DE69626665T2 - Verflüssigungsverfahren - Google Patents

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Description

  • Die Erfindung betrifft einen Verflüssigungsprozess und betrifft insbesondere einen Erdgas-Verflüssigungsprozess.
  • Erdgas wird aus Gas-, Gas-/Kondensat- und Ölfeldern gewonnen, die in der Natur vorkommen und umfasst im Allgemeinen ein Gemisch aus Verbindungen, wobei die wichtigste Methan ist. Normalerweise enthält Erdgas wenigstens 95% Methan und andere niedrigsiedende Kohlenwasserstoffe (obwohl es weniger enthalten kann), wobei der Rest der Zusammensetzung hauptsächlich Stickstoff und Kohlendioxid umfasst. Die genaue Zusammensetzung variiert stark und kann eine Reihe anderer Verunreinigungen einschließlich Schwefelwasserstoff und Quecksilber enthalten.
  • Erdgas kann "Armgas" oder "Reichgas" sein. Diese Begriffe haben keine genau umrissene Bedeutung, sondern im Allgemeinen wird in der Technik davon ausgegangen, dass ein Armgas weniger hochsiedende Kohlenwasserstoffe aufweist als ein Reichgas. Daher kann ein Armgas wenig oder kein Propan, Butan oder Pentan enthalten, während ein Reichgas wenigstens einige dieser Bestandteile enthält.
  • Da Erdgas ein Gemisch aus Gasen ist, verflüssigt es sich über einen Bereich von Temperaturen, und wenn es verflüssigt ist, wird Erdgas als "LNG" (liquefied natural gas – verflüssigtes Erdgas) bezeichnet. Normalerweise verflüssigen sich Erdgasverbindungen bei atmosphärischem Druck im Temperaturbereich zwischen –165°C und –155°C. Die kritische Temperatur von Erdgas beträgt zwischen –90°C und –80°C, was in der Praxis bedeutet, dass es nicht ausschließlich durch Ausübung von Druck verflüssigt werden kann, sondern auch unter die kritische Temperatur abgekühlt werden muss.
  • Erdgas wird häufig verflüssigt, bevor es an seine abschließende Einsatzstelle transportiert wird. Die Verflüssigung ermöglicht es, das Volumen von Erdgas um einen Faktor von ungefähr 600 zu verringern. Die Kapitalkosten und die Betriebskosten der Vorrichtung, die erforderlich ist, um das Erdgas zu verflüssigen, sind sehr hoch, jedoch nicht so hoch wie die Kosten des Transports von nicht verflüssigtem Erdgas.
  • Die Verflüssigung von Erdgas kann ausgeführt werden, indem das Erdgas in Gegenstrom-Wärmeaustauschbeziehung mit einem gasförmigen Kältemittel gekühlt wird, und nicht mit flüssigen Kältemitteln, die bei herkömmlichen Verflüssigungsverfahren eingesetzt werden, so bei dem Kaskaden- oder dem mit Propan vorgekühlten Gemischprozess. Wenigstens ein Teil des Kältemittels wird durch einen Kälteerzeugungszyklus geleitet, der wenigstens einen Verdichtungsschritt und wenigstens einen Verdampfungs- bzw. Ausdehnungsschritt einschließt. Vor dem Verdichtungsschritt hat das Kältemittel normalerweise Umgebungstemperatur (d. h. die Temperatur der umgebenden Atmosphäre). Während des Verdichtungsschritts wird das Kältemittel auf einen hohen Druck verdichtet und wird durch den Verdichtungsvorgang erwärmt. Das verdichtete Kältemittel wird dann mit der Umgebungsluft oder, wenn eine Wasserquelle zur Verfügung steht, mit Wasser gekühlt, um das Kältemittel wieder auf Umgebungstemperatur zurückzuführen. Das Kältemittel wird dann verdampft bzw. ausgedehnt, um es weiter abzukühlen. Es gibt zwei grundlegende Verfahren zur Erreichung der Ausdehnung. Das eine Verfahren umfasst einen Drosselprozess, der über ein J.T-Ventil (Joule-Thomson-Ventil) stattfinden kann, wobei das Kältemittel im Wesentlichen isenthalpisch ausgedehnt wird. Das andere Verfahren schließt eine im Wesentlichen isentropische Ausdehnung aus, die über eine Düse oder häufiger über einen Verdampfer oder eine Turbine stattfinden kann. Die im Wesentlichen isentropische Ausdehnung des Kältemittels ist in der Technik als "Arbeitsausdehnung" bekannt. Wenn das Kältemittel über eine Turbine ausgedehnt wird, kann Arbeit von der Turbine zurückgewonnen werden und diese Arbeit kann genutzt werden, um einen Beitrag zu der Energie zu leisten, die erforderlich ist, um das Kältemittel zu verdichten.
  • Im Allgemeinen wird davon ausgegangen, dass Arbeitsexpansion effizienter ist als Drosseln (ein größeres Temperaturgefälle kann bei der gleichen Druckverringerung erreicht werden), jedoch sind die Anlagen kostenaufwendiger. Daher wird bei den meisten Prozessen normalerweise nur Arbeitsexpansion oder eine Mischung aus Arbeitsexpansion und Drosseln genutzt.
  • Wenn Erdgas einer bestimmten Zusammensetzung bei einem konstanten Druck gekühlt wird, hat das Gas bei jeder Temperatur einen bestimmten Wert für die Rate der Änderung der Enthalpie (Q) des Gases. Die Temperatur (T) kann grafisch als Funktion von Q dargestellt werden, um eine "Abkühlungskurve" für Erdgas zu erzeugen. Die Abkühlungskurve hängt stark vom Druck ab, d. h. wenn der Druck unter dem kritischen Druck liegt, ist die T/Q-Abkühlungskurve stark unregelmäßig, d. h. sie enthält mehrere Abschnitte mit unterschiedlichem Gefälle einschließlich eines Abschnitts mit einem Gefälle von Null oder nahe Null. Bei Anstiegen des Drucks, insbesondere über den kritischen Druck, neigt die T/Q-Abkühlungskurve dazu, eine gerade Linie zu sein.
  • Im Folgenden wird Bezug auf 1 genommen, die eine grafische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie für das Abkühlen von Erdgas unter und über den kritischen Druck ist. Die Kurve A, die sich auf das Abkühlen von Gas unter kritischen Druck bezieht, wird ausführlicher behandelt. Die Kurve A hat eine charakteristische Form, die sich in eine Reihe von Bereichen unterteilen lässt. Bereich 1 hat ein konstantes Gefälle und stellt die fühlbare Abkühlung (sensible cooling) des Gases dar. Bereich 2 hat ein abnehmendes Gefälle und liegt unter der Taupunkttemperatur des Gases beim Beginn der Kondensation schwererer Bestandteile. Bereich 3 entspricht der Masseverflüssigung des Gases und weist das niedrigste Gefälle der Kurve auf, d. h. in diesem Abschnitt ist die Kurve nahezu horizontal. Bereich 4 hat ein ansteigendes Gefälle und liegt über der Blasenpunkttemperatur der Flüssigkeit, wenn die leichtesten Bestandteile kondensiert werden. Bereich 5 liegt unter der Blasenpunkttemperatur und hat ein konstantes Gefälle, das stärker ist als das Gefälle der Bereiche 3 und 4. Bereich 5 entspricht der fühlbaren Abkühlung der Flüssigkeit und ist als der "Unterkühlungs"-Bereich bekannt.
  • Im Folgenden wird auf 2 der Zeichnungen Bezug genommen, die eine grafische Darstellung von T/Q ist, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff bei einem Erdgasdruck von ungefähr 5,5 MPa zeigt. Die grafische Darstellung zeigt auch die Erwärmungskurve für Stickstoff über den gleichen Temperaturbereich. Diese grafische Darstellung ist repräsentativ für ein Verflüssigungssystem, in dem Erdgas in einer Reihe von Wärmetauschern durch einen einfachen Stickstofft-Ausdehnungszyklus abgekühlt wird. Das Stickstoff-Kältemittel, das aus der Reihe von Wärmetauschern austritt, wird verdichtet, mit Umgebungsluft abgekühlt, durch Arbeitsexpansion auf ungefähr -152°C abgekühlt und dann dem kalten Ende der Reihe von Wärmetauschern zugeführt. Das Stickstoff-Kältemittel wird von der Arbeitsexpansion vorgekühlt, indem es durch wenigstens einen Wärmetauscher am warmen Ende der Reihe von Wärmetauschern hindurchgeleitet wird, so dass die Abkühlungskurve eine kollektive Erdgas-/Stickstoff-Abkühlungskurve ist.
  • Das Gefälle der Abkühlungs- und der Erwärmungskurve an allen Punkten in 2 beträgt dT/dQ. Auf dem Gebiet der Verflüssigung ist bekannt, dass der effizienteste Prozess der ist, bei dem bei jedem Wert von Q die entsprechende Temperatur auf der Abkühlungskurve des Erdgases so nah wie möglich an der entsprechenden Temperatur auf der Erwärmungskurve des Kältemittels liegt. Dies bedeutet, das dT/dQ für die Abkühlungskurve des Erdgases so nahe wie möglich an dT/dQ für die Erwärmungskurve des Kältemittels liegt. Bei jedem beliebigen Q ist jedoch die für den Wärmetauscher erforderliche Fläche umso größer, je näher die Temperatur des Erdgases und des Kältemittels beieinander liegen. Daher ist ein bestimmter Kompromiss zwischen der Minimierung des Temperaturunterschiedes und der Minimierung der Oberfläche des Wärmetauschers gemacht worden. Aus diesem Grund liegt die Temperatur des Erdgases für jeden Wert von Q im Allgemeinen bevorzugt 2°C über der des Kältemittels.
  • In 2 ist die Stickstoff-Erwärmungskurve annähernd eine einzelne gerade Linie (d. h. hat eine konstantes Gefälle). Dies ist repräsentativ für einen einstufigen Kälteerzeugungszyklus, bei dem der gesamte Kältemittel-Stickstoff durch Arbeitsexpansion auf eine niedrige Temperatur von ungefähr –160°C bis –140°C abgekühlt wird und dann in Gegenstrom-Wärmetauschbeziehung mit dem Erdgas geleitet wird. Es ist klar, dass in den meisten Teilen der T/Q-Kurve ein großer Temperaturunterschied zwischen Erdgas und dem Stickstoff-Kältemittel vorliegt, und dies zeigt an, dass der Wärmeaustausch sehr ineffizient ist.
  • Es ist auch bekannt, dass das Gefälle der Erwärmungskurve des Kältemittels geändert werden kann, indem die Strömungsmenge des Kältemittels durch die Wärmetauscher geändert wird, d. h., das Gefälle kann erhöht werden, indem die Strömungsmenge des Kältemittels verringert wird. In dem in 2 dargestellten System ist es nicht möglich, die Strömungsmenge des Stickstoffs zu verringern, da die Zunahme des Gefälles bewirkt, dass die Stickstoff-Erwärmungskurve die Erdgas-Abkühlungskurve schneidet. Ein Schnittpunkt der beiden Kurven deutet auf eine Temperatur-"Engstelle" (pinch) oder "Überschneidung" (cross over) in dem Wärmetauscher zwischen dem Stickstoff und dem Erdgas hin, und unter diesen Bedingungen kann der Prozess nicht funktionieren.
  • Wenn jedoch der Stickstofffluss in zwei Ströme unterteilt wird, ist es möglich, die Stickstoff-Erwärmungskurve von einer einzelnen geraden Linie zu zwei einander schneidenden geradlinigen Abschnitten mit unterschiedlichem Gefälle zu verändern. Ein Beispiel eines derartigen Prozesses ist im US-Patent Nr. 3,677,019 offenbart. Diese Patentbeschreibung offenbart einen Prozess, bei dem das verdichtete Kältemittel in wenigstens zwei Teile aufgeteilt wird und jeder Teil durch Arbeitsexpansion abgekühlt wird. Jeder in Arbeitsexpansion ausgedehnte Teil wird einem separatem Wärmetauscher zugeführt, um das zu verflüssigende Gas abzukühlen. Dadurch umfasst die Kältemittel-Erwärmungskurve wenigstens zwei geradlinige Abschnitte mit unterschiedlichem Gefälle. Dies trägt zur Anpassung der Erwärmungs- und der Abkühlungskurve bei und verbessert die Effizienz des Prozesses. Diese Patentbeschreibung wurde vor über 20 Jahren veröffentlicht, und der darin offenbarte Prozess ist mit modernen Standards gemessen ineffizient.
  • Im US-Patent Nr. 4,638,639 wird ein Prozess zum Verflüssigen eines permanenten Gasstroms offenbart, der ebenfalls das Aufteilen des Kältemittelstroms in wenigstens zwei Teile einschließt, um die Abkühlungskurve des zu verflüssigenden Gases an die Erwärmungskurve des Kältemittels anzupassen. Der Auslass aller Verdampfer bei diesem Prozess hat einen Druck von über ungefähr 1 MPa. Die Patentbeschreibung deutet an, dass derartig hohe Drücke zu einer Erhöhung der spezifischen Wärme des Kältemittels führen, wodurch die Effizienz des Kältemittelzyklus verbessert wird. Um eine Verbesserung der Effizienz zu erreichen, muss das Kältemittel am Auslass eines der Verdampfer an seinem Sättigungspunkt oder in dessen Nähe sein, da die spezifische Wärme nahe der Sättigung höher ist. Wenn das Kältemittel auf dem Sättigungspunkt ist, liegt unter diesen Bedingungen eine bestimmte Menge Flüssigkeit in dem Kältemittel vor, das den Wärmetauschern zugeführt wird. Dies führt zu zusätzlichem Aufwand, da entweder der Wärmetauscher modifiziert werden muss, um ein Zweiphasen-Kältemittel zu verarbeiten, oder das Kältemittel in flüssige und gasförmige Phase aufgetrennt werden muss, bevor es dem Wärmetauscher zugeführt wird.
  • US-Patent Nr. 4,638,639 betrifft vorwiegend Prozesse, bei denen das Kältemittel einen Teil des zu verflüssigenden Gases umfasst, d. h. das Kältemittel das gleiche ist wie das zu verflüssigende Gas. Diese Patentbeschreibung beschäftigt sich insbesondere mit einem System, bei dem Stickstoff unter Verwendung eines Stickstoff-Kältemittels verflüssigt wird. Die Patentbeschreibung offenbart nicht speziell einen Prozess, bei dem Erdgas mit Stickstoff abgekühlt wird und es wäre auch nicht zu erwarten, dass sie bei einem derartigen Prozess sinnvoll wäre, da bei allen modernen, im großen Umfang ablaufenden Prozessen zum Verflüssigen von Erdgas ein Abkühlzyklus mit gemischtem Kältemittel eingesetzt wird. Des Weiteren wird im US-Patent Nr. 4,638,639 das zu verflüssigende Gas auf eine Temperatur unmittelbar unterhalb seiner kritischen Temperatur abgekühlt. Eine Reihe von drei J-T-Ventilen ist vorhanden, um das Gas, das verflüssigt wird, zu unterkühlen.
  • Der früheste Kältemittelzyklus, der für die Verflüssigung von Erdgas eingesetzt wurde, war der Kaskadenprozess. Erdgas kann in dem Kaskadenprozess durch aufeinanderfolgendes Kühlen beispielsweise mit Propan-, Ethylen- und Methan-Kältemitteln abgekühlt werden. Der Kältemittelgemisch-Zyklus, der später entwickelt wurde, schließt die Zirkulation eines aus mehreren Bestandteilen bestehenden Kältemittelstroms normalerweise nach Vorkühlen auf –30°C mit Propan ein. Der Kältemittelgemisch-Zyklus ist so beschaffen, dass die Wärmetauscher in dem Prozess routinemäßig den Strom eines zweiphasigen Kältemittels verarbeiten müssen. Dazu müssen große spezialisierte Wärmetauscher eingesetzt werden. Der Kältemittelgemisch-Zyklus ist der thermodynamisch effizienteste der bereits bekannten Erdgas-Verflüssigungsprozesse, da er es ermöglicht, die Erwärmungskurve des Kältemittels nahe an die Abkühlungskurve des Erdgases über einen breiten Temperaturbereich anzupassen. Beispiele für Prozesse mit gemischtem Kältemittel sind in den US-Patenten Nr. 3,763,658 sowie 4,586,942 und im europäischen Patent Nr. 87,086 offenbart.
  • Einer der Gründe für den verbreiteten Einsatz des Kältemittelgemisch-Zyklus beim Abkühlen von Erdgas liegt in der Effizienz dieses Prozesses. Die Installation einer normalen Verflüssigungsanlage für Erdgas mit gemischten Kältemittel kostet über 1.000.000.000 US-Dollar, die hohen Kosten lassen sich jedoch durch den Gewinn an Effizienz rechtfertigen. Um im ökonomischen Maßstab kosteneffektiv zu arbeiten, müssen die Anlagen mit gemischtem Kältemitteln normalerweise zu 3 Millionen Tonnen LNG pro Jahr erzeugen können.
  • Die Größe und die Komplexität von Verflüssigungsanlagen mit gemischtem Kältemittel sind so, dass sie bis heute alle an Land gebaut und installiert worden sind. Aufgrund der Größe von Erdgas-Verflüssigungsanlagen und der Notwendigkeit von Tiefwasserhäfen können sie nicht immer in der Nähe der Erdgasfelder installiert werden. Gas von den Erdgasfeldern wird normalerweise über Pipelines zu der Verflüssigungsanlage transportiert. Bei Offshore-Erdgasfeldern gibt es erhebliche praktische Einschränkungen bezüglich der maximalen Länge der Pipeline. Dies bedeutet, dass Offshore-Erdgasfelder, die weiter als ungefähr 200 Meilen vom Land entfernt sind, selten erschlossen werden.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Erdgas-Verflüssigungsprozess geschaffen, der das Hindurchleiten von Erdgas durch eine Reihe von Wärmetauschern in Gegenstrombeziehung zu einem gasförmigen Kältemittel umfasst, das zirkulierend durch einen Arbeitsausdehnungs-Zyklus geleitet wird, wobei der Arbeitsausdehnungs-Zyklus das Verdichten des Kältemittels, das Aufteilen und Kühlen des Kältemittels, um wenigstens einen ersten und einen zweiten Kältemittelstrom zu erzeugen, das im Wesentlichen isentropische Ausdehnen des ersten Kältemittelstroms auf eine kühlste Kältemitteltemperatur, das im Wesentlichen isentropische Ausdehnen des zweiten Kältemittelstroms auf eine mittlere Kältemitteltemperatur, die höher ist als die kühlste Kältemitteltemperatur, und das Zuführen des Kältemittels in dem ersten und dem zweiten Kältemittelstrom zu einem entsprechenden Wärmetauscher zum Kühlen des Erdgases über jeweilige Temperaturbereiche umfasst, wobei das Kältemittel in dem ersten Strom isentropisch auf einen Druck ausgedehnt wird, der wenigstens 10 mal höher ist als das Gesamtdruckgefälle des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern, wobei der Druck im Bereich 1,2 bis 2,5 MPa liegt.
  • Vorzugsweise wird das Kältemittel auf einen Druck im Bereich von 5,5 bis 10 MPa verdichtet. Vorzugsweise wird der erste Strom isentropisch auf einen Druck im Bereich von 5,5 bis 2,5 MPa ausgedehnt.
  • Das Kältemittel in dem ersten Strom wird isentropisch auf einen Druck ausgedehnt, der wenigstens 20 mal höher ist als das gesamte Druckgefälle des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern. In den meisten praktischen Anlagen jedoch wird das Kältemittel in dem ersten Strom isentropisch auf einen Druck ausgedehnt, der nicht mehr als 50 mal höher ist als das Gesamtdruckgefälle des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern.
  • Es hat sich herausgestellt, dass erhebliche Vorteile erreicht werden können, indem der Strom des ausgedehnten Kältemittels bei einem Druck im Bereich von 1,2 MPa bis 2,5 MPa behandelt wird. Bei diesen hohen Drücken wird das Volumen des Kältemittels bei dem gleichen Massenstrom verringert, wodurch die Größe der Anlage verringert werden kann. Dies ist natürlich sehr wichtig für Offshore-Standorte, bei denen der Raum eine der wichtigsten Größen darstellt.
  • Ein weiterer unerwarteter Vorteil ergibt sich, wenn der Prozess so durchgeführt wird, dass das Kältemittel isentropisch auf Drücke über 1,2 MPa ausgedehnt wird. Das Druckgefälle in der Reihe von Wärmetauschern wird wieder in einen Kompressor bzw. Verdichter oder eine Reihe von Verdichtern abgegeben, die vorhanden sind, um das Kältemittelgas zu verdichten, und dadurch erhöht sich die für den Zyklus erforderliche Energie. Ein typisches Druckgefälle über die Reihe von Wärmetauschern beträgt 100 kPa, wobei dies eine erheblich größere Auswirkung auf das Verdichtungsverhältnis eines Verdichters hat, der bei einem Saugdruck von 0,5 MPa arbeitet, als bei einem Verdichter, der bei einem Saugdruck von 2,0 MPa arbeitet. Bei dem Saugdruck von 0,5 MPa wird durch das Druckgefälle das Verdichtungsverhältnis um 20% erhöht, während bei dem Saugdruck von 2,0 MPa durch das gleiche Druckgefälle von 100 kPa das Verdichtungsverhältnis um lediglich 5% erhöht wird.
  • Der optimale Druck, auf den der kühlste Kältemittelstrom ausgedehnt wird, hängt von dem Druck, auf den das Kältemittel verdichtet wird, der verfügbaren Änderung des Druckgefälles in den Wärmetauschern in der Reihe, den Kosten der Wärmetauscher und der Anzahl paralleler Wärmetauscherkerne ab, die praktikabel ist. Wenn das Kältemittel beispielsweise bei einem Wärmetauscher-Druckgefälle von 100 kPa auf ungefähr 5,5 MPa verdichtet wird, beträgt der optimale Druck des ausgedehnten kühlsten Kältemittelstroms ungefähr 17 MPa, wenn jedoch das Wärmetauscher-Druckgefälle ungefähr 60 kPa beträgt, dann liegt das Optimum niedriger, möglicherweise bei 12 MPa. Wenn der Kältemitteldruck 100 MPa beträgt, dann liegt der optimale Druck höher, d. h. im Bereich 20 bis 25 MPa. Obwohl weitere Vorteile durch Erhöhung des Drucks über 25 MPa hinaus zu erwarten sind, führen höhere Drücke zum Einsetzen von Sättigung, das vorzugsweise zu vermieden ist.
  • In einer besonders vorteilhaften Ausführung wird das Kältemittel auf einen Druck im Bereich von 7,5 bis 9,0 MPa verdichtet, das Kältemittel in dem ersten Kältemittelstrom wird auf einen Druck im Bereich 1,7 bis 2,0 MPa ausgedehnt, und das Kältemittel in dem ersten Strom wird isentropisch auf einen Druck im Bereich des 15- bis 20-fachen des Gesamtdruckgefälles des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern ausgedehnt.
  • Vorzugsweise enthält die Reihe von Wärmetauschern einen abschließenden Wärmetauscher, der Kältemittel aus dem ersten Kältemittelstrom aufnimmt, wobei die relativen Strömungsmengen des ersten und des zweiten Kältemittelstroms so sind, dass die Erwärmungskurve für das Kältemittel eine Vielzahl von Segmenten mit unterschiedlichem Gefälle umfasst und das Kältemittel in dem abschießenden Wärmetauscher auf eine Temperatur unter –80°C erwärmt wird, und die kühlste Kältemitteltemperatur sowie die Strömungsmenge des Kältemittels in dem ersten Kältemittelstrom so sind, dass ein Teil der Kältemittel-Erwärmungskurve, der sich auf den abschließenden Wärmetauscher bezieht, stets innerhalb von 1 bis 10°C des entsprechenden Teils der Abkühlungskurve für das Erdgas liegt.
  • Es ist vorteilhaft, wenn der erste Kältemittelstrom mit dem zweiten Kältemittelstrom zusammengeführt wird, nachdem der erste Kältemittelstrom den abschließenden Wärmetauscher durchlaufen hat, und der erste sowie der zweite Kältemittelstrom, die kombiniert worden sind, dem Zwischen-Wärmetauscher zugeführt werden.
  • Es wird besonders bevorzugt, dass die kühlste Kältemitteltemperatur nicht mehr als –130°C beträgt, so dass das Erdgas in der Reihe von Wärmetauschern im Wesentlichen unterkühlt wird. Am besten liegt die kühlste Kältemitteltemperatur im Bereich –140°C bis –160°C.
  • In der Praxis wird der zweite Kältemittelstrom normalerweise isentropisch auf einen Druck innerhalb von 0,05 MPa des Drucks ausgedehnt, auf den der erste Kältemittelstrom isentropisch ausgedehnt wird.
  • In einer bevorzugten Ausführung umfasst der Schritt des Hindurchleitens des Erdgases durch eine Reihe von Wärmetauschern das Hindurchleiten des Erdgases durch einen Anfangs-Wärmetauscher zum Abkühlen des Erdgases auf eine erste Temperatur, durch wenigstens einen Zwischen-Wärmetauscher zum Abkühlen des Erdgases auf eine zweite Temperatur, die niedriger ist als die erste Temperatur, und durch einen abschließenden Wärmetauscher zum Abkühlen des Erdgases auf eine dritte Temperatur, die niedriger ist als die zweite Temperatur, wobei die dritte Temperatur niedrig genug ist, um das Erdgas auf Drücke unter den kritischen Druck der Erdgasreihe zu verflüssigen. Die kühlste Kältemitteltemperatur muss niedriger sein als die dritte Temperatur des vierten Gases, und der erste Kältemittelstrom wird vorzugsweise durch den abschließenden Wärmetauscher geleitet, so dass der Kältemittelstrom erwärmt und das Erdgas abgekühlt wird, und des Weiteren wird der erste Kältemittelstrom vorzugsweise auf eine Temperatur erwärmt, die im Wesentlichen der Zwischen-Kältemitteltemperatur entspricht.
  • In einer bevorzugten Ausführung wird das Kältemittel zwischen den Schritten der Verdichtung und der isentropischen Ausdehnung durch Gegenstrom-Wärmeaustausch mit einem flüssigen Kühlmittel auf eine Temperatur im Bereich –10 bis 20°C abgekühlt, wobei das flüssige Kältemittel vorzugsweise Wasser oder eine Lösung aus Glykol und Wasser ist, und das Kältemittel vorzugsweise durch ein kleines, in sich geschlossenes Kälteerzeugungssystem abgekühlt wird, bei dem Freon, Propan oder Ammoniak zum Einsatz kommt. Diese Abkühlung findet vorzugsweise statt, bevor das Kältemittel in den ersten und den zweiten Strom aufgeteilt wird. Das Kältemittel wird vorzugsweise des Weiteren in dem Anfangs-Wärmetauscher gekühlt, bevor es in den ersten und den zweiten Kältemittelstrom aufgeteilt wird. Vorzugsweise wird der erste Strom Kältemittel des Weiteren in dem Zwischen-Wärmetauscher gekühlt. Normalerweise wird das Kältemittel unmittelbar nach dem Verdichten unter Verwendung von Luft oder Kühlwasser auf Umgebungstemperaturen abgekühlt.
  • Der Prozess wird normalerweise so ausgeführt, dass die Temperatur jedes Kühlmittelstrom nach jeder isentropischen Ausdehnung mehr als 1–2°C über der Sättigungstemperatur des Kältemittels liegt. Unter diesen Bedingungen befindet sich das Kältemittel im Einphasenzustand und nicht nahe an der Sättigung, so dass im Wesentlichen keine Flüssigkeit in den isentropisch ausgedehnten Teilen des Kältemittels vorhanden ist. Es kann jedoch Umstände geben, unter denen es vorteilhaft ist, den Prozess so auszuführen, dass eine geringe Menge an Flüssigkeit bei der Ausdehnung entsteht. Wenn das Kältemittel beispielsweise Stickstoff mit bis zu 10 Vol.-% Methan, vorzugsweise 5–10 Vol.-% Methan enthält, wird der Prozess am effizientesten sein, wenn eine gewisse Menge an Flüssigkeit während der Ausdehnung entstehen kann.
  • Vorzugsweise liegt das Verhältnis des Drucks des Kältemittels unmittelbar vor der isentropischen Ausdehnung zum Druck des Kältemittels unmittelbar nach der isentropischen Ausdehnung im Bereich 3:1 bis 6:1, vorzugsweise 3:1 bis 5:1.
  • In einer bevorzugten Ausführung werden der erste und der zweite Strom von Kältemittel beide durch den Zwischen-Wärmetauscher geleitet, und es wird besonders bevorzugt, dass der erste und der zweite Strom wieder zu einem einzelnen Strom zusammengeführt werden, bevor sie zu dem Zwischen-Wärmetauscher geleitet werden. Es wird des Weiteren bevorzugt, dass der erste und der zweite Strom durch den Anfangs-Wärmetauscher geleitet werden.
  • Es ist möglich, das Erdgas mit dem Kältemittel in weiteren Zwischen-Wärmetauschern zu kühlen, die stromauf von dem abschließenden Wärmetauscher angeordnet sind. Vorzugsweise wird jedoch nur ein Zwischen-Wärmetauscher eingesetzt, da dadurch die Komplexität der Anlage verringert wird und es möglich wird, geringere Druckgefälle über die Reihe von Wärmetauschern zu erreichen.
  • Normalerweise ist es am effizientesten, die Wärmetauscher so zu betreiben, dass die Temperaturdifferenz zwischen der Erdgas-Abkühlungskurve und dem entsprechenden Teil der Kältemittel-Erwärmungskurve zwischen 1°C und 5°C liegt. Normalerweise liegt dieser Temperaturunterschied über 2°C, da bei geringeren Temperaturunterschieden größere und teurere Wärmetauscher erforderlich sind und eine größere Gefahr vorhanden ist, dass unbeabsichtigt eine Temperatur-Engstelle bzw. ein Pinch in dem Wärmetauscher erzeugt wird. Wenn jedoch ein Energieüberschuss verfügbar ist, kann es vernünftig sein, innerhalb vor Temperaturunterschieden über 5°C und möglicherweise bis zu 10°C zu arbeiten, wodurch die Größe der Wärmetauscher verringert werden kann und sich Kapitalkosten einsparen lassen.
  • Das Erdgas hat eine charakteristische Abkühlungskurve, die einen im Wesentlichen geradlinigen Abschnitt enthält, der bei einer Anfangspunkttemperatur von weniger als –80°C beginnt, wobei die Anfangspunkttemperatur vom Druck und der Zusammensetzung des Erdgases abhängt. Vorzugsweise wird der Verflüssigungsprozess gemäß der Erfindung mit einem Verfahren optimiert, das die Schritte des Auswählens des Wertes der kühlsten Kältemitteltemperatur zwischen 1°C und 10°C, vorzugsweise zwischen 1°C und 5°C unter der dritten Temperatur des Erdgases, das Auswählen des Wertes der Zwischen-Kältemitteltemperatur zwischen 1°C und 5°C weniger als die zweite Temperatur des Erdgases und das Auswählen der zweiten Temperatur des Erdgases und der Zwischen-Kältemitteltemperatur so, dass sie so warm wie möglich sind, umfasst, wobei die folgenden Einschränkungen beachtet werden:
    • 1. Die Zwischen-Kältemitteltemperatur wird so ausgewählt, dass sie niedriger ist als die Anfangstemperatur; und
    • 2. die Zwischen-Kältemitteltemperatur wird so ausgewählt, dass sie niedrig genug ist, so dass keine Pinch-Zustände in einem der Wärmetauscher in der Reihe von Wärmetauschern erzeugt werden.
  • Die Bedeutung der kritischen Temperatur besteht darin, dass sie die Temperatur ist, unterhalb der die Abkühlungskurve des Erdgases beginnt, linear zu werden, so dass es möglich ist, die Erwärmungskurve des Kältemittels sehr nahe an die Abkühlungskurve des Erdgases zu bringen. Wenn der natürliche Erdgasdruck unter dem kritischen Wert läge, würde diese Linearität unterhalb des Blasenpunktes (siehe 1) beginnen, bei Erdgas über einem kritischen Druck ist jedoch kein Blasenpunkt vorhanden.
  • In der Praxis hängt der beste Wert für die Zwischen-Kältemitteltemperatur von der Zusammensetzung des Erdgases und seinem Druck ab. Im Allgemeinen jedoch liegt der optimale Wert für die Zwischen-Kältemitteltemperatur im Bereich –85°C bis –110°C.
  • Obwohl das Kältemittel vorzugsweise in zwei Ströme unterteilt wird, da dies die Anordnung mit dem geringsten Platzbedarf ist, ist es möglich, das Kältemittel in drei, vier oder mehr Ströme zu unterteilen. Jeder Strom kann isentropisch parallel zu den anderen Strömen ausgedehnt werden. Es ist auch möglich, einen oder mehrere der Schritte der isentropischen Ausdehnung in Stufen unter Verwendung einer Reihe isentropischer Verdampfer auszuführen.
  • Vorzugsweise umfasst das Kältemittel wenigstens 50 mol% Stickstoff, noch besser wenigstens 80 mol% Stickstoff und am besten im Wesentlichen 100 mol% Stickstoff. Stickstoff weist eine im Wesentlichen lineare Erwärmungskurve über den Temperaturbereich –160°C bis 20°C auf. In einer bevorzugten Ausführung umfasst das Kältemittel Stickstoff und bis zu 10 Vol.-%, vorzugsweise 5–10 Vol.-%, Methan.
  • Das Kältemittel ist Idealerweise in einem geschlossenen Kälteerzeugungszyklus vorhanden. Das Kältemittel kann beispielsweise aus dem Strom von zu verflüssigendem Erdgas entnommen werden, wobei dies jedoch nicht notwendig ist. Nachfüll-Kältemittel kann aus einer Kältemittelquelle außerhalb des Kältemittelzyklus bereitgestellt werden.
  • Die Reihe von Wärmetauschern kann eine Reihe von Aluminium-Platten-Rippen-Wärmetauschern umfassen. Aluminium-Platten-Rippen-Wärmetauscher können nur bis zu einer gewissen Größe hergestellt werden, und eine Anzahl einzelner Kerne muss parallel zusammengefasst werden, um die Strömungsmengen zu handhaben, die bei dem Prozess und der Vorrichtung der vorliegenden Erfindung anfallen. Da das Kältemittel einphasig ist, können diese Kerne relativ einfach ohne die Schwierigkeiten zusammengefasst werden, die bei zweiphasigen Systemen auftreten. Aluminium-Platten-Rippen-Wärmetauscher sind durch die Tatsache eingeschränkt, dass die konstruktiv zulässigen Drücke mit zunehmender Kerngröße abnehmen, d. h., um die Anzahl von Kernen innerhalb einer praktikablen Grenze zu halten, sollte der Erdgasdruck unter ungefähr 5,5 MPa liegen. Wenn höhere Drücke gewünscht werden, müssen stattdessen spiralförmig gewickelte Wärmetauscher, Leiterplatten-Wärmetauscher (printed circuit heat exchangers-PCHE) oder spulenförmig gewickelte Wärmetauscher eingesetzt werden.
  • Der Prozess gemäß der Erfindung kann in einer Offshore-Vorrichtung für die Verflüssigung von Erdgas eingesetzt werden. Diese Vorrichtung ist in unserer gleichzeitig eingereichten PCT-Anmeldung mit gleichem Datum unter dem Titel "Liquefaction Apparatus" (Verflüssigungsvorrichtung) beschrieben. Diese Vorrichtung umfasst vorteilhafterweise eine Trägerstruktur, die entweder schwimmen kann oder anderweitig an einem Offshore-Standort wenigstens teilweise über dem Meeresspiegel angeordnet werden kann, sowie eine Erdgas-Verflüssigungseinrichtung, die auf oder in der Trägerstruktur angeordnet ist, wobei die Erdgas-Verflüssigungseinrichtung eine Reihe von Wärmetauschern zum Kühlen des Erdgases in Gegenstrom-Wärmetauschbeziehung mit einem Kühlmittel, eine Verdichtungseinrichtung zum Verdichten des Kältemittels sowie eine Ausdehnungs- bzw. Verdampfungseinrichtung zum isentropischen Ausdehnen bzw. Verdampfen wenigstens zweier separater Ströme des verdichteten Kältemittels umfasst, wobei die ausgedehnten Ströme des Kältemittels mit einem kühlen Ende eines entsprechenden der Wärmetauscher in Verbindung stehen.
  • Die Trägerstruktur kann eine befestigte Struktur sein, d. h. eine Struktur, die am Meeresboden befestigt ist und vom Meeresboden getragen wird. Bevorzugte Formen einer befestigten Struktur enthalten eine Stahlmantel-Trägerstruktur sowie eine Schwergewichtsockel-Trägerstruktur.
  • Als Alternative dazu kann die Trägerstruktur eine schwimmende Struktur sein, d. h. eine Struktur, die über dem Meeresboden schwimmt. In dieser Ausführung handelt es sich bei der Trägerstruktur vorzugsweise um ein schwimmendes Wasserfahrzeug mit einem Stahl- oder Betonrumpf, wie beispielsweise ein Schiff oder eine Barge.
  • In einer bevorzugte Ausführung handelt es sich bei der Trägerstruktur um eine schwimmende Produktions-Speicher-und-Entlade-Einheit (floating production storage and off-loading unit-FPSO).
  • Normalerweise ist eine Vorbehandlungseinrichtung zum Vorbehandeln des Erdgases vor der Zufuhr zu der Verflüssigungseinrichtung vorhanden. Die Vorbehandlungseinrichtung kann Abscheidestufen zum Entfernen von Verunreinigungen, wie beispielsweise Kondensat, Kohlendioxid und erzeugtem Wasser, enthalten.
  • Die Erdgas-Verflüssigungsvorrichtung kann zusammen mit einer Speichervorrichtung vorhanden sein, die das Erdgas aufnimmt und speichert, nachdem es verflüssigt worden ist. Die Speichereinrichtung kann auf oder in der Trägerstruktur vorhanden sein. Als Alternative dazu kann die Speichereinrichtung auf einer separaten Trägerstruktur vorhanden sein, die entweder schwimmt oder anderweitig so ausgeführt ist, dass sie an einem Offshore-Standort wenigstens teilweise über dem Meeresspiegel angeordnet werden kann, wobei die separate Trägerstruktur vom selben Typ sein kann wie die Plattform für die Verflüssigungseinrichtung oder von einem anderen Typ als diese. Vorzugsweise handelt es sich bei der Trägerstruktur um ein Schiff, und die Verflüssigungseinrichtung sowie die Aufbewahrungseinrichtung sind auf dem Schiff vorhanden.
  • In einer bevorzugten Ausführung umfasst die Trägerstruktur zwei beabstandete Schwergewichtsockel und eine Plattform, die die Schwergewichtsockel überbrückt, wobei die Aufbewahrungseinrichtung einen Aufbewahrungsbehälter umfasst, der auf oder in wenigstens einem der Schwergewichtsockel vorhanden ist, wobei die Verflüssigungseinrichtung auf oder in der Überbrückungsplattform vorhanden ist.
  • Es kann eine Einrichtung zum Verbinden der Vorrichtung mit einem Untersee-Bohrloch vorhanden sein, so dass Erdgas der Verflüssigungseinrichtung bei einem Druck über 5,5 MPa zugeführt werden kann, wobei der Druck direkt oder indirekt durch den Druck in dem Untersee-Bohrloch bezogen werden kann. Um dies zu ermöglichen, kann die Vorrichtung gemäß der Erfindung nahe genug an der erdgaserzeugenden Struktur angeordnet sein, so dass der Druck des Erdgases in der Reihe von Wärmetauschern im Wesentlichen vollständig durch den der ergaserzeugenden Struktur eigenen Druck bereitgestellt wird. Auf bestimmten Gasfeldern kann ein Teil des Gases zum erneuten Einspritzen wieder verdichtet werden und kann daher bei sehr hohem Druck zur Verfügung stehen, wenn er durch die Wiedereinspritzvorrichtung geleitet wird, bevor er zu der Verflüssigungseinrichtung geleitet wird.
  • Der Prozess gemäß der Erfindung kann eingesetzt werden, um LNG in industriellem Maßstab herzustellen, d. h. normalerweise 0,5 bis 2,5 Millionen Tonnen LNG pro Jahr. In einer Offshore-Erdgas-Verflüssigungsvorrichtung, die zwei Reihen von Wärmetauschern umfasst, d. h. jeweils in einer Cold-Box-Einrichtung, ist es möglich, ungefähr 3 Millionen Tonnen LNG pro Jahr zu produzieren. Die Wärmetauscherstränge, die Energieerzeugungsvorrichtungen und andere dazugehörige Einrichtungen enthalten, können auf eine einzelne Plattform von ungefähr 35 m mal 70 m gesetzt werden und haben ein Gewicht von ungefähr 9000 Tonnen. Diese Größe ist so klein, dass die Verflüssigungseinrichtung auf einer Offshore-Produktionsplattform oder einem schwimmenden Produktions-und-Speicher-Schift installiert werden kann.
  • Der Einsatz der vorliegenden Erfindung zum Verflüssigen von Gas an einem Offshore-Standort weist eine Reihe von Vorteilen auf. Die Anlage ist einfach, insbesondere im Vergleich zu dem Kältemittelgemisch-Zyklus, das Kältemittel kann nichtbrennbar sein, ein relativ geringer Raum ist erforderlich, und die Erfindung kann vollständig mit bekannte, ohne weiteres verfügbaren Einrichtungen betrieben werden.
  • Im Folgenden wird auf die beigefügten Zeichnungen Bezug genommen, wobei:
  • 1 eine graphische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie ist, die die Abkühlungskurve von Erdgas über und unter kritischem Druck zeigt;
  • 2 ist eine graphische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff sowie die Erwärmungskurve für Stickstoff in einem einfachen Verdampferprozess zeigt;
  • 3 ist eine schematische Darstellung, die eine Ausführung einer Vorrichtung für den Prozess gemäß der vorliegenden Erfindung zeigt;
  • 4 ist eine graphische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff sowie die Erwärmungskurve für Stickstoff für den in 3 dargestellten Prozess zeigt, wenn das Erdgas eine Armgas-Zusammensetzung hat und der Erdgasdruck ungefähr 5,5 MPa beträgt;
  • 5 ist eine graphische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff sowie die Erwärmungskurve für Stickstoff für den in 3 dargestellten Prozess zeigt, wenn das Erdgas eine Reichgas-Zusammensetzung hat und der Erdgasdruck ungefähr 5,5 MPa beträgt;
  • 6 ist eine schematische Darstellung einer weiteren Ausführung der Vorrichtung für den Prozess gemäß der vorliegenden Erfindung;
  • 7 ist eine schematische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderungen der Enthalpie, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff sowie die Erwärmungskurve für Stickstoff für den in 6 dargestellten Prozess zeigt, wobei das Erdgas eine Armgas-Zusammensetzung hat und der Erdgasdruck ungefähr 5,5 MPa beträgt;
  • 8 ist eine graphische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff sowie die Erwärmungskurve für Stickstoff für den in 6 dargestellten Prozess zeigt, wobei das Erdgas eine Reichgas-Zusammensetzung hat und der Erdgasdruck ungefähr 7,7 MPa beträgt;
  • 9 ist eine graphische Darstellung der Temperatur als Funktion der Rate der Änderung der Enthalpie, die die gemeinsame Abkühlungskurve für Erdgas und Stickstoff sowie die Erwärmungskurve für Stickstoff für den in 6 dargestellten Prozess zeigt, wobei das Erdgas eine Reichgas-Zusammensetzung hat und der Erdgasdruck ungefähr 8,2 MPa beträgt;
  • 10 ist eine schematische Darstellung einer Ausführung einer Erdgas-Verflüssigungsvorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung;
  • 11 ist eine schematische Darstellung einer weiteren Ausführung einer Erdgas-Verflüssigungsvorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung;
  • 12 ist eine schematische Darstellung einer weiteren Ausführung einer Erdgas-Verflüssigungsvorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung;
  • 13 ist eine schematische Darstellung einer Ausführung eines Teils der in 10 bis 12 dargestellten Vorrichtungen; und
  • 14 ist eine schematische Darstellung einer weiteren Ausführung eines Teils der in 10 bis 12 dargestellten Vorrichtungen.
  • 1 und 2 sind bereits oben erläutert worden. In 3 ist eine Vorrichtung zum Verflüssigen von Erdgas dargestellt. Arm-Erdgas wird bei einem Druck von ungefähr 5,5 MPa aus einer Vorbehandlungsanlage (nicht dargestellt) Leitung 1 zugeführt. Das Erdgas in der Leitung 1 umfasst 5,7 mol% Stickstoff, 94,1 mol% Methan und 0,2 mol% Ethan. Verschiedene Vorbehandlungsanordnungen sind in der Technik bekannt, und der genaue Aufbau hängt von der Zusammensetzung des aus dem Boden gewonnenen Erdgases einschließlich des Gehaltes unerwünschter Verunreinigungen ab. Normalerweise werden in der Vorbehandlungsanlage Kohlendioxid, Wasser, Schwefelverbindungen, Quecksilberverunreinigungen und schwere Kohlenwasserstoffe entfernt.
  • Das Erdgas in Leitung 1 wird Wärmetauscher 66 zugeführt, in dem es mit gekühltem Wasser auf 10°C abgekühlt wird. Der Wärmetauscher 66 könnte als Teil der Vorbehandlungsanlage vorhanden sein. Der Wärmetauscher könnte insbesondere stromauf von einer Wasserentfernungseinheit der Vorbehandlungsanlage vorhanden sein, um Kondensation und Abscheidung des in dem Erdgas enthaltenen Wassers zu ermöglichen und die Größe der Einrichtung auf Minimum zu verringern.
  • Das aus dem Wärmetauscher 66 austretende Erdgas wird Leitung 2 zugeführt, über die es zu dem warmen Ende einer Reihe von Wärmetauschern geleitet wird, die einen Anfangs-Wärmetauscher 50, zwei Zwischenwärmetauscher 51 und 52 und sowie einen abschließenden bzw. Abschluss-Wärmetauscher 53 umfasst. Die Reihe von Wärmetauschern 50 bis 53 dient dazu, das Erdgas auf eine Temperatur abzukühlen, die ausreichend niedrig ist, so dass es verflüssigt werden kann, wenn es auf einen Druck (normalerweise ungefähr atmosphärischer Druck) unter dem kritischen Druck des Erdgases verdampft wird.
  • Das Erdgas in Leitung 2, das eine Temperatur von ungefähr 10°C hat, wird zunächst dem warmen Ende des Wärmetauschers 50 zugeführt. Das Erdgas wird in Wärmetauscher 50 auf –23,9°C abgekühlt und wird von dem kühlen Ende des Wärmetauschers 50 zu einer Leitung 3 geleitet. Das Erdgas in Leitung 3 wird dem warmen Ende des Wärmetauschers 51 zugeführt, in dem es auf eine Temperatur von –79,6°C abgekühlt wird. Das Erdgas tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 51 in eine Leitung 4 aus, über die es dem warmen Ende des Wärmetauschers 52 zugeführt wird. Der Wärmetauscher 52 kühlt das Erdgas auf eine Temperatur von –102°C ab, und das Erdgas tritt an dem küh len Ende von Wärmetauscher 52 in eine Leitung 5 aus. Das Erdgas in Leitung 5 wird dem warmen Ende von Wärmetauscher 53 zugeführt, in dem es auf eine Temperatur von –146°C abgekühlt wird. Das Erdgas tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 53 in eine Leitung 6 aus.
  • Das Erdgas in Leitung 6 wird dem warmen Ende eines Wärmetauschers 54 zugeführt, in dem es auf eine Temperatur von ungefähr –158°C abgekühlt wird, und es tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 54 in eine Leitung 7 aus. Das Erdgas in Leitung 7, das nach wie vor einen überkritischen Druck hat, wird einer Flüssigkeits-Expansionsturbine 56 zugeführt, in der das Erdgas im Wesentlichen isentropisch auf einen Druck von ungefähr 150 kPa ausgedehnt wird. In der Turbine 56 wird das Ergas verflüssigt und seine Temperatur auf ungefähr –166°C verringert. Die Turbine 56 treibt einen elektrischen Generator G an, um die Arbeit als elektrische Energie zurückzugewinnen.
  • Das aus der Turbine 56 austretende Fluid wird einer Leitung 8 zugeführt. Dieses Fluid ist überwiegend flüssiges Erdgas, wobei sich jedoch ein Teil des Erdgases im gasförmigen Zustand befindet. Das Fluid in Leitung 8 wird dem Kopf einer Fraktioniersäule 57 zugeführt. Das in Leitung 1 zugeführte Erdgas enthält ungefähr 6 mol% Stickstoff, wobei die Fraktioniersäule 57 dazu dient, diesen Stickstoff aus dem LNG abzutreiben. Der Abtreibeprozess wird durch den Einsatz des Wärmetauschers 54 unterstützt, der Rückverdampfungswärme erzeugt, die von dem Erdgas in Leitung 6 übertragen wird. LNG wird aus der Säule 57 Leitung 67 zugeführt, über die das LNG dem kühlen Ende des Wärmetauschers 55 zugeführt wird. Der Wärmetauscher 54 erwärmt das LNG auf eine Temperatur von ungefähr –160°C und das LNG tritt an dem warmen Ende des Wärmetauschers 54 in Leitung 68 aus, über die es zu der Säule 57 zurückgeführt wird.
  • Abgetriebenes Stickstoffgas wird vom Kopfende der Säule 57 in die Leitung 9 abgetrieben. Die Leitung 9 enthält des Weiteren einen großen Anteil an Methangas, das ebenfalls in der Säule 57 abgetrieben wird. Das Gas in Leitung 9, das eine Temperatur von –166,8°C und einen Druck von 120 kPa hat, wird dem kühlen Ende eines Wärmetauschers 5 zugeführt, in dem das Gas auf eine Temperatur von ungefähr 7°C erwärmt wird. Das erwärmte Gas wird von dem warmen Ende des Wärmetauschers 55 einer Leitung 10 zugeführt, über die es einem Treibgasverdichter (nicht dargestellt) zugeführt wird. Das über die Leitung 10 zugeführte Methan dient dazu, den Großteil des Treibgasbedarfs der Verflüssigungsanlage zu befriedigen.
  • LNG wird vom Boden der Säule 57 einer Leitung 11 und dann einer Pumpe 58 zugeführt. Die Pumpe 58 pumpt das LNG in eine Leitung 12 und weiter zu einem LNG-Speicherbehälter (siehe 10 und 11). Das LNG in Leitung 12 hat eine Temperatur von –160,2°C und einen Druck von 170 kPa.
  • Der Stickstoff-Kälteerzeugungszyklus, mit dem das Erdgas auf eine Temperatur abgekühlt wird, bei der es verflüssigt werden kann, wird im Folgenden beschrieben. Stickstoff-Kältemittel wird über das warme Ende des Wärmetauschers 50 in eine Leitung 32 abgegeben. Der Stickstoff in der Leitung 32 hat eine Temperatur von 7,9°C und einen Druck von 1,14 MPa. Der Stickstoff wird einer mehrstufigen Kompressor- bzw. Verdichtereinheit 59 zugeführt, die wenigstens zwei Verdichter 69 und 70 mit wenigstens einem Zwischenkühler 71 und einem Nachkühler 72 umfasst. Die Verdichter 69 und 70 werden von einer Gasturbine 73 angetrieben. Das Abkühlen in dem Zwischenkühler 71 und dem Nachkühler 72 wird ausgeführt, um den Stickstoff auf Umgebungstemperaturen zurückzuführen. Der Betrieb der Verdichtereinheit 59 verbraucht nahezu die gesamte Energie, die für den Stickstoff-Kälteerzeugungszyklus benötigt wird. Die Gasturbine 73 kann mit dem Treibgas angetrieben werden, das aus Leitung 10 bezogen wird.
  • Der verdichtete Stickstoff wird von der Verdichtereinheit 59 einer Leitung 33 bei einem Druck von 3,34 MPa und einer Temperatur von 30°C zugeführt. Die Leitung 33 führt zu zwei Leitungen 34 und 35, zwischen denen der Stickstoff aus der Leitung 33 entsprechend der von dem Verdichter absorbierten Energie aufgeteilt wird. Der Stickstoff in der Leitung 34 wird einem Verdichter 62 zugeführt, in dem er auf einen Druck von ungefähr 5,6 MPa verdichtet wird, und wird dann von dem Verdichter 62 einer Leitung 36 zugeführt. Der Stickstoff in der Leitung 35 wird einem Verdichter 63 zugeführt, in dem er auf einen Druck von ungefähr 5,5 MPa verdichtet wird, und wird dann von dem Verdichter 63 einer Leitung 37 zugeführt. Der Stickstoff in beiden Leitungen 36 und 37 wird einer Leitung 38 und anschließend einem Nachkühler 64 zugeführt, in dem er auf 30°C abgekühlt wird. Der Stickstoff wird von dem Nachkühler 64 über eine Leitung 39 einem Wärmetauscher 65 zugeführt, in dem er mit gekühltem Wasser auf eine Temperatur von ungefähr 10°C abgekühlt wird. Der abgekühlte Stickstoff wird von dem Wärmetauscher 65 einer Leitung 40 zugeführt, die zu zwei Leitungen 20 und 41 führt, wobei der Druck in Leitung 40 5,5 MPa beträgt. Der Stickstoff, der durch die Leitung 40 strömt, wird zwischen den Leitungen 20 und 41 aufgeteilt, wobei ungefähr 2,5 mol% des Stickstoffs in Leitung 40 durch die Leitung 41 strömten.
  • Der Stickstoff, der durch die Leitung 41 strömt, wird dem warmen Ende des Wärmetauschers 55 zugeführt, in dem er auf eine Temperatur von ungefähr –122,7°C abgekühlt wird. Der abgekühlte Stickstoff wird von dem kühlen Ende des Wärmetauschers 55 einer Leitung 42 zugeführt. Die Leitung 20 ist mit dem warmen Ende des Wärmetauschers 50 verbunden, so dass der Stickstoff dem warmen Ende des Wärmetauschers 50 zugeführt wird. Der Stickstoff aus Leitung 20 wird in dem Wärmetauscher 50 auf –23,9°C vorgekühlt und wird von dem kühlen Ende des Wärmetauschers 50 einer Leitung 21 zugeführt.
  • Die Leitung 21 führt zu zwei Leitungen 22 und 23. Der Stickstoff, der durch die Leitung 21 strömt, wird zwischen den Leitungen 22 und 23 aufgeteilt, wobei ungefähr 37 mol% des gesamten Stickstoffs, der durch die Leitung 21 strömt, der Leitung 23 zugeführt werden. Der Stickstoff in der Leitung 22 wird einem Turboverdampfer 60 zugeführt, in dem er durch Arbeitsausdehnung auf einen Druck von 1,18 MPa und eine Temperatur von –105,5°C ausgedehnt wird. Der ausgedehnte Stickstoff tritt über den Verdampfer 60 in eine Leitung 28 aus.
  • Der Stickstoff in der Leitung 23 wird dem warmen Ende des Wärmetauschers 51 zugeführt, in dem er auf eine Temperatur von –79,6°C abgekühlt wird. Der Stickstoff tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 51 in eine Leitung 24 aus, die mit einer Leitung 25 verbunden ist. Die Leitung 42 ist des Weiteren mit der Leitung 25 verbunden, so dass der abgekühlte Stickstoff aus den Wärmetauschern 51 und 55 vollständig der Leitung 25 zugeführt wird. Der Stickstoff in Leitung 25, der eine Temperatur von –83,1°C hat, wird einem Turboverdampfer 61 zugeführt, in dem er durch Arbeitsausdehnung auf einen Druck von 1,2 MPa und eine kühlste Stickstofftemperatur von –148°C verdampft bzw. ausgedehnt wird. Der ausgedehnte Stickstoff tritt aus dem Verdampfer 61 in eine Leitung 26 aus.
  • Der Turboverdampfer 60 ist so eingerichtet, dass er den Verdichter 62 antreibt, und der Turboverdampfer 61 ist so eingerichtet, dass er den Verdichter 63 antreibt. So kann der Großteil der von den Verdampfern 60 und 61 erzeugten Arbeit zurückgewonnen werden. In einer Abwandlung können die Verdichter 62 und 63 durch einen einzelnen Verdichter ersetzt werden, der mit den Leitungen 33 und 38 verbunden ist. Dieser einzelne Verdichter kann so eingerichtet sein, dass er von den Turboverdampfern 60 und 61 angetrieben wird, indem er beispielsweise mit einer gemeinsamen Welle verbunden wird.
  • Der Stickstoff in der Leitung 26 wird dem kühlen Ende des Wärmetauschers 53 zugeführt, um das Erdgas, das dem Wärmetauscher 53 über die Leitung 5 zugeführt wird, in Gegenstrom-Wärmeaustausch abzukühlen. In dem Wärmetauscher 53 wird der Stickstoff auf eine Zwischen-Stickstofftemperatur von –105,5°C erwärmt. Der erwärmte Stickstoff tritt an dem warmen Ende des Wärmetauschers 53 in eine Leitung 27 aus, die mit einer Leitung 29 verbunden ist. Die Leitung 28 ist des Weiteren mit der Leitung 29 verbunden, so dass der Stickstoff aus dem warmen Ende des Wärmetauschers 53 wieder mit dem Stickstoff aus dem Turboverdampfer 60 zusammengeführt wird.
  • Der Stickstoff in der Leitung 29, der 100% des gesamten Kältemittelstroms umfasst, wird dem kühlen Ende des Wärmetauschers 52 zugeführt. Der Stickstoff aus der Leitung 29 dient dazu, das Erdgas, das dem Wärmetauscher 52 über die Leitung 4 zugeführt wird, durch Gegenstrom-Wärmeaustausch abzukühlen. Der Stickstoff, der durch den Wärmetauscher 52 strömt, wird von dem Erdgas auf eine Temperatur von –82,2°C erwärmt und tritt aus dem Wärmetauscher 52 in eine Leitung 30 ein.
  • Der Stickstoff wird über die Leitung 30 dem kühlen Ende des Wärmetauschers 51 zugeführt, in dem mit ihm das dem Wärmetauscher 51 über die Leitung 3 zugeführte Erdgas und das dem Wärmetauscher 51 über die Leitung 23 zugeführte Stickstoff-Kältemittel durch Gegenstrom-Wärmeaustausch abgekühlt werden. Der dem Wärmetauscher 51 über die Leitung 30 zugeführte Stickstoff wird auf ungefähr –40°C erwärmt und tritt aus dem Wärmetauscher 51 in eine Leitung 31 aus.
  • Der Stickstoff wird über die Leitung 31 dem kühlen Ende des Wärmetauschers 50 zugeführt, in dem mit ihm das dem Wärmetauscher 50 über die Leitung 2 zugeführte Erdgas und das dem Wärmetauscher 50 über die Leitung 20 zugeführte Stickstoff-Kältemittel durch Gegenstrom-Wärmetausch abgekühlt werden. Der dem Wärmetauscher 50 über die Leitung 31 zugeführte Stickstoff wird auf 7,9°C erwärmt und tritt aus dem Wärmetauscher 50 in die Leitung 32 aus.
  • Im Folgenden wird auf 4 Bezug genommen, die ein Temperatur-Enthalpie-Diagrammist, das den Prozess in 3 darstellt, wobei das Erdgas die oben beschriebene Armgas-Zusammensetzung hat. Die graphische Darstellung zeigt eine gemeinsame Abkühlungskurve für das Erdgas und das Stickstoff-Kühlmittel sowie eine Erwärmungskurve für das Stickstoff-Kühlmittel.
  • Die Abkühlungskurve weist eine Vielzahl von Bereichen auf, die mit 4-1, 4-2, 4-3 und 4-4 gekennzeichnet sind. Der Bereich 4-1 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 50, wobei das Gefälle in diesem Bereich geringer ist als das Gefälle der Abkühlungskurve von Erdgas allein in diesem Bereich sein würde, d. h., das Vorhandensein des Stickstoff-Kältemittels in dem Wärmetauscher 50 verringert das Gefälle in diesem Bereich. Der Bereich 4-2 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 51. Das Gefälle ist hier aufgrund des Entfernens eines Teils des Stickstoff-Kältemittels in Leitung 22 steiler, wobei die Steigung der Kurve im Bereich 4-2 näher an der Erdgas-Abkühlungskurve liegt als in Bereich 4-1. Der Bereich 4-3 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 52. Das Gefälle hier stellt nur die Erdgas-Abkühlungskurve dar, da kein Kältemittel in dem Wärmetauscher 52 abgekühlt wird. Dieser Teil der Kurve stellt den Bereich dar, über den Verflüssigung stattfinden würde, wenn der Druck des Erdgases unter dem kritischen Druck läge. Die kritische Temperatur liegt innerhalb des Temperaturspektrums von Bereich 4-3. Der Bereich 4-4 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 53. Das Gefälle ist in Bereich 4-4 am steilsten und stellt das Unterkühlen des Erdgases dar. Wenn das Erdgas in diesem Bereich genau unterhalb des kritischen Drucks liegen würde, wäre es flüssig.
  • Die Erwärmungskurve weist zwei Bereiche auf, die mit 4-5 und 4-6 gekennzeichnet sind. Der Bereich 4-5 entspricht der Kältemittel-Erwärmung in dem Wärmetauscher 53, und der Bereich 4-6 entspricht der Kältemittel-Erwärmung in den Wärmetauschern 50, 51 und 52. Das Gefälle der Erwärmungskurve in Bereich 4-5 ist größer als das Gefälle in dem Bereich 4-6, wobei dies auf den geringeren Massenstrom von Stickstoff in dem Wärmetauscher 53 verglichen mit Massenstrom in den Wärmetauschern 50, 51 und 52 zurückzuführen ist. Ein Punkt 4-7 stellt die Stickstofftemperatur in der Leitung 26 beim Eintreten in das kühle Ende des Wärmetauschers 53 dar. Eine Punkt 4-8 stellt die Stickstofftemperatur in der Leitung 32 beim Austreten aus dem warmen Ende des Wärmetauschers 50 dar. Die Punkte 4-7 und 4-8 bilden die Endpunkte der Stickstoff-Erwärmungskurve.
  • Die Bereiche 4-5 und 4-6 schneiden einander in einem Punkt 4-9, der den Stickstoff auf der Stickstoff-Zwischentemperatur beim Austreten aus dem Wärmetauscher 53 darstellt. Es ist außerordentlichem vorteilhaft, wenn der Punkt 4-9 innerhalb der Beschränkungen des Systems so warm wie möglich festgelegt wird. Der mit dem Punkt 4-7 dargestellte Stickstoff sollte 1°C bis 5°C kühler sein als die Temperatur des aus dem Wärmetauscher 53 in die Leitung 6 austretenden Erdgases und der mit dem Punkt 4-9 dargestellte Stickstoff sollte 1°C bis 10°C kühler sein als die Temperatur des über die Leitung 5 in den Wärmetauscher 53 eintretenden Erdgases, wobei diese Bedingungen erforderlich sind, um eine große Nähe zwischen der Erdgas-Abkühlungskurve und der Stickstoff-Erwärmungskurve über die Bereiche 4-4 und 4-5 zu erzielen. Die Temperatur des mit dem Punkt 4-9 dargestellten Stickstoffs, sollte unter der kritischen Temperatur des Erdgases liegen, wobei diese Bedingung ebenfalls erforderlich ist, um eine große Nähe zwischen der Erdgas-Abkühlungskurve und der Stickstoff-Erwärmungskurve über die Bereiche 4-4 und 4-5 zu erzielen. Schließlich muss die Temperatur des mit dem Punkt 4-9 dargestellten Stickstoffs niedrig genug sein, damit der geradlinige Bereich zwischen den Punkten 4-9 und 4-8 die Erdgas-Stickstoff-Abkühlungskurve in den Bereichen 4-1, 4-2 oder 4-3 nicht schneidet. Ein Punkt 4-10 auf der Stickstoff-Erwärmungskurve sowie 4-11 auf der Erdgas-/Stickstoff-Abkühlungskurve stellt den Punkt der größten Annäherung zwischen der Erdgas-/Stickstoff-Abkühlungskurve und der Stickstoff-Erwärmungskurve dar. Ein Schnittpunkt der beiden Kurven an dem Punkt 4-10 und 4-11 (oder an jeder beliebigen anderen Stelle) stellt einen Temperatur-Pinch in den Wärmetauschern dar. In der Praxis sollte der Punkt 4-9 so gewählt werden, dass ein Temperaturunterschied von 1°C bis 10°C zwischen dem Erdgas/Stickstoff, das/der gekühlt wird, an dem Punkt 4-11 und dem Stickstoff, der erwärmt wird, an dem Punkt 4-10 vorhanden ist.
  • Die speziellen Prozessparameter hängen stark von der Zusammensetzung des Erdgases ab. Die Beschreibung im Zusammenhang mit 3 und 4 bezog sich auf eine Armgas-Zusammensetzung. Der Prozess könnte mit einer Reichgas-Zusammensetzung eingesetzt werden, die beispielsweise 4,1 mol%, 83,9 mol% Methan, 8,7 mol% Ethan, 2,8 mol% Propan und 0,5 mol% Butan umfasst. Beim Einsatz einer derartigen Zusammensetzung sind, wenn davon ausgegangen wird, dass ein Speisedruck in Leitung 1 ungefähr 5,5 MPa beträgt und die Erdgastemperatur in Leitung 2 10°C beträgt, die Drücke in dem Prozess im Wesentlichen die gleichen wie oben unter Bezugnahme auf das Armgas-Beispiel beschrieben. Jedoch unterschieden sich einige der Temperaturen.
  • Das aus Wärmetauscher 50 in Leitung 3 austretende Erdgas hat eine Temperatur von –14°C, das aus Wärmetauscher 51 in Leitung 4 austretende Erdgas hat eine Temperatur von –81,1°C, das aus Wärmetauscher 52 in Leitung 5 austretende Erdgas hat eine Temperatur von –95,0°C, und das aus Wärmetauscher 53 in Leitung 6 austretende Erdgas hat eine Temperatur von –146°C.
  • Wie bei der Ausführung in 3 strömen ungefähr 2,5 mol% des gesamten Stickstoffs, der durch die Leitung 240 strömt, durch die Leitung 41, während der Rest durch die Leitung 40 strömt. Der durch die Leitung 41 strömende Stickstoff tritt aus dem Wärmetauscher 155 in die Leitung 42 bei einer Temperatur von ungefähr –105°C aus. Der Stickstoff in der Leitung 22 wird zwischen den Leitungen 22 und 23 aufgeteilt, d. h. ungefähr 33 mol% strömen durch die Leitung 23 und ungefähr 67 mol% strömen durch die Leitung 22. Das aus dem Wärmetauscher 50 in die Leitung 21 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von –14°C, und das aus dem Wärmetauscher 51 in die Leitung 24 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von –81,1°C. Nach Mischen des Stickstoffs aus der Leitung 24 mit dem Stickstoff aus der Leitung 42 hat der Stickstoff in der Leitung 25 eine Temperatur von –83,0°C. Das Stickstoff-Kältemittel aus der Leitung 22 wird in dem Turboverdampfer 60 auf eine Temperatur von –98,5°C ausgedehnt, während das Stickstoff-Kältemittel aus der Leitung 25 in dem Turboverdampfer 61 auf eine Temperatur von –148°C ausgedehnt wird.
  • Das Stickstoff-Kältemittel tritt bei –98,5°C aus dem Wärmetauscher 53 in die Leitung 27 aus, wird mit dem Kältemittel aus der Leitung 28 zusammengeführt, wird durch den Wärmetauscher 52 geleitet und tritt bei einer Temperatur von –92,1°C aus dem Wärmetauscher 52 in die Leitung 30 aus. Anschließend tritt das Stickstoff-Kältemittel aus dem Wärmetauscher 51 bei einer Temperatur von –24,4°C in die Leitung 31 aus.
  • Die Temperatur des Stickstoffs, der über das obere Ende der Säule 57 in die Leitung 9 austritt, beträgt –164,1°C und die Temperatur des LNG-Produktes in Leitung 12 beträgt –158,4°C.
  • 5 ähnelt der 4 und zeigt ein Temperatur-Enthalpie-Diagramm, das den Prozess in 3 darstellt, wobei das Erdgas die oben beschriebene Reichzusammensetzung hat. Die graphische Darstellung zeigt eine gemeinsame Abkühlungskurve für das Erdgas und das Stickstoff-Kältemittel sowie eine Erwärmungskurve für das Stickstoff-Kältemittel. Die Abkühlungs- und die Erwärmungskurve haben eine Vielzahl von Bereichen, die mit 5-1 bis 5-6 bezeichnet sind und jeweils den Bereichen 4-1 bis 4-6 in 4 entsprechen, und weisen eine Vielzahl von Temperaturpunkten 5-7 bis 5-11 auf, die jeweils Bereichen 4-7 bis 4-11 in 4 entsprechen. Die oben stehende Beschreibung bezüglich 4 gilt auch für 5, jedoch mit der Ausnahme, dass die kritische Erdgastemperatur nicht im Bereich 5-3, sondern im Bereich 5-2 liegt.
  • In 6 ist eine weitere Ausführung einer Vorrichtung für die vorliegende Erfindung dargestellt. Die Ausführung in 6 weist viele Ähnlichkeiten mit der Ausführung in 3 auf, und die den Teilen in 6 verliehenen Bezugszeichen sind um genau 100 höher als die äquivalenten Teile in der Ausführung in 3. Die in 6 dargestellte Ausführung wird gegenüber der in 3 dargestellten Ausführung bevorzugt, da weniger Wärmetauscher erforderlich sind.
  • Arm-Erdgas wird von einer Vorbehandlungsanlage (nicht dargestellt) Leitung 101 zugeführt. Das Erdgas in Leitung 101 umfasst 5,7 mol% Stickstoff, 94,1 mol% Methan und 0,2 mol% Ethan und hat einen Druck von ungefähr 5,5 MPa. Es sind, wie oben erläutert verschiedene Vorbehandlungen in der Technik bekannt, und der genaue Aufbau hängt von der Zusammensetzung des Erdgases, das aus dem Boden gewonnen wird, einschließlich des Gehalts an unerwünschten Verunreinigungen ab. Normalerweise werden in der Vorbehandlungsanlage Kohlendioxid, Wasser, Schwefelverbindungen, Quecksilberverunreinigungen und schwere Kohlenwasserstoffe entfernt.
  • Das Erdgas in Leitung 101 wird Wärmetauscher 166 zugeführt, in dem es mit gekühltem Wasser auf 10°C abgekühlt wird. Der Wärmetauscher 166 könnte als Teil der Vorbehandlungsanlage vorhanden sein. Das heißt, der Wärmetauscher könnte stromauf von einer Wasserabscheideeinheit der Vorbehandlungsanlage vorhanden sein, um Kondensation und Abscheidung von in dem Erdgas enthaltenen Wasser zu ermöglichen und die Größe der Einrichtung auf ein Minimum zu verringern.
  • Das Erdgas, das aus dem Wärmetauscher 166 austritt, wird Leitung 102 zugeführt, über die es zu dem warmen Ende einer Reihe von Wärmetauschern 150, 1512 und 153 geleitet wird. Die Reihe von Wärmetauschern 150 bis 153 kühlt das Erdgas auf eine Temperatur ab, die ausreichend niedrig ist, so dass es verflüssigt werden kann, wenn es auf einen Druck (normalerweise ungefähr atmosphärischer Druck) unter dem kritischen Druck des Erdgases verdampft wird. Es ist anzumerken, dass bei der Ausführung in
  • 6 kein Wärmetauscher vorhanden ist, der dem Wärmetauscher 52 in 3 entspricht.
  • Das Erdgas in Leitung 102, das eine Temperatur von ungefähr 10°C hat, wird zunächst dem warmen Ende des Wärmetauschers 150 zugeführt. Das Erdgas wird in Wärmetauscher 150 auf –41,7°C abgekühlt und wird von dem kühlen Ende des Wärmetauschers 150 zu einer Leitung 103 geleitet. Das Erdgas in Leitung 103 wird dem warmen Ende des Wärmetauschers 151 zugeführt, in dem es auf eine Temperatur von ungefähr –88,2°C abgekühlt wird. Das Erdgas tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 151 in eine Leitung 104 aus, über die es dem warmen Endes Wärmetauschers 153 zugeführt wird, in dem es auf eine Temperatur von –146°C abgekühlt wird. Das Erdgas tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 153 in eine Leitung 106 aus.
  • Das Erdgas in Leitung 106 wird dem warmen Ende eines Wärmetauschers 154 zugeführt, in dem es auf eine Temperatur von ungefähr –158°C gekühlt wird, und es tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 154 in eine Leitung 107 aus. Das Erdgas in Leitung 107, das nach wie vor überkritischen Druck hat, wird einer Flüssigkeitsexpansionsturbine 156 zugeführt, in der das Erdgas im Wesentlichen isentropisch auf einen Druck von ungefähr 150 kPa ausgedehnt wird. In der Turbine 56 wird das Erdgas verflüssigt und seine Temperatur auf ungefähr –167°C verringert. Die Turbine 156 treibt einen elektrischen Generator G' an, um die Arbeit als elektrische Energie zurückzugewinnen.
  • Das aus der Turbine 156 austretende Fluid wird einer Leitung 108 zugeführt. Dieses Fluid ist vorwiegend flüssiges Erdgas, wobei sich ein Teil des Erdgases im gasförmigen Zustand befindet. Das Fluid in Leitung 108 wird dem Kopf einer Fraktioniersäule 157 zugeführt. Das in Leitung 1 zugeführte Erdgas enthält ungefähr 6 mol% Stickstoff, wobei die Fraktioniersäule 57 dazu dient, diesen Stickstoff aus dem LNG abzutreiben. Der Abtreibeprozess wird durch den Einsatz des Wärmetauschers 154 unterstützt, der Rückverdampfungswärme erzeugt, die von dem Erdgas in Leitung 106 übertragen wird. LNG wird aus der Säule 157 Leitung 167 zugeführt, über die das LNG dem kühlen Ende des Wärmetauschers 154 zugeführt wird. Der Wärmetauscher 154 erwärmt das LNG auf eine Temperatur von ungefähr –160°C, und das LNG tritt an dem warmen Ende des Wärmetauschers 154 in eine Leitung 168 aus, über die es zu der Säule 157 zurückgeführt wird.
  • Abgetriebenes Stickstoffgas wird am Kopfende der Säule 157 der Leitung 109 zugeführt. Die Leitung 109 enthält darüber hinaus einen großen Anteil an Methangas, das ebenfalls in der Säule 157 abgetrieben wird. Das Gas in Leitung 109, das eine Temperatur von –166,8°C und einen Druck von 120 kPa hat, wird dem kühlen Ende eines Wärmetauschers 155 zugeführt, in dem das Gas auf eine Temperatur von ungefähr 7°C erwärmt wird. Das erwärmte Gas wird von dem warmen Ende des Wärmetauschers 105 einer Leitung 110 zugeführt, über die es einem Treibgasverdichter (nicht dargestellt) zugeführt wird. Das über die Leitung 110 zugeführte Methan dient dazu, den Großteil des Treibgasbedarfs der Verflüssigungsanlage zu befriedigen.
  • LNG wird vom Boden der Säule 157 einer Leitung 111 und dann einer Pumpe 158 zugeführt. Die Pumpe 158 pumpt das LNG in eine Leitung 112 und weiter zu einem LNG-Speichertank (siehe 10 und 11).
  • Der Stickstoff-Kälteerzeugungszyklus, mit dem das Erdgas auf eine Temperatur abgekühlt wird, bei der es verflüssigt werden kann, wird im Folgenden beschrieben. Stickstoff-Kältemittel wird über das warme Ende des Wärmetauschers 150 in eine Leitung 132 abgegeben. Der Stickstoff in Leitung 132 hat eine Temperatur von ungefähr 7,9°C und einen Druck von 1,66 MPa. Der Stickstoff wird einer mehrstufigen Verdichtereinheit 159 zugeführt, die wenigstens zwei Verdichter 169 und 170 mit wenigstens einem Zwischenkühler 171 und einem Nachkühler 172 umfasst. Die Verdichter 169 und 170 werden von einer Gasturbine 173 angetrieben. Die Abkühlung in dem Zwischenkühler 171 und dem Nachkühler 172 dient dazu, den Stickstoff auf Umgebungstemperaturen zu rückzuführen. Der Betrieb der Verdichtereinheit 159 verbraucht nahezu die gesamte Energie, die für den Stickstoff-Kälteerzeugungszyklus benötigt wird. Die Gasturbine 173 kann mit dem Treibgas angetrieben werden, das aus Leitung 110 bezogen wird.
  • Der verdichtete Stickstoff wird von der Verdichtereinheit 159 einer Leitung 133 bei einem Druck von 3,79 MPa zugeführt. Die Leitung 133 führt zu zwei Leitungen 134 und 135, zwischen denen der Stickstoff aus der Leitung 133 entsprechend der von dem Kompressor absorbierten Leistung aufgeteilt wird. Der Stickstoff in der Leitung 134 wird einem Verdichter 162 zugeführt, in dem er auf einen Druck von ungefähr 5,5 MPa verdichtet wird, und wird dann von dem Verdichter 162 einer Leitung 136 zugeführt. Der Stickstoff in der Leitung 135 wird einem Verdichter 163 zugeführt, in dem er auf einen Druck von ungefähr 5,5 MPa verdichtet wird, und wird dann von dem Verdichter 163 einer Leitung 137 zugeführt. Der Stickstoff in beiden Leitungen 136 und 137 wird einer Leitung 138 und anschließend einem Nachkühler 164 zugeführt, in dem er auf Umgebungstemperaturen zurückgekühlt wird. Der Stickstoff wird von dem Nachkühler 164 über eine Leitung 139 einem Wärmetauscher 165 zugeführt, in dem er mit gekühltem Wasser auf eine Temperatur von 10°C abgekühlt wird. Der abgekühlte Stickstoff wird von dem Wärmetauscher 156 einer Leitung 140 zugeführt, die zu zwei Leitungen 120 und 141 führt. Der Stickstoff, der durch die Leitung 140 strömt, wird zwischen den Leitungen 120 und 141 aufgeteilt, wobei ungefähr 2 mol% des Stickstoffs in Leitung 140 durch die Leitung 121 strömen.
  • Der durch die Leitung 141 strömende Stickstoff wird dem warmen Ende des Wärmetauschers 155 zugeführt, in dem er auf eine Temperatur von ungefähr –123°C abgekühlt wird. Der abgekühlte Stickstoff wird von dem kühlen Ende des Wärmetauschers 155 einer Leitung 142 zugeführt. Die Leitung 120 ist mit dem warmen Ende des Wärmetauschers 150 verbunden, so dass der Stickstoff dem warmen Ende des Wärmetauschers 150 zugeführt wird. Der Stickstoff aus Leitung 120 wird in dem Wärmetauscher 150 auf –41,7°C vorgekühlt und wird von dem kühlen Ende des Wärmetauschers 150 einer Leitung 121 zugeführt.
  • Die Leitung 121 führt zu zweiten Leitungen 122 und 123. Der durch die Leitung 121 strömende Stickstoff wird zwischen den Leitungen 122 und 123 aufgeteilt, wobei ungefähr 26 mol% des gesamten Stickstoffs, der durch die Leitung 121 strömt, der Leitung 123 zugeführt werden. Der Stickstoff in der Leitung 122 wird einem Turboverdampfer 160 zugeführt, in dem er durch Arbeitsausdehnung auf einen Druck von 1,73 MPa und eine Temperatur von –102,5°C ausgedehnt wird. Der ausgedehnte Stickstoff tritt aus dem Verdampfer 160 in eine Leitung 128 aus.
  • Der Stickstoff in der Leitung 123 wird dem warmen Ende des Wärmetauschers 151 zugeführt, in dem er auf eine Temperatur von ungefähr –98,2°C abgekühlt wird. Der Stickstoff tritt an dem kühlen Ende des Wärmetauschers 151 in eine Leitung 124 aus, die mit einer Leitung 125 verbunden ist. Die Leitung 142 ist des Weiteren mit der Leitung 125 verbunden, so dass der abgekühlte Stickstoff aus den Wärmetauschern 151 und 155 vollständig der Leitung 125 zugeführt wird. Der Stickstoff in Leitung 125, der eine Temperatur von –100,3°C hat, wird einem Turboverdampfer 161 zugeführt, in dem er durch Arbeitsausdehnung auf einen Druck von 1,76 MPa und eine kühlste Stickstofftemperatur von –148°C ausgedehnt wird. Der ausgedehnte Stickstoff tritt aus dem Verdampfer 161 in eine Leitung 126 aus.
  • Der Turboverdampfer 160 ist so eingerichtet, dass er den Verdichter 162 antreibt, und der Turboverdampfer 161 ist so eingerichtet, dass er den Verdichter 163 antreibt. So kann der Großteil der von den Verdampfern 160 und 161 erzeugten Arbeit zurückgewonnen werden. In einer Abwandlung können die Verdichter 162 und 163 durch einen einzelnen Verdichter ersetzt werden, der mit den Leitungen 133 und 138 verbunden ist. Dieser einzelne Verdichter kann so eingerichtet sein, dass er von den Turboverdampfern 160 und 161 angetrieben wird, indem er beispielsweise mit einer gemeinsamen Welle verbunden wird.
  • Der Stickstoff in der Leitung 126 wird dem kühlen Ende des Wärmetauschers 153 zugeführt, um das dem Wärmetauscher 153 über die Leitung 104 zugeführte Erdgas durch Gegenstrom-Wärmeaustausch abzukühlen. In dem Wärmetauscher 153 wird der Stickstoff auf eine Zwischen-Stickstofftemperatur von –102,5°C erwärmt. Der erwärmte Stickstoff tritt an dem warmen Ende des Wärmetauschers 153 in eine Leitung 127 aus, die mit einer Leitung 129 verbunden ist. Die Leitung 128 ist des Weiteren mit der Leitung 129 verbunden, so dass der Stickstoff aus dem warmen Ende des Wärmetauschers 153 mit dem Stickstoff aus dem Turboverdampfer 160 wieder zusammengeführt wird.
  • Der Stickstoff wird über die Leitung 129 dem kühlen Ende des Wärmetauschers 151 zugeführt, in dem mit ihm das dem Wärmetauscher 151 über die Leitung 103 zugeführte Erdgas und das dem Wärmetauscher 151 über die Leitung 123 zugeführte Stickstoff-Kältemittel durch Gegenstrom-Wärmeaustausch abgekühlt werden. Der dem Wärmetauscher 151 über die Leitung 129 zugeführte Stickstoff wird auf ungefähr –57,9°C erwärmt und tritt aus dem Wärmetauscher 151 in eine Leitung 131 aus.
  • Der Stickstoff wird über die Leitung 131 dem kühlen Ende des Wärmetauschers 150 zugeführt, in dem mit ihm das dem Wärmetauscher 150 über die Leitung 102 zugeführte Erdgas und das dem Wärmetauscher 150 über die Leitung 120 zugeführte Stickstoff-Kältemittel durch Gegenstrom-Wärmeaustausch abgekühlt werden. Der dem Wärmetauscher 150 über die Leitung 131 zugeführte Stickstoff wird auf 7,9°C erwärmt und tritt aus dem Wärmetauscher 150 in die Leitung 132 aus.
  • 7 ähnelt 4 und zeigt ein Temperatur-Enthalpie-Diagramm, das den Prozess in 6 darstellt, wobei das Erdgas die oben beschriebene Arm-Zusammensetzung hat. Das Diagramm zeigt eine gemeinsame Abkühlungskurve für das Erdgas und das Stickstoff-Kältemittel sowie eine Erwärmungskurve für das Stickstoff-Kältemittel.
  • Die Abkühlungskurve weist eine Vielzahl von Bereichen auf, die mit 7-1, 7-2 und 7-4 gekennzeichnet sind. Der Bereich 7-1 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 150, wobei das Gefälle in diesem Bereich geringer ist als das Gefälle der Abkühlungskurve von Erdgas allein in diesem Bereich wäre, d. h., das Vorhandensein des Stickstoff-Kältemittels in dem Wärmetauscher 150 verringert das Gefälle in diesem Bereich. Der Bereich 7-2 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 151. Das Gefälle ist hier aufgrund des Entfernens eines Teils des Stickstoff-Kältemittels in Leitung 122 viel steiler, wobei die Steigung der Kurve in Bereich 7-2 näher an der Erdgas-Abkühlungskurve liegt als in Bereich 7-1. Dieser Teil der Kurve stellt auch den Bereich dar, über den Verflüssigung stattfinden würde, wenn der Druck des Erdgases unter dem kritischen Druck läge, wobei die kritische Temperatur innerhalb des Temperaturspektrums von Bereich 7-2 liegt. Der Bereich 7-4 entspricht dem Abkühlen in dem Wärmetauscher 153. Das Gefälle ist in Bereich 7-4 am steilsten und stellt das Unterkühlen des Erdgases dar. Es ist anzumerken, dass in 7 kein Bereich 7-3 vorhanden ist, da kein Wärmetauscher 152 vorhanden ist.
  • Die Stickstoff-Erwärmungskurve weist zwei Bereiche auf, die mit 7-5 und 7-6 gekennzeichnet sind, wobei der Bereich 7-5 einer Kältemittel-Erwärmung in dem Wärmetauscher 153 entspricht und der Bereich 7-6 Kältemittel-Erwärmung in den Wärmetauschern 150 und 151 entspricht. Das Gefälle der Erwärmungskurve in Bereich 7-5 ist größer als das Gefälle in Bereich 7-6, wobei dies auf den geringeren Massenstrom von Stickstoff in dem Wärmetauscher 153 verglichen mit dem Massenstrom in den Wärmetauschern 150 und 151 zurückzuführen ist. Ein Punkt 7-7 stellt die Stickstofftemperatur in der Leitung 126 beim Eintreten in das kühle Ende des Wärmetauschers 153. Ein Punkt 7-8 stellt die Stickstofftemperatur in der Leitung 132 beim Austreten aus dem warmen Ende des Wärmetauschers 150 dar. Die Punkte 7-7 und 7-8 bilden die Endpunkte der Stickstoff-Erwärmungskurve.
  • Die Bereiche 7-5 und 7-6 schneiden einander an einem Punkt 7-9, der den Stickstoff bei der Stickstoff-Zwischentemperatur beim Austreten aus dem Wärmetauscher 153 darstellt. Es ist außerordentlich vorteilhaft, wenn der Punkt 7-9 innerhalb der Beschränkungen des Systems so warm wie möglich festgelegt wird. Der mit dem Punkt 7-7 dargestellte Stickstoff sollte 1°C bis 5°C kühler sein als die Temperatur des aus dem Wärmetauscher 153 in die Leitung 106 austretenden Erdgases, und der mit dem Punkt 7-9 dargestellte Stickstoff sollte 1°C bis 10°C kühler sein als die Temperatur des über die Leitung 105 in den Wärmetauscher 153 eintretenden Erdgases, wobei diese Bedingungen erforderlich sind, um eine sehr große Nähe zwischen der Erdgas-Abkühlungskurve und der Stickstoff-Erwärmungskurve über die Bereiche 7-4 und 7-5 zu erzielen. Die Temperatur des mit dem Punkt 7-9 dargestellten Stickstoffs sollte unter der kritischen Temperatur des Erdgases liegen, wobei diese Bedingung ebenfalls erforderlich ist, um eine sehr große Nähe zwischen der Erdgas-Abkühlungskurve und der Stickstoff-Erwärmungskurve über die Bereiche 7-4 und 7-5 zu erzielen. Schließlich muss die Temperatur des durch den Punkt 7-9 dargestellten Stickstoffs niedrig genug sein, damit der geradlinige Bereich zwischen den Punkten 7-9 und 7-8 die Erdgas-/Stickstoff-Abkühlungskurve in den Bereichen 7-1 oder 7-2 nicht schneidet. Ein Punkt 7-10 auf der Stickstoff-Erwärmungskurve sowie 7-11 auf der Erdgas-/Stickstoff-Abkühlungskurve stellt den Punkt der größten Annäherung zwischen der Erdgas-/Stickstoff-Abkühlungskurve und der Stickstoff-Erwärmungskurve dar. Ein Schnittpunkt der beiden Kurven an dem Punkt 7-10 und 7-11 (oder an jedem anderen Punkt) stellt einen Tempe ratur-Pinch in den Wärmetauschern dar. In der Praxis sollte der Punkt 7-9 so gewählt werden, dass ein Temperaturunterschied von 1°C bis 10°C zwischen dem Erdgas/Stickstoff, das/der gekühlt wird, an dem Punkt 7-11 und dem Stickstoff, der erwärmt wird, an dem Punkt 7-10 vorhanden ist.
  • Der Prozess in 6 wird nunmehr für eine Reichgas-Zusammensetzung betrachtet, die 4,1 mol% Stickstoff, 83,9 mol% Methan, 8,7 mol% Ethan, 2,8 mol% Propan und 0,5 mol% Butan umfasst, wobei ein Erdgas-Speisedruck in Leitung 1 von ungefähr 7,5 MPa und eine Erdgastemperatur in Leitung 102 von 10°C verwendet werden.
  • Unter diesen neuen Bedingungen würde das Erdgas aus dem Wärmetauscher 150 bei einer Temperatur von –8,0°C in die Leitung 108 austreten, das Erdgas würde bei einer Temperatur von –87°C aus dem Wärmetauscher 151 in die Leitung 104 austreten, und das Erdgas würde bei einer Temperatur von –146°C aus dem Wärmetauscher 153 in die Leitung 106 austreten.
  • Das aus dem Wärmetauscher in die Leitung 132 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von 7,9°C und einen Druck von 2,31 MPa. Das Stickstoff-Kältemittel wird in der Verdichtereinheit 159 auf einen Druck von 6,08 MPa verdichtet und wird dann in den Verdichtern 162 und 163 weiter auf einen Druck von ungefähr 10 MPa verdichtet.
  • Das Stickstoff-Kältemittel in der Leitung 140 hat aufgrund der Abkühlung in dem Nachkühler 164 und dem Wärmetauscher 165 eine Temperatur von 10,0°C. Ungefähr 2,2 mol% des Stickstoffs, der in der Leitung 140 strömt, strömt durch die Leitung 141, während der Rest durch die Leitung 120 strömt. Die Temperatur des Stickstoffs, der durch die Leitung 141 strömt, wird in dem Wärmetauscher 155 auf ungefähr –108°C verringert.
  • Das aus dem Wärmetauscher 150 in die Leitung 121 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von –8°C. Ungefähr 25 mol% des Stickstoffs in der Leitung 121 strömt durch die Leitung 123, während die restlichen 75 mol% durch die Leitung 122 strömen. Der durch die Leitung 123 strömende Stickstoff tritt aus dem Wärmetauscher 151 bei einer Temperatur von –87°C aus und strömt von dort zusammen mit dem Stick stoff aus der Leitung 142 in die Leitung 125, wobei die Temperatur des Stickstoffs in der Leitung 125 –88,7°C beträgt. Der durch die Leitung 122 strömende Stickstoff wird in dem Turboverdampfer 166 auf einen Druck von 2,39 MPa und eine Temperatur von –90,5°C ausgedehnt, und der durch die Leitung 125 strömende Stickstoff wird in dem Turboverdampfer 161 auf einen Druck von 2,42 MPa und eine Temperatur von –148°C ausgedehnt.
  • Das aus dem Wärmetauscher 153 in die Leitung 127 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von –90,5°C, und das aus dem Wärmetauscher 151 in die Leitung 131 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von ungefähr –18°C.
  • 8 ähnelt 7 und zeigt ein Temperatur-Enthalpie-Diagramm, das den Prozess in 6 darstellt, wobei das Erdgas die oben beschriebenen Reich-Zusammensetzung hat und bei einem Druck von ungefähr 7,6 MPa zugeführt wird. Die grafische Darstellung zeigt eine gemeinsame Abkühlungskurve für das Erdgas und das Stickstoff-Kältemittel sowie eine Erwärmungskurve für das Stickstoff-Kältemittel. Die Abkühlungs- und die Erwärmungskurve weisen eine Vielzahl von Bereichen 8-1 bis 8-6 auf, die jeweils Bereichen 7-1 bis 7-6 von 7 entsprechen und weisen eine Vielzahl von Temperaturpunkten 8-7 bis 8-11 auf, die jeweils Temperaturpunkten 7-7 bis 7-11 in 7 entsprechen. Die obenstehende Beschreibung, die sich auf 7 bezieht, gilt auch für 8.
  • Der Prozess in 6 wird nunmehr für eine Reichgas-Zusammensetzung betrachtet, die 4,1 mol% Stickstoff, 84,1 mol% Methan, 8,5 mol% Ethan, 2,6 mol% Propan und 0,7 mol% Butan enthält, wobei ein Erdgas-Speisedruck in Leitung 1 von ungefähr 8,25 MPa sowie eine Erdgastemperatur in Leitung 102 von 10°C verwendet werden. Es liegt eine geringfügige Abwandlung des oben unter Bezugnahme auf 6 beschriebenen Prozesses vor, d. h. Verdampfungsgas aus LNG-Speichertanks wird mit dem Kopfprodukt aus Säule 157 in Leitung 109 zusammengeführt und der zusammengeführte Inhalt der Leitung 10S wird dem Wärmetauscher 155 zugeführt.
  • Unter diesen neuen Bedingungen würde das Erdgas bei einer Temperatur von –86,2°C aus dem Wärmetauscher 151 in die Leitung 104 austreten und würde bei einer Temperatur von –148,3°C aus dem Wärmetauscher 153 in die Leitung 106 austreten.
  • Das aus dem Wärmetauscher in die Leitung 132 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von 3,0°C und einen Druck von 1,77 MPa. Das Stickstoff-Kältemittel wird in der Verdichtereinheit 159 auf einen Druck von 4,97 MPa verdichtet und wird dann in den Verdichtern 162 und 163 weiter auf einen Druck von ungefähr 8,3 MPa verdichtet.
  • Das Stickstoff-Kältemittel in der Leitung 140 hat aufgrund der Abkühlung in dem Nachkühler 164 und dem Wärmetauscher 165 eine Temperatur von 10,0°C. Ungefähr 1,7 mol% des durch die Leitung 140 strömenden Stickstoffs strömt durch die Leitung 141, während der Rest durch die Leitung 120 strömt. Die Temperatur des durch die Leitung 141 strömenden Stickstoffs wird in dem Wärmetauscher 155 auf ungefähr –143°C verringert.
  • Das aus dem Wärmetauscher 150 in die Leitung 121 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von –7°C. Ungefähr 31 mol% des Stickstoffs in der Leitung 121 störnt durch die Leitung 123, während die restlichen 69 mol% durch die Leitung 122 strömen. Der durch die Leitung 123 strömende Stickstoff tritt bei einer Temperatur von –86,2°C aus dem Wärmetauscher 151 aus und strömt von dort zusammen mit dem Stickstoff aus der Leitung 142 in die Leitung 125, wobei die Temperatur des Stickstoffs in der Leitung 125 –89,3°C beträgt. Der durch die Leitung 122 strömende Stickstoff wird in dem Turboverdampfer 160 auf einen Druck von 1,84 MPa und eine Temperatur von –23,2°C ausgedehnt, und der durch die Leitung 125 strömende Stickstoff wird in dem Turboverdampfer 161 auf einen Druck von 1,87 MPa und eine Temperatur von –152,2°C ausgedehnt.
  • Das aus dem Wärmetauscher 153 in die Leitung 127 austretende Stickstoff-Kältemittel hat eine Temperatur von –93,2°C.
  • 9 ähnelt 7 und zeigt ein Temperatur-Enthalpie-Diagramm, das den Prozess in 6 darstellt, wobei das Erdgas die oben beschriebenen Reich-Zusammensetzung hat und bei einem Druck von ungefähr 8,25 MPa zugeführt wird. Die graphische Darstellung zeigt eine gemeinsame Abkühlungskurve für das Erdgas und das Stickstoff-Kältemittel sowie eine Erwärmungskurve für das Stickstoff-Kältemittel. Die Abkühlungs- und die Erwärmungskurve weisen eine Vielzahl von Bereichen 9-1 bis 9-6 auf, die jeweils Berei chen 7-1 bis 7-6 von 7 entsprechen, und weisen eine Vielzahl von Temperaturpunkten 9-7 bis 9-11 auf, die jeweils Temperaturpunkten 7-7 bis 7-11 in 7 entsprechen. Die obenstehende Beschreibung, die sich auf 7 bezieht, gilt auch für 9.
  • In 9 beträgt der minimale Temperaturunterschied zwischen den zwei Kurven 3,9°C, während der minimale Temperaturunterschied in den 4, 5, 7 und 8 2°C beträgt.
  • In 10 ist eine Ausführung einer Vorrichtung zum Produzieren von LNG allgemein mit 500 dargestellt. Die Vorrichtung umfasst eine schwimmende Plattform in Form eines Schiffs 501, das eine Erdgas-Verflüssigungsanlage 502 und LNG-Speichertanks 503 trägt. Das LNG wird von der Anlage 502 den Speichertanks 503 über eine Leitung 504 zugeführt. Das Erdgas wird der Anlage 502 über eine Pipeline 505, die sich zu einem Erdgas-Bohrgestell 506 erstreckt sowie über eine Steigleitungs-und-Verteiler-Anordnung 510 zugeführt, die sich von dem Schiff 501 zu der Pipeline 505 erstreckt. Es ist möglich, das Erdgas von einer Vielzahl der Gas-Bohrgestelle 506 zuzuführen. Eine Vorbehandlungsanlage (nicht dargestellt) kann für das Erdgas vorhanden sein, bevor es der Anlage 502 zugeführt wird. Die Vorbehandlungsanlage kann auf dem Bohrgestell 506, auf einer separaten Einheit (nicht dargestellt) oder auf dem Schiff 501 vorhanden sein.
  • Das Schiff 501 enthält des Weiteren Unterkünfte 507, Halteleinen 508 sowie eine Einrichtung 509 zum Zuführen von LNG aus den Speichertanks 503 zu einem LNG-Transporter (nicht dargestellt).
  • In 11 ist eine weitere Ausführung einer Vorrichtung zum Produzieren von LNG allgemein mit 600 gekennzeichnet. Die Vorrichtung umfasst Plattform 601, die mit Stützen 609 über dem Wasserspiegel 607 getragen wird, eine Erdgas-Verflüssigungsanlage 602 sowie einen LNG-Speichertank 603. Das LNG wird von der Anlage 602 dem Speichertank 603 über eine Leitung 604 zugeführt. Der Speichertank 603 wird von einem Beton-Schwergewichtsockel 610 getragen, der auf dem Meeresboden 608 aufsitzt. Das Erdgas wird der Anlage 602 über eine Pipeline 605 zugeführt, die mit einem Erdgas-Bohrgestell 606 in Verbindung steht. Das Erdgas kann von einer Vielzahl der Gas-Bohrgestelle 606 zugeführt werden. Es kann eine Vorbehandlungsanlage (nicht dargestellt) für das Erdgas vorhanden sein, bevor es der Anlage 602 zugeführt wird. Die Vorbehandlungsanlage kann auf dem Bohrgestell 606, auf einer separaten Einheit (nicht dargestellt) auf der Plattform 601 oder auf dem Schwergewichtsockel 610 vorhanden sein. Es ist eine Einrichtung 611 zum Zuführen von LNG aus den Speichertanks 603 zu einem LNG-Transporter (nicht dargestellt) vorhanden. In einer Abwandlung könnte die Vorrichtung 600 auf dem Bohrgestell 606 vorhanden sein.
  • 12 zeigt eine Abwandlung der in 11 dargestellten LNG-Vorrichtung 11. In 12 ist die abgewandelte LNG-Vorrichtung allgemein mit 600' dargestellt und umfasst zwei beabstandete Beton-Schwergewichtsockel 610', die auf dem Meeresboden 608' so aufsitzen, dass sie über den Wasserspiegel 607' vorstehen. Eine Verflüssigungsanlage 602' ist auf einer Plattform 601' vorhanden, die auf den Schwergewichtsockeln 610' aufsitzt und den Zwischenraum zwischen den Schwergewichtsockeln 610' überbrückt. Ein LNG-Speichertank 603' ist an jedem der Schwergewichtsockel 610' vorhanden.
  • Die Plattform 601' kann installiert werden, indem sie auf eine Barge (nicht dargestellt) aufgesetzt wird, die Barge schwimmend in den Zwischenraum zwischen den Schwergewichtsockeln 610' gebracht wird, so dass die Plattform 601' über die Oberseite jedes Schwergewichtsockels 610' vorsteht, die Barge so abgesenkt wird, dass die Plattform 601' auf den Schwergewichtsockeln 610' aufsitzt und schließlich die Barge schwimmend aus dem Zwischenraum zwischen den Schwergewichtsockeln 610' gebracht wird.
  • In 13 sind die Erdgas-Verflüssigungsanlagen 502, 602 und 602' in 10 bis 12 detaillierter dargestellt. Die Bestandteile der in 13 dargestellten Anlage gleichen im Allgemeinen den in 3 und 6 dargestellten Bestandteilen. Erdgas wird Leitung 450 der Anlage bei hohem Druck zugeführt, der überkritisch sein kann, wobei das Erdgas mit herkömmlichen Prozessen vorbehandelt worden sein kann, um Verunreinigungen zu entfernen. Das Erdgas in Leitung 450 wird einem Wärmetauscher 401 zugeführt, in dem es mit gekühltem Wasser abgekühlt wird, das von einer Kälteerzeugungseinheit 415 für gekühltes Wasser zugeführt wird. Der Wärmetauscher 401 kann statt dessen in den Vorbehandlungsprozess integriert werden. Der Wärmetauscher 401 kann ein herkömmlicher Mantel-und-Röhren-Wärmetauscher sein oder ein beliebiger anderer Typ Wärmetauscher, der sich dazu eignet, Erdgas mit gekühltem Wasser abzukühlen, einschließlich eines PCHE.
  • Das gekühlte Erdgas tritt aus dem Wärmetauscher 401 in eine Leitung 451 aus, über die es einer Cold-Box-Einrichtung 402 zugeführt wird, in der das Gas in einer Reihe von Wärmetauschern (nicht dargestellt) innerhalb der Einrichtung 402 auf eine niedrige Temperatur abgekühlt wird. Die Wärmetauscheranordnung in der Cold-Box-Einrichtung 402 kann die gleiche sein wie die Anordnung von Wärmetauschern 50, 51, 52 und 53, die in 3 dargestellt ist, oder kann die gleiche sein wie die Anordnung von Wärmetauschern 150, 151 und 153, die in 6 dargestellt ist. Der eingesetzte Typ von Wärmetauschern hängt von dem Druck ab, bei dem Erdgas zugeführt wird. Wenn der Druck unter ungefähr 5,5 MPa liegt, umfasst jeder Wärmetauscher eine Anzahl von Aluminium-Platten-Wärmetauschern, die in Reihe zusammengefasst sind. Wenn der Druck über ungefähr 5,5 MPa liegt, dann umfasst jeder Wärmetauscher beispielsweise einen spiralförmig gewickelten Wärmetauscher, einen PCHE oder einen spulenförmig gewickelten Wärmetauscher. Wenn jedoch ein spiralförmig gewickelter Wärmetauscher eingesetzt wird, ist die in 14 dargestellte Ausführung besser geeignet. Die Cold-Box-Einrichtung 402 ist mit Pearlit oder Steinwolle gefüllt, um Isolierung zu gewährleisten.
  • Es sind viele Vorteile mit dem Einsatz Cold-Box-Einrichtung 402 verbunden. Zunächst ermöglicht sie, dass der Großteil der Kalt-Einrichtung und -Rohrleitungen in einem einzelnen Raum enthalten ist, der erheblich weniger Baufläche benötigt als bei separater Installation der Einrichtung und der Rohrleitungen. Die Menge an äußerer Isolierung, die erforderlich, ist erheblich geringer als bei separater Installation der Einrichtung und der Rohrleitungen, und dadurch verringern sich Kosten- und Zeitaufwand für die Installation und die zukünftige Wartung. Des Weiteren wird die Anzahl von Flaschen, die für die Verbindungen zwischen Rohrleitungen und Einrichtung erforderlich sind, verringert, da alle Verbindungen innerhalb der Cold-Box-Einrichtung vollständig verschweißt sind, wodurch die Möglichkeit des Austretens über den Kaltflansch bei normalem Betrieb sowie bei Abkühlungs- und Aufwärmvorgängen verringert wird. Die gesamte Cold-Box-Installation kann an einem geschützten Industriestandort aufgebaut werden und am Herstellungs-Standort auf Dichtheit geprüft, trocken und bereit zur Inbetriebnahme übergeben werden, was ansonsten mit den einzelnen Teilen der Einrichtung und den Rohrleitungen vor Ort an entfernten Standorten und unter weniger als idealen Bedingungen durchgeführt werden müsste. Der Stahlmantel und die Isolierung der Cold-Box-Einrichtung gewährleisten Schutz vor der Salzluftumgebung an einem Offshore-Standort und stellen ein Mittel des Feuerschutzes für die Einrichtung dar, die den Gehalt an Kohlenwasser stoffen aufnimmt. Es ist anzumerken, dass, wenn spiralförmig gewickelte Wärmetauscher eingesetzt werden, die ersten sowie die Zwischen-Wärmetauscherbündel beide in einem einzelnen vertikalen Wärmetauschermantel enthalten sein können und separat an der Cold-Box-Einrichtung installiert werden können. In diesem Fall ist der spiralförmig gewickelte Wärmetauscher außenisoliert und die Cold-Box-Einrichtung, die die restlichen Kalt-Wärmetauscher und den Behälter enthält, ist erheblich kleiner.
  • Das unterkühlte Erdgas wird aus der Cold-Box-Einrichtung 402 bei seiner niedrigsten Temperatur von ungefähr –158°C in eine Leitung 452 abgesaugt, über die es einem Flüssigkeits- oder Hydraulik-Turbinenverdampfer zugeführt wird, der in einem Saugbehälter 413 angeordnet ist, in dem das unterkühlte Erdgas durch Arbeitsausdehnung auf einen niedrigen Druck (der unterkritisch ist) ausgedehnt wird, wobei gleichzeitig die Temperatur verringert wird und LNG entsteht. Die in dem Flüssigkeits- oder Hydraulik-Turbinenverdampfer in dem Saugbehälter 413 erzeugte Arbeit wird genutzt, um einen elektrischen Generator zu drehen, wobei der elektrische Generator ebenfalls in dem Saugbehälter 413 aufgenommen ist. Der Flüssigkeits- oder Hydraulik-Turbinenverdampfer und der Saugbehälter 413 können durch ein Drosselventil ersetzt werden, wodurch die Einrichtung vereinfacht wird und Kapitalkosten sowie Raum eingespart werden, jedoch ein geringfügiger Verlust an Prozesseffizienz entsteht.
  • Das LNG tritt aus dem Flüssigkeits- oder Hydraulik-Turbinenverdampfer in dem Saugbehälter 413 in eine Leitung 453 aus und wird in die Cold-Box-Einrichtung 402 zu einer Stickstoff-Abtreibeinrichtung zurückgeleitet, die sich in der Cold-Box-Einrichtung 402 befindet. Die Stickstoff-Abtreibeinrichtung in der Cold-Box-Einrichtung 402 kann die selbe sein wie die Stickstoff-Abtreibeinrichtung 57 in 3 oder die Stickstoff-Abtreibeinrichtung 157 in 6. Das kalte Verdampfungsgas aus dem Kopf der Stickstoff-Abtreibeinrichtung wird dann in einem weiteren Wärmetauscher in der Cold-Box-Einrichtung 402 erneut erwärmt, der der gleiche sein kann wie der in 3 dargestellte Wärmetauscher 55 oder der in 6 dargestellte Wärmetauscher 155. Das wiedererwärmte Verdampfungsgas tritt aus der Cold-Box-Einrichtung 402 in eine Leitung 454 ein, die der Leitung 10 in 3 oder der Leitung 110 in 6 entspricht. Das wiedererwärmte Verdampfungsgas in der Leitung 454 wird einer Verdichtereinheit 414 zugeführt, in der es auf den erforderlichen Treibgas-Systemdruck verdichtet wird. Abkühlung wird in der Verdichtereinheit 414 durch Kühlwasser erzeugt, das in die Einheit 414 über Leitung 455 eintritt und die Einheit über Leitung 456 verlässt. Das verdichtete Treibgas tritt aus der Verdichtereinheit 414 in eine Leitung 457 ein. Die Verdichtereinheit 414 kann ein integraler mehrstufiger Getriebekreiselverdichter sein, der von einem Elektromotor angetrieben wird und mit integralen Zwischenkühlern und Nachkühlern versehen ist. Als Alternative dazu kann die Einheit 414 ein Kreiselverdichter gemäß API-Standard mit mehreren Verdichtergehäusen sein, der von einem Elektromotor oder einer kleinen Gasturbine angetrieben wird. Der Energiebedarf für die Einheit 414 kann teilweise durch das darin erzeugte Treibgas befriedigt werden.
  • Das LNG-Erzeugnis tritt aus der Stickstoff-Abtreibeinrichtung in eine Leitung 458 aus, über die es einer Tauchpumpe 412 zugeführt wird. Die Tauchpumpe 412 pumpt das LNG in eine Leitung 459, über die es Speichertanks (siehe 10 oder 11) zugeführt wird.
  • Das Kühlen des Erdgases in der Cold-Box-Einrichtung 402 wird durch einen Stickstoff-Kälteerzeugungszyklus bewirkt, dessen Bestandteile im Folgenden beschrieben werden. Stickstoff-Kältemittel tritt aus der Cold-Box-Einrichtung 402 in Leitung 460 aus, nachdem es durch Gegenstrom-Wärmeaustausch mit dem Erdgas auf Umgebungstemperaturen erwärmt worden ist. Der Stickstoff in der Leitung 460 wird einem Verdichter 405 der ersten Stufe zugeführt, in dem er auf Hochdruck verdichtet wird. Der verdichtete Stickstoff tritt aus dem Verdichter 405 in eine Leitung 461 aus, über die er einem Zwischenkühler 462 zugeführt wird, in dem der Stickstoff mit Kühlwasser gekühlt wird. Der verdichtete Stickstoff tritt aus dem Zwischenkühler 462 in eine Leitung 463 aus, über die er einem Verdichter 406 der zweiten Stufe zugeführt wird, in dem er auf einen noch höheren Druck verdichtet wird. Der verdichtete Stickstoff tritt aus dem Verdichter 406 in eine Leitung 464 aus, über die er einem Nachkühler 465 zugeführt wird, in dem der Stickstoff mit Kühlwasser gekühlt wird. Bei den Verdichtern 405 und 406 kann es sich um Mehrrad-API-Verdichter handeln, wobei als Alternative dazu Axialverdichter einsetzt werden können, wenn der Saugdruck niedrig genug ist und/oder die Zirkulaionsgeschwindigkeit hoch genug ist. Die Verdichter 405 und 406 können in Form eines einzelnen Verdichters vorhanden sein.
  • Die Verdichter 405 und 406 werden von einer Gasturbine 403 angetrieben. Die Gasturbine 403 ist eine aus dem Flugzeugbau stammende (aero-derivative) Gasturbine, da sie verglichen mit den alternativen industriellen Gasturbinen, die verbreitet in LNG-Anlagen an Land eingesetzt werden, geringere Größe und geringeres Gewicht hat. Die Temperatur der Umgebungsluftstandorte, an denen sich die Anlage befindet, ist häufig hoch, und dadurch kann die Leistung von Gasturbine 403 vor Ort erheblich verringert werden. Dieses Problem kann gelöst werden, indem die Gasturbinen-Einlassluft mit gekühltem Wasser in einem Wärmetauscher 404 gekühlt wird. Die Turbinenluft wird über einen Einlassverteiler 467 der Turbine 403 angesaugt, in dem der Wärmetauscher 404 angeordnet ist. Das gekühlte Wasser kann von der Einheit 15 bereitgestellt werden.
  • Das Hochdruck-Stickstoff-Kältemittel tritt aus dem Nachkühler 465 in eine Leitung 466 ein, von der aus der Strom anschließend zwischen den Leitungen 470 und 471 aufgeteilt wird. Der Stickstoff, der durch die Leitung 470 strömt, wird der Verdichterseite der Verdampfer/Verdichter-Einheit 408 zugeführt, während der Stickstoff, der durch die Leitung 471 strömt, der Verdichterseite der Verdampfer/Verdichter-Einheit 409 zugeführt wird. Der verdichtete Stickstoff tritt aus den Einheiten 408 und 409 in Leitungen 472 bzw. 473 bei einem noch höheren, überkritischen Druck aus. Der Stickstoff, der durch die Leitungen 472 und 473 strömt, wird in einer Leitung 474 zusammengeführt, über die er einem Nachkühler 410 zugeführt wird, in dem er mit Kühlwasser abgekühlt wird. Das Stickstoff-Kältemittel tritt aus dem Nachkühler 410 in eine Leitung 475 aus, über die es einem Wärmetauscher 411 zugeführt wird, in dem es durch Gegenstrom-Wärmeaustausch mit gekühltem Wasser, das von der Einheit 15 bereitgestellt wird, weiter gekühlt wird. Bei den Wärmetauscher 462, 465, 410 und 411 handelt es sich durchgehend um PCHE-Wärmetauscher aus rostfreiem Stahl, wobei ein geschlossener Süßwasserkreislauf zum Kühlen in den Wärmetauschern 462, 465 und 410 eingesetzt wird. Als Alternative dazu kann direkte Meerwasserkühlung für diese Wärmetauscher genutzt werden, wenn geeignete Materialien für den Bau eingesetzt werden.
  • Das Stickstoff-Kältemittel tritt aus dem Wärmetauscher 411 in eine Leitung 476 ein, über die es der Cold-Box-Einrichtung 402 zugeführt wird, in der es in der Reihe von Wärmetauschern auf ähnliche Weise wie in 3 oder 6 dargestellt, vorgekühlt wird. Ein Teil des vorgekühlten Stickstoffs (50–80 mol% des gesamten Stickstoffstroms) wird aus der Cold-Box-Einrichtung 402 in eine Leitung 477 abgesaugt, über die er dem Turboverdampfer-Ende der Verdampfer/Verdichter-Einheit 409 zugeführt wird. Der Stickstoff in der Verdampfer/Verdichter-Einheit 409 wird auf einen niedrigen Druck entspannt bzw.
  • ausgedehnt, wobei gleichzeitig die Temperatur fällt. Die während dieser Ausdehnungsstufe erzeugte Arbeit wird genutzt, um das Verdichterende der Verdampfer/Verdichter-Einheit 409 anzutreiben. Der ausgedehnte Stickstoff tritt aus dem Turboverdampfer der Verdampfer/Verdichter-Einheit in eine Leitung 478 ein.
  • Ein anderer Teil des vorgekühlten Stickstoffs (20–50 mol% des gesamten Stickstoffstroms) wird aus der Cold-Box-Einrichtung 402 in eine Leitung 479 abgesaugt, über die er dem Turboverdampferende der Verdampfer/Verdichter-Einheit 408 zugeführt wird, wobei der in die Leitung 479 abgesaugte Stickstoff auf eine niedrigere Temperatur als der über die Leitung 478 abgesaugte gekühlt worden ist. Der Stickstoff in der Verdampfer/Verdichter-Einheit 408 wird auf einen niedrigeren Druck ausgedehnt, wobei gleichzeitig die Temperatur fällt. Die während dieser Ausdehnungsstufe erzeugte Arbeit wird genutzt, um das Verdichterende der Verdampfer/Verdichter-Einheit 408 anzutreiben. Der ausgedehnte Stickstoff tritt aus dem Turboverdampfer der Verdampfer/Verdichter-Einheit in eine Leitung 480 ein.
  • Der Stickstoff in den Leitung 478 und 480 wird zu der Reihe von Wärmetauschern in der Cold-Box-Einrichtung 402 zurückgeleitet und dient dazu, das in die Cold-Box-Einrichtung 402 über die Leitung 451 eintretende Erdgas zu kühlen und über die Leitung 476 in die Cold-Box-Einrichtung eintretenden Stickstoff vorzukühlen. Der in den Leitungen 478 und 480 strömende Stickstoff kann dem gleichen Weg folgen wie der Stickstoff in den Leitungen 28 bzw. 26 in 3 oder wie der Stickstoff in den Leitungen 128 bzw. 126 in 6. Der erwärmte Stickstoff wird, wie oben erläutert, anschließend über die Leitung 460 aus der Cold-Box-Einrichtung 402 abgesaugt.
  • Die Verdampfer/Verdichter-Einheiten 408 und 409 können herkömmliche Radial-Verdampfereinheiten sein. Der Verdampfer von Verdampfer/Verdichter-Einheit 409 kann, wenn gewünscht, durch zwei Verdampfereinheiten parallel oder in Reihe ersetzt werden. Alle Verdampfer/Verdichter-Einheiten 408, 409 können auf einem einzelnen Aufsatz (skid) installiert sein, um Baufläche und verbindende Rohrleitungen einzusparen und sie können auch einen gemeinsamen Schmierölaufsatz haben, wodurch weiterhin Baufläche und Kosten eingespart werden. Eine Möglichkeit besteht darin, die Verdampfer mit einem einzelnen Verdichter oder einem mehrstufigen Verdichter zu verbinden, wodurch die Notwendigkeit wegfallen würde, den Stickstoffstrom auf die Leitungen 470 und 471 zu verteilen.
  • Die Einheit 415 zum Kühlen mit gekühltem Wasser umfasst eine oder mehrere handelsübliche Standardeinheiten, bei denen Kältemittel, wie beispielsweise Freon, Propan, Ammoniak usw. eingesetzt werden können. Das gekühlte Wasser wird in einem geschlossenem Kreis durch Zentrifugalpumpen (nicht dargestellt) zu den Wärmetauschern 401, 404 und 411 zirkuliert. Diese Einheit weist den Vorteil auf, dass lediglich eine geringe Menge an Kältemittel erforderlich ist und sie wenig Raum braucht.
  • Das Kühlwassersystem ist ebenfalls ein System mit geschlossenem Kreislauf, wobei Süßwasser verwendet wird, um den Einsatz von PCHE-Wärmetauschern zu ermöglichen. Die PCHE-Wärmetauscher haben den Vorteil, dass sie erheblich kleiner und billiger sind als die herkömmlichen Mantel-und-Röhren-Wärmetauscher, die normalerweise für diesen Typ System eingesetzt werden.
  • Das Stickstoff-Kälteerzeugungssystem ist ein System mit geschlossenem Kreislauf, das eine anfängliche Menge an trockenem Stickstoffgas enthält. Dieser Stickstoff muss bei normalem Betrieb aufgrund geringfügiger Verluste von Kältemittel aus dem Kreislauf aufgefüllt werden. Diese Verluste werden beispielsweise durch das Austreten an die Atmosphäre über Verdichterdichtungen und Rohrflansche usw. verursacht. Eine geringe Menge an Stickstoff wird dem Kälteerzeugungssystem durch eine Stickstoff-Nachfülleinheit (nicht dargestellt) kontinuierlich zugesetzt, um die Austrittsverluste auszugleichen. Der Stickstoff wird aus dem Hilfs-Luftsystem an der Anlage entnommen. Die Nachfülleinheit kann eine handelsübliche Einheit sein, die vom Membrantyp oder vom Druckstoßabsorptionstyp sein kann.
  • 14 zeigt eine andere Ausführung der in 13 dargestellten Vorrichtung. Viele der in 14 dargestellten Teile sind identisch mit den in 13 dargestellten Teilen, wobei gleiche Teile mit gleichen Bezugszeichen gekennzeichnet sind. Die Unterschiede sind die folgenden.
  • Bei der in 14 dargestellten Ausführung wird eine Reihe von Wärmetauschern in Form spiralförmig gewickelter Wärmetauscher (auch als schlangenförmig gewickelte Wärmetauscher bekannt) 480 anstelle der Reihe von Wärmetauschern eingesetzt, die sich in der Cold-Box-Einrichtung 402 in der in 13 dargestellten Vorrichtung befinden. Der Wärmetauscher 480 ist mit seiner eigenen Wärmeisolierung versehen, so dass es nicht notwendig ist, ihn in einer Cold-Box-Einrichtung anzuordnen. Gekühltes Erdgas auf überkritischem Druck wird über eine Leitung 482 aus dem Wärmetauscher 480 abgesaugt und wird einer Stickstoff-Abtreibeinrichtung zugeführt, die sich in einer Cold-Box-Einrichtung 484 befindet. Die Stickstoff-Abtreibeinrichtung in der Cold-Box-Einrichtung 484 kann die gleiche sein wie die Stickstoff-Abtreibeinrichtung 57 bzw. 157.
  • Die fünf Kälteerzeugungszyklen, die oben beschrieben und in 4, 5, 7, 8 sowie 9 dargestellt sind, wurden simuliert, um Vergleiche hinsichtlich der relativen Leistung anzustellen.
  • Bei dem ersten Zyklus wurde, wie in 4 dargestellt, Armgas bei einem Druck von 5,5 MPa eingesetzt, das mit Kältemittel bei 1,2 MPa abgekühlt wurde. Es stellte sich heraus, dass der Gesamtenergiebedarf 17,1 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas betrug.
  • Bei dem zweiten Zyklus wurde, wie in 5 dargestellt, Reichgas bei einem Druck von 5,5 MPa eingesetzt, das mit Kältemittel bei 1,2 MPa abgekühlt wurde. Es stellte sich heraus, dass der Gesamtenergiebedarf 15,0 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas betrug.
  • Bei dem dritten Zyklus wurde, wie in 7 dargestellt, Armgas bei einem Druck von 5,5 MPa eingesetzt, das mit Kältemittel bei 1,7 MPa abgekühlt wurde. Es stellte sich heraus, dass der Gesamtenergiebedarf 17,40 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas betrug. Obwohl jedoch der Energiebedarf höher war als bei dem ersten und dem zweiten Zyklus, ermöglicht der höhere Druck die Verringerung der Größe der Wärmetauscher.
  • Bei dem vierten Zyklus wurde, wie in 8 dargestellt, Reichgas bei einem Druck von 7,6 MPa eingesetzt, das mit Kältemittel bei 2,4 MPa abgekühlt wurde. Es stellte sich heraus, dass der Gesamtenergiebedart 13,0 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas betrug.
  • Bei dem fünften Zyklus wurde, wie in 9 dargestellt, Reichgas bei einem Druck von 8,25 MPa eingesetzt, das mit Kältemittel bei 1,8 MPa abgekühlt wurde. Es stellte sich heraus, dass der Gesamtenergiebedarf 14,6 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas betrug.
  • Zum Vergleich ist anzuführen, dass der Energiebedarf eines herkömmlichen, mit Propan vorgekühlten Kältemittelgemisch-Zyklus im Bereich von 13 bis 14 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas liegen würde und der Energiebedarf des einfachen Stickstoff-Kälteerzeugungszyklus, der in 2 dargestellt ist, ungefähr 27 Kilowatt pro Tag erzeugter Tonne Erdgas beträgt. Dies zeigt, dass der Prozess der vorliegenden Erfindung erheblich effizienter ist als der einfache Kälteerzeugungszyklus.
  • Obwohl bestimmte Ausführungen der Erfindung hier beschrieben worden sind, liegt auf der Hand, dass die Erfindung innerhalb des Schutzumfangs der beigefügten Ansprüche abgewandelt werden kann.
  • Um Zweifel auszuschließen, wird der Begriff "umfassen" in der vorliegenden Patentbeschreibung in der Bedeutung "enthalten" verwendet.

Claims (18)

  1. Erdgas-Verflüssigungsprozess, der das Hindurchleiten von Erdgas durch eine Reihe von Wärmetauschern (50, 51, 52, 53) in Gegenstrombeziehung zu einem gasförmigen Kältemittel umfasst, das zirkulierend durch einen Arbeitsausdehnungs-Zyklus geleitet wird, wobei der Arbeitsausdehnungs-Zyklus das Verdichten des Kältemittels, das Aufteilen und Kühlen des Kältemittels, um wenigstens einen ersten und einen zweiten Kältemittelstrom (26, 28) zu erzeugen, das im Wesentlichen isentropische Ausdehnen des ersten Kältemittelstroms auf eine kühlste Kältemitteltemperatur, das im Wesentlichen isentropische Ausdehnen des zweiten Kältemittelstroms auf eine mittlere Kältemitteltemperatur, die höher ist als die kühlste Kältemitteltemperatur, und das Zuführen des Kältemittels in dem ersten und dem zweiten Kältemittelstrom zu einem entsprechenden Wärmetauscher zum Kühlen des Erdgases über jeweilige Temperaturbereiche umfasst, wobei das Kältemittel in dem ersten Strom isentropisch auf einen Druck ausgedehnt wird, der wenigstens 10 mal höher ist als das Gesamtdruckgefälle des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern, wobei der Druck im Bereich 1,2 bis 2,5 MPa liegt.
  2. Prozess nach Anspruch 1, wobei das Kältemittel auf einen Druck im Bereich 5,5 bis 10 MPa verdichtet wird.
  3. Prozess nach Anspruch 1 oder 2, wobei der erste Strom isentropisch auf einen Druck im Bereich 1,5 bis 2,5 MPa ausgedehnt wird.
  4. Prozess nach Anspruch 1, 2 oder 3, wobei das Kältemittel in dem ersten Strom isentropisch auf einen Druck ausgedehnt wird, der wenigstens 20 mal höher ist als das Gesamtdruckgefälle des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern.
  5. Prozess nach Anspruch 1, 2, 3 oder 4, wobei das Kältemittel in dem ersten Strom isentropisch auf einen Druck ausgedehnt wird, der nicht mehr als 100 mal höher ist als das Gesamtdruckgefälle des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern.
  6. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Kältemittel auf einen Druck im Bereich 7,5 bis 9,0 MPa verdichtet wird, das Kältemittel in dem ersten Kältemittelstrom auf einen Druck im Bereich 1,7 bis 2,0 MPa ausgedehnt wird und das Kältemittel in dem ersten Strom isentropisch auf einen Druck im Bereich des 15- bis 20fachen des Gesamtdruckgefälles des ersten Kältemittelstroms über die Reihe von Wärmetauschern ausgedehnt wird.
  7. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Reihe von Wärmetauschern einen abschließenden Wärmetauscher enthält, der Kältemittel aus dem ersten Kältemittelstrom aufnimmt, wobei die relativen Strömungsmengen des ersten und des zweiten Kältemittelstroms so sind, dass die Erwärmungskurve für das Kältemittel eine Vielzahl von Segmenten mit unterschiedlichem Gradienten umfasst und das Kältemittel in dem abschießenden Wärmetauscher auf eine Temperatur unter –80°C erwärmt wird und die kühlste Kältemitteltemperatur und die Strömungsmenge des Kältemittels in dem ersten Kältemittelstrom so sind, dass ein Teil der Kältemittel-Erwärmungskurve, der sich auf den abschließenden Wärmetauscher bezieht, stets innerhalb von 1 bis 10°C des entsprechenden Teils der Abkühlkurve für das Erdgas liegt.
  8. Prozess nach Anspruch 7, wobei die kühlste Kältemitteltemperatur und die Strömungsmenge von Kältemittel in dem ersten Kältemittelstrom so sind, dass der Teil der Kältemittel-Erwärmungskurve, der sich auf den abschließenden Wärmetauscher bezieht, stets innerhalb von 1 bis 5°C des entsprechenden Teils der Abkühlkurve für das Erdgas liegt.
  9. Prozess nach Anspruch 7 oder 8, wobei der erste Kühlmittelstrom mit dem zweiten Kältemittelstrom kombiniert wird, nachdem der erste Kältemittelstrom den abschließenden Wärmetauscher durchlaufen hat, und der erste sowie der zweite Kältemittelstrom, die kombiniert worden sind, dem Zwischen-Wärmetauscher zugeführt werden.
  10. Prozess nach einem der Ansprüche 1 bis 9, wobei die kühlste Kältemitteltemperatur nicht mehr als –130°C beträgt.
  11. Prozess nach einem der Ansprüche 1 bis 9, wobei die kühlste Kältemitteltemperatur im Bereich –140°C bis –160°C liegt.
  12. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Temperatur jedes Kältemittelstroms nach jeder isentropischen Ausdehnung mehr als 1–2°C über der Sättigungstemperatur des Kältemittels liegt, so dass das Kältemittel im Wesentlichen trocken ist.
  13. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der zweite Kältemittelstrom isentropisch auf einen Druck von innerhalb 0,05 MPa des Drucks ausgedehnt wird, auf den der erste Kältemittelstrom isentropisch ausgedehnt wird.
  14. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, der des Weiteren das Kühlen des Kältemittels zwischen den Schritten des Verdichtens und des isentropischen Ausdehens auf eine Temperatur im Bereich –10 bis 20°C durch Gegenstrom-Wärmeaustausch mit einem flüssigen Kühlmittel umfasst.
  15. Prozess nach Anspruch 14, wobei es sich bei dem flüssigen Kühlmittel um Wasser handelt.
  16. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Druck des Erdgases, das der Reihe von Wärmetauschern zugeführt wird, über 5,5 MPa liegt.
  17. Prozess nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Kältemittel wenigstens 50 Vol.-% Stickstoff enthält.
  18. Prozess nach Anspruch 17, wobei das Kältemittel im Wesentlichen 100 Vol.-% Stickstoff enthält.
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