin embargo, tales configuraciones típicamente se limitan ya sea a sistemas a bordo que son inflexibles con respecto a cargas de vapor cambiantes y relativamente grandes, y/o que requerirán equipo criogénico y un costo de capital relativamente grande. Otros sistemas y métodos con dificultades similares se describen en las Patentes de EE.UU. Nos. 3,894,856 y 4,675,037, la Solicitud de Patente de EE.UU. No. 2008/0308175 y WO 2005/047761.
Por lo tanto, aunque se conocen en la técnica varios métodos de control del poder calorífico del LNG, todos o casi todos ellos adolecen de una o más desventajas, especialmente cuando se usa LNG de importación, en donde no existen mercados de NGL, y en donde el índice de Wobbe del LNG de importación solo cumple marginalmente especificaciones locales. Por lo tanto, existe aún una necesidad por configuraciones mejoradas y métodos para mantener el índice de Wobbe que proporcionen al mismo tiempo flexibilidad operativa para las terminales de regasificación de LNG con menor consumo de energía .
Breve Descripción de la Invención El presente tema inventivo está dirigido a métodos y plantas de mantenimiento del índice de Wobbe del LNG en una instalación de almacenamiento y regasificación. Los métodos contemplados y las plantas permiten la flexibilidad operacional y el control estable de la presión del tanque de almacenamiento manteniendo a la vez el índice de Wobbe a través de varias condiciones de almacenamiento, carga y descarga.
Más preferentemente, el gas de evaporación es comprimido en una unidad de compresión y una gran fracción del gas de evaporación comprimido es procesado adicionalmente mientras que otra fracción es dirigida (típicamente después de una compresión adicional) al cabezal de combustible de un combustor u otro destino adecuado para gas relativamente pobre. Dependiendo del estado operacional del tanque, el procesamiento del gas de evaporación comprimido puede ser predominantemente (o incluso exclusivamente) recondensación en un condensador de LNG tradicional usando LNG para despachar o principalmente relicuefacción y separación de nitrógeno en donde el LNG pobre relicuado es alimentado de nuevo al tanque (directamente o vía un almacenamiento intermedio) mientras el nitrógeno es reciclado de nuevo para combinarse con el gas de evaporación.
En un aspecto especialmente preferido del tema inventivo, un método del control del índice de Wobbe del LNG en un tanque se almacenamiento de LNG incluye una etapa de acoplar en forma fluida un tanque de almacenamiento de LNG a una unidad de regasificación de tal manera que el tanque proporcione LNG a la unidad de regasificación. Una unidad de compresión está adicionalmente acoplada de manera fluida al tanque de almacenamiento de LNG de tal manera que el tanque proporciona gas de evaporación frío a la unidad de compresión, en donde la unidad de compresión forma un gas de evaporación comprimido. En otra etapa, una primera corriente del gas de evaporación comprimido intercambia calor usando gas de evaporación frío para formar gas de evaporación comprimido, y en aún en otra etapa, una primera porción del gas de evaporación enfriado y comprimido se combina con el LNG. En una etapa adicional, una segunda porción del gas de evaporación comprimido enfriado se vuelve a licuar parcialmente, y el nitrógeno es separado del gas de evaporación relicuado para producir un gas de evaporación relicuado pobre. El gas de evaporación relicuado pobre es alimentado entonces al tanque de almacenamiento.
Por lo tanto, y visto desde una perspectiva diferente, una planta de almacenamiento y regasificación de LNG incluirá un tanque de almacenamiento de LNG que está acoplado de manera fluida a una unidad de regasificación para proporcionar LNG desde el tanque a la unidad de regasificación. Una unidad de compresión también está acoplada al tanque de almacenamiento de LNG para proporcionar gas de evaporación frío desde el tanque a la unidad de compresión, en donde la unidad de compresión está configurada para formar un gas de evaporación comprimido. Un intercambiador de calor enfría una primera corriente del gas de evaporación comprimido usando el gas de evaporación frío para formar así un gas de evaporación comprimido enfriado, y se provee un primer conducto para combinar una primera porción del gas de evaporación comprimido enfriado con el LNG. Las plantas contempladas adicionalmente incluyen un enfriador que vuelve a licuar una segunda porción del gas de evaporación comprimido enfriado para formar un gas de evaporación parcialmente relicuado, y un separador separa nitrógeno del gas de evaporación relicuado para producir un gas de evaporación relicuado pobre. Se proporciona un segundo conducto configurado para alimentar el gas de evaporación relicuado pobre al tanque de almacenamiento de LNG.
Generalmente se prefiere que el gas de evaporación comprimido enfriado y el LNG se combinen y alimenten en un recondensador que está típicamente corriente arriba de la unidad de regasificación. También es generalmente preferido que el LNG proporcione por lo menos algo del trabajo de refrigeración para la relicuefacción, la cual se realiza más preferentemente en una caja fría. En aspectos adicionales contemplados del tema inventivo, el nitrógeno es separado del gas de evaporación relicuado por expansión del gas de evaporación relicuado en una válvula JT o un expansor y por separación del gas de evaporación relicuado expandido en un separador. Más típicamente, el nitrógeno se combina con el gas de evaporación frío.
Adicionalmente, se prefiere generalmente que una segunda corriente del gas de evaporación comprimido sea comprimido y suministre gas combustible a la instalación en un combustor u otros procesos que emplean gas pobre. En aspectos particularmente preferidos, la operación de la planta es controlada de tal manera que la relación entre la primera y segunda porciones aumentan cuando aumenta el flujo del LNG a la unidad de regasificación. Visto desde otra perspectiva, las configuraciones contempladas proporcionan flexibilidad operacional para la instalación de regasificación de LNG permitiendo la relicuefacción del gas de evaporación que va desde 0.028 MM m3/día (1 MMscfd) hasta 1.416 MM m3/día (50 MMscfd) a velocidades de despacho de LNG que van desde 2.832 MM m3/día (100 MMscfd) hasta 56.634 MM m3/día (2000 MMscfd). Dicha configuración puede controlar el índice de Wobbe del LNG despachado requiriendo a la vez un consumo de energía mínimo en el proceso de relicuefacción de gas de evaporación.
Varios objetos, características, aspectos y ventajas de la presente invención serán más evidentes a partir de la siguiente descripción detallada de modalidades preferidas de la invención.
Breve Invención de las Figuras La figura 1 es una ilustración de ejemplo paira variaciones en la composición de LNG para LNG que se origina de varias fuentes geográficas.
La figura 2 es una ilustración de ejemplo para la reducción del índice de Wobbe antes y después de diluir con nitrógeno para las varias fuentes de LNG de la figura 1.
La figura 3 es un esquema de ejemplo para una configuración de planta de conformidad con el tema inventivo.
Descripción Detallada de la Invención El inventor ha descubierto que pueden reducirse los cambios en el índice de Wobbe debido a la exposición a la intemperie en el tanque, y típicamente se evita por completo en donde por lo menos parte de los vapores de evaporación son relicuados durante el almacenamiento y en donde por lo menos parte de los vapores son condensados en el LNG para despachar. Se proporciona una flexibilidad adicional al dirigir por lo menos otra parte de los vapores al cabezal de combustible u otro dispositivo que utiliza gas natural pobre.
Por ejemplo, en un método especialmente preferido, el control del índice de Wobbe del LNG en un tanque de almacenamiento de LNG acoplado a una unidad de regasificación puede lograrse mediante el uso de una unidad de compresión que comprime gas de evaporación frío del tanque, y por intercambio de una primera corriente de gas de evaporación comprimido usando el gas de evaporación frío o LNG para formar gas de evaporación comprimido enfriado. Una porción del gas de evaporación enfriado se combina después con el LNG, mientras que otra porción del gas de evaporación enfriado se vuelve a licuar. El nitrógeno es separado entonces del gas de evaporación relicuado para producir un gas de evaporación relicuado pobre (es decir, un contenido de C2+ menor que 3% molar, y más típicamente menor que 2% molar) que después es alimentado al tanque de almacenamiento de LNG.
Por lo tanto, las plantas de almacenamiento y regasificación de LNG adecuadas para usarse aquí típicamente incluirán un tanque de almacenamiento de LNG que proporcione LNG a una unidad de regasificación y que proporcione gas de evaporación a una unidad de compresión. Por lo menos una parte del gas de evaporación comprimido es enfriado después en un intercambiador de calor (típicamente usando un contenido de refrigeración del vapor de evaporación y/o el LNG) , y el gas de evaporación comprimido así formado se divide entonces en dos corrientes, una que se combina con el LNG (típicamente vía un condensador) , y una que se enfría adicionalmente en un enfriador para relicuefacción. Cuando se desee, puede implementarse un separador para permitir la separación de nitrógeno u otros componentes no condensables del gas de evaporación relicuado para producir así un gas de evaporación relicuado pobre. El gas de evaporación ¾ relicuado pobre es alimentado después directamente (o indirectamente vía un tanque de almacenamiento) al tanque de almacenamiento de LNG para control del índice Wobbe .
La figura 3 es una configuración de ejemplo de una planta de almacenamiento y regasificación de LNG en la cual la unidad de relicuefacción de gas de evaporación está integrada en una terminal receptora de LNG (no se muestra la línea de alimentación al tanque). Aquí, el gas de evaporación de la corriente del tanque de almacenamiento 1, típicamente a una velocidad de flujo de 0.227 a 0.453 MM m3/día (8 a 16 M scfd) , a una temperatura de -160°C, se calienta en el intercambiador 50 para obtener la corriente 4 usando la corriente de gas de evaporación comprimido 6, a aproximadamente -20°C a 10°C, y se comprime por medio del compresor BOG de cuatro etapas 51, 52, 53 y 90 desde la presión atmosférica hasta aproximadamente 8.5 barias manométricas o más. La presión de descarga está preferentemente entre 8 barias manométricas y 25 barias manométricas o según sea necesario para cumplir con el requerimiento de presión de gas combustible del generador de energía de turbina de gas (no se muestra) . Las descargas del compresor son enfriadas en los intercambiadores 54, 55 y 56 para formar la corriente 5 usando aire ambiental o agua de enfriamiento. Sin embargo, es especialmente preferido que el contenido de refrigeración del LNG se utilice para enfriamiento dado que puede lograrse una temperatura menor, lo cual puede reducir significativamente el ???eµ??? de energía del compresor de gas de evaporación mientras que al mismo tiempo se reduce el requerimiento térmico para la regasificación de LNG.
La corriente de gas de evaporación presurizado 5 del intercambiador 56 se divide en por lo menos dos corrientes 6 y 7. La corriente 7 es comprimida adicionalmente a 15 hasta 25 barias manométricas por medio de la cuarta etapa de compresión BOG 90 formando la corriente 91 que es enviada al sistema de gas combustible que suministra gas combustible a un generador de energía de turbina de gas u otro cabezal de combustión. La corriente 6 es enfriada en el intercambiador 50 formando la corriente 8, típicamente a -140°C, la cual se divide después en las corrientes 9 y 10. Durante la operación de despacho pico cuando el suministro de energía está limitado, la corriente 9 se mezcla con la corriente de LNG parta despachar 22 del tanque de almacenamiento, formando una corriente condensada 21. La condensación ocurre en el recondensador de gas de evaporación convencional 23, formando una corriente subenfriada 24 la cual es bombeada por medio de la bomba 25 para formar la corriente de despacho de alta presión 26 que es alimentada a los vaporizadores de LNG (no se muestran) .
La corriente de gas de evaporación comprimido 10 se enfría adicionalmente y se licúa en la caja fría 57 formando la corriente 11, típicamente a -170°C. El enfriamiento es suministrado por la refrigeración producida usando un compresor de nitrógeno de tres etapas 62, 63, y 64. Las descargas del compresor son enfriadas en los intercambiadores 66, 67 y 68 usando aire ambiental o agua de enfriamiento. El nitrógeno es comprimido desde una presión de succión de 8 a 11 barias manométricas hasta una presión de descarga final de aproximadamente 36 a 50 barias manométricas, se enfría en la caja fría 57, y después se expande en el turboexpansor 61 para obtener la corriente 16. Preferentemente, el contenido de refrigeración del LNG almacenado o para despachar es utilizado para enfriamiento, el cual puede reducir significativamente el consumo de energía del compresor de nitrógeno reduciendo al mismo tiempo el calor para la regasificación de LNG. Opcionalmente, el contenido de refrigeración del LNG (vía un fluido de transferencia de calor) también puede usarse para enfriar en la caja fría usando la corriente de LNG 80 (para obtener la corriente 81) , lo cual reduce significativamente el consumo de energía del compresor de nitrógeno.
Además de la refrigeración disponible del LNG, el turboexpansor 61 produce refrigeración criogénica en la corriente 16 a aproximadamente -180°C para la licuefacción de gas de evaporación y para enfriar la corriente de nitrógeno comprimido 19 desde la temperatura ambiente para formar la corriente 15 a aproximadamente -145°C. El expansor también genera energía la cual reduce el consumo de energía del compresor de nitrógeno. La presión de operación del compresor de nitrógeno depende de la presión de descarga del compresor de gas de evaporación. Una mayor presión de descarga del compresor de gas de evaporación reducirá el requerimiento de trabajo de refrigeración. El consumo total de la unidad de relicuefacción de gas de evaporación es de aproximadamente 5 a 6 MW cuando el enfriamiento es por medio de agua de enfriamiento. Cuando se utiliza LNG frío en el enfriamiento, se puede reducir el consumo global de energía, típicamente hasta en 50%.
La corriente de condensado 11 de la caja fría típicamente, a -160°C, desciende en presión en la válvula de JT 58 pasa por el tambor de vaporización instantánea 59 formando una corriente de líquido vaporizado 13 típicamente a -170°C, la cual es bombeada por medio de la bomba 60 formando la corriente 14 que va al tanque de almacenamiento. Para ahorros adicionales en energía, el condensado puede presurizarse usando la energía potencial en la corriente 11 ó drenarse libremente al tanque de almacenamiento, eliminando así el uso de la bomba 60. La corriente de gas vaporizado 2, que en su mayoría comprende el nitrógeno no condensable, se vuelve a reciclar a la succión del compresor de gas de evaporación para formar la corriente 3.
Por lo tanto, debe apreciarse que la flexibilidad operacional para acomodar volúmenes variables de vapores de evaporación se logra proporcionando conductos a través de los cuales puede alimentarse vapor de evaporación enfriado y comprimido a un gas combustible para combustión (u otro disipador de calor) , LNG para despachar para condensación y adsorción, y/o una unidad de licuefacción en la cual el vapor de evaporación enfriado y comprimido se vuelve a licuar y es enviado de nuevo al tanque de almacenamiento para reducir o mantener el índice de obbe . Por lo tanto, debe apreciarse que las configuraciones y los métodos de almacenamiento de LNG contemplados reducirán o incluso eliminarán efectos adversos de exposición a la intemperie y por lo tanto proporcionarán un control del índice de Wobbe sin necesidad por componentes de plantas adicionales.
En configuraciones y métodos especialmente preferidas, el gas de evaporación criogénico de baja presión de una unidad de almacenamiento de LNG es calentado primero por medio del gas de evaporación comprimido a aproximadamente la temperatura ambiente, y se comprime a 8 barias manométricas o a una presión mayor. Una porción del gas de evaporación comprimido se enfría entonces y se usa como gas combustible a turbinas de gas, mientras que otra porción es enfriada por medio del gas de evaporación criogénico de baja presión hasta una baja temperatura antes de alimentarlo a una caja fría para relicuefacción y/o antes de la recondensación mediante el mezclado con el LNG para despachar. El gas combustible a la turbina de gas puede comprimirse adicionalmente según sea apropiado para cumplir con el requerimiento de presión de combustible de turbina de gas. Más típicamente, se produce un condensado evaporado a partir del gas de evaporación relicuado y se presuriza y regresa al tanque de almacenamiento para control del índice de obbe . Debe apreciarse especialmente que el intercambio de alimentación produce un gas de criogénico de alta presión hacia la caja fría, la cual reduce significativamente el trabajo de refrigeración en la caja fría de diseño conocido, dando como resultado ahorros de por lo menos 30 a 40%. Debe apreciarse también que con la operación cercana a la temperatura ambiente, puede usarse material de acero al carbón para la construcción del compresor de gas de evaporación el cual ahorra significativamente ahorros en costo de equipo.
Adicionalmente se prefiere que el condensado de la relicuefacción del gas de evaporación pueda ya sea regresarse al almacenamiento de LNG o a un tanque de almacenamiento separado que está reservado para contener LNG relicuado pobre para dilución del LNG rico en una parte posterior del ciclo de regasificación de LNG (debido a la exposición a la intemperie) , manteniendo con ello el índice de obbe a través del proceso de regasificación. Consecuentemente, debe reconocerse que las configuraciones y los métodos contemplados eliminan la incertidumbre de los cambios en el índice de Wobbe debido a la exposición a la intemperie en los tanques de almacenamiento de LNG los cuales están típicamente diseñados para una evaporación de 0.05 a 0.2% en volumen por día. Esto es particularmente crítico en mercados sensibles al ambiente en donde debe cumplirse con un índice de Wobbe estricto (por ejemplo, el mercado de California) . Visto desde una perspectiva diferente, las configuraciones y los métodos contemplados proporcionan una flexibilidad operacional al licuar el gas de evaporación a una presión óptima permitiendo a la vez que una porción del gas de evaporación presurizado se use como gas combustible al generador de energía de turbina de gas y/o sea dirigido al recondensador de gas evaporación el cual minimiza el consumo de energía de relicuefacción durante la operación de despacho pico.
Los aspectos, las configuraciones, y los métodos adicionales conocidos para uso en la presente se describen en nuestra solicitud de patente internacional también pendiente junto con la presente la cual tiene el número de publicación WO 2006/066015. Éste y todos los materiales extrínsecos en la presente se incorporan como referencia en su totalidad. Cuando una definición o el uso de un término en una referencia incorporada sea inconsistente o contraria a la definición del término que aquí se proporciona, la definición de ese término proporcionado en la presente es aplicable y la definición de ese término en la referencia no es aplicable.
Por lo tanto, se han descrito las modalidades y aplicaciones específicas de las plantas de regasificación de LNG con control del índice de Wobbe . Sin embargo, aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que son posibles muchas más modificaciones además de aquellas ya descritas sin alejarse de los presentes conceptos inventivos. Por lo tanto, el tema inventivo, no estará restringido excepto en el sentido de las reivindicaciones anexas. Además, en la interpretación tanto de la especificación como de las reivindicaciones, todos los términos deben interpretarse en el sentido más amplio posible consistente con el contexto. En particular, los términos "comprende" y "comprendiendo" deben interpretarse como refiriéndose a elementos, componentes, o etapas en una forma no exclusiva, indicando que los elementos, los componentes, o las etapas citados pueden estar presentes, o utilizarse, o combinarse con otros elementos, componentes, o etapas que no se mencionen expresamente. Cuando las reivindicaciones de la especificación se refieran a por lo menos uno de algo seleccionado del grupo que consista de A, B, C, ... y N, debe interpretarse que el texto requiere solo un elemento del grupo, no A más N, o B más N, etc .
Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (20)

REIVI DICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:
1. Un método de control del índice de Wobbe del gas natural licuado en un tanque de almacenamiento de gas natural licuado, caracterizado porque comprende: acoplar en forma fluida un tanque de almacenamiento de gas natural licuado a una unidad de regasificación de tal manera que el tanque proporcione gas natural licuado a la unidad de regasificación; acoplar de manera fluida una unidad de compresión al tanque de almacenamiento de gas natural licuado de tal manera que el tanque proporcione gas de evaporación frío a la unidad de compresión, en donde la unidad de compresión forma un gas de evaporación comprimido; intercambiar calor de una primera corriente del gas de evaporación comprimido usando el gas de evaporación frío para formar gas de evaporación comprimido enfriado, y combinar una primera porción del gas de evaporación comprimido enfriado con el gas natural licuado que se alimenta a la unidad de regasificación; volver a licuar una segunda porción del gas de evaporación comprimido enfriado para formar un gas de evaporación relicuado; separar nitrógeno del gas de evaporación relicuado para producir un gas de evaporación relicuado pobre; y alimentar el gas de evaporación relicuado pobre al tanque de almacenamiento de gas natural licuado.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque adicionalmente comprende una etapa de alimentar el gas de evaporación comprimido enfriado y el gas natural licuado combinados a un recondensador corriente arriba de la unidad de regasificación.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gas natural licuado proporciona un contenido de refrigeración para la etapa de relicuefacción.
4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la etapa de relicuefacción comprende el uso de una caja fría.
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de relicuefacción comprende el uso de una caja fría.
6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de separación de nitrógeno del gas de evaporación relicuado comprende una etapa de expandir el gas de evaporación relicuado en una válvula de Joule-Thompson o un expansor y separar el gas de evaporación relicuado y expandido en un separador de fases.
7. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el nitrógeno se combina con el gas de evaporación frío.
8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque adicionalmente comprende una etapa de comprimir una segunda corriente del gas de evaporación comprimido.
9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la segunda corriente del gas de evaporación comprimido se alimenta a un combustor o se utiliza como gas combustible.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque adicionalmente comprende una etapa de aumentar una relación entre una primera porción y una segunda porción cuando el flujo del gas natural licuado a la unidad de regasificación aumenta.
11. Una planta de almacenamiento y regasificación de gas natural licuado caracterizado porque comprende: un tanque de almacenamiento de gas natural licuado acoplado de manera fluida a una unidad de regasificación para proporcionar gas natural licuado desde el tanque a la unidad de regasificación; una unidad de compresión acoplada de forma fluida al tanque de almacenamiento de gas natural licuado para proporcionar gas de evaporación frío desde el tanque a la unidad de compresión, en donde la unidad de compresión está configurada para formar un gas de evaporación comprimido; un intercambiador de calor configurado para permitir enfriar una primera corriente del gas de evaporación comprimido usando el gas de evaporación frío para formar así un gas de evaporación comprimido enfriado; un primer conducto configurado para permitir la combinación de una primera porción del gas de evaporación comprimido enfriado con el gas natural licuado que se provee a la unidad de regasificación; un enfriador configurado para permitir la relicuefacción de una segunda porción del gas de evaporación comprimido enfriado para formar un gas de evaporación relicuado; un separador configurado para permitir la separación de nitrógeno del gas de evaporación relicuado para producir un gas de evaporación relicuado pobre; y un segundo conducto configurado para alimentar el gas de evaporación relicuado pobre al tanque de almacenamiento de gas natural licuado.
12. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque adicionalmente comprende un recondensador corriente arriba de la unidad de regasificación configurada para recibir el gas de evaporación comprimido enfriado y el gas natural licuado.
13. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque el enfriador está configurado emplear un contenido de refrigeración del gas natural licuado para la relic éfacción.
14. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 13, caracterizada porque el enfriador es una caja fría.
15. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque el enfriador es una caja fría.
16. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque adicionalmente comprende un dispositivo de expansión corriente arriba del separador y configurado para expandir por lo menos parcialmente el gas de evaporación relicuado.
17. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 14, caracterizada porque adicionalmente comprende un tercer conducto que está configurado para permitir la combinación del nitrógeno con el gas de evaporación frío.
18. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque adicionalmente comprende un compresor para permitir la compresión de una segunda corriente del gas de evaporación comprimido.
19. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el compresor está acoplado de manera fluida a un combustor para permitir alimentar la segunda corriente del compresor al combustor.
20. La planta de almacenamiento y regasificación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque adicionalmente comprende una unidad de control de flujo que está configurada para permitir aumentar una relación entre una primera porción y una segunda porción cuando el flujo del gas natural licuado a la unidad de regasificación aumenta.
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