EP1048891A2 - Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung - Google Patents

Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung Download PDF

Info

Publication number
EP1048891A2
EP1048891A2 EP00108331A EP00108331A EP1048891A2 EP 1048891 A2 EP1048891 A2 EP 1048891A2 EP 00108331 A EP00108331 A EP 00108331A EP 00108331 A EP00108331 A EP 00108331A EP 1048891 A2 EP1048891 A2 EP 1048891A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
natural gas
pipeline network
liquefied
storage container
gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP00108331A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1048891A3 (de
Inventor
Franz Dr. Lürken
Hans-Jürgen Dr. Güdelhöfer
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Messer Griesheim GmbH
Original Assignee
Messer Griesheim GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Messer Griesheim GmbH filed Critical Messer Griesheim GmbH
Publication of EP1048891A2 publication Critical patent/EP1048891A2/de
Publication of EP1048891A3 publication Critical patent/EP1048891A3/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0251—Intermittent or alternating process, so-called batch process, e.g. "peak-shaving"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0221—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using the cold stored in an external cryogenic component in an open refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0254—Operation; Control and regulation; Instrumentation controlling particular process parameter, e.g. pressure, temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/42—Nitrogen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/50—Oxygen
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/58—Argon
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/60—Details about pipelines, i.e. network, for feed or product distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Definitions

  • the invention relates to a method and a device for providing a continuous supply of natural gas in a pipeline network.
  • liquid natural gas The liquid form of natural gas, hereinafter referred to as liquid natural gas, has a relatively high energy density: natural gas only has an energy density of approx. 9 kWh / Nm 3 , while liquid natural gas has an energy density of approx. 6 kWh / l. Liquid natural gas is therefore well suited for storing energy. For this reason, natural gas is transported in ships in liquid form from the producing countries to the consumer countries, and liquid natural gas is used as a fuel for motor vehicles.
  • Liquid natural gas is also considered by energy companies Winter storage used. Because that is often used for heating purposes Natural gas has a seasonally fluctuating demand. For the cover very high demand for natural gas, especially in the winter months, in addition to a winter stock in natural Underground storage also created storage tanks with liquid natural gas. The Liquid natural gas is often only used to cover peak loads used. These storage tanks for liquid natural gas are used in the summer filled and remain refrigerated until it reaches such high levels on a few winter days Withdrawals of natural gas from the pipeline of the natural gas network of the Power company comes that gas pressure in the pipeline collapsing. Then the liquid natural gas is evaporated and into the Grid fed.
  • the natural gas is liquefied through the use of mechanical refrigeration circuits.
  • gases partly the natural gas itself, are compressed, cooled and relaxed again.
  • the relaxation cold released in the process becomes cooling second hand.
  • High pressures up to over 200 bar and low temperatures from below -160 ° C place high demands on the systems used. This Plants are relatively maintenance-intensive and their operation is therefore relatively expensive.
  • the invention has for its object the disadvantages of the state mentioned to overcome technology and to create a method and a device where a continuous natural gas supply in a pipeline network ensured and at the same time on a use of filled in summer, very large storage containers for liquid natural gas at least partially waived can be.
  • the object underlying the invention is achieved by a method for Provision of a continuous natural gas supply in a pipeline network solved, in which natural gas in the daytime without very high natural gas withdrawal from the Pipeline network is removed and using a low-boiling liquid Gases, especially nitrogen, oxygen or argon, or in individual cases also hydrogen, helium or another low-boiling gas is liquefied, in which the liquefied natural gas is supplied to a storage container in which in times of day of a very high natural gas withdrawal from the pipeline network liquefied natural gas removed from the storage container, evaporated and the Pipeline network is fed again.
  • a low-boiling liquid Gases especially nitrogen, oxygen or argon, or in individual cases also hydrogen, helium or another low-boiling gas is liquefied
  • a “very high natural gas extraction” here means in particular one Natural gas extraction greater than approx. 20% than the arithmetic mean of Natural gas extraction based on the whole day.
  • times of day without very high Natural gas extraction is the night hours, especially from 10 p.m. to 5 a.m. meant and under “times of day with a very high natural gas withdrawal” are here understand the hours of the day, especially from 5 a.m. to 10 p.m.
  • the object underlying the invention is further achieved by a method for Provision of a continuous natural gas supply in a pipeline network solved, in the natural gas from the pipeline network in a suitable amount is removed if the weather conditions require a very high amount of natural gas or can be expected for several days from the pipeline network without Feeding this additional natural gas from the storage container does not increase would cover where the extracted natural gas with the help of a low-boiling liquid gas, in particular nitrogen, oxygen or argon, is liquefied, in which the liquefied natural gas is fed to a storage container and on Days and / or times of the day a very high natural gas withdrawal from the Pipeline network removed the liquefied natural gas from the storage container, evaporated and fed back into the pipeline network.
  • a low-boiling liquid gas in particular nitrogen, oxygen or argon
  • the natural gas withdrawn from the pipeline is preferably liquefied according to the invention with a liquefaction device which has a liquefaction capacity greater than the maximum withdrawal requirement times the withdrawal time by the minimum liquefaction time, which typically means in the order of magnitude greater than 5000 m 3 / h.
  • the invention opens up through the use of a low-boiling liquid Gases, especially nitrogen, oxygen or argon essential Potential savings and also reduces maintenance costs. Because the technically complex and maintenance-intensive mechanical refrigeration circuits for liquefaction are not necessary here. Doing so will be a continuous Natural gas supply in the pipeline network due to the relatively high Liquefaction performance of the liquefaction device ensured. Because about Relatively short periods of time can empty storage tanks again with liquid natural gas be filled.
  • natural gas is withdrawn from the pipeline network when the Pressure in the pipeline network is more than 1 bar higher than the pressure at the feed is present.
  • the liquefied natural gas from the The storage container is removed and returned to the pipeline network, when the pressure in the pipeline network has dropped more than 1 bar compared to the pressure that is present during the liquefaction time.
  • the feed pressure of the natural gas into the pipeline network is higher or equal to the condensing pressure and a pressure increase on Storage tanks are made by a pressure build-up evaporator or by means of a Pump, but preferably pressure build-up evaporator, in the relatively short time between liquefaction and feed.
  • natural gas is produced using cryogenic liquid nitrogen liquefied. This has the advantage of being simple and therefore relative cost-effective and trouble-free plants at short notice large amounts of natural gas can be liquefied.
  • the natural gas is on days and / or Times of day taken from the pipeline network and liquefied, in which Withdrawal capacity is free.
  • the liquefied natural gas is on days and / or times of day removed from the storage container and fed back into the pipeline network, in which the pipeline cannot deliver the required quantity.
  • the liquefied natural gas is only used for a period of approx. 24 hours in the reservoir before it reaches the pipeline network is fed.
  • This measure advantageously leads to a) a very high stock is low, b) there are no losses due to evaporation, and c) the storage container replenishes is empty again and therefore poses no danger.
  • liquefied natural gas is additionally in at least the same or a second reservoir, with the additional natural gas was liquefied earlier but has not yet been released. This can advantageously extend the buffer period.
  • the object underlying the invention is further achieved by a device to provide a continuous natural gas supply in one Pipeline network solved that a sampling line for a natural gas extraction the pipeline network, an adjoining device for liquefaction of the extracted natural gas with a feed line for a low-boiling liquid gas, especially nitrogen, oxygen or argon, and one to the Device for liquefying subsequent storage container for liquefied Has natural gas, which storage container with a feed line for liquid Natural gas in an evaporator and heating device and in the pipeline network is connected, the device for liquefying a heat exchanger which has a cryogenic, adsorptive or permative gas cleaning is connected upstream.
  • the heat exchanger is operated with cryogenic, liquid gas, preferably nitrogen operated. It is advantageously achieved that a) none mechanical and therefore fault-prone machines are necessary, b) the Nitrogen can be stored relatively easily on site for 1 to 2 liquefaction days can and c) the very high condenser performance required very inexpensively can be created.
  • the natural gas is liquefied in summer - the time of overcapacity - and used in winter during fewer peak load hours.
  • the system is designed to cover an additional requirement for 4 hours on 20 days of winter. This can occur, for example, in the morning when the apartment heaters start up.
  • the entire quantity must be stored in relatively large storage containers (tanks) from the moment of liquefaction until the time of use. This storage is associated with considerable energy losses.
  • the condenser capacity is usually doubled due to maintenance-related failures.
  • the invention is based on the fact that even on extreme winter days, where peak load coverage is sometimes required, to others Times of day (e.g. at night) still free transport capacity in the pipeline is available. This is removed at night and depending on the weather for the liquefied the next day or, depending on the weather forecast, a few days before the Cold period liquefied for a longer period.
  • a daily amount is liquefied according to the invention at the beginning of the cold days. Depending on the weather forecast, this can be done one or more days before an expected cold front. After this quantity has been reduced in the peak demand hours, the process repeats itself depending on the temperature development.
  • Such a large condensing capacity can only be achieved with a very powerful condenser that can be started up very quickly and reliably.
  • Such a condenser is preferably a heat exchanger with upstream adsorptive or permeative gas cleaning.
  • the heat exchanger preferably evaporates and heats cryogenic liquid nitrogen and cools and liquefies the natural gas.
  • the specific need for cryogenic liquid nitrogen is around 2 kg per kg of liquefied natural gas, depending on the pressure.
  • the required amount of stock and the storage time are significantly shorter compared to the conventional system according to the prior art.
  • the costs for a 2000 m 3 / h heat exchanger are also lower than for a 20 000 m 3 / h condenser with mechanical operation.
  • the conventional liquefaction for 2000 m 3 / h is technically much more complex and therefore more expensive than a liquefaction according to the invention for 20,000 m 3 / h with liquid nitrogen. Because a flat-bottom tank for 4 million m 3 is more complex than one or more vacuum-insulated tanks with a total capacity of 140 t.
  • the energy consumption of the conventional system according to the prior art is also very high due to the high storage losses of the 1/2-year storage period and the poor efficiency of cooling circuits at temperatures around -160 ° C.
  • the condensation consumes approximately 200 Wh / kg of liquid nitrogen. Taking into account the efficiency of conventional cooling, this corresponds to 1 to 1.5 kWh / kg of electrical motor power.
  • Another advantage lies in the fact that in mild heating periods there is no need for liquefaction, which means no costs attack.
  • the plant according to the invention then stores no natural gas and thus provides also not a security risk. In severe winters, however, the system according to the invention can be used almost daily. The cost is then Although higher, the security of supply remains guaranteed.
  • the natural gas withdrawn from the natural gas line 1 is via lines 2 and 3 or 4 each part 5a or 5b of a gas cleaning system, e.g. Konadsorbtionsstrom, supplied, the parts 5a or 5b mutually operate.
  • the purified natural gas is supplied via lines 6 or 7 and 8 one or possibly two-stage heat exchanger / condenser 9 supplied, in which it is condensed.
  • the heat exchanger / condenser 9 is Liquid nitrogen is supplied via a line 10 from a tank 11 and through a line 12 led away again in gaseous form. This may be in two stages executed heat exchanger / condenser 9 liquefied natural gas is via a Line 13 fed to a tank for liquid natural gas 14. No one is required for this Pressure increase.
  • the tank 14 is designed depending on the application for a one-day or multi-day requirement.
  • the filling of the tank 14 will according to a consumption forecast, for example depending on Weather data, such as temperature and wind data, regulated. If necessary, that means that if the pressure in line 1 is too low, the liquid natural gas will run out the tank 14 via a line 15 to an evaporator 16.
  • the Evaporation takes place through external heating or air evaporators.
  • the natural gas is then fed via a line 17 to a feed device 18, and optionally conditioned, that means for example a Gas odorization or readjustment of the gas quality to the in line 1 provide the required natural gas composition before it has a Line 19 is fed back to the natural gas line 1.
  • Via a line 20 can Return gas from the gas cleaning system 5a, 5b into the natural gas line 1 to be led back. If for the withdrawal of this cleaning residue no gas line of low pressure is available, must be replaced by a Pressure increase unit of the pressure loss in the gas cleaning system 5a, 5b be compensated.
  • the feed into the natural gas line 1 requires here advantageously no compressor or pump. Liquefaction can take place at the Line pressure of natural gas line 1 take place.
  • the tank 14 is provided with a line 21 from the liquid side Phase of the tank 14 into a heat exchanger 22 and from the heat exchanger 22, wherein natural gas is evaporated via a line 23 to the gas phase side Tanks 14 connected. This leads to a pressure build-up in the tank 14. Line 21 is closed before the subsequent liquefaction.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Bei einem Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz (1) wird Erdgas in Tageszeiten ohne sehr hohe Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz entnommen (2) und verflüssigt mit Hilfe eines niedrig siedenden flüssigen Gases (9,11), insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon. Das so verflüssigte Erdgas wird einem Vorratsbehälter (14) zugeführt und in Tageszeiten einer sehr hohen Erdgasentnahme wird das verflüssigte Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen und dem Rohrleitungsnetz (15,17,19) wieder zugeführt. Das aus der Rohrleitung entnommene Erdgas wird gereinigt und mit einer Verflüssigungsvorrichtung verflüssigt, welche durch die Verwendung tiefkalter Gase eine sehr hohe Kondensationsleistung auf geringem Raum und zu geringen Investitionskosten darstellt. <IMAGE>

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren sowie eine Vorrichtung zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz.
Die flüssige Form von Erdgas, im folgenden als flüssiges Erdgas bezeichnet, hat eine relativ hohe Energiedichte: Erdgas hat nur eine Energiedichte von ca. 9 kWh/Nm3, während flüssiges Erdgas eine Energiedichte von ca. 6 kWh/l besitzt. Flüssiges Erdgas ist daher gut zur Speicherung von Energie geeignet. Aus diesem Grund wird Erdgas zum Beispiel in Schiffen in flüssiger Form von den Erzeugerländern zu den Verbraucherländern transportiert und flüssiges Erdgas findet Anwendung als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge.
Flüssiges Erdgas wird auch bei Energieversorgungsunternehmen als Winterbevorratung verwendet. Denn das häufig zu Heizzwecken eingesetzte Erdgas hat einen jahreszeitlich stark schwankenden Bedarf. Für die Abdeckung sehr großer Bedarfsspitzen an Erdgas, insbesondere in den Wintermonaten, werden neben einem Wintervorrat in beispielsweise natürlichen Untertagespeichern auch Vorratsbehälter mit flüssigem Erdgas angelegt. Das flüssige Erdgas wird häufig ausschließlich zur Abdeckung von Spitzenlasten herangezogen. Diese Vorratsbehälter für flüssiges Erdgas werden im Sommer gefüllt und bleiben gekühlt bis es an einigen wenigen Wintertagen zu so hohen Entnahmeleistungen an Erdgas aus der Rohrleitung des Erdgasnetzes des Energieversorgungsunternehmens kommt, daß der Gasdruck in der Rohrleitung zusammenzubrechen droht. Dann wird das flüssige Erdgas verdampft und in das Netz eingespeist.
Das Erdgas wird durch den Einsatz mechanischer Kältekreisläufe verflüssigt. Hierbei werden Gase, teilweise das Erdgas selbst, komprimiert, gekühlt und wieder entspannt. Die dabei freiwerdende Entspannungskälte wird zur Kühlung gebraucht. Hohe Drücke bis über 200 bar und niedrige Temperaturen von unter -160 °C bringen hohe Anforderungen an die eingesetzten Anlagen mit sich. Diese Anlagen sind relativ wartungsintensiv und deren Betrieb daher relativ teurer.
Es ist bekannt, daß andere verflüssigte Gase, deren Kondensationstemperatur unter der von Erdgas liegt, insbesondere flüssiger Stickstoff, zur Verflüssigung von Erdgas genutzt werden können. Aber bei den Verfahren zur Sicherstellung einer Erdgasversorgung wird das Erdgas in der Regel mit Hilfe von mechanischen Kältekreisläufen verflüssigt, obwohl oben genannte Nachteile hohe Kosten verursachen. Denn die Energie des flüssigen Stickstoffs für die Verflüssigung der Jahresmengen ist vergleichsweise teuer. Daher wird versucht, in der Sommerperiode mit relativ kleinen Verflüssigern die benötigt Menge für die Wintermonate möglichst kostengünstig herzustellen. Die sehr hohen Gasmengen führen dabei zu erheblichen Abdampfverlusten. Diese Verluste werden mit Hilfe der mechanischen Kältekreisläufe wieder ausgeglichen.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, die Nachteile des genannten Standes der Technik zu überwinden und ein Verfahren sowie eine Vorrichtung zu schaffen, bei dem eine kontinuierliche Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz sichergestellt und gleichzeitig auf einen Einsatz von im Sommer gefüllten, sehr großen Vorratsbehältern für flüssiges Erdgas zumindest teilweise verzichtet werden kann.
Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe wird durch ein Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz gelöst, bei dem Erdgas in Tageszeiten ohne sehr hohe Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz entnommen wird und mit Hilfe eines niedrig siedenden flüssigen Gases, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon, oder in einzelnen Fällen auch Wasserstoff, Helium oder ein anderes tiefsiedendes Gas, verflüssigt wird, bei dem das so verflüssigte Erdgas einem Vorratsbehälter zugeführt wird, bei dem in Tageszeiten einer sehr hohen Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz das verflüssigte Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen, verdampft und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird.
Eine "sehr hohe Erdgasentnahme" bedeutet hier insbesondere eine Erdgasentnahme größer ca. 20 % als der arithmetischen Mittelwert der Erdgasentnahme, bezogen auf den ganzen Tag. Mit "Tageszeiten ohne sehr hohe Erdgasentnahme" sind hier die Nachtstunden, insbesondere von 22 Uhr bis 5 Uhr gemeint und unter "Tageszeiten mit einer sehr hohen Erdgasentnahme" sind hier die Stunden des Tages, insbesondere von 5 Uhr bis 22 Uhr, zu verstehen.
Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe wird ferner durch ein Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz gelöst, bei dem Erdgas aus dem Rohrleitungsnetz in geeigneter Menge entnommen wird, falls die Wetterlage einen sehr hohen Erdgasbedarf für einen oder mehrere Tage erwarten läßt, der aus dem Rohrleitungsnetz ohne Einspeisung dieses zusätzlichen Erdgases aus dem Vorratsbehälter nicht zu decken wäre, bei dem das entnommene Erdgas mit Hilfe eines niedrig siedenden flüssigen Gases, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon, verflüssigt wird, bei dem das so verflüssigte Erdgas einem Vorratsbehälter zugeführt wird und an Tagen und/oder Tageszeiten einer sehr hohen Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz das verflüssigte Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen, verdampft und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird.
Daraus ergibt sich der Vorteil, daß in milden Wintern keine Kosten für eine Spitzenlastabdeckung anfallen. Heutige Temperatur- und Wettervorhersagen erlauben mit der Verflüssigung 48 bis 72 Stunden im voraus zu beginnen. Der Vorrat kann dann für eine entsprechend lange Kälteperiode angelegt werden. Das Verhältnis von freier Kapazität zur Verflüssigung mal der Verflüssigungszeit zur Entnahmeleistung aus dem Speicher ergibt dabei die Bevorratungszeit.
Das aus der Rohrleitung entnommene Erdgas wird nach der Erfindung vorzugsweise mit einer Verflüssigungseinrichtung verflüssigt, welche eine Verflüssigungsleistung größer dem maximalen Entnahmebedarf mal der Entnahmezeit durch die minimale Verflüssigungszeit, daß bedeutet typisch in einer Größenordnung größer 5000 m3/h, liegt.
Die Erfindung erschließt durch die Verwendung eines niedrig siedenden flüssigen Gases, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon wesentliche Einsparpotentiale und mindert darüber hinaus die Wartungsaufwendungen. Denn die technisch aufwendigen und wartungsintensiven mechanischen Kältekreisläufe zur Verflüssigung sind hier nicht notwendig. Dabei wird eine kontinuierliche Erdgasversorgung in dem Rohrleitungsnetz durch die relativ hohe Verflüssigungsleistung der Verflüssigungsvorrichtung sichergestellt. Denn über relativ kurze Zeiträume können leere Vorratsbehälter wieder mit flüssigem Erdgas gefüllt werden.
Erfindungsgemäß wird Erdgas aus dem Rohrleitungsnetz entnommen, wenn der Druck in dem Rohrleitungsnetz mehr als 1 bar höher ist als der Druck, welcher bei der Einspeisung vorliegt.
Es ist nach der Erfindung vorgesehen, daß das verflüssigtes Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird, wenn der Druck in dem Rohrleitungsnetz stärker als 1 bar abgesunken ist gegenüber dem Druck, welcher während der Verflüssigungszeit vorliegt.
Erfindungsgemäß ist der Einspeisedruck des Erdgases in das Rohrleitungsnetz höher oder gleich dem Verflüssigungsdruck und eine Druckerhöhung am Vorratsbehälter erfolgt durch einen Druckaufbauverdampfer oder mittels einer Pumpe, vorzugsweise aber Druckaufbauverdampfer, in der relativ kurzen Zeit zwischen Verflüssigung und Einspeisung.
Nach der Erfindung wird das Erdgas mit Hilfe von tiefkaltem, flüssigem Stickstoff verflüssigt. Dies hat den Vorteil, daß mit einfachen und damit relativ kostengünstigen und störungsfreien Anlagen kurzfristig große Mengen Erdgas verflüssigt werden können.
Bei dem Verfahren wird erfindungsgemäß das Erdgas an Tagen und/oder Tageszeiten aus dem Rohrleitungsnetz entnommen und verflüssigt, in denen Entnahmekapazität frei ist.
Erfindungsgemäß wird das verflüssigte Erdgas an Tagen und/oder Tageszeiten aus dem Vorratsbehälter entnommen und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt, in denen die Rohrleitung die geforderte Menge nicht liefern kann.
Nach der Erfindung wird das verflüssigte Erdgas nur für einen Zeitraum von ca. 24 Stunden in dem Vorratsbehälter bevorratet, bevor es dem Rohrleitungsnetz zugeführt wird. Diese Maßnahme führt vorteilhaft dazu, daß a) der Vorrat sehr gering ist, b) keine Abdampfverluste auftreten und c) der Vorratsbehälter nach dem Einsatz wieder leer ist und somit keine Gefahr darstellt.
Erfindungsgemäß wird zusätzlich verflüssigtes Erdgas in mindestens im gleichen oder einem zweiten Vorratsbehälter bevorratet, wobei das zusätzliche Erdgas zu einem früheren Zeitpunkt verflüssigt wurde, jedoch noch nicht abgegeben wurde. Dadurch kann der Pufferzeitraum vorteilhaft verlängert werden.
Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe wird ferner durch eine Vorrichtung zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz gelöst, die eine Entnahmeleitung für eine Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz, eine daran anschließende Vorrichtung zum Verflüssigen des entnommenen Erdgases mit einer Zuführleitung für ein niedrig siedendes flüssiges Gas, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon, und einen an die Vorrichtung zum Verflüssigen anschließenden Vorratsbehälter für verflüssigtes Erdgas aufweist, welcher Vorratsbehälter mit einer Zuführleitung für flüssiges Erdgas in eine Verdampfer- und Anwärmvorrichtung und in das Rohrleitungsnetz verbunden ist, wobei die Vorrichtung zum Verflüssigen einen Wärmetauscher aufweist, welchem eine kryogene, adsorptive oder permative Gasreinigung vorgeschaltet ist.
Der Wärmetauscher wird erfindungsgemäß mit tiefkaltem, flüssigem Gas, vorzugsweise Stickstoff, betrieben. Vorteilhaft wird so erreicht, daß a) keine mechanischen und damit störanfälligen Maschinen notwendig sind, b) der Stickstoff für 1 bis 2 Verflüsssigungstage vor Ort relativ einfach bevorratet werden kann und c) die erforderliche sehr hohe Verflüssigerleistung sehr kostengünstig erstellt werden kann.
Das erfindungsgemäße Verfahren wird nun anhand von einem Ausführungsbeispiel sowie einem Vergleichsbeispiel nach dem Stand der Technik beispielhaft näher erläutert.
Vergleichsbeispiel:
Zur Versorgung eines Erdgasnetzes wird nach dem Stand der Technik das Erdgas im Sommer -der Zeit der Überkapazität- verflüssigt und im Winter während weniger Spitzenlaststunden verbraucht. Die Anlage ist zum Beispiel so ausgelegt, um an 20 Tagen des Winters je 4 Stunden ein Zusatzbedarf gedeckt werden kann. Dieser kann z.B. morgens beim Anlaufen der Wohnungsheizungen entstehen. Die Menge, die nicht mehr aus der vorhandenen Erdgasleitung gedeckt werden kann, beträgt beispielsweise ca. 50.000 m3/h. Dies verlangt in den Anlagen nach dem Stand der Technik (50.000 *20 * 4=) 4.000.000 m3 Bevorratung. Die gesamte Menge muß von dem Moment der Verflüssigung bis zum Einsatzzeitpunkt in relativ großen Vorratsbehältern (Tanks) gelagert werden. Diese Lagerung ist mit erheblichen Energieverlusten verbunden. Ferner sind solch große Vorratsbehälter sehr teuer, da sie sehr gut isoliert sein müssen. Die dennoch einfallende Wärme verdampft einen Teil (ca. 0,1 % pro Tag) des Speicherinhaltes. Bei 0,1 % Abdampfverlust pro Tag muß bei gefülltem Speicher eine Tagesmenge von 4.000 m3, also 167 m3/h neu verflüssigt werden.
Die Bereitstellung erfolgt in den Monaten April bis Oktober, d.h. in (7 m *30 d/m * 24 h/d =) 5040 h. Es werden also stündlich mindestens 800 m3 zzgl. der Abdampfverluste, also ca. 1000 m3 verflüssigt. Die Verflüssigerkapazität wird aufgrund wartungsbedingter Ausfälle jedoch meist verdoppelt.
Beispiel:
Der Erfindung liegt die Tatsache zugrunde, daß auch an extremen Wintertagen, an denen zeitweise eine Spitzenlastabdeckung erforderlich ist, zu anderen Tageszeiten (z.B. in der Nacht) noch freie Transportkapazität in der Rohrleitung verfügbar ist. Diese wird nachts abgenommen und je nach Wetterlage für den nächsten Tag verflüssigt oder je nach Wetterprognose einige Tage vor der Kälteperiode für einen längeren Zeitraum verflüssigt.
Für die oben im Vergleichsbeispiel beschriebene Situation wird gemäß der Erfindung zu Beginn der kalten Tage eine Tagesmenge verflüssigt. Dies kann gegebenenfalls nach dem Wetterbericht einen oder mehrere Tage vor einer erwarteten Kaltfront geschehen. Nach Abnahme dieser Menge in den Spitzenbedarfsstunden wiederholt sich der Prozeß je nach Temperaturentwicklung. Die Tagesmenge beträgt (4 * 50.000 =) 200.000 m3. Diese Menge muß innerhalb von ca. 10 h (Tageszeit mit freier Leitungskapazität) verflüssigt werden. Die Verflüssigungsleistung beträgt daher ca. 20.000 m3/h. Eine so große Verflüssigungsleistung kann nur durch einen sehr leistungsstarken Verflüssiger, der sehr schnell und zuverlässig angefahren werden kann, realisiert werden. Ein solcher Verflüssiger ist vorzugsweise ein Wärmetauscher mit vorgeschalteter adsorptiver oder permeativer Gasreinigung. Der Wärmetauscher verdampft und erwärmt vorzugsweise tiefkalten, flüssigen Stickstoff und kühlt und verflüssigt das Erdgas. Der spezifische Bedarf an tiefkaltem, flüssigem Stickstoff liegt dabei druckabhängig bei ca. 2 kg je kg verflüssigten Erdgases. Die benötigte Vorratsmenge und die Lagerzeit sind gegenüber der konventionellen Anlage nach dem Stand der Technik wesentlich geringer. Ebenfalls sind die Kosten für einen 2000 m3/h Wärmetauscher geringer als für einen 20000 m3/h Verflüssiger mit mechanischer Betriebsweise.
In der folgenden Tabelle werden das Verfahren nach dem Stand der Technik sowie das erfindungsgemäße Verfahren nochmals gegenübergestellt:
Stand der Technik Erfindung
Ausgangssituation: 20 Tage mit je 4 h Spitzenbedarf von 50.000 m3/h
Verflüssiger: mechan. Kältekreisläufe oder Kompressor mit Drossel Wärmetauscher mit flüssigem Stickstoff
Auslegung: 2.000 m3/h 20.000 m3/h
Laufzeit p.a.: 2.000 h Vollast 10 h/d beliebig oft
3.000 h Teillast
Vorratsbehälter 4.000.000 m3 Erdgas = 2.800 t 200.000 m3 Erdgas = 140 t
Flachbodentank vakkuumisolierte(r] Tank(s)
Einsatz: max. 160 h je Winter 4 h/d beliebig oft
Die konventionelle Verflüssigung für 2000 m3/h ist technisch wesentlich aufwendiger und damit teurer als eine erfindungsgemäße Verflüssigung für 20.000 m3/h mit flüssigem Stickstoff. Denn ein Flachbodentank für 4 Mio. m3 ist aufwendiger als ein oder mehrere vakuumisolierte Tanks mit insgesamt 140 t Fassungsvermögen. Der Energieaufwand der konventionellen Anlage nach dem Stand der Technik sind aufgrund der hohen Lagerverluste der 1/2-jährigen Lagerzeit und der schlechten Wirkungsgrade von Kältekreisläufen bei Temperaturen um -160°C ebenfalls sehr hoch. Die Kondensation verbraucht ca. 200 Wh/kg an flüssigem Stickstoff. Unter Berücksichtigung der Wirkungsgrade einer konventionellen Kühlung entspricht das 1 bis 1,5 kWh/kg elektrische Motorleistung. Bei 1000 m3/h und 5000 h/a (ohne Rückkühlung im Winter) sind das ca. 4.000 MWh. Hierzu kommt die Energie zur Rückkühlung aufgrund Wärmeeinfall in den Tank im Winter bzw. bei nicht gebrauchten Restmengen ganzjährig. Die Verflüssigung von 200.000 m3 Erdgas pro Tag erfordert demgegenüber nur ca. 200.000 m3 Stickstoff.
Ein weiterer Vorteil liegt in der Tatsache begründet, daß in milden Heizperioden auf eine Verflüssigung ganz verzichtet werden kann, wodurch keine Kosten anfallen. Die erfindungsgemäße Anlage lagert dann kein Erdgas und stellt somit auch kein Sicherheitsrisiko dar. In strengen Wintern hingegen kann die erfindungsgemäße Anlage nahezu täglich genutzt werden. Die Kosten sind dann zwar höher, aber die Versorgungssicherheit bleibt auch dann gewährleistet.
Die erfindungsgemäße Vorrichtung sowie das Verfahren werden nun anhand von einer Abbildung (Fig. 1) näher erläutert.
  • Die Fig. 1 zeigt beispielhaft die erfindungsgemäße Vorrichtung zur Entnahme und Verflüssigung von Erdgas sowie Einspeisung in die Erdgasleitung.
    • Das aus der Erdgasleitung 1 entnommene Erdgas wird über Leitungen 2 und 3 oder 4 jeweils einem Teil 5a oder 5b einer Gasreinigungsanlage, z.B. Wechseladsorbtionsanlage, zugeführt, wobei die Teile 5a oder 5b wechselseitig betrieben werden. Über Leitungen 6 oder 7 und 8 wird das gereinigte Erdgas einem oder gegebenenfalls zweistufig ausgeführten Wärmetauscher/Kondensator 9 zugeführt, worin es kondensiert wird. Dem Wärmetauscher/Kondensator 9 wird über eine Leitung 10 flüssiger Stickstoff aus einem Tank 11 zugeführt und durch eine Leitung 12 gasförmig wieder weggeführt. Das im gegebenenfalls zweistufig ausgeführten Wärmetauscher/Kondensator 9 verflüssigte Erdgas wird über eine Leitung 13 einem Tank für flüssiges Erdgas 14 zugeführt. Dazu bedarf es keiner Druckerhöhung. Denn die Entnahme erfolgt nur bei hinreichender Leitungskapazität und damit bei einem kontinuierlich hohen Druck des Erdgases in der Erdgasleitung, so daß auch der Tank 14 auf ein relativ hohes Druckniveau gefüllt werden kann. Die Auslegung des Tanks 14 erfolgt je nach Anwendungsfall für einen Eintages- oder Mehrtagesbedarf. Die Füllung des Tanks 14 wird entsprechend einer Verbrauchsprognose, zum Beispiel in Abhängigkeit von Wetterdaten, wie Temperatur und Winddaten, geregelt. Im Bedarfsfall, daß bedeutet bei einem zu geringen Druck in Leitung 1, wird das flüssige Erdgas aus dem Tank 14 über eine Leitung 15 einem Verdampfer 16 zugeführt. Die Verdampfung erfolgt dabei durch Fremdheizung oder Luftverdampfer. Das Erdgas wird anschließend über eine Leitung 17 einer Einspeisevorrichtung 18 zugeführt, und gegebenenfalls konditioniert, daß bedeutet beispielsweise eine Gasodorierung oder Neueinstellung der Gasqualität, um in der Leitung 1 die erforderliche Erdgaszusammensetzung bereitzustellen, bevor es über eine Leitung 19 wieder der Erdgasleitung 1 zugeführt wird. Über eine Leitung 20 kann Rückgas aus der Gasreinigungsanlage 5a, 5b in die Erdgasleitung 1 zurückgeführt werden. Falls für die Rücknahme dieses Reinigungsrückstandes keine Gasleitung niederen Drucks verfügbar ist, muß durch eine Druckerhöhungseinheit der Druckverlust in der Gasreinigungsanlage 5a, 5b kompensiert werden. Die Einspeisung in die Erdgasleitung 1 erfordert hier vorteilhaft keinen Kompressor oder Pumpe. Die Verflüssigung kann bei dem Leitungsdruck der Erdgasleitung 1 erfolgen. Dieser führt zu einem Druck im Tank 14, der unter dem Leitungsdruck bei der Einspeisung liegt, ohne daß es zur Überwindung dieser Druckverhältnissae eines Kompressors oder einer Pumpe bedarf. Hierfür ist der Tank 14 mit einer Leitung 21 von der Seite der flüssigen Phase des Tanks 14 in einen Wärmetauscher 22 und vom Wärmetauscher 22, worin Erdgas verdampft wird, über eine Leitung 23 zur Seite der Gasphase des Tanks 14 verbunden. Dies führt zu einem Druckaufbau im Tank 14. Leitung 21 wird vor der jeweils darauffolgenden Verflüssigung geschlossen.

    Claims (13)

    1. Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz,
      bei dem Erdgas in Tageszeiten ohne sehr hohe Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz entnommen wird und mit Hilfe eines niedrig siedenden flüssigen Gases, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon, verflüssigt wird, bei dem das so verflüssigte Erdgas einem Vorratsbehälter zugeführt wird, bei dem in Tageszeiten einer sehr hohen Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz das verflüssigte Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen, verdampft und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird.
    2. Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz,
      bei dem Erdgas aus dem Rohrleitungsnetz in geeigneter Menge entnommen wird, falls die Wetterlage einen sehr hohen Erdgasbedarf für einen oder mehrere Tage erwarten läßt, der aus dem Rohrleitungsnetz ohne Einspeisung dieses zusätzlichen Erdgases aus dem Vorratsbehälter nicht zu decken wäre, bei dem das entnommene Erdgas mit Hilfe eines niedrig siedenden flüssigen Gases, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon, verflüssigt wird, bei dem das so verflüssigte Erdgas einem Vorratsbehälter zugeführt wird und an Tagen und/oder Tageszeiten einer sehr hohen Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz das verflüssigte Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen, verdampft und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird.
    3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
      bei dem Erdgas aus dem Rohrleitungsnetz entnommen wird, wenn der Druck in dem Rohrleitungsnetz mehr als 1 bar höher ist als der Druck, welcher bei der Einspeisung vorliegt.
    4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3,
      bei dem das verflüssigtes Erdgas aus dem Vorratsbehälter entnommen und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird, wenn der Druck in dem Rohrleitungsnetz stärker als 1 bar abgesunken ist gegenüber dem Druck, welcher während der Verflüssigungszeit vorliegt.
    5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4,
      bei dem Einspeisedruck des Erdgases in das Rohrleitungsnetz höher oder gleich dem Verflüssigungsdruck ist und bei dem eine Druckerhöhung am Vorratsbehälter durch einen Druckaufbauverdampfer oder mittels einer Pumpe, vorzugsweise aber Druckaufbauverdampfer, in der relativ kurzen Zeit zwischen Verflüssigung und Einspeisung erfolgt.
    6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5,
      bei dem das Erdgas mit Hilfe von tiefkaltem, flüssigem Stickstoff verflüssigt wird.
    7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6,
      bei dem das Erdgas an Tagen und/oder Tageszeiten aus dem Rohrleitungsnetz entnommen wird und verflüssigt wird, in denen Entnahmekapazität frei ist.
    8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7,
      bei dem das verflüssigte Erdgas an Tagen und/oder Tageszeiten aus dem Vorratsbehälter entnommen und dem Rohrleitungsnetz wieder zugeführt wird, in denen die Rohrleitung die geforderte Menge nicht liefern kann.
    9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8,
      bei dem das verflüssigte Erdgas nur für einen Zeitraum von ca. 24 Stunden in dem Vorratsbehälter bevorratet wird, bevor es dem Rohrleitungsnetz zugeführt wird.
    10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9,
      bei dem das verflüssigte Erdgas nur für einen Zeitraum der jeweils gültigen Wetterprognose im Vorratsbehälter bevorratet wird, bevor es dem Rohrleitungsnetz zugeführt wird.
    11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10,
      bei dem zusätzlich verflüssigtes Erdgas im gleichen oder einem zweiten Vorratsbehälter bevorratet wird, wobei das zusätzliche Erdgas zu einem früheren Zeitpunkt verflüssigt wurde, jedoch noch nicht abgegeben wurde.
    12. Vorrichtung zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung in einem Rohrleitungsnetz, die eine Entnahmeleitung für eine Erdgasentnahme aus dem Rohrleitungsnetz, eine daran anschließende Vorrichtung zum Verflüssigen des entnommenen Erdgases mit einer Zuführleitung für ein niedrig siedendes flüssiges Gas, insbesondere Stickstoff, Sauerstoff oder Argon, und einen an die Vorrichtung zum Verflüssigen anschließenden Vorratsbehälter für verflüssigtes Erdgas aufweist, welcher Vorratsbehälter mit einer Zuführleitung für flüssiges Erdgas in eine Verdampfer- und Anwärmvorrichtung und in das Rohrleitungsnetz verbunden ist, wobei die Vorrichtung zum Verflüssigen einen Wärmetauscher aufweist, welchem eine kryogene, adsorptive oder permative Gasreinigung vorgeschaltet ist.
    13. Vorrichtung nach Anspruch 12,
      bei der der Wärmetauscher mit tiefkaltem, flüssigem Stickstoff betrieben wird.
    EP00108331A 1999-04-30 2000-04-15 Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung Withdrawn EP1048891A3 (de)

    Applications Claiming Priority (2)

    Application Number Priority Date Filing Date Title
    DE19919639A DE19919639C1 (de) 1999-04-30 1999-04-30 Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung
    DE19919639 1999-04-30

    Publications (2)

    Publication Number Publication Date
    EP1048891A2 true EP1048891A2 (de) 2000-11-02
    EP1048891A3 EP1048891A3 (de) 2002-09-11

    Family

    ID=7906369

    Family Applications (1)

    Application Number Title Priority Date Filing Date
    EP00108331A Withdrawn EP1048891A3 (de) 1999-04-30 2000-04-15 Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung

    Country Status (2)

    Country Link
    EP (1) EP1048891A3 (de)
    DE (1) DE19919639C1 (de)

    Cited By (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    WO2007048488A1 (de) * 2005-10-27 2007-05-03 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung zur gasdruckkerhöhung
    CN103867895A (zh) * 2012-12-10 2014-06-18 河南宇天化工有限公司 一种用于苯加氢装置的供气系统
    WO2016166024A1 (de) * 2015-04-15 2016-10-20 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum betrieb einer kraftwerksanlage an standorten mit zu geringer brennstoffversorgung

    Families Citing this family (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    DE102006046246A1 (de) * 2006-08-08 2008-02-14 Griepentrog, Hartmut, Prof. Dr.-Ing. Verfahren und Anlage zum Verdampfen von verflüssigtem Erdgas und Entspannen von Erdgas
    DE102010020476B4 (de) 2010-05-14 2023-05-04 Air Liquide Deutschland Gmbh Verwendung einer Vorrichtung zum Speichern, Umfüllen und/oder Transportieren von tiefkalt verflüssigtem brennbarem Gas in einem Fahrzeug
    CN112944213A (zh) * 2021-03-17 2021-06-11 重庆渝微电子技术研究院有限公司 一种动态气液配气系统及方法

    Family Cites Families (8)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    DE1501730A1 (de) * 1966-05-27 1969-10-30 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zum Verfluessigen von Erdgas
    GB1289551A (de) * 1969-01-23 1972-09-20
    DE2139586C2 (de) * 1971-08-06 1973-05-03 Linde Ag Verfahren und Anlage zum Verflüssigen und Wiederverdampfen von Erdgas oder Methan
    CH677397A5 (de) * 1988-03-04 1991-05-15 Sulzer Ag
    DE4205010C2 (de) * 1992-02-19 1993-11-25 Hansjuergen Dr Ing Richter Verfahren zur Vergleichmäßigung des Gasbezuges und Rohrleitungssystem für die Gasverteilung
    DE4304673A1 (de) * 1993-01-05 1994-09-15 Rauscher Georg Verfahren zur Verflüssigung von Gasen, dadurch gekennzeichnet, daß flüssiges Gas bei hohem Druck verdampft, entspannt, verflüssigt, unterkühlt und im Wärmetauscher als Kühlmittel verwendet wird
    DE19511383C2 (de) * 1995-03-28 1997-08-21 Linde Ag Verfahren und Anlage zur Versorgung von Abnehmern mit Erdgas und kryogenen Flüssigkeiten
    JPH0949600A (ja) * 1995-05-31 1997-02-18 Osaka Gas Co Ltd 天然ガスの貯蔵送出方法およびその装置

    Non-Patent Citations (1)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Title
    None

    Cited By (3)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    WO2007048488A1 (de) * 2005-10-27 2007-05-03 Linde Aktiengesellschaft Vorrichtung zur gasdruckkerhöhung
    CN103867895A (zh) * 2012-12-10 2014-06-18 河南宇天化工有限公司 一种用于苯加氢装置的供气系统
    WO2016166024A1 (de) * 2015-04-15 2016-10-20 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum betrieb einer kraftwerksanlage an standorten mit zu geringer brennstoffversorgung

    Also Published As

    Publication number Publication date
    DE19919639C1 (de) 2000-11-16
    EP1048891A3 (de) 2002-09-11

    Similar Documents

    Publication Publication Date Title
    DE69406192T2 (de) Verfahren und Hochdruckgasversorgungseinheit für eine ein Luftbestandteil verbrauchende Anlage
    DE69006143T3 (de) Hochdruckgaszufuhrsystem.
    DE19815885A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung von gasförmigem Druckprodukt bei der Tieftemperaturzerlegung von Luft
    WO1997004279A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur variablen erzeugung eines gasförmigen druckprodukts
    DE2036105A1 (de) Gasverflussigungsverfahren
    DE60219641T2 (de) Verfahren und vorrichtung zum entladen eines flüssiggases von einem tankwagen in einen speicherbehälter
    DE2308301A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur kuehlung eines kuehlobjektes
    WO2016015850A1 (de) Gewinnung eines luftprodukts in einer luftzerlegungsanlage mit kältespeichereinheit
    DE19919639C1 (de) Verfahren zur Bereitstellung einer kontinuierlichen Erdgasversorgung
    DE1551557C3 (de) Verfahren zur Anpassung eines im Normalbetrieb mit konstanter Menge gelieferten Produktgases an schwankenden Bedarf und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
    DE2434238A1 (de) Verfahren zur speicherung und rueckgewinnung von energie
    DE102006021620B4 (de) Vorbehandlung eines zu verflüssigenden Erdgasstromes
    DE102013010414B4 (de) Rückverflüssigung von Boil-Off-Gasen
    DE102010047300A1 (de) Minimierung von Produktionsverlusten kryogener Medien
    DE69410040T2 (de) Verfahren und Einrichtung zur Herstellung von wenigstens einem durch Zerlegung von Luft gewonnenem Gas unter Druck
    EP2647934A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung elektrischer Energie
    EP3746725B1 (de) Erzeugung von flüssiggas in einem gasspeicher
    DE19755286C2 (de) Verfahren zum Kühlen eines Wärmeträgers
    DE539478C (de) Verfahren zum Transport verfluessigter Gase bei tiefer Temperatur
    DE19923640A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung von Erdgas
    DE2047363A1 (en) Evaporated liquefied gas blanket - is utilised by feeding it directly to gas bottles
    EP0554866B1 (de) Verfahren zum Verdampfen und Anwärmen von flüssigem Wasserstoff, flüssigem Helium oder flüssigem Neon
    DE2450280A1 (de) Verfahren zum behandeln einer kurzzeitig anfallenden grossen gasmenge
    DE2702226A1 (de) Verfahren zum verfluessigen eines gases mit hilfe von fluessigem erdgas
    DE1105897B (de) Verfahren und Einrichtung zur Gaszerlegung bei grossen Belastungsschwankungen

    Legal Events

    Date Code Title Description
    PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: A2

    Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE

    AX Request for extension of the european patent

    Free format text: AL;LT;LV;MK;RO;SI

    PUAL Search report despatched

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009013

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: A3

    Designated state(s): AT BE CH CY DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE

    AX Request for extension of the european patent

    Free format text: AL;LT;LV;MK;RO;SI

    RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

    Owner name: MESSER GRIESHEIM GMBH

    AKX Designation fees paid
    REG Reference to a national code

    Ref country code: DE

    Ref legal event code: 8566

    STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

    Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

    18D Application deemed to be withdrawn

    Effective date: 20030312

    REG Reference to a national code

    Ref country code: HK

    Ref legal event code: WD

    Ref document number: 1035936

    Country of ref document: HK