EP4227620A1 - Method and device for reliquifying and returning vapour gas to an lng tank - Google Patents

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EP4227620A1
EP4227620A1 EP22156041.0A EP22156041A EP4227620A1 EP 4227620 A1 EP4227620 A1 EP 4227620A1 EP 22156041 A EP22156041 A EP 22156041A EP 4227620 A1 EP4227620 A1 EP 4227620A1
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EP
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gas
pressure
bar
bog
lng tank
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Pending
Application number
EP22156041.0A
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German (de)
French (fr)
Inventor
Adrian Luzi Valär
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Burckhardt Compression AG
Original Assignee
Burckhardt Compression AG
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Publication date
Application filed by Burckhardt Compression AG filed Critical Burckhardt Compression AG
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Priority to PCT/EP2023/053266 priority patent/WO2023152267A1/en
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    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval

Definitions

  • the invention relates to the technical field of re-liquefaction of boil-off gas (BOG) from a liquefied natural gas (LNG) tank.
  • BOG boil-off gas
  • LNG liquefied natural gas
  • LPG liquefied natural gas
  • LNG liquefied natural gas
  • LNG is a colorless and transparent liquid obtained by cooling natural gas, which consists mainly of methane, to around -163°C.
  • natural gas which consists mainly of methane
  • LNG can easily vaporize with a slight rise in temperature.
  • LNG is therefore continuously vaporized naturally, thereby generating boil off gas (BOG).
  • BOG means a loss of stored LNG and thus reduces transport efficiency on an LNG tanker, for example.
  • BOG accumulates in a storage tank, there is a risk that the pressure in the storage tank will rise and the tank will be damaged.
  • BOG is re-liquefied to be returned to an LNG storage tank
  • BOG is used as an energy source combustion engine, such as a marine engine
  • it is proposed to feed BOG from an LNG tank to a DFDE engine, an X-DF engine or a ME-GI marine engine.
  • BOG is envisaged to use BOG as a refrigerant to reliquefy compressed BOG in a partial reliquefaction system (PRS).
  • PRS partial reliquefaction system
  • the system mentioned has the disadvantage that only a limited amount of BOG is available as a refrigerant and therefore only insufficiently low temperatures are reached when there is a high need for recondensation. This allows only a small portion of the BOG to be effectively reliquefied. A significant part of the compressed and cooled gas is re-introduced into the reliquefaction cycle in gaseous form and the system proves to be inefficient.
  • PRS partial reliquefaction system
  • the object is achieved by a method having the features of claim 1, or a device having the features of claim 5.
  • This method is based on the idea that the coolant used to reliquefy the BOG in step e) is only available to a limited extent and/or should be used sparingly. In the case of a separate cooling circuit with a corresponding refrigerant, typically N 2 , cooling costs energy. If BOG from the LNG tank is used as the coolant instead, a low flow rate is desirable from a storage/transport efficiency perspective, particularly if an engine does not need to be run on the natural gas fuel at the same time, or if the engine (temporarily) only has one has low fuel requirements. In contrast to this, however, the cooling liquid for cooling the compressed gas to ambient temperature, in particular water, is available in practically unlimited quantities.
  • step e) which has a low level of heat. This can be achieved by compressing the gas to a comparatively high pressure p high and cooling it by water cooling at this high pressure. If then in step d) the gas is at least partially expanded isoenthalpic before it is fed to the cooling in step e), a higher proportion of gas can be reliquefied with the available cooling capacity than if without step d) or starting from a lower pressure (for example 150 bar) would be reliquefied.
  • Preferred is a method for supplying a high-pressure gas-injected engine with gas stored in an LNG tank partially as boil-off gas (BOG, F2) and for reliquefying and recycling BOG, comprising the steps according to claim 1, wherein in step d) at least a first part of the gas from step c) to the extent of the fuel requirements of a high-pressure gas-injected engine is supplied via an outlet to the high-pressure gas-injected engine and at least a second part of the gas from step c) is expanded to the pressure p expand .
  • step d) at least a first part of the gas from step c) to the extent of the fuel requirements of a high-pressure gas-injected engine is supplied via an outlet to the high-pressure gas-injected engine and at least a second part of the gas from step c) is expanded to the pressure p expand .
  • the highly compressed gas at pressure p high can either be used to power a high pressure gas injected engine or reliquefied.
  • Natural gas is the fuel of choice, particularly on an LNG tanker, in order to limit the emission of air pollutants to a relatively low level.
  • the adjustability of the amount that is fed to the gas injection engine or into the PRS allows flexible consideration of the climatic and meteorological conditions as well as the fuel requirements of the high-pressure gas injection engine.
  • step b1 it is possible to adjust the operating mode. It has been found that at a low recondensation rate it can be efficient to simply compress to a lower pressure p low (step b1), because the BOG provides sufficient cooling capacity to cool the gas stream to be liquefied to a sufficiently low temperature level. On the other hand, compression to a high pressure at a high liquefaction rate proves to be more efficient because the additional cooling due to the expansion of the gas to be liquefied from p high to p low contributes to a higher re-liquefaction rate and thus to a more efficient overall system.
  • a method is particularly preferred in which in step 0) in operating mode i) a target value p high in the range from 200 to 300 bar is selected and/or in operating mode ii) a target value p low in the range from 100 to 199 bar is selected. Thanks to the stepless adjustability between 100 and 300 bar that is available in this way, it is possible to gain even more flexibility in the recondensation cycle.
  • a gas is provided for the cooling step in the indirect heat exchanger, which has a low level of heat. This is achieved by compressing the gas to a comparatively high pressure p high and cooling it with water at this high pressure. If then in step d) the gas at least is partially isenthalpic expanded before it is fed to the cooling in the heat exchanger, a higher proportion of gas can be reliquefied with the available cooling capacity than if without the cooling step preceding expansion, i.e. starting from a gas compressed only to a lower pressure (e.g. 150 bar). , cooled and reliquefied.
  • a gas is provided for the cooling step in the indirect heat exchanger, which has a low level of heat. This is achieved by compressing the gas to a comparatively high pressure p high and cooling it with water at this high pressure. If then in step d) the gas at least is partially isenthalpic expanded before it is fed to the cooling in the heat exchanger, a higher proportion of gas can be reliquefied with the available cooling capacity than
  • An advantage associated with the device is the efficiency gain at high flow rate of BOG, as described above at the process level.
  • Another constructive advantage can be seen in the fact that the pressure in the intermediate stage(s) does not have to be checked before the last compression stage. For example, if some of the gas were to be withdrawn and fed to the PRS through a branch line following an intermediate stage (e.g., at p low ), the pressure after that intermediate stage would typically need to be regulated with a pressure control valve (PCV). On the other hand, if the entire conveyed BOG amount is uniformly compressed to the pressure p high , a single PCV suffices, which reduces the cost of the device.
  • PCV pressure control valve
  • the highly compressed gas at pressure p high can be optionally reliquefied or used to drive a high pressure gas injection engine.
  • the adjustability of the quantity fed to the gas-injection engine or into the PRS allows the climatic and meteorological conditions as well as the fuel requirements of the high-pressure gas-injection engine (e.g. driving speed) to be flexibly taken into account.
  • the gas Due to the renewed expansion in the second expansion unit (e.g. expansion valve, expander), the gas is cooled again by Joule-Thomsen expansion.
  • the gaseous component separated by the gas-liquid separator can then be combined with the BOG taken from the storage tank and fed to the heat exchanger as coolant.
  • the liquid component is fed into the storage tank. Thanks to the arrangement described, a higher relative proportion of the BOG can preferably be reliquefied with the same amount of coolant available.
  • the first cooler is a water cooler, preferably water from the ship's cooling water system is used as coolant, so that the compressed gas can be cooled to a temperature of 35 to 45°C. Water is plentiful, especially when the device is used on a ship. Due to the cooling to the achievable temperature of 35 to 45° C. based on gas having a particularly high pressure, a lower enthalpy results already after the first cooling step compared to processes based on lower pressures.
  • the multi-stage compressor arrangement has a first compression stage, the first compression stage being set up to compress BOG (F2) from the LNG tank to a first pressure p1 between 6 and 18 bar, and the first compression stage having at least one labyrinth has sealed piston compressors.
  • BOG BOG
  • the first compression stage has at least one labyrinth-sealed piston compressor, preferably comprises exclusively labyrinth-sealed piston compressors
  • the first compression stage can have little or no lubricant operate.
  • this has the advantage that the quality of the compressed gas is not impaired by contamination with lubricant.
  • the danger that at the low temperatures of the BOG in low compression stages the lubricant (typically oil) solidifies and promotes wear of the machine parts can be avoided.
  • the multi-stage compressor arrangement of the device has a middle and a last compression stage, which are set up to compress pre-compressed gas from a first pressure p1 to pressure p high , preferably optionally to pressure p high or pressure p low , wherein the last compression stage has a bypass with a controllable valve in order to control the return flow and thus the delivery pressure after the last compression stage, wherein gas can be fed back via the bypass in such a way that the gas at the outlet has the specified target pressure value p high , preferably the specified target pressure value pressure p high or p low .
  • Such a device has the advantages already mentioned above that the efficiency of the reliquefaction can be improved for high gas conveying rates and the size of the device elements can be reduced. If the multi-stage compressor arrangement can now be operated variably thanks to the bypass with a controllable valve, or as a result a variable pressure between p low and p high can be provided at the gas outlet, further advantages result.
  • the multi-stage compressor arrangement can be set up such that the side stream for recondensation at low recondensation rates is compressed only to p low , which is more efficient for small recondensation rates.
  • the life expectancy of the devices can be improved when they are operated at only 50% of the nominal pressure for a significant part of the operating time.
  • bypass can be regulated with a controllable valve in such a way that any desired pressure can be set between 100 and 300 bar. This allows the user additional flexibility to accommodate climatic and meteorological conditions as well as fuel requirements of the engine(s).
  • the final compression stage comprises at least one piston ring sealed reciprocating compressor, preferably two piston ring sealed reciprocating compressors.
  • Piston compressors sealed with piston rings, preferably lubricated, enable the gas to be compressed to a pressure in the range of p high .
  • the device as described above may further comprise a branch line which is fluid-conducting downstream of the first compression stage and which further downstream opens into a supply line for a low-pressure gas-injected engine and/or a gas combustion unit.
  • an engine operating at low pressure such as an X-DF engine
  • p 1 an engine operating at low pressure
  • X-DF engine can be supplied with fuel that is extracted after the first stage of compression.
  • the first compression stage is sealed with little or no lubricant, because high quality fuel can then be supplied to the low-pressure gas-injected engine and/or the gas-combustion unit.
  • the invention relates to the use of the device as described above on a ship, for example a natural gas tanker, in particular a ship which is propelled by means of a high-pressure gas-injection engine.
  • a ship for example a natural gas tanker, in particular a ship which is propelled by means of a high-pressure gas-injection engine.
  • figure 1 shows schematically a fuel gas supply system according to the present invention with a device for re-liquefying and returning exhaust gas (BOG) to a liquefied natural gas (LNG) tank 3
  • Heat exchanger 20 fed to be used in indirect heat exchange as cooling fluid and then to be compressed by a multi-stage compressor assembly 10 to a high pressure p high of typically about 300 bar.
  • the multi-stage compressor arrangement 10 comprises a first compression stage with piston compressors 71 and 72 and associated coolers, a middle compression stage with piston compressor 73 and associated cooler, and a final compression stage with reciprocating compressors 74 and 75 and associated coolers.
  • the first compression stage 71, 72 is set up to compress the BOG to a pressure p1 of typically 7 bar. A portion of the BOG compressed in this way, preferably compressed without lubricant, can be fed to the low-pressure gas-injection engine 4 via the branch line 6 if required.
  • the first compression stage can be pressure-controlled by means of a bypass having a pressure control valve (not shown).
  • the multi-stage compressor assembly 10 is fluidly connected downstream to a first water cooler 50, thereby cooling the compressed gas to typically 40°C.
  • the outlet pressure of the highest compression stage consisting here of piston compressors 75 and 74 and associated water coolers, is regulated via a bypass 19 with a pressure control valve 9 .
  • the compressed BOG can either be fed via the outlet 7 to a high-pressure gas injection engine 2 as fuel or via the return line 8 to a first expansion unit 60, for example an expansion valve or an expander.
  • excess BOG in excess of engine 2 fuel requirements is returned to recycle line 8 .
  • the gas is expanded in the first expansion unit 60 to a pressure p ex-pand of approximately 150 bar. Due to the isenthalpic pressure reduction, the compressed natural gas is cooled again and can therefore be cooled further from about 20° C. in indirect heat exchange with the BOG (F2) from the LNG tank 3 in the heat exchanger 20 .
  • the compressed by the compressor arrangement and cooled by water cooling 50, expansion 60 and heat exchanger 20 BOG is expanded again in a second expansion unit 30, now on a pressure p knock-out drum of typically 1 bar, and finally separated by a gas/liquid separator 40 into a liquid component and a gaseous component.
  • the liquid component separated by the gas/liquid separator 40 is fed back to the LNG tank, and the gaseous component separated by the gas/liquid separator is combined with the BOG exiting the LNG tank in the extraction line 5 and then the heat exchanger 20 to be used as cooling fluid.
  • natural gas reliquefaction is performed using BOG withdrawn from the storage tank as the refrigerant without the need for a separate BOG reliquefaction cycle.
  • the present invention is not limited thereto and a separate refrigeration circuit can be arranged to ensure re-liquefaction of the entire BOG if required. Such a separate loop can ensure reliquefaction of the BOG, but requires separate equipment or an additional power source.
  • figure 2 shows the compression and cooling circuit in a schematic Mollier diagram with dashed lines.
  • the BOG In the initial state, the BOG is to the right of the dew line at an atmospheric pressure of 1 bar and approx. -160°C.
  • the BOG heats up to ambient temperature or higher, approx. T1.
  • step b) the compression to p high follows, for example in accordance with in figure 1 shown compressor arrangement over five piston compressors. This can be used as the first compression stage 101, middle compression stage 102, and last compression stage 103 can be arranged, each with subsequent water cooling to the temperature T 1 .
  • the natural gas can be compressed to a pressure of typically 300 bar.
  • step d) After the final cooling to T 1 by water cooling in step c), at least part of the gas is isenthalpically expanded in step d) to a pressure p expand of typically 150 bar. Due to the Joule-Thomson effect, the temperature of the gas is reduced to T 2 , typically to about 20°C.
  • step e) the gas is further cooled to a temperature T 4 of about -75°C.
  • Step f) is the return of the gas to the LNG tank, which typically includes further isenthalpic expansion and the separation of liquid and gaseous parts in the gas/liquid separator.
  • the operating mode ii) as described above, in which the BOG is compressed to a pressure p low and expanded to p expand in the case of p low > Pexpand.
  • This operating mode requires the middle and last compression stage to be set up to compress precompressed gas from a first pressure p 1 either to a pressure p high of, for example, 300 bar or to a pressure p low of, for example, 150 bar.
  • the pressure can be regulated, for example, by a bypass with a controllable valve that is arranged in the last compression stage 103 . If the controllable valve can be regulated in such a way that each target pressure between p low and p high can be set, further pressures in the return line 8 are the figure 1 respectively in the diagram of figure 2 conceivable parallel below the dashed line c).

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank, umfassend die Schritte: Verdichten eines aus dem Kopfraum eines LNG Tanks (3) entnommenen BOG auf einen Druck p<sub>high</sub>; Kühlen des verdichteten Gases auf eine Temperatur T<sub>1</sub>, bevorzugt durch Wasserkühlung (50); Ausdehnen von zumindest einem Teil des Gases aus Schritt c) auf einen Druck p<sub>expand</sub>; Kühlen des in Schritt d) ausgedehnten Gases, bevorzugt mittels eines Wärmetauschers (20) im Gegenstrom mit kühlendem BOG (F2) aus dem Kopfraum des LNG Tanks 3 auf eine Temperatur T<sub>4</sub>; Rückführen des Gases aus Schritt e) in den LNG Tank (3); wobei der Druck p<sub>high</sub> wenigstens 200 bar, bevorzugt wenigstens 250 bar, besonders bevorzugt wenigstens 300 bar beträgt, und wobei der Druck p<sub>expand</sub> 80 bis 180 bar, bevorzugt 120 bis 160 bar, besonders bevorzugt 150 bar beträgt.The present invention relates to a method for reliquefying and returning exhaust gas (BOG) to a liquefied natural gas (LNG) tank, comprising the steps of: compressing a BOG taken from the headspace of an LNG tank (3) to a pressure p<sub> high</sub>; cooling the compressed gas to a temperature T<sub>1</sub>, preferably by water cooling (50); expanding at least part of the gas from step c) to a pressure p<sub>expand</sub>; cooling the gas expanded in step d), preferably by means of a heat exchanger (20) in countercurrent with cooling BOG (F2) from the headspace of the LNG tank 3 to a temperature T<sub>4</sub>; returning the gas from step e) to the LNG tank (3); wherein the pressure p<sub>high</sub> is at least 200 bar, preferably at least 250 bar, particularly preferably at least 300 bar, and wherein the pressure p<sub>expand</sub> is 80 to 180 bar, preferably 120 to 160 bar, particularly preferably 150 bar.

Description

Die Erfindung betrifft das technische Gebiet der Wiederverflüssigung von Abdampfgas (BOG) aus einem Liquefied Natural Gas (LNG) Tank.The invention relates to the technical field of re-liquefaction of boil-off gas (BOG) from a liquefied natural gas (LNG) tank.

In letzter Zeit ist der Verbrauch von Flüssiggas wie z. B. verflüssigtem Erdgas (LNG) weltweit stark angestiegen. Flüssiggas, das durch Abkühlung von Erdgas auf eine extrem niedrige Temperatur gewonnen wird, hat ein kleines Volumen und damit gut geeignet für Lagerung und Transport. Darüber hinaus ist Flüssiggas wie LNG schadstoffarm und damit besser vereinbar mit Regulationen als beispielsweise Schweröl.Recently, the consumption of LPG such. B. liquefied natural gas (LNG) has risen sharply worldwide. LPG, obtained by cooling natural gas to an extremely low temperature, has a small volume, making it well suited for storage and transportation. In addition, liquid gas, like LNG, is low in pollutants and therefore more compatible with regulations than, for example, heavy oil.

LNG ist eine farblose und transparente Flüssigkeit, die durch Abkühlung von Erdgas, das hauptsächlich aus Methan besteht, auf etwa -163° C gewonnen wird. Da Erdgas jedoch bei einer extrem niedrigen Temperatur von -163° C. unter Normaldruck verflüssigt wird, kann LNG bei einem leichten Temperaturanstieg leicht verdampfen. In einem LNG-Lagertank wird daher kontinuierlich LNG auf natürliche Weise verdampft und dadurch boil off gas (BOG) erzeugt.LNG is a colorless and transparent liquid obtained by cooling natural gas, which consists mainly of methane, to around -163°C. However, since natural gas is liquefied at an extremely low temperature of -163°C under normal pressure, LNG can easily vaporize with a slight rise in temperature. In an LNG storage tank, LNG is therefore continuously vaporized naturally, thereby generating boil off gas (BOG).

Die Entstehung von BOG bedeutet einen Verlust an gespeichertem LNG und verringert also beispielsweise auf einem LNG-Tanker die Transporteffizienz. Wenn sich BOG in einem Lagertank ansammelt, besteht ausserdem die Gefahr, dass der Druck im Lagertank ansteigt und der Tank beschädigt wird.The formation of BOG means a loss of stored LNG and thus reduces transport efficiency on an LNG tanker, for example. In addition, if BOG accumulates in a storage tank, there is a risk that the pressure in the storage tank will rise and the tank will be damaged.

Zur Behebung des Problems wurde eine Methode vorgeschlagen, bei der BOG wieder verflüssigt wird, um es in einen LNG-Lagertank rückzuführen, eine Methode, bei der BOG als Energiequelle einem Verbrennungsmotor, wie z. B. einem Schiffsmotor, zugeführt wird, und Kombinationen davon. In der US2019/0351988 beispielsweise wird vorgeschlagen, BOG aus einem LNG-Tank einem DFDE-Motor, einem X-DF-Motor oder einem ME-GI Schiffsmotor zuzuführen. Gleichzeitig ist vorgesehen, BOG als Kältemittel zur Wiederverflüssigung von komprimiertem BOG in einem Teilrückverflüssigungssystem (partial reliquefaction system, PRS) zu verwenden. Das genannte System weist jedoch den Nachteil auf, dass nur beschränkt BOG als Kältemittel zur Verfügung steht und daher bei einem hohen Wiederverflüssigungsbedarf nur ungenügend tiefe Temperaturen erreicht werden. Dadurch kann nur ein kleiner Teil des BOG effektiv rückverflüssigt werden. Ein beträchtlicher Teil des komprimierten und gekühlten Gases wird erneut gasförmig in den Rückverflüssigungszyklus eingespeist und das System erweist sich als wenig effizient.To solve the problem, a method has been proposed in which BOG is re-liquefied to be returned to an LNG storage tank, a method in which BOG is used as an energy source combustion engine, such as a marine engine, and combinations thereof. In the US2019/0351988 for example, it is proposed to feed BOG from an LNG tank to a DFDE engine, an X-DF engine or a ME-GI marine engine. At the same time, it is envisaged to use BOG as a refrigerant to reliquefy compressed BOG in a partial reliquefaction system (PRS). However, the system mentioned has the disadvantage that only a limited amount of BOG is available as a refrigerant and therefore only insufficiently low temperatures are reached when there is a high need for recondensation. This allows only a small portion of the BOG to be effectively reliquefied. A significant part of the compressed and cooled gas is re-introduced into the reliquefaction cycle in gaseous form and the system proves to be inefficient.

Es ist daher die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zur Teilrückverflüssigung von BOG respektive ein Teilrückverflüssigungssystem (PRS) bereitzustellen, bei dem BOG direkt als Kühlmittel verwendet wird und bei dem dennoch eine hohe Effizienz erreicht wird.It is therefore the object of the present invention to provide a method for the partial reliquefaction of BOG or a partial reliquefaction system (PRS) in which BOG is used directly as a coolant and in which high efficiency is nevertheless achieved.

Die Aufgabe wird durch ein Verfahren aufweisend die Merkmale von Anspruch 1, respektive eine Vorrichtung aufweisend die Merkmale von Anspruch 5, gelöst.The object is achieved by a method having the features of claim 1, or a device having the features of claim 5.

Insbesondere wird die Aufgabe gelöst durch ein Verfahren zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank, umfassend die Schritte:

  1. a) Entnehmen von BOG (F2) aus dem Kopfraum eines LNG Tanks;
  2. b) Verdichten des BOG auf einen Druck phigh;
  3. c) Kühlen des verdichteten Gases auf eine Temperatur T1, bevorzugt durch Wasserkühlung;
  4. d) Ausdehnen von zumindest einem Teil des Gases aus Schritt c) auf einen Druck pexpand;
  5. e) Kühlen des in Schritt d) ausgedehnten Gases, bevorzugt mittels eines Wärmetauschers im Gegenstrom mit kühlendem BOG (F2) aus dem Kopfraum des LNG Tanks auf eine Temperatur T4;
  6. f) Rückführen des Gases aus Schritt e) in den LNG Tank; wobei der Druck phigh wenigstens 200 bar, bevorzugt wenigstens 250 bar, besonders bevorzugt wenigstens 300 bar beträgt, und wobei der Druck pexpand 80 bis 180 bar, bevorzugt 120 bis 160 bar, besonders bevorzugt 150 bar beträgt.
In particular, the object is achieved by a method for re-liquefying and returning boil-off gas (BOG) to a liquefied natural gas (LNG) tank, comprising the steps:
  1. a) removing BOG (F2) from the headspace of an LNG tank;
  2. b) compression of the BOG to a pressure p high ;
  3. c) cooling the compressed gas to a temperature T 1 , preferably by water cooling;
  4. d) expanding at least part of the gas from step c) to a pressure p expand ;
  5. e) cooling the gas expanded in step d), preferably by means of a counter-current heat exchanger with cooling BOG (F2) from the headspace of the LNG tank to a temperature T 4 ;
  6. f) returning the gas from step e) to the LNG tank; where the pressure p high is at least 200 bar, preferably at least 250 bar, particularly preferably at least 300 bar, and where the pressure p expand is 80 to 180 bar, preferably 120 to 160 bar, particularly preferably 150 bar.

Dieses Verfahren beruht auf der Idee, dass die Kühlflüssigkeit, welche zur Rückverflüssigung des BOG in Schritt e) eingesetzt wird, nur beschränkt zur Verfügung steht und/oder sparsam eingesetzt werden soll. Im Falle von einem separaten Kühlkreislauf mit entsprechendem Kältemittel, typischerweise N2, kostet das Kühlen Energie. Wenn stattdessen BOG aus dem LNG-Tank als Kühlmittel verwendet wird, ist eine niedrige Fördermenge aus Sicht der Lagerungs-/Transporteffizient wünschenswert, insbesondere, wenn nicht gleichzeitig ein Motor mit dem Erdgas-Brennstoff betrieben werden muss oder wenn der Motor (zeitweise) einen nur geringen Brennstoffbedarf hat. Im Gegensatz dazu steht aber die Kühlflüssigkeit zum Kühlen des komprimierten Gases auf Umgebungstemperatur, insbesondere Wasser, praktisch unlimitiert zur Verfügung.This method is based on the idea that the coolant used to reliquefy the BOG in step e) is only available to a limited extent and/or should be used sparingly. In the case of a separate cooling circuit with a corresponding refrigerant, typically N 2 , cooling costs energy. If BOG from the LNG tank is used as the coolant instead, a low flow rate is desirable from a storage/transport efficiency perspective, particularly if an engine does not need to be run on the natural gas fuel at the same time, or if the engine (temporarily) only has one has low fuel requirements. In contrast to this, however, the cooling liquid for cooling the compressed gas to ambient temperature, in particular water, is available in practically unlimited quantities.

Die Erfinder haben erkannt, dass es daher sinnvoll sein kann, für den Kühlschritt e) ein Gas bereitzustellen, welches eine geringe Wärme aufweist. Dies kann erreicht werden, indem das Gas auf einen vergleichsweise hohen Druck phigh verdichtet wird und bei diesem hohen Druck durch Wasserkühlung gekühlt wird. Wenn daraufhin in Schritt d) das Gas zumindest teilweise isoenthalpisch entspannt wird, bevor es der Kühlung in Schritt e) zugeführt wird, kann mit der verfügbaren Kühlleistung ein höherer Anteil von Gas rückverflüssigt werden, als wenn ohne Schritt d) oder ausgehend von einem niedrigeren Druck (beispielsweise 150 bar) rückverflüssigt würde.The inventors have recognized that it can therefore be useful to provide a gas for the cooling step e) which has a low level of heat. This can be achieved by compressing the gas to a comparatively high pressure p high and cooling it by water cooling at this high pressure. If then in step d) the gas is at least partially expanded isoenthalpic before it is fed to the cooling in step e), a higher proportion of gas can be reliquefied with the available cooling capacity than if without step d) or starting from a lower pressure ( for example 150 bar) would be reliquefied.

Bevorzugt ist ein Verfahren zum Versorgen eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors mit Gas, das in einem LNG-Tank teilweise als Abdampfgas (BOG, F2) gespeichert ist, und zum Wiederverflüssigen und Rückführen von BOG, umfassend die Schritte nach Anspruch 1, wobei in Schritt d) wenigstens ein erster Teil des Gases aus Schritt c) im Umfang des Brennstoffbedarfs eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors über einen Auslass dem Hochdruck-Gaseinspritzmotor zugeführt wird und wenigstens ein zweiter Teil des Gases aus Schritt c) auf den Druck pexpand ausgedehnt wird.Preferred is a method for supplying a high-pressure gas-injected engine with gas stored in an LNG tank partially as boil-off gas (BOG, F2) and for reliquefying and recycling BOG, comprising the steps according to claim 1, wherein in step d) at least a first part of the gas from step c) to the extent of the fuel requirements of a high-pressure gas-injected engine is supplied via an outlet to the high-pressure gas-injected engine and at least a second part of the gas from step c) is expanded to the pressure p expand .

In dieser Ausführungsform kann das hochkomprimierte Gas bei Druck phigh entweder dazu verwendet werden, einen Hochdruck-Gaseinspritzmotor anzutreiben, oder rückverflüssigt werden. Insbesondere auf einem Flüssiggastanker ist Erdgas der Brennstoff der Wahl, um die Emission von Luftschadstoffen auf ein relativ geringes Mass zu beschränken. Die Einstellbarkeit der Menge, die an den Gaseinspritzmotor respektive in das PRS geleitet wird, erlaubt es, auf den klimatischen und meteorologischen Bedingung wie auch dem Brennstoffbedarf des Hochdruckgaseinspritzmotors flexibel Rechnung zu tragen.In this embodiment, the highly compressed gas at pressure p high can either be used to power a high pressure gas injected engine or reliquefied. Natural gas is the fuel of choice, particularly on an LNG tanker, in order to limit the emission of air pollutants to a relatively low level. The adjustability of the amount that is fed to the gas injection engine or into the PRS allows flexible consideration of the climatic and meteorological conditions as well as the fuel requirements of the high-pressure gas injection engine.

Weiter ist es bevorzugt, wenn im Verfahren wie vorstehend beschrieben dem Schritt b) ein Schritt 0) vorangeht und Schritt 0) das Auswählen ist zwischen

  • einem Betriebsmodus i) Verdichten des BOG auf einen Druck phigh umfassend die Schritte b) bis d); und
  • einem Betriebsmodus ii) Verdichten des BOG auf einen Druck plow, umfassend die Schritte
    • b1) Verdichten des BOG auf einen Druck plow von 100 bis 199 bar, bevorzugt 140 bis 160 bar; und
    • d1) Ausdehnen von zumindest einem Teil des Gases aus Schritt c) auf einen Druck pexpand, sofern plow > pex-pand;
wobei im Falle von Betriebsmodus ii) die Schritte b1) und d1) die Schritte b) und d) ersetzen.It is further preferred if, in the method as described above, step b) is preceded by a step 0) and step 0) is the selection between
  • an operating mode i) compressing the BOG to a pressure p high comprising the steps b) to d); and
  • a mode of operation ii) compressing the BOG to a pressure p low , comprising the steps of
    • b1) compression of the BOG to a pressure p low of 100 to 199 bar, preferably 140 to 160 bar; and
    • d1) expanding at least part of the gas from step c) to a pressure p expand , provided that p low > p ex-pand ;
in the case of operating mode ii), steps b1) and d1) replace steps b) and d).

In einem solchen Verfahren ist es möglich den Betriebsmodus anzupassen. Es hat sich herausgestellt, dass es bei tiefer Rückverflüssigungsrate effizient sein kann, lediglich auf einen tieferen Druck plow zu verdichten (Schritt b1), weil das BOG genügend Kühlkapazität liefert um den zu verflüssigenden Gasstrom auf ein ausreichend tiefes Temperaturniveau zu kühlen. Dagegen erweist sich das Verdichten auf eine hohen Druck bei hoher Verflüssigungsrate als effizienter, weil die zusätzliche Kühlung durch die Expansion des zu verflüssigenden Gases von phigh auf plow zu einer höheren Rückverflüssigungsrate und somit zu einem effizienteren Gesamtsystem beiträgt.In such a method, it is possible to adjust the operating mode. It has been found that at a low recondensation rate it can be efficient to simply compress to a lower pressure p low (step b1), because the BOG provides sufficient cooling capacity to cool the gas stream to be liquefied to a sufficiently low temperature level. On the other hand, compression to a high pressure at a high liquefaction rate proves to be more efficient because the additional cooling due to the expansion of the gas to be liquefied from p high to p low contributes to a higher re-liquefaction rate and thus to a more efficient overall system.

Besonders bevorzugt ist ein Verfahren, bei dem im Schritt 0) im Betriebsmodus i) ein Soll-Wert phigh im Bereich von 200 bis 300 bar ausgewählt wird und/oder im Betriebsmodus ii) ein Soll-Wert plow im Bereich von 100 bis 199 bar ausgewählt wird. Durch die so erhältliche, stufenlose Verstellbarkeit zwischen 100 und 300 bar ist es möglich, im Rückverflüssigungszyklus noch weitere Flexibilität zu gewinnen.A method is particularly preferred in which in step 0) in operating mode i) a target value p high in the range from 200 to 300 bar is selected and/or in operating mode ii) a target value p low in the range from 100 to 199 bar is selected. Thanks to the stepless adjustability between 100 and 300 bar that is available in this way, it is possible to gain even more flexibility in the recondensation cycle.

Ein Aspekt der Erfindung bezieht sich auf eine Vorrichtung zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank umfassend

  • einen Wärmetauscher, aufweisend eine Leitung zum Durchführen von Kühlfluid, bevorzugt von BOG aus einem LNG-Tank, und eine Leitung zum Durchführen von zu kühlendem komprimiertem Gas;
  • eine mehrstufige Verdichteranordnung, die eingerichtet ist, BOG (F2) aus dem LNG-Tank auf einen Druck phigh zu verdichten;
  • einen ersten Kühler;
  • eine Rückführleitung; und
  • eine erste Expansionseinheit, die eingerichtet ist, komprimiertes Gas von einem Druck phigh auf einen Druck pexpand auszudehnen;
  • wobei die mehrstufige Verdichteranordnung stromaufwärts Fluid führend, optional über die Leitung des Wärmetauschers zum Durchführen von Kühlfluid, mit einer Entnahmeleitung mündend in den Kopfraum des LNG Tanks verbunden ist, und wobei die mehrstufige Verdichteranordnung stromabwärts Fluid führend mit dem ersten Kühler, weiter stromabwärts über die Rückführleitung mit der ersten Expansionseinheit und noch weiter stromabwärts mit der Leitung des Wärmetauschers zum Durchführen von zu kühlendem komprimiertem Gas verbunden ist, um das verdichtete und gekühlte Gas in den LNG Tank rückzuführen;
  • wobei der Druck phigh wenigstens 200 bar, bevorzugt wenigstens 250 bar, besonders bevorzugt 300 bar beträgt; und wobei der Druck pexpand 80 bis 180 bar, bevorzugt 120 bis 160 bar, besonders bevorzugt 150 bar beträgt.
One aspect of the invention relates to an apparatus for reliquefying and recirculating boil off gas (BOG) into a liquefied natural gas (LNG) tank comprising
  • a heat exchanger comprising a line for passing cooling fluid, preferably from BOG from an LNG tank, and a line for passing compressed gas to be cooled;
  • a multi-stage compressor arrangement configured to compress BOG (F2) from the LNG tank to a pressure p high ;
  • a first cooler;
  • a return line; and
  • a first expansion unit configured to expand compressed gas from a pressure p high to a pressure p expand ;
  • wherein the multi-stage compressor assembly is upstream fluid-carrying, optionally via the line of the heat exchanger for passing cooling fluid therethrough, to a bleed line opening into the headspace of the LNG tank, and wherein the multi-stage compressor assembly is downstream fluid-carrying to the first cooler further downstream via the recycle line connected to the first expansion unit and further downstream to the line of the heat exchanger for passing compressed gas to be cooled, for returning the compressed and cooled gas to the LNG tank;
  • wherein the pressure p high is at least 200 bar, preferably at least 250 bar, particularly preferably 300 bar; and wherein the pressure pexpand is 80 to 180 bar, preferably 120 to 160 bar, particularly preferably 150 bar.

Diese Vorrichtung löst die eingangs beschriene Aufgabe. Für den Kühlschritt im indirekten Wärmetauscher wird so ein Gas bereitgestellt, welches eine geringe Wärme aufweist. Dies wird erreicht, indem das Gas auf einen vergleichsweise hohen Druck phigh verdichtet wird und bei diesem hohen Druck durch Wasserkühlung gekühlt wird. Wenn daraufhin in Schritt d) das Gas zumindest teilweise isenthalpisch entspannt wird, bevor es der Kühlung im Wärmetauscher zugeführt wird, kann mit der verfügbaren Kühlleistung ein höherer Anteil von Gas rückverflüssigt werden, als wenn ohne dem Kühlschritt vorhergehende Ausdehnung, d.h. ausgehend von einem nur auf niedrigeren Druck (beispielsweise 150 bar) verdichteten Gas, gekühlt und rückverflüssigt würde.This device solves the task described above. In this way, a gas is provided for the cooling step in the indirect heat exchanger, which has a low level of heat. This is achieved by compressing the gas to a comparatively high pressure p high and cooling it with water at this high pressure. If then in step d) the gas at least is partially isenthalpic expanded before it is fed to the cooling in the heat exchanger, a higher proportion of gas can be reliquefied with the available cooling capacity than if without the cooling step preceding expansion, i.e. starting from a gas compressed only to a lower pressure (e.g. 150 bar). , cooled and reliquefied.

Ein mit der Vorrichtung verbundener Vorteil ist der Effizienzgewinn bei hoher Flussrate von BOG, wie vorstehend auf Verfahrensebene beschrieben. Ein weiterer konstruktiver Vorteil ist darin zu sehen, dass der Druck in der/den Zwischenstufe/n vor der letzten Kompressionsstufe nicht kontrolliert werden muss. Wenn beispielsweise durch eine Abzweigleitung im Anschluss an eine Zwischenstufe (beispielsweise bei plow) ein Teil des Gases entnommen und dem PRS zugeführt werden würde, müsste der Druck nach dieser Zwischenstufe typischerweise mit einem Druckkontrollventil (Pressure Control Valve, PCV) reguliert werden. Wenn dagegen die gesamte geförderte BOG-Menge einheitlich auf den Druck phigh verdichtet wird, reicht ein einziger PCV aus, was die Kosten der Vorrichtung senkt. Schliesslich reicht dank der verbesserten Effizienz der Vorrichtung ein kleineres PRS, und dank dem geringeren Gasfluss auch eine kleinere mehrstufige Verdichteranordnung aus. Dies gilt überraschenderweise sogar trotz des Umstands, dass alle Kompressionsstufen dafür ausgerichtet sein müssen, den gesamt BOG Fluss zu bearbeiten. Kleinere Vorrichtungen sparen wertvollen Platz, insbesondere wenn die Vorrichtung auf einem Schiff, e.g. einem Tanker, eingesetzt werden soll. Auch wird für die effiziente Rückverflüssigung weniger Energie benötigt.An advantage associated with the device is the efficiency gain at high flow rate of BOG, as described above at the process level. Another constructive advantage can be seen in the fact that the pressure in the intermediate stage(s) does not have to be checked before the last compression stage. For example, if some of the gas were to be withdrawn and fed to the PRS through a branch line following an intermediate stage (e.g., at p low ), the pressure after that intermediate stage would typically need to be regulated with a pressure control valve (PCV). On the other hand, if the entire conveyed BOG amount is uniformly compressed to the pressure p high , a single PCV suffices, which reduces the cost of the device. Finally, thanks to the improved efficiency of the device, a smaller PRS is sufficient, and thanks to the lower gas flow, a smaller multi-stage compressor arrangement is also sufficient. This is surprisingly true even despite the fact that all stages of compression must be geared towards handling the overall BOG flow. Smaller devices save valuable space, especially if the device is to be used on a ship, eg a tanker. Less energy is also required for efficient reliquefaction.

In einer bevorzugten Ausführungsform ist die Vorrichtung Teil eines Brenngasversorgungssystems zum Versorgen eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors mit in einem LNG-Tank gespeichertem Gas, zusätzlich umfassend

  • einen Auslass, der Fluid leitend stromabwärts der mehrstufigen Verdichteranordnung angeordnet ist und weiter stromabwärts in eine Versorgungsleitung für einen Hochdruck-Gaseinspritzmotor mündet,
wobei das verdichtete Gas, soweit die Menge den Brennstoffbedarf des Hochdruck-Gaseinspritzmotors übersteigt, der Rückführleitung zuführbar ist.In a preferred embodiment, the device is part of a fuel gas supply system for supplying a high pressure gas injection engine with gas stored in an LNG tank, additionally comprising
  • an outlet fluidly disposed downstream of the multi-stage compressor assembly and further downstream opening into a supply line for a high-pressure gas-injected engine,
wherein the compressed gas, insofar as the amount exceeds the fuel requirement of the high-pressure gas-injection engine, can be fed to the return line.

Es ist der Vorteil einer solchen Vorrichtung als Teil eines Brenngasversorgungssystems, dass das hochkomprimierte Gas bei Druck phigh wahlweise rückverflüssigt werden kann oder dazu verwendet werden kann, einen Hochdruck-Gaseinspritzmotor anzutreiben. Die Einstellbarkeit der Menge, die an den Gaseinspritzmotor respektive in das PRS geleitet wird, erlaubt es, den klimatischen und meteorologischen Bedingung wie auch dem Brennstoffbedarf des Hochdruckgaseinspritzmotors (z.B. Fahrgeschwindigkeit) flexibel Rechnung zu tragen.It is the advantage of such a device as part of a fuel gas supply system that the highly compressed gas at pressure p high can be optionally reliquefied or used to drive a high pressure gas injection engine. The adjustability of the quantity fed to the gas-injection engine or into the PRS allows the climatic and meteorological conditions as well as the fuel requirements of the high-pressure gas-injection engine (e.g. driving speed) to be flexibly taken into account.

In einer Ausführungsform umfasst die Vorrichtung weiter

  • eine zweite Expansionseinheit, die eingerichtet ist, komprimiertes Gas von einem Druck pexpand auf einen Druck pknock-out-drum (typischerweise 1-3 bar über dem Tankdruck) auszudehnen,
  • einen Gas-Flüssigkeits-Abscheider, der Fluid führend stromabwärts an die zweite Expansionseinheit anschliesst und eingerichtet ist, bei einem Druck pknock-out-drum einen verflüssigten Gasanteil in den LNG-Tank zurück zu speisen und einen gasförmigen Anteil in die Entnahmeleitung zu führen;
wobei die zweite Expansionseinheit und der Gas-Flüssigkeitsabscheider Fluid führend zwischen der Leitung des Wärmetauschers zum Durchführen von zu kühlendem, komprimiertem Gas und dem LNG-Tank angeordnet sind.In one embodiment, the device further comprises
  • a second expansion unit that is set up to expand compressed gas from a pressure p expand to a pressure p knock-out-drum (typically 1-3 bar above the tank pressure),
  • a gas-liquid separator, which connects fluid-carrying downstream to the second expansion unit and is set up, at a pressure p knock-out-drum, to feed a liquefied gas portion back into the LNG tank and to lead a gaseous portion into the extraction line;
wherein the second expansion unit and the gas-liquid separator are fluidly arranged between the pipe of the heat exchanger for passing compressed gas to be cooled and the LNG tank.

Durch die erneute Ausdehnung in der zweiten Expansionseinheit (z.B. Expansionsventil, Expander) erfährt das Gas nochmals eine Kühlung durch Joule-Thomsen Entspannung. Anschliessend kann die durch den Gas-Flüssigkeitsabscheider abgetrennte gasförmige Komponente mit dem aus dem Lagertank entnommene BOG kombiniert und dem Wärmetauscher als Kühlmittel zugeführt werden. Die flüssige Komponente wird in den Lagertank geleitet. Dank der beschriebenen Anordnung kann vorzugsweise bei gleicher Menge von zur Verfügung stehendem Kühlmittel ein höher relativer Anteil des BOG rückverflüssigt werden.Due to the renewed expansion in the second expansion unit (e.g. expansion valve, expander), the gas is cooled again by Joule-Thomsen expansion. The gaseous component separated by the gas-liquid separator can then be combined with the BOG taken from the storage tank and fed to the heat exchanger as coolant. The liquid component is fed into the storage tank. Thanks to the arrangement described, a higher relative proportion of the BOG can preferably be reliquefied with the same amount of coolant available.

Es ist bevorzugt, dass der erste Kühler ein Wasserkühler ist, bevorzugt wird Wasser aus dem Kühlwassersystem des Schiffes als Kühlmittel verwendet, sodass das komprimierte Gas auf eine Temperatur von 35 bis 45°C kühlbar ist. Wasser ist reichlich vorhanden, zumal wenn die Vorrichtung auf einem Schiff verwendet wird. Durch die Kühlung auf die dadurch erreichbare Temperatur von 35 bis 45°C ausgehend von Gas aufweisend einen besonders hohen Druck, ergibt sich gegenüber Prozessen ausgehend von tieferen Drucken eine niedrigere Enthalpie bereits nach dem ersten Kühlungsschritt.It is preferred that the first cooler is a water cooler, preferably water from the ship's cooling water system is used as coolant, so that the compressed gas can be cooled to a temperature of 35 to 45°C. Water is plentiful, especially when the device is used on a ship. Due to the cooling to the achievable temperature of 35 to 45° C. based on gas having a particularly high pressure, a lower enthalpy results already after the first cooling step compared to processes based on lower pressures.

In einer bevorzugten Ausführungsform weist die mehrstufige Verdichteranordnung eine erste Kompressionsstufe auf, wobei die erste Kompressionsstufe eingerichtet ist, BOG (F2) aus dem LNG-Tank auf einen ersten Druck p1 zwischen 6 und 18 bar zu verdichten, und wobei die erste Kompressionsstufe wenigstens einen Labyrinth gedichteten Kolbenkompressoren aufweist.In a preferred embodiment, the multi-stage compressor arrangement has a first compression stage, the first compression stage being set up to compress BOG (F2) from the LNG tank to a first pressure p1 between 6 and 18 bar, and the first compression stage having at least one labyrinth has sealed piston compressors.

Wenn die erste Kompressionsstufe wenigstens einen Labyrinth gedichteten Kolbenkompressoren aufweist, bevorzugt ausschliesslich Labyrinth gedichtete Kolbenkompressoren umfasst, kann die erste Kompressionsstufe schmiermittelarm respektive schmiermittelfrei betrieben werden. Dies hat einerseits den Vorteil, dass die Qualität des verdichteten Gases nicht durch Verunreinigungen mit Schmiermittel beeinträchtigt wird. Andererseits kann die Gefahr vermieden werden, dass bei den tiefen Temperaturen des BOG in niedrigen Kompressionsstufen das Schmiermittel (typischerweise Öl) sich verfestigt und den Verschleiss der Maschinenteile fördert.If the first compression stage has at least one labyrinth-sealed piston compressor, preferably comprises exclusively labyrinth-sealed piston compressors, the first compression stage can have little or no lubricant operate. On the one hand, this has the advantage that the quality of the compressed gas is not impaired by contamination with lubricant. On the other hand, the danger that at the low temperatures of the BOG in low compression stages the lubricant (typically oil) solidifies and promotes wear of the machine parts can be avoided.

In einer bevorzugten Ausführungsform weist die mehrstufige Verdichteranordnung der Vorrichtung eine mittlere und eine letzte Kompressionsstufe auf, die eingerichtet sind, vorverdichtetes Gas von einem ersten Druck p1 auf den Druck phigh, bevorzugt wahlweise auf den Druck phigh oder den Druck plow zu verdichten, wobei die letzte Kompressionsstufe einen Bypass mit ansteuerbarem Ventil aufweist, um den Rückfluss und damit den Förderdruck nach der letzten Kompressionsstufe anzusteuern, wobei Gas derart über den Bypass rückspeisbar ist, dass das Gas am Auslass den vorgegebenen Solldruckwert phigh, bevorzugt den vorgegebenen Solldruckwert Druck phigh oder plow, aufweist.In a preferred embodiment, the multi-stage compressor arrangement of the device has a middle and a last compression stage, which are set up to compress pre-compressed gas from a first pressure p1 to pressure p high , preferably optionally to pressure p high or pressure p low , wherein the last compression stage has a bypass with a controllable valve in order to control the return flow and thus the delivery pressure after the last compression stage, wherein gas can be fed back via the bypass in such a way that the gas at the outlet has the specified target pressure value p high , preferably the specified target pressure value pressure p high or p low .

Eine solche Vorrichtung hat die bereits zuvor genannten Vorteile, dass die Effizienz der Rückverflüssigung für hohe Gasförderraten verbessert und die Grösse der Vorrichtungselemente reduziert werden kann. Wenn nun die mehrstufige Verdichteranordnung dank des Bypass mit ansteuerbarem Ventil variabel betrieben werden kann, bzw. dadurch am Auslass Gas aufweisend einen variablen Druck zwischen plow und phigh bereitgestellt werden kann, ergeben sich weitere Vorteile. Die mehrstufige Verdichteranordnung kann so eingerichtet sein, dass der Seitenstrom zur Rückverflüssigung bei tiefen Rückverflüssigungsraten lediglich auf plow verdichtet wird, was für kleine Rückverflüssigungsraten effizienter ist. Zudem kann die Lebenserwartung der Geräte verbessert werden, wenn sie während eines beträchtlichen Teils der Betriebszeit mit nur 50 % des Nominaldrucks betrieben werden.Such a device has the advantages already mentioned above that the efficiency of the reliquefaction can be improved for high gas conveying rates and the size of the device elements can be reduced. If the multi-stage compressor arrangement can now be operated variably thanks to the bypass with a controllable valve, or as a result a variable pressure between p low and p high can be provided at the gas outlet, further advantages result. The multi-stage compressor arrangement can be set up such that the side stream for recondensation at low recondensation rates is compressed only to p low , which is more efficient for small recondensation rates. In addition, the life expectancy of the devices can be improved when they are operated at only 50% of the nominal pressure for a significant part of the operating time.

Es ist besonders bevorzugt, wenn der Bypass mit ansteuerbarem Ventil derart regulierbar ist, dass jeder Soll-Druck zwischen 100 und 300 bar einstellbar ist. Dies erlaubt dem Benutzer zusätzliche Flexibilität, um den klimatischen und meteorologischen Bedingungen sowie dem Brennstoffbedarf des Motors / der Motoren Rechnung zu tragen.It is particularly preferred if the bypass can be regulated with a controllable valve in such a way that any desired pressure can be set between 100 and 300 bar. This allows the user additional flexibility to accommodate climatic and meteorological conditions as well as fuel requirements of the engine(s).

In einer Ausführungsform umfasst die letzte Kompressionsstufe wenigstens einen mit Kolbenring gedichteten Kolbenkompressor, bevorzugt zwei mit Kolbenring gedichtete Kolbenkompressoren. Mit Kolbenring gedichtete, vorzugsweise geschmierte, Kolbenkompressoren ermöglichen das Verdichten des Gases auf Druck im Bereich von phigh.In one embodiment, the final compression stage comprises at least one piston ring sealed reciprocating compressor, preferably two piston ring sealed reciprocating compressors. Piston compressors sealed with piston rings, preferably lubricated, enable the gas to be compressed to a pressure in the range of p high .

Die Vorrichtung wie vorstehend beschrieben kann weiter umfassen eine Abzweigleitung, welche Fluid leitend stromabwärts von der ersten Kompressionsstufe angeordnet ist und die weiter stromabwärts in eine Versorgungsleitung für einen Niederdruck-Gaseinspritzmotor und/oder einer Gasverbrennungseinheit mündet.The device as described above may further comprise a branch line which is fluid-conducting downstream of the first compression stage and which further downstream opens into a supply line for a low-pressure gas-injected engine and/or a gas combustion unit.

Damit kann der ein Motor, der bei niedrigem Druck (p1) betrieben wird, wie z.B. ein X-DF-Motor, mit Brennstoff versorgt werden, der nach der ersten Kompressionsstufe entnommen wird. In dieser Ausführungsform ist es besonders günstig, wenn die erste Kompressionsstufe schmiermittelarm oder schmiermittellos abgedichtet ist, weil so ein Brennstoff von hoher Qualität an den Niederdruck Gaseinspritzmotor und/oder die Gasverbrennungseinheit geleitet werden kann.Thus, an engine operating at low pressure (p 1 ), such as an X-DF engine, can be supplied with fuel that is extracted after the first stage of compression. In this embodiment it is particularly advantageous if the first compression stage is sealed with little or no lubricant, because high quality fuel can then be supplied to the low-pressure gas-injected engine and/or the gas-combustion unit.

Die Erfindung bezieht sich auf die Verwendung der Vorrichtung wie vorstehend beschrieben auf einem Schiff, beispielsweise einem Erdgastanker, insbesondere einem Schiff, das mittels eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors angetrieben wird. Bei der Verwendung auf einem Schiff kommen aufgrund der knappen Platzverhältnisse die vorstehend genannten Vorteile, insbesondere die reduzierte Grösse der Vorrichtung, besonders deutlich zum Tragen.The invention relates to the use of the device as described above on a ship, for example a natural gas tanker, in particular a ship which is propelled by means of a high-pressure gas-injection engine. When used on a ship, the advantages mentioned above, in particular the reduced size of the device, come into play particularly clearly due to the limited space available.

Die Erfindung wir anhand von Figuren weiter verständlich gemacht. Die Figuren dienen der Illustration und sind nicht einschränkend zu verstehen.The invention is further explained with reference to figures. The figures are for illustration and are not meant to be limiting.

Es zeigen:

Figur 1
Schematische Darstellung einer Vorrichtung gemäss der vorliegenden Erfindung;
Figur 2
Schematisches Mollier-Diagramm zur Verdeutlichung eines Verfahrens gemäss der vorliegenden Erfindung.
Show it:
figure 1
Schematic representation of a device according to the present invention;
figure 2
Schematic Mollier diagram to illustrate a method according to the present invention.

Figur 1 zeigt schematisch ein Brenngasversorgungssystem entsprechend der vorliegenden Erfindung mit einer Vorrichtung zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank 3. Das sich im Kopfraum von LNG Tank 3 ansammelnde BOG (F2) wird über Entnahmeleitung 5 einem Wärmetauscher 20 zugeleitet, um in indirektem Wärmetausch als Kühlfluid verwendet zu werden, und dann von einer mehrstufigen Verdichteranordnung 10 komprimiert zu werden, auf einen hohen Druck phigh von typischerweise ca. 300 bar. figure 1 shows schematically a fuel gas supply system according to the present invention with a device for re-liquefying and returning exhaust gas (BOG) to a liquefied natural gas (LNG) tank 3 Heat exchanger 20 fed to be used in indirect heat exchange as cooling fluid and then to be compressed by a multi-stage compressor assembly 10 to a high pressure p high of typically about 300 bar.

In der gezeigten Ausführungsform umfasst die mehrstufige Verdichteranordnung 10 eine erste Kompressionsstufe mit Kolbenkompressoren 71 und 72 und zugehörigen Kühlern, eine mittlere Kompressionsstufe mit Kolbenkompressor 73 und zugehörigem Kühler, sowie eine letzte Kompressionsstufe mit Kolbenkompressoren 74 und 75 und zugehörigen Kühlern. Die erste Kompressionsstufe 71,72 ist eingerichtet, das BOG auf einen Druck p1 von typischerweise 7 bar zu verdichten. Ein Teil des so verdichteten, bevorzugt schmiermittelfrei verdichteten BOG kann bei Bedarf über Abzweigleitung 6 dem Niederdruck-Gaseinspritzmotor 4 zugeführt werden. Die erste Kompressionsstufe kann mittels Bypass aufweisend ein Druckkontrollventil druckkontrolliert sein (nicht gezeigt).In the embodiment shown, the multi-stage compressor arrangement 10 comprises a first compression stage with piston compressors 71 and 72 and associated coolers, a middle compression stage with piston compressor 73 and associated cooler, and a final compression stage with reciprocating compressors 74 and 75 and associated coolers. The first compression stage 71, 72 is set up to compress the BOG to a pressure p1 of typically 7 bar. A portion of the BOG compressed in this way, preferably compressed without lubricant, can be fed to the low-pressure gas-injection engine 4 via the branch line 6 if required. The first compression stage can be pressure-controlled by means of a bypass having a pressure control valve (not shown).

Die mehrstufige Verdichteranordnung 10 ist stromabwärts Fluid führend mit einem ersten Wasserkühler 50 verbunden, wodurch das komprimierte Gas auf typischerweise 40°C gekühlt wird. Der Auslassdruck der höchsten Kompressionsstufe, hier bestehend aus Kolbenkompressoren 75 und 74 und zugehörigen Wasserkühlern, ist über einen Bypass 19 mit Druckkontrollventil 9 reguliert. Nach Austritt aus dem ersten Wasserkühler 50 kann das komprimierte BOG wahlweise über den Auslass 7 einem Hochdruck-Gaseinspritzmotor 2 als Kraftstoff zugeführt oder über die Rückführleitung 8 einer ersten Expansionseinheit 60, beispielsweise einem Expansionsventil oder einem Expander, zugeleitet werden. Typischerweise wird überschüssiges BOG, das den Brennstoffbedarf des Motors 2 übersteigt, der Rückführleitung 8 zugeführt. Das Gas wird in der ersten Expansionseinheit 60 auf einen Druck pex-pand von ca. 150 bar entspannt. Durch die isenthalpe Druckminderung erfährt das komprimierte Erdgas eine neuerliche Kühlung und kann also ausgehend von ca. 20°C im indirekten Wärmeaustausch mit dem BOG (F2) aus dem LNG Tank 3 im Wärmetauscher 20 weiter gekühlt zu werden.The multi-stage compressor assembly 10 is fluidly connected downstream to a first water cooler 50, thereby cooling the compressed gas to typically 40°C. The outlet pressure of the highest compression stage, consisting here of piston compressors 75 and 74 and associated water coolers, is regulated via a bypass 19 with a pressure control valve 9 . After exiting the first water cooler 50, the compressed BOG can either be fed via the outlet 7 to a high-pressure gas injection engine 2 as fuel or via the return line 8 to a first expansion unit 60, for example an expansion valve or an expander. Typically, excess BOG in excess of engine 2 fuel requirements is returned to recycle line 8 . The gas is expanded in the first expansion unit 60 to a pressure p ex-pand of approximately 150 bar. Due to the isenthalpic pressure reduction, the compressed natural gas is cooled again and can therefore be cooled further from about 20° C. in indirect heat exchange with the BOG (F2) from the LNG tank 3 in the heat exchanger 20 .

Das durch die Verdichteranordnung komprimierte und durch Wasserkühlung 50, Expansion 60 und Wärmetausch 20 gekühlte BOG wird in einer zweiten Expansionseinheit 30 erneut entspannt, nunmehr auf einen Druck pknock-out-drum von typischerweise 1 bar, und schliesslich durch einen Gas-/Flüssigkeitsabscheider 40 in eine flüssige Komponente und eine gasförmige Komponente getrennt. Die durch den Gas-/Flüssigkeitsabscheider 40 abgetrennte flüssige Komponente wird in den LNG-Tank rückgespeist und die durch den Gas-/Flüssigkeits-abscheider abgetrennte gasförmige Komponente wird in der Entnahmeleitung 5 mit dem aus dem LNG-Tank austretenden BOG kombiniert und dann dem Wärmetauscher 20 zugeführt, um als Kühlfluid verwendet zu werden.The compressed by the compressor arrangement and cooled by water cooling 50, expansion 60 and heat exchanger 20 BOG is expanded again in a second expansion unit 30, now on a pressure p knock-out drum of typically 1 bar, and finally separated by a gas/liquid separator 40 into a liquid component and a gaseous component. The liquid component separated by the gas/liquid separator 40 is fed back to the LNG tank, and the gaseous component separated by the gas/liquid separator is combined with the BOG exiting the LNG tank in the extraction line 5 and then the heat exchanger 20 to be used as cooling fluid.

Im BOG-Rückverflüssigungssystem wie in Figur 1 gezeigt wird die Rückverflüssigung von Erdgas unter Verwendung von BOG, das aus dem Lagertank entnommen wird, als Kältemittel durchgeführt, ohne dass ein separater Zyklus zur Rückverflüssigung von BOG erforderlich ist. Es versteht sich, dass die vorliegende Erfindung nicht darauf beschränkt ist und ein separater Kältekreislauf eingerichtet werden kann, um die Wiederverflüssigung des gesamten BOG sicherzustellen, falls erforderlich. Ein solcher separater Kreislauf kann die Rückverflüssigung des BOG sicherstellen, wobei aber eine separate Ausrüstung oder eine zusätzliche Energiequelle erforderlich ist.In the BOG reliquefaction system as in figure 1 shown, natural gas reliquefaction is performed using BOG withdrawn from the storage tank as the refrigerant without the need for a separate BOG reliquefaction cycle. It should be understood that the present invention is not limited thereto and a separate refrigeration circuit can be arranged to ensure re-liquefaction of the entire BOG if required. Such a separate loop can ensure reliquefaction of the BOG, but requires separate equipment or an additional power source.

Figur 2 zeigt strichliert den Verdichtungs- und Kühl-Kreislauf im schematischen Mollier-Diagramm. Das BOG finden sich im Ausgangszustand rechts der Taulinie bei Atmosphärendruck von 1 bar und ca. -160°C. Bei der Entnahme aus dem LNG-Tank a), insbesondere auch bei Verwendung als Kühlmittel im indirekten Wärmetausch, erwärmt sich das BOG auf Umgebungstemperatur oder höher, ca. T1. figure 2 shows the compression and cooling circuit in a schematic Mollier diagram with dashed lines. In the initial state, the BOG is to the right of the dew line at an atmospheric pressure of 1 bar and approx. -160°C. When it is removed from the LNG tank a), especially when used as a coolant in indirect heat exchange, the BOG heats up to ambient temperature or higher, approx. T1.

In Schritt b) folgt das Verdichten auf phigh, beispielsweise entsprechend der in Figur 1 gezeigten Verdichteranordnung über fünf Kolbenkompressoren. Diese können als erste Kompressionsstufe 101, mittlere Kompressionsstufe 102, und letzte Kompressionsstufe 103 angeordnet sein, jeweils mit anschliessender Wasserkühlung auf die Temperatur T1. Insgesamt kann das Erdgas dadurch auf einen Druck von typischerweise 300 bar verdichtet werden. Nach der letzten Kühlung auf T1 durch Wasserkühlung in Schritt c) wird zumindest ein Teil des Gases in Schritt d) isenthalpisch entspannt auf einen Druck pexpand von typischerweise 150 bar. Durch den Joule-Thomson Effekt reduziert sich die Temperatur des Gases dabei auf T2, typischerweise auf ca. 20°C. In Schritt e) wird das Gas weiter gekühlt, auf ein Temperatur T4 von ca. -75°C. Dies passiert in der in Figur 1 gezeigten Vorrichtung im indirekten Wärmetausch 20 mit kühlendem BOG aus dem Kopfraum des LNG Tanks. Schritt f) ist das Rückführen des Gases in den LNG Tank, welches typischerweise eine weitere isenthalpische Entspannung und die Trennung von flüssigen und gasförmigen Teilen im Gas-/Flüssigkeitsabscheider umfasst.In step b), the compression to p high follows, for example in accordance with in figure 1 shown compressor arrangement over five piston compressors. This can be used as the first compression stage 101, middle compression stage 102, and last compression stage 103 can be arranged, each with subsequent water cooling to the temperature T 1 . Overall, the natural gas can be compressed to a pressure of typically 300 bar. After the final cooling to T 1 by water cooling in step c), at least part of the gas is isenthalpically expanded in step d) to a pressure p expand of typically 150 bar. Due to the Joule-Thomson effect, the temperature of the gas is reduced to T 2 , typically to about 20°C. In step e), the gas is further cooled to a temperature T 4 of about -75°C. This happens in the in figure 1 shown device in indirect heat exchange 20 with cooling BOG from the headspace of the LNG tank. Step f) is the return of the gas to the LNG tank, which typically includes further isenthalpic expansion and the separation of liquid and gaseous parts in the gas/liquid separator.

Aus der Figur 2 wird ersichtlich, welchen Vorteil die Gasverdichtung auf den Druck phigh mit anschliessender Kühlung c) und Entspannung d) sich bringt: Im Vergleich zum Verdichten auf lediglich pexpand gefolgt von Wasserkühlung kann eine Enthalpiedifferenz 104 in Form einer niedrigeren Temperatur T2 des Gases gewonnen werden. Wenn lediglich auf pexpand verdichtet wird, liegt das Gas bei gleichem Druck pexpand bei einer höheren Temperatur T1 vor und es muss die Kühlkapazität des im Wärmetauscher zur Verfügung stehen Kühlmittels für das Kühlen von wärmerem Gas verwendet werden (gepunktete Linie). Da das Kühlmittel im Falle von BOG nicht unbegrenzt zur Verfügung steht, kann im Wärmetauscher das weniger verdichtete Gas häufig nur auf die Temperatur T3 statt T4 gekühlt werden und das hernach expandierte Gas wird nur im geringeren Ausmass rückverflüssigt, entsprechend dem Pfeil 105. Nicht gezeigt in der Figur 2 ist der Betriebsmodus ii) wie vorstehend beschrieben, bei dem das BOG auf einen Druck plow verdichtet und im Falle von plow > Pexpand auf pexpand entspannt wird. Dieser Betriebsmodus erfordert, dass die mittlere und letzte Kompressionsstufe eingerichtet sind, vorverdichtetes Gas von einem ersten Druck p1 wahlweise auf einen Druck phigh von beispielsweise 300 bar oder auf einen Druck plow von beispielsweise 150 bar zu verdichten. Der Druck kann beispielsweise durch einen Bypass mit ansteuerbarem Ventil, der in der letzten Kompressionsstufe 103 angeordnet ist, reguliert werden. Wenn das steuerbare Ventil derart regulierbar ist, dass jeder Soll-Druck zwischen plow und phigh einstellbar ist, sind weitere Drucke in der Rückführleitung 8 der Figur 1 respektive im Diagramm der Figur 2 parallel unterhalb der strichlierten Linie c) denkbar.From the figure 2 it becomes clear what advantage the gas compression to the pressure p high with subsequent cooling c) and expansion d) brings: Compared to compression to only p expand followed by water cooling, an enthalpy difference 104 in the form of a lower temperature T 2 of the gas can be obtained . If it is only compressed to p expand , the gas is at the same pressure p expand at a higher temperature T 1 and the cooling capacity of the coolant available in the heat exchanger must be used to cool warmer gas (dotted line). Since the coolant is not unlimited in the case of BOG, the less compressed gas in the heat exchanger can often only be cooled to temperature T 3 instead of T 4 and the subsequently expanded gas is only reliquefied to a lesser extent, according to arrow 105. Not shown in the figure 2 is the operating mode ii) as described above, in which the BOG is compressed to a pressure p low and expanded to p expand in the case of p low > Pexpand. This operating mode requires the middle and last compression stage to be set up to compress precompressed gas from a first pressure p 1 either to a pressure p high of, for example, 300 bar or to a pressure p low of, for example, 150 bar. The pressure can be regulated, for example, by a bypass with a controllable valve that is arranged in the last compression stage 103 . If the controllable valve can be regulated in such a way that each target pressure between p low and p high can be set, further pressures in the return line 8 are the figure 1 respectively in the diagram of figure 2 conceivable parallel below the dashed line c).

Claims (14)

Verfahren zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank, umfassend die Schritte: a) Entnehmen von BOG (F2) aus dem Kopfraum eines LNG Tanks (3) ; b) Verdichten des BOG auf einen Druck phigh; c) Kühlen des verdichteten Gases auf eine Temperatur T1, bevorzugt durch Wasserkühlung (50); d) Ausdehnen von zumindest einem Teil des Gases aus Schritt c) auf einen Druck pexpand; e) Kühlen des in Schritt d) ausgedehnten Gases, bevorzugt mittels eines Wärmetauschers (20) im Gegenstrom mit kühlendem BOG (F2) aus dem Kopfraum des LNG Tanks 3 auf eine Temperatur T4; f) Rückführen des Gases aus Schritt e) in den LNG Tank (3) ; wobei der Druck phigh wenigstens 200 bar, bevorzugt wenigstens 250 bar, besonders bevorzugt wenigstens 300 bar beträgt, und wobei der Druck pexpand 80 bis 180 bar, bevorzugt 120 bis 160 bar, besonders bevorzugt 150 bar beträgt.A method for re-liquefying and recycling boil-off gas (BOG) into a liquefied natural gas (LNG) tank, comprising the steps of: a) removing BOG (F2) from the headspace of an LNG tank (3); b) compression of the BOG to a pressure p high ; c) cooling the compressed gas to a temperature T 1 , preferably by water cooling (50); d) expanding at least part of the gas from step c) to a pressure p expand ; e) cooling the gas expanded in step d), preferably by means of a heat exchanger (20) in countercurrent with cooling BOG (F2) from the headspace of the LNG tank 3 to a temperature T 4 ; f) returning the gas from step e) to the LNG tank (3); where the pressure p high is at least 200 bar, preferably at least 250 bar, particularly preferably at least 300 bar, and where the pressure p expand is 80 to 180 bar, preferably 120 to 160 bar, particularly preferably 150 bar. Verfahren zum Versorgen eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) mit Gas, das in einem LNG-Tank (3) teilweise als Abdampfgas (BOG, F2) gespeichert ist, und zum Wiederverflüssigen und Rückführen von BOG, umfassend die Schritte nach Anspruch 1,
wobei in Schritt d) wenigstens ein erster Teil des Gases aus Schritt c) im Umfang des Brennstoffbedarfs eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) über einen Auslass (7) dem Hochdruck-Gaseinspritzmotor (2) zugeführt wird und wenigstens ein zweiter Teil des Gases aus Schritt c) auf den Druck pexpand ausgedehnt wird.Method for supplying a high-pressure gas-injection engine (2) with gas stored in an LNG tank (3) partly as flash-off gas (BOG, F2) and for reliquefying and recycling BOG, comprising the steps according to claim 1,
wherein in step d) at least a first portion of the gas from step c) to the extent of the fuel requirement of a high-pressure gas-injected engine (2) via an outlet (7). High-pressure gas injection engine (2) is supplied and at least a second part of the gas from step c) is expanded to the pressure p expand . Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei dem Schritt b) ein Schritt 0) vorangeht und Schritt 0) das Auswählen ist zwischen - einem Betriebsmodus i) Verdichten des BOG auf einen Druck phigh umfassend die Schritte b) bis d); und - einem Betriebsmodus ii) Verdichten des BOG auf einen Druck plow, umfassend die Schritte b1) Verdichten des BOG auf einen Druck plow von 100 bis 199 bar, bevorzugt 140 bis 160 bar; und d1) Ausdehnen von zumindest einem Teil des Gases aus Schritt c) auf einen Druck pexpand, sofern plow > Pexpand; wobei im Falle von Betriebsmodus ii) die Schritte b1) und d1) die Schritte b) und d) ersetzen. A method according to any one of the preceding claims, wherein step b) is preceded by step 0) and step 0) is selecting between - An operating mode i) compression of the BOG to a pressure p high comprising the steps b) to d); and - a mode of operation ii) compressing the BOG to a pressure p low , comprising the steps b1) compression of the BOG to a pressure p low of 100 to 199 bar, preferably 140 to 160 bar; and d1) expanding at least part of the gas from step c) to a pressure p expand if p low >Pexpand; in the case of operating mode ii), steps b1) and d1) replace steps b) and d). Verfahren nach Anspruch 3, wobei in Schritt 0) im Betriebsmodus i) ein Soll-Wert phigh im Bereich von 200 bis 300 bar ausgewählt wird und/oder im Betriebsmodus ii) ein Soll-Wert plow im Bereich von 100 bis 199 bar ausgewählt wird.Method according to claim 3, wherein in step 0) in operating mode i) a target value p high in the range from 200 to 300 bar is selected and/or in operating mode ii) a target value p low in the range from 100 to 199 bar is selected becomes. Vorrichtung zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank umfassend - einen Wärmetauscher (20), aufweisend eine Leitung zum Durchführen von Kühlfluid, bevorzugt von BOG (F2) aus einem LNG-Tank (3), und eine Leitung zum Durchführen von zu kühlendem komprimiertem Gas; - eine mehrstufige Verdichteranordung (10), die eingerichtet ist, BOG (F2) aus dem LNG-Tank (3) auf einen Druck phigh zu verdichten; - einen ersten Kühler (50); - eine Rückführleitung (8); und - eine erste Expansionseinheit (60), die eingerichtet ist, komprimiertes Gas von einem Druck phigh auf einen Druck pexpand auszudehnen; wobei die mehrstufige Verdichteranordnung stromaufwärts Fluid führend, optional über die Leitung des Wärmetauschers (20) zum Durchführen von Kühlfluid, mit einer Entnahmeleitung (5) mündend in den Kopfraum des LNG Tanks (3) verbunden ist, und wobei die mehrstufige Verdichteranordung (10) stromabwärts Fluid führend mit dem ersten Kühler (50), weiter stromabwärts über die Rückführleitung (8) mit der ersten Expansionseinheit (60) und noch weiter stromabwärts mit der Leitung des Wärmetauschers (20) zum Durchführen von zu kühlendem komprimiertem Gas verbunden ist, um das verdichtete und gekühlte Gas in den LNG Tank (3) rückzuführen; wobei der Druck phigh wenigstens 200 bar, bevorzugt wenigstens 250 bar, besonders bevorzugt 300 bar beträgt; und wobei der Druck pexpand 80 bis 180 bar, bevorzugt 120 bis 160 bar, besonders bevorzugt 150 bar beträgt. Apparatus for re-liquefying and recycling boil-off gas (BOG) into a liquefied natural gas (LNG) tank comprising - a heat exchanger (20) comprising a duct for passing cooling fluid, preferably from BOG (F2) from an LNG tank (3), and a duct for passing compressed gas to be cooled; - A multi-stage compressor arrangement (10), which is set up to compress BOG (F2) from the LNG tank (3) to a pressure p high ; - a first cooler (50); - a return line (8); and - a first expansion unit (60) which is set up to expand compressed gas from a pressure p high to a pressure p expand ; the multi-stage compressor assembly carrying fluid upstream, optionally via the line of the heat exchanger (20) for passing cooling fluid through, to a bleed line (5) opening into the head space of the LNG tank (3), and wherein the multi-stage compressor assembly (10) downstream Fluidly connected to the first cooler (50), further downstream via the recycle line (8) to the first expansion unit (60) and still further downstream to the line of the heat exchanger (20) for passing compressed gas to be cooled around the compressed and returning cooled gas to the LNG tank (3); wherein the pressure p high is at least 200 bar, preferably at least 250 bar, particularly preferably 300 bar; and wherein the pressure p expand is 80 to 180 bar, preferably 120 to 160 bar, particularly preferably 150 bar. Vorrichtung nach Anspruch 5, wobei die Vorrichtung Teil eines Brenngasversorgungssystems zum Versorgen eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) mit in einem LNG-Tank gespeichertem Gas ist, zusätzlich umfassend - einen Auslass (7), der Fluid leitend stromabwärts der mehrstufigen Verdichteranordnung (10) angeordnet ist und weiter stromabwärts in eine Versorgungsleitung für einen Hochdruck-Gaseinspritzmotor (2) mündet, wobei das verdichtete Gas, soweit die Menge den Brennstoffbedarf des Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) übersteigt, der Rückführleitung (8) zuführbar ist.Device according to claim 5, wherein the device is part of a fuel gas supply system for supplying a high pressure gas injection engine (2) with gas stored in an LNG tank, additionally comprising - an outlet (7) fluidly disposed downstream of the multi-stage compressor assembly (10) and opens further downstream into a supply line for a high-pressure gas injection engine (2), the compressed gas being able to be fed to the return line (8) insofar as the quantity exceeds the fuel requirement of the high-pressure gas-injection engine (2). Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 oder 6, weiter umfassend - eine zweite Expansionseinheit (30), die eingerichtet ist, komprimiertes Gas von einem Druck pexpand auf einen Druck Pknock-out-drum auszudehnen, - einen Gas-Flüssigkeits-Abscheider (40) der Fluid führend stromabwärts an die zweite Expansionseinheit (30) anschliesst und eingerichtet ist, bei einem Druck pknock-out-drum einen verflüssigten Gasanteil in den LNG-Tank (3) rückzuspeisen und einen gasförmigen Anteil in die Entnahmeleitung (5) zu führen; wobei die zweite Expansionseinheit (30) und der Gas-Flüssigkeitsabscheider Fluid führend zwischen der Leitung des Wärmetauschers (20) zum Durchführen von zu kühlendem, komprimiertem Gas und dem LNG-Tank (3) angeordnet sind.Apparatus according to any one of claims 5 or 6 further comprising - a second expansion unit (30), which is set up to expand compressed gas from a pressure p expand to a pressure Pknock-out-drum, - A gas-liquid separator (40) which carries the fluid downstream of the second expansion unit (30) and is set up to feed back a liquefied gas component into the LNG tank (3) and a gaseous component at a pressure p knock-out drum share in the sampling line (5); wherein the second expansion unit (30) and the gas-liquid separator are fluidly arranged between the pipe of the heat exchanger (20) for passing compressed gas to be cooled and the LNG tank (3). Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 7, wobei der erste Kühler (50) ein Wasserkühler ist, bevorzugt Wasser mit Umgebungstemperatur als Kühlmittel verwendet, sodass das komprimierte Gas auf eine Temperatur von 35 bis 45°C kühlbar ist.Apparatus according to any one of claims 5 to 7, wherein the first cooler (50) is a water cooler, preferably using water at ambient temperature as coolant, so that the compressed gas can be cooled to a temperature of 35 to 45°C. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 8, wobei die mehrstufige Verdichteranordnung (10) eine erste Kompressionsstufe (71,72) aufweist, wobei die erste Kompressionsstufe eingerichtet ist, BOG (F2) aus dem LNG-Tank (3) auf einen ersten Druck p1 zwischen 6 und 18 bar zu verdichten, und wobei die erste Kompressionsstufe wenigstens einen Labyrinth gedichteten Kolbenkompressoren aufweist.Device according to one of claims 5 to 8, wherein the multi-stage compressor arrangement (10) has a first compression stage (71,72), the first compression stage being set up to BOG (F2) from the LNG tank (3) on a to compress the first pressure p1 between 6 and 18 bar, and wherein the first compression stage has at least one labyrinth-sealed piston compressor. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 9, wobei die mehrstufige Verdichteranordnung (10) eine mittlere (73) und eine letzte Kompressionsstufe (74,75) aufweist, welche eingerichtet sind, vorverdichtetes Gas von einem ersten Druck p1 auf den Druck phigh, bevorzugt wahlweise auf den Druck phigh oder den Druck plow, zu verdichten, wobei die letzte Kompressionsstufe (74,75) einen Bypass (19) mit ansteuerbarem Ventil (9) aufweist, um den Rückfluss und damit den Förderdruck nach der letzten Kompressionsstufe anzusteuern, wobei Gas derart über den Bypass rückspeisbar ist, dass das Gas am Auslass (7) den vorgegebenen Solldruckwert phigh, bevorzug den vorgegebenen Solldruckwert Druck phigh oder plow, aufweist.Device according to one of claims 5 to 9, wherein the multi-stage compressor arrangement (10) has a middle (73) and a last compression stage (74,75) which are set up to precompress gas from a first pressure p1 to the pressure p high , preferably to compress optionally to the pressure p high or the pressure p low , with the last compression stage (74,75) having a bypass (19) with a controllable valve (9) in order to control the return flow and thus the delivery pressure after the last compression stage, wherein gas can be fed back via the bypass in such a way that the gas at the outlet (7) has the specified target pressure value p high , preferably the specified target pressure value pressure p high or p low . Vorrichtung nach Anspruch 10, wobei der Bypass (19) mit ansteuerbarem Ventil (9) derart regulierbar ist, dass jeder Soll-Druck zwischen 100 und 300 bar einstellbar ist.Device according to Claim 10, in which the bypass (19) with a controllable valve (9) can be regulated in such a way that any desired pressure can be set between 100 and 300 bar. Vorrichtung nach Anspruch 10 oder 11, wobei die letzte Kompressionsstufe (74,75) wenigstens einen mit Kolbenring gedichteten Kolbenkompressor umfasst, bevorzugt zwei mit Kolbenring gedichtete Kolbenkompressoren umfasst.Apparatus according to claim 10 or 11, wherein the last compression stage (74,75) comprises at least one piston ring sealed piston compressor, preferably two piston ring sealed piston compressors. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 12, weiter umfassend: - eine Abzweigleitung (6), welche Fluid leitend stromabwärts von der ersten Kompressionsstufe (71,72) angeordnet ist und die weiter stromabwärts in eine Versorgungsleitung für einen Niederdruck-Gaseinspritzmotor (4) und/oder einer Gasverbrennungseinheit mündet. Apparatus according to any one of claims 9 to 12, further comprising: - a branch line (6) which is arranged to conduct fluid downstream of the first compression stage (71,72) and further downstream into a supply line for a low-pressure gas injection engine (4) and/or a gas combustion unit. Verwendung einer Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 13 auf einem Schiff, insbesondere einem Schiff, das mittels eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) angetrieben wird.Use of a device according to one of Claims 5 to 13 on a ship, in particular a ship which is propelled by means of a high-pressure gas-injection engine (2).
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