NO20110059A1 - Liquid LNG regasification unit - Google Patents
Liquid LNG regasification unit Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110059A1 NO20110059A1 NO20110059A NO20110059A NO20110059A1 NO 20110059 A1 NO20110059 A1 NO 20110059A1 NO 20110059 A NO20110059 A NO 20110059A NO 20110059 A NO20110059 A NO 20110059A NO 20110059 A1 NO20110059 A1 NO 20110059A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- lng
- regasifier
- turbine generator
- gas
- steam
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 8
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 claims description 5
- 239000008236 heating water Substances 0.000 claims description 3
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 84
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 107
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 5
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
- F02C1/02—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being an unheated pressurised gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
- F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P80/00—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications
- Y02P80/10—Efficient use of energy, e.g. using compressed air or pressurized fluid as energy carrier
- Y02P80/15—On-site combined power, heat or cool generation or distribution, e.g. combined heat and power [CHP] supply
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Det beskrives en flytende LNG- regassifiseringsenhet med en LNG-lagertank (10) og en LNG-regassifiserer (20), samt med en elektrisitetsgenererende enhet for produksjon av gass og elektrisitet med LNG-regassifisereren (20). Den flytende LNG-regassifiseringsenheten kan samtidig levere gass og elektrisitet, idet den innbefatter en LNG-regassifiserer for regassifisering av LNG, og en gassturbingenerator i en elektrisitetsgenereringsenhet i LNG-regassifisereren for generering av elektrisitet. Installasjonskostnader for gassturbingeneratoren reduseres fordi gassturbingeneratoren kan drives med gass fra LNG-gassifisereren, og fordi det ikke er behov for noen kompressor for komprimering av gass for gassturbingeneratoren. Videre kan den flytende LNG-regassifiseringsenheten redusere utgiftene ved at den energimengden som er nødvendig for enhetene kan minimeres. Dette som følge av avfallsvarmegjenvinning. Forurensning av havet med bruk av avfallsvarme hindres. Dette fordi det produseres damp med bruk av avgass som genereres i gassturbingeneratoren, og ved at det brukes damp som drivenergi for LNG- regassifisereren og for en dampturbingenerator som tilføres for produksjon av elektrisitet.A liquid LNG regasification unit is described with an LNG storage tank (10) and an LNG regasifier (20), as well as with an electricity generating unit for gas and electricity production with the LNG regasifier (20). The liquid LNG regasification unit can simultaneously supply gas and electricity, including an LNG regasifier for LNG regasification, and a gas turbine generator in an electricity generation unit of the LNG regasifier for electricity generation. Installation costs for the gas turbine generator are reduced because the gas turbine generator can be operated with gas from the LNG gasifier and because no compressor for compressing gas for the gas turbine generator is needed. Furthermore, the liquid LNG regasification unit can reduce expenses by minimizing the amount of energy needed for the units. This is due to waste heat recovery. Contamination of the sea with the use of waste heat is prevented. This is because steam is produced using the exhaust gas generated in the gas turbine generator, and steam is used as the drive energy for the LNG regasifier and for a steam turbine generator supplied for the production of electricity.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en flytende LNG-regassifiseringsenhet, mer særskilt en flytende LNG-regassifiseringsenhet som samtidig kan tilveiebringe gass og elektrisitet. Enheten har en LNG-regassifiserer for regassifisering av LNG, og en gassturbingenerator i en elektrisitetsgenereringsenhet installert på LNG-regassifisereren for generering av elektrisitet. Med oppfinnelsen kan monteringskostnader for gassturbingeneratoren reduseres fordi gassturbingeneratoren kan drives med gass generert fra LNG-regassifisereren og det ikke er nødvendig med noen kompressor for komprimering av gass for gassturbingeneratoren. Oppfinnelsen kan også redusere kostnader ved at den energimengden som er nødvendig for samtlige enheter minimeres, hvilket skyldes avfallsvarmegjenvinning. Bruken av avfallsvanne vil også hindre forurensning av havet, fordi det produseres damp med avgass som genereres i gassturbingeneratoren, hvilken damp brukes som drivenergi for LNG-regassifisereren og for en dampturbingenerator som brukes for produksjon av elektrisitet. The present invention relates to a liquid LNG regasification unit, more particularly a liquid LNG regasification unit which can simultaneously provide gas and electricity. The unit has an LNG regasifier for regasification of LNG, and a gas turbine generator in an electricity generation unit installed on the LNG regasifier for generating electricity. With the invention, assembly costs for the gas turbine generator can be reduced because the gas turbine generator can be operated with gas generated from the LNG regasifier and no compressor is needed to compress gas for the gas turbine generator. The invention can also reduce costs by minimizing the amount of energy required for all units, which is due to waste heat recovery. The use of waste water will also prevent pollution of the sea, because steam is produced with exhaust gas generated in the gas turbine generator, which steam is used as drive energy for the LNG regasifier and for a steam turbine generator used for the production of electricity.
Generelt er en LNG-flyter (flytende LNG-lagrings- og produksjonsfasilitet) en marin fasilitet utformet med en enhet for produksjon av LNG (Liquified Natural Gas - flytendegjort naturgass) eller naturgass om bord på et flytelegeme av lektertypen. In general, an LNG floater (floating LNG storage and production facility) is a marine facility designed with a unit for the production of LNG (Liquefied Natural Gas) or natural gas on board a barge-type floating body.
En slik LNG-flyter har ulike utforminger av sine øvre enheter eller komponenter, alt avhengig av utførelsen av tankene som brukes for lagring av LNG. Dreier det seg eksempelvis om en lagringstank av MOSS-typen, så vet man at en slik MOSS-tank vil være sikker fordi den ikke medfører skvulping av LNG. Imidlertid er det et problem med en LNG-flyter med en tank av MOSS-typen at den krever et stort areal og fordi det foreligger plassbegrensninger med hensyn til fremstillingen av en FPSO (Floating Production, Storage and Offloading)-enhet for produksjon av LNG eller for ombygging av eksisterende LNG-skip til LNG-FPSO-skip. Such an LNG floater has different designs of its upper units or components, all depending on the design of the tanks used for the storage of LNG. If it is, for example, a storage tank of the MOSS type, then you know that such a MOSS tank will be safe because it does not cause sloshing of LNG. However, a problem with an LNG floater with a MOSS type tank is that it requires a large area and because there are space limitations with regard to the manufacture of an FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) unit for the production of LNG or for conversion of existing LNG ships to LNG-FPSO ships.
Ved bruk av en tank av membrantypen vil det dessuten, som følge av at en slik membrantank er beheftet med skvulping, foreligge mange begrensninger for anvendelsen av en membrantank som tank for en LNG-flyter. Videre, for å kunne bruke en membrantank i en LNG-flyter, må styrken til de isolerende delene økes vesentlig, og når det dreier seg om en ombygging av et LNG-skip til et LNG-FPSO-skip, må materialer i deler av tanken byttes ut med et forsterket isolasjonsmateriale. When using a tank of the membrane type, there will also be, as a result of the fact that such a membrane tank is subject to sloshing, many limitations for the use of a membrane tank as a tank for an LNG floater. Furthermore, in order to use a membrane tank in an LNG floater, the strength of the insulating parts must be significantly increased, and when it comes to a conversion of an LNG ship to an LNG-FPSO ship, materials in parts of the tank must replaced with a reinforced insulation material.
I tillegg, når det dreier seg om en SPB (Seif Supporting Prismatic Type-B)-tank, hvor det ikke forventes skvulping, har SPB-tanker vært brukt som tanker for LNG-flyteren, men de er dyrere i fremstilling enn en membrantank. In addition, when it comes to an SPB (Seif Supporting Prismatic Type-B) tank, where sloshing is not expected, SPB tanks have been used as tanks for the LNG floater, but they are more expensive to manufacture than a membrane tank.
Som beskrevet foran kan det brukes ulike typer LNG-regassiflseringsenheter, alt i samsvar med hva slags tanker som brukes når enhetene flyter på vannoverflaten. Som et eksempel skal en kjent flytende LNG-regassifiseringsenhet beskrives kort nedenfor. As described above, different types of LNG regasification units can be used, all in accordance with the type of tanks used when the units are floating on the water surface. As an example, a known floating LNG regasification unit will be briefly described below.
Som vist på fig. 1 flyter den kjente LNG-regassifiseringsenheten på havoverflaten, og enheten innbefatter: en LNG-tank 10 som er fylt med LNG, en lavtrykkspumpe 81 for føring av LNG ut fra LNG-tanken 10, en buffertank 82 som er anordnet utenfor LNG-tanken 10 for første mottak av LNG, en høytrykkspumpe 83 for føring av LNG fra buffertanken 82, en strømningsstyreventil 84 for styring av en tilførsel av LNG, og en LNG-regassifiserer 20 for regassifisering av LNG. As shown in fig. 1, the known LNG regasification unit floats on the sea surface, and the unit includes: an LNG tank 10 which is filled with LNG, a low-pressure pump 81 for carrying LNG out from the LNG tank 10, a buffer tank 82 which is arranged outside the LNG tank 10 for first receiving LNG, a high-pressure pump 83 for feeding LNG from the buffer tank 82, a flow control valve 84 for controlling a supply of LNG, and an LNG regasifier 20 for regasification of LNG.
En slik flytende LNG-regassiifseringsenhet mottar LNG fra LNG-tanken 10, regassifiserer LNG i LNG-regassifisereren 20, og produserer således gass. Such a floating LNG regasification unit receives LNG from the LNG tank 10, regasifies the LNG in the LNG regasifier 20, and thus produces gas.
En slik flytende LNG-regassiifseringsenhet er imidlertid beheftet med flere problemer. Dette fordi den er utformet bare for produksjon av gass, og fordi den vil ha en dårlig innvirkning på det marine miljøet fordi det brukes sjøvann under regassifiseringen. Det går med mye energi fordi det brennes gass med energitap som skyldes varmeoverføring over tid på grunn av lengre lagringsperioder, eller fordi det frigjøres generert gass til atmosfæren om sommeren når gassforbruket synker. Videre vil generatorer som brukes i anlegg på land, medføre forurensning som følge av det anvendte brenselet. However, such a liquid LNG regasification unit is beset with several problems. This is because it is designed only for the production of gas, and because it will have a bad impact on the marine environment because seawater is used during the regasification. It uses a lot of energy because gas is burned with energy loss due to heat transfer over time due to longer storage periods, or because generated gas is released into the atmosphere in the summer when gas consumption drops. Furthermore, generators used in facilities on land will cause pollution as a result of the fuel used.
Ifølge foreliggende oppfinnelse foreslås det således tiltak for å bøte på de foran nevnte problemene som hefter ved den kjente teknikk, og det er en hensikt med oppfinnelsen å tilveiebringe en flytende LNG-regassifiseringsenhet, som samtidig kan levere gass og elektrisitet, idet den innbefatter en LNG-regassifiserer for regassifisering av LNG, og en gassturbingenerator i en elektrisitetsgenererende enhet installert på LNG-regassifisereren for generering av elektrisitet. According to the present invention, measures are thus proposed to remedy the above-mentioned problems associated with the known technique, and it is a purpose of the invention to provide a liquid LNG regasification unit, which can simultaneously deliver gas and electricity, as it includes an LNG -regasifier for the regasification of LNG, and a gas turbine generator in an electricity generating unit installed on the LNG regasifier for the generation of electricity.
Nok en hensikt med dne foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende LNG-regassifiseringsenhet, som kan redusere installasjonskostnadene for gassturbingeneratoren, fordi gassturbingeneratoren kan drives med gass som genereres i LNG-regassifisereren, uten behov for kompressor for komprimering av gass for gassturbingeneratoren. Another purpose of the present invention is to provide a liquid LNG regasification unit, which can reduce the installation costs of the gas turbine generator, because the gas turbine generator can be operated with gas generated in the LNG regasifier, without the need for a compressor for compressing gas for the gas turbine generator.
Nok en hensikt med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende LNG-regassifiseringsenhet, hvormed man kan redusere utgiftene ved at den energimengden som kreves for samtlige enheter kan minimeres på grunn av avfallsvarmegjenvinning. Man hindrer forurensning av havet ved at det benyttes avfallsvanne som produserer damp under utnyttelse av avgassen som genereres i gassturbingeneratoren. Dampen brukes som drivenergi for LNG-regassifisereren, og i en dampturbingenerator som brukes for produksjon av elektrisitet. Another purpose of the present invention is to provide a liquid LNG regasification unit, with which one can reduce expenses by the amount of energy required for all units can be minimized due to waste heat recovery. Pollution of the sea is prevented by using waste water that produces steam while utilizing the exhaust gas generated in the gas turbine generator. The steam is used as drive energy for the LNG regasifier, and in a steam turbine generator used for the production of electricity.
For oppnåelse av de foran nevnte hensikter foreslås det således en flytende LNG-regassifiseringsenhet som innbefatter en LNG-lagringstank, en LNG-regassifiserer, og en elektrisitetsgenererende enhet, for produksjon av gass og elektrisitet med LNG-regassifisereren. In order to achieve the aforementioned purposes, a floating LNG regasification unit is thus proposed which includes an LNG storage tank, an LNG regasifier, and an electricity generating unit, for the production of gas and electricity with the LNG regasifier.
Det foretrekkes at den elektrisitetsgenererende enheten genererer elektrisitet ved hjelp av en gassturbingenerator som drives med regassifisert gass som produseres i LNG-regassifisereren. It is preferred that the electricity generating unit generates electricity by means of a gas turbine generator operated with regasified gas produced in the LNG regasifier.
Dessuten foretrekkes det at den flytende LNG-regassifiseringsenheten videre innbefatter en avgassvarmeveksler for generering av høytemperaturdamp ved bruk av avgass som genereres i gassturbingeneratoren. Moreover, it is preferred that the liquid LNG regasification unit further includes an off-gas heat exchanger for generating high-temperature steam using off-gas generated in the gas turbine generator.
Videre foretrekkes det at LNG-regassifisereren bruker damp generert i avgassvarmeveksleren som en energikilde for regassifiseringen av LNG. Furthermore, it is preferred that the LNG regasifier uses steam generated in the exhaust gas heat exchanger as an energy source for the regasification of LNG.
I tillegg foretrekkes det at damp som går gjennom LNG-regassifisereren, omformes til vann og brukes om igjen som kondensat for generering av damp i avgassvarmeveksleren. In addition, it is preferred that steam passing through the LNG regasifier is transformed into water and reused as condensate for the generation of steam in the exhaust gas heat exchanger.
I tillegg foretrekkes det at den flytende LNG-regassifiseringsenheten videre innbefatter en varmeveksler for oppvarming av vann fra LNG-regassifisereren, slik at vannet omformes til et høytemperaturkondensat. In addition, it is preferred that the floating LNG regasification unit further includes a heat exchanger for heating water from the LNG regasifier, so that the water is transformed into a high temperature condensate.
Dessuten foretrekkes det at varmeveksleren kjøler høytemperaturkjølevann, som kommer fra gassturbingeneratoren eller fra et luftkondisjoneringssystem i regassifiseringsenheten, idet det brukes kjølt vann fra LNG-regassifisereren. Moreover, it is preferred that the heat exchanger cools high temperature cooling water, which comes from the gas turbine generator or from an air conditioning system in the regasification unit, using chilled water from the LNG regasifier.
Videre foretrekkes det at den flytende LNG-regassifiseringsenheten videre innbefatter en dampturbingenerator for generering av elektrisitet med bruk av damp som genereres i avgassvarmeveksleren. Furthermore, it is preferred that the liquid LNG regasification unit further includes a steam turbine generator for generating electricity using steam generated in the exhaust gas heat exchanger.
Det er også å foretrekke at vann fra dampturbingeneratoren blandes med vann fra LNG-regassifisereren og tilføres varmeveksleren. It is also preferable that water from the steam turbine generator is mixed with water from the LNG regasifier and fed to the heat exchanger.
I tillegg er det å foretrekke at den flytende LNG-regassifiseringsenheten videre innbefatter en ledning for føring av avgass generert i avgassvarmeveksleren til LNG-regassifisereren. In addition, it is preferable that the floating LNG regasification unit further includes a line for guiding waste gas generated in the waste gas heat exchanger to the LNG regasifier.
Som beskrevet foran kan den flytende LNG-regassifiseringsenheten ifølge den As described above, the floating LNG regasification unit can according to it
foreliggende oppfinnelsen samtidig levere gass og elektrisitet. Enheten innbefatter en LNG-regassifiserer for regassifisering av LNG, og en gassturbingenerator for en elektrisitetsgenererende enhet i LNG-regassifisereren for generering av elektrisitet. the present invention simultaneously supply gas and electricity. The unit includes an LNG regasifier for regasification of LNG, and a gas turbine generator for an electricity generating unit in the LNG regasifier for generating electricity.
Den flytende LNG-regassifiseringsenheten kan redusere installasjonskostnader for gassturbingeneratoren fordi gassturbingeneratoren kan drives med gass som genereres i LNG-regassifisereren, og fordi det ikke er nødvendig med noen kompressor for komprimering av gassen for gassturbingeneratoren. The liquid LNG regasification unit can reduce the installation cost of the gas turbine generator because the gas turbine generator can be powered by gas generated in the LNG regasifier and because no compressor is needed to compress the gas for the gas turbine generator.
Den flytende LNG-regassifiseringsenheten kan redusere utgiftene ved at den energimengden som er nødvendig for enhetene kan minimeres. Dette som følge av avfallsvarmegjenvinning. Forurensning av havet med avfallsvanne hindres, fordi det produseres damp med bruk av avgass som genereres i gassturbingeneratoren, og fordi det brukes damp som en drivkraft for LNG-regassifisereren og for dampturbingeneratoren som tilføres for produksjon av elektrisitet. The liquid LNG regasification unit can reduce costs by minimizing the amount of energy required for the units. This is as a result of waste heat recovery. Pollution of the sea with waste water is prevented, because steam is produced using the exhaust gas generated in the gas turbine generator, and because steam is used as a driving force for the LNG regasifier and for the steam turbine generator which is supplied for the production of electricity.
De foran nevnte og andre hensikter, trekk og fordeler med oppfinnelsen vil gå frem av den etterfølgende, mer detaljerte beskrivelse av en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelsen, under henvisning til tegningen hvor: The aforementioned and other purposes, features and advantages of the invention will emerge from the subsequent, more detailed description of a preferred embodiment of the present invention, with reference to the drawing where:
Fig. 1 skjematisk viser en kjent flytende LNG-regassifiseringsenhet, og Fig. 1 schematically shows a known floating LNG regasification unit, and
Fig. 2 skjematisk viser en flytende LNG-regassifiseringsenhet ifølge en foretrukket utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, hvilken enhet er forsynt med en elektrisitetsgenererende enhet. Fig. 2 schematically shows a liquid LNG regasification unit according to a preferred embodiment of the present invention, which unit is provided with an electricity generating unit.
Den inventive utførelsen skal nå beskrives nærmere under henvisning til tegningen. The inventive design will now be described in more detail with reference to the drawing.
Som vist på fig. 2 innbefatter en flytende LNG-regassifiseringsenhet ifølge en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelsen en LNG-lagertank 10, en LNG-regassifiserer 20, og en elektrisitetsgenererende enhet for generering av elektrisitet. As shown in fig. 2, a liquid LNG regasification unit according to a preferred embodiment of the present invention includes an LNG storage tank 10, an LNG regasifier 20, and an electricity generating unit for generating electricity.
Den elektrisitetsgenererende enheten genererer elektrisitet ved hjelp av en gassturbingenerator 30. Denne drives med regassifisert gass fra LNG-regassifisereren 20. The electricity generating unit generates electricity by means of a gas turbine generator 30. This is operated with regasified gas from the LNG regasifier 20.
Dessuten innbefatter den flytende LNG-regassifiseringsenheten en avgassvarmeveksler 40 for generering av høytemperaturdamp ved bruk av avgass fra gassturbingeneratoren 30. Additionally, the floating LNG regasification unit includes an off-gas heat exchanger 40 for generating high temperature steam using off-gas from the gas turbine generator 30.
LNG-regassifisereren 20 bruker damp fra avgassvarmeveksleren 40 som en energikilde for regassifiseringen av LNG. The LNG regasifier 20 uses steam from the exhaust gas heat exchanger 40 as an energy source for the regasification of LNG.
Videre blir dampen som går gjennom LNG-regassifisereren 20 omdannet til vann, og blir brukt om igjen som kondensat for generering av damp i avgassvarmeveksleren 40. Furthermore, the steam passing through the LNG regasifier 20 is converted to water, and is reused as condensate for the generation of steam in the exhaust gas heat exchanger 40.
I tillegg innbefatter den flytende LNG-regassifiseringsenheten videre en varmeveksler 50 for kjøling av høytemperaturkjølevann som kommer fra gassturbingeneratoren 30, fra et luftkondisjoneringssystem i regassifiseringsenheten, eller lignende, idet det brukes vann fra LNG-regassifisereren 20. In addition, the liquid LNG regasification unit further includes a heat exchanger 50 for cooling high-temperature cooling water coming from the gas turbine generator 30, from an air conditioning system in the regasification unit, or the like, using water from the LNG regasifier 20.
Varme som oppnås som følge av varmevekslingen i varmeveksleren 50, brukes for oppvarming av vann fra LNG-regassifisereren 20. Heat obtained as a result of the heat exchange in the heat exchanger 50 is used for heating water from the LNG regasifier 20.
I tillegg innbefatter den flytende LNG-regassifiseringsenheten en dampturbingenerator 60 for generering av elektrisitet med bruk av damp fra avgassvarmeveksleren 40. In addition, the floating LNG regasification unit includes a steam turbine generator 60 for generating electricity using steam from the exhaust gas heat exchanger 40.
Vann fra dampturbingeneratoren 60 blandes med vann fra LNG-regassifisereren 20, og går så til varmeveksleren 50. Water from the steam turbine generator 60 is mixed with water from the LNG regasifier 20, and then goes to the heat exchanger 50.
Den flytende LNG-regassifiseringsenheten innbefatter videre en ledning 70 for føring av avgass fra avgassvarmeveksleren og til LNG-regassifisereren. The floating LNG regasification unit further includes a line 70 for leading exhaust gas from the exhaust gas heat exchanger and to the LNG regasifier.
På tegningen betegner henvisningstallet 81 en lavtrykkspumpe i LNG-tanken 10. Henvisningstallet 82 er en buffertank, og henvisningstallet 83 er en høytrykkspumpe. Henvisningstallet 84 er en volumstrømventil (eng. flow control val ve). In the drawing, the reference number 81 denotes a low-pressure pump in the LNG tank 10. The reference number 82 is a buffer tank, and the reference number 83 is a high-pressure pump. Reference number 84 is a flow control valve.
Henvisningstallet 85 er en gasstrømningsmåler. Henvisningstallet 86 er en deler, og 87 betegner en omformer, mens 88 betegner en sirkulasjonspumpe. Reference number 85 is a gas flow meter. Reference numeral 86 is a divider, and 87 denotes a converter, while 88 denotes a circulation pump.
Den flytende LNG-regassifiseringsenheten som har ovenstående konfigurasjon, er i utgangspunktet konstruert for produsering av gass i LNG-regassifisereren 20, ved å motta LNG fra LNG-lagertanken 10 ved hjelp av lavtrykkspumpen 81, via buffertanken 82 og høytrykkspumpen 83. Det kan genereres elektrisitet dersom den elektrisitetsgenererende enheten i tillegg installeres på den flytende LNG-regassifiseringsenheten. The floating LNG regasification unit having the above configuration is basically designed for the production of gas in the LNG regasifier 20, by receiving LNG from the LNG storage tank 10 by means of the low pressure pump 81, via the buffer tank 82 and the high pressure pump 83. Electricity can be generated if the electricity generating unit is additionally installed on the floating LNG regasification unit.
Nedenfor skal en elektrisitetsgenereringsprosess ved hjelp av den elektrisitetsgenererende enheten beskrives. En gassturbingenerator 30 er montert og drives med regassifisert gass fra LNG-regassifisereren 20 for generering av elektrisitet. Below, an electricity generation process using the electricity generating unit will be described. A gas turbine generator 30 is mounted and operated with regasified gas from the LNG regasifier 20 to generate electricity.
Avgass fra gassturbingeneratoren 30 produserer damp ved hjelp av varmeveksling med kondensat i avgassvarmeveksleren 40, og avgassen går til atmosfæren. Exhaust gas from the gas turbine generator 30 produces steam by means of heat exchange with condensate in the exhaust gas heat exchanger 40, and the exhaust gas goes to the atmosphere.
I tillegg brukes høytemperaturdamp fra varmevekslingen som en energikilde for LNG-regassifiseringen i LNG-regassifisereren 20. In addition, high-temperature steam from the heat exchange is used as an energy source for the LNG regasification in the LNG regasifier 20.
Dette betyr at LNG-regassifisereren 20 kan drives uten diesel, som er et startbrensel, idet det brukes damp som genereres i avgassvarmeveksleren 40. This means that the LNG regasifier 20 can be operated without diesel, which is a starting fuel, using steam generated in the exhaust gas heat exchanger 40.
Damp som går gjennom LNG-regassifisereren 20 omformes til vann, og kan brukes om igjen som kondensat for generering av damp i avgassvarmeveksleren 40. Steam passing through the LNG regasifier 20 is transformed into water, and can be reused as condensate for the generation of steam in the exhaust gas heat exchanger 40.
Damp som går gjennom LNG-regassifisereren 20 omformes til vann (med ca. 20°C), og går til varmeveksleren 50. Vannet varmeveksles med høytemperaturkjølevann (ca. 60°C) fra gassturbingeneratoren 30, fra luftkondisjoneringssystemet i regassifiseringsenheten, eller lignende. Dette skjer i varmeveksleren 50, slik at derved høytemperaturkjølevannet omformes til lavtemperaturkjølevann (ca. 30°C). Lavtemperaturkjølevannet benyttes om igjen som kjølevann for gassturbingeneratoren 30 eller for luftkondisjoneringssystemet i regassifiseringsenheten, eller lignende. Steam passing through the LNG regasifier 20 is transformed into water (at about 20°C), and goes to the heat exchanger 50. The water is heat exchanged with high-temperature cooling water (about 60°C) from the gas turbine generator 30, from the air conditioning system in the regasification unit, or the like. This takes place in the heat exchanger 50, so that the high-temperature cooling water is thereby transformed into low-temperature cooling water (approx. 30°C). The low-temperature cooling water is used again as cooling water for the gas turbine generator 30 or for the air conditioning system in the regasification unit, or the like.
Noe av den dampen som genereres i avgassvarmeveksleren 40, overføres til dampturbingeneratoren 60 for generering av elektrisitet. Some of the steam generated in the exhaust gas heat exchanger 40 is transferred to the steam turbine generator 60 for generating electricity.
Vann fra dampturbingeneratoren 60 (ca. 40°C) blandes med vann fra LNG-regassifisereren 20 og går til varmeveksleren 50. Water from the steam turbine generator 60 (approx. 40°C) is mixed with water from the LNG regasifier 20 and goes to the heat exchanger 50.
Vann som varmeveksles i varmeveksleren 50 vil ha en temperatur i området fra 45-50°C, og går til avgassvarmeveksleren 40 som kondensat ved hjelp av sirkulasjonspumpen 88. Water that is heat exchanged in the heat exchanger 50 will have a temperature in the range from 45-50°C, and goes to the exhaust gas heat exchanger 40 as condensate with the help of the circulation pump 88.
Avgass fra avgassvarmeveksleren 40 kan tilføres LNG-regassifisereren 20 gjennom ledningen 70. Exhaust gas from the exhaust gas heat exchanger 40 can be supplied to the LNG regasifier 20 through the line 70.
Som beskrevet foran kan den flytende LNG-regassifiseringsenheten ifølge den foreliggende oppfinnelsen produsere gass i LNG-regassifisereren 20, og kan generere elektrisitet med gassturbingeneratoren 30 som bruker regassifisert gass. I tillegg kan den flytende LNG-regassifiseringsenheten tilveiebringe damp ved hjelp av avgass fra gassturbingeneratoren 30, hvilken damp brukes som energikilde for dampturbingeneratoren 60. Således kan den flytende LNG-regassifiseringsenheten tilveiebringe ulike gunstige virkninger, eksempelvis en effektiv utnyttelse av energier, unngåelse av havforurensning, osv. As described above, the liquid LNG regasification unit according to the present invention can produce gas in the LNG regasifier 20, and can generate the electricity with the gas turbine generator 30 which uses regasified gas. In addition, the liquid LNG regasification unit can provide steam with the help of exhaust gas from the gas turbine generator 30, which steam is used as an energy source for the steam turbine generator 60. Thus, the liquid LNG regasification unit can provide various beneficial effects, for example an efficient utilization of energies, avoidance of ocean pollution, etc.
Selv om oppfinnelsen her er beskrevet i forbindelse med et utførelseseksempel, så skal oppfinnelsen ikke være begrenset til dette, men bare være begrenset av patentkravene. Fagfolk vil forstå at det vil kunne være mulig å endre eller modifisere utførelsen uten at man derved går utenfor den inventive rammen. Although the invention is described here in connection with an embodiment, the invention shall not be limited to this, but only be limited by the patent claims. Those skilled in the art will understand that it may be possible to change or modify the execution without thereby going outside the inventive framework.
Claims (10)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020100007662A KR101121721B1 (en) | 2010-01-28 | 2010-01-28 | Floating type LNG regasification unit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20110059A1 true NO20110059A1 (en) | 2011-07-29 |
Family
ID=44319944
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20110059A NO20110059A1 (en) | 2010-01-28 | 2011-01-13 | Liquid LNG regasification unit |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5183756B2 (en) |
| KR (1) | KR101121721B1 (en) |
| CN (1) | CN102192401B (en) |
| BR (1) | BRPI1100658A2 (en) |
| NO (1) | NO20110059A1 (en) |
| SG (1) | SG173272A1 (en) |
| WO (1) | WO2011093591A2 (en) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101419009B1 (en) * | 2012-04-17 | 2014-07-15 | 에스티엑스조선해양 주식회사 | Lng regasification apparatus having combined cycle power plant |
| KR101665328B1 (en) * | 2012-05-25 | 2016-10-24 | 대우조선해양 주식회사 | Marine Electricity Generation Module Using Waste Heat In Cooling Water Of Condenser |
| KR101260993B1 (en) * | 2012-10-29 | 2013-05-06 | 주식회사 디섹 | Floating facility mounted power plant |
| KR101260992B1 (en) * | 2012-10-29 | 2013-05-06 | 주식회사 디섹 | Floating facility mounted power plant |
| KR101260994B1 (en) * | 2012-10-29 | 2013-05-06 | 주식회사 디섹 | Floating facility mounted power plant |
| CN103225740B (en) * | 2013-04-22 | 2015-09-09 | 中国海洋石油总公司 | A kind of LNG receiving station utilizes the BOG processing system of pressure energy |
| CN103225739B (en) * | 2013-04-22 | 2015-09-09 | 中国海洋石油总公司 | A kind of LNG receiving station boil-off gas energy-efficient treatment system |
| CN104315339B (en) * | 2014-10-27 | 2016-02-24 | 中国海洋石油总公司 | Be applied to LNG cascade regas system and the regasification process of offshore floating type LNG regasification plant |
| EP3412555A4 (en) * | 2016-04-07 | 2019-10-09 | Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. | SHIP COMPRISING A GAS RE-VAPORIZATION SYSTEM |
| KR101814446B1 (en) * | 2016-05-24 | 2018-01-05 | 삼성중공업 주식회사 | Fuel gas supply system |
| KR20190008790A (en) * | 2017-07-17 | 2019-01-25 | 현대중공업 주식회사 | A Engine cooling water expansion tank and Cooling water treatment system and Vessel having the same |
| KR101924288B1 (en) * | 2017-09-05 | 2018-11-30 | 두산중공업 주식회사 | System that utilizes carbon dioxide of flue gas captured by cold heat of liquefied natural gas |
| CN109578806B (en) * | 2018-12-07 | 2024-01-23 | 江苏中圣压力容器装备制造有限公司 | LNG flash evaporation vapour (BOG) supercharging condensation recovery process device |
| CN112158296B (en) * | 2019-01-25 | 2021-09-14 | 太平洋海洋工程（舟山）有限公司 | Breathable mast suitable for FSRU |
| CN110107368B (en) * | 2019-06-11 | 2024-04-19 | 赫普科技发展（北京）有限公司 | Steam condensing method, steam condensing system and power generation system |
| KR102889695B1 (en) | 2021-04-13 | 2025-11-21 | 에이치디현대중공업 주식회사 | Regasification System of liquefied Gas and Ship Having the Same |
| FR3123687B1 (en) * | 2021-06-03 | 2024-04-26 | Technip France | Process for producing electricity by means of an installation intended to be placed in a body of water |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5833594A (en) * | 1981-08-20 | 1983-02-26 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Compound energy conservation type equipment for liquefied-gas ship |
| JPH05113108A (en) * | 1991-10-23 | 1993-05-07 | Osaka Gas Co Ltd | Cold heat power generator utilizing liquefied natural gas |
| JPH10267197A (en) * | 1997-03-25 | 1998-10-09 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Low temperature liquefied gas storage facility |
| KR100489804B1 (en) * | 2002-11-28 | 2005-05-16 | 대우조선해양 주식회사 | A system of management for B.O.G in LNG carrier |
| JP2004330831A (en) * | 2003-05-02 | 2004-11-25 | Nobuhiko Hatakeyama | Ship with refrigeration storage means |
| CN1852832B (en) * | 2003-09-19 | 2010-05-12 | 信号系泊浮筒公司 | Gas unloading system |
| US7119460B2 (en) * | 2004-03-04 | 2006-10-10 | Single Buoy Moorings, Inc. | Floating power generation system |
| WO2006052896A1 (en) * | 2004-11-08 | 2006-05-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liquefied natural gas floating storage regasification unit |
| FR2879720B1 (en) * | 2004-12-17 | 2007-04-06 | Snecma Moteurs Sa | COMPRESSION-EVAPORATION SYSTEM FOR LIQUEFIED GAS |
| EP1864009A2 (en) * | 2005-03-30 | 2007-12-12 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for thermal integration of lng regasification and power plants |
| US20070144184A1 (en) * | 2005-12-22 | 2007-06-28 | Wijingaarden Wim V | Enhanced LNG regas |
-
2010
- 2010-01-28 KR KR1020100007662A patent/KR101121721B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-12-20 WO PCT/KR2010/009102 patent/WO2011093591A2/en not_active Ceased
-
2011
- 2011-01-11 JP JP2011002717A patent/JP5183756B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-01-13 NO NO20110059A patent/NO20110059A1/en not_active Application Discontinuation
- 2011-01-14 SG SG2011002540A patent/SG173272A1/en unknown
- 2011-01-18 CN CN201110020941.8A patent/CN102192401B/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-01-27 BR BRPI1100658-7A patent/BRPI1100658A2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2011158089A (en) | 2011-08-18 |
| KR101121721B1 (en) | 2012-02-28 |
| BRPI1100658A2 (en) | 2013-04-30 |
| WO2011093591A3 (en) | 2011-11-10 |
| CN102192401A (en) | 2011-09-21 |
| WO2011093591A4 (en) | 2012-01-05 |
| SG173272A1 (en) | 2011-08-29 |
| WO2011093591A2 (en) | 2011-08-04 |
| JP5183756B2 (en) | 2013-04-17 |
| CN102192401B (en) | 2014-07-09 |
| KR20110087970A (en) | 2011-08-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20110059A1 (en) | Liquid LNG regasification unit | |
| KR102197284B1 (en) | Power generation system | |
| Mrzljak et al. | Change in steam generators main and auxiliary energy flow streams during the load increase of LNG carrier steam propulsion system | |
| WO2007039480A1 (en) | Liquefied natural gas regasification plant and method with heat recovery | |
| CN109506126A (en) | A kind of re-liquefied fuel dispensing system of small-sized LNG fuel ship BOG | |
| KR101593969B1 (en) | Cooling Seawater Discharging System For Floating Type Power Plant | |
| NO332708B1 (en) | Regassification with power plants | |
| KR20110027864A (en) | Waste heat recovery system using exhaust gas of gas combustion unit | |
| CN109026235A (en) | A kind of cold energy generation system for liquefied natural gas floating storage regasification plant | |
| RU2686651C2 (en) | System and method for controlling fuel supply to ship motor | |
| KR20120015402A (en) | Engine Cooling Unit and Method | |
| CN112204370A (en) | LNG filling equipment test and evaluation equipment | |
| KR101419009B1 (en) | Lng regasification apparatus having combined cycle power plant | |
| CN211204067U (en) | Waste heat recovery system of natural gas incineration device for ship | |
| CN220076652U (en) | Dual-fuel ship fuel tank evaporation gas treatment system | |
| Andriani et al. | Performance Analysis of a Renewable‐Powered Multi‐Gas Floating Storage and Regasification Facility for Ammonia Vessels With Reconversion to Hydrogen | |
| KR20160049122A (en) | Floating lng re-gasification power plant reducing sea water suction load | |
| Budiyanto et al. | Performance analysis of combined gas-electric steam turbine system as Main propulsion for small-scale LNG carrier ships | |
| KR101394801B1 (en) | Fuel gas supply system of liquefied natural gas and method for controlling boil-off gas | |
| KR101699325B1 (en) | Floating storage power plant, and cooling and heating operating method of the same | |
| JP2020513513A (en) | A prime mover heat pump for low temperature use and cooling fluids | |
| KR20140067794A (en) | Compressed air system for ship | |
| KR20100018290A (en) | Ship propulsion unit | |
| KR20170114333A (en) | Complex power generating system and ship having the same | |
| KR20220152592A (en) | Gas treatment system of hydrogen carrier |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |