EP2796763A1 - Verfahren und Anlage zur Bereitstellung eines konditionierten Brenngases - Google Patents

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EP2796763A1
EP2796763A1 EP20130002195 EP13002195A EP2796763A1 EP 2796763 A1 EP2796763 A1 EP 2796763A1 EP 20130002195 EP20130002195 EP 20130002195 EP 13002195 A EP13002195 A EP 13002195A EP 2796763 A1 EP2796763 A1 EP 2796763A1
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EP
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stream
natural gas
nitrogen
pressure
condensation unit
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Withdrawn
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EP20130002195
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French (fr)
Inventor
Stefan Lochner
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Linde GmbH
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Linde GmbH
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Publication date
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    • F17C2270/0136—Terminals

Definitions

  • the invention relates to a method for providing a fuel gas conditioned to a given calorific value and to a system configured for carrying out a corresponding method.
  • Natural gas is not standardized with regard to its components, but predominantly contains methane. This defines the boiling point of liquefied natural gas, which is at about -160 ° C at atmospheric pressure.
  • Gases and gas mixtures used for conditioning are specified, for example, in DVGW Code of Practice G 260 (2008).
  • nitrogen can be mixed with a corresponding gas mixture without quantitative restriction to reduce the calorific value.
  • LNG is stored in LNG tanks to ensure continuous availability.
  • the liquefied natural gas is then usually evaporated and brought to a desired pipeline pressure (so-called reboiling).
  • the present invention proposes a method for providing a fuel gas conditioned to a given calorific value and an apparatus arranged for carrying out a corresponding method with the features of the independent patent claims.
  • Preferred embodiments are subject of the dependent claims and the following description.
  • Boiloffgas is composed of the air, which superimposes the natural gas in the liquefied natural gas tanks, and the evaporated natural gas. Without suitable countermeasures, the boilow gas in the liquefied natural gas tanks would lead to an overpressure that would eventually exceed the design limits of the liquefied natural gas tanks.
  • the Boiloffgas can therefore be blown off or flared, for example, in the atmosphere, but this is by nature not very efficient and also harmful to the environment.
  • the methane contained in natural gas is attributed a high climatic impact.
  • the boilow gas can also be compressed to a pipeline or process pressure, for example, and fed to a corresponding pipeline or process. However, this is often not satisfactory, because very energy-consuming.
  • the liquefied natural gas stream with the recondensed natural gas is then optionally further increased in pressure, evaporated in total and fed into a corresponding pipeline.
  • a corresponding method is advantageous because the entire natural gas, including the Boiloffgases, can be used.
  • Known methods of the previously described type comprise, the liquefied natural gas stream which is taken from the possigigerdgastank, first by means of a pump, which may be arranged for example in the liquefied natural gas tank to bring to a pressure of for example 6 to 10 bar and the thus pressure increased Liquefieddgasstrom in the condensation unit feed.
  • the liquefied natural gas is thus present in the condensation unit in the supercooled state, so that the liquefied natural gas there, as mentioned, condenses out (“recondensed").
  • the liquid stream withdrawn from the condensation unit is then optionally further increased in pressure, as indicated, and after evaporation in an evaporation unit at a pressure of for example 50 to 80 bar, fed into a pipeline or made available to a process.
  • Conventional conditioning methods include feeding the nitrogen used, for example, for conditioning at the mentioned high pressure of 50 to 80 bar. This requires a gaseous compression of the nitrogen used, but this is very complex due to the required compressors and the amount of energy to be applied. The costs to be incurred for the required compressors amount to several million euros.
  • the invention suggests that for conditioning, i. for providing the fuel gas conditioned to a given calorific value, into the condensation unit a nitrogen-containing stream is fed.
  • the feed takes place in an amount which is set on the basis of the given calorific value.
  • the nitrogen-containing stream is further cooled before being fed to the condensation unit.
  • the present invention differs from known methods in that the nitrogen used for conditioning is already fed into the condensation unit, in which a considerable proportion of the natural gas is present in liquefied and supercooled state.
  • a "nitrogen-containing stream” is understood as meaning a stream which contains at least 75%, in particular at least 90% nitrogen.
  • nitrogen can be used in any amount for conditioning, whereas, for example, the addition of oxygen is subject to certain limits, but is also possible to a lesser extent. Further details can be found in the DVGW Worksheet G260 mentioned at the beginning. Under certain circumstances, therefore, no pure nitrogen is required for the process according to the invention, which results in further cost advantages.
  • a so-called “impure nitrogen” for example from an air separation plant, can be used, as long as the specifications regarding the limit values of the corresponding components during conditioning can be adhered to.
  • the nitrogen-containing stream is used in cooled form.
  • the nitrogen-containing stream is used in cooled form.
  • the nitrogen used can therefore be provided initially at ambient temperature.
  • known nitrogen generators can be used.
  • liquid nitrogen may be fed into the condensing unit in a proportion that helps to control the refrigeration regime in the condensing unit.
  • known methods can be used.
  • the stream containing nitrogen can be fed with suitable pressure and temperature in the heat exchanger used for this purpose, so that the nitrogen liquefies in or after the heat exchanger accordingly .
  • it can also be provided to provide the stream containing the nitrogen already in liquid form by means of a corresponding method, for example by means of an air separation plant. This may also be fed to the nitrogen-containing stream and / or fed separately therefrom into the condensation unit.
  • the liquefied natural gas stream is advantageously increased in pressure before it is fed into the condensation unit to a pressure of 4 to 12 bar, in particular to a pressure of 6 to 10 bar, for which purpose suitable liquid pumps can be used.
  • Corresponding pumps can, as will be shown in more detail below with reference to the figures, also be arranged within a corresponding liquid natural gas tank.
  • the mentioned gas stream which contains the natural gas vaporized in the liquefied natural gas tank (the so-called boiloff gas) is also pressure-increased before feeding into the condensation unit to a corresponding pressure, ie a pressure of for example 4 to 12 bar, in particular 6 to 10 bar.
  • the above-explained pressures are set such that the Liquefied natural gas is present in the condensation unit in the supercooled state, so that the supplied gas stream condenses in the condensation unit (back).
  • the liquefied natural gas may be pressurized to an appropriate pipeline system prior to delivery.
  • Typical pressures include, for example, a pressure of 40 to 100 bar, in particular a pressure of 50 to 80 bar.
  • the liquid stream from the condensation unit is pressure-elevated to a suitable pressure which, together with the evaporation, leads to the corresponding pipeline pressure.
  • the liquid stream is particularly suitable as a heat carrier for cooling the nitrogen or nitrogen-containing stream, which is also fed into the condensation unit.
  • a system which is set up to provide a fuel gas conditioned to a given calorific value, and which is advantageously set up to carry out a method as explained above, is likewise provided by the invention.
  • a plant comprises a liquefied natural gas tank, a condensation unit and an evaporation unit.
  • the system comprises means which are adapted to withdraw from the liquefied natural gas tank a liquefied natural gas stream and a gas stream containing vaporized natural gas and to feed it under elevated pressure into the condensation unit.
  • means are provided which are adapted to withdraw a liquid stream from the condensation unit, to increase this pressure and feed it into the evaporation unit.
  • the condensation unit is in this case designed to at least partially reconstitute the evaporated natural gas from the gas stream containing the vaporized natural gas into the liquid natural gas stream and thereby to provide the liquid stream.
  • the evaporation unit is in turn designed to evaporate the liquid stream.
  • the system has means which are designed to also feed into the condensation unit a cooled, nitrogen-containing stream in an amount which can be set on the basis of the predetermined calorific value.
  • the plant according to the invention is designed for refueling by means of a tanker. Furthermore, means are advantageously provided by which a corresponding system for dispensing the vaporized in the evaporation unit liquid stream is formed. These represent, for example, transfer points into a pipeline network.
  • a plant according to the invention is particularly advantageous if it has means which are set up in the form of a control unit for adjusting the amount of the stream containing the liquid nitrogen.
  • FIG. 1 a non-inventive plant for the re-evaporation of liquefied natural gas is shown schematically and designated 110 in total.
  • the system 110 has a liquefied natural gas tank 1.
  • the liquefied natural gas tank 1 may have means not shown in detail, by means of which it can be connected to a tanker 20 (shown schematically in plan view).
  • a liquefied natural gas stream a is fed from the tanker 20.
  • the liquefied natural gas is present in the liquefied natural gas tank 1 in an amount 1b. Due to unavoidable heat input into the liquefied natural gas tank 1, there is a continuous, slight evaporation of the liquefied natural gas 1 b in the liquefied natural gas tank 1.
  • a so-formed Boiloff gas formed thereby accumulates in a headspace 1 c of the liquefied natural gas tank 1. As explained, without additional measures, a pressure of the boiloff gas present in the head space 1 c would over time exceed a design pressure of the liquefied natural gas tank 1.
  • the boilow gas that is to say a gas stream c containing the vaporized natural gas, can therefore be withdrawn from the head space 1 c of the liquefied natural gas tank 1.
  • part of the boiloff gas can be returned as stream e to the tanker 20.
  • part of the boiloff gas is compressed as stream d by means of a compressor 3, for example a piston compressor, and fed into a condensation unit 4.
  • a compressor 3 for example a piston compressor
  • the liquefied natural gas is for this purpose by means of a suitable pump 2, which may be arranged for example within the possigigerdgastanks 1, pressure increases.
  • a suitable pump 2 which may be arranged for example within the sossigigerdgastanks 1, pressure increases.
  • the liquefied natural gas is in the supercooled state, so that the natural gas recombines from the stream d and separates out at the bottom of the condensation unit 4 together with the liquefied natural gas.
  • the condensation unit 4 may be formed in a conventional manner.
  • Conventional condensation units 4 are, for example, columns which are provided with suitable column internals, for example sieve trays or suitable packings.
  • the evaporator 6 is operated by means of a coolant circuit.
  • a coolant is called Stream g led into the coolant circuit.
  • the coolant circuit may comprise, for example, a heat exchanger 7 for heating the stream g by means of ambient air, a separator 8 and a pump 9.
  • SCV submerged combustion evaporator
  • a feed of coolant can take place in the form of a flow h.
  • a transfer device 30 can be provided, which is set up to feed the stream i into a pipeline network.
  • a control unit 40 is shown schematically and provided for example for setting pressures, temperatures and the like.
  • FIG. 2 a system according to an embodiment of the invention is shown schematically and designated 100 in total.
  • the system 100 according to the invention differs from the system 110 explained above FIG. 1 essentially in that means, designated here as a whole by 10, are provided, by means of which a cooled, nitrogen-containing stream I can be fed into the condensation unit 4.
  • the means 10 comprise in the example shown a nitrogen generator 11, which may be formed in a known manner, and which may for example also be an air separation plant.
  • a nitrogen-containing stream k is provided, which may already be pre-cooled, compacted, etc.
  • the current k can be divided into two partial currents I and m.
  • Relevant for the feed into the condensation unit 4 is the partial flow I, which is guided in the example shown by a heat exchanger 12.
  • the partial flow I can be cooled by means of a partial flow n of the liquid flow f from the condensation unit 4.
  • the proportion of the guided through the heat exchanger 12 current n can by means not shown valves after According to the control unit 40 can be adjusted. It can also be provided to guide the complete liquid flow f through the heat exchanger 12.
  • a correspondingly cooled, nitrogen-containing stream 1, which may also be partially liquefied, is fed into the condensation unit 4.
  • it can also be provided to feed a completely liquid nitrogen stream into the condensation unit 4 in addition to or as an alternative to the stream I.

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Abstract

Es wird ein Verfahren zur Bereitstellung eines auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases vorgeschlagen, bei dem aus einem Flüssigerdgas enthaltenden Flüssigerdgastank (1) zumindest ein Flüssigerdgasstrom (b) und ein verdampftes Erdgas enthaltender Gasstrom (d) abgezogen und unter erhöhtem Druck in eine Kondensationseinheit (4) eingespeist werden, in der das verdampfte Erdgas in dem Gasstrom (d) zumindest teilweise in den Flüssigerdgasstrom (b) rückkondensiert wird, und wobei aus der Kondensationseinheit (4) ein flüssiger Strom (f) abgezogen, druckerhöht und in einer Verdampfungseinheit (6) verdampft wird. Es ist vorgesehen, in die Kondensationseinheit (4) einen abgekühlten, Stickstoff enthaltenden Strom (I) in einer Menge einzuspeisen, die auf Grundlage des vorgegebenen Heizwerts eingestellt wird. Eine Anlage (100), die zur Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens eingerichtet ist, ist ebenfalls Gegenstand der Erfindung.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bereitstellung eines auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases und eine zur Durchführung eines entsprechenden Verfahrens eingerichtete Anlage.
    • Stand der Technik
  • In den vergangenen Jahrzehnten hat sich Erdgas weltweit als drittwichtigster Primärenergieträger nach Erdöl und Kohle etabliert. 2004 betrug der Anteil von Erdgas am weltweiten Primärenergiebedarf rund 21%. Zahlreiche Studien prognostizieren Erdgas zukünftig ein deutliches Wachstum im Vergleich zu anderen Energieträgern. Der Langstreckentransport von Erdgas erfolgt zunehmend in verflüssigter Form als Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG), weil es in diesem Aggregatzustand nur ein Sechshundertstel seines Ausgangsvolumens einnimmt. Die Verflüssigung erfolgt beispielsweise in Offshoreanlagen, der Transport in Tankschiffen.
  • Erdgas ist hinsichtlich seiner Komponenten nicht standardisiert, weist jedoch überwiegend Methan auf. Dieses definiert den Siedepunkt von Flüssigerdgas, der bei ca. -160 °C bei Atmosphärendruck liegt.
  • Wie beispielsweise dem Artikel "Natural Gas" in Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry (Version 2006, doi: 10.1002/14356007.a17_073.pub2) zu entnehmen, erzeugen Erdgase unterschiedlicher Zusammensetzung, wenn sie bei identischem Druck verbrannt werden, die gleiche Wärmemenge pro Zeiteinheit, sofern der Quotient aus ihrem Heizwert und der Quadratwurzel der relativen Dichte (die sogenannte Wobbezahl, auch als Wobbeindex bezeichnet) gleich sind.
  • Da üblicherweise verwendete Gasbrenner i.d.R. nur bestimmte Heizwertabweichungen des verwendeten Brenngases tolerieren, werden diese für bestimmte Wobbezahlen oder Wobbezahlbereiche spezifiziert. Um diese einzuhalten, und um beispielsweise in Gasnetzen eine einheitliche Abrechnungsgrundlage zu schaffen, wird Erdgas vor der Bereitstellung an die Endverbraucher entsprechend konditioniert, d.h. mit anderen brennbaren oder nicht brennbaren Gasen vermischt. Die Konditionierung wird im Englischen als "Blending" bezeichnet.
  • Zur Konditionierung verwendete Gase und Gasgemische sind beispielsweise im DVGW-Arbeitsblatt G 260 (2008) angegeben. Insbesondere Stickstoff kann einem entsprechenden Gasgemisch ohne mengenmäßige Beschränkung zur Herabsetzung des Heizwerts beigemischt werden.
  • Nach dem Transport in Tankschiffen wird das Flüssigerdgas in Flüssigerdgastanks eingelagert, um eine kontinuierliche Verfügbarkeit sicherzustellen. Vor der Überführung in ein Pipelinesystem wird das Flüssigerdgas anschließend üblicherweise verdampft und auf einen gewünschten Pipelinedruck gebracht (sogenannte Rückverdampfung).
  • Insbesondere bei der Konditionierung im Rahmen der Rückverdampfung ergeben sich in herkömmlichen Verfahren Nachteile, die die vorliegende Erfindung überwinden will.
    • Offenbarung der Erfindung
  • Vor diesem Hintergrund schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Bereitstellung eines auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases und eine zur Durchführung eines entsprechenden Verfahrens eingerichtete Anlage mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche vor. Bevorzugte Ausgestaltungen sind Gegenstand der abhängigen Patentansprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
    • Vorteile der Erfindung
  • Wie eingangs erläutert, erfolgt der Transport von Erdgas zunehmend in Form von Flüssigerdgas, das nach dem Transport in Flüssigerdgastanks eingelagert wird. Aufgrund nicht vollständig vermeidbarer Wärmeeinträge in die Flüssigerdgastanks verdampft kontinuierlich ein Teil des Flüssigerdgases, wobei sich sogenanntes Boiloffgas (BOG) bildet. Das Boiloffgas setzt sich aus der Luft, die in den Flüssigerdgastanks das Erdgas überlagert, und dem verdampften Erdgas zusammen. Ohne geeignete Gegenmaßnahmen würde das Boiloffgas in den Flüssigerdgastanks zu einem Überdruck führen, der schließlich die Auslegungsgrenzen der Flüssigerdgastanks überschreiten würde.
  • Das Boiloffgas kann daher beispielsweise in die Atmosphäre abgeblasen oder abgefackelt werden, was jedoch naturgemäß wenig effizient und zudem umweltschädlich ist. Dem im Erdgas enthaltenen Methan wird eine hohe Klimawirksamkeit zugeschrieben. Das Boiloffgas kann auch beispielsweise auf einen Pipeline- oder Prozessdruck verdichtet und einer entsprechenden Pipeline oder einem entsprechenden Prozess zugeführt werden. Auch dies ist jedoch häufig nicht zufriedenstellend, weil sehr energieaufwendig.
  • Es ist auch bekannt, das Boiloffgas in das Flüssigerdgas, das den Flüssigerdgastanks entnommen und, beispielsweise mittels Boosterpumpen, druckerhöht wird, rückzukondensieren. Dies erfolgt in Kondensationseinheiten, sogenannten Recondensern. Mit anderen Worten wird also aus dem Flüssigerdgastank zumindest ein Flüssigerdgasstrom und ein das verdampfte Erdgas enthaltender Gasstrom (das Boiloffgas) abgezogen und unter erhöhtem Druck in eine Kondensationseinheit (den Recondenser) eingespeist, in dem das verdampfte Erdgas aus dem das verdampfte Erdgas enthaltenden Gasstrom zumindest teilweise in den Flüssigerdgasstrom rückkondensiert wird.
  • Der Flüssigerdgasstrom mit dem rückkondensierten Erdgas wird anschließend ggf. weiter druckerhöht, insgesamt verdampft und in eine entsprechende Pipeline eingespeist. Ein entsprechendes Verfahren ist vorteilhaft, weil das gesamte Erdgas, einschließlich des Boiloffgases, genutzt werden kann.
  • Bekannte Verfahren der zuvor erläuterten Art umfassen, den Flüssigerdgasstrom, der dem Flüssigerdgastank entnommen wird, zunächst mittels einer Pumpe, die beispielsweise in dem Flüssigerdgastank angeordnet sein kann, auf einen Druck von beispielsweise 6 bis 10 bar zu bringen und den derart druckerhöhten Flüssigerdgasstrom in die Kondensationseinheit einzuspeisen. Das Flüssigerdgas liegt damit in der Kondensationseinheit in unterkühltem Zustand vor, so dass das Flüssigerdgas dort, wie erwähnt, auskondensiert ("rückkondensiert"). In herkömmlichen Verfahren wird der aus der Kondensationseinheit entnommene flüssige Strom anschließend, wie erwähnt, ggf. weiter druckerhöht und nach dem Verdampfen in einer Verdampfungseinheit mit einem Druck von beispielsweise 50 bis 80 bar in eine Pipeline eingespeist oder einem Prozess zur Verfügung gestellt.
  • Herkömmliche Konditionierungsverfahren umfassen, den beispielsweise zur Konditionierung verwendeten Stickstoff bei dem erwähnten hohen Druck von 50 bis 80 bar zuzuspeisen. Dies erfordert eine gasförmige Verdichtung des verwendeten Stickstoffs, was jedoch aufgrund der hierzu erforderlichen Verdichter und der aufzubringenden Energiemengen sehr aufwändig ist. Die für die erforderlichen Verdichter aufzubringenden Kosten betragen mehrere Millionen Euro.
  • Die Erfindung schlägt demgegenüber vor, dass zur Konditionierung, d.h. zur Bereitstellung des auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases, in die Kondensationseinheit ein Stickstoff enthaltender Strom eingespeist wird. Die Einspeisung erfolgt dabei in einer Menge, die auf Grundlage des vorgegebenen Heizwerts eingestellt wird. Der Stickstoff enthaltende Strom wird ferner vor der Einspeisung in die Kondensationseinheit abgekühlt.
  • Die vorliegende Erfindung unterscheidet sich damit von bekannten Verfahren dadurch, dass der zur Konditionierung verwendete Stickstoff bereits in die Kondensationseinheit eingespeist wird, in der ein beträchtlicher Anteil des Erdgases in verflüssigtem und unterkühltem Zustand vorliegt.
  • Unter einem "Stickstoff enthaltenden Strom" wird im Rahmen der vorliegenden Anmeldung ein Strom verstanden, der zumindest 75%, insbesondere zumindest 90% Stickstoff enthält. Wie bereits eingangs erläutert, kann Stickstoff in beliebiger Menge zur Konditionierung verwendet werden, wohingegen beispielsweise die Zugabe von Sauerstoff bestimmten Grenzen unterliegt, jedoch ebenfalls in geringerem Umfang möglich ist. Näheres kann dem eingangs erwähnten DVGW-Arbeitsblatt G260 entnommen werden. Unter Umständen ist für das erfindungsgemäße Verfahren also kein Reinstickstoff erforderlich, was weitere Kostenvorteile ergibt. Beispielsweise kann als der den Stickstoff enthaltende Strom ein sogenannter "Unreinstickstoff", beispielsweise aus einer Luftzerlegungsanlage, verwendet werden, solange hierdurch die Vorgaben bzgl. der Grenzwerte der entsprechenden Komponenten bei der Konditionierung eingehalten werden können.
  • Wie bereits erläutert, wird erfindungsgemäß der Stickstoff enthaltende Strom in abgekühlter Form verwendet. Vorteilhafterweise wird der den Stickstoff enthaltende
  • Strom dabei zumindest teilweise gegen den flüssigen Strom abgekühlt. Dies ermöglicht eine besonders vorteilhafte Rückgewinnung der bei der Verflüssigung des Flüssigerdgases aufgewandten Energie und damit eine zusätzliche Einsparung gegenüber bekannten Verfahren. Ferner reduziert sich die aufzuwendende Energie bei der Rückverdampfung. Der verwendete Stickstoff kann daher auch zunächst bei Umgebungstemperatur bereitgestellt werden. Hierzu können bekannte Stickstoffgeneratoren zum Einsatz kommen.
  • Im Rahmen des erfindungsgemäßen Verfahrens kann auch vorgesehen sein, den Stickstoff enthaltenden Strom zumindest teilweise flüssig in die Kondensationseinheit einzuspeisen, soweit dies erwünscht und wirtschaftlich sinnvoll ist. Flüssiger Stickstoff kann beispielsweise in einem Anteil in die Kondensationseinheit eingespeist werden, die dazu beiträgt, den Kältehaushalt in der Kondensationseinheit zu regeln. Zur Bereitstellung des den Stickstoff enthaltenden Stroms in zumindest teilweise flüssiger Form können bekannte Verfahren eingesetzt werden. Wird ein Stickstoff enthaltender Strom, wie zuvor erläutert, zumindest teilweise gegen den flüssigen Strom abgekühlt, kann der den Stickstoff enthaltende Strom mit geeignetem Druck und geeigneter Temperatur in den hierzu verwendeten Wärmetauscher eingespeist werden, so dass sich der Stickstoff in oder nach dem Wärmetauscher entsprechend verflüssigt. Alternativ dazu kann auch vorgesehen sein, den den Stickstoff enthaltenden Strom bereits in flüssiger Form mittels eines entsprechenden Verfahrens bereitzustellen, beispielsweise mittels einer Luftzerlegungsanlage. Dieser kann auch zu dem Stickstoff enthaltenden Strom zugespeist und/oder getrennt hiervon in die Kondensationseinheit eingespeist werden.
  • Wie bereits eingangs erläutert, wird der Flüssigerdgasstrom vorteilhafterweise vor dem Einspeisen in die Kondensationseinheit auf einen Druck von 4 bis 12 bar, insbesondere auf einen Druck von 6 bis 10 bar druckerhöht, wozu geeignete Flüssigkeitspumpen zum Einsatz kommen können. Entsprechende Pumpen können, wie nachfolgend unter Bezugnahme auf die Figuren noch näher gezeigt, auch innerhalb eines entsprechenden Flüssigerdgastanks angeordnet sein. Der erwähnte Gasstrom, der das in dem Flüssigerdgastank verdampfte Erdgas enthält (das sogennante Boiloffgas) wird vor dem Einspeisen in die Kondensationseinheit ebenfalls auf einen entsprechenden Druck, d.h. einen Druck von beispielsweise 4 bis 12 bar, insbesondere von 6 bis 10 bar, druckerhöht. Die zuvor erläuterten Drücke werden derart eingestellt, dass das Flüssigerdgas in der Kondensationseinheit in unterkühltem Zustand vorliegt, so dass der zugespeiste Gasstrom in der Kondensationseinheit (rück)kondensiert.
  • Das Flüssigerdgas kann vor der Abgabe in ein entsprechendes Pipelinesystem auf beliebigen Druck gebracht werden. Typische Drücke umfassen beispielsweise einen Druck von 40 bis 100 bar, insbesondere einen Druck von 50 bis 80 bar. Hierzu wird der flüssige Strom aus der Kondensationseinheit auf einen geeigneten Druck druckerhöht, der zusammen mit der Verdampfung zu dem entsprechenden Pipelinedruck führt. Bei entsprechenden Drücken eignet sich der flüssige Strom in besonderer Weise als Wärmeträger zum Abkühlen des Stickstoffs bzw. des Stickstoff enthaltenden Stroms, der ebenfalls in die Kondensationseinheit eingespeist wird.
  • Wie bereits teilweise erläutert, kann es insbesondere günstig sein, den Stickstoff enthaltenden Strom und/oder den Flüssigerdgasstrom in unterkühltem Zustand in die Kondensationseinheit einzuspeisen.
  • Eine Anlage, die zur Bereitstellung eines auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases eingerichtet ist, und die vorteilhafterweise zur Durchführung eines Verfahrens wie zuvor erläutert eingerichtet ist, ist ebenfalls Gegenstand der Erfindung. Eine derartige Anlage weist einen Flüssigerdgastank, eine Kondensationseinheit und eine Verdampfungseinheit auf. Ferner umfasst die Anlage Mittel, die dazu ausgebildet sind, aus dem Flüssigerdgastank einen Flüssigerdgasstrom und einen verdampftes Erdgas enthaltenden Gasstrom abzuziehen und unter erhöhtem Druck in die Kondensationseinheit einzuspeisen. Zusätzlich sind Mittel vorgesehen, die dazu ausgebildet sind, aus der Kondensationseinheit einen flüssigen Strom abzuziehen, diesen druckzuerhöhen und in die Verdampfungseinheit einzuspeisen. Die Kondensationseinheit ist hierbei dazu ausgebildet, das verdampfte Erdgas aus dem das verdampfte Erdgas enthaltenden Gasstrom zumindest teilweise in den Flüssigerdgasstrom rückzukondensieren und hierdurch den flüssigen Strom bereitzustellen. Die Verdampfungseinheit ist ihrerseits dazu ausgebildet, den flüssigen Strom zu verdampfen. Erfindungsgemäß weist die Anlage Mittel auf, die dazu ausgebildet sind, in die Kondensationseinheit ferner einen abgekühlten, Stickstoff enthaltenden Strom in einer Menge einzuspeisen, die auf Grundlage des vorgegebenen Heizwerts einstellbar ist.
  • Insbesondere ist die erfindungsgemäße Anlage zur Betankung mittels eines Tankschiffs ausgebildet. Ferner sind vorteilhafterweise Mittel vorgesehen, durch die eine entsprechende Anlage zur Abgabe des in der Verdampfungseinheit verdampften flüssigen Stroms ausgebildet ist. Diese stellen beispielsweise Übergabestellen in ein Pipelinenetz dar. Besonders vorteilhaft ist eine erfindungsgemäße Anlage, wenn diese Mittel aufweist, die in Form einer Steuereinheit zum Einstellen der Menge des den flüssigen Stickstoff enthaltenden Stroms eingerichtet sind.
  • Die Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen erläutert, die eine bevorzugte Ausführungsform der Erfindung gegenüber dem Stand der Technik veranschaulichen.
    • Kurze Beschreibung der Zeichnungen
    • Figur 1 zeigt eine nicht erfindungsgemäße Anlage zum Rückverdampfen von Flüssigerdgas mit einer Kondensationseinheit.
    • Figur 2 zeigt eine Anlage gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in schematischer Darstellung.
  • In den Figuren sind einander entsprechende Elemente mit identischen Bezugszeichen angegeben. Auf eine wiederholte Erläuterung wird der Übersichtlichkeit halber verzichtet.
    • Ausführungsformen der Erfindung
  • In Figur 1 ist eine nicht erfindungsgemäße Anlage zum Rückverdampfen von Flüssigerdgas schematisch dargestellt und insgesamt mit 110 bezeichnet. Die Anlage 110 weist einen Flüssigerdgastank 1 auf. Der Flüssigerdgastank 1 kann über nicht im Detail dargestellte Mittel verfügen, mittels derer dieser an ein Tankschiff 20 (schematisch in Draufsicht gezeigt) anbindbar ist.
  • In bekannten Tank- bzw. Rückverdampfungsanlagen (Erdgasterminals) sind üblicherweise mehrerer derartiger Flüssigerdgastanks 1 vorgesehen, die der Übersichtlichkeit halber nicht gezeigt sind. Die mehreren Flüssigerdgastanks 1 können dabei wie nachfolgend erläutert an eine Kondensationseinheit 4 angebunden sein.
  • In den oder die Flüssigerdgastanks 1 wird von dem Tankschiff 20 ein Flüssigerdgasstrom a eingespeist. Das Flüssigerdgas liegt in dem Flüssigerdgastank 1 in einer Menge 1 b vor. Durch nicht vermeidbare Wärmeeinträge in den Flüssigerdgastank 1 kommt es zu einer kontinuierlichen, geringfügigen Verdampfung des Flüssigerdgases 1 b in dem Flüssigerdgastank 1. Ein hierdurch gebildetes, sogenanntes Boiloffgas reichert sich in einem Kopfraum 1 c des Flüssigerdgastanks 1 an. Wie erläutert, würde ohne zusätzliche Maßnahmen ein Druck des in dem Kopfraum 1 c vorliegenden Boiloffgases mit der Zeit einen Auslegungsdruck des Flüssigerdgastanks 1 überschreiten.
  • Das Boiloffgas, also ein das verdampfte Erdgas enthaltender Gasstrom c kann daher aus dem Kopfraum 1 c des Flüssigerdgastanks 1 abgezogen werden. Bei der Betankung des Flüssigerdgastanks 1 über das Tankschiff 20 kann ein Teil des Boiloffgases als Strom e in das Tankschiff 20 zurückgeführt werden. Zur Rückkondensation wird ein Teil des Boiloffgases als Strom d mittels eines Verdichters 3, beispielsweise eines Kolbenverdichters, verdichtet und in eine Kondensationseinheit 4 eingespeist. Gleichzeitig wird in die Kondensationseinheit 4 Flüssigerdgas aus dem Flüssigerdgastank 1 eingespeist, in der Figur 1 als Strom b veranschaulicht. Das Flüssigerdgas wird hierzu mittels einer geeigneten Pumpe 2, die beispielsweise innerhalb des Flüssigerdgastanks 1 angeordnet sein kann, druckerhöht. Das Flüssigerdgas liegt hierdurch in unterkühltem Zustand vor, so dass das Erdgas aus dem Strom d rückkondensiert und sich am Boden der Kondensationseinheit 4 zusammen mit dem Flüssigerdgas abscheidet.
  • Die Kondensationseinheit 4 kann in üblicher Weise ausgebildet sein. Bei gängigen Kondensationseinheiten 4 handelt es sich beispielsweise um Säulen, die mit geeigneten Säuleneinbauten versehen sind, beispielsweise Siebböden oder geeigneten Packungen.
  • Ein flüssiger Strom, der vom Boden der Kondensationseinheit 4 abgezogen wird, wird in einer Pumpe 5 druckerhöht und als Strom f einem Verdampfer 6 zugeführt. Der Verdampfer 6 wird mittels eines Kühlmittelkreislaufs betrieben. Ein Kühlmittel wird als Strom g in den Kühlmittelkreislauf geführt. Der Kühlmittelkreislauf kann beispielsweise einen Wärmetauscher 7 zum Erwärmen des Stroms g mittels Umgebunsluft, einen Abscheider 8 und eine Pumpe 9 aufweisen. Zur Rückverdampfung können beliebige andere Verdampfer, beispielsweise untergetauchte Verbrennungsverdampfer (SCV) und/oder sogenannte Open Rack-Verdampfer eingesetzt werden. Eine Zuspeisung von Kühlmittel kann in Form eines Stroms h erfolgen.
  • Durch die Druckerhöhung mittels der Pumpe 5 und durch die Verdampfung mittels der Verdampfereinheit 6 kann ein entsprechender flüssiger Strom i bei einem geeigneten hohen Druck (Pipelinedruck), beispielsweise den erwähnten 50 bis 80 bar bereitgestellt werden. Eine Übergabeeinrichtung 30 kann vorgesehen sein, die dafür eingerichtet ist, den Strom i in ein Pipelinenetz einzuspeisen.
  • Eine Steuereinheit 40 ist schematisch dargestellt und beispielsweise zur Einstellung von Drücken, Temperaturen und dergleichen vorgesehen.
  • In Figur 2 ist eine Anlage gemäß einer Ausführungsform der Erfindung schematisch dargestellt und insgesamt mit 100 bezeichnet. Die erfindungsgemäße Anlage 100 unterscheidet sich von der zuvor erläuterten Anlage 110 aus Figur 1 im Wesentlichen dadurch, dass Mittel, hier insgesamt mit 10 bezeichnet, vorgesehen sind, mittels derer ein abgekühlter, Stickstoff enthaltender Strom I in die Kondensationseinheit 4 eingespeist werden kann.
  • Die Mittel 10 umfassen im dargestellten Beispiel einen Stickstoffgenerator 11, der in bekannter Weise ausgebildet sein kann, und bei dem es sich beispielsweise auch um eine Luftzerlegungsanlage handeln kann. Mittels des Stickstoffgenerators 11 wird ein Stickstoff enthaltender Strom k bereitgestellt, der bereits entsprechend vorgekühlt, verdichtet usw. sein kann. Der Strom k kann in zwei Teilströme I und m aufgeteilt werden. Relevant für die Einspeisung in die Kondensationseinheit 4 ist der Teilstrom I, der im dargestellten Beispiel durch einen Wärmetauscher 12 geführt wird.
  • In dem Wärmetauscher 12 kann der Teilstrom I mittels eines Teilstroms n des flüssigen Stroms f aus der Kondensationseinheit 4 abgekühlt werden. Der Anteil des durch den Wärmetauscher 12 geführten Stroms n kann mittels nicht dargestellter Ventile nach Maßgabe der Steuereinheit 40 eingestellt werden. Es kann auch vorgesehen sein, den kompletten flüssigen Strom f durch den Wärmetauscher 12 zu führen.
  • Ein entsprechend abgekühlter, Stickstoff enthaltender Strom 1, der auch teilweise verflüssigt vorliegen kann, wird in die Kondensationseinheit 4 eingespeist. Wie zuvor erläutert, kann auch vorgesehen sein, zusätzlich oder alternativ zu dem Strom I einen vollständig flüssigen Stickstoffstrom in die Kondensationseinheit 4 einzuspeisen.
  • Es kann auch vorgesehen sein, einen Teil m des mittels des Stickstoffgenerators 11 bereitgestellten Stickstoff enthaltenden Stroms k stromab einer Verdampfereinheit 6 zu dem verdampften Strom i zuzugeben. Hierzu sind, da der Strom i den zuvor erläuterten Druck aufweist, geeignete Druckerhöhungsmittel vorgesehen, die in der Figur 2 der Übersichtlichkeit halber nicht dargestellt sind.

Claims (14)

  1. Verfahren zur Bereitstellung eines auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases, bei dem aus einem Flüssigerdgas enthaltenden Flüssigerdgastank (1) zumindest ein Flüssigerdgasstrom (b) und ein verdampftes Erdgas enthaltender Gasstrom (d) abgezogen und unter erhöhtem Druck in eine Kondensationseinheit (4) eingespeist werden, in der das verdampfte Erdgas in dem Gasstrom (d) zumindest teilweise in den Flüssigerdgasstrom (b) rückkondensiert wird, und wobei aus der Kondensationseinheit (4) ein flüssiger Strom (f) abgezogen, druckerhöht und in einer Verdampfungseinheit (6) verdampft wird, dadurch gekennzeichnet, dass in die Kondensationseinheit (4) ferner ein abgekühlter, Stickstoff enthaltender Strom (I) in einer Menge eingespeist wird, die auf Grundlage des vorgegebenen Heizwerts eingestellt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Stickstoff enthaltende Strom (I) zumindest 75%, insbesondere zumindest 90% Stickstoff enthält.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem der Stickstoff enthaltende Strom (I) zumindest teilweise gegen den flüssigen Strom (f) abgekühlt wird.
  4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Stickstoff enthaltende Strom (I) zumindest teilweise flüssig in die Kondensationseinheit (4) eingespeist wird.
  5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Flüssigerdgasstrom (b) vor dem Einspeisen in die Kondensationseinheit (4) auf einen Druck von 4 bis 12 bar, insbesondere von 6 bis 10 bar, druckerhöht wird.
  6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Gasstrom (d) vor dem Einspeisen in die Kondensationseinheit (4) auf einen Druck von 4 bis 12 bar, insbesondere von 6 bis 10 bar, druckerhöht wird.
  7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der flüssige Strom (f) vor dem Verdampfen in der Verdampfungseinheit (6) druckerhöht wird.
  8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem aus dem flüssigen Strom (f) durch die Druckerhöhung und das Verdampfen ein gasförmiger Produktstrom (i) mit einem Druck von 40 bis 100 bar, insbesondere von 50 bis 80 bar, erzeugt wird.
  9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Stickstoff enthaltende Strom (I) und/oder der Flüssigerdgasstrom (b) in unterkühltem Zustand in die Kondensationseinheit (4) eingespeist werden.
  10. Anlage (100), die zur Bereitstellung eines auf einen vorgegebenen Heizwert konditionierten Brenngases eingerichtet ist, mit einem Flüssigerdgastank (1), einer Kondensationseinheit (4) und einer Verdampfungseinheit (6) sowie Mitteln (2, 3), die dazu ausgebildet sind, aus dem Flüssigerdgastank (1) einen Flüssigerdgasstrom (b) und einen verdampftes Erdgas enthaltenden Gasstrom (d) abzuziehen und unter erhöhtem Druck in die Kondensationseinheit (4) einzuspeisen und Mitteln (5), die dazu ausgebildet sind, aus der Kondensationseinheit (4) einen flüssigen Strom (f) abzuziehen, diesen druckzuerhöhen und in die Verdampfungseinheit (6) einzuspeisen, wobei die Kondensationseinheit (4) dazu ausgebildet ist, das verdampfte Erdgas in dem Gasstrom (d) zumindest teilweise in den Flüssigerdgasstrom (b) rückzukondensieren und hierdurch den flüssigen Strom (f) bereitzustellen und die Verdampfungseinheit (6) dazu ausgebildet ist, den flüssigen Strom (f) zu verdampfen, gekennzeichnet durch Mittel (10), die dazu ausgebildet sind, in die Kondensationseinheit (4) einen abgekühlten, Stickstoff enthaltenden Strom (I) in einer Menge einzuspeisen, die auf Grundlage des vorgegebenen Heizwerts einstellbar ist.
  11. Anlage (100) nach Anspruch 10, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 9 ausgebildet ist.
  12. Anlage (100) nach Anspruch 10 oder 11, bei der der Flüssigerdgastank (1) zur Betankung mittels eines Tankschiffs (20) ausgebildet ist.
  13. Anlage (100) nach einem der Ansprüche 10 bis 12, die ferner zur Abgabe des in der Verdampfungseinheit (6) verdampften flüssigen Stroms (i) ausgebildet ist.
  14. Anlage (100) nach einem der Ansprüche 10 bis 13, die eine Steuereinheit (40) aufweist, die zum Einstellen der Menge des Stickstoff enthaltenden Stroms (I) eingerichtet ist.
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