1. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая источник тепла, который термически соединен с электростанцией комбинированного цикла и выполнен с возможностью нагрева первой части сжиженного природного газа, и детандер, в котором первая часть нагретого сжиженного природного газа расширяется для производства работы, причем расширенная первая часть и вторая часть сжиженного природного газа разделяется в деметанизаторе на бедный газ и деметанизированный остаточный продукт.

2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере часть расширенного сжиженного газа подают в деметанизатор для производства бедного газа и деметанизированного остаточного продукта.

3. Установка по п.2, в которой бедный газ сжимают с использованием по меньшей мере части работы, обеспечиваемой детандером.

4. Установка по п.2, в которой деметанизированный остаточный продукт подают в деэтанизатор, который производит продукт этан и продукт сжиженный нефтяной газ.

5. Установка по п.4, в которой продукт этан используют как топливо на электростанции комбинированного цикла или как исходное сырье на нефтехимической установке.

6. Установка по п.4, в которой тепловая нагрузка конденсатора орошения деэтанизатора обеспечивается посредством холодосодержания первой части сжиженного природного газа перед тем, как источник тепла нагревает сжиженный природный газ.

7. Установка по п.1, в которой вторая часть и первая часть имеют отношение примерно между 0,4 и 0,7.

8. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая средство подачи сжиженного природного газа, разделяющегося на первую часть и вторую часть, в которой холодосодержание первой части охлаждает источник тепла на установке для производства нагретой первой части, в которой нагретая первая часть расширяется как рабочая текучая среда для производства электрической энергии перед входом в деметанизатор, при этом вторая часть используется как орошение для деметанизатора.

9. Установка по п.8, в которой первая часть расширяется в детандере для производства работы.

10. Установка по п.9, в которой деметанизатор производит бедный газ, сжимающийся до давления в трубопроводе с использованием работы, обеспечиваемой детандером.

11. Установка по п.8, которая дополнительно содержит деэтанизатор, причем первая часть обеспечивает тепловую нагрузку конденсатора орошения для деэтанизатора перед тем, как первая часть нагревается и расширяется.

12. Установка по п.11, в которой деметанизатор производит остаточный продукт, который подается в деэтанизатор, при этом деэтанизатор производит продукт сжиженный нефтяной газ и продукт этан.

13. Установка по п.12, в которой продукт этан сжигается как топливо для турбины на электростанции комбинированного цикла.

14. Установка по п.8, в которой нагрев первой части обеспечивается посредством жидкого теплоносителя, который получает тепло по меньшей мере от одного из потока воздуха, входящего в газовую турбину, блока регенерации тепла и потока дымового газа.

15. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая блок регазификации, оперативно соединенный с энергоблоком комбинированного цикла, в которой холодосодержание сжиженного природного газа охлаждает источник тепла в энергоблоке комбинированного цикла, чтобы посредством этого производить нагретый сжиженный природный газ, причем обработанный сжиженный природный газ, произведенный из нагретого сжиженного природного газа, сжимается с использованием энергии, произведенной посредством расширения нагретого сжиженного природного газа, и в которой нагретый сжиженный природный газ расширяется как рабочая текучая среда для производства электрической энергии.

16. Установка по п.15, в которой блок регазификации обеспечивает топливо для сжигания в энергоблоке комбинированного цикла, в которой топливо для сжигания приготовляется из сжиженного природного газа.

17. Установка по п.15, в которой деметанизатор производит обработанный сжиженный природный газ.

18. Установка по п.17, в которой деметанизатор обеспечивает деметанизированный остаточный продукт для деэтанизатора и в которой деэтанизатор обеспечивает продукт этан как топливо для сжигания.

 

(57) Реферат / Формула:
Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая источник тепла, который термически соединен с электростанцией комбинированного цикла и выполнен с возможностью нагрева первой части сжиженного природного газа, и детандер, в котором первая часть нагретого сжиженного природного газа расширяется для производства работы, причем расширенная первая часть и вторая часть сжиженного природного газа разделяется в деметанизаторе на бедный газ и деметанизированный остаточный продукт.

2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере часть расширенного сжиженного газа подают в деметанизатор для производства бедного газа и деметанизированного остаточного продукта.

3. Установка по п.2, в которой бедный газ сжимают с использованием по меньшей мере части работы, обеспечиваемой детандером.

4. Установка по п.2, в которой деметанизированный остаточный продукт подают в деэтанизатор, который производит продукт этан и продукт сжиженный нефтяной газ.

5. Установка по п.4, в которой продукт этан используют как топливо на электростанции комбинированного цикла или как исходное сырье на нефтехимической установке.

6. Установка по п.4, в которой тепловая нагрузка конденсатора орошения деэтанизатора обеспечивается посредством холодосодержания первой части сжиженного природного газа перед тем, как источник тепла нагревает сжиженный природный газ.

7. Установка по п.1, в которой вторая часть и первая часть имеют отношение примерно между 0,4 и 0,7.

8. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая средство подачи сжиженного природного газа, разделяющегося на первую часть и вторую часть, в которой холодосодержание первой части охлаждает источник тепла на установке для производства нагретой первой части, в которой нагретая первая часть расширяется как рабочая текучая среда для производства электрической энергии перед входом в деметанизатор, при этом вторая часть используется как орошение для деметанизатора.

9. Установка по п.8, в которой первая часть расширяется в детандере для производства работы.

10. Установка по п.9, в которой деметанизатор производит бедный газ, сжимающийся до давления в трубопроводе с использованием работы, обеспечиваемой детандером.

11. Установка по п.8, которая дополнительно содержит деэтанизатор, причем первая часть обеспечивает тепловую нагрузку конденсатора орошения для деэтанизатора перед тем, как первая часть нагревается и расширяется.

12. Установка по п.11, в которой деметанизатор производит остаточный продукт, который подается в деэтанизатор, при этом деэтанизатор производит продукт сжиженный нефтяной газ и продукт этан.

13. Установка по п.12, в которой продукт этан сжигается как топливо для турбины на электростанции комбинированного цикла.

14. Установка по п.8, в которой нагрев первой части обеспечивается посредством жидкого теплоносителя, который получает тепло по меньшей мере от одного из потока воздуха, входящего в газовую турбину, блока регенерации тепла и потока дымового газа.

15. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая блок регазификации, оперативно соединенный с энергоблоком комбинированного цикла, в которой холодосодержание сжиженного природного газа охлаждает источник тепла в энергоблоке комбинированного цикла, чтобы посредством этого производить нагретый сжиженный природный газ, причем обработанный сжиженный природный газ, произведенный из нагретого сжиженного природного газа, сжимается с использованием энергии, произведенной посредством расширения нагретого сжиженного природного газа, и в которой нагретый сжиженный природный газ расширяется как рабочая текучая среда для производства электрической энергии.

16. Установка по п.15, в которой блок регазификации обеспечивает топливо для сжигания в энергоблоке комбинированного цикла, в которой топливо для сжигания приготовляется из сжиженного природного газа.

17. Установка по п.15, в которой деметанизатор производит обработанный сжиженный природный газ.

18. Установка по п.17, в которой деметанизатор обеспечивает деметанизированный остаточный продукт для деэтанизатора и в которой деэтанизатор обеспечивает продукт этан как топливо для сжигания.

 

---

008337
Изобретение относится к области обработки газов, в особенности оно относится к регазификации сжиженного природного газа для извлечения или удаления С2, С3 и/или более тяжелых компонентов.
Поскольку потребность в природном газе в США в недавние годы резко повысилась, рыночная цена на природный газ все больше и больше изменяется. Следовательно, имеется возобновленный интерес к импорту сжиженного природного газа (СП 11) как к альтернативному источнику природного газа. Однако большая часть импортируемого СПГ имеет более высокую теплотворную способность и богаче более тяжелыми углеводородами, чем разрешается типичными техническими условиями на трубопроводы для природного газа в Северной Америке. Например, в то время как некоторые страны, в общем, допускают использование более богатого и имеющего высокую теплотворную способность СПГ, требования для рынка Северной Америки включают в себя требования к экологии и окружающей среде и могут дополнительно зависеть от конкретного использования СПГ.
Большинство операторов американских трубопроводов требует относительно бедный газ для транспортирования, причем некоторые штаты даже налагают ограничения на количество содержания не метана. Кроме того, в некоторых регионах Среднего Запада суммарная теплотворная способность природного газа ограничивается диапазонами между 960 и 1050 БТЕ/стандартный куб.фут, в то время как в Калифорнии приемлемая суммарная теплотворная способность находится между 970 и 1150 БТЕ/стандартный куб.фут. Большая часть источников СПГ (например, из регионов Ближнего Востока или Юго-Восточной Азии), в общем, имеет более высокие теплотворные способности и содержит больше компонентов С2-С6, чем требования Северной Америки. В таблице приведены текущие стандарты Калифорнии на газы в трубопроводах и типичные диапазоны составов импортируемого СПГ.
Компонент
Стандарты Калифорнии
Типичный Импортируемый СПГ
88% минимум
86-95%
6% максимум
4-14%
Сз-С5
3% максимум
3-7%
с6+
0,2% максимум
0,5-1%
N2+C02
1,4-3,5%
0,1-1%
Суммарная Теплотворная Способность, БТЕ/стандартный кубический фут
970-1150
1050-1200
Поскольку нормативы на окружающую среду становятся более строгими и контроль составов СПГ более жесткий, чем предполагается текущими техническими условиями на рынках Северной Америки, требуются новые процессы, которые могут экономично удалять компоненты С2+ из СПГ. Более того, такие процессы будут выгодно обеспечивать установку существенной гибкостью для переработки широкого диапазона СПГ, давая возможность импортерам покупать СПГ на различных рынках с низкой стоимостью вместо того, чтобы ограничиваться теми источниками, которые удовлетворяют техническим условиям Северной Америки.
Традиционные процессы регазификации богатого СПГ (например, СПГ из Индонезии типично имеет от 1200 до 1300 БТЕ/стандартный куб. фут) включают нагрев СПГ в нагревателях, сжигающих топливо, или нагревателях с морской водой и затем разбавление испаренного СПГ азотом или бедным газом, чтобы удовлетворять техническим условиям на теплотворную способность. Однако процесс нагрева является нежелательным, поскольку нагреватели с топливным газом вырабатывают выделения и загрязняющие вещества CO2, а нагреватели с морской водой требуют дорогих систем для морской воды и также негативно влияют на океанскую окружающую среду. Кроме того, разбавление азотом, чтобы контролировать теплотворную способность природного газа, типично является неэкономичным, поскольку оно обычно требует источник азота (например, установку для разделения воздуха), который является относительно дорогим при работе. В то время как способы разбавления могут производить теплотворные способности "по техническим условиям", влияния на составы СПГ являются относительно незначительными, и окончательный состав (особенно, что касается компонентов С2 и С3+) может все еще быть не приемлемым для стандартов на окружающую среду Северной Америки или других рынков, чувствительных к окружающей среде. Следовательно, процесс отгонки легких фракций СПГ или другая стадия фракционирования газа должны быть использованы, причем, в общем, требуется испарение СПГ в деметанизато-ре с использованием ребойлера, причем верхний погон деметанизатора повторно конденсируется в жидкую форму и затем нагнетается и испаряется в традиционных испарителях, что дополнительно повышает капитальные и эксплуатационные затраты. Пример способа и установки для регазификации описан в па
- 1 -
008337
тенте США 6564579 на имя McCartney.
Поэтому в то время как многочисленные способы и установки для регазификации СПГ известны в этой области техники, все или почти все из них обладают одним или более недостатками. Наиболее заметно, что многие из текущих известных способов являются энергетически неэффективными и негибкими в удовлетворении требованиям к теплотворным способностям и составу. Таким образом, все еще имеется необходимость обеспечить улучшенные установки и способы обработки газа при регазификации
СПГ.
Настоящее изобретение относится к установкам и способам обработки СПГ на них, в которых источник тепла (например, встроенный или термически соединенный с установкой) нагревает СПГ так, что он расширяется, чтобы производить работу. Особенно предпочтительные источники тепла включают тепло отходящих газов от электростанций комбинированного цикла. В еще дополнительных предпочтительных установках при обработке СПГ используются деметанизатор и деэтанизатор, причем деметани-затор удаляет компоненты C2+ из СПГ с использованием расширенного пара как среды для отгонки легких фракций и причем холодопроизводительность конденсатора верхнего погона деэтанизатора обеспечивается посредством холодосодержания СПГ перед тем, как СПГ нагревается. Кроме того, холодосо-держание СПГ используется для повышения эффективности выработки энергии электростанцией комбинированного цикла посредством обеспечения охлаждения воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины (цикл Брайтона) и поверхностного конденсатора в паровой турбине (цикл Ранкина).
Поэтому в одном варианте предмета изобретения предполагаемые установки содержат источник тепла (например, электростанцию комбинированного цикла), который нагревает первую часть сжиженного природного газа, и детандер, в котором первая часть нагретого сжиженного природного газа расширяется для осуществления работы. Кроме того, предпочтительно, чтобы по меньшей мере часть расширенного газа подавалась в деметанизатор как газ для отгонки легких фракций, чтобы производить бедный газ (этан, частично или полностью обедненный) и деметанизированный остаточный продукт, причем бедный газ может быть повторно сжат с использованием по меньшей мере части работы, обеспечиваемой детандером.
Деметанизированный остаточный продукт может затем быть подан в деэтанизатор, который производит продукт этан и продукт сжиженный нефтяной газ, причем, по меньшей мере, в некоторых установках продукт этан используется как топливо на электростанции комбинированного цикла.
В дальнейших предпочтительных вариантах таких установок предполагается, чтобы по меньшей мере часть тепловой нагрузки конденсатора орошения деэтанизатора обеспечивалась посредством холо-досодержания части сжиженного природного газа перед тем, как источник тепла нагревает сжиженный природный газ, и/или чтобы вторая часть сжиженного природного газа разделялась в деметанизаторе на бедный газ и деметанизированный остаточный продукт (вторая часть и первая часть предпочтительно имеют отношение примерно между 0,4 и 0,7).
Таким образом, по другому варианту предмета изобретения предполагаемые установки включают подачу сжиженного природного газа, который разделяется на первую часть и вторую часть, причем первая часть нагревается и расширяется перед входом в деметанизатор и причем вторая часть используется как орошение для деметанизатора. В общем, предпочтительно, чтобы первая часть расширялась в детандере для осуществления работы (например, электрической энергии), причем расширенный пар образует газ для отгонки легких фракций для деметанизатора при производстве бедного газа, который сжимается до давления в трубопроводе с использованием работы, обеспечиваемой детандером. Дополнительно, предполагаемые установки могут включать деэтанизатор, причем первая часть СПГ обеспечивает тепловую нагрузку конденсатора орошения для деэтанизатора перед тем, как первая часть нагревается и расширяется. В соответствующих установках деметанизатор производит остаточный продукт, который подается в деэтанизатор, причем деэтанизатор производит продукт сжиженный нефтяной газ (C3+) и продукт этан, который может затем быть продан как исходный материал для нефтехимии или сожжен как топливо для турбины на электростанции комбинированного цикла. Там, где это подходит (например, чтобы уменьшить заботы о безопасности), нагрев первой части обеспечивается посредством жидкого теплоносителя (например, смеси гликоля с водой), который передает тепло от воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, выпуска газовой турбины, блока регенерации тепла и/или потока дымового газа. Объединение с электростанцией особенно выгодно, поскольку использование СПГ улучшает эффективность выработки энергии в комбинированном цикле, т.е. энергетическом цикле с газовой турбиной (цикл Брайтона) и цикле с паровой турбиной (цикл Ранкина).
В дальнейшем аспекте предмета изобретения установка может содержать блок регазификации, оперативно соединенный с энергоблоком комбинированного цикла, причем сжиженный природный газ нагревается посредством тепла отходящих газов из энергоблока комбинированного цикла, при этом бедный природный газ, произведенный из нагретого сжиженного природного газа, сжимается с использованием энергии, произведенной посредством расширения нагретого сжиженного природного газа. В особенности предполагается, чтобы в таких установках блок регазификации обеспечивал продукт - сжиженный нефтяной газ (C3+) и этан - топливо для сжигания в энергоблоке комбинированного цикла, причем этан производится из сжиженного природного газа. Кроме того, предпочтительно, чтобы деметанизатор
- 2 -
008337
производил бедный природный газ и по выбору дополнительно обеспечивал деметанизированный остаточный продукт (C2+) в деэтанизатор, причем деэтанизатор производит продукт сжиженный нефтяной газ (C3+) и продукт этан как исходное сырье для нефтехимии или топливо для сжигания. В таких установках предполагается, что объединение с электростанцией повышает общую эффективность выработки энергии на электростанции комбинированного цикла.
Разнообразные задачи, отличительные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более явными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения вместе с прилагаемыми чертежами.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, на которых
фиг. 1 представляет собой схематический вид одного примера установки в соответствии с предметом изобретения с непосредственным объединением с электростанцией комбинированного цикла;
фиг. 2 представляет собой схематический вид другого примера установки в соответствии с предметом изобретения с косвенным объединением с электростанцией комбинированного цикла посредством гликолевого теплоносителя.
Было обнаружено, что СПГ может быть обработан способом, обладающим преимуществом из-за относительно большого холодосодержания СПГ. Более конкретно, было обнаружено, что поток СПГ может нагнетаться до требуемого давления и разделяться на первую и вторую части, причем первая часть может быть использована как поток орошения в деметанизаторе, при этом холодосодержание и энергия извлекаются из второй части в одной или более стадий.
В одном предпочтительном варианте предмета изобретения, как изображено на фиг. 1, СПГ нагнетают и разделяют на две части. Первую часть направляют в деметанизатор как холодное орошение, в то время как вторую часть используют для выработки энергии. Здесь вторую часть нагревают посредством (а) обеспечения тепловой нагрузки конденсации орошения в деэтанизаторе, (b) охлаждения воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, (с) охлаждения поверхностного конденсатора в паровом цикле и (d) дополнительного нагрева посредством тепла отходящих газов из ПГРТ (парового генератора регенерации тепла) на электростанции комбинированного цикла.
Более конкретно, в примере установки по фиг. 1 расход СПГ на установку эквивалентен 1,2 млрд стандартных куб.футов в сутки природного газа с типичным составом газа, показанным выше в таблице. Поток 1 СПГ из хранилища (или другого соответствующего источника) находится под давлением примерно 15 фунтов на кв.дюйм абсолютного давления и при температуре типично примерно от -260 до -255°F. Поток 1 нагнетают посредством насоса 101 СПГ до соответствующего давления типично примерно от 400 до 500 фунтов на кв.дюйм манометрического давления для образования потока 2 сжатого СПГ, что требуется для входа в деметанизатор. Поток 2 сжатого СПГ затем разделяют на поток 4 и поток 3 предпочтительно в отношении (т.е. расход потока 4, разделенный на расход потока 3) между 0,4-0,7. Более высокое отношение потока 4 будет повышать орошение в деметанизаторе 104 и повышать удаление компонентов C2+. Например, при отношении разделения от 0,5 до 0,6 степени удаления составляют примерно 90% для этана и примерно 99% для пропана. Когда отношение разделения понижается до 0,40,5, степени удаления соответственно понижаются до 10-50% для этана. Изменения отношений орошения будут типично иметь только небольшое влияние на извлечение пропана, которое может удерживаться на 90% или более высоких степенях, и желательно, чтобы сжиженный нефтяной газ представлял собой более ценный продукт. Таким образом, необходимо признать, что посредством изменения отношения разделения количество компонентов C2+ в продаваемом газе может быть отрегулировано так, чтобы удовлетворять специфическим требованиям рынка. В то время как отношения разделения между 0,4 и 0,7 являются, в общем, предпочтительными, соответствующие отношения разделения также включают от
0,3 до 0,39 и от 0,71 до 0,9.
Поток 3 дополнительно нагнетают насосом 102 от примерно 1500 до 2500 фунтов на кв.дюйм манометрического давления, образуя поток 5, и нагревают в несколько стадий. Сначала поток 5 нагревают до потока 6 при примерно -200°F в конденсаторе 108 верхнего погона деэтанизатора в системе деэтани-затора. Поток 6 дополнительно нагревают в теплообменнике 111 посредством охлаждения воздуха 19, поступающего в зону горения, который охлаждается от температуры окружающей среды до примерно от 30 до 60°F (поток 21) перед тем, как воздух, поступающий в зону горения, подается в газовую турбину 112. Вода, сконденсированная из воздуха, поступающего в зону горения, удаляется как поток 20 из теплообменника 111. Холодный воздух, поступающий в зону горения, будучи более плотным, повышает эффективность выработки энергии и мощность газовой турбины 112 и электрического генератора 114. Конечно, необходимо признать, что выбор оптимальной температуры потока 21 зависит от характеристики газовой турбины. Теоретически, воздух, входящий в газовую турбину, может быть дополнительно охлажден, и может быть получена большая выработка энергии. Однако имеется предел максимальной мощности на выходе для понижения температуры воздуха, поступающего в зону горения, который является функцией рабочей характеристики газовой турбины и механических ограничений.
Поток 7 природного газа высокого давления из теплообменника 111 дополнительно используется для охлаждения охлаждающей воды в поверхностном конденсаторе 116 в паровом цикле. Использование СПГ как теплоотвода при низкой температуре значительно улучшает эффективность выработки энергии
- 3 -
008337
в цикле Ранкина, используемом в цикле паровой турбины. Природный газ высокого давления дополнительно нагревается от 125 до 300°F посредством тепла отходящих газов из потока 22/23 дымового газа из ПГРТ. Энергия, произведенная паровыми турбинами, используется для выработки электрической энергии посредством генератора 118. Поток 24 котловой воды, произведенный из парового конденсатора, нагнетается, испаряется и перегревается в потоке 25 в ПГРТ 115 перед возвращением на электростанцию парового цикла. Нагретый природный газ 8 высокого давления при от 125 до 300°F и от 1450 до 2450 фунтов на кв.дюйм манометрического давления затем расширяется в детандере 119. Часть энергии детандера используется для приведения в действие компрессора 103 остаточного газа, и избыточная энергия используется для выработки электрической энергии в генераторе 117. В зависимости от условий рынка и других факторов поток 15 отходящего газа этана и по выбору поток 18 C3+ природного газоконденсата могут быть использованы как топливный газ для газовой турбины 112.
Поток 9 на выходе из детандера при от 40 до -40°F подается в деметанизатор 104, работающий при от 400 до 500 фунтов на кв.дюйм манометрического давления. Необходимо особо отметить, что поток 9 подает по меньшей мере часть, если не все, тепло ребойлера, требуемое для деметанизатора. Расход тепла на образование орошения для деметанизатора 104 обеспечивается посредством потока 4. Необходимо особо отметить, что такие установки орошения/отгонки легких фракций являются автономными и обычно не требуют никакого расхода топлива. Если требуется, донный ребойлер 105 может быть использован, чтобы пополнять требования к нагреву, в котором может быть использовано тепло отходящих газов от оборудования комбинированного цикла. Верхний погон 10 деметанизатора затем повторно сжимается посредством компрессора 103 для образования потока 11, обычно при давлении в трубопроводе.
Поток 12 остаточного продукта из деметанизатора 104 опускается под давлением и направляется в деэтанизатор 106. Поток 13 верхнего погона деэтанизатора охлаждается в конденсаторе 108 верхнего погона с использованием потока 5 СПГ в качестве хладагента. Охлажденный поток 14 верхнего погона разделяется в барабане 109 орошения, и поток 16 жидкости нагнетается насосом 110 орошения в поток 17, который направляется на верх деэтанизатора как орошение. Тепловая нагрузка ребойлера деэтаниза-тора подается посредством ребойлера 107 с использованием тепла отходящих газов из установки комбинированного цикла. Деэтанизатор производит поток 15 этана, который может быть использован как исходное сырье на нефтехимической установке или как топливный газ для комбинированного цикла, и, кроме того, производит остаточный поток 18 C3+ природного газоконденсата, который может быть продан как сжиженный продукт.
Альтернативно, интеграция тепла может быть также достигнута путем термического подсоединения источника тепла к обработке СПГ, как изображено на примере установки по фиг. 2. Здесь часть СПГ, который нагревается и осуществляет работу, нагревается с использованием теплопередачи (например, жидкого теплоносителя на основе гликоля), которая обеспечивает тепло от электростанции комбинированного цикла в блок обработки СПГ.
Здесь, и подобно способу по фиг. 1, описанному выше, поток 1 СПГ обеспечивается от хранилища или другого источника при -255°F и сжимается посредством насоса 101 СПГ до давления от примерно 450 до 500 фунтов на кв.дюйм манометрического давления, требуемого для входа в деметанизатор 104. Примерно 50% (или 5000 галлонов в минуту) сжатого СПГ отделяется и направляется в деметанизатор 104 как орошение колонны. Оставшиеся 50% посредством насоса 102 энергетического цикла СПГ до примерно 2000 фунтов на кв.дюйм манометрического давления нагреваются во встроенном конденсаторе 108 орошения деэтанизатора и дополнительно нагреваются в теплообменнике 120 перед расширением в детандере 119 для выработки энергии с использованием генератора 117. Встроенный теплообменник 108 также обеспечивает орошение деэтанизатора в виде внутреннего потока и исключает барабан 109 орошения и насос 110 орошения по фиг. 1. Давление на входе в детандер, большее чем 2000 фунтов на кв. дюйм манометрического давления, может быть использовано для увеличения мощности на выходе и эффективности, но здесь имеется экономический компромисс между более высокими доходами от энергии и более высокой стоимостью оборудования - более высокое давление в детандере может также быть оправдано там, где электрическая энергия может быть продана, как пользующаяся большим спросом.
Верхний погон деметанизатора затем сжимается до давления в трубопроводе посредством компрессора 103 с использованием энергии от детандера 119. Деэтанизатор 106 получает остаточный продукт деметанизатора 104 и производит продукт 15 - верхний погон этан и продукт 18 СНГ, который может быть продан, использован в другой части установки (например, как топливо для газовой турбины на электростанции комбинированного цикла) или использован как материал для синтеза. Электростанция комбинированного цикла в этом примере установки включает теплообменники 111, 115 и 116, как на фиг. 1, и теплоноситель нагнетается насосом 121.
Таким образом, СПГ высокого давления из 102 нагревается в двух теплообменниках, 108 и 120. Конденсатор 108 орошения в верхнем погоне деэтанизатора повышает температуру СПГ от -255 до -190°F. СПГ используется для удовлетворения требования к охлаждению в процессе фракционирования, поэтому исключаются дорогостоящее оборудование холодильного компрессора и расход энергии. СПГ дополнительно нагревается в теплообменнике 120 гликоля до примерно 300°F с использованием тепла отходящих газов от электростанции. Теплая смесь гликоль/вода или другие подобные жидкие теплоно
- 4 -
008337
сители предпочтительно используются как теплоноситель между энергоблоком и оборудованием для регазификации СПГ. Процесс косвенного теплообмена выгодно изолирует СПГ от прямого теплообмена с энергоблоком, предотвращая потенциальный риск и опасности, связанные с СПГ при отказах оборудования.
Другое преимущество системы охлаждения гликолем включает понижение температуры подачи охлаждающей воды к поверхностным конденсаторам, и при низкой температуре эффективность цикла Ранкина, используемого на электростанции с паровой турбиной, может быть повышена. Это, в общем, приведет в результате к понижению температуры и давления в поверхностных конденсаторах и, следовательно, к более низкому противодавлению в конденсационной паровой турбине. Обычно понижение противодавления в конденсационной паровой турбине на 1 фунт на кв. дюйм повысит мощность паровой турбины примерно на 6%. Необходимо признать, что конфигурация потока гликоля, показанная на фиг. 2, является только схематической и фактические контуры гликоля являются более сложными и включают многочисленные контуры потоков, как требуется для оптимальной тепловой интеграции между двумя установками.
В примере установки по фиг. 2 примерно 37000 л.с. вырабатываются, когда природный газ под высоким давлением и с высокой температурой расширяется до примерно 400-500 фунтов на кв.дюйм манометрического давления. Примерно 60% энергии используется для приведения в действие компрессора 103 остаточного газа, который требуется, чтобы сжимать верхний погон деметанизатора от 440 до 490 фунтов на кв.дюйм манометрического давления до примерно 1100 фунтов на кв.дюйм манометрического давления (типичное давление в трубопроводе). Избыточные 15000 л.с. могут быть использованы, чтобы выработать энергию для внутреннего использования и/или для экспорта.
Таким образом, соответствующие источники тепла, главным образом, включают воздух, поступающий в зону горения газовой турбины, охлаждающую воду в поверхностный конденсатор и/или дымовой газ из газовой турбины. Однако многочисленные другие источники тепла также являются предполагаемыми, и необходимо оценить, что блоки, отличные от установки комбинированного цикла, также считаются соответствующими как источник тепла. Например, соответствующие альтернативные источники тепла включают многочисленные криогенные процессы (например, установки для разделения воздуха, в которых СПГ охлаждает воздух или другой газ), процессы, обеспечивающие дымовой газ (например, турбины сгорания, дымовые газы установки для реформинга и т.п.) и другие процессы, действующие как отвод холода (например, установки для производства жидкого диоксида углерода, установки для опреснения или оборудование для замораживания продуктов). Однако, в общем, предпочтительно, чтобы соответствующие установки включали оборудование для регазификации СПГ и терминалы для приема СПГ. Следовательно, и в зависимости от конкретного источника тепла необходимо признать, что энергия, требуемая для регазификации СПГ, может быть полностью или только частично обеспечена посредством предполагаемых источников тепла. Когда источник тепла обеспечивает недостаточные количества тепла, чтобы полностью газифицировать СПГ, необходимо признать, что может быть обеспечено дополнительное тепло. Соответствующие дополнительные источники тепла включают тепло отходящих газов из выпуска паровой турбины, тепловую нагрузку конденсации от дымового газа, нагрев окружающей среды посредством воздуха (посредством обеспечения кондиционирования воздуха для зданий), посредством морской воды или топливного газа. Следовательно, необходимо оценить, что предполагаемые установки и способы могут быть использованы, чтобы модернизировать существующие установки для регазификации и улучшить эффективность выработки энергии и гибкость, или могут быть использованы как новые установки.
Поэтому необходимо оценить, что многочисленные преимущества могут быть достигнуты с использованием установок в соответствии с предметом изобретения. Например, предполагаемые установки обеспечивают высокоэффективный цикл выработки энергии из СПГ, который может быть соединен с традиционной электростанцией комбинированного цикла. Кроме того, в большинстве установок не требуется внешнего нагрева, и таким образом исключается существующая до этого необходимость в топливном газе или морской воде, чтобы нагревать СПГ в традиционной регазификации СПГ. В еще дополнительном особенно предпочтительном аспекте необходимо оценить, что предполагаемые установки (посредством модификации отношения разделения в потоке сжатого СПГ) дают возможность обработки СПГ с различными составами и теплосодержаниями, в то же время производя природный газ "по техническим условиям" и/или транспортное топливо СПГ для рынка Северной Америки или других рынков, чувствительных к выделениям. Более того, предполагаемые установки будут производить этан высокой чистоты как коммерческий продукт или как источник энергии для электростанции комбинированного цикла.
Еще дополнительно, необходимо особенно оценить, что предполагаемые установки и способы используют СПГ как рабочую текучую среду для выработки энергии и отгонки легких фракций СПГ с использованием выпуска детандера и типично не требуют отдельного привода для компрессора продаваемого газа (например, детандер из процесса расширения СПГ используется для привода в действие компрессора продаваемого газа и для производства электрической энергии). Более того, использование СПГ для охлаждения воздуха, поступающего в зону горения для повышения эффективности традиционного
- 5 -
008337
цикла выработки энергии, до этого не было признано. Посредством охлаждения воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, мощность турбины может поддерживаться на оптимальных уровнях даже в продолжение жарких летних месяцев по сравнению с традиционными электростанциями, которые обычно испытывают снижение мощности на выходе и страдают от потери эффективности выработки в продолжение этих периодов. Посредством охлаждения воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, электростанция защищена от воздействий высоких температур окружающей среды, и мощность на выходе и эффективность могут удерживаться на оптимальных уровнях весь год. Этот способ является особенно подходящим и выгодным для установки в местоположениях с жарким климатом (например, на Среднем Востоке). Когда холодный СПГ используется для охлаждения воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, мощность на выходе может быть значительно повышена вплоть до 20%. Типично, для каждого понижения температуры входящего воздуха на 1°F выходная мощность газовой турбины может быть повышена примерно на 0,4%. Это имеет место, потому что холодный воздух является более плотным, что приводит в результате к большему массовому расходу газовой турбины и, следовательно, к более высокой мощности и эффективности газовой турбины. Для электростанции, которая установлена на участке для 415 МВт при температуре окружающей среды 90°F, мощность может быть повышена до 487 МВт, когда входящий воздух охлаждается до 40°F.
Примеры
Пример расчета компонентов в выбранных потоках.
В примере установки, по существу, идентичной установке, показанной на фиг. 1, была рассчитана мольная фракция различных компонентов выбранных потоков, и результаты перечислены в таблице, приведенной ниже. СНГ представляет собой остаточную фракцию C3+ деэтанизатора, и газ в трубопроводе представляет собой продукт - верхний погон деметанизатора.
Компонент
Подача СПГ
Этан
СНГ
Газ в Трубопроводе
0,0065
0,0000
0,0000
0,0073
0,8816
0,0176
0,0000
0,9878
0,0522
0,9723
0,0053
0,0042
0,0328
0,0092
0,5407
0,0006
iC4
0,0071
0,0000
0,1206
0,0000
NC4
0,0107
0,0000
0,1818
0,0000
iC5
0,0040
0,0000
0,0673
0,0000
NC5
0,0020
0,0000
0,0337
0,0000
С6+
0,0030
0,0000
0,0505
0,0000
Теплотворная Способность БТЕ/Стандартный Кубический Фут (ВТС)
1153
1750
2985
999
Миллионы стандартных кубических футов в сутки
1200
1070
Баррели в сутки
519900
37700
51200
431000
Пример сравнения с известной установкой для регазификации.
Для этого сравнения была использована установка по фиг. 2, чтобы сравнить балансы энергии и термические эффективности объединенного оборудования для регазификации СПГ с традиционной установкой для регазификации с нагревом морской водой и отдельной (не соединенной термически) электростанцией. В примере установки в соответствии с предметом изобретения посредством использования тепла отходящих газов от электростанции для регазификации СПГ система нагрева морской водой не требуется. Типично система с 75000 галлонов в минуту морской воды с понижением температуры на 20°F требуется для испарения 1,2 млрд стандартных куб. футов в сутки СПГ, в то время как предполагаемые установки системы морской воды, включающие инфраструктуру впуска и выпуска морской воды, могут быть исключены. Такие установки также сберегают примерно 5200 кВт мощности, требуемой насосами морской воды. С другой стороны, мощность, требуемая насосами СПГ, несколько выше при 8500 кВт по сравнению с 8200 кВт в связи с избытком мощности, потребляемой насосом 102 в энергетическом цикле СПГ. Производство полезной мощности в цикле СПГ с детандером после потребления компрессором 103 остаточного газа составляет 11600 кВт. Итого, традиционная установка, не соединенная термически, потребляет 13400 кВт, в то время как термически соединенный процесс по изобретению вырабатывает 3100 кВт.
- 6 -
008337
Усовершенствование в выработке энергии в энергоблоке является более значительным, когда холодный СПГ используется для охлаждения в комбинированном цикле. Характеристики энергетического цикла основаны на двух больших промышленных приводах газовой турбины, например энергетические системы GE's Frame 7. Охлаждение воздуха, поступающего в зону горения газовой турбины, и понижение противодавления паровой турбины повышают мощность электростанции от 415000 до 487000 кВт. Полезный результат заключается в том, что производство мощности увеличивается от 401600 до 490100 кВт, чистая прибыль составляет примерно 89000 кВт, причем соответствующее увеличение эффективности выработки составляет от 7027 до 6427 БТЕ/кВтч. Результаты суммированы в помещенной ниже таблице.
УСТАНОВКА, НЕ СОЕДИНЕННАЯ ТЕРМИЧЕСКИ
УСТАНОВКА, СОЕДИНЕННАЯ ТЕРМИЧЕСКИ
Регазификация СПГ:
Расход Морской Воды, Галлонов в Минуту
75000
НЕТ
Насосы СПГ, кВт
8200
8500
Насосы Морской Воды, кВт
5200
НЕТ
Полезная Мощность Детандера, кВт
НЕТ
-11600
Потребление Полезной Мощности, кВт
13400
-3100
Электростанция:
Входящий Воздух, Поступающий в Зону Горения, °F
Электростанция, кВт
415000
487000
Топливо, Миллионы БТЕ/ч, НТС
2820
3150
Полезная Мощность на Выходе, кВт
401600
490100
Эффективность Выработки Энергии, БТЕ/кВтч
7027
6427
Следовательно, как видно из одного аспекта, изобретение предполагает установку, содержащую источник тепла, который нагревает первую часть сжиженного природного газа, и детандер, в котором первая часть нагретого сжиженного природного газа расширяется для осуществления работы. В частности, предпочтительные установки будут включать электростанцию комбинированного цикла как источник тепла, и по меньшей мере часть расширенного сжиженного газа подается в деметанизатор, чтобы производить бедный газ и деметанизированный остаточный продукт. Бедный газ может затем быть сжат с использованием по меньшей мере части работы, обеспечиваемой детандером. Еще более предпочтительно, чтобы деметанизированный остаточный продукт подавался в деэтанизатор, который производит продукт этан и продукт сжиженный нефтяной газ, и/или чтобы продукт этан использовался как топливо на электростанции комбинированного цикла.
По другому аспекту, в общем, предполагается установка, содержащая подачу сжиженного природного газа, который разделяется на первую часть и вторую части, причем первая часть нагревается и расширяется перед входом в деметанизатор, при этом вторая часть используется как орошение для демета-низатора. В такой установке типично предпочтительно, чтобы первая часть расширялась в детандере для производства работы и/или чтобы деметанизатор производил бедный газ, который сжимался бы до давления в трубопроводе с использованием работы, обеспечиваемой детандером. В особенно предпочтительных конфигурациях нагрев первой части обеспечивается посредством жидкого теплоносителя, который получает тепло по меньшей мере от одного из потока воздуха, входящего в газовую турбину, поверхностного конденсатора в паровом цикле, блока регенерации тепла и потока дымового газа.
Поэтому предполагаемые установки в особенности включают те установки, в которых блок регази-фикации оперативно соединяется с энергоблоком комбинированного цикла, причем сжиженный природный газ нагревается посредством тепла, обеспечиваемого энергоблоком комбинированного цикла, и причем обработанный сжиженный природный газ, произведенный из нагретого сжиженного природного газа, сжимается, с использованием энергии, произведенной посредством расширения нагретого сжиженного природного газа.
Таким образом, раскрыты специфические варианты осуществления и применения установки и спо
- 7 -
008337
соба регазификации сжиженного природного газа. Должно быть очевидно, однако, специалистам в этой области техники, что возможны гораздо больше модификаций, кроме тех, которые уже раскрыты, без выхода за пределы существа этого изобретения. Предмет изобретения поэтому не должен ограничиваться ничем, кроме сущности прилагаемых пунктов формулы изобретения. Более того, в интерпретации как описания, так и пунктов формулы изобретения все термины должны интерпретироваться наиболее широким возможным образом, совместимым с контекстом. В частности, термины "содержит" и "содержащий" должны быть интерпретированы как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям не исключительным образом, обозначая, что упомянутые элементы, компоненты или стадии могут присутствовать, или использоваться, или объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, на которые не было произведено точной ссылки.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая источник тепла, который термически соединен с электростанцией комбинированного цикла и выполнен с возможностью нагрева первой части сжиженного природного газа, и детандер, в котором первая часть нагретого сжиженного природного газа расширяется для производства работы, причем расширенная первая часть и вторая часть сжиженного природного газа разделяется в деметанизаторе на бедный газ и деметанизированный остаточный продукт.
2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере часть расширенного сжиженного газа подают в де-метанизатор для производства бедного газа и деметанизированного остаточного продукта.
3. Установка по п.2, в которой бедный газ сжимают с использованием по меньшей мере части работы, обеспечиваемой детандером.
4. Установка по п.2, в которой деметанизированный остаточный продукт подают в деэтанизатор, который производит продукт этан и продукт сжиженный нефтяной газ.
5. Установка по п.4, в которой продукт этан используют как топливо на электростанции комбинированного цикла или как исходное сырье на нефтехимической установке.
6. Установка по п.4, в которой тепловая нагрузка конденсатора орошения деэтанизатора обеспечивается посредством холодосодержания первой части сжиженного природного газа перед тем, как источник тепла нагревает сжиженный природный газ.
7. Установка по п.1, в которой вторая часть и первая часть имеют отношение примерно между 0,4 и
0,7.
8. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая средство подачи сжиженного природного газа, разделяющегося на первую часть и вторую часть, в которой холодосодержание первой части охлаждает источник тепла на установке для производства нагретой первой части, в которой нагретая первая часть расширяется как рабочая текучая среда для производства электрической энергии перед входом в деметанизатор, при этом вторая часть используется как орошение для деметанизатора.
9. Установка по п.8, в которой первая часть расширяется в детандере для производства работы.
10. Установка по п.9, в которой деметанизатор производит бедный газ, сжимающийся до давления в трубопроводе с использованием работы, обеспечиваемой детандером.
11. Установка по п.8, которая дополнительно содержит деэтанизатор, причем первая часть обеспечивает тепловую нагрузку конденсатора орошения для деэтанизатора перед тем, как первая часть нагревается и расширяется.
12. Установка по п.11, в которой деметанизатор производит остаточный продукт, который подается в деэтанизатор, при этом деэтанизатор производит продукт сжиженный нефтяной газ и продукт этан.
13. Установка по п.12, в которой продукт этан сжигается как топливо для турбины на электростанции комбинированного цикла.
14. Установка по п.8, в которой нагрев первой части обеспечивается посредством жидкого теплоносителя, который получает тепло по меньшей мере от одного из потока воздуха, входящего в газовую турбину, блока регенерации тепла и потока дымового газа.
15. Установка для регазификации сжиженного природного газа, содержащая блок регазификации, оперативно соединенный с энергоблоком комбинированного цикла, в которой холодосодержание сжиженного природного газа охлаждает источник тепла в энергоблоке комбинированного цикла, чтобы посредством этого производить нагретый сжиженный природный газ, причем обработанный сжиженный природный газ, произведенный из нагретого сжиженного природного газа, сжимается с использованием энергии, произведенной посредством расширения нагретого сжиженного природного газа, и в которой нагретый сжиженный природный газ расширяется как рабочая текучая среда для производства электрической энергии.
16. Установка по п.15, в которой блок регазификации обеспечивает топливо для сжигания в энергоблоке комбинированного цикла, в которой топливо для сжигания приготовляется из сжиженного природного газа.
17. Установка по п.15, в которой деметанизатор производит обработанный сжиженный природный
- 8 -
008337
газ.
18. Установка по п.17, в которой деметанизатор обеспечивает деметанизированный остаточный продукт для деэтанизатора и в которой деэтанизатор обеспечивает продукт этан как топливо для сжигания.
Дымовой газ > -23
ПГРТ
СПГ из резервуара для хранения
'3_
Бедный газ для продажи в трубопровод
"i П i U iJ
115 <-114
112-
Газовые турбины^
Воздух, поступающий в
\зону горения -111
Газ в трубопроводе
103
СПГ из резервуара для хранения [Чг
-102
т--Qv
ДеС1
ДеС2
106-
"Кг.
107
СЗ+природный газоконденсат
Фиг. 1
Электростанция комбинированного цикла 485 МВт
-115
Этан для топлива газовой турбины
^-121
120
117
-119
/-108
-104
л л
Этан на экспорт
108
Фиг. 2
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 9 -