RU2562683C2 - Регазификация сжиженного природного газа по циклу брайтона - Google Patents

Регазификация сжиженного природного газа по циклу брайтона Download PDF

Info

Publication number
RU2562683C2
RU2562683C2 RU2011121290/06A RU2011121290A RU2562683C2 RU 2562683 C2 RU2562683 C2 RU 2562683C2 RU 2011121290/06 A RU2011121290/06 A RU 2011121290/06A RU 2011121290 A RU2011121290 A RU 2011121290A RU 2562683 C2 RU2562683 C2 RU 2562683C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stage
natural gas
liquefied natural
working fluid
heat
Prior art date
Application number
RU2011121290/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011121290A (ru
Inventor
САЛАЗАР Мигель Анхель ГОНСАЛЕС
Маттиас ФИНКЕНРАТ
Иоганнес ЭКШТАЙН
Кларисса Сара Катерина БЕЛЛОНИ
Original Assignee
Дженерал Электрик Компани
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 Дженерал Электрик Компани filed Critical Дженерал Электрик Компани
Publication of RU2011121290A publication Critical patent/RU2011121290A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2562683C2 publication Critical patent/RU2562683C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F01K23/08—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 working 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
    • 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
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • 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
    • 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
    • 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
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • 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
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type

Abstract

Группа изобретений относится к регазификации сжиженного природного газа (СПГ), а именно к способам и системам, в которых используются циклы Брайтона для регазификации СПГ. Энергоустановка, включающая устройство для регазификации сжиженного природного газа, содержит: компрессор, предназначенный для сжатия рабочей текучей среды; систему рекуперации тепла, предназначенную для обеспечения тепла для рабочей текучей среды; турбину, предназначенную для производства работы с использованием рабочей текучей среды. Также один или более теплообменников, предназначенных для передачи тепла от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде. Также описаны способ для осуществления регазификации сжиженного природного газа и способ модификации устройства для регазификации сжиженного природного газа. Группа изобретений позволяет повысить эффективность процесса сжижения, а также общую эффективность цикла выработки электроэнергии с использованием сбрасываемого тепла. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Настоящее изобретение в общем относится к регазификации сжиженного природного газа (СПГ), а более конкретно к способам и системам, в которых используют циклы Брайтона для регазификации СПГ.
Обычно природный газ транспортируют в сжиженной форме, то есть в виде СПГ, который впоследствии регазифицируют для распределения в виде трубопроводного природного газа или для использования путем сжигания. СПГ обычно транспортируют при температуре примерно минус 1600C, при давлении примерно от 0,1 до 0,2 МПа (от 1 до 2 бар), и перед его потреблением или распределением его необходимо регазифицировать до температуры примерно от 10 до 300°C и давлении примерно от 3 до 25,0 МПа (от 30 до 250 бар).
В некоторых традиционных технологиях в качестве источника тепла для регазификации СПГ применяют морскую воду, и такое применение при некоторых обстоятельствах может оказывать отрицательное влияние на окружающую среду. Например, охлаждение морской воды с использованием способа регазификации СПГ, включающего морскую воду в качестве источника тепла, может оказать непредсказуемое воздействие на морскую флору и фауну и на экосистему в непосредственной близости от установки регазификации СПГ. Что касается других традиционных способов, можно сжигать природный газ для получения тепла, необходимого для регазификации СПГ, что повышает «углеродный след» использования СПГ, например, для получения электроэнергии. Кроме того, в некоторых технологиях, например, согласно документу США №3,992,891, в качестве источника тепла для регазификации СПГ применяют горячие отходящие газы, возникающие в результате основного цикла выработки энергии. В таких системах сбрасываемая горячая рабочая текучая среда, совершив работу в основном цикле, например, пройдя через турбину, не выбрасывается в окружающую среду, а направляется в теплообменник, где является источником тепла для регазификации СПГ. В таких системах регазификация СПГ осуществляется в одну стадию, что не обеспечивает максимальной эффективности процесса сжижения и общей эффективности цикла выработки энергии с использованием сбрасываемого тепла.
Соответственно, существует потребность в улучшенном способе и установке для регазификации СПГ, с помощью которых преодолевают по меньшей мере некоторые из вышеупомянутых проблем, связанных с традиционными способами регазификации СПГ.
Согласно одному из воплощений данного изобретения, энергоустановка, включающая устройство для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), включает компрессор, предназначенный для сжатия рабочей текучей среды, систему рекуперации тепла, предназначенную для подачи тепла к рабочей текучей среде, турбину, предназначенную для получения работы с использованием рабочей текучей среды, и один или более теплообменников, предназначенных для переноса тепла от рабочей текучей среды. Теплообменник предназначен для переноса тепла к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде.
Согласно другому воплощению данного изобретения, способ регазификации сжиженного природного газа в работающей на СПГ энергоустановке включает извлечение тепла из основного цикла энергоустановки и нагревание рабочей текучей среды дополнительного цикла с использованием извлеченного тепла, для обеспечения нагретой рабочей текучей среды. По меньшей мере часть энергии нагретой рабочей текучей среды высвобождают с получением работы. После получения работы тепло из рабочей текучей среды переносят к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде.
В соответствии с другим воплощением данного изобретения, способ модификации устройства для регазификации сжиженного природного газа в работающей на СПГ энергоустановке включает обеспечение одного или двух теплообменников, предназначенных для переноса тепла от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде. Обеспечены также по меньшей мере один насос СПГ первой стадии, предназначенный для получения сжиженного природного газа первой стадии при первом давлении, и по меньшей мере один насос СПГ второй стадии, предназначенный для обеспечения сжиженного природного газа второй стадии при втором давлении. Один или более теплообменников, насос СПГ первой стадии и насос СПГ второй стадии формируют часть модифицированного дополнительного цикла Брайтона с использованием сбрасываемого тепла работающей на СПГ энергоустановки.
Список чертежей
Эти и другие признаки, аспекты и преимущества данного изобретения станут более понятны при ознакомлении с последующим подробным описанием со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых одинаковые номера позиций обозначают одинаковые части во всех чертежах, на которых:
Фиг. 1 представляет собой схему, иллюстрирующую основной цикл и дополнительный цикл Брайтона, с двухстадийной газификацией СПГ, согласно одному из воплощений данного изобретения;
Фиг. 2 представляет собой график зависимости температуры от энтропии, иллюстрирующий интегрированный каскадный цикл Брайтона, с использованием азота в качестве рабочей текучей среды, с двумя уровнями давления регазификации СПГ, согласно одному из воплощений данного изобретения;
Фиг. 3 представляет собой схему, иллюстрирующую основной цикл и дополнительный цикл Брайтона, с двухстадийной газификацией СПГ, согласно другому воплощению данного изобретения;
Фиг. 4 представляет собой схему, иллюстрирующую основной цикл и дополнительный цикл Брайтона, с рекуперацией и с одностадийной газификацией СПГ, согласно другому воплощению данного изобретения;
Фиг. 5 представляет собой схему, иллюстрирующую основной цикл и гибридный дополнительный цикл Брайтона, с рекуперацией и с двухстадийной газификацией СПГ, согласно другому воплощению данного изобретения.
Как используют здесь, элемент или функцию, упомянутые в единственном числе, следует понимать как не исключающие наличия множественного числа указанных элементов или функций, если такое исключение ясно не оговорено. Кроме того, ссылки на «одно воплощение» заявленного изобретения не следует интерпретировать, как исключающие существование дополнительных воплощений, которые также включают упомянутые признаки.
Как отмечено, в одном воплощении данное изобретение обеспечивает энергоустановку, включающую устройство для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), причем устройство включает: (а) компрессор, предназначенный для сжатия рабочей текучей среды; (b) систему рекуперации тепла, предназначенную для обеспечения тепла для рабочей текучей среды; (с) турбину, предназначенную для получения работы с использованием рабочей текучей среды, и (d) один или более теплообменников, предназначенных для переноса энергии от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде.
В различных воплощениях энергоустановка включает насос для СПГ первой стадии, который можно применять для получения сжиженного природного газа первой стадии, находящегося при первом давлении, и насос для СПГ второй стадии для получения сжиженного природного газа второй стадии, находящегося при втором давлении.
Рабочую текучую среду используют для улавливания тепла, вырабатываемого энергоустановкой, и постадийного переноса его к газифицируемому СПГ. В различных воплощениях рабочую текучую среду нагревают в системе рекуперации тепла, предназначенной для обеспечения тепла для рабочей текучей среды. В одном из воплощений рабочую текучую среду нагревают в системе рекуперации тепла до температуры примерно от 300 до 700°С. В одном из воплощений система рекуперации тепла предназначена для извлечения тепла из горячих отходящих газов, производимых применяемой для выработки энергии турбиной. В другом воплощении система рекуперации тепла предназначена для извлечения тепла из внешнего теплового цикла. В одном воплощении внешний тепловой цикл представляет собой основной цикл работающей на СПГ энергоустановки.
В различных воплощениях перенос тепла от рабочей текучей среды к СПГ осуществляют в теплообменнике. В одном воплощении теплообменник предназначен для обеспечения нагретого сжиженного природного газа первой стадии, находящегося при температуре примерно от -140°С до -110°С.
В одном из воплощений теплообменник предназначен для приема сжиженного природного газа второй стадии, находящегося при температуре примерно от -130°С до -100°С и давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар). В одном из воплощений теплообменник предназначен для обеспечения нагретого сжиженного природного газа второй стадии при температуре примерно от 0°С до 40°С.
В одном из воплощений присутствуют по меньшей мере два теплообменника: первый теплообменник и второй теплообменник. В одном из таких воплощений первый теплообменник предназначен для обеспечения нагретого сжиженного природного газа первой стадии, а второй теплообменник предназначен для обеспечения нагретого сжиженного природного газа второй стадии.
В одном из воплощений теплообменник предназначен для переноса тепла к сжиженному природному газу второй стадии и к сжатой рабочей текучей среде. В одном из воплощений сжатую рабочую текучую среду выпускают в теплообменник при температуре примерно от -30°С до 50°С и давлении примерно от 10 до 20 МПа (от 100 до 200 бар). При таких условиях можно сказать, что теплообменник предназначен для приема сжатой рабочей текучей среды при температуре примерно от -30°С до 50°С и давлении примерно от 10 до 20 МПа (от 100 до 200 бар).
В одном из воплощений данное изобретение обеспечивает способ регазификации сжиженного природного газа в работающей на СПГ энергоустановке; способ включает: (а) рекуперацию тепла из основного цикла энергоустановки и нагревание рабочей текучей среды дополнительного цикла энергоустановки, для обеспечения нагретой рабочей текучей среды; (b) высвобождение по меньшей мере части энергии, содержащейся в нагретой рабочей текучей среде, с получением работы, и (с) перенос тепла от рабочей текучей среды после получения работы к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде.
В одном из воплощений, в способе используют рабочую текучую среду, которую выбирают из группы, состоящей из аргона, гелия, диоксида углерода и азота. В другом воплощении, в способе используют рабочую текучую среду, которая включает по меньшей мере один из следующих газов: аргон, гелий, диоксид углерода и азот. В одном из воплощений рабочей текучей средой является азот.
В одном из воплощений рабочую текучую среду нагревают в системе рекуперации тепла, связанной с основным циклом энергоустановки, до температуры примерно от 300°С до 700°С. В другом воплощении рабочую текучую среду нагревают в системе рекуперации тепла, связанной с основным циклом энергоустановки, до температуры примерно от 350°С до 650°С. В еще одном воплощении рабочую текучую среду нагревают в системе рекуперации тепла, связанной с основным циклом энергоустановки, до температуры примерно от 400°С до 600°С.
В одном из воплощений способа по данному изобретению сжиженный природный газ первой стадии имеет температуру примерно от -160°С до -140°С и давление примерно от 0,1 до 5,0 МПа (от 1 до 50 бар). В другом воплощении сжиженный природный газ первой стадии имеет температуру примерно от -160°С до -140°С и давление примерно от 0,2 до 1,5 МПа (от 2 до 15 бар).
В одном из воплощений способа по данному изобретению сжиженный природный газ первой стадии вводят в теплообменник, где он поглощает тепло из рабочей текучей среды, с обеспечением на выходе из теплообменника нагретого сжиженного природного газа первой стадии, имеющего температуру примерно от -140°С и -110°С.
В одном из воплощений способа по данному изобретению сжиженный природный газ второй стадии вводят в теплообменник при температуре примерно от -130°С до -100°С и давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар). Сжиженный природный газ второй стадии поглощает тепло из рабочей текучей среды, вводимой в теплообменник, с обеспечением на выходе из теплообменника нагретого сжиженного природного газа первой стадии, имеющего температуру примерно от 0°С до 40°С.
В одном из воплощений способа по данному изобретению тепло переносят от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии в первом теплообменнике, а от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу второй стадии во втором теплообменнике, чтобы получить нагретый сжиженный природный газ первой стадии и нагретый сжиженный природный газ второй стадии.
В одном из воплощений способа по данному изобретению для переноса тепла от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии и к сжиженному природному газу второй стадии используют один теплообменник. Таким образом, тепло переносят от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии в первом теплообменнике, и от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу второй стадии в том же первом теплообменнике, чтобы получить нагретый сжиженный природный газ первой стадии и нагретый сжиженный природный газ второй стадии.
Как указано, в одном из воплощений способа по данному изобретению тепло извлекают из основного цикла энергоустановки и используют для нагревания рабочей текучей среды дополнительного цикла энергоустановки, чтобы обеспечить нагретую рабочую текучую среду. Рабочую текучую среду можно нагревать в системе рекуперации тепла, входящей в состав энергоустановки. Обычно рабочую текучую среду вводят в теплообменник в точке, расположенной перед устройством для извлечения энергии, например, турбиной, которая использует часть энергии, которая содержится в нагретой рабочей текучей среде, для получения работы. В одном из воплощений рабочую текучую среду вводят в теплообменник в точке, расположенной перед устройством для извлечения энергии, и переносят тепло к сжиженному природному газу первой стадии для обеспечения нагретого сжиженного природного газа первой стадии. Рабочую текучую среду, выходящую из теплообменника, можно затем подвергнуть стадии сжатия, с получением сжатой рабочей текучей среды. Из этой сжатой рабочей текучей среды можно извлечь дополнительное тепло, пропуская сжатую рабочую текучую среду через один или более теплообменников, в контакте или со сжиженным природным газом первой стадии, или со сжиженным природным газом второй стадии, или с ними обоими. В одном из воплощений температура сжатой рабочей текучей среды является достаточно низкой, чтобы в процессе ее прохождения через теплообменник тепло переходило к сжатой рабочей текучей среде. При таких обстоятельствах говорят, что теплообменник предназначен для переноса тепла к сжатой рабочей текучей среде. В одном из воплощений сжатую рабочую текучую среду вводят в теплообменник при температуре примерно от -30°С до 50°С и давлении примерно от 10 до 20 МПа (от 100 до 200 бар).
На Фиг.1 показана энергоустановка, или система, 100, включающая устройство для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), согласно одному из воплощений данного изобретения. Система 100 включает основной цикл 110, в котором используют топливо (например, регазифицированный СПГ), для сжигания с окислителем (например, воздухом из окружающей среды), чтобы получить энергию и, кроме того, горячие отходящие газы. В соответствии с несколькими воплощениями изобретения, представленными здесь, основной цикл 110 представляет собой открытый цикл Брайтона. Горячие отходящие газы из основного цикла 110 направляют по трубопроводу через систему 112 рекуперации тепла, предназначенную для поглощения тепла из отходящих газов и передачи его рабочей текучей среде дополнительного цикла 132 Брайтона. Система 100 обеспечивает как выработку электрической энергии, так и эффективную регазификацию сжиженного природного газа на двух уровнях давления. Система 100 включает два расположенных каскадом цикла Брайтона, то есть основной цикл 110 Брайтона и закрытый дополнительный цикл 132 Брайтона. Специалисты понимают, что основной цикл 100 показан как цикл Брайтона просто в качестве иллюстрации, а не в качестве ограничения. В воплощении данного изобретения, проиллюстрированном на Фиг.1, основной цикл 110 Брайтона основан на простом открытом цикле газовой турбины, а дополнительный цикл 132 основан на простом закрытом цикле Брайтона, работающем с соответствующей рабочей текучей средой. В воплощении, проиллюстрированном на Фиг.1, дополнительный цикл 132 Брайтона предназначен для двухстадийной регазификации СПГ.
Дополнительный цикл 132 включает турбину 114 для получения работы посредством рабочей текучей среды; теплообменник 118 для переноса тепла от рабочей текучей среды к СПГ для проведения регазификации и компрессор 116 для сжатия рабочей текучей среды. В проиллюстрированных воплощениях рабочей текучей средой дополнительного цикла является любая подходящая текучая среда, которая относительно инертна при нормальных условиях и может быть выбрана для подавления пожара, взрыва или других обстоятельств, представляющих угрозу безопасности. В общем, подходящие рабочие текучие среды включают, не ограничиваясь этим, инертные газы, такие как аргон, гелий, азот, диоксид углерода и пр. В то время как в обсуждаемых здесь воплощениях в качестве рабочей текучей среды предполагают азот, специалисты легко могут предположить, что в пределах сущности и объема защиты данного изобретения можно использовать и другие известные рабочие текучие среды. Система 100 дополнительно включает насос для СПГ первой стадии для подачи сжиженного природного газа первой стадии в теплообменник 118, и насос для СПГ второй стадии для подачи сжиженного природного газа второй стадии в теплообменник 118. Как показано на Фиг.1, теплообменник 118 представляет собой теплообменник с тремя потоками, предназначенный для теплообмена между рабочей текучей средой и сжиженным природным газом первой и второй стадии. Теплообменник 118 с тремя потоками включает поток 140 нагретой рабочей текучей среды, поток 142 СПГ первой стадии и поток 144 СПГ второй стадии.
Согласно воплощению, приведенному на Фиг.1, при эксплуатации система 112 рекуперации тепла нагревает рабочую текучую среду (или повышает ее энергию) перед тем, как рабочая текучая среда поступает в турбину 114. Турбина 114 производит работу (используемую, например, для получения электроэнергии) и выпускает рабочую текучую среду, которая отдала турбине по меньшей мере некоторое количество энергии, и затем рабочая текучая среда проходит через теплообменник 118 в качестве потока 140 нагретой рабочей текучей среды. Теплообменник 118 обеспечивает регазификацию сжиженного природного газа в две стадии. В показанном воплощении система 100, например, включает основной цикл 110 газовой турбины и дополнительный цикл 132 Брайтона (с азотом в качестве рабочей текучей среды), в котором СПГ регазифицируют путем переноса тепла от рабочей текучей среды к СПГ на двух уровнях давления. В этом примере сжиженный природный газ регазифицируют, и регазифицированный природный газ можно направлять в трубопровод или другую установку, которой необходим природный газ в газообразном состоянии. В одном воплощении регазифицированный природный газ получают при давлении примерно от 8 до 25 МПа (от 80 до 250 бар). В другом воплощении регазифицированный природный газ получают при давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар). В одном воплощении регазифицированный природный газ получают при температуре примерно от 10°С до 30°С. На первой стадии регазификации насос 120 для СПГ первой стадии обеспечивает повышение давления сжиженного природного газа первой стадии примерно до 0,1-5 МПа (1-50 бар), при температуре примерно от -160°С до -140°С. Сжатый СПГ поступает в теплообменник 118, и он показан на Фиг.1 как поток 142 СПГ первой стадии. Сжиженный природный газ первой стадии поглощает тепло от рабочей текучей среды и выходит из теплообменника 118 в жидком состоянии, при температуре примерно от -140°С до -110°С. После этого, на второй стадии, насос 122 для СПГ второй стадии обеспечивает повышение давления сжиженного природного газа второй стадии до давления испарения, примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар) (в зависимости от требуемого давления поставки), и при температуре примерно от -130°С до -100°С. Сжиженный природный газ второй стадии поступает в теплообменник 118 и показан на Фиг.1 как поток 144 СПГ второй стадии. Сжиженный природный газ второй стадии поглощает тепло из рабочей текучей среды и выходит из теплообменника 118 по существу в полностью газообразном состоянии, обычно под давлением примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар) и при температуре примерно от 0°С до 40°С. Соответственно, сжиженный природный газ регазифицируют, посредством использования двухстадийного сжатия, с более высокой эффективностью по сравнению, например, с 2-каскадным циклом Брайтона с одностадийной регазификацией.
Вкратце, теплообменник 118 с тремя потоками работает таким образом, что сжиженный природный газ первой стадии, сжатый до промежуточного давления (преимущественно как можно более низкого), направляют в поток 142 СПГ первой стадии при очень низкой температуре. Сжиженный природный газ первой стадии поглощает тепло из рабочей текучей среды и выходит в виде потока 142 СПГ первой стадии в жидком состоянии. Этот сжиженный природный газ, выходящий из теплообменника, затем сжимают до более высокого давления (вторая стадия) и снова вводят в теплообменник 118 в виде потока 144 СПГ второй стадии, который должен полностью перейти в газообразное состояние при втором термическом контакте с рабочей текучей средой, имеющей относительно высокую температуру (примерно 50-250°С, при которой рабочая текучая среда выходит из турбины) по сравнению с обрабатываемым сжиженным природным газом. Однако специалисты могут понять, что концепции, описанные здесь в отношении различных примеров, не ограничены теплообменником с тремя потоками, таким как 118, и включают другие варианты, хорошо известные специалистам. Например, согласно одному из воплощений (описанному далее в связи с Фиг.3), для регазификации СПГ с использованием способа, обеспечиваемого данным изобретением, можно применять два отдельных теплообменника.
Было обнаружено, что снижение минимальной температуры применяемой рабочей текучей среды оказывает благоприятный эффект на общую эффективность процесса ожижения СПГ и повышает электрическую эффективность дополнительного цикла. В воплощении данного изобретения, скомпонованном, как показано на Фиг.1, температуру сжиженного природного газа первой стадии, входящего в теплообменник 118, поддерживают как можно более низкой, и избегают резкого возрастания давления (и температуры) СПГ, что является признаками, характерными для одностадийных систем регазификации. Преимущественно, сжиженный природный газ регазифицируют (и перекачивают) в две стадии, вместо одной. Нагнетание (и, таким образом, повышение давления) сжиженного природного газа в несколько стадий дает возможность лучше регулировать температуру (как можно более низкую) сжиженного природного газа, подаваемого в теплообменник 118 в ходе нескольких стадий, и преимущественно обеспечивает повышение общей эффективности дополнительного цикла и процесса сжижения в целом.
Фиг.2 представляет собой зависимость 200 температуры от энтропии для каскадного цикла Брайтона с использованием азота в качестве рабочей текучей среды (смоделированного), в котором регазификацию СПГ проводят на двух уровнях давления, например, как в системе 100, описанной на Фиг.1. В смоделированных результатах, приведенных в зависимости 200, с целью моделирования были сделаны различные допущения. Так, предположили, что эффективность основного цикла равна 42%, температура отходящего газа равна 460°С, температура СПГ равна -162°С, а регазифицированный СПГ имеет температуру 10-15°С и давление 20 МПа (200 бар). В результате моделирования было установлено, и это можно заключить из графика 200, что общая эффективность возросла с 53,8% до 55%, а общая выработка электроэнергии возросла примерно на 2%, для примера с использованием способа по данному изобретению. Достигаемая эффективность по меньшей мере частично является результатом эффективной передачи тепла от азота (рабочая текучая среда) к сжиженному природному газу. Согласно примеру, поскольку располагаемое тепло, содержащееся в отходящем газе основного цикла, не изменяется, и характеристики рабочей текучей среды, поступающей в систему 112 рекуперации тепла и выходящей из нее, остаются такими же, как и при обычной конфигурации процесса регазификации СПГ на одном уровне давления, массовый поток рабочей текучей среды дополнительного цикла может оставаться неизменным независимо от конструкции и характеристик системы 112 рекуперации тепла. Соответственно, различные воплощения данного изобретения легко можно скомпоновать, или модифицировать, на существующих энергоустановках, и, таким образом, повысить связанную с этим эффективность энергоустановки.
На Фиг.3 показана энергоустановка, или система, 300, включающая устройство для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), сходная с системой 100, в соответствии с другим воплощением данного изобретения. Система 300 включает основной цикл 310, систему 312 рекуперации тепла, для извлечения тепла из основного цикла 310 и передачи его рабочей текучей среде дополнительного цикла 332, турбину 314, компрессор 316, первый теплообменник 318, содержащий поток 340 нагретой рабочей текучей среды и поток 342 СПГ первой стадии, второй теплообменник 320, содержащий поток 341 нагретой рабочей текучей среды и поток 344 СПГ второй стадии, насос 322 для СПГ первой стадии и насос 324 для СПГ второй стадии. Как первый, так и второй теплообменники 318, 320 являются теплообменниками с двумя потоками. Сжиженный природный газ на первой стадии закачивают в виде потока 342 СПГ первой стадии с использованием насоса 322 для СПГ первой стадии, при давлении примерно от 0,1 до 5,0 МПа (от 1 до 50 бар) и температуре примерно от -160°С до -140°С. Сжиженный природный газ первой стадии выходит из первого теплообменника 318 при температуре примерно от -140°С до -110°С. После этого, на второй стадии, во второй теплообменник 320 закачивают сжиженный природный газ в виде потока 344 СПГ второй стадии с использованием насоса 324 для СПГ второй стадии, при давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар) (в зависимости от требуемого давления поставки) и температуре примерно от -130°С до -100°С. Сжиженный природный газ второй стадии выходит из второго теплообменника 320 при давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар), в одном воплощении, примерно от 8 до 25 МПа (от 80 до 250 бар). Температура природного газа, выходящего из второго теплообменника 320, обычно составляет примерно от 0°С до 40°С.
На Фиг.4 показана энергоустановка, или система, 400, включающая устройство для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), согласно другому воплощению данного изобретения. Система 400 включает основной цикл 410, систему 412 рекуперации тепла для получения тепла из основного цикла и передачи его рабочей текучей среде дополнительного цикла 432, турбину 414, компрессор 416, теплообменник 418 с тремя потоками и насос 420 для СПГ первой стадии. Теплообменник 418 с тремя потоками включает поток 440 нагретой рабочей текучей среды, поток 442 СПГ первой стадии и рекуперационный поток 444 рабочей текучей среды. Система 400 работает подобно, например, системе 100 на Фиг.1, и дополнительно, система 400 включает одностадийную регазификацию СПГ, и рабочая текучая среда, выходящая из компрессора 416 соединена с теплообменником 418 для рекуперации дополнительного цикла 432 Брайтона. Соответственно, дополнительный цикл 432 Брайтона включает одностадийную газификацию СПГ и стадию рекуперации для рабочей текучей среды. Рабочая текучая среда поступает в теплообменник 418 в рекуперационном потоке 444 рабочей текучей среды при давлении примерно от 10 до 20 МПа (от 100 до 200 бар) и температуре примерно от -50°С до 50°С, поглощает тепло из потока 440 нагретой рабочей текучей среды и выходит из теплообменника 418 примерно при таком же давлении и температуре примерно от 50°С до 200°С. Сжиженный природный газ на первой стадии закачивают в поток 442 СПГ первой стадии с использованием насоса 420 для СПГ первой стадии, примерно при 0,1-5 МПа (1-50 бар,) и при температуре примерно от -160°С до -140°С. В воплощении, показанном на Фиг.4, сжиженный природный газ первой стадии выходит из первого теплообменника 418 при температуре примерно от 0°С до 40°С.
На Фиг.5 показана энергоустановка, или система, 500, включающая устройство для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), согласно другому воплощению данного изобретения. Система 500 включает основной цикл 510, систему 512 рекуперации тепла, для извлечения тепла из основного цикла 510 и передачи его рабочей текучей среде дополнительного цикла 532, турбину 514, компрессор 516, теплообменник 518 с четырьмя потоками, насос 520 для СПГ первой стадии и насос 522 для СПГ второй стадии. Теплообменник 518 с четырьмя потоками включает поток 540 нагретой рабочей текучей среды, поток 542 СПГ первой стадии, поток 544 СПГ второй стадии и рекуперационный поток 546 рабочей текучей среды. Система 500 работает, например, подобно системе 100 на Фиг.1, и дополнительно, рабочая текучая среда, которая выходит из компрессора 516, соединена с теплообменником 518 для рекуперации дополнительного цикла 532 Брайтона. Соответственно, дополнительный цикл 532 Брайтона включает двухстадийную регазификацию СПГ и стадию рекуперации для рабочей текучей среды. Рабочая текучая среда поступает в теплообменник 518 в рекуперационном потоке 546 рабочей текучей среды при давлении примерно от 10 до 20 МПа (от 100 до 200 бар) и температуре примерно от -50°С до 50°С, поглощает тепло из потока 540 нагретой рабочей текучей среды и выходит из теплообменника 518 при температуре примерно от 50°С и 200°С. Далее, на первой стадии газификации, насос 520 для СПГ первой стадии обеспечивает повышение давления сжиженного природного газа первой стадии до величины примерно от 0,1 до 5 МПа (от 1 до 50 бар), при температуре примерно от -160°С до -140°С. Затем сжиженный природный газ первой стадии поступает в теплообменник 518 в виде потока 542 СПГ первой стадии. Сжиженный природный газ первой стадии поглощает тепло из рабочей текучей среды и выходит из первого теплообменника 518, все еще в жидком состоянии, при температуре примерно от -140°С до -110°С. После этого, на второй стадии, насос 522 для СПГ второй стадии обеспечивает повышение давления сжиженного природного газа второй стадии до давления испарения, примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар), в одном воплощении примерно от 8 до 25 МПа (от 80 до 250 бар) (в зависимости от требуемого давления поставки), при температуре примерно от -130°С до -100°С. Затем сжиженный природный газ второй стадии поступает в теплообменник 518 в виде потока 544 СПГ второй стадии. Сжиженный природный газ второй стадии поглощает тепло из рабочей текучей среды и выходит из теплообменника 518 по существу в полностью газообразном состоянии, при давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар) и температуре примерно от 0°С до 40°С.
В цикле Брайтона с рекуперацией, после прохождения через систему рекуперации тепла, нагретую рабочую текучую среду расширяют посредством турбины, а затем направляют в теплообменник 518 с четырьмя потоками, который обеспечивает регазификацию сжиженного природного газа и одновременно работает как рекуператор для подогрева рабочей текучей среды высокого давления, выходящей из компрессора 516. Поскольку азот подогревают, на выходе компрессора получают более низкие температуры и, следовательно, компрессор работает при более низких соотношениях давления по сравнению с циклом Брайтона без рекуперации. Таким образом, для циклов Брайтона с рекуперацией можно получить более высокие значения электрического кпд по сравнению с воплощениями без рекуперации.
Как обсуждено здесь, возможны разнообразные варианты данного изобретения. Например, здесь были подробно обсуждены различные модификации воплощения данного изобретения, проиллюстрированного системой 100 Фиг.1. В одном воплощении рекуператор, используемый в дополнительном цикле Брайтона, может включать как теплообменник с четырьмя потоками (как это проиллюстрировано воплощением, изображенным на Фиг.5 как система 500), так и теплообменник с тремя потоками и отдельный рекуператор (не показан), или два отдельных теплообменника для СПГ и рекуператор. В другом воплощении перекачивание СПГ первой и второй стадии можно осуществить одним насосом, имеющим две ступени давления. В одном воплощении каждая ступень давления смонтирована на общем ведущем валу двухступенчатого насоса. Такие изменения, перестановки и сочетания воплощений, описанных здесь, находятся в пределах объема и сущности данного изобретения.
Кроме того, следует принимать во внимание, что, в то время как различные воплощения проиллюстрированы в тексте данного описания для дополнительного цикла Брайтона, где в качестве рабочей текучей среды применяют азот, можно использовать и другие рабочие текучие среды. Как отмечено, при реализации данного изобретения можно использовать любую пригодную рабочую текучую среду. Обычно рабочая текучая среда является либо инертной, либо нереакционноспособной по отношению к среде энергоустановки. Подходящие рабочие текучие среды включают, например, аргон, гелий, диоксид углерода и их смеси. В зависимости от конкретной применяемой рабочей текучей среды, могут соответственно изменяться различные диапазоны температур и давлений, как это ясно специалистам в данной области, ознакомленным с этим описанием.
Воплощения данного изобретения обеспечивают ряд преимуществ по сравнению с известными техническими решениями. Например, путем перекачивания СПГ при двух различных уровнях давления можно получить очень низкое связанное с этим увеличение температуры СПГ на первой стадии сжатия. Кроме того, минимальная полезная температура рабочей текучей среды уменьшается. Кроме того, значительно возрастает электрический кпд дополнительного цикла по сравнению с конфигурацией регазификации СПГ на одном уровне давления. В различных воплощениях возрастает гибкость системы для удовлетворения требований к регазифицированному СПГ в отношении поставки/хранения, так как можно достичь очень высокого давления испарения СПГ. Более того, перекачивание можно проводить с использованием одного насоса с многочисленными ступенями давления. Преимущественно, различные воплощения, раскрытые здесь, можно легко осуществить в результате модификации существующих энергоустановок. Конкретные компоненты существующих энергоустановок можно соответствующим образом модифицировать или заменить для обеспечения энергоустановок, соответствующих различным описанным здесь воплощениям. Далее, преобразование СПГ из жидкого состояния в газообразное состояние можно осуществить с такой же или более высокой надежностью, как и в простых каскадных конфигурациях, поскольку в некоторых воплощениях может не потребоваться никакого дополнительного оборудования. Наконец, объем теплообменника с тремя потоками можно увеличить по сравнению с сопоставимым теплообменником с двумя потоками, и, следовательно, в результате можно получить более высокую удельную мощность на единицу объема. Можно достичь более низкого выделения СО2 на единицу электричества, полученного на единицу потребленного топлива, поскольку при использовании воплощений данного изобретения можно достичь более высокого электрического кпд и более высокого выхода по мощности (по сравнению с сопоставимыми известными системами).
Если не указано другое, технические и научные термины, используемые здесь, имеют такое же значение, которое обычно подразумевают специалисты в области, к которой относится данное изобретение. Термины «первый», «второй» и т.п., как их используют здесь, не обозначают какого-либо порядка, количества или важности, а их используют для того, чтобы отличить один элемент от другого. Также и термины, употребляемые в единственном числе, не обозначают ограничения по количеству, а обозначают наличие по меньшей мере одного из упомянутых объектов; и термины «передний», «задний», «нижний» и/или «верхний», если не указано иначе, используют просто для удобства описания, и они не ограничены каким-либо положением или ориентацией в пространстве. Если приведены диапазоны, то конечные значения всех диапазонов, относящихся к одному и тому же компоненту или свойству, включены в диапазон, и их можно независимо сочетать (например, диапазоны «примерно до 25% масс. или, более конкретно, примерно от 5% масс. до 20% масс.» включают в себя конечные точки и все промежуточные значения диапазонов «примерно от 5% масс. до 25% масс.», и т.д.). Также, например, температуру, обозначенную выражением «примерно от -130°С до -100°С» следует интерпретировать, как включающую каждую из названных температур -130°С и -100°С. Определение «примерно», используемое в связи с количеством, подразумевает включение указанного численного значения и имеет смысл, определяемый контекстом (например, включает степень погрешности, связанной с измерением конкретной величины).
Поскольку только некоторые признаки изобретения были проиллюстрированы и описаны в тексте данного описания, специалисты могут предложить многие модификации и изменения. Таким образом, следует понимать, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и изменения, как попадающие в область защиты данного изобретения.
Список обозначений
110 Основной цикл
112 Система рекуперации тепла
114 Турбина
116 Компрессор
118 Теплообменник
120 Насос СПГ первой стадии
122 Насос СПГ второй стадии
140 Поток нагретой рабочей текучей среды
142 Поток СПГ первой стадии
144 Поток СПГ второй стадии
200 График зависимости температуры от энтропии
310 Основной цикл
312 Система рекуперации тепла
314 Турбина
316 Компрессор
318 Первый теплообменник
320 Второй теплообменник
322 Насос СПГ первой стадии
324 Насос СПГ второй стадии
340 Поток нагретой рабочей текучей среды первого теплообменника 318
341 Поток нагретой рабочей текучей среды второго теплообменника 320
342 Поток СПГ первой стадии
344 Поток СПГ второй стадии
410 Основной цикл
412 Система рекуперации тепла
414 Турбина
416 Компрессор
418 Теплообменник
420 Насос СПГ первой стадии
440 Поток нагретой рабочей текучей среды
442 Поток СПГ первой стадии
444 Рекуперационный поток рабочей текучей среды
510 Основной цикл
512 Система рекуперации тепла
514 Турбина
516 Компрессор
518 Теплообменник
520 Насос СПГ первой стадии
522 Насос СПГ второй стадии
540 Поток нагретой рабочей текучей среды
542 Поток СПГ первой стадии
544 Поток СПГ второй стадии
546 Рекуперационный поток рабочей текучей среды

Claims (10)

1. Энергоустановка, включающая устройство (100) для регазификации сжиженного природного газа (СПГ), содержащая:
компрессор (116), предназначенный для сжатия рабочей текучей среды;
систему (112) рекуперации тепла, предназначенную для обеспечения тепла для рабочей текучей среды;
турбину (114), предназначенную для производства работы с использованием рабочей текучей среды; и
один или более теплообменников (118), предназначенных для передачи тепла от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде.
2. Энергоустановка по п.1, дополнительно содержащая:
по меньшей мере один насос (120) для СПГ первой стадии, для обеспечения сжиженного природного газа первой стадии, находящегося при первом давлении, и насос (122) для СПГ второй стадии, для обеспечения сжиженного природного газа второй стадии, находящегося при втором давлении.
3. Энергоустановка по п.1, в которой рабочая текучая среда включает по меньшей мере один из газов, выбранных из группы, состоящей из аргона, гелия, диоксида углерода и азота.
4. Энергоустановка по п.1, включающая первый теплообменник (318) и второй теплообменник (320), в которой первый теплообменник (318) предназначен для обеспечения нагретого сжиженного природного газа первой стадии, а второй теплообменник (320) предназначен для обеспечения нагретого сжиженного природного газа второй стадии.
5. Энергоустановка по п.1, включающая теплообменник (518), предназначенный для переноса тепла к сжиженному природному газу второй стадии и к сжатой рабочей текучей среде.
6. Способ регазификации сжиженного природного газа в работающей на СПГ энергоустановке, включающий:
извлечение тепла из основного цикла энергоустановки и нагревание рабочей текучей среды дополнительного цикла с использованием извлекаемого тепла энергоустановки с получением нагретой рабочей текучей среды;
высвобождение по меньшей мере части энергии, которая содержится в нагретой рабочей текучей среде, для получения работы; и
перенос тепла от рабочей текучей среды после производства работы к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде.
7. Способ по п.6, в котором сжиженный природный газ первой стадии имеет температуру примерно от -160°С до -140°С и давление примерно от 0,1 до 5 МПа (от 1 до 50 бар).
8. Способ по п.6, дополнительно включающий введение сжиженного природного газа второй стадии в теплообменник при температуре примерно от -130°С до -100°С и давлении примерно от 5 до 70 МПа (от 50 до 700 бар), чтобы получить нагретый сжиженный природный газ второй стадии при температуре примерно от 0°С до 40°.
9. Способ по п.6, включающий перенос тепла от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии и к сжиженному природному газу второй стадии, при этом указанный перенос осуществляют в первом теплообменнике, с обеспечением нагретого сжиженного природного газа первой стадии и нагретого сжиженного природного газа второй стадии, где сжатую рабочую текучую среду вводят в теплообменник при температуре примерно от -30°С до 50°С и давлении примерно от 10 до 20 МПа (от 100 до 200 бар).
10. Способ модификации устройства для регазификации сжиженного природного газа в работающей на СПГ энергоустановке, включающий:
обеспечение одного или более теплообменников (118), предназначенных для переноса тепла от рабочей текучей среды к сжиженному природному газу первой стадии, находящемуся при первом давлении, и по меньшей мере к одному сжиженному природному газу второй стадии, находящемуся при втором давлении, а также к сжатой рабочей текучей среде;
обеспечение по меньшей мере одного насоса (120) для СПГ первой стадии, предназначенного для обеспечения сжиженного природного газа первой стадии, находящегося при первом давлении; и
обеспечение по меньшей мере одного насоса (122) для СПГ второй стадии, предназначенного для обеспечения сжиженного природного газа второй стадии, находящегося при втором давлении,
в котором один или более теплообменников (118), насос (120) для СПГ первой стадии и насос (122) для СПГ второй стадии образуют часть модифицированного дополнительного цикла Брайтона работающей на СПГ энергоустановки.
RU2011121290/06A 2010-05-28 2011-05-27 Регазификация сжиженного природного газа по циклу брайтона RU2562683C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/790,333 2010-05-28
US12/790,333 US20110289941A1 (en) 2010-05-28 2010-05-28 Brayton cycle regasification of liquiefied natural gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011121290A RU2011121290A (ru) 2012-12-10
RU2562683C2 true RU2562683C2 (ru) 2015-09-10

Family

ID=44650528

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011121290/06A RU2562683C2 (ru) 2010-05-28 2011-05-27 Регазификация сжиженного природного газа по циклу брайтона

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20110289941A1 (ru)
EP (1) EP2390475B1 (ru)
JP (1) JP6055589B2 (ru)
KR (2) KR20110131125A (ru)
CN (1) CN102261272B (ru)
CA (1) CA2740259C (ru)
ES (1) ES2897734T3 (ru)
IL (1) IL212912A (ru)
RU (1) RU2562683C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2795864C2 (ru) * 2018-06-11 2023-05-12 НУОВО ПИНЬОНЕ ТЕКНОЛОДЖИ - С.р.л. Система и способ рекуперации отходящего тепла

Families Citing this family (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010009371A1 (en) * 2008-07-17 2010-01-21 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for waste heat recovery and ambient air vaporizers in lng regasification
US10094219B2 (en) 2010-03-04 2018-10-09 X Development Llc Adiabatic salt energy storage
TWI616585B (zh) 2011-11-02 2018-03-01 八河資本有限公司 整合式lng氣化及發電循環方法及裝置
WO2014052927A1 (en) 2012-09-27 2014-04-03 Gigawatt Day Storage Systems, Inc. Systems and methods for energy storage and retrieval
CN103016084A (zh) * 2013-01-04 2013-04-03 成都昊特新能源技术有限公司 Lng冷能双透平发电系统
CN103486438B (zh) * 2013-09-18 2015-06-03 华南理工大学 一种基于双热源热泵的lng气化系统
CN105953454B (zh) * 2015-04-13 2021-04-20 李华玉 双向热力循环与第一类热驱动压缩式热泵
CN104847425B (zh) * 2015-06-01 2017-03-08 国家电网公司 一种外燃式布列顿联合循环发电装置
CN104847428B (zh) * 2015-06-01 2016-04-27 江苏省电力公司盐城供电公司 一种带太阳能加热的外燃式布列顿联合循环发电装置
CN106246406A (zh) * 2015-06-08 2016-12-21 淮安信息职业技术学院 一种采用闭式布列顿循环的汽车尾气余热发电装置
ES2599357B2 (es) * 2015-07-31 2017-06-28 Universidade Da Coruña Planta termoeléctrica de tres ciclos rankine y una turbina de expansión directa cuyo foco frio procede de la regasificación del gas natural licuado
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
US10082045B2 (en) 2016-12-28 2018-09-25 X Development Llc Use of regenerator in thermodynamic cycle system
US10233787B2 (en) 2016-12-28 2019-03-19 Malta Inc. Storage of excess heat in cold side of heat engine
US10233833B2 (en) 2016-12-28 2019-03-19 Malta Inc. Pump control of closed cycle power generation system
US10458284B2 (en) 2016-12-28 2019-10-29 Malta Inc. Variable pressure inventory control of closed cycle system with a high pressure tank and an intermediate pressure tank
US11053847B2 (en) 2016-12-28 2021-07-06 Malta Inc. Baffled thermoclines in thermodynamic cycle systems
US10221775B2 (en) 2016-12-29 2019-03-05 Malta Inc. Use of external air for closed cycle inventory control
US10280804B2 (en) 2016-12-29 2019-05-07 Malta Inc. Thermocline arrays
US10801404B2 (en) 2016-12-30 2020-10-13 Malta Inc. Variable pressure turbine
US10082104B2 (en) 2016-12-30 2018-09-25 X Development Llc Atmospheric storage and transfer of thermal energy
US10436109B2 (en) 2016-12-31 2019-10-08 Malta Inc. Modular thermal storage
CN106837438B (zh) * 2017-01-20 2019-03-22 中国科学院工程热物理研究所 一种天然气压力能及冷能联合回收系统及方法
GB2563818A (en) * 2017-05-05 2019-01-02 Ceox Ltd Mechanical/electrical power generation system
KR102026327B1 (ko) * 2017-07-20 2019-09-30 두산중공업 주식회사 하이브리드 발전 시스템
US11678615B2 (en) 2018-01-11 2023-06-20 Lancium Llc Method and system for dynamic power delivery to a flexible growcenter using unutilized energy sources
EP3517742A1 (de) * 2018-01-26 2019-07-31 Siemens Aktiengesellschaft Erzeugung elektrischer energie und verdampfung eines tiefkalt verflüssigten gases
EP3527869A1 (de) 2018-02-16 2019-08-21 Siemens Aktiengesellschaft Lng wiedervergasung
IT201900004727A1 (it) * 2019-03-29 2020-09-29 Saipem Spa Ciclo transcritico re-compresso con vaporizzazione in applicazioni criogeniche o a basse temperature, e/o con fluidi refrigeranti
EP3734027A1 (de) * 2019-05-02 2020-11-04 Siemens Aktiengesellschaft Lng-wiedervergasung
CN110318833B (zh) * 2019-06-26 2022-04-05 哈尔滨工程大学 一种lng供气系统冷能梯级利用系统及能量管理方法
WO2021097413A1 (en) 2019-11-16 2021-05-20 Malta Inc. Pumped heat electric storage system
US11396826B2 (en) 2020-08-12 2022-07-26 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with electric heating integration
US11454167B1 (en) 2020-08-12 2022-09-27 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with hot-side thermal integration
US11486305B2 (en) 2020-08-12 2022-11-01 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with load following
US11480067B2 (en) 2020-08-12 2022-10-25 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with generation cycle thermal integration
US11286804B2 (en) 2020-08-12 2022-03-29 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with charge cycle thermal integration
CN112503607B (zh) * 2020-10-30 2022-09-06 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种适于电联产机组的电驱动蒸汽升压供热装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU524040A1 (ru) * 1974-09-11 1976-08-05 Предприятие П/Я Р-6956 Способ регазификации сжиженного газа
US3992891A (en) * 1974-02-16 1976-11-23 Linde Aktiengesellschaft Process for recovering energy from liquefied gases
US4995234A (en) * 1989-10-02 1991-02-26 Chicago Bridge & Iron Technical Services Company Power generation from LNG
US20050223712A1 (en) * 2003-12-13 2005-10-13 Siemens Westinghouse Power Corporation Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3479832A (en) * 1967-11-17 1969-11-25 Exxon Research Engineering Co Process for vaporizing liquefied natural gas
JPS5611993A (en) * 1979-07-11 1981-02-05 Tokyo Electric Power Co Inc:The Gasification of liquefied natural gas
JPH028599A (ja) * 1987-12-21 1990-01-12 Linde Ag 液化天然ガスの蒸発方法
US5467722A (en) * 1994-08-22 1995-11-21 Meratla; Zoher M. Method and apparatus for removing pollutants from flue gas
JPH09138063A (ja) * 1995-11-14 1997-05-27 Osaka Gas Co Ltd 液化天然ガス冷熱利用の空気分離方法および設備
US6920759B2 (en) * 1996-12-24 2005-07-26 Hitachi, Ltd. Cold heat reused air liquefaction/vaporization and storage gas turbine electric power system
JP2002004813A (ja) * 2000-06-21 2002-01-09 Osaka Gas Co Ltd Ｌｎｇ冷熱を利用したコンバインドサイクル発電装置
ES2376429T3 (es) * 2003-06-05 2012-03-13 Fluor Corporation Configuración y procedimiento de regasificación de gas natural licuado.
AU2005275156B2 (en) * 2004-07-14 2011-03-24 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for power generation with integrated LNG regasification
WO2006104799A2 (en) * 2005-03-30 2006-10-05 Fluor Technologies Corporation Integrated of lng regasification with refinery and power generation
NO328260B1 (no) * 2006-06-20 2010-01-18 Aker Engineering & Technology Fremgangsmate og anlegg for re-gassifisering LNG
CA2682684C (en) * 2007-04-13 2012-07-17 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for offshore lng regasification and heating value conditioning
JP2011032954A (ja) * 2009-08-04 2011-02-17 Chiyoda Kako Kensetsu Kk 液化ガスの冷熱を利用した複合発電システム

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3992891A (en) * 1974-02-16 1976-11-23 Linde Aktiengesellschaft Process for recovering energy from liquefied gases
SU524040A1 (ru) * 1974-09-11 1976-08-05 Предприятие П/Я Р-6956 Способ регазификации сжиженного газа
US4995234A (en) * 1989-10-02 1991-02-26 Chicago Bridge & Iron Technical Services Company Power generation from LNG
US20050223712A1 (en) * 2003-12-13 2005-10-13 Siemens Westinghouse Power Corporation Vaporization of liquefied natural gas for increased efficiency in power cycles

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2795864C2 (ru) * 2018-06-11 2023-05-12 НУОВО ПИНЬОНЕ ТЕКНОЛОДЖИ - С.р.л. Система и способ рекуперации отходящего тепла

Also Published As

Publication number Publication date
KR101941403B1 (ko) 2019-01-22
US20110289941A1 (en) 2011-12-01
KR20180035200A (ko) 2018-04-05
JP2011246710A (ja) 2011-12-08
ES2897734T3 (es) 2022-03-02
EP2390475A2 (en) 2011-11-30
IL212912A0 (en) 2011-07-31
CA2740259A1 (en) 2011-11-28
CA2740259C (en) 2019-03-19
KR20110131125A (ko) 2011-12-06
JP6055589B2 (ja) 2016-12-27
IL212912A (en) 2015-09-24
RU2011121290A (ru) 2012-12-10
EP2390475A3 (en) 2018-02-28
CN102261272A (zh) 2011-11-30
EP2390475B1 (en) 2021-10-27
CN102261272B (zh) 2015-11-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2562683C2 (ru) Регазификация сжиженного природного газа по циклу брайтона
KR101835915B1 (ko) 병렬 사이클 열 기관
US20170016577A1 (en) Liquid Air Energy Storage Systems, Devices, and Methods
KR102196751B1 (ko) 액화가스 연료의 냉열을 이용한 액체공기 저장 시스템
RU2464480C2 (ru) Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения
KR101705657B1 (ko) 전기 발생 장치 및 방법
US11761354B2 (en) Mechanical/electrical power generation system
US10634013B2 (en) Method for liquid air energy storage with semi-closed CO2 bottoming cycle
US20220389841A1 (en) Charge, Storage, and Discharge Energy System Using Liquid Air and sCO2
JP2013204644A (ja) 低温液化ガスの冷熱回収方法およびその方法を実現するための構成を含む低温液化ガス気化装置
EP3184876A1 (en) Liquid natural gas cogeneration regasification terminal
JP2021529910A (ja) 天然ガス再ガス化を含む改良ガスタービンプロセス
US9429069B2 (en) Open brayton bottoming cycle and method of using the same
Tola et al. LNG Regasification Plants Integrated With Low-and High-Temperature Organic Rankine Cycles
CN115478924A (zh) 一种燃气与非水工质联合循环方法
Desideri et al. Thermodynamic Analysis of Hydrogen Combustion Turbine Cycles
JP2000130184A (ja) ガスタービン装置

Legal Events

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

Effective date: 20170528