PT1634023E - Configuração e método de regaseificação de gás natural liquefeito - Google Patents

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PT1634023E
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John Mak
Curt Graham
Dave Schulte
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Fluor Corp
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Description

DESCRIÇÃO
"CONFIGURAÇÃO E MÉTODO DE REGASEIFICAÇÃO DE GÁS NATURAL LIQUEFEITO"
Campo da invenção A presente invenção diz respeito ao processamento do gás, especialmente na medida em que está relacionada com a regaseificação de gás natural liquefeito para recuperação ou remoção de C2, C3 e/ou componentes mais puros.
Antecedentes da invenção À medida que a procura por gás natural aumentou significativamente nos EUA nos últimos anos, o preço de mercado do gás natural tornou-se cada vez mais volátil. Consequentemente, há um interesse renovado na importação de gás natural liquefeito (GNL) enquanto fonte alternativa de gás natural. No entanto, a maioria das importações de GNL possui um elevado valor de aquecimento e é mais rico em hidrocarbonetos pesados do que o permitido pelas -2- especificações dos gasodutos de gás natural norte-americanos. Por exemplo, enquanto que alguns países geralmente aceitam a utilização de GNL mais rico e com elevado poder calorífico, os requisitos do mercado norte-americano têm por base considerações ecológicas e ambientais e podem, também, depender do uso específico do GNL. A maioria dos operadores de gasodutos americanos exige gás relativamente simples para o transporte, sendo que alguns estados chegam a impor obstáculos quanto ao teor de componentes não-metano. Além disso, nalgumas regiões do Centro Oeste, o valor calorífico bruto é limitado a intervalos entre os 960 e os 1050 Btu/scf, enquanto que na Califórnia, o valor calorífico bruto se situa entre os 970 e os 1150 Btu/scf. A maioria das fontes de GNL (por exemplo, das regiões do Médio Oriente ou Sudeste Asiático) tem geralmente um maior poder calorífico e contém mais componentes C2-C6 do que os requisitos da América do Norte. 0 Quadro 1 mostra as actuais normas dos gasodutos da Califórnia e os intervalos tipicos das composições do GNL importado. -3-
Quadro 1
Componente Normas da Califórnia GNL típico importado Cl mínimo 88% 85 a 95% C2 máximo 6% 4 a 14% C3-C5 máximo 3% 3 a 7% C6 + máximo 0,2% 0,5 a 1% N2+C02 1,4 a 3,5% 0,1 a 1% Poder 970-1150 1050-1200 calorífico bruto, Btu/SCF À medida que os regulamentos ambientais se tornam mais rigorosos, é expectável um controlo mais apertado das composições do GNL do que aquele das actuais especificações da América do Norte, exigindo-se assim, novos processos que possam remover os componentes C2+ do GNL de forma rentável. Além disso, tais processos deveriam idealmente proporcionar uma central com flexibilidade suficiente para lidar com uma vasta gama de GNL, permitindo aos importadores comprarem GNL de vários mercados de baixo custo ao invés de se limitarem às fontes que vão ao encontro das especificações da América do Norte. -4-
Os processos convencionais de regaseificação de GNL rico (por exemplo, o GNL da Indonésia está tipicamente entre 1200 a 1300 Btu/SCF) envolvem o aquecimento do GNL em aquecedores activados a combustível ou com aquecedores de água salgada, seguindo-se a diluição do GNL vaporizado com azoto ou um gás simples de forma a ir ao encontro da especificação do poder calorífico. No entanto, ambos os processos de aquecimento são indesejáveis já que os aquecedores de gás a combustível geram muitas emissões e poluentes de CO2, e os aquecedores de água salgada requerem sistemas dispendiosos além de exercerem um impacto negativo no ambiente oceânico. Além disso, a diluição com azoto com o objectivo de controlar o poder calorífico do gás natural é tipicamente pouco económica, já que geralmente requer uma fonte de azoto (por exemplo, uma unidade de separação de ar) que é relativamente dispendiosa de operar. Enquanto os métodos de diluição pode produzir valores caloríficos conforme as especificações, os efeitos exercidos sobre as composições do GNL são relativamente insignificantes, e a composição final (especialmente no que diz respeito aos componentes C2 e C3+) ainda podem ser inaceitáveis tendo em conta as normas ambientais da América do Norte ou outros mercados mais sensíveis com o ambiente. Consequentemente, -5- deve ser realizado um processo de separação do GNL ou outro passo de fraccionamento do gás, o que geralmente requer a vaporização do GNL num desmetanizador usando um permutador de reaquecimento, com o desmetanizador superior recondensado até ao estado líquido e de seguida bombeado e vaporizado nos vaporizadores convencionais, o que aumenta ainda mais os seus custos operacionais. Um processo e configuração de regaseificação exemplificativo encontram-se descritos na patente de invenção norte-americana n.° 6 564 579, de McCartney. A patente de invenção n.° DE 38 36 061 constitui um dos antecedentes da invenção, na qual se baseia o preâmbulo da reivindicação 1.
Assim, ainda que sejam conhecidos inúmeros processos e configurações para a regaseificação do GNL, quase todos eles apresentam uma ou mais desvantagens. Nomeadamente, muitos dos processos actualmente conhecidos são ineficazes no que toca à energia, e pouco flexíveis quanto ao cumprimento dos valores caloríficos e requisitos composicionais. Assim, ainda se mantém a necessidade de se proporcionar configurações e métodos optimizados para o processamento do gás na regaseificação do GNL. -6-
Resumo da invenção A presente invenção diz respeito a configurações e métodos de processamento do GNL numa central na qual uma fonte de calor (por exemplo, integral com ou termicamente acoplada à central) aquece o GNL que é, depois, expandido de forma a produzir energia. As fontes de calor particularmente preferidas incluem o calor residual de centrais de ciclo combinado. Em centrais ainda mais preferidas, o processamento do GNL utiliza um desmetanizador e um desetanizador, sendo que o desmetanizador retira os componentes C2+ do GNL utilizando o vapor expandido como meio de fraccionamento, e em que o rendimento de refrigeração do condensador superior do desetanizador é providenciado pelo teor de refrigeração no GNL antes deste ser aquecido. Além disso, o teor de refrigeração no GNL é utilizado para aumentar a eficiência da geração de energia da central de ciclo combinado mediante o fornecimento de refrigeração ao ar de combustão da turbina a gás (Ciclo de Brayton) e no condensador de superfície na turbina de vapor (Ciclo de Rankine).
Assim, num dos aspectos da presente invenção, as centrais contempladas incluirão uma fonte de calor (por -7- exemplo, uma central de ciclo combinado) que aquece uma primeira porção de um gás natural liquefeito, e um expansor no qual a primeira porção do gás natural liquefeito é expandida de forma a produzir energia. É ainda preferido que pelo menos uma porção do gás expandido seja alimentada para um desmetanizador enquanto gás de fraccionamento de forma a produzir um gás limpo (etano parcial ou totalmente empobrecido) e um produto de fundo desmetanizado, em que o gás simples pode ser recomprimido usando pelo menos parte da energia providenciada pelo expansor. 0 produto de fundo desmetanizado pode, então, ser alimentado num desetanizador que produz um produto de etano e um produto de gás de petróleo liquefeito, sendo que pelo menos nalgumas configurações o produto de etano é utilizado como combustível na central de ciclo combinado.
Noutros aspectos preferidos de tais centrais, contempla-se que pelo menos uma porção do rendimento do condensador de refluxo do desetanizador é proporcionada pelo teor de refrigeração de uma porção do gás natural liquefeito antes de a fonte de calor aquecer o gás natural liquefeito e/ou que uma segunda porção do gás natural liquefeito seja separada num desmetanizador para um gás simples e um produto de fundo desmetanizado (a segunda -8- porção e a primeira porção possuem preferivelmente uma razão de entre cerca de 0,4 e entre 0,7).
Assim, num outro aspecto da presente invenção, são contempladas centrais que incluem uma alimentação de gás natural liquido separada numa primeira porção e numa segunda porção, sendo que a primeira porção é aquecida e expandida antes de entrar num desmetanizador, e sendo que a segunda porção é utilizada como refluxo para o desmetanizador. Geralmente, é preferível que a primeira porção seja expandida num expansor para produzir energia (por exemplo, energia eléctrica), com o vapor expandido a formar um gás de fraccionamento para o desmetanizador na produção de um gás simples que é comprimido até à pressão do gasoduto usando a energia fornecida pelo expansor. Além disso, as centrais contempladas podem incluir um desetanizador, sendo que a primeira porção do GNL proporciona rendimento do condensador de refluxo para o desetanizador antes de a primeira porção ser aquecida e expandida. Nas centrais adequadas, o desmetanizador produz um produto de fundo que é alimentado no desetanizador, sendo que o desetanizador produz um produto de gás de petróleo liquefeito (C3+) e um produto de etano, que pode depois ser comercializado para matérias-primas da indústria -9- petroquímica ou queimados como combustível de turbina numa central de ciclo combinado. Sempre que adequado (por exemplo, para reduzir problemas de segurança), o aquecimento da primeira porção é providenciado pelo líquido de transferência de calor (por exemplo, uma mistura de glicol e água) que transfere o calor do ar de combustão da turbina a gás, da descarga da turbina de vapor, da unidade de recuperação de calor e/ou do fluxo de gás combustível. A integração para uma central energética é particularmente vantajosa já que a utilização do GNL optimiza a eficácia da geração de energia do ciclo combinado, ou seja, o ciclo de energia da turbina a gás (Ciclo de Brayton) e o ciclo da turbina de vapor (Ciclo de Rankine).
Num outro aspecto da presente invenção, uma central pode incluir uma unidade de regaseificação operacionalmente acoplada a uma unidade de ciclo combinado, sendo que o gás natural liquefeito é aquecido pelo calor residual da unidade de ciclo combinado, e sendo que um gás natural simples produzido a partir do gás natural liquefeito aquecido é comprimido usado a energia produzida através da expansão do gás natural liquefeito aquecido. E especialmente contemplado que, em tais centrais, a unidade de regaseificação forneça um produto de gás de petróleo -10- liquefeito (C3+) e um combustível de combustão de etano para a unidade de ciclo combinado, sendo que o etano é produzido a partir do gás natural liquefeito. É ainda mais preferível que um desmetanizador produza o gás natural limpo, e opcionalmente produza um produto de fundo desmetanizado (C2+) para o desetanizador, sendo que o desetanizador produz um produto de gás de petróleo liquefeito (C3+) e um produto de etano, que pode depois ser utilizado como matéria-prima ou como produto para combustão. Nestas centrais, contempla-se que a integração numa central energética aumenta a eficácia geral da geração de energia da central de ciclo combinado. Vários objectivos, funcionalidades, aspectos e vantagens da presente invenção tornar-se-ão mais evidentes após a descrição minuciosa que se segue das variantes preferíveis da invenção, juntamente com as figuras que a acompanham.
Descrição breve da figura A Figura 1 consiste numa perspectiva esquematizada de uma central exemplificativa de acordo com a presente - 11 - invenção com integração directa de uma central de ciclo combinado. A Figura 2 consiste numa perspectiva esquematizada de outra central exemplificativa de acordo com a presente invenção com integração indirecta de uma central de ciclo combinado mediante um meio de transferência de calor à base de glicol.
Descrição minuciosa
Os inventores concluíram que o GNL pode ser processado de forma a retirar vantagens do teor relativamente elevado de refrigeração do mesmo. Mais especificamente, os inventores descobriram que um fluxo de GNL pode ser bombeado até uma pressão desejada e dividido numa primeira e numa segunda porções, sendo que a primeira porção pode ser utilizada como corrente de refluxo num desmetanizador, e sendo que o teor de refrigeração e a energia são extraídos da segunda porção num ou mais passos.
Num aspecto preferido da presente invenção, conforme descrito na Figura 1, o GNL é bombeado e dividido em duas porções. A primeira porção é enviada para um desmetanizador sob a forma de refluxo frio, enquanto que a segunda porção - 12- é utilizada para a geração de energia. Aqui, a segunda porção é aquecida através (a) do fornecimento de um rendimento de refluxo condensante num desetanizador, (b) da refrigeração do ar de combustão para uma turbina a gás, e (c) da refrigeração do condensador de superfície num ciclo de vapor, e (d) do aquecimento adicional com calor residual do HRSG (gerador de vapor de recuperação de calor) numa central de ciclo combinado.
Mais especificamente, na configuração exemplificativa da Figura 1, o caudal do GNL é equivalente a 1,2 BSCFD de gás natural com uma composição de gás típica apresentada no Quadro 1, em baixo. 0 fluxo de GNL 1 de armazenamento (ou outra fonte adequada) encontra-se a uma pressão de cerca de 15 psia e a uma temperatura tipicamente situada entre os -26 0 °F (-162,22°C) e entre os -255°F (-159,44°C). 0 fluxo 1 é bombeado pela bomba de GNL 101 até uma pressão adequada, tipicamente situada entre os 400 psig e entre os 500 psig, para formar o fluxo de GNL pressurizado 2, conforme necessário para entrar no desmetanizador. O fluxo de GNL pressurizado 2 é, seguidamente, dividido no fluxo 4 e no fluxo 3, preferivelmente numa taxa (ou seja, o caudal do fluxo 4 dividido pelo caudal do fluxo 3) entre 0,4 e entre 0,7. Um caudal mais elevado do fluxo 4 aumentará o refluxo - 13 - para o desmetanizador 104 e aumentará a remoção dos componentes C2+. Por exemplo, para uma razão de separação entre os 0,4 e os 0,5, os níveis de remoção são de cerca de 90% para o etano e de cerca de 99% para o propano. Quando a razão de separação é reduzida para os 0,4 e os 0,5, os níveis de remoção são reduzidos de forma proporcional para 10% e 50% para o etano. As alterações nas taxas de refluxo tipicamente terão um menor impacto na recuperação do propano que pode ser mantida em 90% ou em níveis mais elevados, sendo desejáveis já que o gás de petróleo liquefeito é um produto mais valioso. Assim, deve ter-se em conta que, ao variar-se a razão de separação, a quantidade de componentes C2+ no gás pode ser controlada de forma a cumprir os determinados requisitos do mercado. Enquanto que as razões de separação entre 0,4 e entre 0,7 são geralmente preferidas, as razões de separação adequadas incluem também 0,3a 0,39, e 0,71 a 0,9. 0 fluxo 3 é adicionalmente bombeado na bomba 102 até cerca 1500 psig e 2500 psig, formando o fluxo 5, e é aquecido ao longo de diversos passos. Em primeiro lugar, o fluxo 5 é aquecido até formar o fluxo 6 a cerca de -200°F (-128,88°C) num condensador superior do desetanizador 108 do sistema do desetanizador. O fluxo 6 é adicionalmente - 14- aquecido no permutador 111 através da refrigeração do ar de combustão 19 que é refrigerado da temperatura ambiente até cerca de 30°F (-1,1°C) e 60°F (15,55°C) (fluxo 21) antes de o ar de combustão ser alimentado numa turbina de gás 112. A água condensada do ar de combustão é retirada do permutador 111 sob a forma do fluxo 20. O ar de combustão frio, mais denso, aumenta a eficiência da geração de energia e a capacidade da turbina de gás 112 e do gerador eléctrico 114. É evidente que se deverá ter em conta que a selecção de uma temperatura óptima do fluxo 21 dependerá do desempenho da turbina de gás. Teoricamente, o ar da entrada da turbina de gás pode ser adicionalmente refrigerado, conseguindo-se uma maior geração de energia. No entanto, existe um limite máximo para o rendimento de energia para se reduzir a temperatura do ar de entrada, já que se trata de uma função das caracteristicas e limitações mecânicas do desempenho da turbina de gás. 0 fluxo de gás natural de alta pressão 7 do permutador 111 é adicionalmente utilizado para refrigerar a água de refrigeração para o condensador de superfície 116 no ciclo de vapor. Usando o GNL como dissipador de calor de baixas temperaturas melhora significativamente a eficiência da geração de energia do ciclo de Rankine utilizado no ciclo - 15- da turbina de vapor. 0 gás natural de alta pressão é adicionalmente aquecido entre 125°F (51,66°C) e entre 300°F (148,88°C) com o calor residual do gás de combustão 22/23 do HRSG (gerador de vapor de recuperação de calor). A energia produzida pelas turbinas de vapor é utilizada para gerar energia eléctrica com o gerador 118. 0 fluxo de água de alimentação da caldeira 24, produzido a partir do condensador de vapor, é bombeado, vaporizado e superaquecido até se obter o fluxo 25 no HRSG 115 antes de regressar à central de ciclo de vapor. 0 gás natural aquecido a alta pressão 8, entre 125°F (51,66°C) e entre 300°F (148, 88 °C) e entre 1450 psig e entre 2450 psig, é depois expandido no expansor 19. Uma porção da energia expandida é utilizada para conduzir o compressor de gás residual 103 e a energia em excesso é utilizada para gerar a energia eléctrica no gerador 117. Dependendo das condições do mercado e de outros factores, o fluxo residual de etano 15 e opcionalmente o fluxo de GNL C3+ 18 podem ser utilizados como gás combustível para a turbina de gás 112. O fluxo da saída do expansor 9, a uma temperatura entre 40°F (4,44°C) e entre -40°F (-40°C) é alimentado num desmetanizador 104 operando entre 400 psig e entre 500 psig. Deverá ter-se em conta que o fluxo 9 fornece pelo -16- menos uma porção, se não todo, o calor do permutador de reaquecimento exigido pelo desmetanizador. 0 rendimento de refluxo para o desmetanizador 104 é fornecido pelo fluxo 4. Deve ter-se em conta que tais configurações de refluxo/fraccionamento são independentes e tipicamente não necessitam de qualquer consumo de combustível. Se necessário, pode ser utilizada um permutador de reaquecimento inferior 105 para suplementar o requisito de aquecimento em que se pode utilizar o calor residual da central de ciclo combinado. 0 desmetanizador superior 10 é, depois, recomprimido pelo compressor 103 para formar o fluxo 11, tipicamente à pressão do gasoduto. 0 fluxo do produto de fundo 12 do desmetanizador 104 é aliviado no que respeita à pressão e é enviado para o desetanizador 106. 0 fluxo do desetanizador superior 13 é refrigerado num condensador superior 108 usando um fluxo de GNL 5 como agente refrigerante. 0 fluxo superior refrigerado 14 é separado num tambor de refluxo 109, e o fluxo líquido 16 é bombeado pela bomba de refluxo 110 para o fluxo 17, que é conduzido para o topo do desetanizador sob a forma de refluxo. 0 rendimento do permutador de reaquecimento do desetanizador é proporcionado pelo permutador de reaquecimento 107 usando o calor residual da - 17- central de ciclo combinado. 0 desetanizador produz um fluxo de etano 15 que pode ser utilizado como matéria-prima da indústria petroquímica ou queimado como combustível numa central de ciclo combinado, e produz adicionalmente um fluxo de GNL C3+ 18', que pode ser comercializado como produto líquido.
Em alternativa, a integração de calor também pode ser alcançada através do acoplamento térmico de uma fonte de calor ao processamento do GNL conforme descrito na configuração de central exemplificativa da Figura 2. Aqui, a porção do GNL que é aquecido e gera rendimento é aquecida usando uma transferência de calor (por exemplo, fluido de transferência de calor com base em glicol) que proporciona calor da central de ciclo combinado à unidade de processamento do GNL.
Aqui, e da mesma forma que acontecia no processo descrito na Figura 1, o fluxo de GNL 1 é proporcionado a partir do armazenamento ou de outra fonte a uma temperatura de -255°F (-159,44°C) e pressurizado pela bomba do GNL 101 entre cerca de 450 psig e entre 550 psig, a pressão necessária para entrar no desmetanizador 104. Cerca de 50% (ou 5000 GPM) do GNL pressurizado é divido e enviado para o desmetanizador 104 na coluna de refluxo. Os remanescentes -18- 50% são bombeados pela bomba de ciclo de energia de GNL 102 até cerca de 2000 psig, são aquecidos no condensador de refluxo do desetanizador integral 108, e são adicionalmente aquecidos no permutador 120 antes do processo de expansão no expansor 109 para geração de energia usando o gerador 117. O permutador integral 108 também proporciona refluxo ao desetanizador sob a forma de um fluxo interno e eliminou o tambor de refluxo 109 e a bomba de refluxo 110 da Figura 1. Pode utilizar-se uma pressão de entrada no expansor superior a 2000 psig de forma a aumentar o rendimento e eficiência da energia, mas existe uma contrapartida económica entre uma maior receita por parte da energia gerada e os custos mais elevados associados ao equipamento - a pressão elevada do expansor apenas se justifica quando a energia eléctrica pode ser comercializada a preços mais elevados. 0 desmetanizador superior é, depois, comprimido até à pressão do gasoduto pelo compressor 103 usando a energia do expansor 119. 0 desmetanizador 106 recebe o produto do fundo do desmetanizador 104 e produz o produto de etano superior 15 e um produto de GNL 18, que pode ser comercializado, utilizado numa outra parte da central (por exemplo, como combustível da turbina de gás numa central de - 19- ciclo combinado), ou utilizado como material de sintese. A central de ciclo combinado nesta configuração exemplificativa inclui os permutadores 111, 115 e 116 conforme descritos na Figura 1, e o meio de transferência de calor é bombeado pela bomba 121.
Assim, o GNL de alta pressão da 102 é aquecido em dois permutadores de calor, 108 e 120. O condensador de refluxo 108 no desetanizador superior aumenta a temperatura do GNL de -255°F (-159,44°C) para cerca de -190°F (-123,33°C). O GNL é utilizado para satisfazer as necessidades de refrigeração no processo de fraccionamento, eliminando, assim, o dispendioso equipamento do compressor de refrigeração e o consumo de energia. O GNL é adicionalmente aquecido num permutador à base de glicol 120 até cerca de 300°F (148,88°C) usando o calor residual da central eléctrica. Preferivelmente é utilizada uma mistura de glicol/água ou outros fluidos de transferência de calor semelhantes, como meio de transferência de calor entre o bloco de energia e a central de regaseificação de GNL. O processo de troca de calor indirecto isola de forma vantajosa o GNL da troca de calor directa com o bloco de energia, evitando potenciais riscos e perigos associados às falhas do equipamento do GNL. -20-
Uma outra vantagem do sistema de glicol refrigerado inclui a redução da temperatura da água de refrigeração fornecida aos condensadores de superfície, e com uma temperatura mais baixa, a eficácia do ciclo de Rankine utilizado na central eléctrica de turbina de vapor pode ser optimizada. Tal facto geralmente resultará na redução da temperatura e pressão dos condensadores de superfície e, consequentemente, numa contrapressão mais baixa na turbina de vapor de condensação. Tipicamente, a redução de 1 psi na contrapressão na turbina de vapor de condensação aumentará a saída da turbina de vapor em cerca de 6%. Deverá ter-se em conta que a configuração do fluxo de glicol apresentado na Figura 2 é meramente esquemática e que os circuitos de glicol reais são mais complexos e envolvem múltiplos circuitos de fluxo conforme exigido para a integração óptima do calor entre as duas instalações.
Na configuração exemplificativa da Figura 2, são gerados 37 000 HP quando o gás natural a alta pressão e a alta temperatura é expandido até cerca de 400 e 500 psig. Cerca de 60% da energia é utilizada para conduzir o compressor do gás residual 103 necessário para comprimir o desmetanizador superior entre 440 a 490 psig, para entre cerca de 1100 psig (pressão típica dos gasodutos). 0 15 000 -21 - HP excedentes podem ser utilizados para gerar energia para uso interno e/ou para exportação.
Assim, as fontes de calor adequadas incluem em especial o ar de combustão da turbina de gás, a água de refrigeração para o condensador de superfície e/ou o gás de combustão de uma turbina de gás. No entanto, também são contempladas inúmeras outras fontes de calor, e deve ter-se em conta que também sao consideradas fontes de calor adequadas outras unidades para além da central de ciclo combinado. Por exemplo, outras fontes de calor alternativas adequadas incluem inúmeros processos criogénicos (por exemplo, centrais de separação de ar) nos quais o GNL arrefece o ar ou outro gás, processos que providenciam gás de combustão (por exemplo, turbinas de combustão, gases de combustão de reformadores, etc.), e outros processos que actuam como dissipador frio (por exemplo, centrais de produção de dióxido de carbono líquido, centrais de dessalinização ou centrais de congelamento de alimentos). No entanto, é geralmente preferível que as centrais adequadas incluem instalações de regaseificaçao do GNL e terminais de recepção de GNL . Consequentemente, e dependendo da fonte de calor em questão, deve ter-se em
conta que a energia necessária para a regaseificação do GNL -22- pode ser inteira ou parcialmente proporcionada pelas fontes de calor contempladas. Nos casos em que a fonte de calor providencia quantidades insuficientes de calor para gaseificar por completo o GNL, deve ter-se em conta que é possível a obtenção de calor suplementar. Fontes de calor suplementares adequadas incluem o calor residual da descarga da turbina de vapor, o rendimento da condensação do gás de combustão, o aquecimento ambiente com ar (através do fornecimento de ar condicionado a edifícios), com água salgada ou gás combustível. Consequentemente, deve ter-se em conta que as configurações e processos contemplados podem ser utilizados para a reconversão de centrais de regaseificação existentes de forma a optimizar a eficiência e flexibilidade da geração de energia, ou podem ser utilizadas em instalações novas.
Assim, deve ter-se em conta que se podem alcançar inúmeras vantagens através da utilização das configurações de acordo com a presente invenção. Por exemplo, as configurações contempladas proporcionam um ciclo de geração de energia de GNL altamente eficaz que pode ser acoplado com uma central de ciclo combinado convencional. Além disso, na maioria das configurações não é necessário qualquer aquecimento externo eliminando-se, assim, a -23 - necessidade até então presente de um gás combustível ou água salgada para aquecer o GNL numa regaseificação convencional do GNL. Num aspecto particularmente preferível, deve ter-se em conta que as configurações contempladas (por virtude da modificação da razão de separação do fluxo de GNL comprimido) permitem o processamento do GNL com diversas composições e teores caloríficos ao mesmo tempo que se produz um gás natural dentro das especificações e/ou combustível para transportes com GNL para o mercado da América do Norte ou para outros mercados mais sensíveis às emissões. Além disso, as configurações contempladas produzirão etano de elevada pureza como produto comercial ou como fonte de energia para a central de ciclo combinado.
Além disso, deve ter-se particularmente em conta que as configurações e processos contemplados utilizam o GNL como fluido de trabalho para a geração de energia e para o fraccionamento do GNL usando descarga do expansor, e tipicamente não requerem um accionador do compressor de gás separado (por exemplo, o expansor do processo de expansão do GNL é utilizado para accionar o compressor do gás e para produzir energia eléctrica). Além disso, o uso de GNL para a refrigeração do ar de combustão a fim e aumentar a -24- eficácia do ciclo de geração de energia convencional não foi reconhecido até à data. Com a refrigeração do ar de combustão da turbina de gás, o rendimento da turbina pode ser mantido em níveis óptimos mesmo durante os meses de Verão mais quentes, comparativamente às centrais eléctricas convencionais que geralmente registam uma queda no rendimento de energia e uma perda na eficácia da geração de energia durante estes períodos. Com a refrigeração do ar de combustão da turbina de gás, a central eléctrica é protegida contra impactos provocados pelas temperaturas ambiente elevadas e o rendimento e eficácia energética podem ser mantidas em níveis óptimos durante todo o ano. Este processo é particularmente adequado e vantajoso para uma instalação em locais com um clima quente (por exemplo, Médio Oriente) . Quando se utiliza GNL frio para refrigerar o ar de combustão da turbina de gás, o rendimento de energia pode ser dramaticamente aumentado até um máximo de 20%. Tipicamente, para cada 1°F (-17,2°C) reduzido na temperatura do ar de entrada, poderá aumentar-se o rendimento energético da turbina de gás em cerca de 0,4%. Tal facto acontece porque o ar frio é mais denso, resultando num maior caudal mássico para a turbina de gás e, consequentemente, num rendimento e eficácia superiores -25- da turbina de gás. Para uma central eléctrica com uma classificação de localização de 415 MW com uma temperatura ambiente de 90°F (32,2°C), o rendimento da turbina de gás pode ser aumentado para 487 MW quando o ar de entrada é refrigerado até aos 40°F (4,44°C).
Exemplos Cálculo exemplificativo dos componentes em fluxos seleccionados
Numa configuração exemplificativa substancialmente idêntica à configuração da central apresentada na Figura 1, calculou-se a fracção mol de vários componentes de fluxos seleccionados, cujos resultados se encontram enumerados na tabela em baixo. 0 GPL é a fracção inferior C3+ do desetanizador, e o gás de gasoduto é o produto do desmetanizador superior. -26-
Componente Alimentação de GNL Etano GPL Gás de gasoduto N2 0,0065 0,0000 0,0000 0,0073 Cl 0,8816 0,0176 0,0000 0,9878 C2 0,0522 0,9723 0,0053 0,0042 C3 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 C6 + 0,0030 0,0000 0,0505 0,0000 Valor calorífico Btu/SCF (HHV) 1153 1750 2985 999 MMscfd 1200 60 70 1070 Barril por dia 519 900 37 700 51 200 431 000
Comparaçao exemplificativa com central de regaseificação conhecida
Para a realizaçao desta comparaçao, utilizou-se a configuração de central da Figura 2 de forma a comparar o equilíbrio de energia e a eficácia da central de regaseificaçao do GNL integrada com uma central de -27- regaseificação convencional com aquecimento por água salgada e uma central eléctrica separada (não acoplada termicamente). Na configuração exemplificativa de acordo com a presente invenção, com o uso de calor residual da central eléctrica para a regaseificação do GNL, deixa de ser necessário um sistema de aquecimento de água salgada. Tipicamente, é necessário um sistema de água salgada cm 75 000 GPM com uma queda de temperatura de 20°F (-6,66°C) para vaporizar 1,2 BSCFD de GNL, enquanto que com as configurações contempladas, os sistemas de água salgada, incluindo a infra-estrutura de entrada e saida de água salgada, podem ser eliminados. Tais configurações também poupam cerca de 5200 kW de energia necessários para as bombas da água salgada. Por outro lado, o requisito de energia das bombas de GNL é ligeiramente mais elevado, cerca de 8500 kW comparativamente aos 8200 kW de consumo adicional por parte da bomba de ciclo do GNL 102. A produção bruta de energia por parte do ciclo do expansor de GNL, após o consumo do compressor de gás residual 103, é de 11 600 kW. Resumindo, a central não termicamente acoplada convencional consome 13 400 kW enquanto que o processo da invenção termicamente acoplado gera 3100 kW. -28- A melhoria da geração de energia no bloco de energia é mais significativa quando o GNL frio é utilizado para a refrigeração no ciclo combinado. Os desempenhos do ciclo de energia têm por base dois grandes motores comerciais de turbinas de gás, por exemplo, o sistema de energia Frame 7 da marca GE. A refrigeração do ar de combustão da turbina de gás, e a redução da contrapressão da turbina de vapor, aumentam o rendimento da central eléctrica de 415 000 kW para até 487 000 kW. O resultado bruto reside no facto de a produção de energia ser aumentada de 401 600 kW para 490 100 kW, um ganho bruto de cerca de 89 000 kW, com um aumento correspondente da geração da eficiência de 7027 Btu/kWh para 6427 Btu/kWh. Os resultados são resumidos no quadro seguinte. CENTRAL NÃO TERMICAMENTE ACOPLADA CENTRAL TERMICAMENTE ACOPLADA Regaseificação do GNL: Caudal de água salgada, GPM 75 000 Nenhum Bombas de GNL, kW 8200 8500 Bombas de água salgada, kW 5200 Nenhum -29-
Rendimento bruto do expansor, kW Nenhum -11 600 Consumo bruto do expansor, kW 13 400 -3100 Central eléctrica: Entrada de ar de combustão, °F 90 40 Central eléctrica, kW 415 000 487 000 Combustível, MMBtu/h LHV 2820 3150 Rendimento bruto de energia, kW 401 600 490 100 Eficiência de geração de energia, Btu/kWh 7027 6427
Consequentemente, visto a partir de outra perspectiva, os inventores contemplam uma central que inclui uma fonte de calor que aquece uma primeira porção de um gas natural liquefeito, e um expansor no qual a primeira porção do gás natural liquefeito é expandida para produzir energia. As centrais particularmente preferidas incluem uma central de ciclo combinado como fonte de calor, e pelo menos uma porção do gás liquefeito expandido é alimentado num desmetanizador para produzir um gás simples e um produto de -30- fundo desmetanizado. 0 gás simples pode, depois, ser comprimido usando pelo menos uma parte da energia proporcionada pelo expansor. É ainda preferível que o produto de fundo do desmetanizador seja alimentado num desetanizador que produza um produto de etano e um produto de gás de petróleo liquefeito, e/ou que o produto de etano é utilizado como combustível na central de ciclo combinado.
Num outro aspecto, os inventores geralmente contemplam uma central que inclui a alimentação de gás natural líquido dividido numa primeira porção e numa segunda porção, sendo que a primeira porção é aquecida e expandida antes de entrar num desmetanizador, e sendo que a segunda porção é usada como refluxo para o desmetanizador. Nesta central, é tipicamente preferível que a primeira porção seja expandida num expansor para produzir energia e/ou que o desmetanizador produza um gás simples que é comprimido até à pressão do gasoduto usando a energia proporcionada pelo expansor. Em configurações particularmente preferíveis, o aquecimento da primeira porção é providenciado por um fluido de transferência de calor que recebe calor de pelo menos um entre um fluxo de ar da entrada da turbina de gás, um condensador de superfície num ciclo de vapor, uma -31 - unidade de recuperação de calor e um fluxo de gás de combustão.
Assim, as centrais contempladas incluem em especial as centrais nas quais uma unidade de regaseificação se encontra operacionalmente acoplada a uma unidade de ciclo combinado, sendo que o gás natural liquefeito é aquecido por calor proporcionado pela unidade de ciclo combinado, e sendo que um gás natural liquefeito processado produzido a partir do gás natural liquefeito aquecido é comprimido usando a energia produzida pela expansão do gás natural liquefeito aquecido.
Assim sendo, descreveram-se as variantes e aplicações especificas da configuração e processo de regaseificação de gás natural liquefeito. Além disso, na interpretação das especificações e das reivindicações, todos os termos deverão ser interpretados da forma mais abrangente possível de acordo com o contexto em que se inserem. Mais especificamente, os termos "inclui" e "incluindo" deverão ser interpretados como referindo-se aos elementos, componentes ou passos, sem que tal constitua qualquer tipo de limitação, indicando que os elementos, componentes ou passos mencionados podem estar presentes, ou ser -32- -32- elementos, utilizados, ou ser combinados com outros componentes ou passos não expressamente referidos -33-
REFERENCIAS CITADAS NA DESCRIÇÃO A presente listagem de referências citadas pela requerente é apresentada meramente por razões de conveniência para o leitor. Não faz parte da patente de invenção europeia. Embora se tenha tomado todo o cuidado durante a compilação das referências, não é possível excluir a existência de erros ou omissões, pelos quais o EPO não assume nenhuma responsabilidade.
Patentes de invenção citadas na descrição • US 6564579 B, McCartney [0005] • DE 3836061 [0006]

Claims (17)

  1. - 1 - REIVINDICAÇÕES 1. Central de processamento de GNL que inclui: - uma fonte de calor que é refrigerada pelo teor de refrigeração de uma primeira porção (3) de um fluxo de gás natural liquefeito (1) e, por isso, gera uma primeira porção aquecida (8) de gás natural liquefeito; e - uma unidade de regaseificação que inclui: - um expansor (119) no qual a primeira porção aquecida (8) de um gás natural liquefeito é expandida como fluido de trabalho para produzir energia eléctrica e um fluxo de saida do expansor (9); caracterizado pelo facto de a unidade de regaseificação incluir também: - um desmetanizador (104) para produzir um gás simples (10) e um produto de fundo desmetanizado (12); sendo que pelo menos uma porção do fluxo de saida do expansor (9) é alimentada no desmetanizador (104). -2-
  2. 2. Central de acordo com a reivindicação 1, em que a fonte de calor inclui uma central de ciclo combinado.
  3. 3. Central de acordo com a reivindicação 2, em que a unidade de regaseificação proporciona gás de combustão para a central de ciclo combinado, em que o gás de combustão é preparado a partir do fluxo de gás natural liquefeito (1) .
  4. 4. Central de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, que inclui também: - um desetanizador (106) que produz um produto de etano (15) e um produto de gás de petróleo liquefeito (18); em que o produto de fundo desmetanizado (12) é alimentado no desmetanizador (106).
  5. 5. Central de acordo com a reivindicação 4, dependente da reivindicação 3, em que o produto de etano (15) é o combustível de combustão. -3-
  6. 6. Central de acordo com a reivindicação 4, em que o produto de etano (15) é utilizado como matéria-prima na indústria petroquímica.
  7. 7. Central de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, que inclui também: - um compressor de gás residual (103); em que pelo menos parte da energia proporcionada pelo expansor (119) é utilizada para accionar o compressor de gás residual (103) para, assim, comprimir o gás simples (10) .
  8. 8. Central de acordo com a reivindicação 4, que inclui também: - um condensador de refluxo (108); em que a energia do condensador de refluxo do desetanizador (106) é proporcionada pelo teor de refrigeração da primeira porção (3) de gás natural -4- liquefeito antes de a fonte de calor aquecer a primeira porção (3) de gás natural liquefeito.
  9. 9. Central de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, em que a segunda porção do gás natural liquefeito (4) é separado no desmetanizador (104) em gás simples (10) e em produto de fundo desmetanizado (12) .
  10. 10. Central de acordo com a reivindicação 9, em que a segunda porção (4) e a primeira porção (3) possuem uma proporção entre cerca de 0,4 e entre 0,7.
  11. 11. Unidade de regaseificação, conforme definido na reivindicação 1, adaptada para utilização numa central de acordo com qualquer uma das reivindicações 2, 3 ou 5.
  12. 12. Método de processamento de GNL nu ma central de processamento de GNL que inclui: - a divisão de uma alimentação de gás natural (1) numa primeira porção (3) e numa segunda porção (4); -5- - o uso do teor de refrigeração da primeira porção (3) para refrigerar uma fonte de calor na central e, consequentemente, gerar uma primeira porção aquecida (8); - a expansão da primeira porção aquecida (8) enquanto fluido de trabalho para produzir energia eléctrica e um fluxo de saida do expansor (9); - a alimentação do fluxo de saida do expansor (9) num desmetanizador (104); e - o uso da segunda porção (4) como refluxo no desmetanizador (104).
  13. 13. Método de acordo com a reivindicação 12, que também inclui: - a compressão de um gás simples (10) produzido pelo desmetanizador (104) até à pressão do gasoduto usando a energia proporcionada pela expansão da primeira porção aquecida (8) .
  14. 14. Método de acordo com a reivindicação 12, que inclui também: -6- o uso da primeira porção (3) para fornecer rendimento ao condensador de refluxo para um desetanizador (106) antes da primeira porção (3) ser aquecida e expandida.
  15. 15. Método de acordo com a reivindicação 12, que inclui também: - o desmetanizador (104) que também produz um produto de fundo (12); a alimentação do produto de fundo (12) num desetanizador (106); - o desetanizador (106) que produz um produto de gás de petróleo liquefeito (18) e um produto de etano (15).
  16. 16. Método de acordo com a reivindicação 15, em que o produto de etano é queimado como combustível da turbina numa central de ciclo combinado.
  17. 17. Método de acordo com a reivindicação 12, em que o aquecimento da primeira porção (3) é proporcionado por um fluido de transferência de calor que recebe calor de pelo menos um entre um fluxo de ar de entrada de turbina a gás, -7- uma unidade de recuperação de calor e um fluxo de gás de combustão.
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