[go: up one dir, main page]

WO2009112478A1 - Vorrichtung und verfahren zum bereitstellen von erdgasbrennstoff - Google Patents

Vorrichtung und verfahren zum bereitstellen von erdgasbrennstoff Download PDF

Info

Publication number
WO2009112478A1
WO2009112478A1 PCT/EP2009/052763 EP2009052763W WO2009112478A1 WO 2009112478 A1 WO2009112478 A1 WO 2009112478A1 EP 2009052763 W EP2009052763 W EP 2009052763W WO 2009112478 A1 WO2009112478 A1 WO 2009112478A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
natural gas
compression stage
compressor
piston
compression
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2009/052763
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Besim Fejzuli
Omri Senn
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Burckhardt Compression AG
Original Assignee
Burckhardt Compression AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Burckhardt Compression AG filed Critical Burckhardt Compression AG
Publication of WO2009112478A1 publication Critical patent/WO2009112478A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B41/00—Pumping installations or systems specially adapted for elastic fluids
    • F04B41/02—Pumping installations or systems specially adapted for elastic fluids having reservoirs
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B41/00—Pumping installations or systems specially adapted for elastic fluids
    • F04B41/06—Combinations of two or more pumps
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • B63J2099/001—Burning of transported goods, e.g. fuel, boil-off or refuse
    • B63J2099/003—Burning of transported goods, e.g. fuel, boil-off or refuse of cargo oil or fuel, or of boil-off gases, e.g. for propulsive purposes
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y02T70/5218—Less carbon-intensive fuels, e.g. natural gas, biofuels

Definitions

  • the invention relates to an apparatus and a method for providing natural gas fuel.
  • Liquid natural gas also referred to as "Liquefied natural gas” or “LNG” for short, is natural gas that has been cooled to a temperature of -162 ° C and has therefore assumed a liquid state.
  • LNG Low-density natural gas
  • a convenient way to transport natural gas over long distances is to liquefy natural gas and transport it in tankers, also known as LNG tankers. At the destination, the liquid natural gas is transformed back into gaseous natural gas.
  • G1414WO Power engines of the LNG tanker with this fuel As described in detail in the document, a boil-off gas is formed in the upper region of a storage container containing liquefied natural gas, this boil-off gas being taken from the storage container, then compressed, and subsequently as gaseous natural gas of a machine
  • a disadvantage of this device and this method is the fact that it is not able to reliably supply an internal combustion engine with natural gas when the internal combustion engine is driven with different loads and / or that natural gas must be flared.
  • the object of the present invention is to propose a more advantageous device and a more advantageous method, which allow to recover from the exhaust gas of liquefied natural gas a fuel which is suitable for use in internal combustion engines of LNG tankers.
  • the object is achieved with a device having the features of claim 1.
  • the dependent claims 2 to 8 relate to further advantageous embodiments of the inventive device.
  • the object is further achieved by a method comprising the features of claim 9.
  • the dependent claims 10 to 15 relate to further advantageous embodiments of the inventive method.
  • a device for providing natural gas fuel comprising a compressor with an inlet for a natural gas flow, wherein the inlet fluid is conductively connectable to an LNG storage tank to supply Abdampfgas from the LNG storage tank, and an outlet of the fluid conducting can be connected to a natural gas supply line, wherein the compressor comprises a first and then a second compression stage, wherein the first and the second compression stage as a labyrinth-sealed piston compressor or piston rings sealed piston compressors are designed, and wherein the compressor subsequently comprises at least a third compression stage, which Piston ring sealed piston compressor or labyrinth-sealed piston compressor is configured, and wherein after the first or second compression stage, a return line is arranged, for the recovery of natural gas in the LNG storage tank.
  • the third compression stage is followed by a fourth compression stage downstream.
  • the fourth compression stage is followed by a fifth compression stage.
  • the third, and if present, the fourth and fifth compression stage designed as a piston ring compression stage configured.
  • the third, and if present, the fourth and fifth compression stage designed as a piston ring compression stage configured.
  • Compression stage designed as a labyrinth-sealed compression stage.
  • all the compression stages are designed either as a compression-type labyrinth-sealed compression stage or as a compression stage sealed with piston rings.
  • the first and second compression stage designed as a labyrinth-sealed piston compressor and the subsequent compression stages designed as piston rings with sealed piston compressor.
  • the inventive device has the advantage that from the exhaust gas of an LNG storage tank, a natural gas flow can be generated, which has a pressure between 100 bar and 500 bar, in particular between 150 bar and 300 bar, wherein the natural gas stream is used to supply fuel to an internal combustion engine, preferably a turbine or a piston engine such as a diesel engine.
  • the device according to the invention has the advantage that the amount of fuel supplied to the internal combustion engine can be varied within a large range, although exhaust gas has to be withdrawn from the LNG storage vessel. The removal of the exhaust gas from the LNG storage tank is required to avoid too high a pressure increase in the LNG storage tank.
  • the device according to the invention makes it possible, in addition to the supply of natural gas to the internal combustion engine, to partially re-liquefy the exhaust gas withdrawn from the LNG storage tank and to return it to the LNG storage tank. to
  • Partial reliquefaction requires oil-free compaction, using advantageously labyrinth-sealed reciprocating compressors.
  • the device according to the invention thus has the advantage that a sufficient amount of natural gas with a correspondingly required pressure can be provided to the internal combustion engine and that, in addition, an excessive increase in pressure in the LNG storage container is avoided.
  • the device according to the invention is preferably arranged on a ship, in particular on an LNG tanker, and makes it possible to obtain the fuel for supplying the internal combustion engines from the liquid natural gas stored in the LNG storage tanks.
  • the Abdampfgas of the liquid natural gas usually has a temperature of about minus 162 ° C and a pressure of typically 1 bar.
  • the erf ⁇ ndungshacke device allows this Abdampfgas to a preferably variable final pressure in the range between 100 bar and 500 bar, in particular 150 bar and 300 Bar, and also allows, if necessary, that the amount of natural gas supplied to the engine is variable, and also makes it possible to ensure that the pressure in the LNG storage tank does not rise to an impermissibly high value.
  • the labyrinth sealed piston compressor has the advantage that this natural gas in a wide temperature range of preferably between - 160 0 C to + 100 0 C can suck and compact, and that the compression takes place oil-free. Since the compression takes place oil-free, the compressed natural gas, if necessary, can also be returned to the LNG storage tank via a return feed line.
  • the piston ring sealed piston compressor has the advantage that this natural gas can compress to a high pressure, which is preferably oil lubricated.
  • the erf ⁇ ndungsconcee combination of labyrinth-sealed piston compressor and piston ring sealed piston compressor has the advantage that a very reliable and cost-effective compression of natural gas, starting from a Abdampfgas is possible, which in particular allows the engine of an LNG tanker
  • a check valve is arranged between the second and third compression stage, wherein in the first and second compression stage is compressed oil-free.
  • Compressor stage or from two compressor stages connected in series, or from a reciprocating compressor or from two piston compressors connected in series.
  • all compression stages are arranged on a common housing and driven by a common crank mechanism.
  • the crank mechanism on compensation weights to achieve a particularly high smoothness of the compressor, which is particularly advantageous when operating on a ship.
  • At least one of the compression stages to a bypass with controllable valve to control the reflux, and thus to control the flow rate and / or the delivery pressure of the compression stage.
  • Fig. 1 shows schematically an embodiment of a compressor
  • Fig. 2 shows schematically a further embodiment of a compressor
  • FIG. 3 schematically shows a development of the compressor shown in FIG. 2;
  • Fig. 5 is a detail view of the compressor shown in Fig. 4;
  • FIG. 6 shows a further detail view of the compressor shown in FIG. 4;
  • FIG. 7 shows schematically two compressors arranged in parallel for the supply of two diesel engines
  • FIG. 10 shows a longitudinal section through a crosshead with balancing mass.
  • G1414WO Fig. 1 1 a side view of a crosshead with
  • FIG. 12 schematically shows a development of the compressor shown in FIG. 2;
  • FIG 13 shows an LNG storage tank with heat exchanger and supply and discharge lines.
  • Figure 1 shows schematically a device 1 for providing natural gas fuel
  • a compressor 2 with an inlet 3 for a natural gas stream 4 and comprising an outlet 7, the fluid is conductively connected to a natural gas supply line 8 for a downstream internal combustion engine.
  • the inlet 3 is fluidly connectable to an LNG storage tank 5 in which liquid natural gas Ef is stored, usually at a pressure of 1 bar and a temperature of minus 162 ° C.
  • liquid natural gas Ef gaseous natural gas Eg forms, also referred to as Abdampfgas 6.
  • This Abdampfgas 6 is sucked by the compressor 2, compressed, and leaves the compressor 2 at the outlet 7 as natural gas under a pressure of preferably between 150 bar and 300 bar.
  • the compressor 2 is preferably arranged on an LNG tanker, the compressed natural gas preferably serves as fuel for the drive motor.
  • the compressor 2 comprises a first and subsequently a second compression stage 9, 10, wherein the first and the second compression stage 9, 10 designed as a labyrinth piston compressor 11, 12 are configured, and wherein the first compression stage 9 has a larger piston diameter than the second compression stage 10th
  • the compressor 2 includes one below
  • G1414WO third and fourth compression stage 13, 14, which are designed as a piston ring sealed piston compressor 15. Thereafter, the compressed natural gas is supplied to the outlet 7.
  • a check valve 16 is arranged between the second compression stage 10 and the third compression stage 13, so that the natural gas can flow only in one direction.
  • the compressor 2 shown in FIG. 1 thus comprises four piston compressors 11, 12, 15 connected in series.
  • At least one of the compression stages 9, 10, 13, 14 has a bypass 20, 21, 22 with a e.g. via an electrical line 23a, 24a, 25a controllable valve 23,24,25.
  • An advantage of this arrangement is the fact that so that the pressure and / or the flow rate of the outlet 7 pending or can be regulated by eating natural gas.
  • a return line 50 is provided, via which a partial flow of the LNG storage tank removed natural gas can be reliquefied and the LNG storage tank can be fed again.
  • the return feed line 50 is shown only schematically in FIG. FIG. 13 shows an exemplary embodiment in detail.
  • FIG. 1 has two compression stages 9, 10 and 13, 14 connected in series, respectively.
  • the device 1 could also be designed in such a way
  • the two compression stages 9, 10 and / or 13, 14 are each formed by a single compression stage, or three compression stages connected in series are used instead of the two illustrated in each case.
  • the embodiment shown in Figure 1 could also have only a single piston compressor 15, or three series-connected reciprocating compressor 15th
  • the compressor 2 in comparison to the embodiment shown in Figure 1, additional piston compressors 11, 12, 15 include, which form additional, connected in series compressor stages to achieve a higher final pressure , or which form parallel compressor stages to achieve a larger flow rate, or which have both in series and parallel compressor stages.
  • the first compression stage 9 could consist of two piston compressors 1 1 connected in parallel in order to increase the flow rate.
  • the second compression stage 10 consists in a preferred embodiment, as shown in Figure 2 of two compressor stages by two piston compressor 12 may be arranged in series connection successively to increase the compression pressure.
  • the need for an additional compressor stage in the first or second compression stage 9, 10 is given in particular when the suction pressure is relatively low.
  • the third and fourth compression stage 13, 14 could, for example, at least one additional series-connected piston compressor 15 to increase the final pressure of the natural gas.
  • the inventive compressor 2 can thus be configured in different ways, depending on the given or
  • the compressor 2 shown in Figure 2 shows a preferred embodiment with five connected in series reciprocating compressors 1 1, 12, 15th
  • the compressor 2 shown in Figure 2 comprises a plurality of pressure sensors 42a, 42b, 42c, 42d for measuring the natural gas pressure at the respective location.
  • the compressor 2 also comprises three control devices 40a, 40b, 40c.
  • a pressure setpoint value 41 is specified for the control device 40a, the actual pressure being the end pressure 42d of the natural gas in the region of the outlet 7.
  • the control device 40a influences the position of the valve 23, thereby influencing the return flow in the bypass 20.
  • the regulator 40b compares the pressures 42a, 42b before and after the second compression stage 10
  • the regulator 40c compares the pressures 42c, 42d before and after the third and fourth compression stages 13, 14 with the position of the valve 24 based on these measured values or 25 to influence and thereby the reflux flow in the
  • Bypass 21 and 22 influence.
  • the control devices 40a, 40b, 40c could also be connected to a higher-level control. It may prove advantageous, as shown in FIG. 2, to arrange coolers 31 after the compression stages 10, 13, 14 in order to cool the compressed natural gas.
  • the cooler 31 is cooled, for example, with a water-glycol mixture.
  • FIG. 3 shows the part of the compressor 2 already shown in FIG. 2 arranged to the left of the check valve 16 in a further
  • the compressor 2 also has a recirculation line 50, whose flow is controlled by a closing valve 51, wherein the return feed line 50 as shown, preferably arranged upstream of the check valve 16 left or in the direction of flow of natural gas. As shown in detail in FIG.
  • the recirculation line 50 is fed to a reliquefaction device so that the superfluous natural gas is returned to the LNG storage container 5.
  • the recycle line 50 could also open into a gas combustion device where the natural gas is flared, for example. However, this would have the disadvantage that the flared natural gas can not be used profitably.
  • Figure 12 shows a very similar arrangement as the arrangement shown in Figure 3, wherein the return feed line 50 branches off after the second compression stage 10.
  • the pressure in the return line 50 may be through the first and second
  • Compression stage 9, 10 and / or also by the bypass valves 23, 24 are influenced.
  • the pressure in the return line 50 is in an advantageous embodiment in the range between 35 and 52 bar.
  • the pressure and / or the amount of natural gas supplied to the internal combustion engine at the outlet 7 can in particular by the
  • G1414WO third and fourth compression stage 13, 14 and / or controllable valves 25 are determined.
  • the device according to the invention thus makes it possible to regulate both the natural gas supplied to the internal combustion engine with regard to pressure and / or quantity and to regulate the pressure in the LNG storage container.
  • the check valve 16 shown in FIGS. 1, 3 and 12 could also be dispensed with if the third and fourth compression stages 13, 14 comprise only oil-free or lubricant-free compressors.
  • FIG. 4 shows in a section an embodiment of a compressor 2 according to the invention in detail.
  • the compressor 2 comprises a common housing 18 with a crank mechanism 17 and a spacer 18 a.
  • the crank mechanism 17 includes a crankshaft 17a mounted therein, and six crossheads 17c spaced apart along the crankshaft 17a with the crankshaft 17a via push rods 17b, the crank mechanism 17 having crosshead bores 17d into which the crossheads 17c are guided, each crosshead 17c is connected to a piston rod 17e, and each piston rod 17e is connected to a piston 9a, 10a, 13a, 14a.
  • the crankshaft 17a is connected via a flywheel 26 with a drive shaft 27.
  • the spacer 18a has at the top a support surface on which in the illustrated embodiment, six reciprocating compressors 11, 12, 15 are arranged, the pistons 9a, 10a, 13a, 14a are driven by piston rods 17e of the common crankshaft 17a.
  • Figures 5 and 6 show the reciprocating compressor 11, 12, 15 in detail.
  • the compressor 2 comprises a first compression stage 9 with two piston compressors 11, which are designed as a labyrinth sealed piston compressor 11, wherein the piston compressor 11 of the compression stage 9, as shown in Figure 5 in
  • G1414WO Detail comprising a piston 9a with piston diameter 9b, wherein the piston 9a on the outer cylindrical surface labyrinth seals 9c, and a surface structure, which causes a non-contact labyrinth seal 9c in connection with the cylinder wall 9d.
  • Piston compressor 11 also includes a piston rod guide 9e to guide the piston rod 17e and piston 9a.
  • the two left and right piston compressor 11 may be arranged mutually parallel or in series with respect to the natural gas to be compressed.
  • the first compression stage 9 has a double-acting cylinder in that both sides of the piston 9a delimit a compression space for compressing the natural gas.
  • the first compression stage 9 is preferably designed in a cryogenic construction, and made of a material suitable for low temperatures.
  • the compressor 2 comprises a second compression stage 10 consisting of two series-connected reciprocating compressors 12, which are also designed as a labyrinth sealed piston compressor 12, each piston compressor 12 of the second compression stage 10, as shown in detail in Figure 5, a piston 10a with piston diameter 10b in which the piston 10a has labyrinth seals 10c on the outer cylindrical surface, or a surface structure which, in conjunction with the cylinder wall 10d, effects a non-contact labyrinth seal 10c.
  • the labyrinth seals could also be arranged on the cylinder wall 10d, and the piston 10a have a relatively smooth surface.
  • the second compression stage 10 also includes a piston rod guide 10e around the piston rod
  • the two juxtaposed piston compressors 12 are preferably arranged in series with respect to the natural gas to be compressed.
  • the first compression stage 9 has a larger piston diameter 9b than the second compression stage 10 with piston diameter 10b.
  • the compressor 2 comprises two piston ring sealed piston compressors 15, wherein each piston compressor 15 is designed as a double-acting cylinder and has two compression stages, a third compression stage 13 and a fourth compression stage 14, wherein as shown in detail in Figure 6, the third compression stage 13 a piston 13 a comprising a plurality of piston rings 13b and a cylinder 13c, and wherein the fourth compression stage 14 comprises a piston 14a with a plurality of piston rings 14b and a cylinder 14c.
  • the third compression stage 13 is disposed on the piston top, whereas the fourth compression stage 14 is disposed on the piston bottom.
  • the third compression stage 13 could also on the
  • Plunger bottom and the fourth compression stage 14 may be arranged on the piston top.
  • the two piston compressors 15 are preferably mutually connected in series, but may also be connected in parallel.
  • the crosshead is oil lubricated.
  • the spacer 18a ⁇ labstreifer 17f are arranged, which surround the piston rod 17e.
  • the common housing 18 is supplied via an oil supply 28 with lubricating oil, and has at the bottom of the bottom outlets, via which the
  • G1414WO Oil is removed via the oil drains 29 again.
  • This embodiment has the advantage that bottom of the housing 18 no permanently existing oil sump is formed, since the oil is removed.
  • the housing 18 in its most preferred embodiment has six crossheads 17c and correspondingly six piston rods 17e.
  • a compensation weight 19 is connected to the crosshead 17c and / or to the piston rod 17e.
  • the compensation weight 19 is selected such that the respective crosshead 17c, the associated piston rod 17e, the associated piston 9a, 10a and the associated compensation weight 19 have substantially the same mass. This embodiment with compensating weight 19 causes the compressor 2 has a great smoothness during operation.
  • the compressor 2 according to the invention is therefore preferably configured such that it has low forces and torques, and the compressor 2 is therefore particularly well suited for operation on a ship.
  • the compressor 2 shown in Figure 4 has the advantage that it is very compact and therefore requires little space, and that the compressor 2 is driven by a single, compactly constructed electric motor.
  • the compensation weights 19 are preferably chosen such that each of the six movable assemblies has the same mass, which ensures a great smoothness with low vibration.
  • the embodiment shown in Figure 4 with a crankshaft 17a with six cranks causes the attacking forces are relatively optimally balanced, so that low vibration forces occur.
  • FIG. 10 shows a longitudinal section through a crosshead 17c with piston rod 17e, crosshead pins 17g, connecting means 17h and guide surface 17i.
  • the balancing mass 19 can also be located somewhere above the crosshead 17c, wherein the balancing mass 19 is preferably connected to the piston rod 17e.
  • Figure 11 shows the arrangement shown in Figure 10 in a side view, wherein the push rod 17b via the crosshead pin 17g with the
  • the balancing mass 19 could consist of a single part. However, the balancing mass 19 preferably consists of a plurality of part weights 19a, preferably of geometrically identically designed part weights 19a. In a preferred embodiment, the part weights 19a, as shown in Figures 10 and 11, designed plate-shaped.
  • FIG. 13 shows an LNG storage tank 5 in detail.
  • the exhaust gas 6 is withdrawn via a line 70 and fed to a heat exchanger 60 with cooling coils 61, 62. Thereafter, the exhaust gas 6 is supplied via lines 73 and 74 as natural gas stream 4 to the compressor 2.
  • the return feed line 50 is fed to the heat exchanger 60 after a closing valve 51.
  • a separation device 67 is arranged, with line 64, controllable control valve 65 and sensor 66.
  • the separation device 67 comprises a line 72 whose flow rate can be controlled via the control valve 68 and the sensor 69.
  • a line 71 conveys natural gas from the separator 67 to the heat exchanger 60, wherein the line 71 is connected via the cooling coil 60 to the line 74, which opens into the natural gas stream 4.
  • the arrangement shown in FIG. 13 makes it possible to back-liquefy a partial stream of the natural gas stream and to feed it back to the LNG storage container, the quantity of the partial stream being controllable.
  • G1414WO shown is a pressure sensor that allows to detect the applied pressure in the LNG storage tank 5.
  • the device according to the invention and the method according to the invention make it possible to take such a large amount of exhaust gas from the LNG storage tank 5 that the pressure moves in a predeterminable range, wherein the amount of natural gas supplied to the internal combustion engine can also be controlled by a partial flow via the recirculation line 50 is reliquefied, and the LNG storage tank 5 is fed.
  • crankshaft 17a In the case of the compressor 2 illustrated in FIG. 4, all compression stages 9, 10, 13, 14 or all reciprocating compressors 11, 12, 15 are driven by the same crankshaft 17a.
  • the housing 18 it is also possible to divide the housing 18 into two separate housings by, for example, the first and second compression stages 9, 10 are arranged on the first housing and the third and fourth compression stage 13, 14 are arranged on the second housing. All compression stages 9, 10, 13, 14 could be driven by the same crankshaft 17a. In a further embodiment, however, two or even more separate crankshaft 17a could be used, which could also be driven by separate drives such as motors.
  • FIG. 7 schematically shows an arrangement with two compressors 2 arranged in parallel, to which a natural gas flow 4, which consists of exhaust gas 6, is fed via an inlet 3.
  • a natural gas flow 4 which consists of exhaust gas 6
  • the compressed natural gas in two natural gas supply lines 8 via a closing valve 52, 53 is supplied to the respective internal combustion engine 32, wherein the
  • G1414WO Engine 32 for example, a piston engine such as a marine diesel engine, which is also suitable for operation with natural gas.
  • the control device of the internal combustion engine 32 presets a pressure setpoint 41 for the supplied natural gas, this pressure setpoint 41 being supplied to the two compressors 2 as the setpoint.
  • the internal combustion engine 32 is operated such that it requests a specific gas pressure via the pressure setpoint 41 at a certain power.
  • the desired pressure value 41 is the only desired value signal for the compressor 2 shown in FIGS. 1 and 2.
  • the gas quantity required by the internal combustion engine 32 is not known.
  • the device according to the invention and the method according to the invention make it possible to provide natural gas with a certain pressure and variable amount from exhaust gas 6.
  • the labyrinth-sealed reciprocating compressor 11, 12 has the advantage that it can be operated reliably over a wide temperature range, in particular even at very low temperatures and also in the case of larger, occurring temperature changes.
  • Figure 8 shows after the start of the compressor 2, the time course TA of the temperature of the sucked natural gas at the suction side of the first compression stage 9.
  • the time course TB shows the temperature of the natural gas at the pressure side of the first compression stage 9.
  • the time course TC shows the temperature of natural gas at the pressure side of the second compression stage 10. in the embodiment shown it can be seen that the labyrinth sealed piston compressors 11, 12 in a temperature range between - 150 0 C and let +100 0 C operate reliably.
  • the inventive compressor 2 also has
  • G1414WO has the advantage that it can be started substantially at each temperature applied to the suction side.
  • exhaust gas 6 is taken from an LNG storage tank 5 containing liquid natural gas. Subsequently, the exhaust gas 6 is compressed in a compression stage 9, 10, wherein the compression stage 9, 10 comprises a labyrinth-sealed piston compressor 11, 12. Thereafter, the natural gas is compressed in a compression stage 13, 14, which comprise a reciprocating compressor 15 sealed with piston rings. The natural gas is compressed to a pressure between 100 bar and 500 bar, preferably between 150 bar and 300 bar, and then provided at an outlet 7.
  • all the compression stages 9, 10, 13, 14 can also be configured as piston-type compressors 11, 12 sealed with labyrinth or as piston compressors 15 sealed with piston rings.
  • the labyrinth-sealed piston compressor 11, 12 advantageously forms a first and a second compression stage 9, 10, and the piston ring sealed piston compressor 15 preferably forms a third and a fourth compression stage 13, 14, so that the natural gas of preferably at least four compression stages 9, 10, 13 , 14 is compressed, wherein the second compression stage 10 in a particularly advantageous embodiment, two compressor stages connected in series or piston compressor 12 has.
  • the natural gas is supplied to the second compression stage 10 via a check valve 16 of the third compression stage 13.
  • At least one of the reciprocating compressors 11, 12, 15 comprises a bypass 20, 21, 22, the natural gas being fed back via the at least one bypass 20, 21, 22 in such a way that the natural gas at the outlet 7 has a predetermined desired pressure value Psoll.
  • the reflux in the bypasses 20, 21, 22 are controlled such that the final pressure at the outlet 7 in a wide range, for example, 150 bar to 300 bar is variable, and that the funded amount of natural gas in a wide range between 0% and 100% is variable, so that the compressor 2 on the pressure side at the outlet 7 has a variable, over the setpoint 41 predeterminable final pressure.
  • the compressor 2 according to the invention is able to maintain the final pressure given by the desired value 41 when the internal combustion engine 32 receives varying amounts of natural gas.
  • a flow rate in the range between 0% and 100% can be recirculated via the respective bypass 20, 21, 22.
  • the ability to reduce the flow rate up to 0%, or the possibility of a recirculation rate of 100% in a bypass 20,21, 22 has the advantage that the compressor 2 can also be driven when no natural gas is taken from the outlet 7.
  • the electric motor, which drives the crankshaft 17a of the compressor 2 is, depending on the configuration, for example, only for a certain number of starts per unit time available. For example, the occurring during startup
  • FIG. 9 shows a control concept for regulating the pressure and mass flow of the compressed natural gas at the outlet 7.
  • FIG. 9 shows the percentage mass flow in kg / h as a function of the power applied to the drive shaft 27 at a pressure P1 of 150 bar and at Pressure P2 of 265 bar.
  • the control concept is explained in detail with reference to FIG. 2 and the curve P2 according to FIG.
  • the course of the curve P2 marked Rl is achieved by changing the position of the valve 23, thereby changing the recovery rate in the bypass 20.
  • the course of the curve P2 marked R3 is also achieved by changing the position of the valve 25, thereby changing the rate of return in the bypass 22.
  • the course of the curve P2 labeled R4 is also achieved by changing the position of the valve 24, thereby changing the recovery rate in the bypass 21.
  • the mass flow or the delivery rate of natural gas can be changed at a constant pressure at the outlet 7 between 0% and 100%.
  • the same control method applies to other pressures, for example, for the curve Pl with a pressure of 150 bar.
  • the arrangement according to Figure 2 can also regulate pressure changes.
  • the control devices 40a, 40b, 40c are advantageously configured as P-I controllers. Assuming there is a pressure setpoint 41 at the control device 40a and the pressure actual value 42d drops below the predetermined pressure setpoint 41,
  • control device 40a would partially or completely close the valve 23, so that in the bypass 20 less natural gas flows back, with the result that at the outlet 7 a larger amount of natural gas is available and the pressure of the natural gas at the outlet 7 increases.
  • the control device 40b detects two actual values 42a, 42b, an input actual value 42a and an output actual value 42b.
  • the control device 40b is given two setpoints, not shown, an input setpoint and an output setpoint. If the input actual value 42a is smaller than the input setpoint, then the valve 24 is opened. If the output setpoint is less than the output actual value 42, then the valve 24 is also opened.
  • the same control method also applies to the control device 40c and the associated sensors and the valve 25th
  • the compressor 2 and the engine 32 are preferably operated such that the engine 32 a
  • the natural gas is at least in the first and second piston compressors 11, 12 compressed oil-free.
  • G1414WO sealed piston compressor 15 is driven by a second common crankshaft.
  • An advantageous method is characterized in that the natural gas is cooled after a compression stage (9, 10, 13, 14).
  • a further advantageous method is characterized in that all reciprocating compressors (11, 12, 15) are driven by a common crankshaft (17a).
  • a further advantageous method is characterized in that the labyrinth-sealed piston compressor (11, 12) is driven by a first common crankshaft (17a) and the piston compressor sealed by piston rings (15) by a second common crankshaft.
  • Another advantageous method is characterized in that a part of the compressed natural gas is flared or re-liquefied.
  • Another advantageous method is characterized in that between the first and second compression stage (9, 10) an intercooler (31) is switched on or off.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Die Vorrichtung (1) zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff umfasst einen Kompressor (2) mit einem Einlass (3) für einen Erdgasstrom (4), wobei der Einlass (3) Fluid leitend mit einem LNG-Speicherbehälter (5) verbindbar ist, um Abdampfgas (6) aus dem LNG-Speicherbehälter (5) zuzuführen, und einem Auslass (7) der Fluid leitend mit einer Erdgasversorgungsleitung (8) verbindbar ist, wobei der Kompressor (2) eine erste und nachfolgend eine zweite Kompressionsstufe (9, 10) umfasst, wobei die erste und die zweite Kompressionsstufe (9, 10) als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter (11, 12) oder als Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter (15) ausgestaltet sind, und wobei die erste Kompressionsstufe (9) vorzugsweise einen grosseren Kolbendurchmesser aufweist als die zweite Kompressionsstufe (10), und wobei der Kompressor (2) nachfolgend zumindest eine dritte Kompressionsstufe (13, 14) umfasst, welche als Kolbenring gedichteter Kolbenverdichter (15) oder als Labyrinth gedichteter Kolbenverdichter (11, 12) ausgestaltet ist, und wobei nach der ersten oder zweiten Kompressionsstufe (9, 10) eine Rückspeiseleitung (50) angeordnet ist, zur Rückspeisung von Erdgas in den LNG-Speicherbehälter (5).

Description

VORRICHTUNG UND VERFAHREN ZUM BEREITSTELLEN VON ERDGASBRENNSTOFF
Beschreibung
Die Erfindung betrifft eine Vorrichtung sowie ein Verfahren zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff.
Stand der Technik
Flüssiges Erdgas, im Englischen auch als „Liquefied natural gas" oder kurz als „LNG" bezeichnet, ist Erdgas, welches auf eine Temperatur von -162 °C abgekühlt wurde, und dadurch einen flüssigen Zustand angenommen hat. Heute ist eine Vielzahl von Erdgasquellen bekannt, welche sich leider sehr weit entfernt vom Endverbraucher befinden. Eine günstige Möglichkeit Erdgas über weite Strecken zu transportieren besteht darin, das Erdgas zu verflüssigen und in Tankschiffen, auch als LNG-Tanker bezeichnet, zu transportieren. Am Zielort wird das flüssige Ergas wieder in gasförmiges Erdgas verwandelt.
Die Druckschrift WO 2006/077094 offenbart sowohl eine
Vorrichtung als auch ein Verfahren, die es ermöglichen das von LNG- Tankern transportierte Erdgas als Brennstoffquelle zu nutzen, um die
G1414WO Maschinen des LNG-Tankers mit diesem Brennstoff anzutreiben. Wie in der Druckschrift ausführlich beschrieben bildet sich im oberen Bereich eines Speicherbehälters, der verflüssigtes Erdgas enthält, ein Abdampfgas, im Englischen als „Boil-off gas" bezeichnet. Dieses Abdampfgas wird dem Speicherbehälter entnommen, danach komprimiert, und anschliessend als gasförmiges Erdgas einer Maschine auf dem Schiff, beispielsweise einem Verbrennungsmotor, zugeführt. Nachteilig an dieser Vorrichtung sowie an diesem Verfahren ist die Tatsache, dass diese nicht in der Lage ist einen Verbrennungsmotor zuverlässig mit Erdgas zu versorgen, wenn der Verbrennungsmotor mit unterschiedlichen Lasten gefahren wird und/oder dass Erdgas abgefackelt werden muss.
Darstellung der Erfindung
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es eine vorteilhaftere Vorrichtung sowie ein vorteilhafteres Verfahren vorzuschlagen, welche es erlauben aus dem Abdampfgas von verflüssigtem Erdgas einen Brennstoff zu gewinnen, der zur Verwendung in Verbrennungsmotoren von LNG-Tankern geeignet ist.
Die Aufgabe wird gelöst mit einer Vorrichtung aufweisend die Merkmale von Anspruch 1. Die Unteransprüche 2 bis 8 beziehen sich auf weitere, vorteilhafte Ausgestaltungen der erfindungsgemässen Vorrichtung. Die Aufgabe wird weiter gelöst mit einem Verfahren aufweisend die Merkmale von Anspruch 9. Die Unteransprüche 10 bis 15 beziehen sich auf weitere, vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemässen Verfahrens.
G1414WO Die Aufgabe wird insbesondere gelöst mit einer Vorrichtung zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff umfassend einen Kompressor mit einem Einlass für einen Erdgasstrom, wobei der Einlass Fluid leitend mit einem LNG-Speicherbehälter verbindbar ist, um Abdampfgas aus dem LNG-Speicherbehälter zuzuführen, und einem Auslass der Fluid leitend mit einer Erdgasversorgungsleitung verbindbar ist, wobei der Kompressor eine erste und nachfolgend eine zweite Kompressionsstufe umfasst, wobei die erste und die zweite Kompressionsstufe als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter oder mit Kolbenringen gedichtete Kolbenverdichter ausgestaltet sind, und wobei der Kompressor nachfolgend zumindest eine dritte Kompressionsstufe umfasst, welche als Kolbenring gedichteter Kolbenverdichter oder als Labyrinth gedichteter Kolbenverdichter ausgestaltet ist, und wobei nach der ersten oder zweiten Kompressionsstufe eine Rückspeiseleitung angeordnet ist, zur Rückspeisung von Erdgas in den LNG-Speicherbehälter. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung ist der dritten Kompressionsstufe nachfolgen eine vierte Kompressionsstufe nachgeordnet. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung ist der vierten Kompressionsstufe eine fünfte Kompressionsstufe nachgeordnet. In einer besonders vorteilhaften Ausgestaltung ist die dritte, und falls vorhanden auch die vierte und fünfte Kompressionsstufe als Kolbenring gedichtete Kompressionsstufe ausgestaltet. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung ist die dritte, und falls vorhanden auch die vierte und fünfte
Kompressionsstufe als Labyrinth gedichtete Kompressionsstufe ausgestaltet. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung sind alle Kompressionsstufen entweder als Labyrinth gedichtete Kompressionsstufe oder als mit Kolbenringen gedichtete Kompressionsstufe ausgestaltet. In einer besonders vorteilhaften
G1414WO Ausgestaltung sind die erste und die zweite Kompressionsstufe als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter und die nachfolgenden Kompressionsstufen als mit Kolbenringen gedichtete Kolbenverdichter ausgestaltet.
Die erfindungsgemässe Vorrichtung weist den Vorteil auf, dass aus dem Abdampfgas eines LNG-Speicherbehälters ein Erdgasstrom erzeugbar ist, der einen Druck zwischen 100 Bar und 500 Bar, insbesondere zwischen 150 Bar und 300 Bar, aufweist, wobei der Erdgasstrom zur Brennstoffversorgung eines Verbrennungsmotors dient, vorzugsweise einer Turbine oder eines Kolbenmotors wie eines Dieselmotors. Die erfindungsgemässe Vorrichtung weist den Vorteil auf, dass die dem Verbrennungsmotor zugeführte Brennstoffmenge in einem grossen Bereich variierbar ist, obwohl dem LNG- Speicherbehälter Abdampfgas abgezogen werden muss. Das Abziehen des Abdampfgases aus dem LNG-Speicherbehälter ist erforderlich um einen zu hohen Druckanstieg im LNG-Speicherbehälter zu vermeiden. Die erfindungsgemässe Vorrichtung ermöglicht, nebst der Versorgung des Verbrennungsmotors mit Erdgas, eine Teilrückverflüssigung des dem LNG-Speicherbehälters entnommenen Abdampfgases, und eine Rückführung desselben in den LNG-Speicherbehälter. Zur
Teilrückverflüssigung ist eine ölfreie Verdichtung erforderlich, wozu vorteilhafterweise Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter verwendet werden. Die erfindungsgemässe Vorrichtung weist somit den Vorteil auf, dass dem Verbrennungsmotor eine genügende Menge Erdgas mit einem entsprechend erforderlichen Druck bereitgestellt werden kann, und dass zudem ein zu hoher Druckanstieg im LNG-Speicherbehälter vermieden wird.
G1414WO Die erfϊndungsgemässe Vorrichtung ist vorzugsweise auf einem Schiff, insbesondere auf einem LNG-Tanker angeordnet, und ermöglicht es den Brennstoff zur Versorgung der Verbrennungsmotoren aus dem in den LNG-Speicherbehältern gelagerten, flüssigen Erdgas zu beziehen. Das Abdampfgas des flüssigen Erdgases weist üblicherweise eine Temperatur von etwa minus 162 °C auf sowie einen Druck von üblicherweise 1 Bar. Die erfϊndungsgemässe Vorrichtung erlaubt es dieses Abdampfgas auf einen vorzugsweise variablen Enddruck im Bereich zwischen 100 Bar und 500 Bar, insbesondere 150 Bar und 300 Bar, zu verdichten, und erlaubt es zudem, falls erforderlich, dass die dem Verbrennungsmotor zugeführte Menge Erdgas variierbar ist, und erlaubt es zudem sicherzustellen, dass der Druck im LNG- Speicherbehälter nicht auf einen unzulässig hohen Wert ansteigt.
Der Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter weist den Vorteil auf, dass dieser Erdgas in einem weiten Temperaturbereich von vorzugsweise zwischen - 160 0C bis + 100 0C ansaugen und verdichten kann, und dass die Verdichtung ölfrei erfolgt. Da die Verdichtung ölfrei erfolgt kann das verdichtete Erdgas, falls erforderlich, über eine Rückspeiseleitung auch wieder in den LNG-Speicherbehälter rückgeführt werden. Der Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter weist den Vorteil auf, dass dieser Erdgas auf einen hohen Druck verdichten kann, wobei dieser vorzugsweise ölgeschmiert ist. Die erfϊndungsgemässe Kombination von Labyrinth gedichtetem Kolbenverdichter und Kolbenring gedichtetem Kolbenverdichter weist den Vorteil auf, dass ein sehr zuverlässiges und kostengünstiges Verdichten von Erdgas, ausgehend von einem Abdampfgas möglich ist, was es insbesondere ermöglicht den Motor eines LNG-Tankers mit
G1414WO Brennstoff aus den transportierten LNG-Speicherbehältern zu versorgen.
In einer bevorzugten Ausgestaltung ist zwischen der zweiten und dritten Kompressionsstufe ein Rückschlagventil angeordnet, wobei in der ersten und zweiten Kompressionsstufe ölfrei verdichtet wird. Diese Anordnung weist den Vorteil auf, dass das in der ersten und zweiten Kompressionsstufe komprimierte Erdgas keine Verunreinigungen, insbesondere keine Ölbestandteile aufweist und wieder dem LNG-Speicherbehälter zugeführt werden kann. Die zweite Kompressionsstufe besteht vorteilhafterweise aus einer einzigen
Verdichterstufe oder aus zwei in Serie geschalteten Verdichterstufen, beziehungsweise aus einem Kolbenverdichter oder aus zwei in Serie geschalteten Kolbenverdichtern.
In einer besonders bevorzugten Ausgestaltung sind alle Kompressionsstufen auf einem gemeinsamen Gehäuse angeordnet und von einem gemeinsamen Kurbeltriebwerk angetrieben. Dies ergibt einen sehr kompakten Kompressor, der auch auf einem Schiff angeordnet werden kann. In einer bevorzugten Ausgestaltung weist das Kurbeltriebwerk Kompensationsgewichte auf, um einen besonders hohe Laufruhe des Kompressors zu erzielen, was insbesondere bei einem Betrieb auf einem Schiff vorteilhaft ist.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung weist zumindest eine der Kompressionsstufen einen Bypass mit ansteuerbarem Ventil auf, um den Rückfluss anzusteuern, und damit die Fördermenge und/oder den Förderdruck der Kompressionsstufe anzusteuern.
Die Erfindung wird nachfolgend an Hand von Ausführungsbeispielen im Detail erläutert.
G1414WO Grundsätzlich sind in den Zeichnungen gleiche Teile mit gleichen Bezugszeichen versehen.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Die zur Erläuterung der Ausführungsbeispiele verwendeten Zeichnungen zeigen:
Fig. 1 schematisch ein Ausführungsbeispiel eines Kompressors;
Fig. 2 schematisch ein weiteres Ausführungsbeispiel eines Kompressors;
Fig. 3 schematisch eine Weiterbildung des in Figur 2 dargestellten Kompressors;
Fig. 4 einen Schnitt durch einen Kompressor;
Fig. 5 eine Detailansicht des in Figur 4 dargestellten Kompressors;
Fig. 6 eine weitere Detailansicht des in Figur 4 dargestellten Kompressors;
Fig. 7 schematisch zwei parallel angeordnete Kompressoren zur Versorgung von zwei Dieselmotoren;
Fig. 8 einen Temperaturverlauf des Erdgases in Abhängigkeit der Zeit;
Fig. 9 ein Regelungskonzept zum Regeln von Druck und Massenstrom des komprimierten Erdgases;
Fig. 10 einen Längsschnitt durch einen Kreuzkopf mit Ausgleichsmasse;
G1414WO Fig. 1 1 eine Seitenansicht eines Kreuzkopfes mit
Ausgleichsmasse;
Fig. 12 schematisch eine Weiterbildung des in Figur 2 dargestellten Kompressors;
Fig. 13 ein LNG-Speicherbehälter mit Wärmetauscher sowie Zu- und Ableitungen.
Figur 1 zeigt schematisch eine Vorrichtung 1 zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff umfassend einen Kompressor 2 mit einem Einlass 3 für einen Erdgasstrom 4 sowie umfassend einen Auslass 7, der Fluid leitend mit einer Erdgasversorgungsleitung 8 für einen nachgelagerten Verbrennungsmotor verbunden ist. Der Einlass 3 ist Fluid leitend mit einem LNG-Speicherbehälter 5 verbindbar, in welchem flüssiges Erdgas Ef gelagert ist, üblicherweise bei einem Druck von 1 Bar und einer Temperatur von minus 162°C. Oberhalb des flüssigen Erdgases Ef bildet sich gasförmiges Erdgas Eg aus, auch als Abdampfgas 6 bezeichnet. Dieses Abdampfgas 6 wird vom Kompressor 2 angesaugt, verdichtet, und verlässt den Kompressor 2 am Auslass 7 als Erdgas unter einem Druck von vorzugsweise zwischen 150 Bar und 300 Bar. Der Kompressor 2 ist vorzugsweise auf einem LNG-Tanker angeordnet, wobei das verdichtete Erdgas vorzugsweise als Brennstoff für den Antriebsmotor dient.
Der Kompressor 2 umfasst eine erste und nachfolgend eine zweite Kompressionsstufe 9, 10, wobei die erste und die zweite Kompressionsstufe 9, 10 als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 11 , 12 ausgestaltet sind, und wobei die erste Kompressionsstufe 9 einen grosseren Kolbendurchmesser aufweist als die zweite Kompressionsstufe 10. Der Kompressor 2 umfasst nachfolgend eine
G1414WO dritte und vierte Kompressionsstufe 13, 14, welche als Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter 15 ausgestaltet sind. Danach wird das verdichtete Erdgas dem Auslass 7 zugeleitet.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung ist zwischen der zweiten Kompressionsstufe 10 und der dritten Kompressionsstufe 13 ein Rückschlagventil 16 angeordnet, sodass das Erdgas nur in eine Richtung fliessen kann. In einer vorteilhaften Ausgestaltung sind alle in Flussrichtung des Erdgases vor dem Rückschlagventil 16 angeordneten Kompressionsstufen 9, 10 ölfrei ausgestaltet, sodass das in diesem Abschnitt verdichtete Erdgas nicht durch Fremdstoffe verunreinigt wird. Der in Figur 1 dargestellte Kompressor 2 umfasst somit vier in Serie geschaltete Kolbenverdichter 11 , 12, 15.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung weist zumindest eine der Kompressionsstufen 9, 10, 13, 14 einen Bypass 20,21 ,22 mit einem z.B. über eine elektrische Leitung 23a,24a,25a ansteuerbaren Ventil 23,24,25 auf. Ein Vorteil dieser Anordnung ist darin zu sehen, dass damit der Druck und/ oder die Fördermenge des am Auslass 7 anstehenden oder durch essenden Erdgases geregelt werden kann. Zudem ist nach der ersten oder zweiten Kompressionsstufe 9, 10 eine Rückspeiseleitung 50 vorgesehen, über welche ein Teilstrom des dem LNG-Speicherbehälters entnommenen Erdgases rückverflüssigt werden kann und dem LNG-Speicherbehälter wieder zugeleitet werden kann. Die Rückspeiseleitung 50 ist in Figur 1 nur schematisch dargestellt. Figur 13 zeigt ein Ausführungsbeispiel im Detail.
Die in Figur 1 dargestellte Ausführungsform weist jeweils zwei in Serie geschaltete Kompressionsstufen 9, 10 beziehungsweise 13, 14 auf. Die Vorrichtung 1 könnte jedoch auch derart ausgestaltet sein,
G1414WO dass die beiden Kompressionsstufen 9, 10 und/oder 13, 14 durch jeweils eine einzige Kompressionsstufe ausgebildet ist, oder dass drei in Serie geschaltete Kompressionsstufen an Stelle der jeweils zwei dargestellten verwendet werden. Die in Figur 1 dargestellte Ausführungsform könnte auch nur einen einzigen Kolbenverdichter 15 aufweisen, oder auch drei in Serie geschaltete Kolbenverdichter 15.
In einer weiteren vorteilhaften, in Figur 2 dargestellten Ausgestaltung kann der Kompressor 2, im Vergleich zu der in Figur 1 dargestellten Ausgestaltung, noch zusätzliche Kolbenverdichter 11 , 12, 15 umfassen, welche zusätzliche, in Serie geschaltete Verdichterstufen ausbilden, um einen höheren Enddruck zu erzielen, oder welche parallel geschaltete Verdichterstufen ausbilden, um eine grossere Fördermenge zu erzielen, oder welche sowohl in Serie als auch parallel geschaltete Verdichterstufen aufweisen. So könnte beispielsweise die erste Kompressionsstufe 9 aus zwei parallel geschalteten Kolbenverdichtern 1 1 bestehen, um die Fördermenge zu erhöhen. Die zweite Kompressionsstufe 10 besteht in einer bevorzugten Ausgestaltung wie in Figur 2 dargestellt aus zwei Verdichterstufen, indem zwei Kolbenverdichter 12 in Serieschaltung nacheinander angeordnet sein, um den Kompressionsdruck zu erhöhen. Die Notwendigkeit einer zusätzlichen Verdichterstufe in der ersten oder zweiten Kompressionsstufe 9, 10 ist insbesondere dann gegeben, wenn der Ansaugdruck relativ tief ist. Zudem könnte auch die dritte und vierte Kompressionsstufe 13, 14 beispielsweise zumindest einen zusätzlichen in Serie geschalteten Kolbenverdichter 15 aufweisen, um den Enddruck des Erdgases zu erhöhen. Der erfindungsgemässe Kompressor 2 kann somit auf unterschiedliche Weise ausgestaltet sein, abhängig von den vorgegebenen oder
G1414WO erwünschten Eigenschaften des Erdgases am Einlass 3 und am Auslass 7, insbesondere Temperatur, Druck und erforderliche Fördermenge des Erdgases. Der in Figur 2 dargestellte Kompressor 2 zeigt eine bevorzugte Ausführungsform mit fünf in Serie geschalteten Kolbenverdichtern 1 1, 12, 15.
Der in Figur 2 dargestellte Kompressor 2 umfasst eine Mehrzahl von Drucksensoren 42a, 42b, 42c, 42d zum Messen des Erdgasdruckes an der jeweiligen Stelle. Der Kompressor 2 umfasst zudem drei Regelvorrichtungen 40a, 40b, 40c. Im dargestellten Ausführungsbeispiel ist der Regelvorrichtung 40a ein Drucksollwert 41 vorgegeben, wobei als Istwert der Enddruck 42d des Erdgases im Bereich des Auslasses 7 gemessen wird. Abhängig von der Differenz zwischen Istwert und Sollwert beeinflusst die Regelvorrichtung 40a die Stellung des Ventils 23, um dadurch den Rückflussstrom im Bypass 20 zu beeinflussen. Ebenso vergleicht die Regelvorrichtung 40b den Druck 42a, 42b vor und nach der zweiten Kompressionsstufe 10, und die Regelvorrichtung 40c den Druck 42c, 42d vor und nach der dritten und vierten Kompressionsstufe 13, 14, um basierend auf diesen gemessenen Werten die Stellung des Ventils 24 bzw. 25 zu beeinflussen und dadurch den Rückflussstrom im
Bypass 21 und 22 zu beeinflussen. Die Regelvorrichtungen 40a, 40b, 40c könnten zudem noch mit einer übergeordneten Regelung verbunden sein. Es kann sich, wie in Figur 2 dargestellt, als vorteilhaft erweisen nach den Kompressionsstufen 10, 13, 14 Kühler 31 anzuordnen, um das komprimierte Erdgas zu kühlen. Der Kühler 31 ist beispielsweise mit einem Wasser-Glykol-Gemisch gekühlt.
Figur 3 zeigt den links des Rückschlagventils 16 angeordneten Teil des bereits in Figur 2 dargestellten Kompressor 2 in einer weiteren,
G1414WO vorteilhaften Ausführungsform. Zwischen der ersten und zweiten Kompressionsstufe 9, 10 sind ein Temperatursensor 47 sowie ein Regelventil 45 angeordnet. Zudem sind als Bypass zum Regelventil 45 ein Regelventil 46, ein Temperatursensor 48 sowie ein Kühler 31 angeordnet. Das die erste Kompressionsstufe 9 verlassende Erdgas kann somit, abhängig von dessen Temperatur, entweder über das Regelventil 45 direkt der zweiten Kompressionsstufe 10 zugeführt werden, oder über das Regelventil 46 und den Kühler 31 als gekühltes Erdgas der zweiten Kompressionsstufe 10 zugeführt werden. Der Kompressor 2 weist zudem eine Rückspeiseleitung 50 auf, deren Durchfluss von einem Schliessventil 51 kontrolliert wird, wobei die Rückspeiseleitung 50 wie dargestellt vorzugsweise links beziehungsweise in Flussrichtung des Erdgases dem Rückschlagventil 16 vorgelagert angeordnet ist. Die Rückspeiseleitung 50 ist, wie in Figur 13 im Detail dargestellt, einer Rückverflüssigungsvorrichtung zugeleitet, sodass das überflüssige Erdgas wieder dem LNG-Speicherbehälter 5 zugeführt wird. Die Rückspeiseleitung 50 könnte auch in eine Gasverbrennungsvorrichtung münden, wo das Erdgas beispielsweise abgefackelt wird. Dies hätte jedoch den Nachteil, dass das abgefackelte Erdgas nicht nutzbringend verwendet werden kann. Figur 12 zeigt eine sehr ähnliche Anordnung wie die in Figur 3 dargestellte Anordnung, wobei die Rückspeiseleitung 50 nach der zweiten Kompressionsstufe 10 abzweigt. Der Druck in der Rückspeiseleitung 50 kann durch die erste und zweite
Kompressionsstufe 9, 10 und/oder auch durch die Bypassventile 23, 24 beeinflusst werden. Der Druck in der Rückspeiseleitung 50 liegt in einem vorteilhaften Ausführungsbeispiel im Bereich zwischen 35 und 52 Bar. Der Druck und/ oder die Menge des dem Verbrennungsmotor am Auslass 7 zugeleiteten Erdgases kann insbesondere durch die
G1414WO dritte und vierte Kompressionsstufe 13, 14 und/ oder ansteuerbare Ventile 25 bestimmt werden. Die erfindungsgemässe Vorrichtung erlaubt es somit sowohl das dem Verbrennungsmotor zugeleitete Erdgas bezüglich Druck und/ oder Menge zu regeln, als auch den Druck im LNG-Speicherbehälter zu regeln. Auf das in den Figuren 1, 3 und 12 dargestellte Rückschlagventil 16 könnte auch verzichtet werden, wenn die dritte und vierte Kompressionsstufe 13, 14 nur ölfreie beziehungsweise schmiermittelfreie Verdichter umfassen.
Figur 4 zeigt in einem Schnitt ein Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemässen Kompressors 2 im Detail. Der Kompressor 2 umfasst ein gemeinsames Gehäuse 18 mit einem Kurbeltriebwerk 17 und einem Distanzteil 18a. Das Kurbeltriebwerk 17 umfasst eine darin gelagerte Kurbelwelle 17a, sowie sechs in Verlaufsrichtung der Kurbelwelle 17a beabstandet angeordnete, mit der Kurbelwelle 17a über Schubstangen 17b verbundene Kreuzköpfe 17c, wobei das Kurbeltriebwerk 17 Kreuzkopfbohrungen 17d aufweist, in welchen die Kreuzköpfe 17c geführt sind, wobei jeder Kreuzkopf 17c mit einer Kolbenstange 17e verbunden ist, und wobei jede Kolbenstange 17e mit einem Kolben 9a, 10a, 13a, 14a verbunden ist. Die Kurbelwelle 17a ist über eine Schwungmasse 26 mit einer Antriebswelle 27 verbunden. Das Distanzteil 18a weist oben eine Auflagefläche auf, an welcher im dargestellten Ausführungsbeispiel sechs Kolbenverdichter 11 , 12, 15 angeordnet sind, deren Kolben 9a, 10a, 13a, 14a über Kolbenstangen 17e von der gemeinsamen Kurbelwelle 17a angetrieben sind. Die Figuren 5 und 6 zeigen die Kolbenverdichter 11 , 12, 15 im Detail. Der Kompressor 2 umfasst eine erste Kompressionsstufe 9 mit zwei Kolbenverdichtern 11 , welche als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 11 ausgestaltet sind, wobei die Kolbenverdichter 11 der Kompressionsstufe 9, wie in Figur 5 im
G1414WO Detail dargestellt, einen Kolben 9a mit Kolbendurchmesser 9b umfasst, wobei der Kolben 9a an der äusseren zylinderförmigen Oberfläche Labyrinthdichtungen 9c aufweist, beziehungsweise eine Oberflächenstruktur, die im Zusammenhang mit der Zylinderwand 9d eine berührungslose Labyrinthdichtung 9c bewirkt. Der
Kolbenverdichter 11 umfasst zudem eine Kolbenstangenführung 9e um die Kolbenstange 17e und den Kolben 9a zu führen. Die beiden links und rechts angeordneten Kolbenverdichter 11 können bezüglich dem zu komprimierenden Erdgas gegenseitig parallel oder in Serie angeordnet sein. Die erste Kompressionsstufe 9 weist in einer vorteilhaften Ausgestaltung einen doppeltwirkenden Zylinder auf, indem beide Seiten des Kolbens 9a einen Verdichtungsraum zum Verdichten des Erdgases begrenzen. Die erste Kompressionsstufe 9 ist vorzugsweise in einer Tieftemperaturbauart ausgestaltet, und aus einem für tiefe Temperaturen geeigneten Material gefertigt.
Der Kompressor 2 umfasst eine zweite Kompressionsstufe 10 bestehend aus zwei in Serie geschalteten Kolbenverdichtern 12, welche ebenfalls als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 12 ausgestaltet sind, wobei jeder Kolbenverdichter 12 der zweiten Kompressionsstufe 10, wie in Figur 5 im Detail dargestellt, einen Kolben 10a mit Kolbendurchmesser 10b umfasst, wobei der Kolben 10a an der äusseren zylinderförmigen Oberfläche Labyrinthdichtungen 10c aufweist, beziehungsweise eine Oberflächenstruktur, die im Zusammenhang mit der Zylinderwand 1Od eine berührungslose Labyrinthdichtung 10c bewirkt. In einer weiteren Ausführungsform könnten die Labyrinthdichtungen auch an der Zylinderwand 10d angeordnet sein, und der Kolben 10a eine relativ glatte Oberfläche aufweisen. Die zweite Kompressionsstufe 10 umfasst zudem eine Kolbenstangenführung 10e um die Kolbenstange
G1414WO 17e und den Kolben 10a zu führen. Die beiden nebeneinander angeordneten Kolbenverdichter 12 sind bezüglich des zu komprimierenden Erdgases vorzugsweise in Serie angeordnet. Die erste Kompressionsstufe 9 weist einen grosseren Kolbendurchmesser 9b auf als die zweite Kompressionsstufe 10 mit Kolbendurchmesser 10b.
Der Kompressor 2 umfasst zwei Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter 15, wobei jeder Kolbenverdichter 15 als doppeltwirkender Zylinder ausgestaltet ist und zwei Kompressionsstufen aufweist, eine dritte Kompressionsstufe 13 sowie eine vierte Kompressionsstufe 14, wobei wie in Figur 6 im Detail dargestellt, die dritte Kompressionsstufe 13 einen Kolben 13a mit einer Mehrzahl von Kolbenringen 13b sowie einen Zylinder 13c aufweist, und wobei die vierte Kompressionsstufe 14 einen Kolben 14a mit einer Mehrzahl von Kolbenringen 14b sowie einen Zylinder 14c aufweist. Im dargestellten Ausführungsbeispiel ist die dritte Kompressionsstufe 13 an der Kolbenoberseite angeordnet, wogegen die vierte Kompressionsstufe 14 an der Kolbenunterseite angeordnet ist. In einem weiteren, nicht dargestellten Ausführungsbeispiel könnte die dritten Kompressionsstufe 13 auch auf der
Kolbenunterseite und die vierte Kompressionsstufe 14 auf der Kolbenoberseite angeordnet sein. Die beiden Kolbenverdichter 15 sind vorzugsweise gegenseitig in Serie geschaltet, können jedoch auch parallel geschaltet sein.
Der Kreuzkopf ist ölgeschmiert. Im Distanzteil 18a sind Ölabstreifer 17f angeordnet, welche die Kolbenstange 17e umschliessen. Das gemeinsame Gehäuse 18 ist über eine Ölzuführung 28 mit Schmieröl versorgt, und weist unten am Boden Auslässe auf, über welche das
G1414WO Öl über die Ölabführungen 29 wieder entnommen wird. Diese Ausgestaltung weist den Vorteil auf, dass unten im Gehäuse 18 kein permanent vorhandener Ölsumpf entsteht, da das Öl abgeführt wird.
Das Gehäuse 18 weist in seiner bevorzugtesten Ausführungsform sechs Kreuzköpfe 17c sowie entsprechend sechs Kolbenstangen 17e auf. Bevorzugt sind jeweils zwei der sechs in Verlaufsrichtung der Kurbelwelle 17a beabstandet angeordnete, mit der Kurbelwelle 17a über Schubstangen 17b verbundene Kreuzköpfe 17c bezüglich der Kurbelwelle 17a um einen Drehwinkel von 60° versetzt verbunden. In einer bevorzugten Ausgestaltung ist ein Kompensationsgewicht 19 mit dem Kreuzkopf 17c und/ oder mit der Kolbenstange 17e verbunden. Bevorzugt ist das Kompensationsgewicht 19 derart gewählt, dass der jeweilige Kreuzkopf 17c, die dazugehörige Kolbenstange 17e, der damit verbundene Kolben 9a, 10a sowie das dazugehörige Kompensationsgewicht 19 im Wesentlichen dieselbe Masse aufweist. Diese Ausgestaltung mit Kompensationsgewicht 19 bewirkt, dass der Kompressor 2 während dem Betrieb eine grosse Laufruhe aufweist. Dies ist insbesondere von Vorteil wenn der Kompressor 2 auf einem Schiff wie einem LNG-Tanker betrieben wird, da im Schiff kein grosses und schweres Fundament vorhanden ist, über welches Vibrationskräfte abgeleitet werden könnten. Der erfindungsgemässe Kompressor 2 ist daher vorzugsweise derart ausgestaltet, dass dieser geringe angreifende Kräfte und Momente aufweist, und der Kompressor 2 daher zum Betrieb auf einem Schiff besonders gut geeignet ist. Der in Figur 4 dargestellte Kompressor 2 weist den Vorteil auf, dass dieser sehr kompakt gebaut ist und daher wenig Platz erfordert, und dass der Kompressor 2 mit einem einzigen, kompakt gebauten Elektromotor antreibbar ist.
G1414WO Ein optimaler Ausgleich von Vibrationskräften ist mit der in Figur 4 dargestellten Anordnung umfassend ein gemeinsames Gehäuse 18 mit sechs in Verlaufsrichtung der Kurbelwelle 17a beabstandet angeordneten Kreuzköpfen 17c mit Schubstangen 17b und Kolbenstangen 17e erzielbar. Es kann sich jedoch als vorteilhaft erweisen den Kompressor 2 mit weniger als den in Figur 4 dargestellten Kolbenverdichtern 11 , 12, 15 zu versehen, beispielsweise nur wie in Figur 1 dargestellt mit drei Kolbenverdichtern 1 1, 12 und 15. Bei diesem Ausführungsbeispiel würde der Kompressor 2 gemäss Figur 4, von links gesehen, nur den ersten und zweiten Kolbenverdichter 11, 12 sowie den vierten Kolbenverdichter 15 umfassen, wogegen das Distanzteil 18a an der Auflagefläche der dritten, fünften und sechsten Position mit einer Abschlussplatte versehen sein könnte, wobei die darunter liegende Kolbenstange 17e entsprechend verkürzt ausgestaltet ist, sodass diese die Abschlussplatte nicht berührt. Auch bei dieser Ausführungsform sind vorzugsweise alle sechs Kreuzköpfe 17c, Schubstangen 17b und Kolbenstangen 17e vorhanden, wobei die Kompensationsgewichte 19 vorzugsweise derart gewählt sind, dass jede der sechs beweglichen Anordnungen dieselbe Masse aufweist, was eine grosse Laufruhe mit geringen Vibrationen gewährleistet. Die in Figur 4 dargestellte Ausführungsform mit einer Kurbelwelle 17a mit sechs Kurbeln bewirkt, dass die angreifenden Kräfte relativ optimal ausgeglichen sind, sodass geringe Vibrationskräfte auftreten.
Die Figur 10 zeigt einen Längsschnitt durch einen Kreuzkopf 17c mit Kolbenstange 17e, Kreuzkopfzapfen 17g, Verbindungsmittel 17h und Führungsoberfläche 17i. Eine Ausgleichsmasse 19, bestehend aus einer Mehrzahl von Platten 19a und einem Verbindungsmittel 19b, ist fest mit dem Kreuzkopf 17c und/ oder mit der Kolbenstange 17e
G1414WO verbunden. Die Ausgleichsmasse 19 kann auch irgendwo oberhalb des Kreuzkopfes 17c angeordnet ist, wobei die Ausgleichsmasse 19 vorzugsweise mit der Kolbenstange 17e verbunden ist. Figur 11 zeigt die in Figur 10 dargestellte Anordnung in einer Seitenansicht, wobei die Schubstange 17b über den Kreuzkopfzapfen 17g mit dem
Kreuzkopf 17c verbunden ist. Die Ausgleichsmasse 19 könnte aus einem einzigen Teil bestehen. Vorzugsweise besteht die Ausgleichsmasse 19 jedoch aus einer Mehrzahl von Teilgewichten 19a, vorzugsweise aus geometrisch identisch ausgestalteten Teilgewichten 19a. In einer bevorzugten Ausgestaltung sind die Teilgewichte 19a, wie in den Figuren 10 und 11 dargestellt, plattenförmig ausgestaltet.
Figur 13 zeigt einen LNG-Speicherbehälter 5 im Detail. Das Abdampfgas 6 wird über eine Leitung 70 abgezogen und einem Wärmetauscher 60 mit Kühlschlangen 61 , 62 zugeführt. Danach wird das Abdampfgas 6 über Leitungen 73 und 74 als Erdgasstrom 4 dem Kompressor 2 zugeführt. Die Rückspeiseleitung 50 wird nach einem Schliessventil 51 dem Wärmetauscher 60 zugeleitet. Dem Wärmetauscher 60 nachgeordnet ist eine Abscheidevorrichtung 67 angeordnet, mit Leitung 64, ansteuerbarem Regelventil 65 und Sensor 66. Die Abscheidevorrichtung 67 umfasst eine Leitung 72, deren Flussmenge über das Regelventil 68 und den Sensor 69 ansteuerbar ist. Eine Leitung 71 fördert Erdgas aus der Abscheidevorrichtung 67 zum Wärmetauscher 60, wobei die Leitung 71 über die Kühlschlange 60 mit der Leitung 74 verbunden ist, welche in den Erdgasstrom 4 mündet. Die in Figur 13 dargestellte Anordnung ermöglicht es einen Teilstrom des Erdgasstroms rückzuverflüssigen und dem LNG-Speicherbehälter wieder zuzuführen, wobei die Menge des Teilstromes ansteuerbar ist. Nicht
G1414WO dargestellt ist ein Drucksensor, der den im LNG-Speicherbehälter 5 anliegenden Druck zu erfassen erlaubt. Die erfindungsgemässe Vorrichtung sowie das erfindungsgemässe Verfahren ermöglichen es eine derart grosse Menge Abdampfgas dem LNG-Speicherbehälter 5 zu entnehmen, dass sich der Druck in einem vorgebbaren Bereich bewegt, wobei die dem Verbrennungsmotor zugeleitete Menge Erdgas auch dadurch ansteuerbar ist, dass ein Teilstrom über die Rückspeiseleitung 50 wieder rückverflüssigt wird, und dem LNG- Speicherbehälter 5 zugeleitet wird.
Bei dem in Figur 4 dargestellten Kompressor 2 sind alle Kompressionsstufen 9, 10, 13, 14 beziehungsweise alle Kolbenverdichter 11, 12, 15 von derselben Kurbelwelle 17a angetrieben. Es ist jedoch auch möglich das Gehäuse 18 zu unterteilen in zwei separate Gehäuse, indem beispielsweise die ersten und zweiten Kompressionsstufen 9, 10 auf dem ersten Gehäuse angeordnet sind und die dritte und vierte Kompressionsstufe 13, 14 auf dem zweiten Gehäuse angeordnet sind. Alle Kompressionsstufen 9, 10, 13, 14 könnten mit derselben Kurbelwelle 17a angetrieben sein. In einem weiteren Ausführungsbeispiel könnten jedoch auch zwei oder noch mehr getrennte Kurbelwellen 17a verwendet werden, welche zudem auch von separaten Antrieben wie Motoren angetrieben sein könnten.
Figur 7 zeigt schematisch eine Anordnung mit zwei parallel angeordneten Kompressoren 2, denen über einen Einlass 3 ein Erdgasstrom 4 zugeführt wird, der aus Abdampfgas 6 besteht. Nach den Kompressoren 2 wird das verdichtete Erdgas in zwei Erdgasversorgungsleitungen 8 über ein Schliessventil 52, 53 dem jeweiligen Verbrennungsmotor 32 zugeführt, wobei der
G1414WO Verbrennungsmotor 32 beispielsweise ein Kolbenmotor wie ein Schiffsdieselmotor ist, der auch zum Betrieb mit Erdgas geeignet ist. Die Regelungsvorrichtung des Verbrennungsmotors 32 gibt einen Drucksollwert 41 für das zugeführte Erdgas vor, wobei dieser Drucksollwert 41 den beiden Kompressoren 2 als Sollwert zugeführt wird. Vorteilhafterweise wird der Verbrennungsmotor 32 derart betrieben, dass dieser über den Drucksollwert 41 einen bestimmten Gasdruck anfordert bei einer bestimmten Leistung. In einer besonders vorteilhaften Ausführungsform ist der Drucksollwert 41 das einzige Sollwertsignal für den in den Figuren 1 und 2 dargestellten Kompressor 2. Insbesondere ist die vom Verbrennungsmotor 32 geforderte Gasmenge nicht bekannt. Die erfmdungsgemässe Vorrichtung sowie das erfindungsgemässe Verfahren ermöglichen es aus Abdampfgas 6 ein Erdgas mit einem bestimmten Druck und variabler Menge zur Verfügung zu stellen.
Der Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 11 , 12 weist den Vorteil auf, dass dieser in einem weiten Temperaturbereich zuverlässig betreibbar ist, insbesondere auch bei sehr tiefen Temperaturen und auch bei grosseren, auftretenden Temperaturveränderungen. Figur 8 zeigt nach dem Starten des Kompressors 2 den zeitlichen Verlauf TA der Temperatur des angesaugten Erdgases an der Saugseite der ersten Kompressionsstufe 9. Der zeitliche Verlauf TB zeigt die Temperatur des Erdgases an der Druckseite der ersten Kompressionsstufe 9. Der zeitliche Verlauf TC zeigt die Temperatur des Erdgases an der Druckseite der zweiten Kompressionsstufe 10. Aus dem dargestellten Ausführungsbeispiel ist ersichtlich, dass sich die Labyrinth gedichteten Kolbenverdichter 11, 12 in einem Temperaturbereich zwischen - 1500C und +1000C zuverlässig betreiben lassen. Der erfindungsgemässe Kompressor 2 weist zudem
G1414WO den Vorteil auf, dass dieser im Wesentlichen bei jeder auf der Saugseite anliegenden Temperatur gestartet werden kann.
Mit Hilfe der Figuren 1 bis 3 werden mögliche Betriebsverfahren im Detail beschrieben. Beim erfindungsgemässen Verfahren zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff für einen Verbrennungsmotor wird einem flüssiges Erdgas enthaltenden LNG-Speicherbehälter 5 Abdampfgas 6 entnommen. Daraufhin wird das Abdampfgas 6 in einer Kompressionsstufe 9, 10 verdichtet, wobei die Kompressionsstufe 9, 10 einen Labyrinth gedichteten Kolbenverdichter 11, 12 umfasst. Danach wird das Erdgas in einer Kompressionsstufe 13, 14 verdichtet, welche einen mit Kolbenringen gedichteten Kolbenverdichter 15 umfassen. Dabei wird das Erdgas auf einen Druck zwischen 100 Bar und 500 Bar, vorzugsweise zwischen 150 Bar und 300 Bar, verdichtet und danach an einem Auslass 7 bereitgestellt. In einem weiteren Ausführungsbeispiel können auch alle Kompressionsstufen 9, 10, 13, 14 als mit Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 11 , 12 oder als mit Kolbenringen gedichtete Kolbenverdichter 15 ausgestaltet sein.
Der Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 11 , 12 bildet vorteilhafterweise eine erste und eine zweite Kompressionsstufe 9, 10, und der Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter 15 bildet vorzugsweise eine dritte und eine vierte Kompressionsstufe 13, 14, sodass das Erdgas von vorzugsweise zumindest vier Kompressionsstufen 9, 10, 13, 14 verdichtet wird, wobei die zweite Kompressionsstufe 10 in einer besonders vorteilhaften Ausgestaltung zwei in Serie geschaltete Verdichterstufen beziehungsweise Kolbenverdichter 12 aufweist.
G1414WO Vorteilhafterweise wird das Erdgas nach der zweiten Kompressionsstufe 10 über ein Rückschlagventil 16 der dritten Kompressionsstufe 13 zugeleitet.
Vorteilhafterweise umfasst zumindest einer der Kolbenverdichter 11 , 12, 15 einen Bypass 20,21 ,22, wobei das Erdgas derart über den zumindest einen Bypass 20,21,22 zurückgespeist wird, dass das Erdgas am Auslass 7 einen vorgegebenen Solldruckwert Psoll aufweist. Mit der in Figur 2 dargestellten Ausführungsform kann der Rückfluss in den Bypässen 20, 21 , 22 derart angesteuert werden, dass der Enddruck am Auslass 7 in einem grossen Bereich von beispielsweise 150 Bar bis 300 Bar variierbar ist, und dass die geförderte Menge Erdgas in einem grossen Bereich zwischen 0% und 100% variierbar ist, sodass der Kompressor 2 an der Druckseite am Auslass 7 einen variablen, über den Sollwert 41 vorherbestimmbaren Enddruck aufweist. Der erfindungsgemässe Kompressor 2 ist dank dem erfindungsgemässen Verfahren in der Lage den über den Sollwert 41 vorgegebenen Enddruck auch beizubehalten wenn der Verbrennungsmotor 32 variierende Mengen Erdgas bezieht. Abhängig von der jeweiligen Stellung der Ventile 23,24,25 kann eine Fördermenge im Bereich zwischen 0% und 100% über den jeweiligen Bypass 20,21,22 rezirkuliert werden. Die Möglichkeit die Fördermenge bis zu 0% zu reduzieren, beziehungsweise die Möglichkeit einer Rezirkulationsrate von 100% in einem Bypass 20,21 ,22 weist den Vorteil auf, dass der Kompressor 2 auch angetrieben werden kann wenn kein Erdgas dem Auslass 7 entnommen wird. Der Elektromotor, welcher die Kurbelwelle 17a des Kompressors 2 antreibt, steht, je nach Ausgestaltung, beispielsweise nur für eine bestimmte Anzahl Starts pro Zeiteinheit zur Verfügung. Beispielsweise könnte die während des Startens auftretende
G1414WO Erwärmung des Elektromotors die Anzahl Neustarts pro Stunde beschränken. Die Bypass 20,21 ,22 und die Ventile 23,24,25 ermöglichen es somit den Elektromotor weiter laufen zu lassen, auch wenn nur eine geringe Menge Erdgas oder sogar gar kein Erdgas dem Auslass 7 entnommen wird.
Figur 9 zeigt ein Regelkonzept zum Regeln von Druck und Massenstrom des komprimierten Erdgases am Ausgang 7. Im Detail zeigt die Figur 9 den prozentualen Massenstrom in kg/h in Funktion der an der Antriebswelle 27 anliegenden Leistung bei einem Druck Pl von 150 Bar und bei einem Druck P2 von 265 Bar. Das Regelkonzept wird mit Hilfe der Figur 2 und der Kurve P2 gemäss Figur 9 im Detail erklärt. Der mit Rl markierte Verlauf der Kurve P2 wird durch ein Verändern der Stellung des Ventils 23 erreicht, indem dadurch die Rückspeisungsrate im Bypass 20 verändert wird. Der mit R3 markierte Verlauf der Kurve P2 wird zudem durch ein Verändern der Stellung des Ventils 25 erreicht, indem dadurch die Rückspeisungsrate im Bypass 22 verändert wird. Der mit R4 markierte Verlauf der Kurve P2 wird zudem durch ein Verändern der Stellung des Ventils 24 erreicht, indem dadurch die Rückspeisungsrate im Bypass 21 verändert wird. Somit kann der Massenstrom beziehungsweise die Fördermenge Erdgas bei gleichbleibendem Druck am Auslass 7 zwischen 0% und 100% verändert werden. Dasselbe Regelverfahren gilt für andere Drücke, beispielsweise für die Kurve Pl mit einem Druck von 150 Bar. Nebst Schwankungen im Massenstrom kann die Anordnung gemäss Figur 2 auch Druckänderungen ausregeln. Die Regelvorrichtungen 40a, 40b, 40c sind vorteilhafterweise als P-I-Regler ausgestaltet. Angenommen es liegt an der Regelvorrichtung 40a ein Drucksollwert 41 an und der Druckistwert 42d sinkt unter den vorgegebenen Drucksollwert 41,
G1414WO dann würde die Regelvorrichtung 40a das Ventil 23 teilweise oder vollständig schliessen, sodass im Bypass 20 weniger Erdgas rückfliesst, was zur Folge hat, dass am Auslass 7 eine grossere Menge Erdgas zur Verfügung steht und der Druck des Erdgases am Auslass 7 ansteigt. Die Regelvorrichtung 40b erfasst zwei Istwerte 42a, 42b, einen Eingangsistwert 42a und einen Ausgangsistwert 42b. Der Regelvorrichtung 40b sind zwei nicht dargestellte Sollwerte vorgegeben, ein Eingangssollwert und ein Ausgangssollwert. Wenn der Eingangsistwert 42a kleiner als der Eingangssollwert ist, dann wird das Ventil 24 geöffnet. Wenn der Ausgangssollwert kleiner ist als der Ausgangsistwert 42, dann wird das Ventil 24 ebenfalls geöffnet. Dasselbe Regelverfahren gilt auch für die Regelvorrichtung 40c und die dazugehörenden Sensoren und das Ventil 25.
Der Kompressor 2 und der Verbrennungsmotor 32 werden bevorzugt derart betrieben, dass der Verbrennungsmotor 32 einen
Solldruckwert Psoll für das zuzuliefernde Erdgas vorgibt, und dass der Kompressor 2 derart geregelt wird, das das Erdgas am Auslass 7 den vorgegebenen Solldruckwert Psoll aufweist.
Es kann sich als vorteilhaft erweise, dass das Erdgas zumindest im ersten und zweiten Kolbenverdichter 11, 12 ölfrei verdichtet wird.
Es kann sich als vorteilhaft erweisen, dass das Erdgas nach einer Kompressionsstufe 9, 10, 13, 14 gekühlt wird.
Es kann sich als vorteilhaft erweisen, dass alle Kolbenverdichter 11 , 12, 15 von einer gemeinsamen Kurbelwelle 17a angetrieben werden. Es kann sich jedoch auch als vorteilhaft erweisen, dass der Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter 11, 12 von einer ersten gemeinsamen Kurbelwelle 17a und der mit Kolbenringen
G1414WO abgedichtete Kolbenverdichter 15 von einer zweiten gemeinsamen Kurbelwelle angetrieben wird.
Es kann sich als vorteilhaft erweisen, dass ein Teil des verdichteten Erdgases abgefackelt oder wieder verflüssigt wird.
Es kann sich als vorteilhaft erweisen, dass zwischen der ersten und zweiten Kompressionsstufe 9, 10 ein Zwischenkühler 31 zugeschaltet oder abgeschaltet wird.
Ein vorteilhaftes Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass das Erdgas nach einer Kompressionsstufe (9, 10, 13, 14) gekühlt wird.
Ein weiteres vorteilhaftes Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass alle Kolbenverdichter (1 1, 12, 15) von einer gemeinsamen Kurbelwelle (17a) angetrieben werden.
Ein weiteres vorteilhaftes Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass der Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter (11 , 12) von einer ersten gemeinsamen Kurbelwelle (17a) und der mit Kolbenringen abgedichtete Kolbenverdichter ( 15) von einer zweiten gemeinsamen Kurbelwelle angetrieben wird.
Ein weiteres vorteilhaftes Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass ein Teil des verdichteten Erdgases abgefackelt oder wieder verflüssigt wird.
Ein weiteres vorteilhaftes Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass zwischen der ersten und zweiten Kompressionsstufe (9, 10) ein Zwischenkühler (31) zugeschaltet oder abgeschaltet wird.
G1414WO

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Vorrichtung (1) zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff umfassend einen Kompressor (2) mit einem Einlass (3) für einen Erdgasstrom (4), wobei der Einlass (3) Fluid leitend mit einem LNG-Speicherbehälter (5) verbindbar ist, um
Abdampfgas (6) aus dem LNG-Speicherbehälter (5) zuzuführen, und einem Auslass (7) der Fluid leitend mit einer Erdgasversorgungsleitung (8) verbindbar ist, dadurch gekennzeichnet, dass der Kompressor (2) eine erste und nachfolgend eine zweite Kompressionsstufe (9, 10) umfasst, wobei die erste und die zweite Kompressionsstufe (9, 10) als Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter (1 1 , 12) oder als Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter (15) ausgestaltet sind, und wobei die erste Kompressionsstufe (9) vorzugsweise einen grosseren Kolbendurchmesser aufweist als die zweite
Kompressionsstufe (10), und dass der Kompressor (2) nachfolgend zumindest eine dritte Kompressionsstufe (13, 14) umfasst, welche als Kolbenring gedichteter Kolbenverdichter (15) oder als Labyrinth gedichteter Kolbenverdichter (1 1 , 12) ausgestaltet ist, und dass nach der ersten oder zweiten
Kompressionsstufe (9, 10) eine Rückspeiseleitung (50) angeordnet ist, zur Rückspeisung von Erdgas in den LNG- Speicherbehälter (5).
2. Vorrichtung nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Rückspeiseleitung (50) nach der zweiten Kompressionsstufe
( 10) angeordnet ist.
G1414WO
3. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest eine der Kompressionsstufen (9, 10, 13, 14) einen Bypass (20,21,22) mit einem ansteuerbaren Ventil (23,24,25) aufweist.
4. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der LNG-Speicherbehälter (5) über einen Wärmetauscher (60) mit dem Einlass (3) verbunden ist, und dass die Rückspeiseleitung (50) über den Wärmetauscher (60) mit dem LNG-Speicherbehälter (5) verbunden ist.
5. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen der zweiten Kompressionsstufe (10) und der dritten Kompressionsstufe (13) ein Rückschlagventil (16) angeordnet ist, und dass alle vor dem Rückschlagventil (16) angeordneten Kompressionsstufen (9, 10) insbesondere ölfrei ausgestaltet sind.
6. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass alle Kompressionsstufen (9, 10, 13, 14) von einem gemeinsamen Kurbeltriebwerk (17) angetrieben sind.
7. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass alle Kompressionsstufen (9, 10, 13, 14) auf einem gemeinsamen Gehäuse (18) angeordnet sind.
8. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die zweite Kompressionsstufen (10) aus zwei in Serie geschalteten Verdichterstufen besteht.
G1414WO
9. Verfahren zum Bereitstellen von Erdgasbrennstoff für einen Verbrennungsmotor, dadurch gekennzeichnet, dass einem flüssiges Erdgas enthaltenden LNG-Speicherbehälter (5) Abdampfgas (6) entnommen wird, dass das Abdampfgas (6) einem Wärmetauscher (60) zugeführt wird und nachfolgend in einer ersten und einer zweiten Kompressionsstufe (9, 10) ölfrei verdichtet wird, dass das Erdgas danach in zumindest einer dritten Kompressionsstufe (13, 14) verdichtet wird, wobei das Erdgas auf einen Druck zwischen 100 Bar und 500 Bar, insbesondere 150 Bar und 300 Bar, verdichtet und an einem
Auslass (7) bereitgestellt wird, und wobei nach der ersten oder zweiten Kompressionsstufe (9, 10) ein Rückflussstrom (50) entnommen wird und dieser über den Wärmetauscher (60) dem LNG-Speicherbehälter (5) zugeführt wird.
10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass eine derartige Menge Abdampfgas (6) dem LNG- Speicherbehälter (5) entnommen wird, dass das Abdampfgas (6) im LNG-Speicherbehälter (5) einen insbesondere vorgegebenen Solldruckwert aufweist.
1 1. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass über den Rückflussstrom (50) eine derartige Menge Erdgas entnommen wird und/ oder dass über einen Bypass (23,24,25) eine derartige Menge Erdgas bezüglich der ersten, zweiten und/ oder dritten Kompressionsstufe (9, 10, 13, 14) zurückgespeist wird, dass das Erdgas nach der zweiten
Kompressionsstufe (10) oder nach dem Auslass (7) einen vorgebbaren Solldruckwert (Psoll) aufweist.
G1414WO
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 1 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Labyrinth gedichtete Kolbenverdichter (1 1 , 12) eine erste und eine zweite Kompressionsstufe (9, 10) umfasst, und dass der Kolbenring gedichtete Kolbenverdichter (15) eine dritte und eine vierte
Kompressionsstufe (13, 14) umfasst, sodass das Erdgas zumindest in vier Kompressionsstufen (9, 10, 13, 14) verdichtet wird.
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Erdgas nach der zweiten Kompressionsstufe (10) über ein Rückschlagventil (16) der dritten Kompressionsstufe (13) zugeleitet wird.
14. Verfahren nach Anspruch 1 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Erdgas nach dem Auslass (7) einem Verbrennungsmotor (32) zugeführt wird, und dass der
Solldruckwert (Psoll) vom Verbrennungsmotor (32) vorgegeben wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass das Erdgas zumindest im ersten und zweiten Kolbenverdichter (1 1 , 12) ölfrei verdichtet wird.
G1414WO
PCT/EP2009/052763 2008-03-10 2009-03-10 Vorrichtung und verfahren zum bereitstellen von erdgasbrennstoff Ceased WO2009112478A1 (de)

Applications Claiming Priority (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP08102472 2008-03-10
EP08102472.1 2008-03-10
EP08102786.4 2008-03-19
EP08102786 2008-03-19
EP08104413.3 2008-06-13
EP08104413 2008-06-13

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2009112478A1 true WO2009112478A1 (de) 2009-09-17

Family

ID=40846139

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2009/052763 Ceased WO2009112478A1 (de) 2008-03-10 2009-03-10 Vorrichtung und verfahren zum bereitstellen von erdgasbrennstoff

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2009112478A1 (de)

Cited By (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140075648A (ko) * 2012-12-11 2014-06-19 대우조선해양 주식회사 증발가스 처리 시스템
EP2714167A4 (de) * 2011-05-24 2015-06-24 Invacare Corp Sauerstoffverdichter mit verstärkungsstufe
KR20160080170A (ko) * 2014-12-29 2016-07-07 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
KR20160096564A (ko) * 2016-03-10 2016-08-16 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
WO2016176006A1 (en) 2015-04-30 2016-11-03 Atlas Copco Comptec, Llc A gas handling system and method for efficiently managing changes in gaseous conditions
US9624918B2 (en) 2012-02-03 2017-04-18 Invacare Corporation Pumping device
KR20170104348A (ko) * 2016-03-07 2017-09-15 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
KR20170126075A (ko) * 2016-05-04 2017-11-16 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR20180108283A (ko) * 2017-03-24 2018-10-04 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
KR20180135799A (ko) * 2017-06-13 2018-12-21 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
US10220928B2 (en) 2012-03-30 2019-03-05 Mitsubishi Shipbuilding Co., Ltd. Ship, fuel gas supply apparatus, and fuel gas supply method
KR20190139723A (ko) * 2018-06-08 2019-12-18 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 상기 시스템 내의 윤활유 배출 방법
EP3961034A1 (de) * 2020-08-31 2022-03-02 Burckhardt Compression AG Drosselring

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1195427B (de) * 1961-07-05 1965-06-24 Basf Ag Dreistufiger Hochdruckgaskompressor mit einer Kolbendichtung
US5711270A (en) * 1996-01-15 1998-01-27 Man B&W Diesel A/S Method of controlling the fuel supply to a diesel engine which by high-pressure injection may be supplied with both fuel oil and fuel gas, and a high-pressure gas injection engine of the diesel type
EP1120615A2 (de) * 2000-01-26 2001-08-01 Cryostar-France SA Vorrichtung zur Verflüssigung von Dampf unter Druck
US6598564B2 (en) * 2001-08-24 2003-07-29 Cryostar-France Sa Natural gas supply apparatus
EP1348620A1 (de) * 2002-03-26 2003-10-01 Alstom Vorrichtung zur Förderung von Gasbrennstoff zur Kraftanlage eines LNG-Schiffes
FR2851301A1 (fr) * 2003-02-19 2004-08-20 Alstom Installation pour la fourniture de combustible gazeux a un ensemble de production energetique d'un navire de transport de gaz liquefie
EP1672269A1 (de) * 2004-12-10 2006-06-21 Alstom Anordnung zum Fördern von gasförmigem Brennstoff zu einer Energieerzeugungseinheit eines Schiffes zum Transport von Flüssiggas

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1195427B (de) * 1961-07-05 1965-06-24 Basf Ag Dreistufiger Hochdruckgaskompressor mit einer Kolbendichtung
US5711270A (en) * 1996-01-15 1998-01-27 Man B&W Diesel A/S Method of controlling the fuel supply to a diesel engine which by high-pressure injection may be supplied with both fuel oil and fuel gas, and a high-pressure gas injection engine of the diesel type
EP1120615A2 (de) * 2000-01-26 2001-08-01 Cryostar-France SA Vorrichtung zur Verflüssigung von Dampf unter Druck
US6598564B2 (en) * 2001-08-24 2003-07-29 Cryostar-France Sa Natural gas supply apparatus
EP1348620A1 (de) * 2002-03-26 2003-10-01 Alstom Vorrichtung zur Förderung von Gasbrennstoff zur Kraftanlage eines LNG-Schiffes
FR2851301A1 (fr) * 2003-02-19 2004-08-20 Alstom Installation pour la fourniture de combustible gazeux a un ensemble de production energetique d'un navire de transport de gaz liquefie
EP1672269A1 (de) * 2004-12-10 2006-06-21 Alstom Anordnung zum Fördern von gasförmigem Brennstoff zu einer Energieerzeugungseinheit eines Schiffes zum Transport von Flüssiggas

Cited By (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2012258841B2 (en) * 2011-05-24 2016-09-29 Invacare Corp. Oxygen compressor with boost stage
EP2714167A4 (de) * 2011-05-24 2015-06-24 Invacare Corp Sauerstoffverdichter mit verstärkungsstufe
US9624918B2 (en) 2012-02-03 2017-04-18 Invacare Corporation Pumping device
US10220928B2 (en) 2012-03-30 2019-03-05 Mitsubishi Shipbuilding Co., Ltd. Ship, fuel gas supply apparatus, and fuel gas supply method
KR20140075648A (ko) * 2012-12-11 2014-06-19 대우조선해양 주식회사 증발가스 처리 시스템
KR102227891B1 (ko) * 2012-12-11 2021-03-16 대우조선해양 주식회사 증발가스 처리 시스템
KR102186045B1 (ko) 2014-12-29 2020-12-04 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
KR20160080170A (ko) * 2014-12-29 2016-07-07 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
KR20180004198A (ko) * 2015-04-30 2018-01-10 아틀라스 콥코 콤텍트, 엘엘씨 가스 상태의 변화를 효율적으로 관리하기 위한 가스 처리 시스템 및 방법
CN106089637A (zh) * 2015-04-30 2016-11-09 阿特拉斯科普柯康珀泰克有限责任公司 用于有效地管理气体条件中的改变的气体处理系统与方法
KR102562422B1 (ko) * 2015-04-30 2023-08-01 아틀라스 콥코 콤텍트, 엘엘씨 가스 상태의 변화를 효율적으로 관리하기 위한 가스 처리 시스템 및 방법
WO2016176006A1 (en) 2015-04-30 2016-11-03 Atlas Copco Comptec, Llc A gas handling system and method for efficiently managing changes in gaseous conditions
EP3289292A4 (de) * 2015-04-30 2018-12-05 Atlas Copco Comptec, LLC Gasbehandlungssystem und verfahren zur effizienten verwaltung von änderungen bei gasförmigen zuständen
KR20170104348A (ko) * 2016-03-07 2017-09-15 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
KR102255790B1 (ko) * 2016-03-07 2021-05-25 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
KR20160096564A (ko) * 2016-03-10 2016-08-16 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
KR102189807B1 (ko) * 2016-03-10 2020-12-14 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
KR102175551B1 (ko) * 2016-05-04 2020-11-09 한국조선해양 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR20170126075A (ko) * 2016-05-04 2017-11-16 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR20180108283A (ko) * 2017-03-24 2018-10-04 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
KR102066632B1 (ko) * 2017-03-24 2020-01-15 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
KR20180135799A (ko) * 2017-06-13 2018-12-21 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
KR102088565B1 (ko) * 2017-06-13 2020-03-12 현대중공업 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
KR102087180B1 (ko) * 2018-06-08 2020-03-11 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 상기 시스템 내의 윤활유 배출 방법
KR102066635B1 (ko) * 2018-06-08 2020-01-15 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 상기 시스템 내의 윤활유 배출 방법
KR20190139724A (ko) * 2018-06-08 2019-12-18 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 상기 시스템 내의 윤활유 배출 방법
KR20190139723A (ko) * 2018-06-08 2019-12-18 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 상기 시스템 내의 윤활유 배출 방법
EP3961034A1 (de) * 2020-08-31 2022-03-02 Burckhardt Compression AG Drosselring
WO2022043577A1 (de) * 2020-08-31 2022-03-03 Burckhardt Compression Ag Drosselring
CN116635628A (zh) * 2020-08-31 2023-08-22 伯克哈特压缩机股份公司 节流环

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2296962B1 (de) Vorrichtung und verfahren zum bereitstellen von erdgasbrennstoff
WO2009112478A1 (de) Vorrichtung und verfahren zum bereitstellen von erdgasbrennstoff
DE4115905C2 (de) Kältekreisanordnung mit zwei gleichzeitig angetriebenen Verdichtern
EP2417333B1 (de) Überwachungsvorrichtung, sowie überwachungsverfahren zur überwachung eines verschleisszustands einer komponente einer hubkolbenbrennkraftmaschine
EP3601797B1 (de) Kolbenkompressor mit erweitertem regelbereich
DE2828585A1 (de) Leistungssteuervorrichtung fuer heissgasmotoren
DE19933791A1 (de) Verfahren und Tankstelle zum Betanken eines Fahrzeugtanks mit einem gasförmigen Treibstoff
DE112016003096T5 (de) Kryopumpe für Flüssigerdgas
CH716089A2 (de) Kompressoreinheit für Boil-Off-Gas aus einem LNG-Speichertank eines Schiffes und Verfahren zum Anhalten der Kompressoreinheit.
WO2009112500A1 (de) Kurbeltriebwerk
DE112015005215T5 (de) Entlastungsventil
EP3126672B1 (de) Hubkolbenverdichter und regelverfahren hierfür
EP2626525A1 (de) Grossmotor mit einer Zylinderschmiervorrichtung und Verfahren zur Schmierung eines Zylinders eines Grossmotors
EP2795204B1 (de) Verdichter
DE19848234A1 (de) Verfahren und Verdichter zum Komprimieren von Gasen
DE112016002683T5 (de) Hydraulisch angetriebene kryopumpe mit mehreren elementen
EP2594795A1 (de) Vorrichtung zum Verdichten eines gasförmigen oder aus gasförmigen und flüssigen Bestandteilen bestehenden Fluids, sowie ein Unterseeboot mit solch einer Vorrichtung
EP1220991A1 (de) Mehrstufiger membranverdichter
DE102015210597A1 (de) Hubkolbenmotor und Kraftfahrzeug
DE2539007A1 (de) Mit vorverdichtung arbeitender verbrennungsmotor
EP3652417B1 (de) Verfahren und vorrichtung zum entspannen eines gases mit einer hubkolbenmaschine
DE2732158A1 (de) Waermepumpe
DE3814368C1 (en) System for supplying oil to a rotary piston compressor cooled by oil injection
DE102019217200A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Kraftstoffsystems, Vorförderpumpe und Kraftstoffsystem
EP4227620A1 (de) Verfahren und vorrichtung zum wiederverflüssigen und rückführen von abdampfgas in einen lng-tank

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09719406

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 09719406

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1