RU2464480C2 - Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения - Google Patents

Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения Download PDF

Info

Publication number
RU2464480C2
RU2464480C2 RU2008152233/06A RU2008152233A RU2464480C2 RU 2464480 C2 RU2464480 C2 RU 2464480C2 RU 2008152233/06 A RU2008152233/06 A RU 2008152233/06A RU 2008152233 A RU2008152233 A RU 2008152233A RU 2464480 C2 RU2464480 C2 RU 2464480C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
lng
range
gas
storage
specified
Prior art date
Application number
RU2008152233/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008152233A (ru
Inventor
Либерато Джампаоло ЧИККАРЕЛЛИ (IT)
Либерато Джампаоло Чиккарелли
Original Assignee
ЭНИ С.п.А
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЭНИ С.п.А filed Critical ЭНИ С.п.А
Publication of RU2008152233A publication Critical patent/RU2008152233A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2464480C2 publication Critical patent/RU2464480C2/ru

Links

Images

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
    • 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
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • 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
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28C—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA COME INTO DIRECT CONTACT WITHOUT CHEMICAL INTERACTION
    • F28C3/00—Other direct-contact heat-exchange apparatus
    • F28C3/06—Other direct-contact heat-exchange apparatus the heat-exchange media being a liquid and a gas or vapour
    • F28C3/08—Other direct-contact heat-exchange apparatus the heat-exchange media being a liquid and a gas or vapour with change of state, e.g. absorption, evaporation, condensation
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • 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
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0306—Heat exchange with the fluid by heating using the same fluid
    • 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
    • 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
    • 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
    • F17C2270/0118—Offshore
    • 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
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа (СПГ) состоят в получении электрической энергии по ходу процедуры испарения посредством теплообмена с использованием средств трансформации источника энергии для получения электрической энергии. Электрическую энергию производят в ходе операции испарения посредством теплообмена, и указанный теплообмен осуществляют посредством выделяющего тепло неконденсирующегося газа в замкнутом цикле. Первую часть указанного СПГ закачивают на хранение в коллектор природного газа, который может быть истощен или частично истощен, а оставшуюся часть не направленного на хранение испаренного СПГ сжигают и расширяют в турбине. Техническим результатом является повышение энергоэффективности. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к способу и устройству для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения.
Как известно, на СПГ-терминалах газ в жидком состоянии разгружают из метановых танкеров и переводят в газообразное состояние. СПГ из танкера направляют в находящиеся на суше резервуары-хранилища, соединенные с установками регазификации, обычно с помощью “первичных насосов” с низким напором нагнетания, погруженных в СПГ внутри этих резервуаров, за которыми следуют “вторичные насосы”, для компримирования жидкости до конечного давления, требующегося потребителям. Процедуры техобслуживания и текущего ремонта первых особенно сложны, и сейчас прилагают огромные усилия, чтобы свести их к минимуму, изготавливая насосы с высокой надежностью и внедряя эффективные системы управления. Чтобы снизить затраты на систему, недавно разработали насос, обладающий высокой производительностью и напором, который мог бы сочетать функции двух стадий.
Центральную часть терминалов образуют испарители: на практике они представляют собой теплообменники, в которых СПГ поглощает тепловую энергию и переходит в газообразное состояние. Их обычно классифицируют по источнику энергии, которым может являться окружающая среда (вода или воздух), энергоноситель, такой как электрическая энергия или топливо, или технологическая текучая среда, поступающая от различного рода внешних устройств.
Существуют два основных типа испарителей, используемых в ныне эксплуатируемых терминалах: тип “морской воды” (или открытые испарители «ORV») и тип “погружного факела” (именуемые погружными испарителями, «SMV» или «SCV»), которые можно отнести, соответственно, к первой и второй из трех указанных выше категорий.
В терминалах имеется ряд вспомогательных систем, которые обеспечивают услуги, необходимые для функционирования устройства в безопасных и экономичных условиях.
Нынешние испарители, однако, имеют несколько недостатков, как это указано далее.
Во-первых, существует необходимость создавать новые испарительные терминалы в странах, в которых происходит быстрое увеличение потребления природного газа при менее быстром решении проблемы узких мест газовых трубопроводов для импорта.
Во-вторых, нынешние системы не позволяют увязывать энергоэффективность с использованием энергии, содержащейся в сжиженном природном газе, которая известна в Англо-Саксонских странах как холодная утилизация СПГ и криогенная генерация энергии. Кроме того, фактом является то, что хранение СПГ в резервуарах подразумевает весьма высокие затраты на строительство, эксплуатацию и менеджмент.
Еще одним фактом является то, что имеющиеся ныне испарительные терминалы создают многочисленные проблемы, связанные с воздействием на окружающую среду и приемлемостью для части членов Содружества, которые, в прошлом, наряду с проблемой безопасности, были в числе основных препятствий для производства новых испарителей.
Целью настоящего изобретения является устранение вышеназванных недостатков известной технологии.
При таком подходе важной целью изобретения является обеспечить способ и устройство для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, которые сделали бы возможным испарение СПГ, поступающего из мест добычи, расположенных вдали от населенных пунктов.
Следующая цель изобретения - обеспечить способ и устройство для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, которые позволили бы производить электроэнергию с высокими q величинами в контексте испарения. Известны способы испарения сжиженного природного газа и его хранения, при которых электроэнергию производят посредством теплообмена, осуществляемого отдающим тепло газом, который конденсируется, в замкнутом цикле (США 3068659 и США 2937504).
Еще одна цель изобретения относится к способу и устройству для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, которые позволяют закачивать регазифицированный природный газ в истощенный коллектор, находящийся в море.
Дополнительная цель изобретения состоит в том, чтобы обеспечить способ и устройство для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, которые позволили бы использовать закачанный природный газ посредством направления его в систему снабжения с помощью существующих инфраструктур.
Эти решения оказались особенно интересны по разным причинам. Во-первых, нарастает необходимость изучения испарительных терминалов, становясь критичной для стран, в которых количество потребляемого природного газа быстро увеличивается при менее быстром решении проблемы узких мест газовых трубопроводов для импорта.
Во-вторых, стремлению к энергоэффективности сопутствует стремление к использованию энергии, содержащейся в сжиженном природном газе, которое известно в англо-саксонских странах как холодная утилизация СПГ и криогенная генерация энергии. Дополнительным фактом является то, что резервуарное хранение СПГ можно было бы осуществлять в виде природного газа в одном или многих полностью или почти истощенных коллекторах. И, наконец, последнее преимущество, которое может оказаться решающим, состоит в том факте, что осуществление повторной закачки в морской зоне позволяет избежать многочисленных проблем, относящихся к оценке ущерба для окружающей среды и принятию со стороны Содружества, которые в прошлом принадлежали к основным препятствиям для производства испарителей.
Решение этой задачи вместе с этими и другими целями достигается способом и устройством для испарения сжиженного природного газа (СПГ), отличающимися тем, что электрическую энергию получают в ходе указанного способа испарения посредством теплообмена.
Предмет настоящего патентуемого изобретения также относится к устройству для испарения сжиженного природного газа (СПГ), отличающемуся тем, что оно включает средства преобразования источника энергии для получения электрической энергии в ходе указанного способа испарения посредством теплообмена.
Способ предпочтительно включает следующие стадии:
- перекачка СПГ при по существу постоянной температуре;
- испарение при по существу постоянном давлении перекачанного СПГ посредством теплообмена с неконденсирующимся выделяющим тепло газом в замкнутом цикле;
- отправка большей части регазифицированного СПГ на хранение в коллектор;
- сжигание и расширение остальной части испаренного СПГ, не направленного на хранение, в газовой турбине с получением отработанных газов;
- осуществление последующего теплообмена неконденсирующегося газа, после компрессионного тепловыделения, в замкнутом цикле с выделяющими тепло отработанными газами и, наконец, расширение в турбине,
причем электрическую энергию производит и турбина, в которой сгорает и расширяется оставшаяся регазифицированная часть СПГ, не отправленная на хранение, и турбина, в которой расширяется нагретый компримированный неконденсирующийся газ.
Коллектор, в который закачивают большую часть регазифицированного СПГ, должен быть истощен или по меньшей мере частично истощен.
Перекачку СПГ осуществляют при по существу постоянной температуре, предпочтительно в диапазоне от -155 до 165°С, более предпочтительно от -160 до -163°С, доводя давление указанного СПГ от приблизительно 100 кПа (1 бар) до величины, предпочтительно, лежащей в диапазоне от 12000 кПа до 18000 кПа, более предпочтительно от 12000 до 15000 кПа.
Испарение перекачанного СПГ проводят при по существу постоянном давлении, предпочтительно в диапазоне от 12000 до 18000 кПа, более предпочтительно от 12000 до 15000 кПа, доводя температуру до величины, предпочтительно лежащей в диапазоне от 10 до 25°С.
Остальная часть испаренного СПГ, не отправленная на хранение в коллектор, предпочтительно составляет от 3 до 8% всего потока испаренного СПГ.
Указанную оставшуюся часть не направленного на хранение испаренного СПГ сжигают и расширяют в турбине до давления предпочтительно 100 кПа. Неконденсирующийся газ предпочтительно выбирают из гелия и азота.
Если неконденсирующимся газом выбран азот, теплообмен с компримированным СПГ можно проводить при по существу постоянном давлении, предпочтительно в диапазоне от 200 до 500 кПа, доводя температуру от величины, предпочтительно лежащей в диапазоне от 75 до 100°С, до величины, предпочтительно лежащей в диапазоне от -150 до -130°С, а теплообмен с отработанными газами можно производить при по существу постоянном давлении, предпочтительно лежащем в диапазоне от 5000 до 6000 кПа, доводя температуру от величины, предпочтительно лежащей в диапазоне от 20 до 40°С, до величины, предпочтительно лежащей в диапазоне от 400 до 450°С.
Газ CO2, содержащийся в отработанных газах после теплообмена, можно изолировать: один из возможных путей состоит в закачке его в коллектор, возможно, в тот же коллектор на другом уровне.
Альтернативой испарению СПГ, прямо взятого из метановых танкеров, может быть временное хранение в подходящих резервуарах, чтобы снизить время пребывания его в терминалах метановых танкеров.
Генераторы тока, соединенные с турбинами, используя преимущество охлаждения СПГ, можно также производить с применением сверхпроводниковой технологии, и они могут поэтому обеспечивать большую производительность при малых массах.
Турбины, используемые как средства для повторного введения испаренного газа, целесообразно обслуживать и поддерживать с помощью вспомогательной морской платформы.
Способ по изобретению допускает значительную гибкость, поскольку использует газовую турбину или циклы расширения газа без паровых циклов, которые, напротив, являются чрезвычайно жесткими.
Способ фактически может функционировать на подаваемой извне энергии или при расходе испаренного СПГ в диапазоне от 0 до 100%, поскольку замкнутый цикл неконденсирующегося газа можно реализовать при различных расходах.
Дополнительные признаки и преимущества изобретения станут более очевидны из описания предпочтительного, но не ограничивающего воплощения по изобретению способа и устройства для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, проиллюстрированного с целью показать, но не ограничить, прилагаемыми чертежами.
На Фиг.1 показана схема устройства для газификации.
Сжиженный СПГ (1) сначала перекачивают из метанового танкера (М) (Т=-162°С; Р=100 кПа) посредством устройства (Р) для перекачки под давлением 13000 кПа, поддерживая по существу постоянную температуру, и перекачанный СПГ (2) затем испаряют в обменнике (S) посредством теплообмена с неконденсирующимся газом в замкнутом цикле, нагревая до температуры 15°С и поддерживая по существу постоянное давление, кроме перепадов давления.
Большую часть (4) испаренного СПГ (3) (95% по объему) направляют на хранение в коллектор (G), в то время как остальную часть (5) (5%) сжигают и расширяют в газовой турбине (Т1).
Отработанные газы (6), покидающие турбину (Т1) при давлении 100 кПа и температуре 464°С, подвергают теплообмену в обменнике (S2) посредством теплообмена в замкнутом цикле с неконденсирующимся газом, которому они передают тепло.
CO2, содержащийся в отработанных газах (7), покидающих обменник (S2), можно, при желании, изолировать. Замкнутый цикл неконденсирующегося газа включает теплообмен газа (10) с СПГ, компримированным в обменнике (S1), происходящий при по существу постоянном давлении, компримирование охлажденного газа (11), покидающего обменник (S1), посредством компрессора (С) с увеличением температуры, теплообмен с отработанными газами посредством обменника (S2) при по существу постоянном давлении и, наконец, расширение нагретого газа (13), покидающего обменник (S2), посредством турбины (Т2) с понижением температуры.
На Фиг.2 показана блок-схема различных стадий способа по изобретению.
СПГ проходит из пунктов отгрузки на корабле на испарительную платформу, где его подвергают обработке по способу, описанному в следующем пункте 2. Испаренный продукт, при давлении 13000 кПа, вновь закачивают в коллектор. Если этого требует распределительная сеть, после получения его направляют на берег посредством подводных трубопроводов на береговые устройства по переработке. Если спрос распространяется на весь продукт испарения, то газ можно прямо направлять в распределительную сеть, опуская обезвоживание в береговом устройстве.
Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, представленные таким образом, можно подвергнуть многочисленным модификациям и вариациям, находящимся в пределах сущности и объема изобретения; кроме того, все детали можно заменять технически эквивалентными элементами.

Claims (19)

1. Способ испарения сжиженного природного газа (СПГ) и его хранения, где электрическую энергию производят в ходе указанной операции испарения посредством теплообмена, и указанный теплообмен осуществляют посредством выделяющего тепло неконденсирующегося газа в замкнутом цикле, отличающийся тем, что по меньшей мере первую часть указанного СПГ закачивают на хранение в коллектор природного газа, который должен быть истощен или частично истощен, а оставшуюся часть не направленного на хранение испаренного СПГ сжигают и расширяют в турбине.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный неконденсирующийся газ отбирает тепло у отработанных газов по меньшей мере первой газовой турбины, где сжигают вторую часть испаренного СПГ, не направленную на хранение.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что СПГ испаряют при, по существу, постоянном давлении и перекачивают посредством теплообмена с указанным выделяющим тепло неконденсирующимся газом в замкнутом цикле.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в указанном замкнутом цикле указанный неконденсирующийся газ, после выделения тепла, подвергают последующему теплообмену с указанными выделяющими тепло отработанными газами указанной турбины и, наконец, расширению в по меньшей мере второй турбине.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную электрическую энергию производят, как на указанной первой турбине, где не направленную на хранение оставшуюся испаренную часть СПГ сжигают и расширяют, так и на указанной второй турбине, где расширяют указанный нагретый компримированный неконденсирующийся газ.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную перекачку СПГ реализуют при, по существу, постоянной температуре в диапазоне от -155 до -165°С, доводя давление указанного СПГ от приблизительно 100 кПа до величины, лежащей в диапазоне от 12000 до 18000 кПа.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная, по существу, постоянная температура лежит в диапазоне от -160 до -163°С, и давление доводят до величины, лежащей в диапазоне от 12000 до 15000 кПа.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное испарение СПГ производят при, по существу, постоянном давлении в диапазоне от 12000 до 18000 кПа, доводя температуру до величины, лежащей в диапазоне от 10 до 25°С.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная первая часть испаренного СПГ, которую не направляют на хранение в коллектор, составляет от 3 до 8% от всего потока испаренного СПГ.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную вторую часть не отправляемого на хранение испаренного СПГ сжигают и расширяют в турбине до давления приблизительно 100 кПа.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный неконденсирующийся газ предпочтительно выбирают из гелия и азота.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что, когда указанный неконденсирующийся газ представляет собой азот, то теплообмен с компримированным СПГ производят, по существу, при постоянном давлении в диапазоне от 200 до 500 кПа, доводя температуру от величины, лежащей в диапазоне от 75 до 100°С, до величины, лежащей в диапазоне от -150 до -130°С, и теплообмен с отработанными газами производят при, по существу, постоянном давлении в диапазоне от 5000 до 6000 кПа, доводя температуру от величины, лежащей в диапазоне от 20 до 40°С, до величины, лежащей в диапазоне от 400 до 450°С.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную электрическую энергию, получаемую от указанных первой и второй турбин, производят в соединенных с турбинами генераторах тока, выполненных с использованием технологии сверхпроводимости.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный СПГ транспортируют посредством метановых танкеров, и перед тем как подвергать указанной перекачке и последующему испарению, его временно хранят в подходящих резервуарах.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что CO2, содержащийся в указанных отработанных газах, изолируют.
16. Способ по пп.1-15, отличающийся тем, что указанный изолируемый СO2 закачивают в указанный коллектор.
17. Устройство для испарения сжиженного природного газа (СПГ), включающее средства трансформации источника энергии для получения электрической энергии в ходе указанной операции испарения посредством теплообмена (S1 и S2), причем указанные средства трансформации включают по меньшей мере первую турбину (Т1), где не направленную на хранение оставшуюся испаренную часть СПГ сжигают и расширяют, и по меньшей мере вторую турбину (Т2), где расширяют нагретый компримированный неконденсирующийся газ.
18. Устройство по п.17, отличающееся тем, что указанную электрическую энергию, получаемую от указанных первой и второй турбин, производят в соединенных с турбинами генераторах тока, выполненных с использованием технологии сверхпроводимости.
19. Устройство по п.17, отличающееся тем, что оно включает дополнительную морскую платформу для установки по меньшей мере указанных турбин и средств для повторного введения указанного испаренного газа в по меньшей мере частично истощенный природный коллектор.
RU2008152233/06A 2006-06-14 2007-06-05 Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения RU2464480C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT001149A ITMI20061149A1 (it) 2006-06-14 2006-06-14 Procedimento ed impianto per la rigassificazione di gas naturale liquefatto e il suom stoccaggio
ITMI2006A001149 2006-06-14

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008152233A RU2008152233A (ru) 2010-07-20
RU2464480C2 true RU2464480C2 (ru) 2012-10-20

Family

ID=37691809

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008152233/06A RU2464480C2 (ru) 2006-06-14 2007-06-05 Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения

Country Status (14)

Country Link
US (2) US20090199576A1 (ru)
EP (1) EP2027409A1 (ru)
JP (2) JP2009540238A (ru)
KR (1) KR20090032080A (ru)
CN (1) CN101501387B (ru)
AU (1) AU2007260273B2 (ru)
BR (1) BRPI0712896A2 (ru)
CA (1) CA2655313C (ru)
IT (1) ITMI20061149A1 (ru)
MX (1) MX2008015857A (ru)
NZ (1) NZ573477A (ru)
RU (1) RU2464480C2 (ru)
WO (1) WO2007144103A1 (ru)
ZA (1) ZA200810679B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2570952C1 (ru) * 2014-09-09 2015-12-20 Александр Николаевич Лазарев Способ испарения и использования сжиженного природного газа для систем автономного энергоснабжения в арктической зоне

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8383870B2 (en) * 2008-07-18 2013-02-26 Federal Express Corporation Environmentally friendly methods and systems of energy production
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
BR112012017996A2 (pt) * 2010-01-27 2016-05-03 Exxonmobil Upstream Res Co sistema supercondutor para produção aumentada de gás natural
CN103459784A (zh) * 2011-02-01 2013-12-18 阿尔斯通技术有限公司 具有co2捕集设备的联合循环发电设备
AU2012283998A1 (en) * 2011-07-19 2014-01-23 Chevron U.S.A. Inc. Method and system for combusting boil-off gas and generating electricity at an offshore LNG marine terminal
DE102011111384A1 (de) 2011-08-29 2013-02-28 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung und Verfahren zur Energiewandlung
US9151249B2 (en) 2012-09-24 2015-10-06 Elwha Llc System and method for storing and dispensing fuel and ballast fluid
JP6087196B2 (ja) * 2012-12-28 2017-03-01 レール・リキード−ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード 低温圧縮ガスまたは液化ガスの製造装置および製造方法
EP3314159B1 (en) * 2015-06-29 2024-07-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Regasification terminal and a method of operating such a regasification terminal
EP3184876A1 (en) * 2015-12-23 2017-06-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liquid natural gas cogeneration regasification terminal
IT201600121407A1 (it) * 2016-11-30 2018-05-30 Saipem Spa Ciclo a gas chiuso in applicazioni criogeniche o fluidi refrigeranti
CN108590892B (zh) * 2018-06-13 2023-11-17 哈尔滨工程大学 一种船用天然气发动机lng汽化装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
US4231226A (en) * 1975-05-28 1980-11-04 Maschinenfabrik Augsburg-Nurnberg Aktiengesellschaft Method and apparatus for vaporizing liquid natural gases
SU1451432A1 (ru) * 1987-05-18 1989-01-15 Научно-Исследовательский Институт Технологии Криогенного Машиностроения Газификатор криогенной жидкости
EP0818527A2 (en) * 1996-07-11 1998-01-14 ENIRICERCHE S.p.A. Process for regasifying liquified natural gas

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE551602A (ru) * 1955-10-10
GB1031616A (en) * 1964-05-20 1966-06-02 Internat Res And Dev Company L Improvements in and relating to closed cycle gas turbine plants
US3438216A (en) * 1967-05-09 1969-04-15 Texas Eastern Trans Corp Cryogenic recovery vaporizer
US3724229A (en) * 1971-02-25 1973-04-03 Pacific Lighting Service Co Combination liquefied natural gas expansion and desalination apparatus and method
US3720057A (en) * 1971-04-15 1973-03-13 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
US3726101A (en) * 1971-05-20 1973-04-10 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
DE2407617A1 (de) * 1974-02-16 1975-08-21 Linde Ag Verfahren zur energierueckgewinnung aus verfluessigten gasen
JPS5145104A (en) * 1974-10-17 1976-04-17 Mitsui Toatsu Chemicals Ekikatennengasuno kikahoho
CH586846A5 (ru) * 1975-05-22 1977-04-15 Bbc Brown Boveri & Cie
IT1042793B (it) * 1975-09-26 1980-01-30 Snam Progetti Impianto di rigassificazione di gas naturale liquefatto con produzione di energia elettrica
DE2604304A1 (de) * 1976-02-04 1977-08-11 Linde Ag Verfahren zur energierueckgewinnung aus verfluessigten gasen
US4237392A (en) * 1978-08-24 1980-12-02 Westinghouse Electric Corp. Rotor member for a superconducting generator
JPS5554614A (en) * 1978-09-18 1980-04-22 Fluor Corp Method of picking out mechanical or electrical energy
US4329842A (en) * 1980-07-02 1982-05-18 Hans D. Linhardt Power conversion system utilizing reversible energy of liquefied natural gas
JPH0471362A (ja) * 1990-07-12 1992-03-05 Toshiba Corp 超電導発電装置
EP0683847B1 (en) * 1993-12-10 1998-08-12 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
CN1112505C (zh) * 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
DE10158805A1 (de) * 2001-11-30 2003-06-18 Siemens Ag Schiffsantrieb
US6775987B2 (en) * 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
JP3897674B2 (ja) * 2002-10-16 2007-03-28 三菱重工業株式会社 ガスタービンプラント
US6973948B2 (en) * 2003-09-19 2005-12-13 Sbm-Imodco, Inc. Gas offloading system
US7119460B2 (en) * 2004-03-04 2006-10-10 Single Buoy Moorings, Inc. Floating power generation system
JP2005351299A (ja) * 2004-06-08 2005-12-22 Komatsu Gas Kk 燃料ガス供給設備
JP2008519221A (ja) * 2004-11-08 2008-06-05 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 液化天然ガスのフローティング式貯蔵再ガス化装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3068659A (en) * 1960-08-25 1962-12-18 Conch Int Methane Ltd Heating cold fluids with production of energy
US4231226A (en) * 1975-05-28 1980-11-04 Maschinenfabrik Augsburg-Nurnberg Aktiengesellschaft Method and apparatus for vaporizing liquid natural gases
SU1451432A1 (ru) * 1987-05-18 1989-01-15 Научно-Исследовательский Институт Технологии Криогенного Машиностроения Газификатор криогенной жидкости
EP0818527A2 (en) * 1996-07-11 1998-01-14 ENIRICERCHE S.p.A. Process for regasifying liquified natural gas

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2570952C1 (ru) * 2014-09-09 2015-12-20 Александр Николаевич Лазарев Способ испарения и использования сжиженного природного газа для систем автономного энергоснабжения в арктической зоне

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0712896A2 (pt) 2012-10-09
CA2655313A1 (en) 2007-12-21
ITMI20061149A1 (it) 2007-12-15
ZA200810679B (en) 2010-03-31
US20090199576A1 (en) 2009-08-13
RU2008152233A (ru) 2010-07-20
MX2008015857A (es) 2009-01-28
AU2007260273B2 (en) 2012-08-30
JP2015111007A (ja) 2015-06-18
WO2007144103A1 (en) 2007-12-21
CA2655313C (en) 2014-09-30
JP2009540238A (ja) 2009-11-19
US20130152607A1 (en) 2013-06-20
CN101501387A (zh) 2009-08-05
KR20090032080A (ko) 2009-03-31
EP2027409A1 (en) 2009-02-25
NZ573477A (en) 2011-12-22
AU2007260273A1 (en) 2007-12-21
CN101501387B (zh) 2011-09-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2464480C2 (ru) Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения
US7493763B2 (en) LNG-based power and regasification system
US7900451B2 (en) Power and regasification system for LNG
US9903232B2 (en) Power and regasification system for LNG
US20030005698A1 (en) LNG regassification process and system
US20070271932A1 (en) Method for vaporizing and heating a cryogenic fluid
JP7050782B2 (ja) 極低温用途又は冷凍流体における有機ランキンサイクル
US20140260253A1 (en) Thermal energy conversion system for regasification of cryogenic liquids
EP3548713A1 (en) Closed gas cycle in cryogenic applications or refrigerating fluids
KR101623092B1 (ko) 냉열발전을 이용한 증발가스 재액화 방법 및 장치
KR101858508B1 (ko) 해상 부유식 발전 플랜트 및 해상 부유식 발전 플랜트에서 생산된 전력을 육상의 전력 수요처에 공급하는 방법
JP2020513513A (ja) 低温使用及び冷却流体における原動機付きヒートポンプ
US10907512B1 (en) Electric power generating system
EP3184876A1 (en) Liquid natural gas cogeneration regasification terminal
KR20210157515A (ko) 부유식 발전 플랜트
WO2020039380A1 (en) Cryogenic thermodynamic cycle with heat recovery

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200606