WO2023152267A1 - Verfahren und vorrichtung zum wiederverflüssigen und rückführen von abdampfgas in einen lng-tank - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zum wiederverflüssigen und rückführen von abdampfgas in einen lng-tank Download PDF

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Adrian Luzi Valär
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Burckhardt Compression Ag
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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 reliquefaction of flashback gas (BOG) from a liquefied natural gas (LNG) tank.
  • BOG flashback 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 producing 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
  • US2019/0351988 for example, it is proposed to feed BOG from an LNG tank to a DFDE engine, an X-DF engine or an ME-GI ship engine.
  • 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. As a result, only a small part of the BOG can be effectively reliquefied. A considerable part of the compressed and cooled gas is fed back 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.
  • 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 of: a) removing BOG (F2) from the headspace of an LNG tank; b) compression of the BOG to a pressure ITA high ; c) cooling the compressed gas to a temperature T 1 , preferably by water cooling; 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 countercurrent heat exchanger with cooling BOG
  • BOG boil-off gas
  • step e) from the headspace of the LNG tank to a temperature T4; f) returning the gas from step e) to the LNG tank; where the pressure ITA 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.
  • 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 point of view, especially if an engine does not have to run concurrently with the natural gas fuel or if the engine ( at times) has only a low fuel requirement. 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 isenthalpic expanded 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 would be reliquefied at a lower pressure (e.g. 150 bar).
  • a lower pressure e.g. 150 bar
  • 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 requirement of a high pressure gas injection engine is supplied via an outlet to the high pressure gas injection 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 requirement of a high pressure gas injection engine is supplied via an outlet to the high pressure gas injection 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 ITA high can either be used to power a high pressure gas injection engine or be reliquefied.
  • Natural gas is the fuel of choice, especially on an LNG tanker, in order to limit the emission of air pollutants to a relatively low level.
  • the ability to set the quantity that is fed to the gas-injection engine or into the PRS makes it possible to flexibly take account of the climatic and meteorological conditions as well as the fuel requirements of the high-pressure gas-injection engine.
  • step b) is preceded by a step 0) and step 0) is the selection between an operating mode i) compression of the BOG to a pressure p high comprising steps b) to d ); and - An operating mode ii) compressing the BOG to a pressure Plow, comprising the steps b1) compressing the BOG to a pressure plow 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 >p expand ; in the case of operating mode ii), steps b1) and d1) replace steps b) and d).
  • step b1 it is possible to adapt the operating mode. It has been found that with 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 bring the gas flow to be liquefied to a sufficiently low temperature level to cool. On the other hand, compression to a high pressure with 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.
  • One aspect of the invention relates to an apparatus for reliquefying and recirculating boil off gas (BOG) into a liquefied natural gas (LNG) tank
  • a heat exchanger comprising a line for conducting cooling fluid, preferably from BOG from an LNG tank, and a line for conducting compressed gas to be cooled
  • - A multi-stage compressor arrangement that is set up to compress BOG (F2) from the LNG tank to a pressure p high ; - a first cooler; - a return line; and - a first expansion unit, which is set up to expand compressed gas from a pressure IM high to a pressure p expand
  • the multi-stage compressor arrangement is fluid-carrying upstream, optionally via the line of the heat exchanger for carrying cooling fluid through, with a bleed line opening into the headspace of the LNG tank
  • the multi-stage compressor arrangement is fluid-carrying downstream with the first cooler, further downstream via the return line is connected to the first expansion unit and further downstream to the line of the heat exchange
  • a gas is thus 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 the expansion was not carried out before the cooling step, i.e. starting from a lower pressure (e.g. 150 bar) compressed gas, would be cooled and reliquefied.
  • a lower pressure e.g. 150 bar
  • 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. If, for example, part of the gas were to be removed through a branch line following an intermediate stage (e.g. at p low ) and fed to the PRS, the pressure after this intermediate stage would typically have to be regulated with a pressure control valve (PCV). become. On the other hand, if the whole amount of BOG conveyed is uniformly compressed to the pressure ITA high , a single PCV suffices, which reduces the cost of the device.
  • PCV pressure control valve
  • 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 which is arranged to conduct fluid downstream of the multi-stage compressor arrangement and further downstream opens into a supply line for a high-pressure gas-injection engine, the compressed gas, insofar as the quantity exceeds the fuel requirement of the high-pressure gas-injection engine, the return - guide line can be fed.
  • the advantage of such a device as part of a fuel gas supply system is that the highly compressed gas can optionally be reliquefied at pressure ITA high or can be used to drive a high-pressure gas-injection engine.
  • the ability to set the quantity 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 (e.g. driving speed).
  • the device further comprises - a second expansion unit, which is set up to expand compressed gas from a pressure p expand to a pressure IM knock -out drum (typically 1-3 bar above the tank pressure), - a Gas-liquid separator, which connects the fluid downstream to the second expansion unit and is set up to feed a liquefied gas fraction back into the LNG tank at a pressure IM knock-out drum and a gaseous fraction into the extraction line respectively; wherein the second expansion unit and the gas-liquid separator are arranged to conduct fluid between the line of the heat exchanger for passing compressed gas to be cooled and the LNG tank. Due to the renewed expansion in the second expansion unit (e.g.
  • 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 recondensed 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 has at least one labyrinth sealed piston compressors.
  • the first compression stage has at least one labyrinth-sealed piston compressor, preferably 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 can be avoided that at the low temperatures of the BOG in low compression stages the lubricant (typically oil) solidifies and promotes wear of the machine parts.
  • the lubricant typically oil
  • the multi-stage compressor arrangement of the device has a middle and a last compression stage, which are set up to compress precompressed gas from a first pressure p1 to the pressure p high , preferably optionally to the pressure ITA high or the pressure p low , with the last compression stage having a bypass with a controllable valve in order to control the return flow and thus the delivery pressure after the last compression stage, with gas being able to 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 predetermined desired pressure value pressure ITA 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 delivery 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 a variable pressure between p low and p high can thereby 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 ITA high range.
  • the device as described above may further comprise a branch line which is arranged to conduct fluid downstream of the first compression stage and which opens further downstream 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
  • p 1 an engine operating at low pressure
  • the first compression stage is sealed with little or no lubricant, because high-quality fuel can then be fed to the low-pressure gas-injection 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 that is powered by a high-pressure gas injection engine.
  • the advantages mentioned above, in particular the reduced size of the device come into play particularly clearly due to the limited space available.
  • FIG. 1 Schematic representation of a device according to the present invention
  • FIG. 2 Schematic Mollier diagram to clarify a method according to the present invention.
  • FIG. 1 schematically shows a fuel gas supply system according to the present invention with a device for reliquefying and returning boil-off gas (BOG) into a liquefied natural gas (LNG) tank 3.
  • BOG boil-off gas
  • LNG liquefied natural gas
  • 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 expand of approximately 150 bar. Due to the isenthalpic pressure reduction, the compressed natural gas is cooled again and can therefore be further cooled in indirect heat exchange with the BOG (F2) from the LNG tank 3 in the heat exchanger 20 starting from approx. 20°C.
  • the BOG compressed by the compressor arrangement and cooled by water cooling 50, expansion 60 and heat exchanger 20 is expanded again in a second expansion unit 30, now open a pressure specialized 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 into 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 supplied to the heat exchanger 20 to be used as cooling fluid.
  • the reliquefaction of natural gas is performed using BOG withdrawn from the storage tank as refrigerant without requiring 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.
  • FIG. 2 shows the compression and cooling circuit in a schematic Mollier diagram in 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) compression follows to p high , for example in accordance with the compressor arrangement shown in FIG. 1 using five piston compressors. This can be used as the first compression stage 101, middle compression stage 102, and last compression stage 103, 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 last cooling to T 1 by water cooling in step c), at least part of the gas is expanded isenthalpically 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 T4 of about -75°C. This happens in the device shown in FIG. 1 in the indirect heat exchange 20 with cooling BOG from the top space of the LNG tank.
  • Step f) is the return of the gas to the LNG tank, which typically involves further isenthalpic expansion and the
  • Figure 2 shows the advantage of gas compression to pressure IM high with subsequent cooling c) and expansion d): Compared to compression to just p expand followed by water cooling, an enthalpy difference of 104 in Form a lower temperature T 2 of the gas are won. 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 available indefinitely in the case of BOG, the less compressed gas in the heat exchanger can often only be cooled to temperature T3 instead of T4 and the subsequently expanded gas is only recondensed to a lesser extent, according to arrow 105 . Not shown in FIG.
  • This operating mode requires the middle and last compression stage to be set up to compress precompressed gas from a first pressure p 1 optionally 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 any setpoint pressure between Piow and p high can be set, further parallel pressures in the return line 8 of FIG. 1 or in the diagram of FIG. 2 below the dashed line c) are conceivable.

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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 phigh; Kühlen des verdichteten Gases auf eine Temperatur T1, bevorzugt durch Wasserkühlung (50); Ausdehnen von zumindest einem Teil des Gases aus Schritt c) auf einen Druck pexpand; 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; 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.

Description

Verfahren und Vorrichtung zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas in einen LNG-Tank
Die Erfindung betrifft das technische Gebiet der Wiederverflüs- sigung von Abdampfgas (BOG) aus einem Liquefied Natural Gas (LNG) Tank.
In letzter Zeit ist der Verbrauch von Flüssiggas wie z. B. ver- flüssigtem Erdgas (LNG) weltweit stark angestiegen. Flüssiggas, das durch Abkühlung von Erdgas auf eine extrem niedrige Tempera- tur gewonnen wird, hat ein kleines Volumen und damit gut geeig- net für Lagerung und Transport. Darüber hinaus ist Flüssiggas wie LNG Schadstoffarm und damit besser vereinbar mit Regulatio- nen als beispielsweise Schweröl.
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 ver- dampfen. In einem LNG-Lagertank wird daher kontinuierlich LNG auf natürliche Weise verdampft und dadurch boil off gas (BOG) erzeugt.
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 an- steigt und der Tank beschädigt wird.
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, ei- nem X-DF-Motor oder einem ME-GI Schiffsmotor zuzuführen. Gleich- zeitig ist vorgesehen, BOG als Kältemittel zur Wiederverflüssi- gung 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 er- reicht werden. Dadurch kann nur ein kleiner Teil des BOG effek- tiv rückverflüssigt werden. Ein beträchtlicher Teil des kompri- mierten und gekühlten Gases wird erneut gasförmig in den Rück- verflüssigungszyklus eingespeist und das System erweist sich als wenig effizient.
Es ist daher die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfah- ren zur Teilrückverflüssigung von BOG respektive ein Teilrück- verflüssigungssystem (PRS) bereitzustellen, bei dem BOG direkt als Kühlmittel verwendet wird und bei dem dennoch eine hohe Ef- fizienz erreicht wird.
Die Aufgabe wird durch ein Verfahren aufweisend die Merkmale von Anspruch 1, respektive eine Vorrichtung aufweisend die Merkmale von Anspruch 5, gelöst.
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: a) Entnehmen von BOG (F2) aus dem Kopfraum eines LNG Tanks; b) Verdichten des BOG auf einen Druck рhigh; c) Kühlen des verdichteten Gases auf eine Temperatur T1, bevorzugt durch Wasserkühlung; 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 im Gegenstrom mit kühlendem BOG
(F2) aus dem Kopfraum des LNG Tanks auf eine Temperatur T4; f) Rückführen des Gases aus Schritt e) in den LNG Tank; wobei der Druck рhigh 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, be- sonders bevorzugt 150 bar beträgt.
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 einge- setzt 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 Kühl- mittel verwendet wird, ist eine niedrige Fördermenge aus Sicht der Lagerungs-/Transporteffizient wünschenswert, insbesondere, wenn nicht gleichzeitig ein Motor mit dem Erdgas-Brennstoff be- trieben 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 Umge- bungstemperatur, insbesondere Wasser, praktisch unlimitiert zur Verfügung.
Die Erfinder haben erkannt, dass es daher sinnvoll sein kann, für den Kühlschritt e) ein Gas bereitzustellen, welches eine ge- ringe 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 iso- enthalpisch entspannt wird, bevor es der Kühlung in Schritt e) zugeführt wird, kann mit der verfügbaren Kühlleistung ein höhe- rer Anteil von Gas rückverflüssigt werden, als wenn ohne Schritt d) oder ausgehend von einem niedrigeren Druck (beispielsweise 150 bar) rückverflüssigt würde.
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.
In dieser Ausführungsform kann das hochkomprimierte Gas bei Druck рhigh entweder dazu verwendet werden, einen Hochdruck- Gaseinspritzmotor anzutreiben, oder rückverflüssigt werden. Ins- besondere auf einem Flüssiggastanker ist Erdgas der Brennstoff der Wahl, um die Emission von Luftschadstoffen auf ein relativ geringes Mass zu beschränken. Die Einsteilbarkeit 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.
Weiter ist es bevorzugt, wenn im Verfahren wie vorstehend be- schrieben dem Schritt b) ein Schritt 0) vorangeht und Schritt 0) das Auswahlen 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.
In einem solchen Verfahren ist es möglich den Betriebsmodus an- zupassen. Es hat sich herausgestellt, dass es bei tiefer Rück- verflüssigungsrate effizient sein kann, lediglich auf einen tie- feren Druck plow zu verdichten (Schritt b1), weil das BOG genü- gend 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 Ver- flüssigungsrate 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 effi- zienteren Gesamtsystem beiträgt.
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 Flexi- bilität zu gewinnen.
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 ei- ne 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 verdich- ten; - einen ersten Kühler; - eine Rückführleitung; und - eine erste Expansionseinheit, die eingerichtet ist, kompri- miertes Gas von einem Druck рhigh auf einen Druck pexpand aus- zudehnen; wobei die mehrstufige Verdichteranordnung stromaufwärts Fluid führend, optional über die Leitung des Wärmetauschers zum Durch- führen 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 kom- primiertem 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 be- vorzugt 150 bar beträgt.
Diese Vorrichtung löst die eingangs beschriene Aufgabe. Für den Kühlschritt im indirekten Wärmetauscher wird so ein Gas bereit- gestellt, welches eine geringe Wärme aufweist. Dies wird er- reicht, 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 Kühlleis- tung 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.
Ein mit der Vorrichtung verbundener Vorteil ist der Effizienzge- winn bei hoher Flussrate von BOG, wie vorstehend auf Verfahrens- ebene 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 ent- nommen und dem PRS zugeführt werden würde, müsste der Druck nach dieser Zwischenstufe typischerweise mit einem Druckkontrollven- til (Pressure Control Valve, PCV) reguliert werden. Wenn dagegen die gesamte geförderte BOG-Menge einheitlich auf den Druck рhigh verdichtet wird, reicht ein einziger PCV aus, was die Kosten der Vorrichtung senkt. Schliesslich reicht dank der verbesserten Ef- fizienz der Vorrichtung ein kleineres PRS, und dank dem geringe- ren 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.
In einer bevorzugten Ausführungsform ist die Vorrichtung Teil eines Brenngasversorgungssystems zum Versorgen eines Hochdruck- Gaseinspritzmotors mit in einem LNG-Tank gespeichertem Gas, zu- sätzlich umfassend - einen Auslass, der Fluid leitend stromabwärts der mehrstu- figen Verdichteranordnung angeordnet ist und weiter strom- abwärts in eine Versorgungsleitung für einen Hochdruck- Gaseinspritzmotor mündet, wobei das verdichtete Gas, soweit die Menge den Brennstoff- bedarf des Hochdruck-Gaseinspritzmotors übersteigt, der Rück- führleitung zuführbar ist.
Es ist der Vorteil einer solchen Vorrichtung als Teil eines Brenngasversorgungssystems, dass das hochkomprimierte Gas bei Druck рhigh wahlweise rückverflüssigt werden kann oder dazu ver- wendet werden kann, einen Hochdruck-Gaseinspritzmotor anzutrei- ben. Die Einsteilbarkeit der Menge, die an den Gaseinspritzmotor respektive in das PRS geleitet wird, erlaubt es, den klimati- schen und meteorologischen Bedingung wie auch dem Brennstoffbe- darf des Hochdruckgaseinspritzmotors (z.B. Fahrgeschwindigkeit) flexibel Rechnung zu tragen.
In einer Ausführungsform umfasst die Vorrichtung weiter - eine zweite Expansionseinheit, die eingerichtet ist, kom- primiertes Gas von einem Druck pexpand auf einen Druck рknock- out-drum (typischerweise 1-3 bar über dem Tankdruck) auszu- dehnen, - einen Gas-Flüssigkeits-Abscheider, der Fluid führend strom- abwärts an die zweite Expansionseinheit anschliesst und eingerichtet ist, bei einem Druck рknock-out-drum einen ver- flüssigten Gasanteil in den LNG-Tank zurück zu speisen und einen gasförmigen Anteil in die Entnahmeleitung zu führen; wobei die zweite Expansionseinheit und der Gas-Flüssigkeits- abscheider Fluid führend zwischen der Leitung des Wärmetauschers zum Durchführen von zu kühlendem, komprimiertem Gas und dem LNG- Tank angeordnet sind. 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 Kom- ponente 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 beschriebe- nen Anordnung kann vorzugsweise bei gleicher Menge von zur Ver- fügung stehendem Kühlmittel ein höher relativer Anteil des BOG rückverflüssigt werden.
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 Tem- peratur von 35 bis 45°C kühlbar ist. Wasser ist reichlich vor- handen, 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 ho- hen Druck, ergibt sich gegenüber Prozessen ausgehend von tiefe- ren Drucken eine niedrigere Enthalpie bereits nach dem ersten Kühlungsschritt.
In einer bevorzugten Ausführungsform weist die mehrstufige Ver- dichteranordnung 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 verdich- ten, und wobei die erste Kompressionsstufe wenigstens einen La- byrinth gedichteten Kolbenkompressoren aufweist.
Wenn die erste Kompressionsstufe wenigstens einen Labyrinth ge- dichteten Kolbenkompressoren aufweist, bevorzugt ausschliesslich Labyrinth gedichtete Kolbenkompressoren umfasst, kann die erste Kompressionsstufe schmiermittelarm respektive schmiermittelfrei betrieben werden. Dies hat einerseits den Vorteil, dass die Qua- lität 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 för- dert.
In einer bevorzugten Ausführungsform weist die mehrstufige Ver- dichteranordnung der Vorrichtung eine mittlere und eine letzte Kompressionsstufe auf, die eingerichtet sind, vorverdichtetes Gas von einem ersten Druck p1 auf den Druck phigh, bevorzugt wahl- weise auf den Druck рhigh oder den Druck plow zu verdichten, wobei die letzte Kompressionsstufe einen Bypass mit ansteuerbarem Ven- til 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 vorge- gebenen Solldruckwert phigh, bevorzugt den vorgegebenen Solldruck- wert Druck рhigh oder plow, aufweist.
Eine solche Vorrichtung hat die bereits zuvor genannten Vortei- le, dass die Effizienz der Rückverflüssigung für hohe Gasförder- raten verbessert und die Grösse der Vorrichtungselemente redu- ziert werden kann. Wenn nun die mehrstufige Verdichteranordnung dank des Bypass mit ansteuerbarem Ventil variabel betrieben wer- den 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.
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 zu- sätzliche Flexibilität, um den klimatischen und meteorologischen Bedingungen sowie dem Brennstoffbedarf des Motors / der Motoren Rechnung zu tragen.
In einer Ausführungsform umfasst die letzte Kompressionsstufe wenigstens einen mit Kolbenring gedichteten Kolbenkompressor, bevorzugt zwei mit Kolbenring gedichtete Kolbenkompressoren. Mit Kolbenring gedichtete, vorzugsweise geschmierte, Kolbenkompres- soren ermöglichen das Verdichten des Gases auf Druck im Bereich von рhigh.
Die Vorrichtung wie vorstehend beschrieben kann weiter umfassen eine Abzweigleitung, welche Fluid leitend stromabwärts von der ersten Kompressionsstufe angeordnet ist und die weiter stromab- wärts in eine Versorgungsleitung für einen Niederdruck- Gaseinspritzmotor und/oder einer Gasverbrennungseinheit mündet.
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 Kom- pressionsstufe schmiermittelarm oder schmiermittellos abgedich- tet ist, weil so ein Brennstoff von hoher Qualität an den Nie- derdruck Gaseinspritzmotor und/oder die Gasverbrennungseinheit geleitet werden kann. Die Erfindung bezieht sich auf die Verwendung der Vorrichtung wie vorstehend beschrieben auf einem Schiff, beispielsweise ei- nem Erdgastanker, insbesondere einem Schiff, das mittels eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors angetrieben wird. Bei der Verwen- dung auf einem Schiff kommen aufgrund der knappen Platzverhält- nisse die vorstehend genannten Vorteile, insbesondere die redu- zierte Grösse der Vorrichtung, besonders deutlich zum Tragen.
Die Erfindung wir anhand von Figuren weiter verständlich ge- macht. Die Figuren dienen der Illustration und sind nicht ein- schränkend zu verstehen.
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.
Figur 1 zeigt schematisch ein Brenngasversorgungssystem entspre- chend der vorliegenden Erfindung mit einer Vorrichtung zum Wie- derverflüssigen und Rückführen von Abdampfgas (BOG) in einen Li- quefied 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 рhigh von typischerweise ca. 300 bar.
In der gezeigten Ausführungsform umfasst die mehrstufige Ver- dichteranordnung 10 eine erste Kompressionsstufe mit Kolbenkom- pressoren 71 und 72 und zugehörigen Kühlern, eine mittlere Kom- pressionsstufe 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 typi- scherweise 7 bar zu verdichten. Ein Teil des so verdichteten, bevorzugt schmiermittelfrei verdichteten BOG kann bei Bedarf über Abzweigleitung 6 dem Niederdruck-Gaseinspritzmotor 4 zuge- führt werden. Die erste Kompressionsstufe kann mittels Bypass aufweisend ein Druckkontrollventil druckkontrolliert sein (nicht gezeigt).
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 Aus- lassdruck 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 Rück- führleitung 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 Druckminde- rung 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.
Das durch die Verdichteranordnung komprimierte und durch Wasser- kühlung 50, Expansion 60 und Wärmetausch 20 gekühlte BOG wird in einer zweiten Expansionseinheit 30 erneut entspannt, nunmehr auf einen Druck рknock-out-drum von typischerweise 1 bar, und schliess- lich durch einen Gas-/Flüssigkeitsabscheider 40 in eine flüssige Komponente und eine gasförmige Komponente getrennt. Die durch den Gas-/Flüssigkeitsabscheider 40 abgetrennte flüssige Kompo- nente 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.
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 erfor- derlich ist. Es versteht sich, dass die vorliegende Erfindung nicht darauf beschränkt ist und ein separater Kältekreislauf eingerichtet werden kann, um die Wiederverflüssigung des gesam- ten BOG sicherzustellen, falls erforderlich. Ein solcher separa- ter Kreislauf kann die Rückverflüssigung des BOG sicherstellen, wobei aber eine separate Ausrüstung oder eine zusätzliche Ener- giequelle erforderlich ist.
Figur 2 zeigt strichliert den Verdichtungs- und Kühl-Kreislauf im schematischen Mollier-Diagramm. Das BOG finden sich im Aus- gangszustand rechts der Taulinie bei Atmosphärendruck von 1 bar und ca. -160°C. Bei der Entnahme aus dem LNG-Tank a), insbeson- dere auch bei Verwendung als Kühlmittel im indirekten Wärme- tausch, erwärmt sich das BOG auf Umgebungstemperatur oder höher, ca. T1.
In Schritt b) folgt das Verdichten auf phigh, beispielsweise ent- sprechend der in Figur 1 gezeigten Verdichteranordnung über fünf Kolbenkompressoren. Diese können als erste Kompressionsstufe 101, mittlere Kompressionsstufe 102, und letzte Kompressionsstu- fe 103 angeordnet sein, jeweils mit anschliessender Wasserküh- lung 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 ent- spannt 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.
Aus der Figur 2 wird ersichtlich, welchen Vorteil die Gasver- dichtung auf den Druck рhigh mit anschliessender Kühlung c) und Entspannung d) sich bringt: Im Vergleich zum Verdichten auf le- diglich pexpand gefolgt von Wasserkühlung kann eine Enthalpiediffe- renz 104 in Form einer niedrigeren Temperatur T2 des Gases gewon- nen 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 ge- ringeren Ausmass rückverflüssigt, entsprechend dem Pfeil 105. Nicht gezeigt in der Figur 2 ist der Betriebsmodus ii) wie vor- stehend beschrieben, bei dem das BOG auf einen Druck plow ver- dichtet und im Falle von plow > pexpand auf pexpand entspannt wird. Dieser Betriebsmodus erfordert, dass die mittlere und letzte Kompressionsstufe eingerichtet sind, vorverdichtetes Gas von ei- nem ersten Druck p1 wahlweise auf einen Druck phigh von beispiels- weise 300 bar oder auf einen Druck plow von beispielsweise 150 bar zu verdichten. Der Druck kann beispielsweise durch einen By- pass mit ansteuerbarem Ventil, der in der letzten Kompressions- stufe 103 angeordnet ist, reguliert werden. Wenn das steuerbare Ventil derart regulierbar ist, dass jeder Soll-Druck zwischen Piow und phigh einstellbar ist, sind weitere Drucke in der Rück- führleitung 8 der Figur 1 respektive im Diagramm der Figur 2 pa- rallel unterhalb der strichlierten Linie c) denkbar.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Abdampf- gas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank, umfas- send 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 рhigh wenigstens 200 bar, bevorzugt wenigs- tens 250 bar, besonders bevorzugt wenigstens 300 bar be- trägt, und wobei der Druck pexpand 80 bis 180 bar, bevorzugt 120 bis 160 bar, besonders bevorzugt 150 bar beträgt.
2. Verfahren zum Versorgen eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors
(2) mit Gas, das in einem LNG-Tank (3) teilweise als Ab- dampfgas (BOG, F2) gespeichert ist, und zum Wiederverflüs- sigen und Rückführen von BOG, umfassend die Schritte nach Anspruch 1, wobei in Schritt d) wenigstens ein erster Teil des Ga- ses aus Schritt c) im Umfang des Brennstoffbedarfs eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) über einen Auslass (7) dem Hochdruck-Gaseinspritzmotor (2) zugeführt wird und wenigs- tens ein zweiter Teil des Gases aus Schritt c) auf den
Druck pexpand ausgedehnt wird.
3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei dem Schritt b) ein Schritt 0) vorangeht und Schritt 0) das Aus- wahlen 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.
4. Verfahren nach Anspruch 3, wobei in Schritt 0) im Betriebs- modus 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.
5. Vorrichtung zum Wiederverflüssigen und Rückführen von Ab- dampfgas (BOG) in einen Liquefied Natural Gas (LNG)-Tank umfassend
- einen Wärmetauscher (20), aufweisend eine Leitung zum Durchführen von Kühlfluid, bevorzugt von BOG (F2) aus ei- nem LNG-Tank (3), und eine Leitung zum Durchführen von zu kühlendem komprimiertem Gas; - eine mehrstufige Verdichteranordung (10), die eingerich- tet 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 рhigh 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 Entnahmelei- tung (5) mündend in den Kopfraum des LNG Tanks (3) verbun- den ist, und wobei die mehrstufige Verdichteranordung (10) stromabwärts Fluid führend mit dem ersten Kühler (50), wei- ter stromabwärts über die Rückführleitung (8) mit der ers- ten Expansionseinheit (60) und noch weiter stromabwärts mit der Leitung des Wärmetauschers (20) zum Durchführen von zu kühlendem komprimiertem Gas verbunden ist, um das verdich- tete und gekühlte Gas in den LNG Tank (3) rückzuführen; wobei der Druck рhigh wenigstens 200 bar, bevorzugt we- nigstens 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.
6. Vorrichtung nach Anspruch 5, wobei die Vorrichtung Teil ei- nes Brenngasversorgungssystems zum Versorgen eines Hoch- druck-Gaseinspritzmotors (2) mit in einem LNG-Tank gespei- chertem 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 Brennstoff- bedarf des Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) übersteigt, der Rückführleitung (8) zuführbar ist.
7. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 oder 6, weiter umfas- send
- eine zweite Expansionseinheit (30), die eingerichtet ist, komprimiertes Gas von einem Druck pexpand auf einen Druck рknock-out-drum auszudehnen,
- einen Gas-Flüssigkeits-Abscheider (40) der Fluid führend stromabwärts an die zweite Expansionseinheit (30) an- schliesst und eingerichtet ist, bei einem Druck рknock-out- drum einen verflüssigten Gasanteil in den LNG-Tank (3) rückzuspeisen und einen gasförmigen Anteil in die Entnah- meleitung (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.
8. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 7, wobei der ers- te Kühler (50) ein Wasserkühler ist, bevorzugt Wasser mit Umgebungstemperatur als Kühlmittel verwendet, sodass das komprimierte Gas auf eine Temperatur von 35 bis 45°C kühl- bar ist.
9. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 8, wobei die mehrstufige Verdichteranordnung (10) eine erste Kompressi- onsstufe (71,72) aufweist, wobei die erste Kompressionsstu- fe eingerichtet ist, BOG (F2) aus dem LNG-Tank (3) auf ei- nen ersten Druck p1 zwischen 6 und 18 bar zu verdichten, und wobei die erste Kompressionsstufe wenigstens einen La- byrinth gedichteten Kolbenkompressoren aufweist.
10. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis 9, wobei die mehrstufige Verdichteranordnung (10) eine mittlere (73) und eine letzte Kompressionsstufe (74,75) aufweist, welche ein- gerichtet 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 ansteuerba- rem 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, be- vorzug den vorgegebenen Solldruckwert Druck рhigh oder plow, aufweist.
11. Vorrichtung nach Anspruch 10, wobei der Bypass (19) mit an- steuerbarem Ventil (9) derart regulierbar ist, dass jeder Soll-Druck zwischen 100 und 300 bar einstellbar ist.
12. Vorrichtung nach Anspruch 10 oder 11, wobei die letzte Kom- pressionsstufe (74,75) wenigstens einen mit Kolbenring ge- dichteten Kolbenkompressor umfasst, bevorzugt zwei mit Kol- benring gedichtete Kolbenkompressoren umfasst.
13. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 9 bis 12, weiter umfas- send:
- eine Abzweigleitung (6), welche Fluid leitend stromab- wärts von der ersten Kompressionsstufe (71,72) angeordnet ist und die weiter stromabwärts in eine Versorgungslei- tung für einen Niederdruck-Gaseinspritzmotor (4) und/oder einer Gasverbrennungseinheit mündet.
14. Verwendung einer Vorrichtung nach einem der Ansprüche 5 bis
13 auf einem Schiff, insbesondere einem Schiff, das mittels eines Hochdruck-Gaseinspritzmotors (2) angetrieben wird.
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