MXPA05013046A - Ciclo de energia con regasificacion de gas natural licuado - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a una planta de regasificación para gas natural licuado, caracterizada porque comprende una unidad de fraccionamiento de gas natural licuado que forma un producto de proceso a partir del gas natural licuado, en donde al menos un componente de la unidad de fraccionamiento utiliza contenido de refrigeración del gas natural licuado, y en donde un expansor dilata el producto de proceso para producir trabajo.

Description

CICLO DE ENERGÍA CON REGASIFICACION DE GAS NATURAL LICUADO Campo de la Invención El campo de la invención es el procesamiento de gas, en especial, se refiere a la regasificación y procesamiento de gas natural licuado.

Antecedentes de la Invención Con el aumento en la demanda de gas natural en los Estados Unidos, la importación del gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) ha ganado una atención considerable. No obstante, debido a la variable composición química del LNG a partir de las distintas fuentes, el gas natural a menudo requiere etapas adicionales de procesamiento para cumplir con los estándares de la industria y el medio ambiente, sobre todo en el mercado de los Estados Unidos. Por lo tanto, la mayoría del LNG importado es regasificado para su procesamiento adicional (por ejemplo, por el fraccionamiento o separación por destilación fraccionaria o la dilución con nitrógeno) , lo cual requiere cantidades sustanciales de energía, aunque también proporciona un contenido significante de refrigeración. Son conocidos numerosos procesos, los cuales conectan el proceso de regasificación con otros procesos para reducir el consumo de energía y/o hacer uso del contenido de refrigeración en el REF. 168653 LNG. Por ejemplo, la regasificación del LNG puede ser térmicamente acoplada con una planta de oxidación parcial en donde sea utilizada al menos una porción del LNG regasificado para el enfriamiento y como un combustible en los quemadores, como se describe por Child et al . , en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 5, 295,350 y 5, 394,686. Mientras en estas configuraciones la fuente de calor residual es relativamente limitada, la regasificación del LNG para la producción de gas natural en grandes cantidades no es comúnmente conseguida. En otros ejemplos, como se describe en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 4, 036,028 y 4, 231,226 de Mandrin y Griepentrog, de manera respectiva, la Solicitud publicada de Patente de los Estados Unidos 2003/0005698 de Keller, el documento EP 0683847 de Johnson et al . , y el documento WO 02/097252 de Keller, el calor para la regasificación del LNG es proporcionado por un fluido de intercambio de calor, el cual se encuentra en intercambio térmico con una planta de energía de turbina de gases de escape o de ciclo combinado. Mientras que algunas de estas configuraciones proporcionan una reducción significante en el consumo de energía para la regasificación del LNG, no obstante, permanecen varias dificultades que han limitado la utilización completa del contenido de refrigerante del LNG. De la manera más significante, y entre otras dificultades, la transferencia de calor, al menos en algunas de estas configuraciones, es limitada por el punto de congelamiento del medio de transferencia de calor. Además, mientras el contenido de refrigeración del LNG es utilizado por lo menos hasta algún grado, la energía no es extraída de estas configuraciones. En forma interesante, la solicitud de Patente Europea EP 0496283 describe un sistema en el cual la energía es generada por medio de una turbina de expansión de vapor que es impulsada por un fluido de trabajo (agua) que es calentado por el escape de gas de la turbina y es enfriado por un circuito de regasificación del LNG. Mientras que esta configuración aumenta la eficiencia de una planta al menos hasta algún grado, sin embargo, permanecen varios problemas. Por ejemplo, el contenido valioso de la refrigeración criogénica del LNG es dejado sin uso puesto que el punto de congelamiento del agua (o mezclas de glicol de agua) es relativamente alto. Por lo tanto, mientras que numerosos procesos y configuraciones para la utilización y regasificación del LNG son conocidos en la técnica, la totalidad de la mayoría de ellos experimentan de una o más desventajas. De esta manera, existe la necesidad de proporcionar configuraciones y métodos mejorados para la utilización y regasificación del LNG.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención se dirige a configuraciones y métodos de procesamiento del Gas Natural Licuado (LNG) en una planta en la cual la fuente de calor (por ejemplo, integral o térmicamente acoplada con la planta) vaporiza el LNG presurizado, el cual es expandido en forma subsiguiente para producir trabajo en un ciclo abierto de energía. Las configuraciones especialmente preferidas además incluyen un ciclo cerrado de energía (de preferencia, trabajando con metano como el fluido de trabajo) , que utiliza el contenido de refrigeración LNG para la condensación del fluido de trabajo (que es preferiblemente) generado mediante el proceso de separación. Estas configuraciones además podrían producir, de manera ventajosa, combustible concentrado de metano a partir del ciclo de energía para el mercado de combustible de transportación LNG y Gas Natural Comprimido (CNG) . Por lo tanto, en un aspecto de la materia inventiva, una planta de regasificación incluirá una expansor que dilata un producto de proceso de gas natural licuado para generar trabajo. Los productos de proceso especialmente preferidos comprenden vapores del producto de evaporación del desmetanizador, y además incluyen un gas de recirculación que proviene del ciclo cerrado de energía (de la manera más preferible, tiene una concentración de metano al menos de 95% de volumen) . En plantas particularmente preferidas, el vapor del producto de evaporación del desmetanizador y el vapor de recirculación son licuados en un intercambiador de calor utilizando el gas natural licuado como un refrigerante, en donde el intercambiador de calor se encuentra corriente arriba del expansor. Los vapores generados de este modo, son entonces calentados y vaporizados para formar un gas supercrítico súper-caliente que es dilatado en el expansor. Las plantas contempladas además podrían comprender un segundo expansor que dilata al menos una porción del gas natural licuado, en donde el gas licuado es comprimido y calentado en una fuente de calor (por ejemplo, el intercambiador de calor del producto de evaporación del desmetanizador, el condensador de reflujo del desetanizador, el enfriador de admisión del aire de combustión de la turbina, los gases de combustión que provienen de una turbina de gas, una unidad de recuperación de calor residual, una planta de separación de aire, un intercambiador de calor de agua de mar y/o un calentador de combustión) antes de la dilatación en el segundo expansor. Además, debe reconocerse que una porción del producto de proceso podría ser extraída de la planta como gas natural comprimido y/o una porción de los vapores licuados podría ser extraída de la planta como gas combustible licuado. En otro aspecto de la materia inventiva, una planta de regasificación de gas natural líquido podría incluir un desmetanizador que recibe el gas natural y genera un gas del producto de evaporación, y un primer intercambiador de calor que enfría el gas de producto para elaborar un líquido de producto. Además se contempla que en estas plantas, una bomba aumente la presión al menos de una porción del líquido de producto para formar un líquido presurizado de producto, un segundo intercambiador de calor vaporiza y súper-calienta el líquido presurizado de producto para formar un gas súper-caliente de producto comprimido, y un expansor que dilata al menos una porción del gas comprimido de producto para producir trabajo. De preferencia, el gas comprimido de producto se encuentra en una región supercrítica súper-caliente. En forma ventajosa, estas plantas podrían incluir un segundo expansor que extrae trabajo del gas natural antes que el gas natural entre en el desmetanizador, en donde una porción de gas del producto de evaporación es comprimida a la presión del gasoducto utilizando un compresor que es acoplado, en forma operativa, con el segundo expansor. Todavía en aspectos adicionales preferidos de estas configuraciones, el gas expandido del producto comprimido es combinado con el gas del producto de evaporación y/o el desmetanizador recibe el gas natural licuado caliente como un reflujo del desmetanizador, en donde el primer intercambiador de calor eleva la temperatura del gas natural licuado para formar el gas natural licuado caliente. Además, debe reconocerse que una porción del gas de producto comprimido podría ser extraída de la planta como gas natural comprimido, y que una porción del líquido de producto podría ser extraída de la planta como gas combustible natural licuado. Éste gas natural comprimido y el gas natural licuado son de una alta calidad que contiene más del 99% de metano que es ventajoso como combustibles de transportación y para la reducción de emisiones y contaminantes . Por lo tanto, todavía en aspectos adicionales contemplados, una planta para la regasificación de gas natural licuado podría incluir un primer expansor que dilata el gas natural licuado caliente y vaporizado, y un segundo expansor que dilata el producto de evaporación caliente y comprimido del desmetanizador hasta una primera presión. De manera opcional, un tercer expansor además dilata el producto de evaporación expandido del desmetanizador hasta una segunda presión por debajo de la primera presión, en donde el primer expansor, el segundo expansor y el tercer expansor opcional son acoplados en forma fluida entre sí y producen trabajo al menos a partir de un componente del gas natural licuado. En estas configuraciones, es generalmente preferido que una primera bomba aumente la presión al menos de una porción del gas natural licuado, en donde la porción del gas natural licuado es calentada por una fuente de calor (por ejemplo, un intercambiador de calor del producto de evaporación del desmetanizador, un condensador de reflujo del desetanizador, un enfriador de admisión de aire de combustión de la turbina, los gases de combustión que provienen de una turbina de gas, una unidad de recuperación de calor residual, una planta de separación de aire, un intercambiador de calor de agua de mar y/o un calentador de combustión) para formar el gas natural licuado caliente y vaporizado. Además, o en forma alterna, un primer intercambiador de calor en estas configuraciones licúa un producto de evaporación del desmetanizador, una segunda bomba aumenta la presión del producto de evaporación licuado del desmetanizador y un segundo intercambiador de calor eleva la temperatura y vaporiza el producto de evaporación licuado y presurizado del desmetanizador para formar el producto de evaporación caliente y presurizado del desmetanizador. De preferencia, el primer intercambiador de calor enfría el producto de evaporación del desmetanizador utilizando una alimentación de gas natural licuado como refrigerante, mientras que se prefiere que el segundo intercambiador de calor caliente el producto de evaporación licuado y presurizado del desmetanizador utilizando el producto de evaporación expandido del desmetanizador. Todavía además, se contempla que la primera presión es una presión del gasoducto entre 700 y 1500 psi, y que la segunda presión es una presión de operación del desmetanizador aproximadamente entre 300 y 750 psi. Varios objetivos, características, aspectos y ventajas de la presente invención serán más aparentes a partir de la siguiente descripción detallada de las modalidades preferidas de la invención, junto con los dibujos que la acompañan.

Breve Descripción de las Figuras La Figura 1 es un diagrama esquemático de una configuración de un ciclo de energía de ejemplo de acuerdo con la materia inventiva. La Figura 2 es un esquema de una configuración de planta de ejemplo de acuerdo con la materia inventiva. La Figura 3 es un esquema de otra configuración de planta de ejemplo de acuerdo con la materia inventiva. La Figura 4 es una tabla que enlista el balance calculado total de una instalación integrada de ejemplo de acuerdo con la Figura 2.

Descripción Detallada de la Invención El inventor ha descubierto que el gas natural licuado (LNG) puede ser procesado en un modo que utilice, de manera eficiente, el contenido de refrigeración en el LNG. De manera más específica, el inventor descubrió que un flujo de LNG puede ser bombeado hasta una presión deseada y puede ser dividido en una primera y una segunda porciones, en donde la primera porción actúa como un fluido de trabajo y la segunda porción actúa como un reflujo para un desmetanizador. En estas configuraciones, el LNG suministra el trabajo de condensación en un ciclo cerrado de energía de Rankine de metano, en donde el metano es generado a partir del LNG en el desmetanizador. Un ciclo cerrado de energía de ejemplo se representa, de manera esquemática, en la Figura 1, en el cual el ciclo cerrado de generación de energía es acoplado en forma operativa con una planta de regasificación/procesamiento de LNG. En este punto, el LNG es proporcionado como una alimentación a la planta de regasificación/procesamiento y el contenido de refrigeración del LNG es utilizado para condensar el fluido de trabajo en el ciclo cerrado (y también en la generación de energía conectada con una planta de energía de ciclo combinado, no se muestra) . De manera más particular, el LNG que proviene de un tanque de almacenamiento u otra fuente, es bombeado por la bomba Pl a una presión predeterminada. Entonces, el LNG presurizado de este modo es dividido en una primera y en una segunda porciones, ambas de las cuales son empleadas como el medio de enfriamiento en los intercambiadores de calor E3 y E4, de manera respectiva (la segunda porción podría ser adicionalmente presurizada por la bomba P2) . Finalmente, ambas porciones serán alimentadas al desmetanizador (por ejemplo, una porción como reflujo, la otra como alimentación del desmetanizador) , lo cual genera un producto de evaporación del desmetanizador (gas de gasoducto, que normalmente comprende un volumen de metano de 90 y 99%) . Una porción del producto de evaporación del desmetanizador generado de este modo será empleado como un fluido de trabajo, el cual es condensado en el intercambiador E3 , mientras la otra porción podría ser vendida como combustible licuado de vehículo ("combustible de vehículo LNG"). La porción que actúa como el fluido de trabajo es entonces bombeada con presión utilizando la bomba P4 y es vaporizada en los intercambiadores E5, E6 y/o E7. Al menos una porción del gas supercrítico caliente y comprimida que es generada de este modo, es entonces dilatada en la turbina del expansor para generar energía, mientras que la otra porción podría ser vendida como gas combustible comprimido ("CNG"). A continuación, el gas expandido es enfriado en los intercambiadores E5 y E4 antes de su combinación con el producto de evaporación del desmetanizador, completando de esta manera el ciclo cerrado de generación de energía. La Figura 2 ilustra una configuración de ejemplo de una planta de regasificación en mayor detalle. En este punto, el LNG es bombeado y dividido en dos porciones . La primera porción es calentada mediante el suministro de una porción del trabajo de condensación en el ciclo cerrado de energía de metano, y después, es adicionalmente calentada por el trabajo del reflujo de condensación en un desetanizador, seguido por el calor residual de la planta de energía del ciclo combinado, para la generación de energía en un ciclo abierto del expansor. La segunda porción también suministra una porción del trabajo de condensación en el ciclo cerrado de energía del metano antes que sea utilizada como un reflujo frío en el desmetanizador. En la configuración de ejemplo de la Figura 2, la velocidad de flujo del LNG en la planta es equivalente a 1.2 BSCFD de gas natural con una composición común de gas mostrada más adelante en la Tabla 1. El flujo LNG 1 que proviene del almacenamiento (u otra fuente adecuada) se encuentra a una presión aproximadamente de 15 psia y a una temperatura normalmente alrededor de -260 °F a -255 °F (-162.22 °C a -159.44 °C) . El flujo 1 es bombeado por la bomba LNG 101 hasta una presión adecuada, normalmente, alrededor de 400 a 500 psig para formar el flujo presurizado LNG 2, según sea necesario, para entrar en el desmetanizador 114. Entonces, el flujo presurizado LNG 2 es dividido en el flujo 4 y en el flujo 3, de preferencia, en una relación entre 0.4 a 0.7. (El término "relación" se refiere al flujo de volumen del flujo 4 dividido entre el flujo de volumen del flujo 3) El flujo 3 es calentado en el intercambiador 104 normalmente a una temperatura de -210 °F a -180 °F (-134.44 °C a -117.78 °C) , suministrando el trabajo de refrigeración para condensar el flujo de vapor de metano 19 que forma el flujo líquido 20, en un ciclo de circuito cerrado de Rankine de metano. Como se utiliza en este documento, el término "alrededor" en conjunto con un número se refiere a un intervalo de este número que empieza desde el 10% por debajo del valor absoluto del número hasta 10% inclusive, por encima del valor absoluto del número. Por ejemplo, el término "alrededor de 100 psi" se refiere a un intervalo de 90 a 110 psi . Debe apreciarse que una relación más alta de flujo en el flujo 3 aumentará el reflujo en el desmetanizador 114 e incrementará la eliminación de los componentes C2+. Por ejemplo, para una relación dividida de 0.5 a 0.6, los niveles de eliminación son aproximadamente de 90% para el etano y alrededor de 99% para el propano . Cuando la relación dividida sea disminuida hasta 0.4 a 0.5, el nivel de eliminación sería correspondientemente bajado del 50% al 10% para el etano. Los cambios en las relaciones de reflujo normalmente tendrán solamente un impacto menor en la recuperación del propano que puede ser mantenido en un nivel del 90% o en niveles más altos y es deseable, puesto que el gas licuado de petróleo es un producto más valioso. Por lo tanto, debe reconocerse que al variar la relación dividida, la cantidad de los componentes C2+ en las ventas de gas podría ser controlada para cumplir con los requerimientos específicos del mercado. Mientras que las relaciones divididas entre 0.4 y 0.7 son generalmente preferidas, las relaciones adecuadas divididas también incluyen de 0.3 a 0.39, y 0.71 a 0.9. El flujo 4 es adicionalmente bombeado en la bomba 102 aproximadamente a una presión de 2000 a 3000 psig (región súper-crítica) formando el flujo 5, y es calentado en varias etapas. El flujo 5 es calentado en el intercambiador 105 para formar el flujo 7, normalmente a una temperatura de -210 °F a -180 °F (-134.44 °C a -117.78 °C) , suministrando el trabajo de refrigeración para enfriar el flujo de vapor metano 30 en el flujo parcialmente condensado 18, en un ciclo de circuito cerrado de Rankine de metano. El flujo 7 es adicionalmente calentado para formar el flujo 11, comúnmente a la temperatura de -80 °F a -50 °F (-62.22 °C a -45.56 °C) al proporcionar el enfriamiento necesario de reflujo en el condensador del producto de evaporación del desetanizador 115. El flujo 11 todavía es adicionalmente calentado a una temperatura que por lo regular se encuentra a una temperatura de 150 °F a 350 °F (65.56 °C a 176.67 °C) , en el intercambiador 117 formando el flujo 14 con la utilización de calor residual que proviene de la planta de energía de ciclo combinado (de preferencia, el calor residual incluye gases de combustión, una unidad de recuperación de calor residual, el aire de admisión del aire de combustión de la turbina, etc.). El flujo de gas natural caliente supercrítico de alta presión es entonces dilatado en el expansor 112. Una porción de la energía del expansor podría ser utilizada para mover el compresor de gas residual 113, y la energía de exceso es utilizada para producir energía eléctrica en el generador 111. El flujo de salida del expansor 8 a una temperatura de 40 °F a -40 °F (4.44 °C a -40.00 °C) es entonces alimentado al desmetanizador 114 que funciona a una presión de 400 a 500 psig. Debe observarse, sobre todo, que el flujo 8 suministra al menos una porción, sino la totalidad del calor del hervidor que es requerido por el desmetanizador. El trabajo de reflujo para el desmetanizador 114 es proporcionado por el flujo 6. Debe observarse, sobre todo, que estas configuraciones de reflujo/depuración son contenidas por sí mismas y normalmente no requieren ningún consumo de combustible. Sin embargo, cuando se desee, un hervidor inferior 118 puede ser utilizado para complementar el requerimiento de calentamiento (por ejemplo, utilizando calor residual de la instalación del ciclo combinado) . El flujo de producto inferior 10 que proviene del desmetanizador 114 es enviado al desetanizador 116 en donde el trabajo de reflujo del producto de evaporación es suministrado en el condensador de producto de evaporación 115 utilizando el flujo LNG 7 como un refrigerante. De preferencia, el condensador de producto de evaporación 115 es un condensador integral que es diseñado para proporcionar un reflujo interno al desetanizador. El flujo de producto de evaporación del desetanizador es enfriado con LNG normalmente a una temperatura de 0 °F a 40 °F (-17.78 °C a 4.44 °C) . Debe observarse que un intercambiador integral eliminará el intercambiador, separador y bombas externos que son utilizados en un sistema convencional, y por lo tanto, reduce de manera significativa, la disposición de gráfica y el costo del equipo. El desetanizador es hervido en el hervidor 119 (de preferencia, utilizando- calor residual que proviene del ciclo combinado) , generando un producto inferior C3+ con la relación deseada de etano con propano normalmente alrededor de 150 °F a 250 °F (65.56 °C a 121.11 °C) . Éste flujo 12 puede ser vendido como un producto líquido ("LPG"). El desetanizador produce un flujo de etano de producto de evaporación 13 que puede ser utilizado como materia prima para una planta petroquímica, o gas combustible. El producto de evaporación del desetanizador 9, aproximadamente a una temperatura de -120 °F (-84.44 °C) y 450 psig, es dividido en el flujo 15 y en el flujo 16, con el flujo 15 que es comprimido por el compresor 113 para formar el flujo 17, comúnmente a la presión del gasoducto. El flujo 16, a una velocidad común de flujo de 24 MMscdf (o a una velocidad de flujo como es requerido por el mercado de transporte de combustible) entra en el ciclo de energía del metano mediante la combinación con el flujo 18 en el ciclo de circuito cerrado de Rankine formando el flujo 19, el cual es subsiguientemente enfriado y condensado por completo en el intercambiador 104 que forma a su vez el flujo 20, a una temperatura aproximadamente de -150 °F (-101.11 °C) . El flujo 21, aproximadamente a 12 MMscfd, o un equivalente aproximadamente de 200,000 galones por día de combustible de vehículo LNG podría ser dividido fuera en este punto y vendido hacia el exterior de la instalación. El flujo restante, es decir el flujo 22, normalmente a 500 MMscfd es bombeado por la bomba del ciclo de energía 103 aproximadamente de 2000 a 3000 psig alrededor de -150 °F (-101.11 °C) formando el flujo 23 que es adicionalmente calentado en el intercambiador 106 con el calor suministrado desde el expansor 109 hacia afuera del flujo 29. El flujo 24 generado de este modo es adicionalmente calentado utilizando calor residual que proviene de la planta de energía del ciclo combinado en el intercambiador 107 formando el flujo 25. El flujo 26, aproximadamente a 12 MMscfd del gas natural de alta presión podría ser extraído desde esta ubicación para cumplir con la demanda de combustible de vehículo CNG. La mayoría del vapor (flujo 27) es adicionalmente súper-calentado en el intercambiador 108 aproximadamente una temperatura de 300 °F (148.89 °C) formando el flujo 29 con la utilización del sistema de calentamiento residual. A continuación, el metano supercrítico de alta temperatura y alta presión es dilatado a través del expansor 109, produciendo la energía eléctrica con el generador 110. El flujo de descarga de expansor 29, a una temperatura de 120 °F (48.89 °C) es entonces enfriado en el intercambiador 106 con el vapor frío de entrada, y es parcialmente condensado en el intercambiador 105 utilizando el contenido de refrigerante LNG que proviene de la bomba LNG 102. Entonces, esta mezcla de dos fases es combinada con el flujo dividido que proviene del producto de evaporación del desmetanizador, y el ciclo es repetido. En esta configuración de ejemplo, se genera aproximadamente 22,000 kW en el ciclo abierto cuando el gas natural supercrítico de alta presión y alta temperatura es expandido aproximadamente de 400 a 500 psig. Aproximadamente el 50% de la energía es utilizada para mover el compresor de gas residual 113 que es requerido para comprimir el producto de evaporación del desmetanizador de 440 a 490 psig, aproximadamente a 1100 psig (la presión común del gasoducto) . El exceso de 11,000 kW puede ser utilizado para producir energía en el generador 111 para uso interno y/o para exportación. Debe apreciarse que en todas o casi en todas estas configuraciones, el ciclo de energía de metano de circuito cerrado no requiere ningún consumo de combustible a diferencia del calor residual que proviene de la planta de energía como la fuente de calor. La producción neta de energía que proviene del ciclo cerrado de energía es aproximadamente de 15,000 kW. Por lo tanto, la generación total de energía de circuito cerrado y los ciclos de energía de circuito cerrado es aproximadamente de 26,000 kW. El balance total de masa de un proceso de separación por destilación fraccionaria LNG de 1,200 MMscfd se muestra en la Tabla 1 (véase los ejemplos) . Además de la producción de LNG y CNG, este proceso genera 37,100 barriles por día de producto de etano, 51,000 barriles por día de producto de LPG y 1046 MMscfd de gas seco para el gasoducto de gas de venta. En forma alterna, en donde la integración directa de calor de una planta de energía de ciclo combinado (en contraste con la configuración de la Figura 2 , en donde la integración de calor es a través de los intercambiadores 107 y 117) y el uso de un segundo expansor de generación de energía en el ciclo cerrado es deseado, y la configuración de ejemplo de acuerdo con la Figura 3 podría ser empleada, en la cual los mismos números representan los mismos componentes de la configuración como se representa en la Figura 2. En este punto, el flujo LNG 1 que proviene del almacenamiento (u otra fuente adecuada) se encuentra a una presión aproximadamente de 15 psia y una temperatura normalmente alrededor de -260 °F a -255 °F (-162.22 °C a -159.44 °C) . El flujo 1 es bombeado por la bomba LNG 101 hasta una presión por encima de la presión del gasoducto (normalmente alrededor de 1500 a 3000 psig) para formar el flujo presurizado LNG 2, el cual sirve como un refrigerante en el intereambiador 104A al menos para condensar parcialmente el flujo de producto de evaporación del desmetanizador 9 que es combinado con el fluido de trabajo de metano que proviene del ciclo cerrado de energía. A continuación, el flujo presurizado LNG 2 es dividido en el flujo 4 y en el flujo 3, de preferencia, en una relación entre 0.4 a 0.7. El flujo 3 se permite que baje su presión a la presión de operación del desmetanizador (normalmente entre 350 a 500 psig, de preferencia, utilizando una válvula JT 3A) y posteriormente, es alimentado al desmetanizador 114 como un reflujo del desmetanizador. El flujo 4 es utilizado como refrigerante en varios intercambiadores: el flujo 4 en el intercambiador 104B enfría el producto de evaporación del desmetanizador, y además proporciona el trabajo del condensador del producto de evaporación del desmetanizador (en el intercambiador 115A) antes de enfriar el aire de admisión de la turbina de combustión en el enfriador 117A y la unidad de recuperación de calor 117B. El LNG calentado, comprimido y vaporizado de este modo es entonces dilatado en el expansor 112 para producir trabajo (de preferencia, energía eléctrica que utiliza un generador) y es introducido como el flujo 8 aproximadamente a la presión del desmetanizador dentro del desmetanizador 114. Debe reconocerse que en estas configuraciones, el expansor 112 en el ciclo abierto de energía normalmente proporcionará una potencia de salida más grande si se compara con la configuración de la Figura 2 debido a la presión significativamente más alta del flujo 4 antes de entrar en el expansor. La generación de presiones más altas en el ciclo cerrado de energía podría ser efectuada en forma similar como también se muestra en la Figura 3. En este punto, la bomba 103 aumentará la presión del producto de evaporación condensado del desmetanizador y el fluido de trabajo de metano hasta una presión por encima de la presión del gasoducto (por ejemplo, aproximadamente entre 1500 y 3000 psig) , el cual entonces es calentado y vaporizado en el intereambiador 106 (por ejemplo, utilizando el calor en el fluido expandido de trabajo) y HRSG 117B. La expansión del vapor de metano de alta presión generado de este modo en el expansor 109A podría ser empleada para producir trabajo, y de manera opcional, para llevar el producto de metano a la presión del gasoducto. Al menos una porción del gas natural seco generada de este modo podría entonces ser vendida como el producto 17. El fluido de trabajo restante (ahora como vapor) podría entonces ser adicionalmente dilatado en el expansor 109B (de preferencia, aproximadamente a la presión del desmetanizador) y podría ser combinado con el producto de evaporación del desmetanizador, completando de esta manera el circuito de ciclo cerrado. En forma similar a la configuración de la Figura 2, el desetanizador 116 recibe el producto inferior de desmetanizador 10 y elabora un producto de evaporación de etano 13 , el cual es al menos parcialmente condensado en el condensador de producto de evaporación del desetanizador (con el trabajo de enfriamiento proporcionado por el LNG) . La porción líquida en el flujo 13' será entonces alimentada al desetanizador como reflujo, mientras que la porción de vapor 13" podría servir como combustible para las turbinas de gas en la planta de energía de ciclo combinado que es térmicamente acoplada con la planta de regasificación. El producto inferior del desetanizador 12 podría ser vendido como un producto a granel como Gas de Petróleo Licuado (LPG) . Por lo tanto, debe reconocerse que las plantas contempladas emplean LNG, o una fracción del mismo, como un fluido de trabajo al menos de uno, y de manera más preferible ambos, del ciclo abierto de energía y el ciclo cerrado de energía. Sobre todo, las fuentes adecuadas de calor incluyen aire de combustión de la turbina de gas, agua de enfriamiento en el condensador superficial y/o gases de combustión que provienen de una turbina de gas. No obstante, también son contempladas otras numerosas fuentes de calor, y debe apreciarse que las unidades distintas de una planta de ciclo combinado también son consideradas adecuadas como una fuente de calor. Por ejemplo, las fuentes de calor alternativas que - son adecuadas incluyen numerosos procesos criogénicos (por ejemplo, plantas de separación de aire) en las cuales el LNG enfría el aire u otro gas, los procesos proporcionan gases de combustión (por ejemplo, turbinas de combustión, gases de combustión del reformador, etc.), y otros procesos que actúan como un disipador de frío (por ejemplo, plantas de producción de dióxido de carbono líquido, plantas de desalinización u otras instalaciones de congelamiento de alimento) . Sin embargo, es generalmente preferido que las plantas adecuadas incluyan instalaciones de regasificación de LNG y terminales de recepción LNG, y las configuraciones particularmente preferidas incluyen aquellas en las cuales el LNG es regasificado en un proceso en el cual al menos parte del LNG genera trabajo. Las configuraciones adecuadas de ejemplo son descritas en la solicitud de Patente internacional de propiedad común y copendiente con el título "LIQUEFIED NATURAL GAS REGASIFICATION CONFIGURATION AND METHOD" de John Mak, CurtGraham y Dave Schulte, que fue presentada en o aproximadamente el 13 de agosto del 2003, y la cual se incorpora como referencia en este documento. En consecuencia, y en función de la fuente particular de calor, debe reconocerse que la energía necesaria para la regasificación del LNG podría ser total o sólo parcialmente proporcionada por las fuentes contempladas de calor. En donde la fuente de calor proporciona cantidades insuficientes de calor pa-ra completar la gasificación del LNG, debe reconocerse que podría proporcionarse calor complementario. Las fuentes complementarias de calor que son adecuadas incluyen el calor residual que proviene de la descarga de una turbina de vapor, el trabajo de condensación de los gases de combustión, el calentamiento ambiental con aire (al proporcionar el acondicionamiento de aire a los edificios) , con agua de mar o gas combustible. En consecuencia, debe apreciarse que la configuración y los procesos contemplados podrían utilizarse para actualizar o modernizar las plantas existentes de regasificación para mejorar las eficiencias y flexibilidad de generación de energía, o podrían utilizarse en nuevas instalaciones. Por lo tanto, debe reconocerse que podrían conseguirse numerosas ventajas utilizando las configuraciones de acuerdo con la materia inventiva. Por ejemplo, las configuraciones contempladas proporcionan un ciclo de generación de energía LNG altamente eficiente que puede ser acoplado con una planta de energía convencional de ciclo combinado. Además, en la mayoría de configuraciones no es necesario el calentamiento externo, y por lo tanto, se elimina la necesidad presente hasta ahora de gas combustible o agua de mar para calentar el LNG en la regasificación convencional del LNG. Todavía en un aspecto particularmente preferido, debe apreciarse que las configuraciones contempladas (en virtud de la modificación de la relación de división del flujo comprimido LNG) permite el procesamiento de LNG con composiciones y contenidos de calor variables mientras se produce "en especial" un gas natural y/o el combustible de transportación LNG para el mercado de Norteamérica u otros mercados sensibles de emisión. Además, las configuraciones contempladas producirán etano de alta pureza como un producto convencional o como una fuente de energía para la planta de energía de ciclo combinado. Ejemplos Cálculos de Ejemplo de Componentes en Flujos Seleccionados En la configuración de ejemplo de la planta que se muestra en la Figura 2, fueron calculadas las fracciones de mol de los distintos componentes de los flujos seleccionados, y los resultados son enlistados en la tabla más adelante, en donde "LNG" se refiere a la fracción inferior C3+ del desetanizador, el término "gases de gasoducto" se refiere al producto de evaporación del desmetanizador, y el término "etano" se refiere al producto de evaporación del desetanizador. Los carburantes CNG y LNG son extraídos a partir del producto de evaporación del desmetanizador. La Tabla 1 en la Figura 4 enlista los resultados de los cálculos. Como puede observarse con claridad, la concentración de metano en el gas de gasoducto puede ser incrementada de manera significante mientras se rechazan en específico los componentes C2 en el flujo de producto de etano y los componentes de separación C3+ en el flujo LPG. En consecuencia, como se observa a partir de una perspectiva, los inventores contemplan una planta de regasificación para gas natural licuado en el cual un expansor dilata un producto de proceso del gas natural licuado, de la manera más preferible, comprendiendo el vapor de producto de evaporación del desmetanizador y/o el vapor de recirculación, para producir trabajo. El término "vapor de recirculación" com se utiliza en este documento, se refiere al fluido de trabajo de un ciclo de energía de ciclo cerrado en una forma al menos parcialmente vaporizada, en donde el fluido de trabajo es de la manera más preferible un gas natural seco (por ejemplo, un gas al menos con 90% de volumen de metano) . En otro aspecto, los inventores contemplan una planta de regasificación que incluye un desmetanizador que recibe un gas natural y genera un gas de producto de evaporación. Las plantas adecuadas además incluirán un primer intercambiador de calor que enfría el gas de producto para generar un líquido de producto, una bomba que aumenta la presión al menos de una porción del líquido de producto para formar un líquido presurizado de producto y un segundo intercambiador de calor que vaporiza el líquido presurizado de producto para formar un gas comprimido de producto supercrítico. A continuación, un expansor dilatará al menos una porción del gas comprimido de producto supercrítico para producir trabajo. Como además se describe más adelante, las plantas contempladas podrían comprender también un segundo expansor que extrae trabajo del gas natural antes que el gas natural entre en el desmetanizador (en donde una porción del gas de producto de evaporación es comprimido a la presión del gasoducto utilizando un compresor que es acoplado, en forma operativa con el segundo expansor) . Todavía en un aspecto adicional de la materia inventiva, una planta para la regasificación de gas natural licuado podría incluir un primer expansor que dilata un gas natural licuado caliente y vaporizado, un segundo expansor que dilata un producto de evaporación caliente y comprimido del desmetanizador a una primera presión (por ejemplo, la presión del gasoducto aproximadamente entre 700 y 1500 psi) , y un tercer expansor opcional que además dilata el producto de evaporación expandido del desmetanizador a una segunda presión (por ejemplo, la presión de operación del desmetanizador aproximadamente entre 300 y 750 psi) por debajo de la primera presión, en donde el primer expansor, el segundo expansor y el tercer expansor opcional son acoplados en forma fluida entre sí y producen trabajo al menos a partir de un componente del gas natural licuado. En estas plantas, es generalmente preferido que una primera bomba aumente la presión al menos de una porción del gas natural licuado, y en donde la porción del gas natural licuado es calentada por una fuente de calor (por ejemplo, el intercambiador de calor del producto de evaporación del desmetanizador, el condensador de reflujo del demetanizador, el enfriador de admisión de aire de combustión de la turbina, los gases de combustión que provienen de. una turbina de gas, una unidad de recuperación de calor residual, una planta de separación de aire, un intercambiador de calor de agua del mar y/o un calentador de combustión) para formar el gas natural licuado caliente y vaporizado. Además, o en forma alterna, un primer intercambiador de calor licúa un producto de evaporación del desmetanizador, una segunda bomba aumenta la presión del producto de evaporación licuado del desmetanizador y un segundo intercambiador de calor eleva la temperatura y vaporiza el producto de evaporación licuado y presurizado del desmetanizador para formar el producto de evaporación caliente y comprimido del desmetanizador. Por lo tanto, las modalidades y aplicaciones específicas de la configuración y el proceso de regasificación de gas natural licuado han sido descritas. Sin embargo, debe ser aparente para aquellas personas expertas en la técnica que muchas más modificaciones además de las ya descritas son posibles sin apartarse de los conceptos inventivos en este documento. Por lo tanto, la materia inventiva no será restringida excepto en el espíritu de las reivindicaciones adjuntas. Además, para interpretar tanto la especificación como las reivindicaciones, todos los términos deben ser interpretados en el modo más amplio posible consistente con el contexto. En particular, los términos "comprende" y "que comprende" deben ser interpretados que se refieren a los elementos, componentes o etapas en un modo no exclusivo, indicando que los elementos, componentes o etapas referidas podrían estar presentes, o pueden ser utilizados o combinados con otros elementos, componentes o etapas que no son expresamente referidos . 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 (23)

1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Una planta de regasificación para gas natural licuado, caracterizada porque comprende una unidad de fraccionamiento de gas natural licuado que forma un producto de proceso a partir del gas natural licuado, en donde al menos un componente de la unidad de fraccionamiento utiliza contenido de refrigeración del gas natural licuado, y en donde un expansor dilata el producto de proceso para producir trabaj o .
2. 2. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el producto de proceso comprende un vapor de producto de evaporación del desmetanizador.
3. 3. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 2, caracterizada porque el producto de proceso además comprende un vapor de recirculación.
4. 4. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 3, caracterizada porque el vapor de producto de evaporación del desmetanizador y el vapor de recirculación son licuados en un intercambiador de calor utilizando el gas natural licuado como un refrigerante, en donde el intereambiador de calor se encuentra corriente arriba del expansor .
5. 5. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 4, caracterizada porque los vapores licuados son calentados y vaporizados para formar un producto supercrítico de proceso que es dilatado en el expansor.
6. 6. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 3, caracterizada porque el vapor de recirculación comprende el producto de proceso una vez que éste sea dilatado en el expansor.
7. 7. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada además porque comprende un segundo expansor que dilata al menos una porción del gas natural licuado, en donde el gas natural licuado es comprimido y calentado en una fuente de calor antes de la dilatación en el segundo expansor.
8. 8. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 7, caracterizada porque la fuente de calor es al menos una de un intercambiador de calor de producto de evaporación de desmetanizador, un condensador de reflujo de desetanizador, un enfriador de admisión de aire de combustión de turbina, gases de combustión que provienen de una turbina de gas, una unidad de recuperación de calor, una planta de separación de aire, un intereambiador de calor de agua de mar y un calentador de combustión. .
9. La planta de regasificación de conformidad con la reivindicación 4, caracterizada porque una porción del producto de proceso es extraída de la planta como gas natural comprimido, y en donde una porción de los vapores licuados son extraídos de la planta como gas combustible licuado.
10. 10. Una planta de regasificación de gas natural líquido, caracterizada porque comprende: un desmetanizador que recibe gas natural y genera gas de producto de evaporación, y un primer intereambiador de calor que enfría el gas de producto para generar un líquido de producto; una bomba que aumenta la presión al menos de una porción del líquido de producto para formar un líquido presurizado de producto; un segundo intercambiador de calor que vaporiza el líquido presurizado de producto para formar un gas supercrítico de producto comprimido; y un expansor que dilata al menos una porción del gas supercrítico de producto comprimido para producir trabajo.
11. 11. La planta de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque comprende un segundo expansor que extrae trabajo del gas natural supercrítico antes que el gas natural entre en el desmetanizador.
12. 12. La planta de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque una porción del gas de producto de evaporación es comprimida a una presión del gasoducto utilizando un compresor que es acoplado, en forma operativa, con el segundo expansor.
13. 13. La planta de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque el gas expandido del producto comprimido es combinado con el gas de producto de evaporación.
14. 14. La planta de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque el desmetanizador recibe el gas natural licuado caliente como reflujo del desmetanizador.
15. 15. La planta de conformidad con la reivindicación 14, caracterizada porque el primer intercambiador de calor eleva la temperatura del gas natural licuado para formar un gas natural licuado caliente.
16. 16. La planta de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque otra porción del gas comprimido de producto es extraída de la planta como gas natural comprimido, y en donde otra porción del líquido de producto es extraída de la planta como gas combustible natural licuado .
17. 17. Una planta para la regasificación de gas natural licuado, caracterizada porque comprende: un primer expansor que dilata un gas natural licuado caliente y supercrítico; un segundo expansor que dilata un producto de evaporación caliente y comprimido del desmetanizador hasta una primera presión; de manera opcional, un tercer expansor que además dilata el producto de evaporación expandido del desmetanizador hasta una segunda presión por debajo de la primera presión; y en donde el primer expansor, el segundo expansor y el tercer expansor opcional son acoplados en forma fluida entre sí y producen trabajo a partir al menos de un componente del gas natural licuado.
18. 18. La planta de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque una primera bomba aumenta la presión al menos de una porción del gas natural licuado, y en donde la porción del gas natural licuado es calentada por una fuente de calor para formar el gas natural licuado caliente y vaporizado.
19. 19. La planta de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque la fuente de calor es al menos una de un intercambiador de calor de producto de evaporación del desmetanizador, un condensador de reflujo de desetanizador, un enfriador de admisión de aire de combustión de turbina, gases de combustión que provienen de una turbina de gas, una unidad de recuperación de calor, un intercambiador de calor de agua de mar y un calentador de combustión.
20. 20. La planta de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque el primer intercambiador de calor licúa el producto de evaporación del desmetanizador, una segunda bomba aumenta la presión del producto de evaporación licuado del desmetanizador, y en donde el segundo intercambiador de calor eleva la temperatura y vaporiza el producto de evaporación licuado y presurizado del desmetanizador para formar el producto de evaporación caliente y comprimido del desmetanizador.
21. 21. La planta de conformidad con la reivindicación 20, caracterizada porque el primer intercambiador de calor enfría el producto de evaporación del desmetanizador utilizando una alimentación de gas natural licuado como refrigerante .
22. 22. La planta de conformidad con la reivindicación 21, caracterizada porque el segundo intereambiador de calor eleva la temperatura del producto de evaporación licuado y presurizado del desmetanizador utilizando el producto de evaporación expandido del desmetanizador.
23. 23. La planta de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque la primera presión es la presión del gasoducto aproximadamente entre 700 y 1500 psi, y en donde la segunda presión es la presión de operación del desmetanizador aproximadamente entre 300 y 750 psi.