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WO2008017470A1 - Verfahren und anlage zum verdampfen von verflüssigtem erdgas und entspannen von erdgas - Google Patents

Verfahren und anlage zum verdampfen von verflüssigtem erdgas und entspannen von erdgas Download PDF

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WO2008017470A1
WO2008017470A1 PCT/EP2007/007018 EP2007007018W WO2008017470A1 WO 2008017470 A1 WO2008017470 A1 WO 2008017470A1 EP 2007007018 W EP2007007018 W EP 2007007018W WO 2008017470 A1 WO2008017470 A1 WO 2008017470A1
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WO
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pressure
heat
mpa
natural gas
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PCT/EP2007/007018
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English (en)
French (fr)
Inventor
Hartmut Griepentrog
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Individual
Original Assignee
Individual
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    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage

Definitions

  • the present invention relates to a method for expanding gas, in particular natural gas, to a desired discharge pressure, in particular for a gas supply device and / or for evaporating liquid gas, in particular liquefied natural gas, and such systems.
  • Liquefied natural gas is supplied, for example, by tankers or in any other form.
  • a gas supply device such as a storage or a pipeline
  • the liquid gas For evaporation further energy expenditure is necessary.
  • US 3,367,258 Bl describes that there are basically two options if the gas is to be compressed to a certain pressure. In low pressure evaporation, the liquid gas is first vaporized and then compressed to the desired pressure. In high pressure evaporation, the liquid gas is compressed to the desired pressure - for example, in two stages to about 3.5 MPa or more - and then vaporized and heated to about 4 ° C. This probably corresponds to the discharge pressure or required pressure for other applications.
  • gas supply facilities which store or provide the gas in gaseous form and in particular serve the general gas supply, usually operate with a supply or gas pressure of about 8 MPa.
  • the discharge pressure at which the vaporized gas is delivered to a gas supply device corresponds to this supply pressure.
  • This storage pressure is then lowered for end users in several stages, in particular to a final discharge pressure of about 105 kPa.
  • Planning of the gas supply envisage storing the gas in caverns before discharge into a gas supply device in order to compensate for fluctuations in acceptance. For a significantly higher gas pressure of 27 MPa, for example, is provided.
  • the present invention has for its object to provide an improved method and an improved system for relaxing gas, especially natural gas, to a desired discharge pressure and / or evaporation of liquid gas, in particular liquefied natural gas, with a higher efficiency or energy utilization and / or an improved heat transfer is enabled or become.
  • a first aspect of the present invention is first to compress the gas to an elevated pressure which is well above the discharge pressure and / or at least 15 or 18 MPa.
  • the compaction is carried out by at least substantially isochoric heat.
  • the gas in the gaseous state in particular after evaporation or after removal from a store o. The like.
  • This compression is preferably isochoric by means of a corresponding heat exchanger.
  • the relaxation takes place on the opposite to the initial pressure optionally higher or lower discharge pressure, in particular mechanical energy is generated by means of an expansion machine. This allows a very energy-efficient release of the gas.
  • compression to the increased pressure may also be accomplished by a compressor or the like.
  • Another aspect of the present invention is to first compress the (liquid) gas to the elevated pressure, which is well above the discharge pressure and / or at least 15 or 18 MPa, and then evaporate by supplying heat. Due to the increased pressure - at least in the relevant temperature range from about 110 K to room temperature or above - in contrast to the usual lower pressures - in the (gas to be liquefied) a quasi-ideal gas behavior or an at least substantially constant specific heat capacity c p - specific heat capacity at constant pressure - reached. This allows a significant improvement in the supply of heat or the so-called heat exchange through a heat exchanger (heat exchanger) and accordingly allows a more effective use of energy.
  • heat exchanger heat exchanger
  • Another aspect of the present invention is to relax the vaporized and heated gas from the increased pressure back to the desired delivery pressure.
  • the relaxation by means of an expansion machine, z.
  • Example via a displacement machine, a turbine or a reciprocating engine, so that mechanical energy for operating a work machine, such as an electric generator, can be generated. This in turn allows optimized energy utilization.
  • the (to be liquefied) gas is not only compressed to the increased pressure, but also heated to a relation to the desired discharge temperature of, for example, about 275 to 280 K significantly elevated temperature and then during or by the relaxation so-.
  • the desired discharge temperature for example, about 275 to 280 K significantly elevated temperature and then during or by the relaxation so-.
  • Fig. 1 is a schematic view of a proposed system according to a first embodiment
  • Fig. 2 is a schematic enthalpy diagram of natural gas
  • FIG. 3 shows a schematic T-s diagram of a first method sequence
  • FIG. 4 is a schematic view of a proposed plant according to a second embodiment
  • FIG. 6 is a schematic T-s diagram of a third method sequence.
  • the present invention is particularly concerned with the vaporization of liquid gas, in particular liquefied natural gas.
  • liquid gas propane, butane or a mixture thereof
  • LPG Liquified Petrolium Gas
  • the present invention is alternatively or additionally concerned with the venting of gas, especially natural gas. However, this may also be other gas, in particular in the aforementioned sense or air act.
  • the system 1 shows, in a merely schematic, block diagram-like representation, a proposed system 1 for the evaporation of liquid natural gas according to a first embodiment.
  • the system 1 has a connection or inlet 2 or the like for receiving the liquid natural gas, not shown, for example, from a tanker, storage, or the like, not shown.
  • the pressure at the inlet 2 is for example about 1.1 MPa, the temperature for example about 1 13 K.
  • the liquid natural gas is compressed to an elevated pressure.
  • the system 1 preferably has at least one pump 3, optionally a further pump 4.
  • the compression or pumping or pressurization of the liquid natural gas takes place in the illustration example in one stage or, if necessary, in several stages.
  • the increased pressure of the natural gas is preferably at least 18 MPa, in particular at least 20 MPa, more preferably substantially 24 MPa or more, in the illustrated embodiment about 27 MPa.
  • the increased pressure is preferably more than 5 MPa, in particular more than 10 MPa, above a discharge pressure of the system 1 to a gas supply device G only, which is connected via a connection or outlet 5 to the system 1 and, for example, a non-illustrated Memory or a pipeline, not shown, may have for the evaporated natural gas.
  • a delivery with the final pressure to a gas supply device G of an end user can take place.
  • the increased pressure is preferably chosen such that the natural gas at the elevated pressure has an at least substantially independent of the temperature specific heat capacity c p . This applies at least for the relevant temperature range of, for example, 113 K to about 275 K or above.
  • the schematic diagram of Figure 2 illustrates schematically the dependence of the enthalpy H on the temperature T and the pressure p.
  • the x-axis shows the enthalpy increase H without a unit, since this is not about the absolute value, but only about relative values for illustration.
  • the y-axis shows the temperature in Kelvin.
  • the individual curves represent are different isobars whose values are given in the legend in MPa.
  • the derivative or slope of the enthalpy curves corresponds to the specific heat capacity, more precisely the specific heat capacity at constant pressure.
  • the curves represent the course at different pressures.
  • the enthalpy curve approaches a straight line only at the elevated pressure, that is, the specific heat capacity is at least substantially constant. Accordingly, the increased pressure should preferably be at least 15 MPa in order to achieve an at least substantially constant specific heat capacity of the natural gas.
  • the liquid natural gas is still liquid after compression or pressurization. Even if the temperature has slightly increased as a result and / or by other influences, for example, about 120 to 160 K.
  • the liquid natural gas is evaporated by supplying heat.
  • this is preferably carried out in a heat exchanger 6 located downstream of the pump 3 or 4.
  • the heat supply or the heat exchange and the evaporation preferably take place at substantially constant pressure (isobaric), ie at the elevated pressure of the initially still liquid natural gas.
  • the evaporation takes place in particular within the heat exchanger 6.
  • the initially still liquid natural gas can be compressed, for example, by the pumps 3, 4 to a pressure somewhat above the elevated pressure and / or the pressure of the natural gas in the heat exchanger 6 can vary somewhat due to the evaporation process.
  • the heat supply for heating and evaporation of the natural gas can generally be done in any way.
  • marine heat or a so-called immersion flame evaporator, open-rack evaporator or the like may be employed.
  • the "cold energy” may also be used, for example, in the chemical or food industry or the like.
  • the heat is supplied by a thermal power plant 7, for example with a turbine, as indicated in Figure 1.
  • a power plant 7 in the context of the present invention, in particular a gas turbine plant, steam turbine plant and / or combined gas and steam turbine plant or the like is to be understood.
  • a turbine system is used in particular for the generation of electrical and / or mechanical energy.
  • the turbine system can be operated with an open or closed circuit, wherein the medium for the heat transfer to the natural gas to be vaporized or to be heated can be liquid and / or gaseous.
  • the heat supply to evaporate the natural gas or the heat exchanger 6 leads particularly preferably to a cooling of said and / or other medium of the power plant 7, for example, intake air to a lowering of the condenser temperature of a combined cycle power plant or the like.
  • a cooling of said and / or other medium of the power plant 7 for example, intake air to a lowering of the condenser temperature of a combined cycle power plant or the like.
  • the potential or actual efficiency of the power plant 7 can thus be increased.
  • only a single heat exchanger 6 is provided to evaporate the still liquid natural gas and heated to a desired, in particular elevated temperature.
  • the evaporation and in particular also heating are thus preferably carried out in one stage.
  • this does not rule out that several heat exchangers 6 are connected in parallel or work to achieve a desired throughput. Even if several heat exchangers 6 are connected in series, the evaporation of the natural gas preferably takes place only in one, in particular in the first heat exchanger 6.
  • the vaporized natural gas - in particular directly in the heat exchanger 6 - to a relation to the discharge temperature at the terminal or outlet 5, for example, about 273 to 285 K increased temperature, preferably to more than 300 K, in particular more than 340 K, more preferably in substantial 360 K or more, heated.
  • the increased pressure results in a specific heat capacity of the natural gas which is essentially independent of the temperature or constant.
  • the heat is supplied by a warmer medium (in particular in the heat exchanger 6 and particularly preferably by the power plant 7), which preferably also has a substantially independent of the temperature or constant specific heat capacity and / or is preferably liquid.
  • the heat for evaporating the liquid natural gas is completely supplied or provided by the power plant 7.
  • the vaporized natural gas is then relieved of the increased pressure, in particular to the discharge pressure of preferably at most 22 or 10 MPa, in particular substantially 8 to 8.5 MPa or less, or even to the ultimate pressure of, for example, about 105 kPa.
  • the delivery pressure may be at least substantially equal to the output pressure - here, the liquid natural gas - above (which is often the case), below, or even equal to the final delivery pressure.
  • the expansion takes place in a single-stage or multi-stage expansion machine 8.
  • the expansion machine 8 has a displacement machine or reciprocating piston engine, preferably a turbine 9, in which the natural gas is supplied from the increased pressure. At least substantially relaxed to the discharge pressure.
  • the expansion machine 8 or turbine 9 drives a working machine, in this case a generator 10, to generate electricity, as indicated in FIG.
  • the expansion machine 8 or turbine 9 can alternatively or additionally also be used for other purposes, for example for generating mechanical energy.
  • the turbine 9 may also form part of the power plant 7 or be coupled or combined in any other way with this.
  • the gas cools, preferably to about or below 300 K, more preferably at least substantially to the desired discharge temperature.
  • the system 1 can be provided on the delivery side with a pressure control or regulation, which is not shown, or the like. This can also be done by appropriate control of the expansion machine 8 or turbine 9.
  • cooling and / or heating of the natural gas after relaxing to the desired discharge temperature - for example by means of an optional (further) heat exchanger 11, as indicated in Figure 1 - take place.
  • the natural gas is heated in the first heat exchanger 6, for example, only to a lower temperature and / or cooled in the expansion machine 8 below the discharge temperature.
  • the additional heat exchanger 11 can in turn be coupled to the power plant 7 or receive its heat from it.
  • the additional heat exchanger 11 can in turn be coupled to the power plant 7 or receive its heat from it.
  • other technical solutions are possible, as already generally addressed for the supply of heat for the evaporation of natural gas.
  • the power plant 7 can form part of the plant 1 or be designed as a separate plant or separately therefrom.
  • the proposed Appendix 1 allows a particularly efficient evaporation and / or good energy utilization. Bills have shown that in Combined with a gas turbine plant or the like a high efficiency and energy yield can be achieved.
  • the schematic Ts diagram according to FIG. 3 explains a preferred first workflow or method sequence in the illustration example.
  • the x-axis gives the specific entropy s in kJ • kg '1 • K ' 1 .
  • the y-axis indicates the temperature in K.
  • the lines represent isochores and isobars with different values according to the legend.
  • the compression can be effected in particular by means of the pump 3 and / or at least substantially adiabatically. The compression thus takes place in particular not along an Isochoren 12, even if this looks like in the illustration of FIG. 3, but z. B. along a polytropic.
  • state B the temperature of the still liquid gas has already increased somewhat, for example to about 120 to 130 K.
  • the first still liquid gas changes its state, in particular at least substantially along an isobaric 13 (ie while maintaining its pressure) until the state C is reached.
  • the initially still liquid gas is evaporated and is then in gaseous form with the increased pressure and the elevated temperature of, for example, about 360 K.
  • the transition from the liquid to the gaseous phase preferably takes place in a single step or in a single heat exchanger 6.
  • the heating from state B to state C can take place via other intermediate states and / or also in several stages.
  • state C the natural gas is completely vaporized and in particular heated to the elevated temperature of, for example, about 360K.
  • the natural gas is expanded, as indicated by arrow P2.
  • the natural gas can also be expanded in multiple stages with multi-stage intermediate heating, which can take place along an isobar and / or isochores, in order to keep the temperature in front of the expansion machine and a given discharge temperature low.
  • the system 1 has only optionally a pump 3 o. The like. In the second embodiment.
  • the plant 1 preferably has a second, downstream heat exchanger 6 'for supplying heat.
  • This heat supply can in principle be done in any way.
  • the heat is again supplied by a thermal power plant T, in particular a turbine, as indicated in FIG.
  • the further power plant 7 * can also be coupled to the first power plant 7 or formed by it.
  • the heating of the natural gas in the first heat exchanger 6 is preferably at least substantially at constant pressure, ie isobaric.
  • the transition from the liquid to the gaseous phase of the natural gas is preferably carried out in the first heat exchanger 6.
  • the second heat exchanger 6 1 is preferably designed such that an at least substantially isochronous heating, in particular therefore at least substantially at constant volume, of the natural gas takes place.
  • the compression is at least substantially isochoric for at least a portion of the pressure increase.
  • the T-s diagram according to FIG. 5 shows, by way of example, a second method sequence, which can be implemented, in particular, with the proposed system 1 according to the second embodiment.
  • the liquid natural gas in the first heat exchanger 6 at least substantially at constant pressure - namely at least substantially along Isobaric 13 - heated and evaporated.
  • a compression to a desired pressure for example 7 to 10 MPa or more, in particular by the optional pump 3, take place.
  • FIG. 5 shows the transition from state A to state B according to arrow Pia.
  • a heating to more than 200 K in particular substantially 210 K.
  • the heat can be at a pressure of for example about 7 to 10 MPa, in particular substantially 9 to 10 MPa.
  • a second heat supply takes place to further heat the already gaseous natural gas and to increase its pressure.
  • This heat is at least substantially isochoric - that is, at least substantially at constant volume - in the second heat exchanger 6 '.
  • the state of the gas changes from B to C according to arrow PIb.
  • the heating thus takes place at least substantially along the isochores 12 (line of constant density) in FIG. 5.
  • the second or at least substantially isochoric working heat exchanger 6 ' operates particularly preferably discontinuously so in so-called batch mode.
  • the natural gas to be heated is heated in batches at constant volume by supplying heat, whereby the pressure of the respective charge of the natural gas is increased accordingly. So can be done in a very efficient way at least substantially isochoric heating of the natural gas.
  • the particular isochoric heat supply or heating of the natural gas can, if necessary, also take place in a plurality of steps or stages, if appropriate with a plurality of second heat exchangers 6 'or in any other suitable manner. Also, an alternating heating and relaxing can be done several times.
  • the following procedure is possible. Starting from the initial state with, for example, about 113 K and a pressure of about 8.2 MPa, the liquid natural gas is first compressed, for example by means of the pump 3, to a pressure of, for example, about 9.54 MPa. In this case, the temperature may increase slightly, for example to about 113.8 K.
  • the temperature can be raised, for example, to about 280 K and the pressure increased to about 33.2 MPa.
  • first relaxation for example via a first expansion machine, such as the turbine 9.
  • first expansion machine such as the turbine 9.
  • the pressure is lowered, for example, to 8 MPa, the temperature of the gaseous natural gas thereby falling to about 241 K.
  • a further or second, at least substantially isochoric preheating for example, in a third heat exchanger, not shown - to eg 280 K and a pressure of about 1.15 MPa.
  • Fig. 6 shows in a very schematic Ts-diagram (the x-axis is to denote the specific entropy s, but units have been omitted) a third proposed procedure.
  • the proposed relaxation can be carried out in particular after a proposed liquefaction of the natural gas or after another liquefaction of the natural gas or independently.
  • the proposed relaxation of natural gas for example, can be used to the natural gas of the usual accumulator pressure of about 8.0 MPa as the initial pressure to the usual final discharge pressure of about 105 kPa as discharge pressure to relax.
  • the proposed relaxation can be carried out in particular with the system 1 (FIG. 4) without the first heat exchanger 6.
  • the relevant explanations therefore apply in particular in addition or correspondingly.
  • FIG. 6 illustrates that the natural gas to be expanded is heated isochorally, starting from state B (for example about 8 MPa or more and for example 275 to 300 K or less) at least substantially along the isochores 12, ie according to arrow Pl.
  • the heat supply to this preheating can in turn preferably be provided by the power plant 7 or 7 'or other means available.
  • the natural gas then preferably again has the increased pressure and the elevated temperature in the sense already mentioned.
  • the proposed relaxation can also take place in several stages and / or with alternating preheating and relaxation.
  • the proposed relaxation can be used in particular with the required reduction of the usual gas supply pressure of, for example, about 8 MPa to the usual final discharge pressure of for example about 105 kPa.
  • a corresponding power plant or turbine plant can be combined with the proposed plant 1 for relaxing.
  • Such a combination plant can then be used in particular locally or decentralized, for example, to relax natural gas from the usual storage or remote supply pressure to the final discharge pressure.
  • the pressure of the liquefied natural gas is brought to a level prior to entering the evaporator or heat exchanger, which ensures the most constant specific heat capacity at constant pressure during preheating to give a favorable evaporator or heat exchanger design with the same temperature difference between the evaporating natural gas and the heat-bonded or heat-introducing medium at the inlet and outlet as possible.
  • the relaxation of the natural gas can, as already mentioned, multi-stage, possibly with an intermediate heating, take place.
  • the liquid natural gas is preferably vaporized at said high pressures.
  • the term "evaporate” or “evaporate” is preferably to be understood in the present invention that at the lower pressure temperature the natural gas would be in gaseous form.
  • the proposed plants 1 and / or processes can be used not only for natural gas but also for other gases or purposes.
  • the proposed relaxation of gas by initially at least substantially isochoric preheating and subsequent relaxation in particular for gas pressure or air pressure storage can be used.
  • the proposed relaxation can be used in an air pressure storage power plant.
  • Such a power plant pumps in particular ambient air in underground caverns o. The like.
  • For energy storage When relaxing, the air, which is preferably under very high pressure, then drives in particular a generator or a sonic generator. stige work machine.
  • the proposed relaxation can be used for better energy utilization just in connection with such an air storage power plant or for other purposes.

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Abstract

Es werden ein Verfahren und eine Anlage zum Verdampfen und/oder Entspannen von Erdgas vorgeschlagen. Das Erdgas wird bei einem gegenüber dem Abgabedruck erhöhten Druck in einem Wärmeübertrager verdampft und anschließend mittels einer Expansionsmaschine entspannt. Dies gestattet einen besonders effektiven Wärmetausch und eine optimierte Energieausnutzung. Alternativ oder zusätzlich wird das Erdgas isochor durch Wärmezufuhr über einen Abgabedruck verdichtet und anschließend zur Erzeugung mechanischer Energie entspannt.

Description

Verfahren und Anlage zum Verdampfen von verflüssigtem Erdgas und
Entspannen von Erdgas
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Entspannen von Gas, insbesondere Erdgas, auf einen gewünschten Abgabedruck, insbesondere für eine Gasversorgungseinrichtung und/oder zum Verdampfen von flüssigem Gas, insbesondere verflüssigtem Erdgas, sowie derartige Anlagen.
Verflüssigtes Erdgas wird beispielsweise durch Tanker oder in sonstiger Form angeliefert. Zur Einspeisung in eine Gasversorgungseinrichtung, wie einen Speicher oder eine Pipeline, muß das flüssige Gas verdampft werden. Zur Verdampfung ist weiterer Energieaufwand notwendig.
Aus der US 4,231,226 A, US 6,367,258 B l und US 2006/0080963 Al ist es jeweils bekannt, dem zu verdampfenden Gas die erforderliche Energie bzw. Wärme über einen Wärmeübertrager - üblicherweise als Wärmetauscher bezeichnet - zuzuführen, wobei die erforderliche Wärme von einer Gasturbinenanlage bereitgestellt wird, wodurch deren Wirkungsgrad erhöht wird.
Die US 3,367,258 Bl beschreibt, daß es grundsätzlich zwei Möglichkeiten gibt, wenn das Gas auf einen bestimmten Druck komprimiert werden soll. Bei der Niederdruckverdampfung wird das flüssige Gas zuerst verdampft und dann auf den gewünschten Druck verdichtet. Bei der Hochdruckverdampfüng wird das flüssige Gas auf den gewünschten Druck - beispielsweise in zwei Stufen auf etwa 3,5 MPa oder mehr - verdichtet und dann verdampft und auf etwa 4°C erwärmt. Dies entspricht wohl dem Abgabedruck bzw. erforderlichen Druck für weitere Anwendungen.
Die US 6,739, 140 B2, US 6,813,893 B2, US 6,848,502 B2, US 6,880,348 B2, US 6,945,055 B2, US 7,036,325 B2, US 2006/0150640 Al, WO 03/054440 Al und WO 2004/081441 Al befassen sich mit der Speicherung von verflüssigtem Erdgas in Salzkavernen, wobei das flüssige Gas zunächst auf den zur Speicherung in den Salzkavernen üblichen oder erforderlichen Druck von beispielsweise etwa 16 MPa gebracht und vor Einleiten in die Salzkavernen zu- mindest im wesentlichen auf die darin herrschende Temperatur erwärmt. In Deutschland arbeiten Gasversorgungseinrichtungen, die das Gas in gasförmiger Form speichern bzw. bereitstellen und insbesondere der allgemeinen Gasversorgung dienen, meistens mit einem Versorgungs- bzw. Gasdruck von etwa 8 MPa. Üblicherweise entspricht der Abgabedruck, mit dem das verdampfte Gas an eine Gasversorgungseinrichtung abgegeben wird, diesem Versorgungsdruck. Üblicherweise erfolgt eine Speicherung mit mehr als
8 MPa. Dieser Speicherdruck wird dann für Endverbraucher in mehreren Stu- fen abgesenkt, insbesondere auf einen Endabgabedruck von etwa 105 kPa.
Planungen der Gasversorgung sehen vor, das Gas vor Abgabe in eine Gasversorgungseinrichtung in Kavernen zwischenzuspeichern, um Abnahmeschwankungen auszugleichen. Dafür ist ein deutlich höherer Gasdruck von beispielsweise 27 MPa vorgesehen.
Der vorliegenden Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein verbessertes Verfahren und eine verbesserte Anlage zum Entspannen von Gas, insbesondere Erdgas, auf einen gewünschten Abgabedruck und/oder zum Verdampfen von flüssigem Gas, insbesondere verflüssigtem Erdgas, anzugeben, wobei eine höhere Effizienz bzw. Energieausnutzung und/oder ein verbesserter Wärmeübergang ermöglicht wird bzw. werden.
Die obige Aufgabe wird durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1, 3 oder 23 oder durch eine Anlage gemäß Anspruch 24, 25 oder 28 gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand der Unteransprüche.
Ein erster Aspekt der vorliegenden Erfindung liegt darin, das Gas zunächst auf einen erhöhten Druck zu verdichten, der deutlich über den Abgabedruck liegt und/oder mindestens 15 oder 18 MPa beträgt. Das Verdichten erfolgt durch zumindest im wesentlichen isochore Wärmezufuhr. Insbesondere wird das Gas im gasförmigen Zustand - insbesondere nach dem Verdampfen oder nach Entnahme aus einem Speicher o. dgl. — ausgehend von einem dann vorliegenden Anfangsdruck auf den erhöhten Druck verdichtet. Dieses Verdichten erfolgt vorzugsweise isochor mittels eines entsprechenden Wärmeübertragers. Anschließend erfolgt das Entspannen auf den gegenüber dem Anfangsdruck gegebenenfalls höheren oder niedrigeren Abgabedruck, wobei insbesondere mechanische Energie mittels einer Expansionsmaschine erzeugt wird. So wird ein sehr energieeffizientes Entspannen des Gases ermöglicht.
Alternativ kann das Verdichten auf den erhöhten Druck auch durch einen Ver- dichter oder dergleichen erfolgen.
Ein anderer Aspekt der vorliegenden Erfindung liegt darin, das (flüssige) Gas zunächst auf den erhöhten Druck zu verdichten, der deutlich über dem Abgabedruck liegt und/oder mindestens 15 oder 18 MPa beträgt, und dann durch Wärmezufuhr zu verdampfen. Durch den erhöhten Druck wird - zumindest in dem relevanten Temperaturbereich von etwa 110 K bis zur Raumtemperatur oder darüber - im Gegensatz zu den sonst üblichen niedrigeren Drücken - bei dem (zu verflüssigendem Gas) ein quasi ideales Gasverhalten bzw. eine zumindest im wesentlichen konstante spezifische Wärmekapazität cp - spezifi- sehe Wärmekapazität bei konstantem Druck - erreicht. Dies gestattet eine deutliche Verbesserung der Wärmezufuhr bzw. des sogenannten Wärme- tauschs durch einen Wärmeübertrager (Wärmetauscher) und gestattet dementsprechend eine effektivere Energieausnutzung.
Ein weiterer Aspekt der vorliegenden Erfindung liegt darin, das verdampfte und erwärmte Gas von dem erhöhten Druck wieder auf den gewünschten Abgabedruck zu entspannen. Insbesondere erfolgt das Entspannen mittels einer Expansionsmaschine, z. B. über eine Verdrängungsmaschine, eine Turbine oder eine Hubkolbenmaschine, so daß mechanische Energie zum Betrieb einer Arbeitsmaschine, wie eines elektrischen Generators, erzeugt werden kann. Dies gestattet wiederum eine optimierte Energieausnutzung.
Besonders zu erwähnen ist, daß beim Entspannen auf den niedrigeren Abgabedruck von insbesondere weniger als 10 MPa auch das Verhalten des Gases als nicht ideales - also als reales - Gas zu einer wesentlichen Steigerung der verfugbaren bzw. erzeugbaren Energie führt.
Besonders bevorzugt wird das (zu verflüssigende) Gas nicht nur auf den erhöhten Druck verdichtet, sondern auch auf eine gegenüber der gewünschten Abgabetemperatur von beispielsweise etwa 275 bis 280 K deutlich erhöhte Temperatur erwärmt und anschließend beim bzw. durch das Entspannen so- - A -
wohl auf den gewünschten Abgabedruck als auch auf die gewünschte Abgabetemperatur gebracht.
Weitere Aspekte, Vorteile, Eigenschaften und Merkmale der vorliegenden Er- findung ergeben sich aus den Ansprüchen und der nachfolgenden Erläuterung bevorzugter Ausführungsformen anhand der Zeichnung. Es zeigt:
Fig. 1 eine schematische Ansicht einer vorschlagsgemäßen Anlage gemäß einer ersten Ausführungsform;
Fig. 2 ein schematisches Enthalpiediagramm von Erdgas;
Fig. 3 ein schematisches T-s-Diagramm eines ersten Verfahrensablaufs;
Fig. 4 eine schematische Ansicht einer vorschlagsgemäßen Anlage gemäß einer zweiten Ausführungsform;
Fig. 5 ein schematisches T-s-Diagramm eines zweiten Verfahrensablaufs; und
Fig. 6 ein schematisches T-s-Diagramm eines dritten Verfahrensablaufs.
Die vorliegende Erfindung befaßt sich insbesondere mit dem Verdampfen von flüssigem Gas, insbesondere verflüssigtem Erdgas. Nachfolgend wird daher immer von Erdgas gesprochen. Jedoch kann es sich auch um sonstiges flüssiges bzw. verflüssigtes Gas, wie sogenanntes Flüssiggas (Propan, Butan oder eine Mischung davon) bzw. LPG (Liquified Petrolium Gas) oder dergleichen, handeln. Die vorliegende Erfindung befaßt sich alternativ oder zusätzlich mit dem Entspannen von Gas, insbesondere Erdgas. Jedoch kann es sich hierbei auch um sonstiges Gas, insbesondere im vorgenannten Sinne oder Luft, handeln.
Fig. 1 zeigt in einer nur schematischen, blockschaltbildartigen Darstellung ei- ne vorschlagsgemäße Anlage 1 zur Verdampfung von flüssigem Erdgas gemäß einer ersten Ausfuhrungsform. Die Anlage 1 weist einen Anschluß bzw. Einlaß 2 oder dergleichen zur Aufnahme des nicht dargestellten flüssigen Erdgases, beispielsweise aus einem nicht dargestellten Tanker, Speicher oder dergleichen, auf. Der Druck beträgt am Einlaß 2 beispielsweise etwa 1,1 MPa, die Temperatur beispielsweise etwa 1 13 K.
Anschließend erfolgt ein Verdichten des flüssigen Erdgases auf einen erhöhten Druck. Hierzu weist die Anlage 1 vorzugsweise mindestens eine Pumpe 3, optional eine weitere Pumpe 4, auf. Das Verdichten bzw. Pumpen bzw. Un- terdrucksetzten des flüssigen Erdgases erfolgt beim Darstellungsbeispiel in einer Stufe oder bedarfsweise in mehreren Stufen.
Der erhöhte Druck des Erdgases beträgt vorzugsweise mindestens 18 MPa, insbesondere mindestens 20 MPa, besonders bevorzugt im wesentlichen 24 MPa oder mehr, beim Darstellungsbeispiel etwa 27 MPa.
Der erhöhte Druck liegt vorzugsweise um mehr als 5 MPa, insbesondere mehr als 10 MPa, über einem Abgabedruck der Anlage 1 an eine nur Gasversor- gungseinrichtung G, die über einen Anschluß bzw. Auslaß 5 an die Anlage 1 angeschlossen ist und beispielsweise einen nicht dargestellten Speicher oder eine nicht dargestellte Pipeline für das verdampfte Erdgas aufweisen kann. Jedoch kann auch eine Abgabe mit dem Endgabedruck an eine Gasversorgungseinrichtung G eines Endverbrauchers erfolgen.
Der erhöhte Druck ist vorzugsweise derart gewählt, daß das Erdgas bei dem erhöhten Druck eine zumindest im wesentlichen von der Temperatur unabhängige spezifische Wärmekapazität cp aufweist. Dies gilt zumindest für den relevanten Temperaturbereich von beispielsweise 113 K bis etwa 275 K oder darüber.
Das schematische Diagramm von Figur 2 veranschaulicht schematisch die Abhängigkeit der Enthalpie H von der Temperatur T und dem Druck p. Hierbei zeigt die x- Achse die Enthalpiesteigerung H ohne Einheit, da es hier nicht um den Absolutwert, sondern nur um Relativwerte zur Veranschaulichung geht. Die y-Achse zeigt die Temperatur in Kelvin. Die einzelnen Kurven stel- len verschiedene Isobaren dar, deren Werte in der Legende in MPa angegeben sind. Die Ableitung bzw. Steigung der Enthalpiekurven entspricht der spezifischen Wärmekapazität, genauer gesagt der spezifischen Wärmekapazität bei konstantem Druck. Die Kurven geben den Verlauf bei unterschiedlichen Drücken wieder.
Aus Figur 2 ist ersichtlich, daß sich erst bei dem erhöhten Druck die Enthalpiekurve einer Geraden annähert, die spezifische Wärmekapazität also zumindest im wesentlichen konstant ist. Dementsprechend soll der erhöhte Druck vorzugsweise mindestens 15 MPa betragen, um eine zumindest im wesentlichen konstante spezifische Wärmekapazität des Erdgases zu erreichen.
Das flüssige Erdgas ist nach dem Verdichten bzw. Unterdrucksetzen noch immer flüssig. Auch wenn sich hierdurch und/oder durch sonstige Einflüsse die Temperatur etwas erhöht hat, beispielsweise auf etwa 120 bis 160 K.
Anschließend wird das flüssige Erdgas durch Wärmezufuhr verdampft. Dies erfolgt bei der in Figur 1 gezeigten Anlage 1 vorzugsweise in einem der Pumpe 3 bzw. 4 nachgeordneten Wärmeübertrager 6. Die Wärmezufuhr bzw. der Wärmetausch und die Verdampfung erfolgen vorzugsweise zumindest im wesentlichen bei konstantem Druck (isobar), also bei dem erhöhten Druck des zunächst noch flüssigen Erdgases. Das Verdampfen erfolgt insbesondere innerhalb des Wärmeübertragers 6.
Es ist anzumerken, daß aufgrund von Strömungswiderständen, Turbulenzen, Schwankungen oder dergleichen gewisse Druckverluste oder Druckschwankungen auftreten können. Dementsprechend kann das zunächst noch flüssige Erdgas beispielsweise von den Pumpen 3, 4 auf einen etwas über dem erhöhten Druck liegenden Druck verdichtet werden und/oder der Druck des Erdga- ses im Wärmeübertrager 6 aufgrund des Verdampfungsvorgangs etwas variieren.
Die Wärmezufuhr zur Erwärmung und Verdampfung des Erdgases kann generell auf beliebige Weise erfolgen. Beispielsweise kann - wie im Stand der Technik bekannt - Meereswärme oder ein sogenannter Tauchflammenverdampfer, ein "open-rack"-Verdampfer oder dergleichen eingesetzt werden. Die "Kälteenergie" kann auch beispielsweise in der Chemie oder Lebensmittelindustrie oder dergleichen verwendet werden.
Besonders bevorzugt erfolgt die Wärmezufuhr durch eine thermische Kraft- Werksanlage 7, beispielsweise mit einer Turbine, wie in Figur 1 angedeutet. Als Kraftwerksanlage 7 im Sinne der vorliegenden Erfindung ist insbesondere eine Gasturbinenanlage, Dampfturbinenanlage und/oder kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage oder dergleichen zu verstehen. Eine solche Turbinenanlage dient insbesondere der Erzeugung elektrischer und/oder mechanischer Energie. Die Turbinenanlage kann mit offenem oder geschlossenem Kreislauf betrieben werden, wobei das Medium für die Wärmeübertragung auf das zu verdampfende bzw. zu erwärmende Erdgas flüssig und/oder gasförmig sein kann.
Die Wärmezufuhr zum Verdampfen des Erdgases bzw. der Wärmeübertrager 6 führt besonders bevorzugt zu einer Kühlung des genannten und/oder eines sonstigen Mediums der Kraftwerksanlage 7, beispielsweise von Ansaugluft, zu einem Absenken der Kondensatortemperatur eines Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerkes oder dergleichen. Insbesondere kann so der mögliche bzw. tatsächliche Wirkungsgrad der Kraftwerksanlage 7 erhöht werden.
Hinsichtlich der Einsatzmöglichkeiten bzw. Kopplung des Wärmeübertragers 6 oder auch mehrerer derartiger Wärmeübertrager bei bzw. mit der Kraftwerksanlage 7, insbesondere einer Gasturbine, wird auf die US 4,231,226 A, US 6,367,258 Bl und US 2006/0080963 Al verwiesen, die hiermit diesbezüglich als ergänzende Offenbarung genannt und eingeführt werden.
Bei der ersten Ausführungsform ist nur ein einziger Wärmeübertrager 6 vorgesehen, um das zunächst noch flüssige Erdgas zu verdampfen und auf eine gewünschte, insbesondere erhöhte Temperatur zu erhitzten. Die Verdampfung und insbesondere auch Erwärmung erfolgen also vorzugsweise einstufig. Dies schließt jedoch nicht aus, daß mehrere Wärmeübertrager 6 parallel geschaltet sind bzw. arbeiten, um einen gewünschten Durchsatz zu erreichen. Auch wenn mehrere Wärmeübertrager 6 hintereinander geschaltet sind, erfolgt vorzugsweise nur in einem, insbesondere in dem ersten Wärmeübertrager 6, das Verdampfen des Erdgases.
Beim Darstellungsbeispiel wird das verdampfte Erdgas - insbesondere unmittelbar in dem Wärmeübertrager 6 - auf eine gegenüber der Abgabetemperatur am Anschluß bzw. Auslaß 5 von beispielsweise etwa 273 bis 285 K erhöhte Temperatur, vorzugsweise auf über 300 K, insbesondere mehr als 340 K, besonders bevorzugt im wesentlichen 360 K oder mehr, erwärmt.
Wie bereits erwähnt, führt der erhöhte Druck zu einer im wesentlichen von der Temperatur unabhängigen bzw. konstanten spezifischen Wärmekapazität des Erdgases. Um eine besonders effektive Wärmeübertragung zu erreichen, erfolgt die Wärmezufuhr von einem wärmeren Medium (insbesondere im Wärmeübertrager 6 und hier besonders bevorzugt von der Kraftwerksanlage 7), das vorzugsweise ebenfalls eine im wesentlichen von der Temperatur unabhängige bzw. konstante spezifische Wärmekapazität aufweist und/oder das vorzugsweise flüssig ist.
Besonders bevorzugt wird die Wärme zum Verdampfen des flüssigen Erdgases vollständig von der Kraftwerksanlage 7 zugeführt bzw. bereitgestellt. Jedoch ist es grundsätzlich auch möglich, zusätzlich bzw. ergänzend oder alternativ auf andere Art Wärme zuzuführen bzw. bereitzustellen.
Das verdampfte Erdgas wird dann von dem erhöhten Druck wieder entspannt, insbesondere auf den Abgabedruck von vorzugsweise höchstens 22 oder 10 MPa, insbesondere im wesentlichen 8 bis 8,5 MPa oder weniger, oder sogar auf den Endgabedruck von beispielsweise etwa 105 kPa. Insbesondere kann der Abgabedruck dem Ausgangsdruck - hier des flüssigen Erdgases — zumindest im wesentlichen entsprechen, darüber liegen (was oftmals der Fall ist), darunter liegen oder sogar dem Endabgabedruck entsprechen.
Besonders bevorzugt erfolgt das Entspannen in einer einstufigen oder mehrstufigen Expansionsmaschine 8. Beim Darstellungsbeispiel weist die Expansi- onsmaschine 8 eine Verdrängungsmaschine oder Hubkolbenmaschine, vorzugsweise eine Turbine 9 auf, in der das Erdgas von dem erhöhten Druck zu- mindest im wesentlichen auf den Abgabedruck entspannt wird. Besonders bevorzugt treibt die Expansionsmaschine 8 bzw. Turbine 9 eine Arbeitsmaschine, hier einen Generator 10, zur Erzeugung von Strom an, wie in Figur 1 angedeutet. Jedoch kann die Expansionsmaschine 8 bzw. Turbine 9 alternativ oder zusätzlich auch für sonstige Zwecke, beispielsweise zum Erzeugen mechanischer Energie, eingesetzt werden. Gemäß einer nicht dargestellten Ausfuhrungsvariante kann die Turbine 9 auch einen Teil der Kraftwerksanlage 7 bilden bzw. in sonstiger Weise mit dieser gekoppelt oder kombiniert sein.
Beim oder durch das Entspannen kühlt sich das Gas ab, vorzugsweise auf etwa oder unter 300 K, besonders bevorzugt zumindest im wesentlichen auf die gewünschte Abgabetemperatur.
Zur Steuerung oder Regelung des Abgabedrucks kann die Anlage 1 abgabe- seitig auch mit einer nicht dargestellten Drucksteuerung bzw. -regelung oder dergleichen versehen sein. Dies kann ebenfalls auch durch entsprechende Steuerung der Expansionsmaschine 8 bzw. Turbine 9 erfolgen.
Weiter kann bei Bedarf auch eine Kühlung und/oder Erwärmung des Erdgases nach dem Entspannen auf die gewünschte Abgabetemperatur - beispielsweise mittels eines optionalen (weiteren) Wärmeübertragers 11, wie in Figur 1 angedeutet - erfolgen. In diesem Fall wird das Erdgas im ersten Wärmetauscher 6 beispielsweise nur auf eine niedrigere Temperatur erwärmt und/oder in der Expansionsmaschine 8 unter die Abgabetemperatur abgekühlt.
Der zusätzliche Wärmetauscher 11 kann bedarfsweise wiederum mit der Kraftwerksanlage 7 gekoppelt sein bzw. von dieser seine Wärme beziehen. Jedoch sind auch andere technische Lösungen möglich, wie bereits generell für die Wärmezufuhr für das Verdampfen des Erdgases angesprochen.
Die Kraftwerksanlage 7 kann bei Bedarf einen Teil der Anlage 1 bilden oder als separate Anlage bzw. getrennt davon ausgebildet sein.
Die vorschlagsgemäße Anlage 1 gestattet eine besonders effiziente Verdamp- fung und/oder gute Energieausnutzung. Rechnungen haben gezeigt, daß in Kombination mit einer Gasturbinenanlage oder dergleichen eine hohe Wirtschaftlichkeit und Energieausbeute erreichbar sind.
Das schematische T-s-Diagramm gemäß Figur 3 erläutert einen bevorzugten ersten Arbeitsablauf bzw. Verfahrensablauf beim Darstellungsbeispiel. Die x- Achse gibt die spezifische Entropie s in kJ • kg'1 • K'1 an. Die y-Achse gibt die Temperatur in K an. Die Linien stellen Isochoren und Isobaren mit unterschiedlichen Werten gemäß der Legende dar.
Bei dem ersten Verfahrensablauf erfolgt zunächst ein Verdichten des flüssigen Erdgases ausgehend von dem Punkt A (z. B. T = 113 K, p = 1,1 MPa) gemäß Pfeil Pl auf den erhöhten Druck von beispielsweise 27 MPa, also in den Zustand B. Das Verdichten kann insbesondere mittels der Pumpe 3 und/oder zumindest im wesentlichen adiabatisch erfolgen. Das Verdichten erfolgt also insbesondere nicht entlang einer Isochoren 12, auch wenn dies bei der Darstellung gemäß Fig. 3 so aussieht, sondern z. B. entlang einer Polytropen. Im Zustand B hat sich die Temperatur des noch flüssigen Gases bereits etwas erhöht, beispielsweise auf etwa 120 bis 130 K.
Ausgehend vom Zustand B erfolgt dann eine Wärmezufuhr mittels des Wärmeübertragers 6. Hierdurch ändert das zunächst noch flüssige Gas seinen Zustand insbesondere zumindest im wesentlichen entlang einer Isobaren 13 (also unter Beibehaltung seines Drucks), bis der Zustand C erreicht wird. Während dieser Wärmezufuhr wird das zunächst noch flüssige Gas verdampft und liegt dann gasförmig mit dem erhöhten Druck und der erhöhten Temperatur von beispielsweise etwa 360 K vor. Der Übergang von der flüssigen zur gasförmigen Phase erfolgt vorzugsweise in einem einzigen Schritt bzw. in einem einzigen Wärmeübertrager 6. Bedarfsweise kann das Erwärmen vom Zustand B in den Zustand C über sonstige Zwischenzustände und/oder auch in mehreren Stufen erfolgen. Im Zustand C ist das Erdgas vollständig verdampft und insbesondere auf die erhöhte Temperatur von beispielsweise etwa 360 K erwärmt.
Anschließend erfolgt das Entspannen des Erdgases, wie durch Pfeil P2 ange- deutet. Das Erdgas nimmt dann insbesondere den Abgabezustand D mit dem gewünschten Abgabedruck und insbesondere auch der gewünschten Abgabetemperatur ein, hier beispielsweise T = 300 K, p = 8 MPa.
Aufgrund der Abweichung des Erdgases von einem idealen Gas bzw. auf- grund des Real-Gas-Effekts bzw. der nicht parallel verlaufenden Isobaren 13 und 14 bzw. der druckabhängigen Änderung der Wärmekapazität (Abnahme der Wärmekapazität cp bei abnehmendem Druck) kann beim Entspannen - also Übergang vom Zustand C in den Zustand D - zusätzliche bzw. mehr Energie freigesetzt werden, als dies bei einem idealen Gas - also bei eng beieinan- derliegenden bzw. parallel verlaufenden Isobaren 13 und 14 - der Fall wäre.
Das Erdgas kann auch mehrstufig entspannt werden mit mehrstufiger Zwischenerwärmung, die entlang einer Isobaren und/oder Isochoren erfolgen kann, um die Temperatur vor der Expansionsmaschine und einer vorgegebe- nen Abgabetemperatur niedrig zu halten.
Nachfolgend wird eine zweite Ausführungsform der vorschlagsgemäßen Anlage 1 und insbesondere auch ein zweiter Verfahrensablauf anhand der Figuren 4 und 5 erläutert, wobei insbesondere nur wesentliche Unterschiede ge- genüber der ersten Ausführungsform erläutert werden. Die bisherigen Erläuterungen und Ausführungen gelten insbesondere entsprechend oder ergänzend.
Die Anlage 1 weist nur optional eine Pumpe 3 o. dgl. bei der zweiten Ausführungsform auf.
Die Anlage 1 weist zusätzlich zu dem (ersten) Wärmeübertrager 6 vorzugsweise einen zweiten, nachgeordneten Wärmeübertrager 6' zur Wärmezufuhr auf. Diese Wärmezufuhr kann wiederum grundsätzlich auf beliebige Weise erfolgen. Besonders bevorzugt erfolgt die Wärmezufuhr jedoch wiederum durch eine thermische Kraftwerksanlage T, insbesondere eine Turbine, wie in Figur 4 angedeutet. Die diesbezüglichen Erläuterungen bei der ersten Ausführungsform gelten insbesondere ergänzend. Bedarfsweise kann die weitere Kraftwerksanlage 7* auch mit der ersten Kraftwerksanlage 7 gekoppelt oder von dieser gebildet sein. Bei der zweiten Ausführungsform erfolgt das Erwärmen des Erdgases im ersten Wärmetauscher 6 vorzugsweise zumindest im wesentlichen bei konstantem Druck, also isobar. Der Übergang von der flüssigen in die gasförmige Phase des Erdgases erfolgt vorzugsweise im ersten Wärmetauscher 6.
Der zweite Wärmetauscher 61 ist vorzugsweise derart ausgebildet, daß eine zumindest im wesentlichen isochore Erwärmung, insbesondere also zumindest im wesentlichen bei konstantem Volumen, des Erdgases erfolgt. Also erfolgt das Verdichten zumindest für einen Teil der Druckerhöhung zumindest im wesentlichen isochor.
Das T-s-Diagramm gemäß Figur 5 zeigt beispielhaft einen zweiten Verfahrensablauf, der insbesondere mit der vorschlagsgemäßen Anlage 1 gemäß der zweiten Ausführungsform realisierbar ist.
Ausgehend von dem Druck und der Temperatur am Einlaß 2 (beispielsweise T = 113 K und p = 9,5 MPa - Zustand A in Figur 5) wird das flüssige Erdgas im ersten Wärmetauscher 6 zumindest im wesentlichen mit konstanten Druck - nämlich zumindest im wesentlichen entlang der Isobaren 13 - erwärmt und dabei verdampft. Jedoch kann zumindest auch ein Verdichten auf einen gewünschten Druck, beispielsweise 7 bis 10 MPa oder mehr, insbesondere durch die optionale Pumpe 3, erfolgen.
Figur 5 zeigt dann den Übergang von Zustand A in den Zustand B gemäß Pfeil Pia. Beispielsweise erfolgt in diesem ersten Schritt der Wärmezufuhr eine Erwärmung auf mehr als 200 K, insbesondere im wesentlichen 210 K. Die Wärmezufuhr kann bei einem Druck von beispielsweise etwa 7 bis 10 MPa, insbesondere im wesentlichen 9 bis 10 MPa, erfolgen.
Anschließend erfolgt eine zweite Wärmezufuhr, um das bereits gasförmige Erdgas weiter zu erwärmen und dessen Druck zu erhöhen. Diese Wärmezufuhr erfolgt zumindest im wesentlichen isochor - also zumindest im wesentlichen bei konstantem Volumen - im zweiten Wärmetauscher 6'. Hierbei ändert sich der Zustand des Gases von B zu C gemäß Pfeil PIb. Die Erwärmung er- folgt also zumindest im wesentlichen entlang der Isochoren 12 (Linie konstanter Dichte) in Figur 5. Der zweite bzw. zumindest im wesentlichen isochor arbeitende Wärmetauscher 6' arbeitet besonders bevorzugt diskontinuierlich also im sogenannten Batch-Betrieb. Hierbei wird das zu erwärmende Erdgas chargenweise bei kon- stantem Volumen durch Wärmezufuhr erwärmt, wobei der Druck der jeweiligen Charge des Erdgases entsprechend erhöht wird. So kann auf sehr effiziente Weise eine zumindest im wesentlichen isochore Erwärmung des Erdgases erfolgen.
Im Zustand C - also insbesondere nach der isochoren Wärmezufuhr - werden der erhöhte Druck und die erhöhte Temperatur des Erdgases erreicht, beim Darstellungsbeispiel etwa 60 MPa und etwa 360 K. Jedoch können hier auch andere erhöhte Werte erreicht werden, wie insbesondere eingangs im Zusammenhang mit der ersten Ausführungsform erläutert.
Anschließend erfolgt das Entspannen von C in den Abgabezustand D gemäß Pfeil P2 insbesondere entsprechend der ersten Ausfuhrungsform.
Grundsätzlich kann die insbesondere isochore Wärmezufuhr bzw. Erwärmung des Erdgases bedarfsweise auch in mehreren Schritten bzw. Stufen, ggf. also mit mehreren zweiten Wärmetauschern 6' oder auf sonstige geeignete Weise erfolgen. Auch kann ein abwechselndes Erwärmen und Entspannen mehrfach erfolgen.
Gemäß einer weiteren, nicht dargestellten Aus führungs Variante ist folgender Verfahrensablauf möglich. Ausgehend vom Anfangszustand mit beispielsweise etwa 113 K und einem Druck von etwa 8,2 MPa wird das flüssige Erdgas zunächst verdichtet, beispielsweise mittels der Pumpe 3, und zwar auf einen Druck von beispielsweise etwa 9,54 MPa. Hierbei kann sich die Temperatur leicht erhöhen, beispielsweise auf etwa 113,8 K.
Anschließend wird das flüssige Erdgas im ersten Wärmetauscher 6 und unter zumindest im wesentlichen isobaren Verhältnissen - also zumindest bei im wesentlichen konstantem Druck - auf etwa 210 K erwärmt und dabei ver- dampft. Es schließt sich eine erste zumindest im wesentlichen isochore weitere Erwärmung - beispielsweise im zweiten Wärmeübertrager 6' - an. Hierbei kann die Temperatur beispielsweise auf etwa 280 K angehoben und der Druck auf etwa 33,2 MPa erhöht werden.
Anschließend folgt ein erstes Entspannen, beispielsweise über eine erste Expansionsmaschine, wie die Turbine 9. Hierbei wird der Druck beispielsweise auf 8 MPa erniedrigt, wobei die Temperatur des gasförmigen Erdgases dabei auf etwa 241 K fällt.
Anschließend erfolgt eine weitere bzw. zweite, zumindest im wesentlichen isochore Vorwärmung - beispielsweise in einem nicht dargestellten dritten Wärmeübertrager — auf beispielsweise 280 K und einen Druck von etwa 1 1,15 MPa.
Es erfolgt dann ein weiteres bzw. zweites Entspannen - vorzugsweise wieder mittels einer Expansionsmaschine, wie einer weiteren Turbine 9 — auf beispielsweise 8 MPa, wobei sich die Temperatur des Erdgases dabei auf etwa 268, 1 K verringert. So kann beispielsweise der gewünschte Abgabedruck von etwa 8 MPa erreicht werden.
Vorzugsweise erfolgt schließlich noch eine weitere, jetzt insbesondere isobare Wärmezufuhr - beispielsweise wiederum mittels eines weiteren Wärmetauschers 6 -, um das Erdgas schließlich auf die gewünschte Abgabetemperatur von beispielsweise etwa 275 K zu erwärmen.
Fig. 6 zeigt in einem sehr schematischen T-s-Diagramm (die x-Achse soll die spezifische Entropie s bezeichnen, Einheiten wurden aber weggelassen) einen dritten vorschlagsgemäßen Verfahrensablauf. Hierbei erfolgt ein Entspannen des bereits gasförmigen Erdgases von einem Anfangsdruck auf den niedrigeren Abgabedruck insbesondere zur Abgabe des Erdgases an eine Gasversorgungseinrichtung G im bereits genannten Sinne. Das vorschlagsgemäße Entspannen kann insbesondere nach einer vorschlagsgemäßen Verflüssigung des Erdgases oder auch nach einer sonstigen Verflüssigung des Erdgases oder auch unabhängig davon erfolgen. Insbesondere ist das vorschlagsgemäße Entspannen des Erdgases auch beispielsweise dazu einsetzbar, um das Erdgas von dem üblichen Speicherdruck von etwa 8,0 MPa als Anfangsdruck auf den üblichen Endabgabedruck von etwa 105 kPa als Abgabedruck zu entspannen.
Das vorschlagsgemäße Entspannen kann insbesondere mit der Anlage 1 (Fig. 4) ohne den ersten Wärmetauscher 6 erfolgen. Die diesbezüglichen Erläuterungen gelten also insbesondere ergänzend bzw. entsprechend.
Figur 6 veranschaulicht, daß das zu entspannende Erdgas ausgehend von Zustand B (beispielsweise etwa 8 MPa oder mehr und beispielsweise 275 bis 300 K oder weniger) zumindest im wesentlichen entlang der Isochoren 12, also gemäß Pfeil Pl, isochor erwärmt wird. Die Wärmezufuhr zu dieser Vorwärmung kann wiederum vorzugsweise von der Kraftwerksanlage 7 bzw. 7' oder einer sonstigen Einrichtung zur Verfügung gestellt werden. Im erwärmten Zustand C hat das Erdgas dann vorzugsweise wiederum den erhöhten Druck und die erhöhte Temperatur im bereits genannten Sinne.
Anschließend erfolgt das Entspannen gemäß Pfeil P2 vom Zustand C in den Abgabezustand D des Erdgases. Hierbei kann vorzugsweise wiederum mechanische Energie - beispielsweise mittels der Expansionsmaschine 8 - ge- wonnen werden.
Das vorschlagsgemäße Entspannen kann auch in mehreren Stufen und/oder mit abwechselndem Vorwärmen und Entspannen erfolgen.
Das vorschlagsgemäße Entspannen kann insbesondere auch bei der erforderlichen Reduzierung des üblichen Gasversorgungsdrucks von beispielsweise etwa 8 MPa auf den üblichen Endabgabedruck von beispielsweise etwa 105 kPa eingesetzt werden. Beispielsweise kann eine entsprechende Kraftwerks- oder Turbinenanlage mit der vorschlagsgemäßen Anlage 1 zum Entspannen kom- biniert werden. Eine derartige Kombinationsanlage kann dann insbesondere vor Ort bzw. dezentral eingesetzt werden, um beispielsweise Erdgas von dem üblichen Speicher- bzw. Fernversorgungsdruck auf den Endabgabedruck zu entspannen.
Generell ist anzumerken, daß der Druck des verflüssigten Erdgases vor Eintritt in den Verdampfer bzw. Wärmeübertrager auf ein Niveau gebracht wird, das eine möglichst konstante spezifische Wärmekapazität bei konstantem Druck während der Vorwärmung gewährleistet, um eine günstige Verdampfer- bzw. Wärmeübertragerauslegung mit möglichst gleicher Temperaturdifferenz zwischen dem verdampfenden Erdgas und dem wärmegebundenen bzw. wärmezufuhrenden Medium am Eintritt und Austritt ergibt.
Das Entspannen des Erdgases kann, wie bereits erwähnt, mehrstufig, gegebenenfalls mit einer Zwischenerwärmung, erfolgen.
Zum Entspannen auf den gewünschten Abgabedruck kann bedarfsweise auch ein Drossel- oder Regelventil - insbesondere in Kombination mit der Expansionsmaschine davor oder danach - eingesetzt werden.
Generell ist anzumerken, daß zwischen der Druckerhöhung und Erwärmung einerseits und dem Entspannen andererseits besonders bevorzugt keine (relevante) Zwischenspeicherung erfolgt, sondern daß dies besonders bevorzugt unmittelbar nacheinander oder in Folge erfolgt.
Bei der vorliegenden Erfindung wird das flüssige Erdgas vorzugsweise bei den genannten, hohen Drücken verdampft. Es besteht die Möglichkeit, daß bei diesen hohen Drücken keine klare Unterscheidung mehr zwischen einer flüssigen Phase und einer Gasphase möglich ist. In diesem Fall ist der Begriff "verdampfen" bzw. "verdampft" vorzugsweise derart bei der vorliegenden Erfindung zu verstehen, daß bei der Temperatur bei niedrigerem Druck das Erd- gas in gasförmiger Form vorliegen würde.
Wie bereits erläutert, können die vorschlagsgemäßen Anlagen 1 und/oder Verfahren nicht nur für Erdgas, sondern auch für sonstige Gase bzw. Zwecke eingesetzt werden. Beispielsweise ist das vorschlagsgemäße Entspannen von Gas durch zunächst zumindest im wesentlichen isochores Vorwärmen und anschließendes Entspannen insbesondere auch für Gasdruck- bzw. Luftdruckspeicher einsetzbar. Beispielsweise kann das vorschlagsgemäße Entspannen bei einem Luftdruckspeicherkraftwerk eingesetzt werden. Ein solches Kraftwerk pumpt insbesondere Umgebungsluft in unterirdische Kavernen o. dgl. zur Energiespeicherung. Beim Entspannen treibt die vorzugsweise unter sehr hohem Druck stehende Luft dann insbesondere ein Generator oder eine son- stige Arbeitsmaschine an. Das vorschlagsgemäße Entspannen kann zur besseren Energieausnutzung gerade in Verbindung mit einem derartigen Luftspeicherkraftwerk oder für sonstige Zwecke eingesetzt werden.
Einzelne Merkmale und Aspekte der verschiedenen Ausfiihrungsformen und Verfahrensabläufe können auch beliebig miteinander kombiniert und/oder bei sonstigen Anlagen und Verfahren zum Verdampfen und/oder Entspannen von Erdgas oder sonstigem Gas eingesetzt werden.

Claims

Patentansprüche:
1. Verfahren zum Entspannen von Gas, insbesondere Erdgas, von einem Anfangsdruck oder erhöhten Druck auf einen Abgabedruck und insbesondere zur anschließenden Abgabe an eine Gasversorgungseinrichtung (G), wobei das Gas durch Wärmezufuhr auf einen gegenüber dem Anfangsdruck erhöhten Druck verdichtet wird, wobei die Wärmezufuhr zumindest im wesentlichen isochor erfolgt, und wobei das Gas nach der Wärmezufuhr von dem erhöhten Druck auf den Abgabedruck entspannt und insbesondere an die Gasversorgungseinrichtung (G) abgegeben wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der erhöhte Druck derart gewählt ist, daß das Gas bei dem erhöhten Druck eine zumindest im wesentlichen von der Temperatur unabhängige spezifische Wärmekapazität aufweist.
3. Verfahren zum Verdampfen von flüssigem Gas, insbesondere verflüssigtem Erdgas, und zur anschließenden Abgabe an eine Gasversorgungseinrichtung (G) bei einem Abgabedruck, insbesondere nach einem der voranstehenden Ansprüche, wobei das flüssige Gas bei einem gegenüber dem Abgabedruck erhöhten Druck durch Wärmezufuhr verdampft oder auf mindestens 300 K erwärmt wird, wobei der erhöhte Druck derart gewählt ist, daß das Gas bei dem erhöhten Druck eine zumindest im wesentlichen von der Temperatur unabhängige spezifische Wärmekapazität aufweist, wobei das verdampfte oder erwärmte Gas nach der Wärmezufuhr auf den Ab- gabedruck entspannt und an die Gasversorgungseinrichtung (G) abgegeben wird.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß das flüssige Gas vor der Wärmezufuhr - vorzugsweise in mehreren Stufen - auf den erhöhten Druck oder darüber verdichtet wird.
5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, daß bei einer Wärmezufuhr in mehreren Schritten die Zufuhr so aufgeteilt wird, daß der Übergang von der flüssigen zur gasförmigen Phase innerhalb eines einzelnen Schritts abgeschlossen ist.
6. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Wärme - zumindest teilweise - bei konstantem Druck (entlang einer Isobaren) zugeführt wird.
7. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekenn- zeichnet, daß die Wärme - zumindest teilweise - bei konstantem Volumen
(entlang einer Isochoren) zugeführt wird.
8. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas diskontinuierlich oder chargenweise zumindest im we- sentlichen isochor erwärmt wird.
9. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas von dem erhöhten Druck ohne Zwischenspeicherung auf den Abgabedruck entspannt wird.
10. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Wärme erst isobar und dann isochor oder umgekehrt zugeführt wird.
11. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Wärmezufuhr und/oder das Entspannen in mehreren Schritten, insbesondere abwechselnd, erfolgt bzw. erfolgen, und/oder daß die Wärmezufuhr in einem oder mehreren Wärmeübertragern (6, 6') erfolgt.
12. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der erhöhte Druck vorzugsweise mehr als 5 MPa, insbesondere mehr als 10 MPa, über dem Abgabedruck liegt und/oder daß der erhöhte Druck mindestens 18 MPa, vorzugsweise mindestens 20 MPa, insbesondere im wesentlichen 24 MPa oder mehr, beträgt.
13. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß dem Gas zumindest im wesentlichen die Wärmemenge zugeführt wird, daß das Gas vor der Wärmezufuhr und nach dem Entspannen zumindest im wesentlichen die gleiche Temperatur und/oder nach dem Entspannen eine Temperatur von 275 bis 300 K aufweist.
14. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas auf über 300 K, vorzugsweise mehr als 340 K, insbesondere im wesentlichen 360 K, erwärmt wird.
15. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Wärmezufuhr durch Wärmeübertragung von einem wärmeren Medium erfolgt, das vorzugsweise eine zumindest im wesentlichen von der Temperatur unabhängige spezifische Wärmekapazität aufweist.
16. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Wärme teilweise oder vollständig von einer Kraftwerksanlage (7, 7') zugeführt bzw. bereitgestellt wird, insbesondere um deren Wirkungsgrad zu erhöhen.
17. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas beim Entspannen mechanische Energie erzeugt.
18. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas beim Entspannen eine Expansionsmaschine (8) antreibt, vorzugsweise wobei die Expansionsmaschine (8) eine Arbeitsmaschine, insbesondere einen Generator (10), antreibt.
19. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß die Expansionsmaschine (8) eine Turbine (9) aufweist oder als solche ausgeführt ist, ins- besondere wobei die Turbine (9) mit einer Kraftwerksanlage (7, 7') gekoppelt - -
ist, und/oder daß die Expansionsmaschine (8) eine Verdrängungsmaschine oder Hubkolbenmaschine (9) aufweist oder als solche ausgeführt ist.
20. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekenn- zeichnet, daß das Gas beim oder durch das Entspannen unter 300 K, insbesondere im wesentlichen auf 273 bis 285 K, abgekühlt wird.
21. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Abgabedruck höchstens 10 MPa, insbesondere im wesentli- chen 8 bis 8,5 MPa, 105 k Pa oder dem Umgebungsdruck, beträgt.
22. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Gasversorgungseinrichtung (G) einen Speicher oder eine Pipeline aufweist, an die das entspannte Gas - ggf. nach einer Druckregelung - abgegeben wird.
23. Verfahren zum Verdampfen von verflüssigtem Erdgas, insbesondere nach einem der voranstehenden Ansprüche, wobei verflüssigtes Erdgas bei einem Druck von mindestens 15 oder 20 MPa durch Wärmezufuhr in einem Wär- meübertrager (6) verdampft wird.
24. Anlage (1) zur Entspannung von Gas, insbesondere Erdgas, von einem Anfangsdruck auf einen Abgabedruck und vorzugsweise zur anschließenden Abgabe an eine Gasversorgungseinrichtung (G), mit einem Wärmeübertrager (6) zum Verdichten des Gases bei zumindest im wesentlichen konstantem Volumen auf einen gegenüber dem Anfangsdruck erhöhten Druck durch Wärmezufuhr vorzugsweise von einer Kraftwerksanla- ge (71), insbesondere um deren Wirkungsgrad zu erhöhen, und mit einer Expansionsmaschine (8) zur Entspannung des Gases auf den Abgabedruck.
25. Anlage (1) zur Verdampfung von flüssigem Gas, insbesondere verflüssig- tem Erdgas, und zur anschließenden Abgabe des verdampften Gases an eine
Gasversorgungseinrichtung (G) bei einem Abgabedruck, mit einem ersten Wärmeübertrager (6) zum Verdampfen des flüssigen Gases vorzugsweise bei zumindest im wesentlichen konstantem Druck durch Wärmezufuhr vorzugsweise von einer Kraftwerksanlage (7), insbesondere um deren Wirkungsgrad zu erhöhen, mit einem zweiten Wärmeübertrager (61) zum Verdichten des verdampften Gases bei zumindest im wesentlichen konstantem Volumen auf einen gegenüber dem Abgabedruck erhöhten Druck durch Wärmezufuhr vorzugsweise von einer Turbinenanlage (7'), insbesondere um deren Wirkungsgrad zu erhö- hen, und mit einer Expansionsmaschine (8) zur Entspannung des Gases auf den Abgabedruck.
26. Anlage nach Anspruch 25, dadurch gekennzeichnet, daß die Wahl des Druckes vor Eintritt in den ersten Wärmeüberträger (6) und der Temperatur bei Eintritt in den zweiten Wärmetauscher (61) derart gewählt wird, daß der Übergang vom flüssigen in den gasförmigen Zustand im ersten Wärmeüberträger (6) stattfindet.
27. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 26, dadurch gekennzeichnet, daß der erhöhte Druck mindestens 18 MPa beträgt.
28. Anlage (1) zur Verdampfung von flüssigem Gas, insbesondere verflüssig- tem Erdgas, mit einer Pumpe (3, 4) zum Verdichten des flüssigen Gases mindestens auf einen erhöhten Druck und mit einem Wärmeübertrager (6) zum Verdampfen des flüssigen Gases bei dem erhöhten Druck durch Wärmezufuhr vorzugsweise von einer Kraftwerksanla- ge (7), insbesondere um deren Wirkungsgrad zu erhöhen, dadurch gekennzeichnet, daß der erhöhte Druck mindestens 18 MPa beträgt und/oder das Gas bei dem erhöhten Druck eine zumindest im wesentlichen von der Temperatur unabhängige spezifische Wärmekapazität aufweist und/oder - -
daß die Wärme bei konstantem Druck und/oder konstantem Volumen zufuhrbar ist und/oder daß die Anlage (1) eine dem Wärmeübertrager (6) nachgeordnete Expansi- onsmaschine (8) zur Entspannung des Gases auf einen gegenüber dem erhöhten Druck verringerten Abgabedruck aufweist.
29. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 28, dadurch gekennzeichnet, daß der erhöhte Druck vorzugsweise mehr als 5 MPa, insbesondere mehr als 10 MPa, über dem Abgabedruck liegt.
30. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 29, dadurch gekennzeichnet, daß der erhöhte Druck mindestens 20 MPa, insbesondere im wesentlichen 24 MPa oder mehr, beträgt.
31. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 30, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas auf über 300 K, vorzugsweise mehr als 340 K, insbesondere im wesentlichen 360 K, durch die Wärmezufuhr erwärmt wird.
32. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 31, dadurch gekennzeichnet, daß die Expansionsmaschine (8) eine Verdrängungsmaschine, eine Hubkolbenmaschine oder eine Turbine (9) aufweist oder als solche ausgeführt ist, insbesondere wobei die Turbine (9) mit der Kraftwerksanlage (71) gekoppelt ist.
33. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 32, dadurch gekennzeichnet, daß die Expansionsmaschine (8) eine Arbeitsmaschine, insbesondere einen Generator (10), antreibt.
34. Anlage nach einem der Ansprüche 24 bis 33, dadurch gekennzeichnet, daß das Gas beim oder durch das Entspannen unter 300 K, insbesondere im wesentlichen auf 273 bis 285 K, abgekühlt wird.
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