EP1999420A1 - Verfahren zur verflüssigung von erdgas - Google Patents

Verfahren zur verflüssigung von erdgas

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EP1999420A1
EP1999420A1 EP07722070A EP07722070A EP1999420A1 EP 1999420 A1 EP1999420 A1 EP 1999420A1 EP 07722070 A EP07722070 A EP 07722070A EP 07722070 A EP07722070 A EP 07722070A EP 1999420 A1 EP1999420 A1 EP 1999420A1
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EP
European Patent Office
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natural gas
partial
stream
pressure
flow
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Withdrawn
Application number
EP07722070A
Other languages
English (en)
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Inventor
Siegfried Westmeier
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.)
Technikum Corp
Original Assignee
Technikum Corp
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Filing date
Publication date
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Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
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    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
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    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
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    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
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    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/04—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop
    • F25J2270/06—Internal refrigeration with work-producing gas expansion loop with multiple gas expansion loops

Definitions

  • the invention relates to a technically simple and safe method for partial liquefaction of natural gas with further use of the exhaust gas stream as a product gas with high flexibility with respect to different natural gas compositions and input parameters.
  • the pressure reduction in the consumer is usually done by simple relaxation. Also known are solutions in which the pressure difference in natural gas relaxation systems is used to generate energy. One of these systems is e.g. operated since 1989 by the Dortmunder Energy- und Wasserments GmbH. The pressure reduction takes place via two expansion turbines. To compensate for the strong cooling during the relaxation, a combined heat and power plant was built to preheat the gas.
  • a pipeline-free transport of natural gas and its storage in the highest possible density require the liquefaction of natural gas.
  • the volume of natural gas is reduced to about the six hundredth part of its volume at atmospheric pressure and can be transported and stored inexpensively.
  • Processes for liquefaction both at the point of production and in connection with the line-bound transport are known. They have been used by a number of manufacturers of such plants both as on-site facilities near natural gas fields and as peak-shaving facilities to compensate for high variations in the supply of natural gas through pipelines, and have been described in the literature. They can in principle be based on the three basic processes
  • Patent DE 698 19 366 T2 serves e.g. Nitrogen as a refrigerant in the separate
  • Nitrogen, methane and C 2 to C 5 hydrocarbons proposed.
  • the patent DD 71567 describes how a continuously flowing gas is divided into two partial streams, of which the first is working expanded and brought into heat exchange with the second partial flow, which is at least partially condensed and expanded by throttling to storage pressure, while the throttle gases are also used for cooling release. It has been described that investment costs, maintenance costs and energy costs are low compared to other methods. However, the yield remains low with a maximum of 12-14% and only becomes higher if additional compression with subsequent precooling to improve the efficiency is added. However, the equipment and the cold losses are high, due to numerous heat exchangers. A further modification of such a method is described in the patent DE 2036 344 A.
  • the object of the invention is to develop a technically simple and safe method for partial liquefaction of natural gas without restrictions for the further use of the exhaust gas stream as natural gas.
  • the purified natural gas stream is divided for control technical reasons in at least three partial flows according to the invention adapted to the input conditions and then individually cooled by a plurality of process-related partial flows and the exhaust gas flow. Thereafter, the three substreams are recombined at a pressure close to the inlet pressure, with partial liquefaction of the natural gas cooled under pressure.
  • the quantitative distribution to the individual partial flows is carried out under the procedural aspect of a simple plant structure and under thermodynamic aspects. These in turn depend on the natural gas parameters and the composition of the natural gas, as well as the cooling capacity required individually for each partial flow in the heat exchangers and serve to achieve a uniformly low temperature of all three partial flows with the aim of the highest possible rate of liquefaction.
  • the liquefied natural gas is collected in a high pressure vessel.
  • the gaseous portion is used in the heat exchanger as a process-related partial flow for cooling the introduced under pressure partial flow of natural gas. It is heated, expanded in a high-pressure expansion turbine with cooling to an average pressure and then used as a partial flow also for cooling the input partial flow in the heat exchanger. He is reheated, further relaxed over a medium-pressure expansion turbine to the desired final pressure under repeated cooling and then combined as a partial flow with other part streams still to be named and used to cool a third part of the input stream in the heat exchanger.
  • the liquid fraction collected in the high pressure vessel is reduced as a partial flow via a throttle valve to the discharge pressure of the Resterdgases, wherein a portion of the liquefied natural gas is evaporated and added to the gaseous natural gas stream after the second expansion turbine again.
  • the remaining liquid fraction is further expanded to normal pressure as a liquid partial stream for product delivery. In this case, only a small part of the natural gas evaporates, is compressed again in the compressor and fed as a partial flow to the gaseous Resterdgasströmen.
  • the input current is divided into three different natural gas streams as a function of the composition and the inlet pressure and cooled via a respective heat exchanger with three process-related streams that the optimum for the entire process amount of each partial stream depending on their starting temperature after the heat exchangers is set.
  • the advantages of the invention result in the simple control technical adaptation of the optimal modes of operation to existing or occurring changes in the input parameters of the input current of the system and in the simple structural design and in comparison to other methods high yield of liquid product with completely energy-autonomous driving and with Possibility of additional production of electrical energy using appropriate expansion machines. It requires only three, substantially equal sized heat exchanger for optimal use of achievable during the expansion cooling capacity, which is reflected in high and almost equal rates of liquefaction even with greater change, for example, the inlet pressure. embodiments
  • Fig. 2 shows the basic principle of an arrangement of a method and the necessary devices for natural gas liquefaction of a present under high inlet pressure nitrogen-rich natural gas stream and
  • Fig. 3 shows the basic principle of a process arrangement for natural gas liquefaction of a present under low inlet pressure nitrogen-rich natural gas stream.
  • the natural gas is taken from a natural gas line 1 which is under a pressure of 25 bar and initially passed to remove residual moisture and carbon dioxide via an adsorber 2, which is preferably designed as a multi-bed PSA plant, but also out of any other design designed to remove water and carbon dioxide to concentrations below 1 vpm of water and 50 vpm of carbon dioxide.
  • an adsorber 2 which is preferably designed as a multi-bed PSA plant, but also out of any other design designed to remove water and carbon dioxide to concentrations below 1 vpm of water and 50 vpm of carbon dioxide.
  • a splitting takes place in the three partial streams 3, 4 and 5, which are cooled separately in the three heat exchangers 6, 7 and 8 by the three process-related partial streams 12, 14 and 26, then summarized again and as a total stream 9 for condensation be passed into the container 10.
  • Medium-pressure expansion turbine 15 relaxes, becomes the partial flow 16, forms together with the other process-related partial flows 19 and 24, the exhaust gas stream 26 of the system, which cools the natural gas inlet partial flow 5 in the heat exchanger 6.
  • the liquid fraction obtained in the medium-pressure tank 18 is expanded as a partial flow 20 via a throttle valve 21 for practical reasons to a pressure just above 1 bar, collected and stored in the liquid product tank 22 for the dispensing product and can be dispensed as product 25 as needed. During the last release, only a small amount of liquid product evaporates.
  • the resulting gas fraction is compressed via a small compressor 23 or a similar pressure-generating apparatus to the exhaust pressure and passed as a partial stream 24 in the exhaust stream.
  • composition of the exhaust gas differs only slightly from the input composition, therefore represents a full natural gas and can be offered in the low-pressure consumer network without loss of quality.
  • the method according to FIG. 2 is preferably used where the natural gas, although under high pressure, in the exemplary embodiment with about 40 bar, but has high levels of nitrogen or light inert.
  • the method is used to recover from this natural gas, a share of about 40% methane-liquid of the methane contained in the input stream.
  • the higher hydrocarbons contained therein must be treated separately.
  • the natural gas is taken, for example, from a natural gas line 1 which is under a pressure of 40 bar and initially passed to remove residual moisture and carbon dioxide via an adsorber 2, analogously to Example 1.
  • the further treatment is initially also analogous to Embodiment 1.
  • the adsorber 2 is a splitting into the three partial streams 3, 4 and 5, which are cooled separately in the three heat exchangers 6, 7 and 8 by three existing process-related partial streams 12, 44 and 26, are then summarized again and passed as total flow 9 for condensation in the high-pressure vessel 10.
  • the partial flow 45 is expanded via the throttle valve 21 to the discharge pressure of the liquid product and collected in the liquid product tank 22 and discharged as needed as stream 25 for use.
  • a small part evaporates and is compressed via a small compressor 23 or a similar pressure generating apparatus to the exhaust gas pressure and as a partial stream 24 in the gaseous nitrogen-rich overhead product 36 of the column 34 and thereafter for the purpose of cooling the partial stream 14 via the heat exchanger 28 directed. It is passed together with the partial flow 16 as exhaust gas stream 26 via the heat exchanger 6 and cools the part input stream 5.
  • the emerging from the container 10 as a partial stream 12 gas stream is first used via the heat exchanger 7 for cooling the natural gas inlet partial stream 4 and heats up.
  • first high-pressure expansion turbine 13 cools down, is cooled in the heat exchanger 28 by about another 10 K, enters the separator 29 for higher hydrocarbons, where in particular the higher hydrocarbons are separated and thus removed from the further cryogenic cycle.
  • the latter are either withdrawn liquid or get as part of stream 43 through the throttle valve 30 in the exhaust stream 26.
  • the majority of the partial stream 14 now serves as a partial flow 44 in the heat exchanger 8, the cooling of the natural gas input partial stream 3, is heated and with renewed cooling via the second medium pressure expansion turbine 15 relaxed, is the partial flow 16, forms together with the other process-related streams 24, 36 and 43, the exhaust stream 26 of the plant, which cools the natural gas inlet partial stream 5 in the heat exchanger 6.
  • the composition of the exhaust gas now differs significantly from the input composition and is in its composition only conditionally an energetically usable gas.
  • the methane content has dropped from 33.5% to 22.5%.
  • the liquid product yield is about 14%.
  • about 40% of the methane contained in the input stream was recovered in liquid form.
  • the embodiment relates to a method according to FIG. 3. It differs from the method according to FIG. 2 by a lower inlet pressure, which here amounts to 20 bar, with equal amounts of nitrogen or light inert.
  • the method is also used to recover from this natural gas, a share of about 40% methane-liquid of the methane contained. Due to the lower pressure, the previous adsorber 2 is no longer sufficient to remove the carbon dioxide to levels below 50 vpm.
  • This circumstance requires on the one hand another source for the sump heating, which is branched off from the partial flow 12 by means of a partial flow 41, in order to be fed, after passing through the heat exchanger 32, via a throttle valve directly into the upper region of the cryogenic distillation column 34 for reasons of process.
  • the additional adsorbers 37 and 38 for removing the carbon dioxide still present in the partial stream 9 are necessary in the gaseous partial stream 12 and in the liquid partial stream 11.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Teilverflüssigung eines unter hohem Druck von 15 bis 70 bar kontinuierlich zugeführten Erdgasstromes. Es besteht aus folgenden Schritten: a) das Erdgas wird zunächst einer adsorptiven Reinigung unterzogen, in mehrere, den Eingangsbedingungen angepasste Teilströme aufgeteilt und jeweils einzeln durch mindestens zwei verfahrensbedingte Teilströme und den Abgasstrom gekühlt, danach wieder im Gesamtstrom (9) zusammengefasst, wobei eine Teilverflüssigung des unter Eingangsdruck stehenden Gesamtstromes (9) erfolgt, b) das verflüssigte Erdgas wird in einem Hochdrucktank (10) gesammelt, der Gasanteil wird zur Kühlung mindestens eines Teilstromes des Eingangsstromes verwendet, wobei der gasförmige Anteil erwärmt, in einer ersten Entspannungseinrichtung auf einen Zwischendruck von 6 bis 20 bar entspannt, durch mindestens einen weiteren der Eingangsteilströme erneut erwärmt und in einer weiteren Entspannungseinrichtung auf einen Enddruck von 2 bis 5 bar unter nochmaliger Abkühlung entspannt und danach als Teilstrom zur Abkühlung mindestens eines weiteren Teilstromes des aufgeteilten Eingangsstromes verwendet wird, c) das im Hochdruckbehälter (10) gesammelte verflüssigte Erdgas wird auf den Abgabedruck des Abgasstromes von 2 bis 5 bar reduziert, wobei ein Teil des verflüssigten Erdgases verdampft und dem gasförmigen Erdgasstrom nach der zweiten Entspannungseinrichtung zugegeben wird, und der verbleibende Flüssiganteil weiter auf einen Druck von 1 bis 2,05 bar entspannt wird, wobei nur noch ein geringer Teil des Erdgases verdampft, wieder komprimiert und dem gasförmigen Resterdgasstrom zugeführt wird.

Description

Bezeichnung: Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas
Beschreibung
Die Erfindung betrifft ein technisch einfaches und sicheres Verfahren zur Teilverflüssigung von Erdgas unter Weiterverwendung des Abgasstromes als Produktgas mit hoher Flexibilität bezüglich unterschiedlicher Erdgaszusammensetzungen und Eingangsparameter.
Stand der Technik
Der verstärkte Einsatz von Erdgas auch als Treibstoff bzw. dessen Verwendung in dezentralen Einrichtungen einerseits und die ohnehin notwendige Drucksenkung beim Übergang der unter hohem Druck stehenden Erdgasfernleitungen auf ein bei mittleren Drücken betriebenes Verbrauchernetz andererseits legt nahe, diese ohnehin notwendige Druckabsenkung zur Verflüssigung eines gewissen Anteils des Pipeline-Erdgases zu benutzen, um diesen Anteil in flüssiger Form kostengünstig zum jeweiligen nicht am Erdgasnetz angeschlossenen Verbraucher oder einer als Insellösung aufgebauten Erdgastankstelle zu transportieren und dort wieder unter hohem Druck zu verdampfen, wobei die vom Hochdrucknetz gespeiste Tankstellenkonfiguration übernommen und ohne weitere Änderungen beibehalten werden kann.
Die Druckabsenkung beim Verbraucher geschieht dabei in der Regel durch einfache Entspannung. Bekannt sind außerdem Lösungen in denen die Druckdifferenz in Erdgasentspannungsanlagen zur Energieerzeugung genutzt wird. Eine dieser Anlagen wird z.B. seit 1989 von der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH betrieben. Die Druckreduzierung erfolgt dabei über zwei Entspannungsturbinen. Um die starke Abkühlung bei der Entspannung zu kompensieren, wurde zur Gasvorwärmung ein Blockheizkraftwerk errichtet.
Ein leitungsfreier Transport von Erdgas sowie dessen Lagerung in möglichst hoher Dichte setzen eine Verflüssigung von Erdgas voraus. Dabei wird das Volumen des Erdgases auf etwa den sechshundertsten Teil seines Volumens bei Normaldruck verringert und kann dadurch kostengünstig transportiert und gelagert werden. Verfahren zur Verflüssigung sowohl am Ort der Förderung als auch in Verbindung mit dem leitungsgebundenen Transport sind bekannt. Sie wurden von einer Reihe von Herstellern solcher Anlagen sowohl als Vorort-Anlagen in der Nähe der Erdgasfelder als auch als Peakshaving-Anlagen zum Ausgleichen hoher Schwankungen bei der Abnahme des über Rohrleitungen bereitzustellenden Erdgases benutzt und in de Fachliteratur beschrieben. Sie lassen sich im Prinzip auf die drei Basisprozesse
- Gemischkreislaufprozess,
- Kreislaufexpanderprozess und
- Erdgasexpanderprozess zurück führen. Alle Prozesse können je nach Randbedingungen einstufig oder zweistufig ausgeführt werden. Allen genannten Verfahren ist zunächst gemeinsam, dass eine vollständige Verflüssigung des Erdgases angestrebt wird. Hierfür ist aber eine äußere
Energiezufuhr notwendig. Dabei weisen die Prozesse mit niedrigen Betriebskosten in der
Regel die höheren Investitionskosten und solche Prozesse mit niedrigen
Investitionskosten die höheren Betriebskosten auf.
Bei den Kreislaufprozessen dient ein separater Kältekreislauf zur Erzeugung der für die
Verflüssigung notwendigen Kälte.
Dabei arbeitet der Kreislaufexpanderprozess mit nur einem Kältemittel. In der
Patentschrift DE 698 19 366 T2 dient z.B. Stickstoff als Kältemittel im separaten
Kältekreislauf.
Im Gemischkreislaufprozess wird im Kältekreislauf dagegen ein Kältemittelgemisch eingesetzt, um einen breiteren Temperaturbereich zur stufenweisen Abkühlung des unter
Druck stehenden Erdgases nutzen zu können. In der DE 4440 401 A1 wird hierzu vorzugsweise ein Gemisch aus Stickstoff und Methan bzw. werden Gemische aus
Stickstoff, Methan und C2- bis C5- Kohlenwasserstoffen vorgeschlagen.
Beim Erdgasexpanderprozess wird die dem verdichtetem Erdgas innewohnende Energie zur Kälteerzeugung selbst genutzt. Diese reicht jedoch nicht aus, um ohne Energiezufuhr eine vollständige Verflüssigung des Erdgasstromes zu erreichen. Aus diesem Grund wird er oft mit einem Kreislaufexpanderprozess oder einem Gemischkreislaufprozess kombiniert, um über diese Kreisläufe Fremdenergie einzukoppeln. Dieser Nachteil von zusätzlichen energetischen Aufwendungen kann dann besonders effektiv vermieden werden, wenn aus einem unter hohem Druck stehendem Erdgas nur eine Teilmenge verflüssigt wird, wobei das nicht verflüssigte Erdgas bei dem anschließend erreichten niederen Druck mit allseits bekannten Methoden für unterschiedliche Einsatzzwecke weiterverwendet werden kann. Da bei einer üblichen Nutzung solche Entspannungsvorgänge notwendigerweise beim Übergang von Hoch- zu Mitteldrucknetzen immer erforderlich sind, können diese technisch bedingten Entspannungsvorgänge direkt für die vorliegende Aufgabe genutzt werden. Ein solches Verfahren kann dann ohne äußere Energiezufuhr auskommen.
So sind mehrere Verfahren bekannt, welche die Druckenergie des der Anlage zuströmenden Erdgases nutzen und ohne äußere Energiezufuhr arbeiten. In einigen Patentbeschreibungen wird ohne Bezug auf die Quelle angegeben, dass in älteren Verfahren ein Verflüssigungsgrad von maximal 8 - 10 % des Gesamtgases möglich ist.
Eine Verbesserung des Verfahrens zum Verflüssigen und Speichern eines unter Druck kontinuierlich zuströmenden Gases, bei dem die Verflüssigung einzig mit Hilfe der bei der arbeitsleistenden Entspannung des Gases entstehenden Kälte erfolgt, setzt sehr hohe Drücke voraus. Dies bedingt eine zusätzliche Kompression und Kühlung des Erdgases, was zu zusätzlichen energetischen Aufwendungen führt. Es wurden daher weitere Verbesserungen dieser Prozesse angestrebt.
So wird in der Patentschrift DD 71567 beschrieben, wie ein kontinuierlich zuströmendes Gas in zwei Teilströme aufgeteilt wird, von denen der erste arbeitsleistend entspannt und in Wärmeaustausch mit dem zweiten Teilstrom gebracht wird, der dabei zumindest teilweise kondensiert und durch Drosselung bis auf Speicherdruck entspannt wird, während die Drosselgase ebenfalls zur Kälteabgabe herangezogen werden. Es wurde beschrieben, dass hierbei die Investitionskosten, Wartungskosten und die Kosten für energetische Aufwendungen verglichen mit anderen Verfahren gering sind. Die Ausbeute bleibt aber mit maximal 12-14 % gering und wird nur dann höher, wenn eine zusätzliche Kompression mit folgender Vorkühlung zur Verbesserung des Wirkungsgrades zugefügt wird. Der apparative Aufwand und die Kälteverluste sind jedoch, bedingt durch zahlreiche Wärmetauscher, hoch. Eine weitere Modifikation eines solchen Verfahrens ist in der Patentschrift DE 2036 344 A beschrieben. Auch hier soll eine adiabatische Entspannung eines unter hohem Druck ankommenden Erdgases auf die verbraucherseitige Grundlast zur Kühlung im Erdgasverflüssigungsprozess dienen. Das angeführte Verfahren kann jedoch so wie aufgezeigt nicht funktionieren, weil die angeführten Gasstränge I und Il bei ihrer Vereinigung unterschiedliche Druckniveaus besitzen, der Strom Il durch den Strom III erwärmt wurde und anschließend mit der Flüssigentnahme aus dem Vorratsbehälter zusammengebracht wird. Im Übrigen sind in der Beschreibung und in der Abbildung gravierende Unstimmigkeiten enthalten.
Aufgabe
Die Aufgabe der Erfindung besteht in der Entwicklung eines technisch einfachen und sicheren Verfahrens zur Teilverflüssigung von Erdgas ohne Einschränkungen für die Weiterverwendung des Abgasstromes als Erdgas. Dabei soll die Wirtschaftlichkeit, die Ausbeute an Flüssigprodukt, die Anpassungsfähigkeit an unterschiedliche Erdgasparameter und die Einfachheit der Anlage gegenüber bisher bekannter Verfahren verbessert werden.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren nach Patentanspruch 1 gelöst, bei dem die Verflüssigung unter gleichzeitiger Gewinnung von Elektroenergie allein durch die bei der arbeitsleistende Entspannung entstehende Kälte erfolgt. Hierzu wird die gesamte Menge des zu entspannenden unter hohem Druck stehenden Erdgases als Eingangsstrom zunächst einer adsorptiven Reinigung mit Entfernung von CO2 , Restfeuchte und Schwefelverbindungen unterzogen, um Störungen in der Anlage durch Ausfrieren dieser Komponenten zu vermeiden.
Der so gereinigte Erdgasstrom wird aus regeltechnischen Gründen in mindestens drei, den Eingangsbedingungen angepasste erfindungsgemäße Teilströme aufgeteilt und dann einzeln durch mehrere verfahrensbedingte Teilströme und den Abgasstrom gekühlt. Danach werden die drei Teilströme unter einem nahe dem Eingangsdruck liegenden Druck wieder zusammengeführt, wobei eine Teilverflüssigung des unter Druck gekühlten Erdgases erfolgt. Die mengenmäßige Aufteilung auf die einzelnen Teilströme erfolgt dabei unter dem verfahrenstechnischen Aspekt einer möglichst einfachen Anlagenstruktur sowie unter thermodynamischen Aspekten. Diese wiederum sind abhängig von den Erdgasparametern und der Erdgaszusammensetzung, sowie von der für jeden Teilstrom einzeln benötigten Kühlleistung in den Wärmetauschern und dient dem Erreichen einer gleichmäßig tiefen Temperatur aller drei Teilströme mit dem Ziel einer möglichst hohen Verflüssigungsrate. Dabei besteht ebenfalls eine Abhängigkeit von den eingesetzten Entspannungsmaschinen. Das Flüssigerdgas wird in einem Hochdruckbehälter gesammelt. Der gasförmige Anteil dient im Wärmetauscher als verfahrensbedingter Teilstrom zur Kühlung des unter Druck eingeleiteten Teilstromes des Erdgases. Er wird dabei erwärmt, in einer Hochdruckentspannungsturbine unter Abkühlung auf einen mittleren Druck entspannt und dann als Teilstrom ebenfalls zur Abkühlung des Eingangsteilstromes im Wärmetauscher verwendet. Dabei wird er erneut erwärmt, über eine Mitteldruckentspannungsturbine weiter auf den gewünschten Enddruck unter nochmaliger Abkühlung entspannt und danach als Teilstrom mit weiteren noch zu nennenden Teilströmen vereinigt und zur Abkühlung eines dritten Teiles des Eingangsstromes im Wärmetauscher verwendet. Der im Hochdruckbehälter gesammelte Flüssiganteil wird als Teilstrom über ein Drosselventil auf den Abgabedruck des Resterdgases reduziert, wobei ein Teil des verflüssigten Erdgases verdampft und dem gasförmigen Erdgasstrom nach der zweiten Expansionsturbine wieder zugegeben wird. Der verbleibende Flüssiganteil wird als Flüssigteilstrom zur Produktabgabe weiter auf Normaldruck entspannt. Dabei verdampft nur noch ein geringer Teil des Erdgases, wird wieder im Kompressor komprimiert und als Teilstrom dem gasförmigen Resterdgasströmen zugeführt.
Weitere vorteilhaften Ausführungsformen der Erfindung werden in den Patentansprüchen 2 bis 8 beansprucht. So wird gemäß Patentanspruch 2 der Eingangsstrom in Abhängigkeit von der Zusammensetzung und dem Eingangsdruck so in drei unterschiedliche Erdgasteilströme aufgeteilt und über je einen Wärmetauscher mit drei verfahrensbedingten Teilströmen gekühlt, dass die für das gesamte Verfahren optimale Menge jedes Teilstromes in Abhängigkeit von deren Ausgangstemperatur nach den Wärmetauschern eingestellt wird.
Von den drei verfahrensbedingten kalten Teilströmen ergeben sich bei der bevorzugten Verfahrensvariante zwei, als Gasstrang des Hochdruckabscheiders jeweils vor und nach der Hochdruckentspannungsmaschine, der dritte aus dem Anteil zuzüglich der Gasanteile aus dem Niederdruckbehälter und dem bei der Entspannung verdampftem Gasanteil aus Flüssigprodukttank.
Für den Fall hoher Konzentrationen an Stickstoff im Eingangsstrom wird gemäß Patentanspruch 7 das Flüssigkeitsprodukt aus dem Hochdruckbehälter zur weiteren Trennung einer bei Abgasdruck arbeitenden Tieftemperaturkolonne zugeführt und dort in ein Stickstoff- bzw. inertenreiches Kopfprodukt und ein methanreiches flüssiges Sumpfprodukt zerlegt, wobei das Flüssigprodukt in den Flüssigprodukttank entspannt wird, das Kopfprodukt zunächst zur Kühlung des Teilstromes nach der ersten Entspannungseinrichtung dient und danach dem Abgasstrom nach der zweiten Expansionsturbine zugeführt wird und die Sumpfheizung mit einem kleineren Teilstrom des Erdgaseingangsstromes betrieben wird, welcher vor der Aufspaltung in die Teilströme entnommen wird, und nach der Heizung in den Hochdruckbehälter eingespeist wird. Gemäß Patentanspruch 5 werden bei höheren Konzentrationen an Ethan, Propan und höheren Kohlenwasserstoffen im Ergas zwischen erster und zweiter Entspannungseinrichtung zur Vermeidung von Tröpfchenbildung in der zweiten Entspannungseinrichtung zunächst eine Abkühlung des Gasstromes in einem Wärmetauscher mit Abscheidung der genannten Kohlenwasserstoffe erfolgt und erst danach die Erwärmung im Gegenstrom zum zuströmenden Erdgasstrom erfolgt, wobei die auskondensierten Kohlenwasserstoffe separat als Flüssigprodukt abgezogen werden.
Die Vorteile der Erfindung ergeben sich in der einfachen regeltechnischen Anpassung der optimalen Betriebsweisen an vorhandene oder auftretende Änderungen der Eingangsparameter des Eingangsstromes der Anlage und in der einfachen konstruktiven Gestaltung sowie in der im Vergleich zu anderen Verfahren hohen Ausbeute an Flüssigprodukt bei völlig energieautarker Fahrweise und mit der Möglichkeit zusätzlicher Gewinnung von Elektroenergie bei Einsatz entsprechender Expansionsmaschinen. Sie benötigt nur drei, im Wesentlichen gleich dimensionierte Wärmetauscher zur optimalen Nutzung der bei der Entspannung erzielbaren Kälteleistung, was sich in hohen und nahezu gleichen Verflüssigungsraten auch bei stärkerer Änderung z.B. des Eingangsdruckes widerspiegelt. Ausführungsbeispiele
Weitere Ziele, Vorteile, Merkmale und Anwendungsmöglichkeiten der Erfindung werden nachfolgend in Ausführungsbeispielen an Hand der Zeichnungen, die mögliche vorteilhafte Ausführungsformen darstellen, näher erläutert. Es zeigen
Fig. 1 das Grundprinzip einer Anordnung eines Verfahrens und der dazu notwendigen Vorrichtungen zur Erdgasverflüssigung eines handelsüblichen, sehr methanhaltigen Erdgases ohne wesentliche Anteile an Stickstoff und mit nur geringen Anteilen an höheren Kohlenwasserstoffen,
Fig. 2 das Grundprinzip einer Anordnung eines Verfahrens und der dazu notwendigen Vorrichtungen zur Erdgasverflüssigung eines unter hohem Eingangsdruck vorliegenden stickstoffreichen Erdgasstromes und
Fig. 3 das Grundprinzip einer Verfahrensanordnung zur Erdgasverflüssigung eines unter geringem Eingangsdruck vorliegenden stickstoffreichen Erdgasstromes.
Ausführungsbeispiel 1
Bei dem Verfahren nach Fig. 1 wird das Erdgas aus einer unter einem Druck von 25 bar stehenden Erdgasleitung 1 entnommen und zunächst zur Entfernung von Restfeuchte und Kohlendioxid über eine Adsorberanlage 2 geleitet, welche vorzugsweise als Mehrbett- PSA-Anlage ausgelegt ist, aber auch aus jeder anderen Bauform bestehen kann, die für eine Entfernung von Wasser und Kohlendioxid auf Konzentrationen unter 1 vpm Wasser und 50 vpm Kohlendioxid ausgelegt ist. Nach der Adsorberanlage 2 erfolgt eine Aufspaltung in die drei Teilströme 3, 4 und 5, die separat in den drei Wärmetauschern 6, 7 und 8 durch die drei verfahrensbedingt vorhandenen Teilströme 12, 14 und 26 gekühlt, danach wieder zusammengefasst und als Gesamtstrom 9 zur Kondensation in den Behälter 10 geleitet werden. Hier erfolgt eine Teilverflüssigung, wobei etwa ein Drittel Flüssigprodukt entsteht, welches als Teilstrom 11 über das Drosselventil 17 in den unter Erdgasabgabedruck stehenden Mitteldruckbehälter 18 entspannt wird. Bei dieser Druckabsenkung verdampft etwa ein Drittel des zuvor flüssigen Produktes und verlässt als gasförmiger Strom 19 den Behälter, um mit weiteren Abgasströmen zusammen über den Wärmetauscher 6 die Anlage zu verlassen. Der aus dem Hochdruckbehälter 10 als Teilstrom 12 austretende Gasstrom wird zunächst über den Wärmetauscher 7 zur Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 4 verwendet und erwärmt sich dabei. Danach wird er über eine Hochdruckentspannungsturbine 13 entspannt, kühlt sich dabei ab und dient als Strom 14 im Wärmetauscher 8 der Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 3, wird dabei erwärmt und unter erneuter Abkühlung über die
Mitteldruckentspannungsturbine 15 entspannt, wird zum Teilstrom 16, bildet zusammen mit den weiteren verfahrensbedingten Teilströmen 19 und 24 den Abgasstrom 26 der Anlage, der im Wärmetauscher 6 den Erdgaseingangsteilstrom 5 kühlt. Der im Mitteldruckbehälter 18 gewonnene Flüssiganteil wird als Teilstrom 20 über ein Drosselventil 21 aus praktischen Gründen auf einen knapp oberhalb 1 bar liegenden Druck entspannt, im Flüssigprodukttank 22 für das Abgabeprodukt gesammelt und gespeichert und kann bei Bedarf als Produkt 25 abgegeben werden. Bei der letzten Entspannung verdampft nur noch eine geringe Menge an Flüssigprodukt. Der so entstandene Gasanteil wird über einen kleinen Verdichter 23 oder eine ähnliche Druck erzeugende Apparatur auf den Abgasdruck verdichtet und als Teilstrom 24 in den Abgasstrom geleitet.
Die Zusammensetzung des Abgases unterscheidet sich nur geringfügig von der Eingangszusammensetzung, stellt daher ein vollwertiges Erdgas dar und kann im verbrauchernahen Niederdrucknetz ohne Qualitätseinbußen angeboten werden.
Es wurden nacheinander 2 Varianten mit der gleichen Anordnung bei 25 bar Eingangsdruck und 40 bar Eingangsdruck untersucht, wobei sich die Unterschiede bei der gewählten Vorgehensweise und dem erhaltenen Flüssiganteil überraschenderweise nur relativ gering unterschieden. Im Falle eines Eingangsdruckes von 25 bar wurde ein Flüssiganteil von etwa 18,5 % erhalten, bei 40 bar waren es etwa 20 %, wobei der Abgabedruck jeweils 2 bar betrug. Ausführungsbeispiel 2
Das Verfahren nach Fig. 2 wird vorzugsweise dort angewandt, wo das Erdgas zwar unter hohem Druck, hier im Ausführungsbeispiel mit etwa 40 bar anliegt, aber hohe Gehalte an Stickstoff oder leichten Inerten besitzt. Das Verfahren wird angewandt, um aus diesem Erdgas einen Anteil von ca. 40 % Methan-flüssig des im Eingangsstrom enthaltenen Methans zu gewinnen.
Anders als beim Ausführungsbeispiel 1 müssen hier jedoch die enthaltenen höheren Kohlenwasserstoffe separat behandelt werden. Das Erdgas wird beispielhaft aus einer unter einem Druck von 40 bar stehenden Erdgasleitung 1 entnommen und zunächst zur Entfernung von Restfeuchte und Kohlendioxid über eine Adsorberanlage 2, analog Ausführungsbeispiel 1 geleitet. Die weitere Behandlung erfolgt zunächst auch analog Ausführungsbeispiel 1. Nach der Adsorberanlage 2 erfolgt eine Aufspaltung in die drei Teilströme 3, 4 und 5, die separat in den drei Wärmetauschern 6, 7 und 8 durch drei verfahrensbedingt vorhandenen Teilströme 12, 44 und 26 gekühlt, danach wieder zusammengefasst und als Gesamtstrom 9 zur Kondensation in den Hochdruckbehälter 10 geleitet werden. Hier erfolgt eine Teilverflüssigung, wobei etwa 45 % des Erdgases als Flüssigprodukt anfällt, welches als Teilstrom 11 über das Drosselventil 17 in den Kopf der Tieftemperaturkolonne 34 auf den Erdgasabgabedruck entspannt wird. In der Kolonne erfolgt die destillative Stickstoff-Methan-Trennung. Die Sumpfheizung 32 erfolgt mittels eines nach der Adsorberanlage 2 vom Erdgasstrom 1 abgezweigten kleinen Teilstromes 31, der anschließend ebenfalls im Hochdruckbehälter 10 dem Gesamtstrom wieder zugeführt wird. Das flüssige Methan verlässt als Teilstrom 35 den Sumpf der Kolonne, wird aufgeteilt in die Teilströme 33 und 45 , wobei der Teilstrom 33 als Wärmeträgerflüssigkeit für die Sumpfheizung 32 dient und auf einem der unteren Böden der Kolonne wieder zugeführt wird. Der Teilstrom 45 wird über das Drosselventil 21 auf den Abgabedruck des Flüssigproduktes entspannt und im Flüssigprodukttank 22 gesammelt und bei Bedarf als Strom 25 zur Verwendung abgegeben. Dabei verdampft ein geringer Teil und wird über einen kleinen Verdichter 23 oder eine ähnliche Druck erzeugende Apparatur auf den Abgasdruck verdichtet und als Teilstrom 24 in das gasförmige stickstoffreiche Kopfprodukt 36 der Kolonne 34 und zusammen mit diesem danach zum Zwecke der Kühlung des Teilstromes 14 über den Wärmetauscher 28 geleitet. Er wird zusammen mit dem Teilstrom 16 als Abgasstrom 26 über den Wärmetauscher 6 geleitet und kühlt den Teileingangsstrom 5. Der aus dem Behälter 10 als Teilstrom 12 austretende Gasstrom wird zunächst über den Wärmetauscher 7 zur Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 4 verwendet und erwärmt sich dabei. Danach wird er über eine erste Hochdruckentspannungsturbine 13 entspannt, kühlt sich dabei ab, wird im Wärmetauscher 28 um etwa weitere 10 K abgekühlt, gelangt in den Abscheider 29 für höhere Kohlenwasserstoffe, wo insbesondere die höheren Kohlenwasserstoffe abgeschieden und damit aus dem weiteren Tieftemperaturkreislauf entfernt werden. Letztere werden entweder flüssig abgezogen oder gelangen als Teilstrom 43 über das Drosselventil 30 in den Abgasstrom 26. Der überwiegende Teil des Teilstromes 14 dient nunmehr als Teilstrom 44 im Wärmetauscher 8 der Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 3, wird dabei erwärmt und unter erneuter Abkühlung über die zweite Mitteldruckentspannungsturbine 15 entspannt, wird zum Teilstrom 16, bildet zusammen mit den weiteren verfahrensbedingten Teilströmen 24, 36 und 43 den Abgasstrom 26 der Anlage, der im Wärmetauscher 6 den Erdgaseingangsteilstrom 5 kühlt. Die Zusammensetzung des Abgases unterscheidet sich nunmehr jedoch deutlich von der Eingangszusammensetzung und stellt in seiner Zusammensetzung nur noch bedingt ein energetisch verwertbares Gas dar.
Der Methangehalt ist von 33,5 % auf 22,5 % gesunken. Die Flüssigproduktausbeute liegt bei etwa 14%. Damit wurden etwa 40 % des im Eingangsstrom enthaltenen Methans in flüssiger Form gewonnen.
Ausführungsbeispiel 3
Das Ausführungsbeispiel betrifft ein Verfahren nach Fig. 3. Es unterscheidet sich durch einen geringeren Eingangsdruck, welcher hier 20 bar beträgt, von dem Verfahren nach Fig. 2, bei gleich hohen Gehalten an Stickstoff oder leichten Inerten. Das Verfahren wird ebenfalls angewandt, um aus diesem Erdgas einen Anteil von ca. 40 % Methan-flüssig des enthaltenen Methans zu gewinnen. Bedingt durch den niedrigeren Druck reicht die bisherige Adsorberanlage 2 nicht mehr aus, um das Kohlendioxid auf Gehalte unter 50 vpm zu entfernen. Diesem Umstand verlangt einerseits eine andere Quelle für die Sumpfheizung, die mittels eines Teilstromes 41 aus dem Teilstrom 12 abgezweigt wird, um nach Durchlaufen des Wärmetauschers 32 nunmehr verfahrensbedingt über ein Drosselventil direkt in den oberen Bereich der Tieftemperatur-Destillationskolonne 34 eingespeist zu werden. Zur Verhinderung von Kristallisationserscheinungen in der Anlage sind im gasförmigen Teilstrom 12 und im flüssigen Teilstrom 11 die zusätzlichen Adsorber 37 und 38 zur Entfernung des noch im Teilstrom 9 vorhandenen Kohlendioxids notwendig.
Die Ergebnisse der einzelnen Verfahrensvarianten werden in Form der jeweiligen verfahrensspezifischen Teilströme mit Angabe von Masse, Druck, Temperatur und Zusammensetzung in Tabelle 1 zusammengestellt. Die Modellrechnungen wurden im Ausführungsbeispiel 1 auf 1000 Nm3 Eingangsgasmenge bezogen, in den Ausführungsbeispielen 2 und 3 jeweils auf 1005 Nm3 Eingangsgasmenge.
Tabelle
Bezugszeichenliste
1 Eingangsstrom
2 Vorgeschaltete Adsorberanlage zur Wasserdampf- und Kohlendioxidentfernung
3, 4, 5 Erfindungsgemäße Teilströme
6, 7, 8, 28 Wärmetauscher
9 Gesamtgasstrom
10 Hochdruckbehälter
11 , 20, 35, 43, 45 Verfahrensbedingte Flüssiggas-Teilströme
12, 14, 16, 19, 20, 24, 31, 33, 36, 41, 44 Verfahrensbedingte Gas-Teilströme
13 Hochdruckentspannungsturbine
15 Mitteldruckentspannungsturbine
17, 21 , 30 Drosselventile für Flüssiggasströme
18 Mitteldruckbehälter
22 Flüssigprodukttank für Abgabeprodukt
23 Verdichter
25 Flüssigabgabeprodukt
26 Abgasstrom 7, 39, 40 Wasserdampf und Kohlendioxid enthaltendes Abgas 9 Abscheider für höhere Kohlenwasserstoffe
32 Sumpfheizung der Destillationskolonne
34 Tieftemperatur-Destillationskolonne 7, 38 Verfahrensbedingte zusätzliche Adsorberanlagen zur Wasser- und
Kohlendioxidentfernung 2 Drosselventil für Gasstrom aus der Sumpfheizung der Destillationskolonne

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Teilverflüssigung eines unter hohem Druck von 15 bis 70 bar kontinuierlich zugeführten Erdgasstromes (1) gekennzeichnet durch folgende Merkmale:
1.1 das Erdgas wird zunächst einer adsorptiven Reinigung in einer Adsorberanlage (2) unterzogen,
1.2. der gereinigte Erdgasstrom (1 ) wird in die Teilströme (3, 4, 5 und 31) aufgeteilt und diese Teilströme (3, 4 und 5) jeweils einzeln durch mindestens zwei verfahrensbedingte Teilströme (12, 14) und einem Abgasstrom (26) gekühlt, danach wieder im Gesamtstrom (9) zusammengefasst, wobei eine Teilverflüssigung des unter Eingangsdruck stehenden Gesamtstromes (9) erfolgt,
1.3 der verflüssigte Anteil des Erdgases wird in einem Hochdruckbehälter (10) gesammelt, während der Gasanteil als Teilstrom (12) zur Kühlung des Teilstromes (4) verwendet wird, wobei
1.3.1. der Teilstrom (12) im Wärmetauscher (7) durch den Teilstrom (4) erwärmt und in einer ersten Entspannungseinrichtung (13) auf einen Zwischendruck von 6 bis 20 bar als Teilstrom (14) entspannt wird,
1.3.2. dieser Teilstrom (14) durch mindestens einen der Teilströme (3, 5) erneut erwärmt wird und in einer weiteren Entspannungseinrichtung (15) auf einen Enddruck von 2 bis 5 bar unter nochmaliger Abkühlung entspannt und danach als Teilstrom (16) zusammen mit anderen Teilströmen (19, 24, 36) als Abgasstrom (26) zur Abkühlung von einem der Teilströme (3, 5) des aufgeteilten Eingangsstromes verwendet wird,
1.4. das im Hochdruckbehälter (10) gesammelte verflüssigte Erdgas wird auf den Abgabedruck des Abgasstromes von 2 bis 5 bar reduziert, wobei
1.4.1. ein Teil des verflüssigten Erdgases (11) verdampft und wird als Teilstrom (19, 36) dem gasförmigen Erdgasstrom (16) nach der zweiten Entspannungseinrichtung (15) zugegeben, und
1.4.2. der verbleibende Flüssigantei! (20, 35) weiter auf einen Druck von 1 bis 2,05 bar entspannt wird, wobei
1.4.3. nur noch ein geringer Teil von 3 - 5 Vol.-% des Flüssiganteils (20, 35) wieder komprimiert und als Teilstrom (24) dem gasförmigen Resterdgasstrom (26) zugeführt wird und
1.4.4. das abgeschiedene Flüssigprodukt (25) des vorherigen Flüssiganteils (20, 35) im Flüssigprodukttank (22) bis zur endgültigen Entnahme zwischengespeichert wird, um dann als Strom (25) zur Weiterverwendung abgegeben zu werden.
2. Verfahren gemäß Patentanspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Eingangsstrom (1) des unter Druck stehenden Erdgases vorzugsweise in drei Teilströme (3, 4, 5) aufgeteilt wird, von denen ein Teilstrom (4) mit dem gasförmigen Anteil (12) des im Hochdruckbehälter (10) gesammelten teilverflüssigten Erdgases, der zweite Teilstrom (3) mit dem Ausgangsstrom (14) der ersten Entspannungseinrichtung 13 und der dritte Teilstrom 5 mit dem Abgasstrom 26 gekühlt werden.
3. Verfahren gemäß Patentanspruch 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, dass als Entspannungseinrichtungen (13, 15) arbeitsleistende Expansionsturbinen oder -maschinen verwendet werden, die zum Antrieb von Generatoren dienen.
4. Verfahren gemäß Patentanspruch 1, 2 und 3, dadurch gekennzeichnet, dass bei höheren Gehalten an Ethan, Propan und höheren Kohlenwasserstoffen im Erdgas zwischen erster (13) und zweiter Entspannungseinrichtung (15) zur Vermeidung von Tröpfchenbildung in der zweiten Entspannungseinrichtung (15) zunächst eine Abkühlung des Gasstromes in einem Wärmetauscher (28) mit Abscheidung der genannten Kohlenwasserstoffe erfolgt und erst danach die Erwärmung im Gegenstrom zum zuströmenden Erdgasstrom erfolgt, wobei die auskondensierten Kohlenwasserstoffe separat als Flüssigprodukt abgezogen werden.
5. Verfahren gemäß Patentanspruch 1 und 2, gekennzeichnet dadurch, dass zur verbesserten Entfernung von CO2, Restfeuchte und Schwefelverbindungen im Falle eines geringem Gaseingangsdruckes, weitere Adsorber in den Gasausgangs- und den Flüssigerdgasstrom des Hochdruckbehälters (10 ) angeordnet werden.
6. Verfahren gemäß Patentanspruch 1 und 2, gekennzeichnet dadurch, dass bei einem Gehalt des Erdgases an Stickstoff von über 60 Vol.-% das Flüssigprodukt aus dem Hochdruckabscheider (10) zur weiteren Trennung einer bei Abgasdruck arbeitenden Tieftemperaturkolonne (34) zugeführt und dort in ein stickstoffreiches Kopfprodukt (36) abhängig von der Stickstoffkonzentration des Eingangsstromes und ein methanreiches Sumpfprodukt (35) zerlegt wird, wobei das flüssige Sumpfprodukt (35) in den Flüssigprodukttank (22) entspannt wird, das Kopfprodukt (36) zunächst zur Kühlung des Teilstromes (14) nach der ersten Entspannungseinrichtung (13) dient und danach dem Abgasstrom nach der zweiten Entspannungseinrichtung (15) zugeführt wird, und eine Sumpfheizung (32) mit einem kleineren Teilstrom (31) des Erdgasstromes (1), betrieben wird, welcher vor der Aufspaltung in die Teilströme entnommen wird, und nach der Sumpfheizung (32) in den Hochdruckbehälter (10) eingespeist wird.
7. Verfahren gemäß Patentanspruch 1 , 2, 5 und 6 gekennzeichnet dadurch, dass bei hohem Gehalt des Erdgases an Stickstoff oder Inerten bei gleichzeitig niedrigen Eingangsdruck von unter 25 bar der Teilstrom zur Sumpfheizung dem gereinigten Gasstrom des Hochdrucktanks (10) entnommen wird und danach über eine Drosselentspannung (42) in die Tieftemperaturkolonne (34) eingespeist wird.
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