NO332954B1 - System for rekondensering av avkokingsgass - Google Patents
System for rekondensering av avkokingsgassInfo
- Publication number
- NO332954B1 NO332954B1 NO20100643A NO20100643A NO332954B1 NO 332954 B1 NO332954 B1 NO 332954B1 NO 20100643 A NO20100643 A NO 20100643A NO 20100643 A NO20100643 A NO 20100643A NO 332954 B1 NO332954 B1 NO 332954B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- lng
- pressure
- tank
- decoction
- Prior art date
Links
- 238000009835 boiling Methods 0.000 title abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 70
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 68
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 12
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
LNG-regassifiseringssystem for forsyning av fordampet LNG til et naturgassdistribusjonssystem (60). Systemet består av en tankanordning (10) for lagring av flytende naturgass ved eller så vidt over atmosfærisk trykk, en første pumpeanordning 40, og en fordampingsanordning (50) koblet mellom den første pumpeanordningen (40) og naturgassdistribusjonssystemet (60). Et avkokingsgasshåndteringssystem er tilveiebrakt for håndtering av avkokingsgass fra tankanordningen (10). Avkokingsgasshåndteringssystemet omfatter en avkokingsgasskompressoranordning (20) for komprimering av avkokingsgass fra tankanordningen (10), en rekondenseringsanordning (30) for rekondensering av den komprimerte avkokingsgassen fra kompressoranordningen (20), og en andre pumpeanordning (80) for pumping av den rekondenserte avkokingsgassen tilbake til tankanordningen (10) ved hjelp av et returrør (81).
Description
Oppfinnelsens område
Oppfinnelsen angår et LNG-regassifiseringssystem for forsyning av fordampet LNG til et naturgassrørdistribusjonssystem. Oppfinnelsen angår videre håndtering av avkokingsgass (boil-off gas - BOG) tilknyttet LNG-lagringstanken, som er en vesentlig del av alle normale regassifiseringsanlegg. Oppfinnelsen er relatert til norsk patentsøknad 2010 0009 (også innlevert i navnet Moss Maritime AS).
Bakgrunn
En LNG-mottaks- og regassifiseringsterminal er et anlegg for lagring og regassifisering av flytende naturgass (heretter kalt LNG). I tillegg til import og lagring av LNG, sikrer også terminalen konvertering av LNG til naturgass (heretter kalt NG) ment for kommersielt forbruk. NG leveres så videre til det lokale gassrørdistribusjonssystemet for NG, for distribusjon til sluttforbruket som kan være anlegg for elektrisk kraftproduksjon, generell industri, forretningsbygninger eller private husholdninger, etc. Regassifiseringsprosessen medfører også øking av trykket fra lagringsforholdene til det relevante trykknivået for gassrørdistribusjonssystemet. Trykket til gassrørdistribusjonssystemet kan variere fra land til land, og fra område til område, men er typisk mellom 50-100 bar.
Naturgassen lagres som LNG ved atmosfærisk trykk i én eller flere lagringstanker som er en del av mottaksterminalen. Andre essensielle deler av konvensjonelle mottaksterminaler er overføringspumper, boosterpumper, rekondensere, fordampere og avkokingshåndteringsutstyr. Prosessystemene og arrangementet hos en typisk mottaksterminal er vist i fig. 1. Mottaksterminalen kan være plassert på land eller offshore. I det sistnevnte tilfellet kalles det en flytende lagrings- og regassifiseringsenhet (FSRU - floating storage and re-gasification unit). Trykket i LNG-tanken er atmosfærisk (1 bar absolutt) og tilsvarende LNG-lagringstemperatur er-160°C.
Den konvensjonelle måten å arrangere gassmottaksterminalen hvor LNG-produktet leveres fra en LNG-frakter (LNG ship) er vist i fig. 1. LNG-produktet lastes av en LNG-frakter til terminalens lagringstank, hvor LNG'en lagres ved atmosfærisk trykk og ved en temperatur på -160°C.
Lagringstanken er utstyrt med en overføringspumpe 2 som overfører LNG ut av tanken, og inn i en kombinert rekondenser/utjevningstank 3. Denne enheten har to formål: den tilveiebringer en konstant sugehøyde for en boosterpumpe eller høytrykksutsendingspumpe 4, og den tilveiebringer kondensering av deler av avkokingsgassen. Rekondenseren holdes ved et trykknivå på 2-4 bar.
I høytrykksutsendingspumpeanordningen 4 økes LNG-trykket fra nivået i utjevningstanken til nivået som opprettholdes i naturgassrørdistribusjonssystemet (dvs. 50-100 bar). Høytrykkspumpeanordningen er normalt en flertrinnsenhet, hvor trykket økes trinnvis. Direkte nedstrøms fra utsendingspumpen kommer LNG'en inn i en fordampingsanordning 5 hvor den fordampes til naturgass (NG) for overføring til det eksterne gassrørdistribusjonssystemet. Fordampingsprosessen skjer ved konstant trykk.
Siden LNG'en i lagringstanken holdes ved kokepunktet (-160°C) vil den absorbere varme fra omgivelsene og noe av LNG'en vil fordampe. Den fordampede LNG'en kalles avkokingsgass, og denne gassen må evakueres fra tanken for å hindre fordampingstrykket fra å øke. Avkokingshåndteringssystemet består av en returkompressor/blåser 6, en varmeutveksler 7, og en avkokingsgasskompressor 8. Under normal drift anvendes avkokingsgassen som brensel i kraftgenereringssystemet hos regassifiseringsanlegget. Dersom drivgassforbruket er lavt, kan gass gjøres flytende igjen i rekondenseren/utjevningstanken, og eksporteres som NG. Avkokingshåndteringssystemet er ikke modifisert eller endret som en del av denne oppfinnelsen, og vil ikke bli beskrevet videre i detalj.
Det skal nevnes at fig. 1 er noe forenklet, en typisk regassifiseringsterminal kan bestå av én eller flere lagringstanker og flere høytrykkspumpeanordninger og fordampere, f.eks. på grunn av redundans.
Den norske patentsøknaden 2010 0009 (ikke publisert) beskriver et LNG-regassifiseringssystem for forsyning av fordampet LNG til et naturgassrørdistribusjonssystem, hvor systemet består av en tankanordning som inneholder flytende naturgass ved, eller så vidt over, atmosfærisk trykk, en pumpeanordning, og en fordampningsanordning koblet mellom pumpeanordningen og naturgassdistribusjonssystemet. I dette systemet er pumpeanordningen plassert i tankanordningen. Videre er pumpeanordningen konfigurert til å øke trykket til LNG'en fra trykket i tanken, til et trykk så vidt høyere enn trykket til gassrørledningssystemet.
Normalt komprimeres avkokingsgass til et trykk så vidt over sugetrykket til boosterpumpen (eller utsendingspumpen) slik at overskytende gass (som ikke anvendes som brensel) kan gjøres flytende igjen i rekondenseren, og dermed tilføres utsendingsstrømmen. Hovedformålet for dette systemet er at ingen gass skal kastes vekk.
Imidlertid er prinsippet relatert til håndtering av avkokingsgass i fig. 1 ikke særlig fordelaktig med tanke på systemet i NO 2010 0009 siden overskytende BOG vil måtte heves til trykket til ujevningsgassen. Kompressoren som behøves for dette formålet vil være ekstremt dyr, og vil kreve høy effekt.
Gjennom US 3303660, JP 2002338977 og JP 2001132899 er det vist ulike systemer og metoder for re-kondensering.
Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe et kostnadseffektivt system for BOG-håndtering til systemet i NO 2010 009. Mer spesifikt er formålet å tilveiebringe et system for BOG-håndtering som kan anvende komponenter i det samme systemet og trykkområdet som anvendes i en vanlig LNG-terminal.
Sammendrag av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelsen angår et LNG-regassifiseringssystem for forsyning av fordampet LNG til et naturgassrørdistribusjonssystem med et trykk på 50 - 100 bar, omfattende et LNG-håndteringssystem og et avkokingsgasshåndteringssystem, hvor LNG-håndteringssystemet består av: - en tankanordning som inneholder flytende naturgass ved eller så vidt over atmosfærisk trykk; - en første pumpeanordning; - en fordampingsanordning koblet mellom den første pumpeanordningen og naturgassdistribusjonssystemet;
hvor pumpeanordningen er anbrakt i tankanordningen, og hvor den første pumpeanordningen er konfigurert til å øke trykket til LNG'en fra trykket i tankanordningen til et trykk så vidt høyere enn trykket i gassrørledningssystemet, hvor avkokingsgasshåndteringssystemet omfatter: - en avkokingsgasskompressoranordning for komprimering av avkokingsgassen fra tankanordningen; - en rekondenseringsanordning for rekondensering av den komprimerte avkokingsgassen fra kompressoranordningen; - en andre pumpeanordning for pumping av den rekondenserte avkokingsgassen tilbake til tankanordningen ved hjelp av et returrør.
Ytterligere utførelsesformer fremgår av de uselvstendige kravene.
Detaljert beskrivelse
Fig. 1 er beskrevet i introduksjonen ovenfor.
Fig. 2 illustrerer et skjematisk riss av den foreliggende oppfinnelsen.
Det henvises nå til fig. 2. Her er et LNG (Liquified Natural Gas) regassifiseringssystem vist. LNG-regassifiseringssystemet forsyner fordampet LNG til et naturgassrørdistribusjonssystem 60.
LNG-regassifiseringssystemet omfatter to sett systemer, ett LNG-håndteringssystem og ett avkokingsgasshåndteringssystem. LNG-håndteringssystemet er også beskrevet I den norske patentsøknaden 2010 0009, og består av en tankanordning 10, en pumpeanordning 40, og en fordampingsanordning 50, koblet mellom pumpeanordningen 40 og naturgassrørdistribusjonssystemet 60.
Som nevnt i introduksjonen ovenfor lagres eller oppbevares LNG i tanken 10 ved eller så vidt over atmosfærisk trykk, med den tilsvarende temperaturen nært -160°C. Tankanordningen 10 kan være enhver type atmosfærisk LNG-oppbevaringssystem, slik som en sfærisk tank, en sylindrisk tank, eller en membrantank. Den kan være anbrakt i eller på et skip eller på land.
Pumpeanordningen 40 er plassert i tankanordningen 10. Som vist i fig. 3 er pumpeanordningen 40 plassert nær bunnen av tankanordningen. Pumpeanordningen 40 er konfigurert til å øke trykket til LNG'en fra trykket i tankanordningen 10 til et trykk så vidt høyere enn trykket til gassrørledningsdistribusjonssystemet 60.
I fordampingsanordningen 50 fordampes LNG ved konstant trykk og overhetes til en temperatur over 0°C for å hindre isdannelse i distribusjonssystemet. Varmen som leveres til fordamperen kan være enhver passende varmekilde med en temperatur betydelig høyere enn 0°C. Mulige varmekilder er damp eller annet mellomliggende fluid arrangert i et lukket løpesystem eller sjøvann arrangert i et åpent sløyfesystem. Et åpent sløyfe arrangement med sjøvann både som varmekilde og kjølelegeme vil normalt være mer økonomisk enn et lukket sløyfearrangement, hvor varmekilden vil være forbrenning av gass, olje eller andre midler.
Dersom trykket som tilveiebringes av pumpeanordningen 40 er mindre enn trykket til gassledningsdistribusjonssystemet, kan gass strømme fra
gassrørdistribusjonssystemet. Dette er ikke en ønsket strømningsretning. Derfor kan ventiler eller lignende være tilveiebrakt for å hindre gasstrømning i en slik retning.
Dersom trykket tilveiebrakt av pumpeanordningen 40 er lik trykket til gassrørdistribusjonssystemet, oppnås en likevektstilstand og ingen gass flyter i noen retning.
Dersom trykket tilveiebrakt av pumpeanordningen 40 er høyere enn trykket til gassrørdistribusjonssystemet, vil gass strømme fra tankanordningen til gassrørdistribusjonssystemet. Uttrykket "et trykk høyere enn" eller "et trykk så vidt høyere enn" er derfor brukt her for å beskrive et trykk tilstrekkelig til å oppnå en gasstrømning i den ønskede retningen, dvs. fra tankanordningen til gassrørdistribusjonssystemet.
Dermed øker pumpeanordningen 40 trykket fra omtrent atmosfærisk trykk, som er trykket til LNG'en i tankanordningen 10, til et trykk som er minst det til gassdistribusjonssystemet 60 i ett trinn.
Det skal bemerkes at i dette systemet er det kun behov for én pumpeanordning for pumping av LNG fra tankanordningen 10 til distribusjonssystemet 60. Dermed erstattes den konvensjonelle lavtrykkspumpeanordningen 2 i fig. 1 med pumpeanordningen 40 i fig. 2. Videre kan utjevningstanken hos det kjente systemet i fig. 1 utelates. Følgelig kan to pumpeanordninger og én utjevningstank erstattes av én pumpeanordning og et enklere, og dermed mer kostnadseffektivt system er tilveiebrakt.
Det skal bemerkes at i beskrivelsen over er kun hovedelementene til systemet nevnt. En fagperson på området vil vite at et slikt system også vil bestå av røranordninger 71 for transport av LNG mellom pumpeanordningen og fordampingsanordningen, men kan også bestå av røranordninger for transport av gass fra fordampingsanordningen 50 til gassdistribusjonssystemet 60. Avkokingsgassystemet er tilveiebrakt for håndtering av avkokingsgass (BOG) fra tankanordningen 10. Avkokingsgasshåndteringssystemet omfatter en avkokingsgasskompressoranordning 20, en rekondenseringsanordning 30, og en andre pumpeanordning 80.
Avkokingsgasskompressoranordningen 20 er tilveiebrakt for komprimering av avkokingsgassen fra tankanordningen 10. Avkokingsgassen skal anvendes som brensel i andre deler av terminalen, og går ut fra tankanordningen via rørledningen 11 og 22. BOG'en komprimeres til et trykk mellom 2-5 bar. Den komprimerte BOG'en overføres fra kompressoren 20 til rekondenseringsanordningen 30.
Rekondenseringsanordningen 30 er tilveiebrakt for rekondensering av den komprimerte BOG'en fra kompressoranordningen 20. Rekondenseringsanordningen 30 er som vist i fig. 2 også koblet mellom den første pumpeanordningen 40 og fordampingsanordningen 50 hos LNG-strømningslederen 71 for utnyttelse av LNG-strømmen fra tankanordningen 10 i rekondensering av avkokingsgassen. Dermed rekondenseres den trykksatte BOG'en til LNG ved overføring av kald energi tatt fra den utsendte LNG'en.
Den andre pumpeanordningen 80 er tilveiebrakt for pumping av den rekondenserte avkokingsgassen tilbake til tankanordningen 10 ved hjelp av et returrør 81.
En strupeventilanordning 90 og en separasjonsanordning 45 er koblet mellom rekondenseringsanordningen 30 og den andre pumpeanordningen 80. Trykket til den rekondenserte LNG'en er redusert til nær atmosfærisk trykk ved strupeventilen 90 og ethvert spor av ukondensert gass fjernes fra LNG'en i separatoranordningen 45.
Den rekondenserte LNG'en reduseres i trykk ved strupeventilen. Fra separasjonsanordningen 45 pumpes det kondenserte fluidet til tankanordningen 10 ved hjelp av den andre pumpeanordningen 80. Ukondensert fluid fra separasjonsanordningen 45 fjernes fra systemet via lederen 51, og kan fjernes fra systemet via brenselgasslederen 22.
Utløpet av returrøret 81 er tilveiebrakt nær et innløp til den første pumpeanordningen 40. Den rekondenserte LNG'en fra returrøret 81 kan ha et høyere entalpinivå enn LNG'en i lagringstanken, og kan bidra til økt avkoking dersom den slippes ut fra toppen av tanken, eller distribueres i LNG'en. Dette hindres ved å tilveiebringe utløpet nær innløpet av den første pumpeanordningen 40.
Systemet kan selvfølgelig omfatte rør og ventiler for transport av gass og kondensat mellom ulike anordninger, og for styring av strømningen, temperaturen og trykket for systemet.
Claims (6)
1. LNG-regassifiseringssystem for forsyning av fordampet LNG til et naturgassrørdistribusjonssystem (60) med et trykk på 50 - 100 bar, omfattende et LNG-håndteringssystem og et avkokingsgasshåndteringssystem, hvor LNG-håndteringssystemet består av: - en tankanordning (10) som inneholder flytende naturgass ved eller så vidt over atmosfærisk trykk; - en første pumpeanordning (40); - en fordampingsanordning (50) koblet mellom den første pumpeanordningen (40) og naturgassdistribusjonssystemet (60);
hvor pumpeanordningen (40) er anbrakt i tankanordningen (10), og hvor den første pumpeanordningen (40) er konfigurert til å øke trykket til LNG'en fra trykket i tankanordningen (10) til et trykk så vidt høyere enn trykket i gassrørledningssystemet (60), hvor avkokingsgasshåndteringssystemet omfatter: - en avkokingsgasskompressoranordning (20) for komprimering av avkokingsgassen fra tankanordningen (10); - en rekondenseringsanordning (30) for rekondensering av den komprimerte avkokingsgassen fra kompressoranordningen (20); - en andre pumpeanordning (80) for pumping av den rekondenserte avkokingsgassen tilbake til tankanordningen (10) ved hjelp av et returrør (81).
2. System i samsvar med krav 1, hvor rekondenseringsanordningen (30) er koblet mellom den første pumpeanordningen (10) og fordampingsanordningen (50) for å utnytte LNG-strømmen fra tankanordningen (10) til rekondensering av avkokingsgassen.
3. System i samsvar med krav 1, hvor en strupeventilanordning (90) og en separasjonsanordning (45) er koblet mellom rekondenseringsanordningen (30) og den andre pumpeanordningen (80), hvor det rekondenserte fluidet fra separasjonsanordningen (45) pumpes til tankanordningen (10), og hvor et hvert ukondensert fluid fra separasjonsanordningen (45) fjernes fra systemet.
4. System i samsvar med krav 1, hvor utløpet av returrøret (81) er tilveiebrakt nær innløpet til den første pumpeanordningen (40).
5. System i samsvar med krav 1, hvor den første pumpeanordningen (40) er anbrakt nær bunnen av tankanordningen (10).
6. System i samsvar med krav 1, hvor systemet videre består av rør og ventiler for transportering av gass og kondensat mellom de ulike anordningene og for styring av strømmen, temperaturen og trykket i systemet.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20100643A NO332954B1 (no) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | System for rekondensering av avkokingsgass |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20100643A NO332954B1 (no) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | System for rekondensering av avkokingsgass |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20100643A1 NO20100643A1 (no) | 2011-11-07 |
NO332954B1 true NO332954B1 (no) | 2013-02-11 |
Family
ID=45089561
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20100643A NO332954B1 (no) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | System for rekondensering av avkokingsgass |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
NO (1) | NO332954B1 (no) |
-
2010
- 2010-05-04 NO NO20100643A patent/NO332954B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20100643A1 (no) | 2011-11-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR100804967B1 (ko) | 연료가스 추진수단을 갖는 lng 운반선의 lng저장탱크의 압력상승 저감장치 및 방법 | |
JP6334004B2 (ja) | 蒸発ガス処理システム及び方法 | |
US10267457B2 (en) | Apparatus, system and method for the capture, utilization and sendout of latent heat in boil off gas onboard a cryogenic storage vessel | |
KR101711997B1 (ko) | 연료공급시스템 | |
KR20160015494A (ko) | 연료 공급 시스템 | |
CN113260811B (zh) | 装备有再气化单元的接收终端的气体处理系统和对应的气体处理方法 | |
US20240183495A1 (en) | Method and apparatus for storing liquefied gas in and withdrawing evaporated gas from a container | |
KR20130109559A (ko) | 다단 기화방식을 갖는 액화천연가스 재기화 시스템 | |
KR102393101B1 (ko) | 선박의 액화가스 재기화 시스템 및 방법 | |
KR102576199B1 (ko) | Lng 재기화 시스템 및 lng 재기화 방법 | |
KR101711971B1 (ko) | 연료가스 공급시스템 | |
KR20160128662A (ko) | Flng의 lng 하역 시스템 및 방법 | |
KR20200046300A (ko) | 액화가스 재기화 시스템 및 이를 구비하는 선박 | |
NO332954B1 (no) | System for rekondensering av avkokingsgass | |
KR20160068179A (ko) | 재액화시스템 | |
KR102608692B1 (ko) | 증발가스 처리 시스템 및 방법 | |
NO20100009A1 (no) | LNG-regassifiseringssystem for forsyning av fordampet LNG til et naturgassrordistribusjonssystem | |
KR101750890B1 (ko) | 액화가스 운반선의 증발가스 재액화 장치 | |
KR102279218B1 (ko) | 액화가스 재기화 시스템 및 이를 구비하는 선박 | |
KR102263164B1 (ko) | 액화가스 재기화 시스템 | |
KR102010884B1 (ko) | 액화가스 재기화 시스템 및 증발가스 처리 방법 | |
RU2786300C2 (ru) | Устройство получения газа в газообразной форме из сжиженного газа | |
KR20200115892A (ko) | 선박의 액화가스 재기화 시스템 | |
KR102120559B1 (ko) | 가스 재기화 시스템 및 이를 구비하는 선박 | |
KR102287303B1 (ko) | 액화가스 재기화 시스템 및 이를 구비하는 선박 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |