EP4007881A1 - Verfahren und anlage zur herstellung von flüssigerdgas - Google Patents

Verfahren und anlage zur herstellung von flüssigerdgas

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EP4007881A1
EP4007881A1 EP20745098.2A EP20745098A EP4007881A1 EP 4007881 A1 EP4007881 A1 EP 4007881A1 EP 20745098 A EP20745098 A EP 20745098A EP 4007881 A1 EP4007881 A1 EP 4007881A1
Authority
EP
European Patent Office
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natural gas
countercurrent
mixed refrigerant
absorption
heat exchanger
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP20745098.2A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Heinz Bauer
Michael Warter
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Linde GmbH
Original Assignee
Linde GmbH
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Filing date
Publication date
Application filed by Linde GmbH filed Critical Linde GmbH
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Pending legal-status Critical Current

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    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank

Definitions

  • the invention relates to a method and a plant for the production of liquefied natural gas according to the preambles of the independent claims.
  • Natural gas must be cooled down to temperatures of around -160 ° C for liquefaction and pressureless storage. In this state, the liquefied natural gas can be transported economically by cargo ship or truck, since it has only 1/600 the volume of the gaseous substance at atmospheric pressure.
  • Natural gas usually contains a mixture of methane and higher hydrocarbons as well as nitrogen, carbon dioxide and other undesirable components. Before liquefaction, these components have to be partially removed in order to avoid solidification during liquefaction or to meet customer requirements.
  • the methods used for this, such as adsorption, absorption and cryogenic rectification, are well known.
  • mixed refrigerants made from different hydrocarbon components and nitrogen are used in natural gas liquefaction.
  • methods are known in which two mixed refrigerant circuits are used (Dual Mixed Refrigerant, DMR).
  • DMR Dual Mixed Refrigerant
  • natural gas which in addition to methane contains even higher hydrocarbons such as ethane, propane, butane, etc., but has already been suitably freed from acid gases and dried, can be subjected to a separation of the higher hydrocarbons and a subsequent liquefaction.
  • the separation of the higher hydrocarbons is accompanied by a separation of benzene, which in the remaining liquefied natural gas is undesirable.
  • Benzene is used as a key or marker component in corresponding processes and can also be used as an indicator component for the separation.
  • the present invention therefore has the object of improving the liquefaction of natural gas using two mixed refrigerant circuits.
  • the present invention proposes a method for producing liquefied natural gas and a corresponding plant according to the preambles of the respective independent claims. Refinements are the subject matter of the dependent claims and the following description.
  • pressure level and "temperature level” to characterize pressures and temperatures, which is intended to express that corresponding pressures and temperatures do not have to be used in a corresponding system in the form of exact pressure or temperature values. However, such pressures and temperatures typically move in certain ranges, for example ⁇ 10% of a mean value. Corresponding pressure levels and temperature levels can be in disjoint areas or in areas that overlap. In particular, pressure levels include, for example, unavoidable or expected pressure losses. The same applies to temperature levels.
  • the pressure levels specified here in bar are absolute pressures. If “expansion machines” are mentioned here, this is typically understood to mean known turboexpander that have radial impellers arranged on a shaft.
  • a corresponding expansion machine can, for example, be mechanically braked or coupled to a device such as a compressor or a generator.
  • An expansion of a mixed refrigerant within the scope of the present invention is typically not carried out using an expansion machine, but rather using an expansion valve.
  • a “heat exchanger” for use in the context of the present invention can be designed in any conventional manner. It is used for the indirect transfer of heat between at least two fluid flows, for example, which flow countercurrently to one another, here in particular a comparatively warm feed natural gas flow or a gaseous fraction formed from it and one or more cold mixed refrigerant flows.
  • a corresponding heat exchanger can be formed from a single or several parallel and / or serially connected heat exchanger sections, e.g. from one or more wound heat exchangers or corresponding sections. In addition to wound heat exchangers of the type already mentioned, other types of heat exchangers can also be used within the scope of the present invention.
  • a countercurrent absorber is typically a liquid fraction ("bottom liquid”) and a gaseous fraction ("top gas”) from a lower area ("bottom”) or from an upper area ("top).
  • Countercurrent absorbers are from the field of separation technology Generally known. They are used for absorption in countercurrent flow and are therefore also referred to as countercurrent columns.
  • the releasing gas phase flows upwards through an absorption column.
  • the receiving solution phase flows, added from above and withdrawn from below, towards the gas phase "Washed” with the solution phase.
  • internals are typically provided, which for a stepwise (trays,
  • a liquid flow also referred to as "absorption liquid"
  • a countercurrent absorber with which components are washed out of a gaseous flow which is fed in deeper.
  • feed natural gas is used below, this should be understood, as already mentioned, to mean natural gas which has, in particular, been subjected to acid gas removal and optional further processing.
  • heavy hydrocarbons such as butanes and / or pentanes and hydrocarbons with six or more carbon atoms can already have been separated from the corresponding feed natural gas.
  • the natural gas used is in particular anhydrous and has a methane content of, for example, more than 85% and the remainder contains in particular ethane and propane. Nitrogen, helium and other light components can also be included.
  • liquefied natural gas is mentioned below, this is understood to mean a cryogenic liquid at the atmospheric boiling point of methane or below, in particular at -160 to -164 ° C, which is more than 85%, especially more than 90% methane and whose methane content is always higher than that of the feed natural gas used.
  • the liquefied natural gas is significantly lower in benzene than the natural gas used and only contains benzene in a maximum content specified below.
  • the natural gas used can be cooled in a first cooling step, depending on its composition, to a temperature in the range from -20 ° C to -70 ° C and then fed into the countercurrent absorber.
  • the countercurrent absorber can have a sump heater. Sump liquid that separates out in the countercurrent absorber contains at least some of the higher hydrocarbons from the natural gas used. Some of the bottom liquid can be returned to the countercurrent absorber as absorption liquid and, if necessary, also partially fed to a top gas of the countercurrent absorber after it has been removed from the countercurrent absorber.
  • the top gas of the countercurrent absorber is depleted in at least some of the higher hydrocarbons and is then subjected to a second cooling step which brings about the liquefaction.
  • Benzene is also used here as a key component, which may be contained in the top gas of the countercurrent absorber and thus in the natural gas to be liquefied, in particular less than 1 ppm on a molar basis. The contents of other higher hydrocarbons result from this; however, these are typically less critical. Benzene is particularly critical in liquefying natural gas because it can solidify at the low temperatures used.
  • mixed refrigerants are used in corresponding refrigerant circuits.
  • a first mixed refrigerant (Warm Mixed Refrigerant, WMR) can be subjected to gaseous compression in the following sequence, condensed by cooling, subcooled, expanded, heated in the first heat exchanger, in particular completely evaporated, and then subjected to compression again become.
  • the subcooling of the first mixture refrigerant can in particular take place in the first heat exchanger, the previous cooling in another heat exchanger.
  • a second mixed refrigerant (Cold Mixed Refrigerant, CMR) in gaseous form can be subjected to compression, condensed by cooling, supercooled, expanded, heated in the second heat exchanger, in particular completely evaporated, and then subjected to compression again.
  • the subcooling of the second mixed refrigerant can in particular take place in the second heat exchanger, the previous cooling in the first and the second heat exchanger.
  • the first and second heat exchangers are designed in particular as coiled heat exchangers (Coil Wound Heat Exchanger, CWHE) of a type known per se, with the heating of the mixed refrigerants after their expansion taking place in particular on the jacket side, ie in a jacket space surrounding the heat exchanger tubes which the mixture refrigerant is relaxed.
  • the media to be cooled are routed on the pipe side, i.e. through the appropriately provided heat exchanger pipes.
  • the heat exchanger tubes are provided in bundles in corresponding heat exchangers, so that the term “tube side” or “bundle side” is used here for a corresponding current flow.
  • Processes for liquefying natural gas must be flexibly adaptable to different plant capacities and operating conditions.
  • the explained methods using two mixed refrigerant circuits are preferably used when large ambient temperature fluctuations lead to significantly different refrigerant condensation conditions. These can be taken into account more efficiently if a mixture of refrigerant components is used instead of a single pure component such as propane.
  • a compact system layout (e.g. mandatory for offshore installations) can be achieved by minimizing the number of system components and by reducing the space between the systems, which can be determined by safety aspects.
  • System components known to be dangerous include pumps for liquid hydrocarbons (risk of leakage and leakage) and all types of equipment that contain significant amounts of liquid propane.
  • the present invention eliminates the problems explained by dispensing with hydrocarbon pumps and largely dispensing with propane as a refrigerant component in corresponding mixed refrigerants.
  • a total of a feed natural gas of the type explained above, which contains methane and higher hydrocarbons, including benzene is in a first cooling step using a first ("warm") mixed refrigerant to a first temperature level, in particular from -20 ° C to -70 ° C, cooled and then subjected to countercurrent absorption using an absorption liquid to form a gas fraction depleted in benzene.
  • the gas fraction depleted in benzene has in particular a content of less than 1 ppm on a molar basis of benzene, the content of benzene in the feed natural gas being significantly higher, for example 5 to 500 ppm.
  • the gas fraction formed is enriched in methane, especially compared to the natural gas used, and depleted in the higher hydrocarbons.
  • gas fraction can also be (essentially) free of hydrocarbons with five and possibly more carbon atoms, so that a depletion (essentially) to zero can take place.
  • Hydrocarbons may be contained, and a sump liquid formed during countercurrent absorption can also contain certain proportions of methane.
  • the degree of separation or enrichment and depletion achieved in countercurrent absorption depends on the subsequent use of appropriate fractions and the respective tolerable levels of the components mentioned.
  • part of the gas fraction that is depleted in benzene (and other higher hydrocarbons) (or essentially free thereof) from the countercurrent absorption is reduced to a second temperature level of in particular in a second cooling step using a second ("cold") mixed refrigerant Cooled from -145 ° C to -165 ° C and liquefied to liquefied natural gas.
  • Liquefied natural gas formed in this way can be subjected to any further processing or conditioning (expansion, subcooling, etc.).
  • the first and second mixed refrigerants are low in propane (with a content of less than 5 mol percent propane) or (essentially) propane-free, and the absorption liquid for countercurrent absorption is formed from a further part of the gas fraction from countercurrent absorption, which (geodetically) condenses above the countercurrent absorption and is returned to the countercurrent absorption without pumps.
  • propane with a content of less than 5 mol percent propane
  • propane-free propane-free
  • the absorption liquid for countercurrent absorption is formed from a further part of the gas fraction from countercurrent absorption, which (geodetically) condenses above the countercurrent absorption and is returned to the countercurrent absorption without pumps.
  • the present invention reduces or eliminates the use of significant amounts of propane-containing media by the proposed measures.
  • propane is considered a dangerous refrigerant due to its combination of high volatility and high molecular weight.
  • a corresponding refrigerant must inevitably be conveyed using machines with an increased probability of propane escaping. This is no longer the case within the scope of the present invention, so that it is also particularly suitable for system layouts with limited installation space, e.g. modularized systems and / or floating systems, in which the floor space is limited and safety equipment requiring additional installation space is difficult to install and is beneficial.
  • the absorption liquid for the countercurrent absorption is formed from the further part of the gas fraction from the countercurrent absorption, is condensed above the countercurrent absorption and is returned to the countercurrent absorption without pumps, there is no disadvantageous use of pumps with the problems explained for this medium (possibly containing propane) required.
  • the invention thus creates a solution in which the use of appreciable amounts of propane-containing media is essentially dispensed with by either using propane-free or low-propane-containing mixed refrigerants beforehand or a propane-containing top gas from the countercurrent absorption is pumped free.
  • propane-free or low-propane-containing mixed refrigerants beforehand or a propane-containing top gas from the countercurrent absorption is pumped free.
  • a countercurrent absorber is advantageously used in the countercurrent absorption, which is operated with a top condenser arranged above an absorption area of the countercurrent absorber, the top condenser being used to condense the further part of the gas fraction.
  • An “absorption area” is to be understood here as the area with internals as explained above.
  • the top condenser can be integrated into the countercurrent absorber or at least partially arranged within the countercurrent absorber.
  • An integrated head condenser comprises a heat exchange structure in a common column jacket, in which mass transfer structures of the type explained above are also arranged, the heat exchange structure, for example a cooling coil or the like, being separated from an area containing the mass transfer structures, in particular by a liquid dust base or a liquid-tight base. The latter allows a controlled return of condensate to the area with the mass transfer structures.
  • a head capacitor arranged outside, however, is not arranged in a common column jacket with the mass transfer structures.
  • the first mixed refrigerant advantageously has a total of more than 90 mol percent ethane, isobutane and n-butane and a total of less than 10, preferably less than 5 mol percent nitrogen, methane, propane and hydrocarbons with five or more carbon atoms.
  • the small amount of propane proves to be unproblematic.
  • the second mixed refrigerant advantageously has a total of more than 98 mol percent nitrogen, methane and ethane and a total of less than 2 mol percent propane and higher hydrocarbons.
  • a first heat exchanger is advantageously used in the first cooling step, the first mixed refrigerant being subjected to a gaseous, in particular single-stage, compression in a first mixed refrigerant circuit, condensed by cooling, subcooled, relaxed, heated in the first heat exchanger, in particular completely evaporated, and then subjected to compaction again.
  • the subcooling of the first mixed refrigerant can in particular take place in the first heat exchanger, the previous cooling in a further heat exchanger.
  • the first mixed refrigerant is compressed in particular in one stage and without intermediate cooling, which would create a risk of partial condensation and the need to convey the condensate to the high-pressure side of the compressor. This disadvantage is eliminated here.
  • a second heat exchanger is advantageously used in the second cooling step, the second mixed refrigerant being subjected to a gaseous, in particular multi-stage compression in a second mixed refrigerant circuit, condensed by cooling, subcooled, relaxed, heated in the second heat exchanger, in particular completely evaporated, and then subjected to compaction again.
  • the subcooling of the second mixed refrigerant can in particular take place in the second heat exchanger, the previous cooling in the first and the second heat exchanger.
  • the first and second heat exchangers can be designed as wound heat exchangers and, in particular, each with one or two (serial) bundles in a common jacket.
  • a collector for the second mixed refrigerant which absorbs this after its condensation, can be designed in the context of the present invention in particular for a pressure that is 2 to 10 bar above an intake pressure of a compressor or a first of several compressors that occur when the second mixed refrigerant is compressed used lies.
  • a series of three compressors can be used to compress the first and the second mixed refrigerant, a first of which compresses the first and the other two compress the second mixed refrigerant.
  • These compressors can be designed for (almost) identical shaft outputs, i.e. 33 1/3 ⁇ 3% of the total power consumption.
  • the second mixed refrigerant is advantageously used after the heating and evaporation in the second heat exchanger and before the compression in the condensation of the further part of the gas fraction from the countercurrent absorption and is further heated in the process. This results in a particularly advantageous use of this second mixed refrigerant.
  • the first (but not the second) heat exchanger is advantageously used to cool the first mixed refrigerant and / or the second (and additionally the first) heat exchanger is used to cool the second mixed refrigerant. Further cooling after compression or after compression steps can take place in a known manner, for example using air or water coolers.
  • an ascending gas phase is formed in an alternative, at least in part, by feeding in further feed natural gas that was not subjected to the first cooling step. This saves a reboiler, but requires a higher separation efficiency in the countercurrent absorption.
  • the rising gas phase can, however can also be provided at least in part by evaporation of part of a bottom liquid formed in the countercurrent absorption.
  • work-performing liquid expanders can be used at any point instead of expansion valves. This reduces energy consumption.
  • the present invention is suitable for typical natural gases, so that the natural gas used can in particular contain at least 80% methane and at least 50% ethane and propane in the remaining methane-free remainder.
  • the liquefied natural gas advantageously contains at least 90% methane, a methane content in the liquefied natural gas being higher than in the feed natural gas.
  • the present invention also extends to a plant for the production of liquefied natural gas, for whose specific features reference is made to the corresponding independent patent claim.
  • a plant for the production of liquefied natural gas for whose specific features reference is made to the corresponding independent patent claim.
  • Such a system is advantageously set up to carry out a method, as was previously explained in various configurations.
  • FIG. 1 illustrates a system according to an embodiment of the present invention in the form of a simplified process flow diagram.
  • FIG. 2 illustrates a system according to a further embodiment of the invention in the form of a simplified process flow diagram.
  • FIG. 1 a system in accordance with a particularly preferred embodiment of the present invention is shown in the form of a greatly simplified, schematic process flow diagram and denoted overall by 100.
  • the plant 100 illustrated in FIG. 1 is supplied with feed natural gas NG, which is initially divided into two partial flows.
  • a first partial flow is cooled in a first heat exchanger E1, which can in particular be designed as a wound heat exchanger, in a first cooling step to a first temperature level of, for example, -20 ° C to -70 ° C and then fed approximately centrally into a countercurrent absorber T1.
  • the second partial flow of the feed natural gas NG which is expanded via a valve V6, is also fed into a lower region of the countercurrent absorber T 1 and rises there essentially in gaseous form.
  • Gas is withdrawn from an upper region of the countercurrent absorber T1, which gas is cooled in a top condenser E2, which can for example be designed as a plate heat exchanger, and is fed into a headspace of the countercurrent absorber T 1.
  • the liquid that separates here is fed back to the countercurrent absorber T 1 as a return and washes out heavier components from the feed natural gas, which are converted into a sump liquid of the countercurrent absorber T1.
  • the sump liquid of the countercurrent absorber T1 can be expanded via a valve V5 and discharged from the system 100 as a heavy fraction HHC (heavy hydrocarbons).
  • Head gas of the countercurrent absorber T1 i.e. a methane-rich gas fraction, on the other hand, is cooled to a liquefaction temperature in a second heat exchanger E3, which can also be designed as a wound heat exchanger, and after expansion is discharged from the system 100 as liquefied natural gas LNG via a valve V4.
  • the system 100 comprises two mixed refrigerant circuits.
  • a first (“warm”) mixed refrigerant WMR in gaseous form is subjected to a single-stage compression in a compressor C1 and then cooled in an air cooler and / or water cooler E4 and thereby condensed.
  • Condensate can be obtained in a separator tank D1. This is first further cooled on the bundle side in the first heat exchanger E1, then expanded via a valve V1 and fed into the jacket space of the first heat exchanger E1, where it is heated, completely evaporated and then subjected to compression again.
  • the first mixed refrigerant is compressed in the single-stage compressor C1 without intermediate cooling, which would create a risk of partial condensation and the need to convey the condensate to the high-pressure side of the compressor. This disadvantage is eliminated here.
  • a second mixed refrigerant CMR in gaseous form is subjected to a step-by-step compression in compressors LP C2 and HP C2 and each after-cooled, for example in air coolers and / or water coolers E5 and E6. Further cooling takes place on the bundle side in the first heat exchanger E1 and then in the second heat exchanger E3. After a subsequent expansion in a valve V2, it is fed into a buffer container D2. Condensate withdrawn therefrom is expanded via a valve V3 and fed into the shell side into the second heat exchanger E2, where it is heated and completely evaporated. Before it is subjected to the compression again, the gaseous second mixed refrigerant CMR is used as refrigerant in the already mentioned top condenser E2.
  • top condenser E2 which is operated using sensible heat from the second mixed refrigerant, which leaves the second heat exchanger E3 in vapor form, above the countercurrent absorber T 1, a return pump can be dispensed with.
  • the return flow formed from the gas from the countercurrent absorber T1 is returned to the countercurrent absorber T 1 purely by the action of gravity.
  • FIG. 2 an installation according to a further embodiment of the present invention is shown in the form of a greatly simplified, schematic process flow diagram and is designated as a whole by 200.
  • a first difference to the configuration of the system 100 according to FIG. 1 is that the countercurrent absorber T 1 is not fed with a partial flow of the feed natural gas, but instead a reboiler E7 is provided, which evaporates part of the bottom liquid of the countercurrent absorber T1 and thus part the rising gas phase in the countercurrent absorber T 1 forms.
  • top condenser E3 is relocated in the form of corresponding heat exchanger structures into the head space of the countercurrent absorber T1, which may save corresponding installation space.
  • expansion of the liquefied natural gas LNG leaving the second heat exchanger E3 via an expansion machine X1 and a corresponding expansion of the cooled second mixed refrigerant CMR in an expansion machine X2 are provided.
  • the valve V1 can also be replaced by an expansion machine X3 (not shown).

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas (LNG), bei dem Einsatzerdgas (NG), das Methan und höhere Kohlenwasserstoffe, darunter Benzol, enthält, in einem ersten Abkühlschritt unter Verwendung eines ersten Gemischkältemittels (WMR) auf ein erstes Temperaturniveau abgekühlt und danach unter Bildung einer an Methan angereicherten und an Benzol abgereicherten Gasfraktion einer Gegenstromabsorption unter Verwendung einer Absorptionsflüssigkeit unterworfen wird, wobei ein Teil der Gasfraktion in einem zweiten Abkühlschritt unter Verwendung eines zweiten Gemischkältemittels (CMR) auf ein zweites Temperaturniveau abgekühlt und zu dem Flüssigerdgas (LNG) verflüssigt wird. In der vorgeschlagenen Anlage sind das erste und das zweite Gemischkältemittel (WMR, CMR) propanarm oder propanfrei, und die Absorptionsflüssigkeit wird aus einem weiteren Teil der Gasfraktion gebildet, der oberhalb der Gegenstromabsorption kondensiert und pumpenfrei in die Gegenstromabsorption zurückgeführt wird. Eine entsprechende Anlage (100, 200) ist ebenfalls Gegenstand der Erfindung.

Description

Beschreibung
Verfahren und Anlage zur Herstellung von Flüssigerdgas
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anlage zur Herstellung von Flüssigerdgas gemäß den Oberbegriffen der unabhängigen Patentansprüche.
Stand der Technik
Zur Verflüssigung und drucklosen Lagerung muss Erdgas auf Tieftemperaturen von etwa -160 °C heruntergekühlt werden. In diesem Zustand kann das Flüssigerdgas wirtschaftlich per Frachtschiff oder Lkw transportiert werden, da es nur 1/600 des Volumens der gasförmigen Substanz bei atmosphärischem Druck aufweist.
Erdgas enthält in der Regel eine Mischung aus Methan und höheren Kohlenwasserstoffen sowie Stickstoff, Kohlendioxid und weitere unerwünschte Bestandteile. Vor der Verflüssigung müssen diese Komponenten teilweise entfernt werden, um eine Verfestigung während der Verflüssigung zu vermeiden oder um Kundenanforderungen zu erfüllen. Die dazu eingesetzten Verfahren wie Adsorption, Absorption und kryogene Rektifikation sind allgemein bekannt.
Zu Details bezüglich bei der Erdgasverflüssigung eingesetzter Verfahren sei auf Fachliteratur wie den Artikel "Natural Gas" in Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Onlinepublikation 15. Juli 2006, DOI: 10.1002/14356007.a17_073.pub2, insbesondere Abschnitt 3, "Liquefaction", verwiesen.
Insbesondere kommen bei der Erdgasverflüssigung Gemischkältemittel aus unterschiedlichen Kohlenwasserstoffbestandteilen und Stickstoff zum Einsatz. Bekannt sind beispielsweise Verfahren, in denen zwei Gemischkältemittelkreisläufe eingesetzt werden (engl. Dual Mixed Refrigerant, DMR). Auf diese Weise kann beispielsweise Erdgas, das zusätzlich zu Methan noch höhere Kohlenwasserstoffe wie Ethan, Propan, Butan usw. enthält, aber zuvor bereits in geeigneter Weise von Sauergasen befreit und getrocknet wurde, einer Abscheidung der höheren Kohlenwasserstoffe und einer anschließenden Verflüssigung unterworfen werden. Die Abscheidung der höheren Kohlenwasserstoffe geht mit einer Abscheidung von Benzol einher, die in dem verbleibenden Flüssigerdgas unerwünscht ist. Benzol wird in entsprechenden Verfahren als Schlüssel- bzw. Markerkomponente verwendet und kann auch als Indikatorkomponente für die Abtrennung verwendet werden.
Aus dem Stand der Technik bekannte Verfahren zur Erdgasverflüssigung unter Verwendung entsprechender Gemischkältemittelkreisläufe erweisen sich häufig in der Praxis aus den nachfolgend erläuterten Gründen als verbesserungsbedürftig.
Die vorliegende Erfindung stellt sich daher die Aufgabe, die Erdgasverflüssigung unter Verwendung von zwei Gemischkältemittelkreisläufen zu verbessern.
Offenbarung der Erfindung
Vor diesem Hintergrund schlägt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas und eine entsprechende Anlage gemäß den Oberbegriffen der jeweiligen unabhängigen Patentansprüche vor. Ausgestaltungen sind jeweils Gegenstand der abhängigen Patentansprüche und der nachfolgenden Beschreibung.
Vor der Erläuterung der Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden einige Grundlagen der vorliegenden Erfindung näher erläutert und nachfolgend verwendete Begriffe definiert.
Die vorliegende Anmeldung verwendet zur Charakterisierung von Drücken und Temperaturen die Begriffe "Druckniveau" und "Temperaturniveau", wodurch zum Ausdruck gebracht werden soll, dass entsprechende Drücke und Temperaturen in einer entsprechenden Anlage nicht in Form exakter Druck- bzw. Temperaturwerte verwendet werden müssen. Jedoch bewegen sich derartige Drücke und Temperaturen typischerweise in bestimmten Bereichen, die beispielsweise ± 10% um einen Mittelwert liegen. Entsprechende Druckniveaus und Temperaturniveaus können dabei in disjunkten Bereichen liegen oder in Bereichen, die einander überlappen. Insbesondere schließen beispielsweise Druckniveaus unvermeidliche oder zu erwartende Druckverluste ein. Entsprechendes gilt für Temperaturniveaus. Bei den hier in bar angegebenen Druckniveaus handelt es sich um Absolutdrücke. Ist hier von "Entspannungsmaschinen" die Rede, seien darunter typischerweise bekannte Turboexpander verstanden, die auf einer Welle angeordnete radiale Laufräder aufweisen. Eine entsprechende Entspannungsmaschine kann beispielsweise mechanisch gebremst oder mit einer Einrichtung wie einem Verdichter oder einem Generator gekoppelt sein. Eine Entspannung eines Gemischkältemittels im Rahmen der vorliegenden Erfindung wird typischerweise nicht unter Verwendung einer Entspannungsmaschine, sondern unter Verwendung eines Entspannungsventils durchgeführt.
Ein "Wärmetauscher" zum Einsatz im Rahmen der vorliegenden Erfindung kann in jeglicher fachüblichen Art ausgebildet sein. Er dient zur indirekten Übertragung von Wärme zwischen zumindest zwei z.B. im Gegenstrom zueinander geführten Fluidströmen, hier insbesondere einem vergleichsweise warmen Einsatzerdgasstrom oder einer hieraus gebildeten gasförmigen Fraktion und einem oder mehreren kalten Gemischkältemittelströmen. Ein entsprechender Wärmetauscher kann aus einem einzelnen oder mehreren parallel und/oder seriell verbundenen Wärmetauscherabschnitten gebildet sein, z.B. aus einem oder mehreren gewickelten Wärmetauschern oder entsprechenden Abschnitten. Neben gewickelten Wärmetauschern der bereits angesprochenen Art können im Rahmen der vorliegenden Erfindung auch andere Typen von Wärmetauschern eingesetzt werden.
Die relativen räumlichen Begriffe "oben", "unten", "über", "unter", "oberhalb",
"unterhalb", "neben", "nebeneinander", "vertikal", "horizontal" etc. beziehen sich hier auf die wechselseitige Anordnung von Komponenten im Normalbetrieb. Unter einer Anordnung zweier Komponenten "übereinander" wird hier verstanden, dass das sich obere Ende der unteren der beiden Komponenten auf niedrigerer oder gleicher geodätischer Höhe befindet wie das untere Ende der oberen der beiden Komponenten und sich die vertikalen Projektionen der beiden Komponenten überschneiden. Insbesondere sind die beiden Komponenten genau übereinander angeordnet, d.h. die Mittelachsen der beiden Komponenten verlaufen auf derselben vertikalen Geraden. Die Achsen der beiden Komponenten müssen jedoch nicht genau senkrecht übereinander liegen, sondern können auch gegeneinander versetzt sein.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung kommt ein Gegenstromabsorber zum Einsatz. Zur Auslegung und Ausgestaltung entsprechender Apparate sei auf einschlägige Lehrbücher verwiesen (siehe beispielsweise K. Sattler: Thermische Trennverfahren. Grundlagen, Auslegung, Apparate. Weinheim: Wiley-VCH, 3. Auflage 2001). Einem Gegenstromabsorber sind typischerweise eine flüssige Fraktion ("Sumpfflüssigkeit") und eine gasförmige Fraktion ("Kopfgas") aus einem unteren Bereich ("Sumpf") bzw. aus einem oberen Bereich ("Kopf) entnehmbar. Gegenstromabsorber sind aus dem Bereich der T renntechnik allgemein bekannt. Sie werden zur Absorption im Phasengegenstrom verwendet und daher auch als Gegenstromkolonnen bezeichnet. Bei der Absorption im Gegenstrom strömt die abgebende Gasphase aufwärts durch eine Absorptionskolonne. Die aufnehmende Lösungsphase fließt, von oben aufgegeben und unten abgezogen, der Gasphase entgegen. Die Gasphase wird mit der Lösungsphase "gewaschen". In einer entsprechenden Absorptionskolonne sind typischerweise Einbauten vorgesehen, die für einen stufenweisen (Böden,
Sprühzonen, rotierende Teller usw.) oder stetigen (regellose Schüttungen von Füllkörpern, Packungen usw.) Phasenkontakt sorgen. In einen oberen Bereich eines Gegenstromabsorbers wird ein flüssiger Strom, auch als "Absorptionsflüssigkeit" bezeichnet, eingespeist, womit Komponenten aus einem gasförmigen Strom, der tiefer eingespeist wird, ausgewaschen werden.
Ist nachfolgend von einem "Einsatzerdgas" die Rede, sei hierunter, wie bereits erwähnt, Erdgas verstanden, das insbesondere einer Sauergasentfernung und optionalen weiteren Aufbereitung unterworfen worden ist. Insbesondere können aus entsprechendem Einsatzerdgas auch bereits schwere Kohlenwasserstoffe wie Butane und/oder Pentane sowie Kohlenwasserstoffe mit sechs und mehr Kohlenstoffatomen abgeschieden worden sein. Das Einsatzerdgas ist insbesondere wasserfrei und weist einen Gehalt von beispielsweise mehr als 85% Methan auf und enthält im verbleibenden Rest insbesondere Ethan und Propan. Auch Stickstoff, Helium und andere leichte Komponenten können noch enthalten sein.
Ist nachfolgend von "Flüssigerdgas" die Rede, wird hierunter eine auf dem atmosphärischen Siedepunkt von Methan oder darunter, insbesondere bei -160 bis -164 °C, vorliegende tiefkalte Flüssigkeit verstanden, die zu mehr als 85%, insbesondere zu mehr als 90% Methan aufweist, und deren Methangehalt in jedem Fall höher ist als der des verwendeten Einsatzerdgases. Das Flüssigerdgas ist insbesondere deutlich benzolärmer als das Einsatzerdgas und weist Benzol nur in einem unten angegebenen Maximalgehalt auf. Merkmale und Vorteile der Erfindung
Ein Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas unter Verwendung zweier Gemischkältemittel ist beispielsweise in der US 6,119,479 A offenbart. In diesem Verfahren können die im Einsatzerdgas enthaltenen höheren Kohlenwasserstoffe je nach Bedarf in einem Gegenstromabsorber aus dem diesem abgeschieden werden.
Hierzu kann das Einsatzerdgas in einem ersten Abkühlschritt je nach Zusammensetzung auf eine Temperatur im Bereich von -20°C bis -70° C abgekühlt und anschließend in den Gegenstromabsorber eingespeist werden. Der Gegenstromabsorber kann eine Sumpfheizung aufweisen. Sich in dem Gegenstromabsorber abscheidende Sumpfflüssigkeit enthält zumindest einen Teil der höheren Kohlenwasserstoffe aus dem Einsatzerdgas. Die Sumpfflüssigkeit kann zu einem Teil als Absorptionsflüssigkeit auf den Gegenstromabsorber zurückgeführt und bei Bedarf auch teilweise einem Kopfgas des Gegenstromabsorbers nach dessen Entnahme aus dem Gegenstromabsorber zugespeist werden. Das Kopfgas des Gegenstromabsorbers ist auf diese Weise an zumindest einem Teil der höheren Kohlenwasserstoffe abgereichert und wird anschließend einem zweiten Abkühlschritt unterworfen, der die Verflüssigung bewirkt. Als Schlüsselkomponente wird auch hier Benzol verwendet, das in dem Kopfgas des Gegenstromabsorbers, und damit in dem zu verflüssigenden Erdgas, insbesondere zu weniger als 1 ppm auf Molbasis enthalten sein darf. Die Gehalte anderer höherer Kohlenwasserstoffe ergeben sich hieraus; diese sind jedoch typischerweise weniger kritisch. Benzol ist insbesondere deshalb bei der Erdgasverflüssigung als kritisch anzusehen, weil es sich bei den verwendeten tiefen Temperaturen verfestigen kann.
Sowohl in dem ersten als auch in dem zweiten Abkühlschritt des soeben erläuterten Verfahrens werden Gemischkältemittel in entsprechenden Kältemittelkreisläufen eingesetzt. Insbesondere kann dabei ein erstes Gemischkältemittel (engl. Warm Mixed Refrigerant, WMR) in der nachfolgend angegebenen Reihenfolge gasförmig einer Verdichtung unterworfen, durch Abkühlen kondensiert, unterkühlt, entspannt, in dem ersten Wärmetauscher erwärmt, dabei insbesondere vollständig verdampft, und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen werden. Die Unterkühlung des ersten Gemischkältemittels kann insbesondere in dem ersten Wärmetauscher erfolgen, die vorige Abkühlung in einem weiteren Wärmetauscher. Ferner kann ein zweites Gemischkältemittel (engl. Cold Mixed Refrigerant, CMR) gasförmig einer Verdichtung unterworfen, durch Abkühlen kondensiert unterkühlt, entspannt, in dem zweiten Wärmetauscher erwärmt, dabei insbesondere vollständig verdampft, und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen werden. Die Unterkühlung des zweiten Gemischkältemittels kann insbesondere in dem zweiten Wärmetauscher erfolgen, die vorige Abkühlung in dem ersten und dem zweiten Wärmetauscher.
Der erste und der zweite Wärmetauscher sind insbesondere als gewickelte Wärmetauscher (engl. Coil Wound Heat Exchanger, CWHE) an sich bekannter Art ausgeführt, wobei die Erwärmung der Gemischkältemittel nach deren Entspannung insbesondere mantelseitig, d.h. in einem die Wärmetauscherrohre bzw. umgebenden Mantelraum erfolgt, in den das Gemischkältemittel entspannt wird. Die abzukühlenden Medien werden rohrseitig, d.h. durch die entsprechend bereitgestellten Wärmetauscherrohre, geführt. Die Wärmetauscherrohre sind in entsprechenden Wärmetauschern in Bündeln bereitgestellt, so dass für eine entsprechende Stromführung hier der Begriff "rohrseitig" bzw. "bündelseitig" verwendet wird.
Verfahren und Anlagen ähnlicher Art sind beispielsweise auch in der US 6,370,910 A und der AU 2005224308 B2 offenbart.
Verfahren zur Erdgasverflüssigung müssen flexibel an unterschiedliche Anlagenkapazitäten und Betriebsbedingungen anpassbar sein. Die erläuterten Verfahren unter Verwendung von zwei Gemischkältemittelkreisläufen werden vorzugsweise eingesetzt, wenn große Umgebungstemperaturschwankungen zu deutlich unterschiedlichen Kältemittelkondensationsbedingungen führen. Diese können effizienter berücksichtigt werden, wenn ein Gemisch aus Kältemittelkomponenten anstelle einer einzigen reinen Komponente wie Propan verwendet wird.
Darüber hinaus enthalten entsprechende Verfahren keine großen Bestände an flüssigen Kohlenwasserstoffen mit einem höheren Molekulargewicht als Luft, was ein erhebliches Sicherheitsrisiko darstellen würde. Entsprechende Kohlenwasserstoffe können sich in tiefer gelegenen Bereichen sammeln und ggf. zu Explosionen führen. Propan gilt in diesem Sinne aufgrund einer Kombination aus hoher Flüchtigkeit und hohem Molekulargewicht als das gefährlichste Kältemittel. Daher sind Verfahren unter Verwendung von zwei Gemischkältemittelkreisläufen und entsprechend reduziertem Propananteil darin eine bevorzugte Lösung für Anlagenlayouts mit beschränktem Bauraum, z.B. modularisierte Anlagen und/oder schwimmende Anlagen, bei denen die Grundfläche begrenzt ist.
Ein kompaktes Anlagenlayout (z.B. obligatorisch für Offshore-Installationen) kann durch Minimierung der Anzahl von Anlagenkomponenten und durch Reduzierung des Raums zwischen den Anlagen erreicht werden, der durch Sicherheitsaspekte bestimmt sein kann. Zu den bekanntermaßen gefährlichen Anlagenkomponenten gehören Pumpen für flüssige Kohlenwasserstoffe (Gefahr von Leckage und Flüssigkeitsaustritt) und alle Arten von Geräten, die erhebliche Mengen an flüssigem Propan enthalten.
Die vorliegende Erfindung behebt die erläuterten Probleme durch den Verzicht auf Kohlenwasserstoffpumpen und den weitgehenden Verzicht von Propan als Kältemittelkomponente in entsprechenden Gemischkältemitteln. Diese Vorteile werden durch die nachfolgend vorgeschlagenen erfindungsgemäßen Maßnahmen und entsprechende vorteilhafte Ausgestaltungen erzielt.
In dem erfindungsgemäß vorgeschlagenen Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas wird insgesamt ein Einsatzerdgas der zuvor erläuterten Art, das Methan und höhere Kohlenwasserstoffe, darunter Benzol, enthält, in einem ersten Abkühlschritt unter Verwendung eines ersten ("warmen") Gemischkältemittels auf ein erstes Temperaturniveau, insbesondere von -20 °C bis -70 °C, abgekühlt und danach unter Bildung einer an Benzol abgereicherten Gasfraktion einer Gegenstromabsorption unter Verwendung einer Absorptionsflüssigkeit unterworfen. Die an Benzol abgereicherte Gasfraktion weist dabei insbesondere einen Gehalt von weniger als 1 ppm auf Molbasis an Benzol auf, wobei der Gehalt an Benzol in dem Einsatzerdgas deutlich darüber, beispielsweise bei 5 bis 500 ppm liegt. Die gebildete Gasfraktion ist insbesondere gegenüber dem Einsatzerdgas an Methan angereichert und an den höheren Kohlenwasserstoffen abgereichert.
Zur Gegenstromabsorption können grundsätzlich bekannte Mittel eingesetzt werden. Die Gasfraktion kann dabei auch (im Wesentlichen) frei von Kohlenwasserstoffen mit fünf und ggf. mehr Kohlenstoffatomen sein, so dass eine Abreicherung (im Wesentlichen) auf Null erfolgen kann. Es können jedoch auch weiterhin höhere Kohlenwasserstoffe enthalten sein, und auch eine bei der Gegenstromabsorption gebildete Sumpfflüssigkeit kann gewisse Anteile an Methan aufweisen. Der Grad der in der Gegenstromabsorption erzielten Trennung bzw. Anreicherung und Abreicherung richtet sich nach der nachfolgenden Verwendung entsprechender Fraktionen und den jeweils tolerierbaren Gehalten an den genannten Komponenten.
Ein Teil der entsprechend an Benzol (und anderen höheren Kohlenwasserstoffen) abgereicherten (oder im Wesentlichen hiervon freien) Gasfraktion aus der Gegenstromabsorption wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung in einem zweiten Abkühlschritt unter Verwendung eines zweiten ("kalten") Gemischkältemittels auf ein zweites Temperaturniveau von insbesondere -145 °C bis -165 °C abgekühlt und zu Flüssigerdgas verflüssigt. Auf diese Weise gebildetes Flüssigerdgas kann einer beliebigen weiteren Aufbereitung bzw. Konditionierung (Entspannung, Unterkühlung usw.) unterworfen werden.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung sind das erste und das zweite Gemischkältemittel propanarm (mit einem Gehalt von weniger als 5 Molprozent Propan) oder (im Wesentlichen) propanfrei, und die Absorptionsflüssigkeit für die Gegenstromabsorption wird aus einem weiteren Teil der Gasfraktion aus der Gegenstromabsorption gebildet, der (geodätisch) oberhalb der Gegenstromabsorption kondensiert und pumpenfrei in die Gegenstromabsorption zurückgeführt wird. Zum Begriff "oberhalb" sei auf die obigen Definitionen verwiesen.
Die vorliegende Erfindung reduziert bzw. eliminiert durch die vorgeschlagenen Maßnahmen die Verwendung von nennenswerten Mengen an Propan enthaltenden Medien. Wie erwähnt, gilt Propan aufgrund der Kombination aus hoher Flüchtigkeit und hohem Molekulargewicht als gefährliches Kältemittel. Ein entsprechendes Kältemittel muss zwangsläufig mittels Maschinen gefördert werden, bei denen eine erhöhte Wahrscheinlichkeit eines Propanaustritts existiert. Dies ist im Rahmen der vorliegenden Erfindung nicht mehr der Fall, so dass diese auch insbesondere für Anlagenlayouts mit beschränktem Bauraum, z.B. modularisierte Anlagen und/oder schwimmende Anlagen, bei denen die Grundfläche begrenzt ist und zusätzlichen Bauraum erfordernde sicherheitstechnische Einrichtungen nur schwer installierbar sind, geeignet und vorteilhaft ist. Dadurch, dass die Absorptionsflüssigkeit für die Gegenstromabsorption aus dem weiteren Teil der Gasfraktion aus der Gegenstromabsorption gebildet, oberhalb der Gegenstromabsorption kondensiert und pumpenfrei in die Gegenstromabsorption zurückgeführt wird, ist auch für dieses (ggf. propanhaltige) Medium keine nachteilige Verwendung von Pumpen mit den erläuterten Problemen erforderlich.
Die Erfindung schafft also eine Lösung, in der auf die Verwendung nennenswerter Mengen an Propan enthaltender Medien im Wesentlichen verzichtet wird, indem entweder zuvor Propan enthaltende Gemischkältemittel propanarm oder propanfrei eingesetzt werden bzw. ein propanhaltiges Kopfgas aus der Gegenstromabsorption pumpenfrei gefördert wird. Überraschenderweise wurde dabei herausgefunden, dass das im Rahmen der vorliegenden Erfindung vorgeschlagene Verfahren die gleiche oder eine höhere thermodynamische Effizienz im Vergleich zu bekannten Verfahren aufweist. Im Rahmen der vorliegenden Erfindung können dabei die Investitionskosten ohne Erhöhung der Betriebskosten reduziert werden.
In dem erfindungsgemäß vorgeschlagenen Verfahren wird vorteilhafterweise in der Gegenstromabsorption ein Gegenstromabsorber verwendet wird, der mit einem oberhalb eines Absorptionsbereichs des Gegenstromabsorbers angeordneten Kopfkondensator betrieben wird, wobei der Kopfkondensator zur Kondensation des weiteren Teils der Gasfraktion verwendet wird. Unter einem "Absorptionsbereich" soll dabei hier der Bereich mit Einbauten wie oben erläutert verstanden werden.
Der Kopfkondensator kann dabei in den Gegenstromabsorber integriert oder zumindest teilweise innerhalb des Gegenstromabsorbers angeordnet sein. Ein integrierter Kopfkondensator umfasst eine Wärmetauschstruktur in einem gemeinsamen Säulenmantel, in dem auch Stoffaustauschstrukturen der zuvor erläuterten Art angeordnet sind, wobei die Wärmetauschstruktur, beispielsweise eine Kühlschlange oder dergleichen, von einem die Stoffaustauschstrukturen enthaltenden Bereich insbesondere durch einen Flüssigkeitsstauboden oder einen flüssigkeitsdichten Boden getrennt ist. Letzterer erlaubt einen kontrollierten Rücklauf von Kondensat auf den Bereich mit den Stoffaustauschstrukturen. Ein außerhalb angeordneter Kopfkondensator ist dagegen nicht in einem gemeinsamen Säulenmantel mit den Stoffaustauschstrukturen angeordnet. In dem erfindungsgemäß vorgeschlagenen Verfahren weist das erste Gemischkältemittel vorteilhafterweise in Summe mehr als 90 Molprozent Ethan, Isobutan und n-Butan sowie in Summe weniger als 10, vorzugsweise weniger als 5 Molprozent Stickstoff, Methan, Propan und Kohlenwasserstoffe mit fünf und mehr Kohlenstoffatomen auf. Die geringe Propanmenge erweist sich im Gegensatz zu bekannten Verfahren als unproblematisch. Das zweite Gemischkältemittel weist dagegen vorteilhafterweise in Summe mehr als 98 Molprozent Stickstoff, Methan und Ethan sowie in Summe weniger als 2 Molprozent an Propan und höheren Kohlenwasserstoffen auf.
Vorteilhafterweise wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung in dem ersten Abkühlschritt ein erster Wärmetauscher verwendet, wobei das erste Gemischkältemittel in einem ersten Gemischkältemittelkreislauf gasförmig einer insbesondere einstufigen Verdichtung unterworfen, durch Abkühlen kondensiert, unterkühlt, entspannt, in dem ersten Wärmetauscher erwärmt, dabei insbesondere vollständig verdampft, und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen wird. Die Unterkühlung des ersten Gemischkältemittels kann insbesondere in dem ersten Wärmetauscher erfolgen, die vorige Abkühlung in einem weiteren Wärmetauscher. Im Gegensatz zu nicht erfindungsgemäßen Verfahren erfolgt die Verdichtung des ersten Gemischkältemittels also insbesondere einstufig und ohne Zwischenkühlung, was ein Risiko einer teilweisen Kondensation und eine Notwendigkeit der Förderung des Kondensats auf die Hochdruckseite des Verdichters begründen würde. Dieser Nachteil wird hier behoben.
Weiter wird in dem erfindungsgemäßen Verfahren vorteilhafterweise in dem zweiten Abkühlschritt ein zweiter Wärmetauscher verwendet, wobei das zweite Gemischkältemittel in einem zweiten Gemischkältemittelkreislauf gasförmig einer insbesondere mehrstufigen Verdichtung unterworfen, durch Abkühlen kondensiert, unterkühlt, entspannt, in dem zweiten Wärmetauscher erwärmt, dabei insbesondere vollständig verdampft, und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen wird. Die Unterkühlung des zweiten Gemischkältemittels kann insbesondere in dem zweiten Wärmetauscher erfolgen, die vorige Abkühlung in dem ersten und dem zweiten Wärmetauscher. Der erste und der zweite Wärmetauscher können, wie erwähnt, als gewickelte Wärmetauscher und insbesondere mit jeweils einem oder zwei (seriellen) Bündeln in einem gemeinsamen Mantel ausgeführt werden.
Ein Sammler für das zweite Gemischkältemittel, der dieses nach dessen Kondensation aufnimmt, kann im Rahmen der vorliegenden Erfindung insbesondere für einen Druck ausgelegt sein, der 2 bis 10 bar oberhalb eines Ansaugdrucks eines Verdichters oder eines ersten von mehreren Verdichtern, die beim Verdichten des zweiten Gemischkältemittels verwendet werden, liegt.
Insbesondere kann zum Verdichten des ersten und des zweiten Gemischkältemittels eine Reihe von drei Verdichtern verwendet werden, von denen ein erster das erste und die zwei weiteren das zweite Gemischkältemittel verdichten. Diese Verdichter können für (fast) identische Wellenleistungen ausgelegt werden, d.h. 33 1/3 ± 3% der Gesamtleistungsaufnahme.
Das zweite Gemischkältemittel wird vorteilhafterweise nach der Erwärmung und Verdampfung in dem zweiten Wärmetauscher und vor der Verdichtung bei der Kondensation des weiteren Teils der Gasfraktion aus der Gegenstromabsorption verwendet und dabei weiter erwärmt. Auf diese Weise ergibt sich eine besonders vorteilhafte Nutzung dieses zweiten Gemischkältemittels.
Zum Abkühlen des ersten Gemischkältemittels wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung vorteilhafterweise der erste (aber nicht der zweite) Wärmetauscher verwendet und/oder zum Abkühlen des zweiten Gemischkältemittels wird der zweite (und zusätzlich der erste) Wärmetauscher verwendet. Eine weitere Abkühlung nach der Verdichtung oder nach Verdichtungsschritten kann in bekannter Art, beispielsweise unter Verwendung von Luft- oder Wasserkühlern, erfolgen.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung wird in der Gegenstromabsorption eine aufsteigende Gasphase in einer Alternative zumindest zum Teil durch Einspeisen von weiterem Einsatzerdgas, das nicht dem ersten Abkühlschritt unterworfen wurde, gebildet. Auf diese Weise spart man sich einen Aufkocher, bedingt aber eine höhere Trennleistung in der Gegenstromabsorption. Die aufsteigende Gasphase kann aber auch zumindest zum Teil durch Verdampfen eines Teils einer in der Gegenstromabsorption gebildeten Sumpfflüssigkeit bereitgestellt werden.
An jeder Stelle können im Rahmen der vorliegenden Erfindung statt Entspannungsventilen arbeitsleistende Flüssigkeits-Expander eingesetzt werden. Dadurch wird der Energieverbrauch reduziert.
Die vorliegende Erfindung eignet sich für typische Erdgase, so dass das Einsatzerdgas insbesondere wenigstens 80% Methan und im verbleibenden methanfreien Rest zu wenigstens 50% Ethan und Propan enthalten kann. Das Flüssigerdgas enthält vorteilhafterweise wenigstens 90% Methan, wobei ein Methananteil in dem Flüssigerdgas höher als in dem Einsatzerdgas ist.
Die vorliegende Erfindung erstreckt sich ferner auf eine Anlage zur Herstellung von Flüssigerdgas, zu deren spezifischen Merkmalen auf den entsprechenden unabhängigen Patentanspruch verwiesen wird. Zu weiteren Merkmalen und Ausgestaltungen einer derartigen Anlage und von bevorzugten Ausführungsformen sei auf die obigen Erläuterungen bezüglich des erfindungsgemäßen Verfahrens und seiner jeweiligen vorteilhaften Ausgestaltungen ausdrücklich verwiesen. Vorteilhafterweise ist eine derartige Anlage zur Durchführung eines Verfahrens eingerichtet, wie es zuvor in unterschiedlichen Ausgestaltungen erläutert wurde.
Die vorliegende Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen, die eine Erdgasverflüssigungsanlage gemäß einer Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung veranschaulichen, näher erläutert.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Figur 1 veranschaulicht eine Anlage gemäß einer Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung in Form eines vereinfachten Prozessflussdiagramms.
Figur 2 veranschaulicht eine Anlage gemäß einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung in Form eines vereinfachten Prozessflussdiagramms. Ausführliche Beschreibung der Zeichnungen
In Figur 1 ist eine Anlage gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung in Form eines stark vereinfachten, schematischen Prozessflussdiagramms dargestellt und insgesamt mit 100 bezeichnet.
Der in Figur 1 veranschaulichten Anlage 100 wird Einsatzerdgas NG zugeführt, welches zunächst in zwei Teilströme aufgeteilt wird. Ein erster Teilstrom wird in einem ersten Wärmetauscher E1 , der insbesondere als gewickelter Wärmetauscher ausgebildet sein kann, in einem ersten Abkühlschritt auf ein erstes Temperaturniveau von beispielsweise -20 °C bis -70 °C abgekühlt und anschließend in etwa mittig in einen Gegenstromabsorber T1 eingespeist.
In einen unteren Bereich des Gegenstromabsorbers T 1 wird ferner der zweite Teilstrom des Einsatzerdgases NG, der über ein Ventil V6 entspannt wird, eingespeist, welcher dort im Wesentlichen gasförmig aufsteigt. Aus einem oberen Bereich des Gegenstromabsorbers T1 wird Gas abgezogen, das in einem Kopfkondensator E2, der beispielsweise als Plattenwärmetauscher ausgebildet sein kann, abgekühlt und in einen Kopfraum des Gegenstromabsorbers T 1 eingespeist wird. Sich hier abscheidende Flüssigkeit wird als Rücklauf auf den Gegenstromabsorber T 1 zurückgeführt und wäscht schwerere Komponenten aus dem Einsatzerdgas aus, die in eine Sumpfflüssigkeit des Gegenstromabsorbers T1 übergehen.
Die Sumpfflüssigkeit des Gegenstromabsorbers T1 kann über ein Ventil V5 entspannt und als Schwerfraktion HHC (engl heavy hydrocarbons) aus der Anlage 100 ausgeführt werden. Kopfgas des Gegenstromabsorbers T1, also eine methanreiche Gasfraktion, wird hingegen in einen zweiten Wärmetauscher E3, der ebenfalls als gewickelter Wärmetauscher ausgebildet sein kann, auf eine Verflüssigungstemperatur abgekühlt und nach Entspannung über ein Ventil V4 als Flüssigerdgas LNG aus der Anlage 100 ausgeführt.
Die Anlage 100 umfasst zwei Gemischkältemittelkreisläufe. In einem ersten Gemischkältemittelkreislauf wird ein erstes ("warmes") Gemischkältemittel WMR gasförmig einer einstufigen Verdichtung in einem Verdichter C1 unterworfen und in einem Luftkühler und/oder Wasserkühler E4 nachgekühlt und dadurch kondensiert. Kondensat kann in einem Abscheidebehälter D1 gewonnen werden. Dieses wird in dem ersten Wärmetauscher E1 zunächst bündelseitig weiter abgekühlt, dann über ein Ventil V1 entspannt und in den Mantelraum des ersten Wärmetauschers E1 eingespeist, wo es erwärmt, vollständig verdampft und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen wird.
Im Gegensatz zu nicht erfindungsgemäßen Verfahren erfolgt die Verdichtung des ersten Gemischkältemittels hier insbesondere in dem einstufigen Verdichter C1 ohne Zwischenkühlung, was ein Risiko einer teilweisen Kondensation und eine Notwendigkeit der Förderung des Kondensats auf die Hochdruckseite des Verdichters begründen würde. Dieser Nachteil wird hier behoben.
Ferner wird in der Anlage 100 ein zweites Gemischkältemittel CMR gasförmig einer stufenweisen Verdichtung in Verdichtern LP C2 und HP C2 unterworfen und jeweils, beispielsweise in Luftkühlern und/oder Wasserkühlern E5 und E6, nachgekühlt. Eine weitere Abkühlung erfolgt bündelseitig in dem ersten Wärmetauscher E1 und danach in dem zweiten Wärmetauscher E3. Nach einer anschließenden Entspannung in einem Ventil V2 erfolgt eine Einspeisung in einen Pufferbehälter D2. Hieraus abgezogenes Kondensat wird über ein Ventil V3 entspannt und mantelseitig in den zweiten Wärmetauscher E2 eingespeist und dort erwärmt und vollständig verdampft. Das gasförmige zweite Gemischkältemittel CMR wird, bevor es erneut der Verdichtung unterworfen wird, als Kältemittel in dem bereits erwähnten Kopfkondensator E2 eingesetzt.
Durch eine Installation des Kopfkondensators E2, der unter Verwendung von fühlbarer Wärme des zweiten Gemischkältemittels betrieben wird, welches den zweiten Wärmetauscher E3 dampfförmig verlässt, oberhalb des Gegenstromabsorbers T 1 kann auf eine Rücklaufpumpe verzichtet werden. Der aus dem Gas aus dem Gegenstromabsorber T1 gebildete Rücklauf wird hingegen rein durch Schwerkraftwirkung auf den Gegenstromabsorber T 1 zurückgeführt.
In Figur 2 ist eine Anlage gemäß einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung in Form eines stark vereinfachten, schematischen Prozessflussdiagramms dargestellt und insgesamt mit 200 bezeichnet. Ein erster Unterschied zur Ausgestaltung der Anlage 100 gemäß Figur 1 besteht hier darin, dass der Gegenstromabsorber T 1 nicht mit einem Teilstrom des Einsatzerdgases gespeist wird, sondern stattdessen ein Aufkocher E7 bereitgestellt ist, welcher einen Teil der Sumpfflüssigkeit des Gegenstromabsorbers T1 verdampft und damit einen Teil der aufsteigenden Gasphase in dem Gegenstromabsorber T 1 bildet.
Ein weiterer Unterschied zur Ausgestaltung der Anlage 100 gemäß Figur 1 besteht ferner darin, dass der Kopfkondensator E3 in Form entsprechender Wärmetauscherstrukturen in den Kopfraum des Gegenstromabsorbers T1 verlagert ist, wodurch ggf. entsprechender Bauraum eingespart wird.
Schließlich ist, wie hier veranschaulicht, eine Entspannung des Flüssigerdgases LNG, das den zweiten Wärmetauscher E3 verlässt, über eine Entspannungsmaschine X1 und eine entsprechende Entspannung des abgekühlten zweiten Gemischkältemittels CMR in einer Entspannungsmaschine X2 vorgesehen. Analog kann auch das Ventil V1 durch eine Entspannungsmaschine X3 (nicht dargestellt) ersetzt werden.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Herstellung von Flüssigerdgas (LNG), bei dem Einsatzerdgas (NG), das Methan und höhere Kohlenwasserstoffe, darunter Benzol, enthält, in einem ersten Abkühlschritt unter Verwendung eines ersten Gemischkältemittels (WMR) auf ein erstes Temperaturniveau abgekühlt und danach unter Bildung einer an Benzol abgereicherten Gasfraktion einer Gegenstromabsorption unter Verwendung einer Absorptionsflüssigkeit unterworfen wird, wobei ein Teil der Gasfraktion in einem zweiten Abkühlschritt unter Verwendung eines zweiten Gemischkältemittels (CMR) auf ein zweites Temperaturniveau abgekühlt und zu dem Flüssigerdgas (LNG) verflüssigt wird, dadurch gekennzeichnet, dass das erste und das zweite Gemischkältemittel (WMR, CMR) propanarm oder propanfrei sind, und dass die Absorptionsflüssigkeit aus einem weiteren Teil der Gasfraktion gebildet wird, der oberhalb der Gegenstromabsorption kondensiert und pumpenfrei in die Gegenstromabsorption zurückgeführt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem in der Gegenstromabsorption ein Gegenstromabsorber (T1) verwendet wird, der mit einem oberhalb eines Absorptionsbereichs des Gegenstromabsorbers (T1) angeordneten Kopfkondensator (E2) betrieben wird, wobei der Kopfkondensator (E2) zur Kondensation des weiteren Teils der Gasfraktion verwendet wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem der Kopfkondensator in den Gegenstromabsorber (T1) integriert oder zumindest teilweise innerhalb des Gegenstromabsorbers (T1) angeordnet ist.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das erste Gemischkältemittel (WMR) in Summe mehr als 90, vorzugsweise mehr als 95 Molprozent Ethan, Isobutan und n-Butan sowie in Summe weniger als 10, vorzugsweise weniger als 5 Molprozent Stickstoff, Methan, Propan und Kohlenwasserstoffe mit fünf und mehr Kohlenstoffatomen aufweist.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zweite Gemischkältemittel in Summe mehr als 98 Molprozent Stickstoff, Methan und Ethan sowie in Summe weniger als 2 Molprozent an Propan und schwerere Kohlenwasserstoffe aufweist.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem in dem ersten Abkühlschritt ein erster Wärmetauscher (E1) verwendet wird, wobei das erste Gemischkältemittel (WMR) in einem ersten Gemischkältemittelkreislauf gasförmig einer insbesondere einstufigen Verdichtung unterworfen, durch Abkühlen (E4) kondensiert, unterkühlt, entspannt, in dem ersten Wärmetauscher (E1) erwärmt und dabei insbesondere vollständig verdampft, und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen wird.
7. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem in dem zweiten Abkühlschritt ein zweiter Wärmetauscher (E3) verwendet wird, wobei das zweite Gemischkältemittel (CMR) in einem zweiten Gemischkältemittelkreislauf gasförmig einer insbesondere mehrstufigen Verdichtung unterworfen, durch Abkühlen kondensiert, unterkühlt, entspannt, in dem zweiten Wärmetauscher (E3) erwärmt und dabei insbesondere vollständig verdampft, und anschließend erneut der Verdichtung unterworfen wird.
8. Verfahren nach Anspruch 7, bei dem das zweite Gemischkältemittel (CMR) nach der Erwärmung in dem zweiten Wärmetauscher (E3) und vor der Verdichtung bei der Kondensation des weiteren Teils der Gasfraktion aus der Gegenstromabsorption verwendet und dabei weiter erwärmt wird.
9. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, bei dem zum Abkühlen des ersten Gemischkältemittels (WMR) der erste Wärmetauscher (E1) verwendet wird und/oder zum Abkühlen des zweiten Gemischkältemittels (CMR) der erste (E1) und der zweite (E3) Wärmetauscher verwendet werden.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem in der Gegenstromabsorption eine aufsteigende Gasphase zumindest zum Teil durch Einspeisen von weiterem Einsatzerdgas (NG), das nicht dem ersten Abkühlschritt unterworfen wurde und/oder zumindest zum Teil durch Verdampfen eines Teils einer in der Gegenstromabsorption gebildeten Sumpfflüssigkeit bereitgestellt wird.
11. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das Einsatzerdgas (NG) wenigstens 80% Methan und im verbleibenden methanfreien Rest zu wenigstens 50% Ethan und Propan enthält.
12. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das Flüssigerdgas (LNG) wenigstens 90% Methan enthält, wobei der Methananteil in dem Flüssigerdgas (LNG) höher als in dem Einsatzerdgas (NG) ist.
13. Anlage (100, 200), die zur Herstellung von Flüssigerdgas (LNG) eingerichtet ist, mit einem ersten Wärmetauscher (E1), der dafür eingerichtet ist, Einsatzerdgas (NG), das Methan und höhere Kohlenwasserstoffe, darunter Benzol, enthält, in einem ersten Abkühlschritt unter Verwendung eines ersten Gemischkältemittels (WMR) auf ein erstes Temperaturniveau abzukühlen, einem Gegenstromabsorber (T1), der dafür eingerichtet ist, unter Bildung einer an Benzol abgereicherten Gasfraktion das Einsatzerdgas (NG) nach dem ersten Abkühlschritt einer Gegenstromabsorption unter Verwendung einer Absorptionsflüssigkeit zu unterwerfen, mit einem zweiten Wärmetauscher, der dafür eingerichtet ist, einen Teil der Gasfraktion in einem zweiten Abkühlschritt unter Verwendung eines zweiten Gemischkältemittels (CMR) auf ein zweites Temperaturniveau abzukühlen und zu dem Flüssigerdgas (LNG) verflüssigt wird, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage dafür eingerichtet ist, propanarme oder propanfreie erste und zweite Gemischkältemittel (WMR, CMR) zu verwenden, und Mittel bereitgestellt sind, die dafür eingerichtet sind, die Absorptionsflüssigkeit aus einem weiteren Teil der Gasfraktion zu bilden, wobei sie diesen oberhalb der Gegenstromabsorption kondensieren und pumpenfrei in die Gegenstromabsorption zurückführen.
14. Anlage (100, 200) nach Anspruch 13, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 12 eingerichtet ist.
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