EP2713127A1 - Verfahren zur Erdgasverflüssigung - Google Patents

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EP2713127A1
EP2713127A1 EP12186583.6A EP12186583A EP2713127A1 EP 2713127 A1 EP2713127 A1 EP 2713127A1 EP 12186583 A EP12186583 A EP 12186583A EP 2713127 A1 EP2713127 A1 EP 2713127A1
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EP
European Patent Office
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natural gas
gas stream
gaseous
gaseous natural
compressor
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP12186583.6A
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English (en)
French (fr)
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Suhel Dr. Ahmad
Thomas Dr. Münster
Thomas-Dirk Pohlers
Attilla Yildiz
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Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
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Publication date
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    • F25J1/0288—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings using work extraction by mechanical coupling of compression and expansion of the refrigerant, so-called companders
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    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream

Definitions

  • the invention relates to a method for natural gas liquefaction, wherein the gas is at least partially liquefied with natural gas from a transport or collection system or a pretreatment plant and fed to a collection system for liquid natural gas.
  • Liquid natural gas also commonly referred to as liquefied natural gas (LNG for liquefied natural gas or GNL for natural gas Liquéfié)
  • LNG liquefied natural gas
  • GNL natural gas Liquéfié
  • Liquefied natural gas has about six hundredth of a specific volume of gaseous natural gas and is therefore also suitable for transport by road, rail or water.
  • Liquefaction is about 10% - 25% of the energy content of the gas, so that at a distance of less than 2000km between the natural gas source and the consumer a line-bound transport is so far more economical.
  • natural gas pipelines are often located at the center of political disputes and energy security of supply is a top priority, natural gas liquefaction capacities are being expanded worldwide.
  • the invention has taken on the task of creating a process for liquefaction of natural gas, which realizes a high efficiency with a compact construction possibility.
  • the invention should provide the opportunity to improve the quality of the generated liquid natural gas as needed and, for example, to separate long-chain components.
  • the invention proposes a method of the type mentioned above with the additional features of claim 1.
  • the independent claims contain advantageous developments of the invention.
  • the invention starts with the technical development presented at the outset and shows an energetically and technically particularly advantageous way of liquefying natural gas by means of a method which at the same time enables a cost-effective installation and a particularly compact design.
  • a central feature of the method according to the invention is the use of the actual process fluid, the natural gas, as a coolant for the heat exchangers for cooling to the required low temperatures, so that a subsequent cooling relaxation of the natural gas also causes the desired liquefaction process. Furthermore, a relaxation of the natural gas instead of exclusively with a Joule-Thompson valve, in particular by means of a turbo expander exclusively or at least carried out supportive, so that the temperatures drop to an even lower level and the liquefaction takes place more effectively.
  • the technical work generated by the expander can be used, in particular in the compression process of the compressor, which returns the diverted and expanded fluid of the sixth gaseous natural gas stream to the compressor Pressure level of the incoming natural gas before it mixes in the first turnout with the incoming natural gas.
  • One way to use the technical work of the expander is in a mechanical connection between the compressor or a part compressor and the expander by means of a continuous shaft or via a speed-changing gearbox. It makes sense to use a so-called gear compressor with expansion stage.
  • This type of construction involves a gearbox with a housing from which different shaft ends are led out and serve to drive a number of compressors flanged to the housing. At least one shaft is also guided out of the housing for the purpose of driving.
  • an expander is preferably connected to the shaft end and attached to the housing in addition to the drive instead of a compressor at a shaft end.
  • the expander drives a generator whose generated electrical energy is used in the overall system, in particular in the drive of the compressor.
  • the compressor is preferably designed as an intercooled compressor, wherein an intermediate cooling is provided between at least two stages.
  • the compressor may also comprise a plurality of partial compressors, wherein the expander, for example, exclusively drives a partial compressor and other partial compressors have other drives.
  • These other drives may be, for example, electric motors, steam turbines or gas turbines.
  • a gas turbine drives an electric generator and all other electrical consumers be supplied by the electrical energy generated by the generator.
  • the second heat exchanger third gaseous natural gas stream which initiates a separator, where a liquid second natural gas stream and a gaseous eighth natural gas stream from each other.
  • a third heat exchanger in which the eighth gaseous natural gas stream is introduced after the separation in the first separator and there further cools and possibly partially condensed.
  • the first, the second and the third heat exchanger are each cooled at least by a gaseous phase of the sixth gaseous volume flow.
  • the sixth gaseous volumetric flow flows through these three heat exchangers preferably as a coolant and is then fed to the compressor for compression in order to again mix with the incoming first gaseous natural gas flow at the same pressure level.
  • the separator system preferably comprises the phase division of the fourth gaseous natural gas stream emerging from the expander from a plurality of stages, preferably from at least two stages of the separation. In this way it is possible to carry out a fractionated separation and to sort at least partially liquid natural gas and possibly other components according to their chemical components.
  • the precipitating in a first separation step of the separation system liquid component mixture is often - depending on the initial state - unusable for a standard provision of liquefied natural gas and can be flared or otherwise used, for example.
  • the liquefied natural gas which precipitates as liquid in the second separation step according to an advantageous development of the invention does not meet the quality requirements for the common applications of various consumers.
  • the liquid-precipitating components of the separation in the first separator between the second heat exchanger and the third heat exchanger are particularly preferably subjected to continued fractional separation, wherein the long-chain hydrocarbons which are the first to precipitate as liquid components preferably in two expansion stages in the separators downstream of the expansion valves Quality of the liquefied natural gas and would therefore be collected separately for further recovery.
  • the resulting there from the heavy hydrocarbons purified gaseous natural gas, as in FIG. 2 shown as tenth gaseous natural gas stream introduced into the separator for the final production of the liquid natural gas.
  • FIGS. 1 to 3 show schematic flow diagrams in which the process fluid natural gas is subjected to various process steps according to the invention.
  • Gaseous natural gas VNG is removed by means of the method according to the invention from a transport or collection system VGS for the purpose of liquefaction.
  • This first gaseous natural gas flow VNS1 is in a first step with a sixth gaseous natural gas flow VNS6 in a first switch SW1 merged and forwarded as the second gaseous natural gas flow VNS2.
  • the second gaseous natural gas flow VNS2 is cooled in countercurrent to the sixth gaseous natural gas flow VNS6 in a first heat exchanger WT1 by means of a first heat exchanger with heat release. Subsequently, the second gaseous natural gas flow VNS2 is divided in a second switch SW2 into a third gaseous natural gas flow VNS3 and a fourth gaseous natural gas flow VNS4. The third gaseous natural gas flow VNS3 is then further cooled in a second heat exchanger WT2 with heat being released to the sixth gaseous natural gas flow VNS6.
  • the third gaseous natural gas flow VNS3 by means of a first Joule-Thompson valve JT1 in a separation system SEP, here shown as a simpler separator, relaxed, whereby a first liquid natural gas stream LNS1 is deposited and the sixth gaseous natural gas flow VNS6 arises.
  • the sixth gaseous natural gas flow VNS6 passes through the two heat exchangers WT2, WT1 in countercurrent to the second and third gaseous natural gas flows VNS2, VNS3 to be cooled.
  • the heated sixth gaseous natural gas flow VNS6 is conveyed back to the inlet pressure in a compressor CO and combined in the first switch SW1 with the inflowing first gaseous natural gas flow VNS1.
  • the fourth gaseous natural gas stream VNS4 separated from the second gaseous natural gas stream VNS2 is expanded in an expander EXP and cooled to such an extent that it can also be introduced into the separator system SEP with formation of liquefied natural gas, which from this separator is the first one liquid natural gas stream LNS1 is transported to a collection point LGS.
  • the expander EXP is in this case connected to a stage or a partial compressor CO1 of the compressor CO by means of a rigid shaft, so that the technical work from the expander is 100% used in the compression process of the compressor CO.
  • the compressor CO is driven by means of an electric motor M.
  • Alternative is also an electrical power generation on the expander conceivable and possibly the utilization of this energy in the compressor drive.
  • FIG. 2 in the upper area essentially the one already in FIG. 1 represented the process, wherein the individual separator of the separation system SEP in the preferred embodiment of FIG. 2 is replaced by an advanced separation system, which allows a qualitative treatment of the liquefied natural gas LNS or the first liquid natural gas flow LNS1 in the liquefied natural gas storage LGS.
  • the gaseous natural gas VNS3 emerging from the second heat exchanger WT2 is divided into a first separator SEP1 into a second liquid natural gas stream LNS2 and an eighth gaseous natural gas stream VNS8.
  • the second liquid natural gas stream LNS2 contains in this fractionated separation relatively many long-chain hydrocarbons HHC, which are deposited in the subsequent gradual continued separation.
  • the fourth separator SEP4 deposits on the gas side a seventh gaseous natural gas flow VNS7, which relaxes to a pressure level parallel to the third Joule-Thompson valve JT3 by means of a fourth Joule-Thompson valve JT4 a ninth gaseous natural gas flow VNS9 from the fifth separator with the seventh gaseous natural gas flow VNS7 is combined to form the tenth gaseous natural gas flow VNS10 by means of a third switch SW3.
  • the gaseous natural gas of the tenth gaseous natural gas flow VNS10 which is also cooled by the Joule-Thompson expansion by means of the fourth Joule-Thompson valve JT4, is fed to a second separation stage SEP2.2, where it mixes with other inflows.
  • a first separation stage SEP2.1 of this two-stage separation is fed with the gaseous fourth natural gas flow VNS4 from the expander EXP, whose liquid separation from this first separation stage SEP2.1 is supplied to a waste utilization WST.
  • the gaseous deposition of this first separation stage SEP2.1 is supplied to the downstream second separation stage SEP2.2 as the fifth gaseous natural gas flow VNS5.
  • a sixth Joule-Thompson valve JT6 is optionally arranged between the first separation stage SEP2.1 and the second separation stage SEP2.2 for expansion of the fifth gaseous natural gas flow VNS5, which may additionally promote liquefaction.
  • the eighth gaseous natural gas flow VNS8 is cooled in the third heat exchanger WT3 and also fed via a fifth Joule-Thompson valve JT5 directly into the second separation stage SEP2.2, so that in this second separation stage from the mixture of feeds, a first liquid natural gas stream LNS1 as liquefied natural gas end product LNS deposits for storage in the LGS deposit.
  • the gaseous fraction of this separation in the second separation stage SEP2.2 is the sixth gaseous natural gas flow VNS6, which is used in countercurrent to the cooling of the heat exchanger WT3, WT2, WT1.
  • FIG. 3 shows the composition of the hardware components of the second heat exchanger WT2, third heat exchanger WT3 and first separator SEP1 a little closer.
  • the third gaseous natural gas flow VNS3 enters the second heat exchanger WT2 and then cooled in the first separator SEP1 where it divides into a second liquid natural gas stream LNS2 and an eighth gaseous natural gas stream VNS8.
  • the eighth gaseous natural gas flow VNS8 gives additional heat to the downstream third heat exchanger WT3 that the two heat exchangers WT3, WT2 from countercurrent flowing gaseous natural gas of the sixth gas natural gas flow VNS6 from.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erdgasverflüssigung, bei dem Gas mit Erdgas (VNG) aus einem Transport- oder Sammelsystem (VGS) zumindest teilweise verflüssigt und einem Sammelsystem (LGS) für flüssiges Erdgas (LNG) zugeführt wird. Für eine hohe Effizienz und einfache Installation wird ein Verfahren mit den folgenden Schritten vorgeschlagen: - Zusammenführen von einem ersten Erdgasstrom (VNS1) aus dem Sammelsystem (VGS) mit einem sechsten Erdgasstrom (VNS6) zu einem zweiten gasförmigen Erdgasstrom (VNS2), - Abkühlen des zweiten Erdgasstroms (VNS2) unter Aufheizung des sechsten Erdgasstroms (VNS6), - Aufteilen des zweiten Erdgasstroms (VNS2) in einen vierten Erdgasstrom (VNS4) und einen gasförmigen Erdgasstrom (VNS3), - Abkühlen des dritten Erdgasstroms (VNS3) unter Aufheizung des sechsten gasförmigen Erdgasstroms (VNS6), - Aufteilen des dritten Erdgasstroms (VNS3) in einen gasförmigen achten Erdgasstrom (VNS8) und einen flüssigen zweiten Erdgasstrom (LNS2), - Entspannen des vierten Erdgasstroms (VNS4) mittels eines Expanders (EXP), - Aufteilen des vierten Erdgasstroms (VNS4) mittels eines Separationssystems (SEP) in mindestens einen ersten flüssigen Erdgasstrom (LNS1) und mindestens den sechsten gasförmigen Erdgasstrom (VNS6), - Einleitung des ersten flüssigen Erdgasstroms (LNS1) in das Sammelsystem (LGS), wobei der sechste gasförmige Erdgasstrom (VNS6) die Schritte in der Reihenfolge 7, 2 durchströmt, stromabwärts mittels eines Verdichters (CO) verdichtet wird und in Schritt 1 eintritt.

Description

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

Claims (5)

  1. Verfahren zur Erdgasverflüssigung,
    bei dem Gas mit Erdgas (VNG) aus einem Transport- oder Sammelsystem (VGS) zumindest teilweise verflüssigt und einem Sammelsystem (LGS) für flüssiges Erdgas (LNG) zugeführt wird,
    gekennzeichnet durch die folgenden Schritte:
    - Zusammenführen mittels einer Weiche (SW1) von einem ersten gasförmigen Erdgasstrom (VNS1) aus dem Sammelsystem (VGS) mit einem sechsten gasförmigen Erdgasstrom (VNS6) zu einem zweiten gasförmigen Erdgasstrom (VNS2),
    - Abkühlen des zweiten gasförmigen Erdgasstroms (VNS2) mittels eines ersten Wärmetauschers (WT1) unter Aufheizung des sechsten gasförmigen Erdgasstroms (VNS6),
    - Aufteilen des zweiten gasförmigen Erdgasstroms (VNS2) in einen vierten gasförmigen Erdgasstrom (VNS4) und einen dritten gasförmigen Erdgasstrom (VNS3) mittels einer zweiten Weiche (SW2),
    - Abkühlen des dritten gasförmigen Erdgasstroms (VNS3) mittels eines zweiten Wärmetauschers (WT2) unter Aufheizung des sechsten gasförmigen Erdgasstroms (VNS6),
    - Aufteilen des dritten gasförmigen Erdgasstroms (VNS3) mittels eines Separatorsystems (SEP) in einen gasförmigen achten Erdgasstrom (VNS8) und einen flüssigen zweiten Erdgasstrom (LNS2),
    - Entspannen des vierten gasförmigen Erdgasstroms (VNS4) mittels eines Expanders (EXP),
    - Aufteilen des vierten gasförmigen Erdgasstroms (VNS4) mittels eines Separationssystems (SEP) in mindestens einen ersten flüssigen Erdgasstrom (LNS1) und mindestens den sechsten gasförmigen Erdgasstrom (VNS6),
    - Einleitung des ersten flüssigen Erdgasstroms (LNS1) in das Sammelsystem (LGS),
    wobei der sechste gasförmige Erdgasstrom (VNS6) die Schritte in der Reihenfolge 7, 2 durchströmt, stromabwärts mittels eines Verdichters (CO) verdichtet wird und in Schritt 1 eintritt.
  2. Verfahren nach Anspruch 1,
    wobei der Expander (EXP) technische Arbeit erzeugt, die zumindest teilweise zum Antrieb des Verdichters (CO) verwendet wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 2,
    wobei der Verdichter (CO) mehrere Stufen umfasst und mindestens eine Zwischenkühlung (INT) aufweist zwischen zwei Stufen des Verdichters.
  4. Verfahren nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche,
    wobei für den Verdichter (CO) ein gesonderter Antrieb (M) vorgesehen ist.
  5. Verfahren nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 4,
    wobei der dritte gasförmige Erdgasstrom (VNS3) nach Austritt aus dem zweiten Wärmetauscher (WT2) in einen ersten Separator (SEP1) eingeleitet wird und sich in einen flüssigen zweiten Erdgasstrom (LNS2) und einen gasförmigen achten Erdgasstrom (VNS8) aufteilt.
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