NO328260B1 - Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG - Google Patents
Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG Download PDFInfo
- Publication number
- NO328260B1 NO328260B1 NO20062896A NO20062896A NO328260B1 NO 328260 B1 NO328260 B1 NO 328260B1 NO 20062896 A NO20062896 A NO 20062896A NO 20062896 A NO20062896 A NO 20062896A NO 328260 B1 NO328260 B1 NO 328260B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- lng
- burner
- plant
- combustion
- heat
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000002309 gasification Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 28
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 14
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 10
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 9
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 54
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 54
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 48
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 9
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 4
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 4
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000005660 chlorination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000010797 grey water Substances 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
- F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
- F17C9/04—Recovery of thermal energy
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K15/00—Adaptations of plants for special use
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
- F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
- F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
- F22B1/1838—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines the hot gas being under a high pressure, e.g. in chemical installations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
- F25J1/0027—Oxides of carbon, e.g. CO2
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
- F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
- F25J1/0221—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04248—Generation of cold for compensating heat leaks or liquid production, e.g. by Joule-Thompson expansion
- F25J3/04254—Generation of cold for compensating heat leaks or liquid production, e.g. by Joule-Thompson expansion using the cold stored in external cryogenic fluids
- F25J3/0426—The cryogenic component does not participate in the fractionation
- F25J3/04266—The cryogenic component does not participate in the fractionation and being liquefied hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
- F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
- F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
- F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
- F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2225/0107—Single phase
- F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/01—Propulsion of the fluid
- F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
- F17C2227/0135—Pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/01—Propulsion of the fluid
- F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
- F17C2227/0157—Compressors
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
- F17C2227/0311—Air heating
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
- F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
- F17C2227/0332—Heat exchange with the fluid by heating by burning a combustible
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
- F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
- F17C2227/0353—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid using cryocooler
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
- F17C2227/0365—Heat exchange with the fluid by cooling with recovery of heat
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
- F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
- F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
- F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
- F17C2227/039—Localisation of heat exchange separate on the pipes
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
- F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
- F17C2260/044—Avoiding pollution or contamination
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
- F17C2265/05—Regasification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
- F17C2265/07—Generating electrical power as side effect
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2270/00—Applications
- F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
- F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
- F17C2270/0105—Ships
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
- F25J2210/62—Liquefied natural gas [LNG]; Natural gas liquids [NGL]; Liquefied petroleum gas [LPG]
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
- F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
- F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
- F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
Abstract
Det blir beskrevet en fremgangsmåte for regassifiseing av LNG, i hvilken fremgangsmåte naturgass blir forbrent i en brenner for å gi varme til LNG i et lukket varmevekslingssystem, hvori hovedsakelig ren oksygen blir benyttet for forbrenningen av naturgass, og at C02 blir separert fra avgassen for eksport eller deponering. Et anlegg for regassifisering av LNG, hvor anlegget omfatter en gassfyrt Brenner (14) for generering av varme for regassifiseringen, et lukket varmevekslingssystem / (5,17,25) for overføring av varme fra brenneren til LNG som skal fordampes, hvor anlegget ytterligere omfatter en luftseparasjonsenhet (10) for generering av hovedsakelig ren oksygen for tilførsel til brenneren (14), blir også beskrevet.
Description
Oppfinnelsens felt
Foreliggende oppfinnelse angår en miljøvennlig regassifiseringsprosess for LNG. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og et anlegg for regassifisering av LNG som tillater regassifisering av LNG uten, eller med betydelig redusert, miljøpåvirkning slik som kjøling av sjøvann og utslipp av CO2 til atmosfæren.
Teknisk bakgrunn
LNG (Liquefied Natural Gas) er en fremgangsmåte for transport av metangass over lange avstander. Gassen blir gjort flytende før transport fra stedet for produksjon av gass og blir transportert som en avkjølt væske i LNG-tankere. Tankerne leverer LNG til en LNG regassifiseringsterminal omfattende lossefasiliteter for LNG-tankere, LNG lagringstanker, regassifiseringsenheter og rørledning(er) for gasseksport.
LNG må bli regassifisert før den kan bli overført gjennom en rørledning i et distribusjonsnett. Regassifiseringen skjer i regassifiseringsenheten. Tradisjonelt blir to forskjellige teknologier benyttet i regassifiseringsprosessen. Disse er neddykket forbrennings fordampere ("Submerged Combustion Vaporisers") (SCV) som benytter en Brenner som varmekilde, og åpen rist fordampere ("Open Rack Vaporizers") (OVR) som benytter sjøvann som varmekilden. I tillegg, eksisterer det varmevekslere for systemer med lukket sløyfe oppvarmingsmedium som benytter sjøvann og/eller varmegjenvinning fra kraftsystemer eller luft som varmekilde. Trykket i rørledningen for gasseksport blir i alle systemene oppnådd ved høytrykkspumper i den LNG-væskefasen.
En SCV består av en gassbrenner hvor en del av brenneren og avgassledningen er neddykket i et vannbasseng. LNG fordamperen er også neddykket i det oppvarmede vannet. En lokal vifte forbundet til SVC tilfører tilstrekkelig forbrenningsluft. Dette gir en meget høy utbyttingsrate og en kompakt varmeveksler.
En ORV er et batteri av vertikale radiatorer over en sump, hvor sjøvann kontinuerlig strømmer ned den ytre overflaten av radiatorene ved tyngdekraften, mens LNG under høyt trykk koker på innsiden. Mengden av sjøvann som er nødvendig er avhengig av tilgjengelig (eller tillatelig) fall i temperatur i utløpet for oppvarmingsvannet. For et OVR-anlegg er de absolutt største kraftforbrukerne pumper for LNG og sjøvann.
En stor mengde sjøvann er nødvendig med det normalt begrensede tillatte temperaturfallet som tillates i sjøvann benyttet som varmekilde. Innløpene for sjøvann er utstyrt med finmaskede filter for å begrense andelen av zooplankton og fiskelarver som kommer inn i sjøvanns- og fordampersystemet. Sjøvannet er tilsatt hypokloritt for å forhindre marin vekst i rørsystemet.
Utløpet for sjøvann er anordnet med en stor diffuser for å spre det avkjølte vannet I de omkringliggende vannmassene for å forhindre store lokale temperaturforskjeller. Imidlertid, har miljøvernere i senere studier uttrykt motstand mot både inntak / klorinering og utløp / temperaturendringer, siden begge deler har ufordelaktige effekter på det marine liv. I tillegg er sjøvanns inntakssystemer store og således kostbare siden hastigheten på innkommende vann i filtrene blir holdt meget lav for å begrense de ufordelaktige effektene på marint liv.
Det synes imidlertid som ORV i de fleste tilfellene er foretrukket som hovedvarmeveksler av sikkerhetshensyn og lavere driftskostnader selv om kapitalkostnadene er høyere. I noen studier har SCV blitt foreslått kun som backup varmeveksler ved ekstraordinært vedlikehold, perioder med spesielt høyt behov eller I perioder hvor sjøvannet er for kaldt til å gi tilstrekkelig fordampning av gass.
LNG Regassfiseringsterminalen er normalt drevet med en moderne, industrialisert jetmotor for fly. Disse motorene har lavtemperatur brennere hvor nitrogen ikke blir oksidert og blir kjørt med overskudd av luft for å begrense dannelsen av CO. Resultatet er en avgas med kun spor av NOx, CO og sot. Det meste av avgassen er da nitrogen og co2
I WO02097252 blir det beskrevet et regassifiseringsanlegg hvor LNG blir fordampet ved avkjøling av luft. Luften og en del av LNG'en blir tilført et kraftanlegg som henholdsvis oksygeninneholdende gass og brensel. Det er her ikke nevnt noe om reduksjon eller eliminering av utslipp av CO2 fra anlegget.
US 6598408 beskriver et regassifiseringsanlegg for bruk om bord i skip hvor et varmemedium i et lukket kretsløp blir benyttet for fordampning av LNG. Varmemediet blir oppvarmet ved varmeveksling mot sjøvann. Dette systemet tilsvarer i store trekk det som er beskrevet for OVR system, med et mellomliggende lukket kretsløp.
Utslippene til atmosfæren fra kraftgenerering og fra SCV har ufordelaktige effekter på luftkvaliteten. Det er attraktivt å lokalisere LNG mottaksterminalen så nær som mulig til markedet. Markedet er normalt i industrialiserte og befolkede områder hvor menneskelig aktivitet allerede har en stor påvirkning på luftkvaliteten. Mange steder som ellers ville være attraktive for en LNG mottaksterminal kan således bli funnet ikke å være akseptable av luftkvalitetsgrunner.
I tillegg, er det voksende fokus på CO2 utslipp av stor betydning. Det er følgelig et behov for en fremgangsmåte og et anlegg for regassifisering som gjør det mulig å redusere eller til og med eliminere problemene som er nevnt de kjente løsningene.
Oppsummering av oppfinnelsen
Ifølge et første aspekt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for regassifisering av LNG, i hvilken naturgass blir forbrent i en brenner for å gi varme for fordamping av LNG og hvor varmen blir overført fra brenneren til LNG i et lukket varmevekslingssystem, hvor hovedsakelig ren oksygen blir benyttet til forbrenningen av naturgass, og hvor CO2 blir separert fra avgassen for eksport eller deponering. Anvendelsen av hovedsakelig ren oksygen for forbrenning resulterer i en avgas omfattende H2O og CO2, som gjør det mulig å separere CO2 ved enkle midler, slik som avkjøling av avgassen og kondensering av vanndamp. Denne CO2 kan bli komprimert for deponering eller også omgjort til væske for eksport.
Ifølge en utførelsesform, blir avkjølt avgas fra forbrenningen resirkulert inn i forbrenningen. Resirkulering av avkjølt avgas blir primært benyttet for å kontrollere temperaturen i forbrenningskammeret, men vil også sikre en mer fullstendig forbrenning av hydrokarbonene i forbrenningskammeret.
Ifølge en annen utførelsesform, blir avgassen fra forbrenningen som hovedsakelig omfatter CO2 og H2O tørket, komprimert og fortettet for å flytende CO2 for eksport eller deponering. Tørking av avgassen fjerner vann og etterlater hovedsakelig ren CO2. Fortetting av CO2 er spesielt foretrukket når CO2 skal bli transportert over lange avstander for eksempel for injeksjon i et felt som er fjerntliggende fra regassifiseringsanlegget.
Ifølge en annen utførelsesform, blir kjøling og fortetting av CO2 for eksport benyttet for å gi energi for gassifisering og oppvarming av LNG. Ved avkjøling og fortetting av CO2 mot den kalde LNG som skal regassifiseres, kan enda mer energi bli trukket fra avgassen, eller mer spesifikt CO2, før den blir eksportert.
Ifølge et andre aspekt fremskaffer foreliggende oppfinnelse et anlegg for regassifisering av LNG, hvor anlegget omfatter en gassfyrt brenner for generering av varme for regassifisering, et lukket varmevekslingssystem for overføring av varme fra brenneren til LNG som skal bli fordampet, hvor anlegget ytterligere omfatter en luftsepareringsenhet for generering av hovedsakelig ren oksygen som skal bli tilført til brenneren.
Ifølge en utførelsesform, omfatter anlegget ytterligere midler til å kjøle, tørke og komprimere CO2 generert i brenneren. Komprimering og tørking av CO2 gjør det mulig å benytte den for injeksjon inn i en gass- eller oljebrønn for deponering i en uttømt brønn, eller som trykkstøtte for å øke produksjonen i en produserende brønn.
Ifølge en utførelsesform, omfatter anlegget resirkuleringslinjer for resirkulering av avkjølt avgass fra brenneren inn i brenneren for å redusere forbrenningstemperaturen. Resirkulering av avgass forbedrer kontrollen over forbrenningen med hensyn til bade forbrenningstemperatur og fullstendig forbrenning.
Ifølge en annen utførelsesform omfatter anlegget også en CO2 fortettingsenhet for fortetting av CO2 for eksport fra anlegget. En CO2 fortettingsenhet er spesielt foretrukket dersom regassifiseringsanlegget er plassert langt borte fra mulige injeksjons-eller deponeringssteder.
Anlegget kan ytterligere omfatte midler for generering av elektrisk kraft. Et regassifiseringsanlegg har et behov for elektrisk kraft og midler for generering av kraft kan være dimensjonert for anleggets behov. I tillegg kan elektrisk kraft bli eksportert fra anlegget.
Ifølge en utførelsesform, omfatter luftseparasjonsanlegget midler for separasjon av andre luftgasser slik som argon, nitrogen, helium for andre anvendelser eller salg. Separasjonen av andre luftgasser kan forbedre den totale energieffektiviteten og profitabiliteten til anlegget.
Kort beskrivelse av figuren
Figur 1 er et skjematisk flytdiagram som illustrerer foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av foreliggende oppfinnelse
Figur 1 illustrerer prinsippene ved foreliggende regassifiseringsprosess og anlegg. LNG blir levert fra tankskip til en terminal og kommer inn I anlegget gjennom en LNG tilførselslinje 1 inn i et LNG lager 2. LNG lageret 2 omfatter nødvendige rørledninger, tanker og pumper I tankene for intern transport, lagring og pumping av LNG fra lageret 2 inn I en LNG linje 3 ved høytrykks LNG pumper. LNG under høyt trykk i linje 3 blir oppvarmet i flere varmevekslere, her illustrert ved en luftkjøler 4, en dampkondensator 5, en CO2 kjøler 6, en CO2 kondensator 7 og en hjelpekjøler 8, før den regassifiserte LNG forlater anlegget I en gasseksportlinje 9.
Luft som kommer inn gjennom et luftinntak 11 inn I en luftsepareringsenhet (ASU) 10, blir avkjølt mot LNG I luftkjøleren 4.1 ASU 10, blir luft kryogenisk separert i hovedsakelig ren oksygen, som forlater ASU gjennom en oksygenlinje 13, og nitrogen og de andre gassene som blir frigitt til atmosfæren gjennom en nitrogenlinje dersom det ikke kan bli funnet andre industrielle anvendelser for nitrogenet lokalt. Uttrykket "hovedsakelig ren oksygen" er i foreliggende søknad benyttet for en oksygenanriket gass som har et oksygeninnhold på mer enn 90%, foretrukket mer enn 95 % og mest foretrukket mer enn 98%.
Oksygenet i oksygenlinje 13 blir introdusert inn i en brenner 4, hvor oksygenet blir benyttet for generering av varme ved forbrenning av naturgass som kommer inn i brenneren gjennom en naturgasslinje 15. Den varme avgassen fra brenneren 14 blir avkjølt i en varmeveksler 17 mot et varmevekslingsmedium i et lukket damp og kraftsystem 25. Nevnte varmevekslingsmedium i det lukkede systemet blir igjen benyttet til å overføre varme fra den varme avgassen til LNG i dampkondensatoren 5 nevnt ovenfor, så vel som å tilføre tilstrekkelig kraft i dampturbinen og generatoren 25 til å levere til terminalen, som indikert ved linje 26.
Den delvis avkjølte avgassen som hovedsakelig omfatter vanndamp og CO2, blir tørket for å fjerne H2O, blir komprimert og avkjølt i et CO2 tørke- og kompressortog 18. Gassen i tørke- og kompressortoget, som hovedsakelig omfatter CO2, blir avkjølt mot LNG i CO2 kjøleren 6. H2O som er kondensert I tørke- og kompressortoget blir fjernet i en H2O linje 21. Den tørkede og komprimerte CO2 fra tørke- og kompressortoget 18 blir deretter fortettet i en CO2 fortettingsenhet 19. Gassen i fortettingsenheten 19 blir også avkjølt ved varmeveksling i CO2 kondensatoren 7, mot LNG i LNG linjen.
Fortettet C02 forlater C02 fortettingsenheten 19 i en CO2 linje 20, og blir sendt for
eksport, f.eks. for injeksjon i oljefelt for øket oljeproduksjon eller for å bli deponert i et uttømt olje- eller gassfelt, eller benyttet for industrielle formal. En begrenset mengde av avgassen omfattende CO2, N2, Ar og O2, som ikke blir kondensert i fortettingsenheten, blir delt i to strømmer, en som blir frigitt til atmosfæren gjennom en skorstein 23 for å unngå anriking av N2 og Ar i prosessen, og den andre strømmen blir resirkulert inn i en CO2 resirkuleringslinje 24 inn i brenneren 4.
En hoveddel av den avkjølte avgassen som forlater varmeveksleren 17 blir resirkulert I en resirkuleringslinje 22 tilbake til brenneren 14. Grunnene til å resirkulere avgass er flere. For det første virker den resirkulerte avgassen som en hovedsakelig inert gass i brenneren. Forbrenning av naturgass og hovedsakelig ren oksygen ville resultere i alt for høy forbrenningstemperatur for eksisterende brennere og varmevekslere. Resirkuleringen av avkjølt avgas gjør det mulig å kontrollere forbrenningstemperaturen. For det andre, vil ved resirkulering av avgassen, eventuelt brennbart materiale some r tilbake i avgassen bli forbrent, noe som resulterer i en mer total forbrenning i brenneren. For det tredje, øker inertgassen varmekapasiteten til avgassen og øker således varmeoverføringen i varmevekslerne.
Varme fra det lukkede damp- og kraftsystemet, som ikke blir benyttet for oppvarming av LNG, vil bli benyttet for kraftproduksjon i terminalen som indikert ved linje 26, i en dampturbin for å gjøre terminalen selvforsynt med elektrisk kraft. Kraftgenerering i en gassturbin vil være foretrukket da det vil gi høyere effektivitet for kraftgenereringen, men gassturbinteknonologi er enda ikke moden for kraftgenerering ved de høye temperaturer som blir oppnådd ved forbrenning av metan og ren oksygen.
Hjelpekjøleren 8 indikerer en eller flere varmevekslere som blir benyttet for kjøling av forskjellig prosessutstyr som trenger kjøling og kan omfatte kjølere for smøreolje, hvac-kjøling etc, for å unngå å bruke sjøvann for avkjølingsformål.
Fagmannen vil forstå at hver av varmevekslerne / kjølerne 4, 5, 6, 7, 8 illustrert I figure 1 kan omfatte flere varmevekslere. Den faktiske konfigurasjonen av varmevekslerne 4, 5, 6, 7, 8 kan bli endret på grunn av optimalisering av anlegget.
Brenneren kan være en hvilken som helst type brenner, slik som et forbrenningskammer, en forbrenningskjele eller en moderne industrialisert gassturbin.
Eksempel
Et eksempel på et LNG re-gassifiseringsanlegg for regassifisering av 1717 t/h (2 BSCFD) LNG, har blitt simulert.
Det utslippsfrie regassifiseringssystemet som beskrevet ovenfor har blitt beregnet for et LNG-anlegg med 1717t/h (2BSCF/D) salgsgass (9). Brenneren (14) vil kreve ytterligere 23,4 t/h naturgass (15) for forbrenning med 93,1 t/h ren oksygen (13). Nesten 700t/h CO2 blir resirkulert til brenneren (22 og 24). En ventilasjonslinje fra CO2 fortettingsenheten slipper ut 2,5t/h, mest CO2 med noe N2, Ar og O2, til atmosfæren (23).
Dampkraftsystemet (25) produserer de 55MW elektrisk kraft (26) some r krevet av regassifiseringsanlegget. I tillegg til gass for salg produserer anlegget ytterligere:
> Omkring 50t/h fortettet C02 ved -38°C fra fortettingsenheten (19).
> Omkring 50t/h ferskvann fra C02 tørketoget (18).
> Den store mengden N2 ventilasjon (12) til atmosfæren fra ASU (10) er ikke ansett som en forurensning.
"Ikke-utslipps regassifiseringsprosessen" har ikke noe behov for sjøvann for avkjølings-eller oppvarmingsformål. Et regassifiseringsanlegg som benytter ORV fordampere kan kreve omkring 50000 t/h behandlet sjøvann for den samme kapasiteten.
CO2 blir tørket før og under kompresjon i to trinn til et trykk på 15 bar i tørke- og kompressortog enheten 18. CO2 blir så tørket for å unngå dannelse av is I fortettingssystemet. Det neste trinnet i CO2 fortettingsenheten 19, er å kjøle CO2 til - 30,8 °C, hvor den er fortettet og kan bli pumpet, lagret og lastet på en enklere mate. Avkjølingen blir gjort 1 en kolonne med LNG avkjølt kondensator 7. Den CO2 rike avgassen kommer inn nær bunnen av kolonnen, flytende CO2 blir tatt ut fra bunnen og oksygen/nitrogen/argon kommer ut ved toppen. Kolonnen muliggjør lav CO2 konsentrasjon i topp-produktet (7,2 mol%). 50% av topp-produktet blir sluppet ut i atmosfæren (2500 kg/hr) for å unngå anriking av nitrogen/argon (som kommer inn i prosessen som en urenhet i oksygenet.
Luftseparasjonsenheten (10) i "ikke-utslipp" regassifiseringsprosessen beskrevet ovenfor, slipper ut avkjølt nitrogen anriket med argon til luften (12). Nitrogen og argon kunne her blitt separert og ytterligere raffinert og hatt i flasker for a gi industrielle gasser som et biprodukt. Flytende nitrogen har imidlertid et begrenset marked som kjølemedium.
En fraksjon av CO2 strømmen kan også bli prosessert for å gi tørris som et produkt, hvilken han bli solgt som et kjølemedium.
Den foreslåtte "utslippsfrie" terminalen er ikke helt utslippsfri. Av prosesstekniske grunner blir en mindre mengde N2, CO2 og Ar sluppet ut for å forhindre akkumulering av N2 og Ar i resirkuleringssløyfen. En fraksjon av denne CO2 kommer over fra fortettingskolonnen. Det eneste utslippet fra terminalen til sjøen er renset gråvann og drenering fra anlegget.
Den innfangede CO2 blir fortettet og kan bli eksportert i bulk eller i rørledning. Terminalen er imidlertid avhengig av å ha en avtaker for CO2 som kan være et nærliggende oljefelt hvor CO2 kan bli injisert, ellers kan kostnadene ved å bli kvitt CO2 bli økonomisk ugunstige. CO2 kan fortrinnsvis bli injisert for øket oljegjenvinning, eller bare lagret i et uttømt felt eller saltdom. Dette vil begrense mulige plasseringer for en "utslippsfri" terminal. I mange tilfeller vil imidlertid en LNG regassifiseringsterminal bli lokalisert nær eller kunne benytte eksisterende rørledninger for å minimalisere rørlegningskostnadene. Gassrørledningen kommer ofte fra produksjonsplattfomer for CO2 kan være fordelaktig for injeksjon. For begrensede perioder under spesielle forhold, kan det hende at CO2 ikke kan bli eksportert. CO2 vil da bli sluppet ut til atmosfæren med mindre ufordelaktige innvirkninger på luftkvaliteten enn med tradisjonelle teknologier.
Claims (10)
1.
En fremgangsmåte for regassifisering av LNG, i hvilken fremgangsmåte naturgass blir forbrent i en brenner for å gi varme for fordampning av LGN og hvor varmen blir overført fra brenneren til LNG i et lukket varmevekslersystem, karakterisert ved at hovedsakelig ren oksygen blir benyttet i forbrenningen av naturgassen og at CO2 blir separert fra avgassen for eksport eller deponering.
2.
Fremgangsmåten ifølge krav 1, karakterisert ved at avkjølt avgass fra forbrenningen blir resirkulert til forbrenningen.
3.
Fremgangsmåten ifølge krav 1 eller 2, karakterisert v e d at avgassen fra forbrenningen som hovedsakelig omfatter CO2 og H2O blir tørket, komprimert og fortettet for å bli separert for å gi flytende CO2 for eksport eller deponering.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at avkjøling og fortetting av CO2 for eksport blir benyttet for å gi energi for fortetting og oppvarming av LNG.
5.
Et anlegg for regassifisering av LNG, hvor anlegget omfatter en gassfyrt brenner (14) for generering av varme for regassifiseringen, et lukket varmevekslersystem (5,17,25) for overføring av varme fra brenneren til LNG som skal fordampes, karakterisert ved at anlegget ytterligere omfatter en luftsepareringsenhet (10) for generering av hovedsakelig ren oksygen for tilførsel til brenneren (14).
6.
Anlegget ifølge krav 5, karakterisert ved at det ytterligere omfatter midler for å kjøle, tørke og komprimere CO2 som er generert I brenneren.
7.
Anlegg ifølge krav 5 eller 6, karakterisert ved at anlegget omfatter resirkuleringslinjer (22,24) for resirkulering av avkjølt avgas fra brenneren tilbake til brenneren for å redusere forbrenningstemperaturen.
8.
Anlegg ifølge hvilke som helst av kravene 5 til 7, karakterisert ved at anlegget også omfatter en CO2 fortettingsenhet (19) for fortetting av CO2 for eksport fra anlegget.
9.
Anlegget ifølge hvilke som helst av kravene 5 til 8, karakterisert ved at anlegget ytterligere omfatter midler for generering av elektrisk kraft.
10.
Anlegg ifølge et hvilket som helst av kravene 5 til 9, karakterisert ved at luftseparasjonsenheten ytterligere omfatter midler for separasjon av luftgasser slik som argon, helium og nitrogen for andre anvendelser eller salg.
Priority Applications (14)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20062896A NO328260B1 (no) | 2006-06-20 | 2006-06-20 | Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG |
PCT/NO2007/000218 WO2007148984A2 (en) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Method and plant for re-gasification of lng |
CNA2007800222522A CN101466976A (zh) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | 用于液化天然气再气化的方法和设备 |
MX2008015940A MX2008015940A (es) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Metodo y planta para regasificacion de lng. |
PT07793892T PT2035740E (pt) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Método e instalação para a regaseificação de gnl |
JP2009516422A JP2009541522A (ja) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Lngを再ガス化する方法およびプラント |
CA002656497A CA2656497A1 (en) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Method and plant for re-gasification of lng |
KR1020097001132A KR20090033363A (ko) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | 액화천연가스의 재가스화 방법 및 플랜트 |
EP07793892A EP2035740B1 (en) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Method and plant for re-gasification of lng |
AT07793892T ATE445805T1 (de) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Verfahren und anlage zur wiederverdampfung von verflüssigtem erdgas |
US12/305,578 US20090277189A1 (en) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Method and plant for re-gasification of lng |
ES07793892T ES2334853T3 (es) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Metodo y planta para la regasificacion de gnl. |
PL07793892T PL2035740T3 (pl) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Sposób i instalacja do regazyfikacji LNG |
DE602007002822T DE602007002822D1 (de) | 2006-06-20 | 2007-06-20 | Verfahren und anlage zur wiederverdampfung von verflüssigtem erdgas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20062896A NO328260B1 (no) | 2006-06-20 | 2006-06-20 | Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20062896L NO20062896L (no) | 2007-12-21 |
NO328260B1 true NO328260B1 (no) | 2010-01-18 |
Family
ID=38694804
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20062896A NO328260B1 (no) | 2006-06-20 | 2006-06-20 | Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20090277189A1 (no) |
EP (1) | EP2035740B1 (no) |
JP (1) | JP2009541522A (no) |
KR (1) | KR20090033363A (no) |
CN (1) | CN101466976A (no) |
AT (1) | ATE445805T1 (no) |
CA (1) | CA2656497A1 (no) |
DE (1) | DE602007002822D1 (no) |
ES (1) | ES2334853T3 (no) |
MX (1) | MX2008015940A (no) |
NO (1) | NO328260B1 (no) |
PL (1) | PL2035740T3 (no) |
PT (1) | PT2035740E (no) |
WO (1) | WO2007148984A2 (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2916258B1 (fr) * | 2007-05-18 | 2009-08-28 | Hasan Sigergok | Procede et installation pour l'incineration de dechets avec prechauffage de ceux-ci par les gaz de combustion, la combustion etant realise sans azote avec apport d'oxygene |
CA2730505C (en) * | 2008-07-17 | 2014-12-02 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for waste heat recovery and ambient air vaporizers in lng regasification |
NO331474B1 (no) * | 2009-11-13 | 2012-01-09 | Hamworthy Gas Systems As | Installasjon for gjengassing av LNG |
US20110289941A1 (en) * | 2010-05-28 | 2011-12-01 | General Electric Company | Brayton cycle regasification of liquiefied natural gas |
JP5618358B2 (ja) * | 2010-06-18 | 2014-11-05 | 独立行政法人海上技術安全研究所 | 二酸化炭素回収機能付き輸送手段および二酸化炭素の回収処理方法 |
KR101195149B1 (ko) | 2010-07-06 | 2012-10-29 | 삼성중공업 주식회사 | 액화천연가스의 재기화 장치 및 방법 |
EP2673478A1 (en) * | 2011-02-01 | 2013-12-18 | ALSTOM Technology Ltd | Combined cycle power plant with co2 capture plant |
AU2012332494B2 (en) | 2011-11-02 | 2016-07-07 | 8 Rivers Capital, Llc | Power generating system and corresponding method |
KR101349518B1 (ko) * | 2011-12-28 | 2014-01-09 | 한국가스공사 | 이산화탄소 포집 및 저장수단이 구비된 연소식 기화장치 |
KR101349493B1 (ko) * | 2011-12-28 | 2014-01-09 | 한국가스공사 | 순산소 연소식 기화장치 |
CN102705704A (zh) * | 2012-05-30 | 2012-10-03 | 上海工程技术大学 | 一种烟气冲击旋水式lng加热气化炉的烟气循环系统 |
US20140245779A1 (en) * | 2013-03-04 | 2014-09-04 | Lalit K. Bohra | Regasification Plant |
CN103628982B (zh) * | 2013-11-27 | 2015-09-09 | 暨南大学 | 利用液化天然气冷能捕集二氧化碳的联合动力循环方法及其系统 |
CN105233521A (zh) * | 2015-10-26 | 2016-01-13 | 成都华气厚普机电设备股份有限公司 | Lng燃烧尾气co2捕捉系统 |
CN105605602B (zh) * | 2016-01-28 | 2017-10-31 | 华中科技大学 | 将lng冷能用于空分制氧和碳捕获的天然气富氧燃烧系统 |
JP6946012B2 (ja) * | 2017-02-09 | 2021-10-06 | 三菱重工業株式会社 | Co2液化システム及びco2液化方法 |
JP2020008132A (ja) * | 2018-07-11 | 2020-01-16 | 株式会社神戸製鋼所 | 液体空気エネルギー貯蔵装置、発電装置及び混焼火力発電システム |
KR102352166B1 (ko) * | 2020-04-29 | 2022-01-19 | 한국조선해양 주식회사 | 액화가스 재기화 시스템 및 이를 포함하는 선박 |
IT202000032210A1 (it) * | 2020-12-23 | 2022-06-23 | Saipem Spa | Sistema integrato per l’accumulo di potenza o per la generazione di energia elettrica e gas naturale |
EP4242567A1 (de) * | 2022-03-08 | 2023-09-13 | Linde GmbH | Verfahren und anlage zum zumindest teilweisen verflüssigen eines gasgemisches |
DE102022110580A1 (de) * | 2022-04-29 | 2023-11-02 | Dürr Systems Ag | Anlage mit wärmetauscher und anlagen-betriebsverfahren |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB933584A (en) * | 1962-05-02 | 1963-08-08 | Conch Int Methane Ltd | A method of gasifying a liquefied gas while producing mechanical energy |
DE2062003A1 (en) * | 1970-12-16 | 1972-06-22 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Nitrogen extraction - from flue gas for use as coolant in storage or transport of natural gas |
US3726101A (en) * | 1971-05-20 | 1973-04-10 | Black Sivalls & Bryson Inc | Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid |
US3726085A (en) * | 1971-06-07 | 1973-04-10 | Back Sivalls & Bryson Inc | Preventing thermal pollution of ambient water used as a process cooling medium |
DE2307004A1 (de) * | 1973-02-13 | 1974-08-15 | Linde Ag | Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von fluessigem stickstoff |
DE2651851A1 (de) * | 1976-01-22 | 1977-07-28 | Sulzer Ag | Verfahren und anlage zur gewinnung von stickstoffhaltigem erdgas |
US4995234A (en) * | 1989-10-02 | 1991-02-26 | Chicago Bridge & Iron Technical Services Company | Power generation from LNG |
US5295350A (en) * | 1992-06-26 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas |
BR9405757A (pt) * | 1993-12-10 | 1995-11-28 | Cabot Corp | Processo para aumentar capacidade e eficiencia de instalação de ciclos combinados e sistema de instalação de ciclo combinado de gás natural liquefeito |
US6170264B1 (en) * | 1997-09-22 | 2001-01-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration |
US6148602A (en) * | 1998-08-12 | 2000-11-21 | Norther Research & Engineering Corporation | Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor |
US6345493B1 (en) * | 1999-06-04 | 2002-02-12 | Air Products And Chemicals, Inc. | Air separation process and system with gas turbine drivers |
WO2003049122A2 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-12 | Clean Energy Systems, Inc. | Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions |
US6598408B1 (en) * | 2002-03-29 | 2003-07-29 | El Paso Corporation | Method and apparatus for transporting LNG |
US20050241311A1 (en) * | 2004-04-16 | 2005-11-03 | Pronske Keith L | Zero emissions closed rankine cycle power system |
-
2006
- 2006-06-20 NO NO20062896A patent/NO328260B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-06-20 AT AT07793892T patent/ATE445805T1/de not_active IP Right Cessation
- 2007-06-20 CA CA002656497A patent/CA2656497A1/en not_active Abandoned
- 2007-06-20 ES ES07793892T patent/ES2334853T3/es active Active
- 2007-06-20 PT PT07793892T patent/PT2035740E/pt unknown
- 2007-06-20 KR KR1020097001132A patent/KR20090033363A/ko not_active Application Discontinuation
- 2007-06-20 PL PL07793892T patent/PL2035740T3/pl unknown
- 2007-06-20 CN CNA2007800222522A patent/CN101466976A/zh active Pending
- 2007-06-20 US US12/305,578 patent/US20090277189A1/en not_active Abandoned
- 2007-06-20 DE DE602007002822T patent/DE602007002822D1/de active Active
- 2007-06-20 EP EP07793892A patent/EP2035740B1/en not_active Not-in-force
- 2007-06-20 MX MX2008015940A patent/MX2008015940A/es active IP Right Grant
- 2007-06-20 JP JP2009516422A patent/JP2009541522A/ja not_active Withdrawn
- 2007-06-20 WO PCT/NO2007/000218 patent/WO2007148984A2/en active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2035740A2 (en) | 2009-03-18 |
NO20062896L (no) | 2007-12-21 |
KR20090033363A (ko) | 2009-04-02 |
JP2009541522A (ja) | 2009-11-26 |
EP2035740B1 (en) | 2009-10-14 |
ATE445805T1 (de) | 2009-10-15 |
WO2007148984A3 (en) | 2008-02-07 |
CA2656497A1 (en) | 2007-12-27 |
CN101466976A (zh) | 2009-06-24 |
MX2008015940A (es) | 2009-02-23 |
US20090277189A1 (en) | 2009-11-12 |
PL2035740T3 (pl) | 2010-03-31 |
DE602007002822D1 (de) | 2009-11-26 |
ES2334853T3 (es) | 2010-03-16 |
PT2035740E (pt) | 2009-12-17 |
WO2007148984A2 (en) | 2007-12-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328260B1 (no) | Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG | |
US20030005698A1 (en) | LNG regassification process and system | |
RU2608617C2 (ru) | Способ обработки сжиженного газа для судна | |
US20130291567A1 (en) | Regasification Plant | |
EA033615B1 (ru) | Комбинированный цикл регазификации топлива и производства энергии | |
CA2655313C (en) | Process and plant for the vaporization of liquefied natural gas and storage thereof | |
US20100083670A1 (en) | Method for vaporizing and heating crycogenic fluid | |
US20140245779A1 (en) | Regasification Plant | |
KR100747372B1 (ko) | 증발가스의 재액화 장치 및 재액화 방법 | |
RU2719258C2 (ru) | Система и способ обработки газа, полученного при испарении криогенной жидкости | |
CN105401989A (zh) | 一种综合利用lng能量的系统和方法 | |
CN109386316A (zh) | 一种lng冷能和bog燃烧能联合利用系统及方法 | |
KR20100061368A (ko) | 연료 가스 공급 시스템 및 이를 구비한 선박 | |
JP2010518328A (ja) | 外気式気化器 | |
JPH10332090A (ja) | 深冷冷却された液体ガスの処理方法 | |
Baldasso et al. | Potential of liquefied natural gas cold energy recovery on board ships | |
JP6142360B2 (ja) | 再ガス化プラント | |
KR100747371B1 (ko) | 증발가스 재액화 장치 및 그 장착 방법 | |
CN109386735A (zh) | 一种用于bog和二氧化碳零排放的联合处理系统及工艺 | |
CN104956142B (zh) | 液化气气化方法、液化气气化系统、以及搭载该系统的海上浮动结构物 | |
CN113167133B (en) | Method for generating electric energy and thermal energy in a power generation cycle using a working fluid | |
KR102065860B1 (ko) | 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |