[0001] Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erdgasverflüssigung, bei dem Gas mit Erdgas
aus einem Transport- oder Sammelsystem oder einer Vorbehandlungsanlage zumindest teilweise
verflüssigt wird und einem Sammelsystem für flüssiges Erdgas zugeführt wird.
[0002] Gegenüber gasförmigem Erdgas hat flüssiges Erdgas, das auch häufig als Flüssigerdgas
(Abkürzung LNG für Liquefied Natural Gas oder GNL für Gas Naturel Liquéfié) bezeichnet
wird, verschiedene Vorteile. Flüssigerdgas weist etwa ein sechshundertstel spezifisches
Volumen des gasförmigen Erdgases auf und ist daher auch für den Transport auf der
Straße, der Schiene oder dem Wasser geeignet. Zur Verflüssigung werden etwa 10 % -
25% des Energieinhaltes des Gases, so dass bei einem Abstand von unter 2000km zwischen
der Erdgasquelle und dem Verbraucher ein leitungsgebundener Transport bisher wirtschaftlicher
ist. Da Erdgaspipelines häufig in Mittelpunkten von politischen Streitigkeiten verortet
sind, und die Versorgungssicherheit für Energie höchste Priorität hat, werden weltweit
Erdgasverflüssigungskapazitäten ausgebaut.
[0003] Herkömmliche Verfahren zur Erdgasverflüssigung erfordern regelmäßig einen immensen
verfahrenstechnischen Geräteaufbau, der nur unflexibel eingesetzt werden kann und
in der Errichtung kostenintensiv ist. Eine Anwendung dieser gewaltigen Komponenten
beispielsweise auf einem Schiff oder einer schwimmenden Plattform ist bisher kaum
möglich. Kompaktere Ausbildungen von Erdgasverflüssigungsanlagen sind regelmäßig von
einem schlechten Wirkungsgrad und ermöglichen keine Erzeugung von Flüssigerdgas mit
hoher Qualität. Beispielsweise ist hier regelmäßig keine Abtrennung von langkettigen
Kohlenwasserstoffkomponenten vorgesehen oder sonstigen Verunreinigungen. Darüber hinaus
werden bei den kompakten Anlagen häufig große Mengen des Prozessgases niederwertigeren
Verwertungen zugeführt.
[0004] Ausgehend von den vorherigen Überlegungen hat es sich die Erfindung zur Aufgabe gemacht,
ein Verfahren zur Erdgasverflüssigung zu schaffen, welches einen hohen Wirkungsgrad
bei gleichzeitig kompakter Baumöglichkeit verwirklicht. Zusätzlich soll die Erfindung
die Möglichkeit schaffen, die Qualität des erzeugten Flüssigerdgases bedarfsgerecht
zu verbessern und beispielweise langkettige Komponenten zu separieren.
[0005] Zur Lösung der Aufgabe schlägt die Erfindung ein Verfahren der eingangs genannten
Art mit den zusätzlichen Merkmalen des Anspruchs 1 vor. Die unabhängigen Ansprüche
beinhalten vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung.
[0006] Die Erfindung setzt bei der eingangs aufgezeigten technischen Entwicklung an und
zeigt einen energetisch und technisch besonders vorteilhaften Weg auf, Erdgas zu verflüssigen
mittels einer Methode, die gleichzeitig eine kostengünstige Installation und besonders
kompakte Bauweise ermöglicht.
[0007] Ein zentrales Merkmal des erfindungsgemäßen Verfahrens ist die Nutzung des eigentlichen
Prozessfluids, des Erdgases, auch als Kühlmittel für die Wärmetauscher zum Abkühlen
auf die erforderlichen niedrigen Temperaturen, damit eine anschließende abkühlende
Entspannung des Erdgases auch den gewünschten Verflüssigungsprozess verursacht. Weiterhin
wird eine Entspannung des Erdgases statt ausschließlich mit einem Joule-Thompson-Ventil
insbesondere mittels eines Turboexpanders ausschließlich oder zumindest unterstützend
durchgeführt, so dass die Temperaturen auf ein noch niedrigeres Niveau absinken und
die Verflüssigung effektiver stattfindet.
[0008] Besonders vorteilhaft ist die von dem Expander erzeugte technische Arbeit nutzbar,
insbesondere in dem Verdichtungsprozess des Verdichters, der das abgezweigte und expandierte
Fluid des sechsten gasförmigen Erdgasstroms wieder auf das Druckniveau des eintretenden
Erdgases befördert, bevor es sich in der ersten Weiche mit dem eintretenden Erdgas
vermischt.
[0009] Eine Möglichkeit die technische Arbeit des Expanders zu nutzen liegt in einer mechanischen
Verbindung zwischen dem Verdichter oder einem Teilverdichter und dem Expander mittels
einer durchgehenden Welle oder über ein drehzahlveränderndes Getriebe. Sinnvoll kann
hierbei ein sogenannter Getriebeverdichter mit Expansionsstufe eingesetzt werden.
Bei dieser Bauart handelt es sich um ein Getriebe mit einem Gehäuse aus dem verschieden
Wellenenden herausgeführt sind und dem Antrieb mehrerer an das Gehäuse angeflanschter
Verdichter dienen. Mindestens eine Welle ist auch zum Zweck des Antriebes aus dem
Gehäuse geführt. Bei dem Getriebeverdichter mit Expansionsstufe ist bevorzugt zusätzlich
zu dem Antrieb auch statt eines Verdichters an einem Wellenende ein Expander mit dem
Wellenende verbunden und an dem Gehäuse angebracht.
[0010] Eine andere Möglichkeit bietet zusätzliche Flexibilität, indem der Expander einen
Generator antreibt, dessen erzeugte elektrische Energie in der Gesamtanlage Verwendung
findet, insbesondere bei dem Antrieb des Verdichters. Der Verdichter ist bevorzugt
als zwischengekühlter Verdichter ausgebildet, wobei eine Zwischenkühlung zwischen
mindestens zwei Stufen vorgesehen ist.
[0011] Zweckmäßig kann der Verdichter auch mehrere Teilverdichter umfassen, wobei der Expander
beispielsweise einen Teilverdichter ausschließlich antreibt und übrige Teilverdichter
andere Antriebe aufweisen.
[0012] Diese anderen Antriebe können beispielsweise elektrische Motoren, Dampfturbinen oder
Gasturbinen sein.
[0013] Im Sinne gesteigerter Effizienz und Flexibilität kann es zweckmäßig sein, wenn eine
Gasturbine einen elektrischen Generator antreibt und sämtliche anderen elektrischen
Verbraucher von der durch den Generator erzeugten elektrischen Energie versorgt werden.
[0014] Besonders vorteilhaft wird der aus dem zweiten Wärmetauscher austretende dritte gasförmige
Erdgasstrom, die einen Separator eingeleitet, wo sich ein flüssiger zweiter Erdgasstrom
und ein gasförmiger achter Erdgasstrom voneinander teilen. Besonders bevorzugt befindet
sich nach diesem zweiten Wärmetauscher ein dritter Wärmetauscher, in den der achte
gasförmige Erdgasstrom nach der Separation im ersten Separator eingeleitet wird und
dort weiter abkühlt und ggf. teilweise kondensiert.
[0015] Zweckmäßig sind der erste, der zweite und der dritte Wärmetauscher jeweils zumindest
von einer gasförmigen Phase des sechsten gasförmigen Volumenstroms gekühlt. Der sechste
gasförmige Volumenstrom durchfließt diese drei Wärmetauscher bevorzugt als Kühlmittel
und wird anschließend zur Verdichtung dem Verdichter zugeführt, um wieder mit dem
eintretenden ersten gasförmigen Erdgasstrom sich auf gleichem Druckniveau zu vermischen.
[0016] Bevorzugt besteht das Separatorsystem zur Phasen-Teilung des aus dem Expander austretenden
vierten gasförmigen Erdgasstroms aus mehreren Stufen, bevorzugt aus mindestens zwei
Stufen der Separation. Auf diese Weise ist es möglich, eine fraktionierte Separierung
durchzuführen und flüssiges Erdgas und ggf. andere Komponenten nach ihren chemischen
Komponenten zumindest teilweise zu sortieren. Das in einem ersten Separationsschritt
des Separationssystems ausfallende flüssige Komponentengemisch ist häufig - abhängig
vom Ausgangszustand - für eine normgerechte Bereitstellung von Flüssigerdgas unbrauchbar
und kann beispielsweise abgefackelt oder anders verwendet werden. Je nach Ausgangsmaterial
erfüllt erst das nach einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung in dem zweiten
Separationsschritt als Flüssigkeit ausfallende Flüssigerdgas die Qualitätsanforderungen
für die gängigen Anwendungen verschiedener Verbraucher.
[0017] Besonders bevorzugt werden die als flüssig ausfallenden Komponenten der Separation
in dem ersten Separator zwischen dem zweiten Wärmetauscher und dem dritten Wärmetauscher
einer fortgesetzten fraktionierten Separierung unterzogen, wobei bevorzugt in zwei
Entspannungsstufen in den Separatoren hinter den Entspannungsventilen zunächst als
flüssige Komponenten die langkettigen Kohlenwasserstoffe ausfallen, die die Qualität
des Flüssigerdgases beeinträchtigen würden und deswegen separat zur weiteren Verwertung
gesammelt werden. Das dort entstehende und von den schweren Kohlenwasserstoffen abgereinigte
gasförmige Erdgas wird, wie in Figur 2 dargestellt, als zehnter gasförmiger Erdgasstrom
in den Separator zur finalen Erzeugung des Flüssigerdgases eingeleitet.
[0018] Im Folgenden ist die Erfindung anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme
auf Zeichnungen näher erläutert.
[0019] Es zeigen:
- Figur 1
- eine schematische Darstellung einer ersten Ausführungsform der Erfindung als Flussdiagramm
mit einfacherer Separation,
- Figur 2
- eine schematische Darstellung einer zweiten Ausführungsform der Erfindung als Flussdiagramm
mit einem erweiterten Separationssystems und
- Figur 3
- eine schematische Darstellung als Flussdiagramm eines Details der Separation der Figur
2.
[0020] Die Figuren 1 bis 3 zeigen schematische Flussdiagramme, in denen das Prozessfluid
Erdgas verschiedenen erfindungsgemäßen Verfahrensschritten unterzogen wird.
[0021] Gasförmiges Erdgas VNG wird mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens aus einem Transport-
oder Sammelsystem VGS zum Zwecke der Verflüssigung entnommen. Dieser erste gasförmige
Erdgasstrom VNS1 wird in einem ersten Verfahrensschritt mit einem sechsten gasförmigen
Erdgasstrom VNS6 in einer ersten Weiche SW1 zusammengeführt und als zweiter gasförmiger
Erdgasstrom VNS2 weitergeleitet.
[0022] Der zweite gasförmige Erdgasstrom VNS2 wird mittels eines ersten Wärmetauschers unter
Wärmeabgabe im Gegenstrom an den sechsten gasförmigen Erdgasstrom VNS6 in einem ersten
Wärmetauscher WT1 abgekühlt. Anschließend wird der zweite gasförmige Erdgasstrom VNS2
in einer zweiten Weiche SW2 in einen dritten gasförmigen Erdgasstrom VNS3 und einen
vierten gasförmigen Erdgasstrom VNS4 aufgeteilt. Der dritte gasförmige Erdgasstrom
VNS3 wird anschließend in einem zweiten Wärmetauscher WT2 unter Wärmeabgabe an den
sechsten gasförmigen Erdgasstrom VNS6 weiter abgekühlt.
[0023] Anschließend wird der dritte gasförmige Erdgasstrom VNS3 mittels eines ersten Joule-Thompson-Ventil
JT1 in einem Separationssystem SEP, hier als einfacherer Separator dargestellt, entspannt,
wodurch ein erster flüssiger Erdgasstrom LNS1 abgeschieden wird und der sechste gasförmige
Erdgasstrom VNS6 entsteht. Wie bereits beschrieben, durchläuft der sechste gasförmige
Erdgasstrom VNS6 die beiden Wärmetauscher WT2, WT1 im Gegenstrom zu den abzukühlenden
zweiten und dritten gasförmigen Erdgasströmen VNS2, VNS3. Anschließend wird der aufgeheizte
sechste gasförmige Erdgasstrom VNS6 in einem Verdichter CO wieder auf den Eintrittsdruck
befördert und in der ersten Weiche SW1 mit dem einströmenden ersten gasförmigen Erdgasstrom
VNS1 vereinigt.
[0024] Der von dem zweiten gasförmigen Erdgasstrom VNS2 abgetrennte vierte gasförmige Erdgasstrom
VNS4 wird in einem Expander EXP expandiert und kühlt sich soweit ab, dass dieser ebenfalls
in das Separatorsystem SEP eingeleitet werden kann unter Entstehung von Flüssigerdgas,
das aus diesem Separator - wie bereits beschrieben - als erster flüssiger Erdgasstrom
LNS1 abgeleitet in eine Sammelstätte LGS befördert wird. Der Expander EXP ist hierbei
mit einer Stufe oder einem Teilkompressor CO1 des Verdichters CO mittels einer starren
Welle verbunden, so dass die technische Arbeit aus dem Expander zu 100% in dem Verdichtungsprozess
des Verdichters CO genutzt wird. Zusätzlich wird der Verdichter CO mittels eines Elektromotors
M angetrieben. Alternative ist auch eine elektrische Energieerzeugung am Expander
denkbar und ggf. die Verwertung dieser Energie im Verdichterantrieb.
[0025] Figur 2 stellt in dem oberen Bereich im Wesentlichen den bereits in Figur 1 dargestellten
Prozess dar, wobei der einzelne Separator des Separationssystems SEP in der bevorzugten
Ausführungsform der Figur 2 durch ein erweiterte Separationssystem ersetzt ist, das
eine qualitative Aufbereitung des Flüssigerdgases LNS bzw. des ersten flüssigen Erdgasstroms
LNS1 in dem Flüssigerdgaslager LGS ermöglicht.
[0026] Das aus dem zweiten Wärmetauscher WT2 austretende gasförmige Erdgas VNS3 wird in
einen ersten Separator SEP1 in einen zweiten flüssigen Erdgasstrom LNS2 und einen
achten gasförmigen Erdgasstrom VNS8 aufgeteilt. Der zweite flüssige Erdgasstrom LNS2
enthält bei dieser fraktionierten Separation verhältnismäßig viele langkettige Kohlenwasserstoffe
HHC, die in der anschließenden stufenweise fortgesetzten Separation abgeschieden werden.
[0027] Mittels eines zweiten Joule-Thompson-Ventils JT2, einem anschließenden vierten Separator
SEP4, sowie auf der Flüssigseite der Separation stromabwärts gelegenen weiteren dritten
Joule-Thompson-Ventil JT3 und einem weiteren fünften Separator SEP5 über das flüssige
Zwischenprodukt des dritten flüssigen Erdgasstroms LNS3 zu dem vierten flüssigen Erdgasstrom
LNS4 wird eine aufkonzentrierte Mischung aus schweren Kohlenwasserstoffen HHC erzeugt
und zur weiteren Verwendung einem Lager zugeführt wird.
[0028] Der vierte Separator SEP4 scheidet auf der Gasseite einen siebten gasförmigen Erdgasstrom
VNS7 ab, der mittels eines vierten Joule-Thompson-Ventils JT4 parallel zu dem dritten
Joule-Thompson-Ventil JT3 auf ein Druckniveau entspannt, bei dem mittels einer dritten
Weiche SW3 ein neunter gasförmiger Erdgasstrom VNS9 aus dem fünften Separator mit
dem siebten gasförmigen Erdgasstrom VNS7 sich zu dem zehnten gasförmigen Erdgasstrom
VNS10 vereint. Das auch durch die Joule-Thompson-Entspannung mittels des vierten Joule-Thompson-Ventils
JT4 abgekühlte gasförmige Erdgas des zehnten gasförmigen Erdgasstroms VNS10 wird einer
zweiten Separationsstufe SEP2.2 zugeführt, wo es sich mit anderen Zuströmungen vermischt.
Einer ersten Separationsstufe SEP2.1 dieser zweistufigen Separation wird der gasförmige
vierte Erdgasstrom VNS4 aus dem Expander EXP zugeleitet, dessen flüssige Abscheidung
aus dieser ersten Separationsstufe SEP2.1 einer Abfallverwertung WST zugeführt wird.
Die gasförmige Abscheidung dieser ersten Separationsstufe SEP2.1 wird der dahingehend
stromabwärts gelegenen zweiten Separationsstufe SEP2.2 als fünfter gasförmiger Erdgasstrom
VNS5 zugeführt. Hierbei wird optional ein sechstes Joule-Thompson-Ventil JT6 zwischen
der ersten Separationsstufe SEP2.1 und der zweiten Separationsstufe SEP2.2 zur Entspannung
des fünften gasförmigen Erdgasstroms VNS5 angeordnet, was zusätzlich die Verflüssigung
begünstigen kann.
[0029] Der achte gasförmige Erdgasstrom VNS8 wird in den dritten Wärmetauscher WT3 abgekühlt
und über ein fünftes Joule-Thompson-Ventil JT5 ebenfalls direkt in die zweite Separationsstufe
SEP2.2 zugeführt, so dass sich in dieser zweiten Separationsstufe aus dem Gemisch
der Zuführungen ein erster flüssiger Erdgasstrom LNS1 als Flüssigerdgasendprodukt
LNS zur Lagerung in der Lagerstätte LGS abscheidet. Die gasförmige Fraktion dieser
Separierung in der zweiten Separationsstufe SEP2.2 ist der sechste gasförmige Erdgasstrom
VNS6, der im Gegenstrom zur Kühlung der Wärmetauscher WT3, WT2, WT1 verwendet wird.
[0030] Figur 3 zeigt die Zusammenstellung der Hardware-Komponenten des zweiten Wärmetauschers
WT2, dritten Wärmetauschers WT3 und ersten Separators SEP1 etwas genauer. Der dritte
gasförmige Erdgasstrom VNS3 tritt in den zweiten Wärmetauscher WT2 ein und abgekühlt
anschließend in den ersten Separator SEP1 ein, wo er sich in einem zweiten flüssigen
Erdgasstrom LNS2 und einen achten gasförmigen Erdgasstrom VNS8 aufteilt. Der achte
gasförmige Erdgasstrom VNS8 gibt dem stromabwärts befindlichen dritten Wärmetauscher
WT3 zusätzlich Wärme an, dass die beiden Wärmetauscher WT3, WT2 im Gegenstrom durchfließende
gasförmige Erdgas des sechsten gasförmigen Erdgasstroms VNS6 ab.
1. Verfahren zur Erdgasverflüssigung,
bei dem Gas mit Erdgas (VNG) aus einem Transport- oder Sammelsystem (VGS) zumindest
teilweise verflüssigt und einem Sammelsystem (LGS) für flüssiges Erdgas (LNG) zugeführt
wird,
gekennzeichnet durch die folgenden Schritte:
- Zusammenführen mittels einer Weiche (SW1) von einem ersten gasförmigen Erdgasstrom
(VNS1) aus dem Sammelsystem (VGS) mit einem sechsten gasförmigen Erdgasstrom (VNS6)
zu einem zweiten gasförmigen Erdgasstrom (VNS2),
- Abkühlen des zweiten gasförmigen Erdgasstroms (VNS2) mittels eines ersten Wärmetauschers
(WT1) unter Aufheizung des sechsten gasförmigen Erdgasstroms (VNS6),
- Aufteilen des zweiten gasförmigen Erdgasstroms (VNS2) in einen vierten gasförmigen
Erdgasstrom (VNS4) und einen dritten gasförmigen Erdgasstrom (VNS3) mittels einer
zweiten Weiche (SW2),
- Abkühlen des dritten gasförmigen Erdgasstroms (VNS3) mittels eines zweiten Wärmetauschers
(WT2) unter Aufheizung des sechsten gasförmigen Erdgasstroms (VNS6),
- Aufteilen des dritten gasförmigen Erdgasstroms (VNS3) mittels eines Separatorsystems
(SEP) in einen gasförmigen achten Erdgasstrom (VNS8) und einen flüssigen zweiten Erdgasstrom
(LNS2),
- Entspannen des vierten gasförmigen Erdgasstroms (VNS4) mittels eines Expanders (EXP),
- Aufteilen des vierten gasförmigen Erdgasstroms (VNS4) mittels eines Separationssystems
(SEP) in mindestens einen ersten flüssigen Erdgasstrom (LNS1) und mindestens den sechsten
gasförmigen Erdgasstrom (VNS6),
- Einleitung des ersten flüssigen Erdgasstroms (LNS1) in das Sammelsystem (LGS),
wobei der sechste gasförmige Erdgasstrom (VNS6) die Schritte in der Reihenfolge 7,
2 durchströmt, stromabwärts mittels eines Verdichters (CO) verdichtet wird und in
Schritt 1 eintritt.
2. Verfahren nach Anspruch 1,
wobei der Expander (EXP) technische Arbeit erzeugt, die zumindest teilweise zum Antrieb
des Verdichters (CO) verwendet wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2,
wobei der Verdichter (CO) mehrere Stufen umfasst und mindestens eine Zwischenkühlung
(INT) aufweist zwischen zwei Stufen des Verdichters.
4. Verfahren nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche,
wobei für den Verdichter (CO) ein gesonderter Antrieb (M) vorgesehen ist.
5. Verfahren nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 4,
wobei der dritte gasförmige Erdgasstrom (VNS3) nach Austritt aus dem zweiten Wärmetauscher
(WT2) in einen ersten Separator (SEP1) eingeleitet wird und sich in einen flüssigen
zweiten Erdgasstrom (LNS2) und einen gasförmigen achten Erdgasstrom (VNS8) aufteilt.