Bezeichnung: Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas

Beschreibung

Die Erfindung betrifft ein technisch einfaches und sicheres Verfahren zur Teilverflüssigung von Erdgas unter Weiterverwendung des Abgasstromes als Produktgas mit hoher Flexibilität bezüglich unterschiedlicher Erdgaszusammensetzungen und Eingangsparameter.

Stand der Technik

Der verstärkte Einsatz von Erdgas auch als Treibstoff bzw. dessen Verwendung in dezentralen Einrichtungen einerseits und die ohnehin notwendige Drucksenkung beim übergang der unter hohem Druck stehenden Erdgasfernleitungen auf ein bei mittleren Drücken betriebenes Verbrauchernetz andererseits legt nahe, diese ohnehin notwendige Druckabsenkung zur Verflüssigung eines gewissen Anteils des Pipeline-Erdgases zu benutzen, um diesen Anteil in flüssiger Form kostengünstig zum jeweiligen nicht am Erdgasnetz angeschlossenen Verbraucher oder einer als Insellösung aufgebauten Erdgastankstelle zu transportieren und dort wieder unter hohem Druck zu verdampfen, wobei die vom Hochdrucknetz gespeiste Tankstellenkonfiguration übernommen und ohne weitere änderungen beibehalten werden kann.

Die Druckabsenkung beim Verbraucher geschieht dabei in der Regel durch einfache Entspannung. Bekannt sind außerdem Lösungen in denen die Druckdifferenz in Erdgasentspannungsanlagen zur Energieerzeugung genutzt wird. Eine dieser Anlagen wird z.B. seit 1989 von der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH betrieben. Die Druckreduzierung erfolgt dabei über zwei Entspannungsturbinen. Um die starke Abkühlung bei der Entspannung zu kompensieren, wurde zur Gasvorwärmung ein Blockheizkraftwerk errichtet.

Ein leitungsfreier Transport von Erdgas sowie dessen Lagerung in möglichst hoher Dichte setzen eine Verflüssigung von Erdgas voraus. Dabei wird das Volumen des Erdgases auf etwa den sechshundertsten Teil seines Volumens bei Normaldruck verringert und kann dadurch kostengünstig transportiert und gelagert werden.

Verfahren zur Verflüssigung sowohl am Ort der Förderung als auch in Verbindung mit dem leitungsgebundenen Transport sind bekannt. Sie wurden von einer Reihe von Herstellern solcher Anlagen sowohl als Vorort-Anlagen in der Nähe der Erdgasfelder als auch als Peakshaving-Anlagen zum Ausgleichen hoher Schwankungen bei der Abnahme des über Rohrleitungen bereitzustellenden Erdgases benutzt und in de Fachliteratur beschrieben. Sie lassen sich im Prinzip auf die drei Basisprozesse

- Gemischkreislaufprozess,

- Kreislaufexpanderprozess und

- Erdgasexpanderprozess zurück führen. Alle Prozesse können je nach Randbedingungen einstufig oder zweistufig ausgeführt werden. Allen genannten Verfahren ist zunächst gemeinsam, dass eine vollständige Verflüssigung des Erdgases angestrebt wird. Hierfür ist aber eine äußere

Energiezufuhr notwendig. Dabei weisen die Prozesse mit niedrigen Betriebskosten in der

Regel die höheren Investitionskosten und solche Prozesse mit niedrigen

Investitionskosten die höheren Betriebskosten auf.

Bei den Kreislaufprozessen dient ein separater Kältekreislauf zur Erzeugung der für die

Verflüssigung notwendigen Kälte.

Dabei arbeitet der Kreislaufexpanderprozess mit nur einem Kältemittel. In der

Patentschrift DE 698 19 366 T2 dient z.B. Stickstoff als Kältemittel im separaten

Kältekreislauf.

Im Gemischkreislaufprozess wird im Kältekreislauf dagegen ein Kältemittelgemisch eingesetzt, um einen breiteren Temperaturbereich zur stufenweisen Abkühlung des unter

Druck stehenden Erdgases nutzen zu können. In der DE 4440 401 A1 wird hierzu vorzugsweise ein Gemisch aus Stickstoff und Methan bzw. werden Gemische aus

Stickstoff, Methan und C _2- bis C ₅ - Kohlenwasserstoffen vorgeschlagen.

Beim Erdgasexpanderprozess wird die dem verdichtetem Erdgas innewohnende Energie zur Kälteerzeugung selbst genutzt. Diese reicht jedoch nicht aus, um ohne Energiezufuhr eine vollständige Verflüssigung des Erdgasstromes zu erreichen. Aus diesem Grund wird er oft mit einem Kreislaufexpanderprozess oder einem Gemischkreislaufprozess kombiniert, um über diese Kreisläufe Fremdenergie einzukoppeln.

Dieser Nachteil von zusätzlichen energetischen Aufwendungen kann dann besonders effektiv vermieden werden, wenn aus einem unter hohem Druck stehendem Erdgas nur eine Teilmenge verflüssigt wird, wobei das nicht verflüssigte Erdgas bei dem anschließend erreichten niederen Druck mit allseits bekannten Methoden für unterschiedliche Einsatzzwecke weiterverwendet werden kann. Da bei einer üblichen Nutzung solche Entspannungsvorgänge notwendigerweise beim übergang von Hoch- zu Mitteldrucknetzen immer erforderlich sind, können diese technisch bedingten Entspannungsvorgänge direkt für die vorliegende Aufgabe genutzt werden. Ein solches Verfahren kann dann ohne äußere Energiezufuhr auskommen.

So sind mehrere Verfahren bekannt, welche die Druckenergie des der Anlage zuströmenden Erdgases nutzen und ohne äußere Energiezufuhr arbeiten. In einigen Patentbeschreibungen wird ohne Bezug auf die Quelle angegeben, dass in älteren Verfahren ein Verflüssigungsgrad von maximal 8 - 10 % des Gesamtgases möglich ist.

Eine Verbesserung des Verfahrens zum Verflüssigen und Speichern eines unter Druck kontinuierlich zuströmenden Gases, bei dem die Verflüssigung einzig mit Hilfe der bei der arbeitsleistenden Entspannung des Gases entstehenden Kälte erfolgt, setzt sehr hohe Drücke voraus. Dies bedingt eine zusätzliche Kompression und Kühlung des Erdgases, was zu zusätzlichen energetischen Aufwendungen führt. Es wurden daher weitere Verbesserungen dieser Prozesse angestrebt.

So wird in der Patentschrift DD 71567 beschrieben, wie ein kontinuierlich zuströmendes Gas in zwei Teilströme aufgeteilt wird, von denen der erste arbeitsleistend entspannt und in Wärmeaustausch mit dem zweiten Teilstrom gebracht wird, der dabei zumindest teilweise kondensiert und durch Drosselung bis auf Speicherdruck entspannt wird, während die Drosselgase ebenfalls zur Kälteabgabe herangezogen werden. Es wurde beschrieben, dass hierbei die Investitionskosten, Wartungskosten und die Kosten für energetische Aufwendungen verglichen mit anderen Verfahren gering sind. Die Ausbeute bleibt aber mit maximal 12-14 % gering und wird nur dann höher, wenn eine zusätzliche Kompression mit folgender Vorkühlung zur Verbesserung des Wirkungsgrades zugefügt wird. Der apparative Aufwand und die Kälteverluste sind jedoch, bedingt durch zahlreiche Wärmetauscher, hoch.

Eine weitere Modifikation eines solchen Verfahrens ist in der Patentschrift DE 2036 344 A beschrieben. Auch hier soll eine adiabatische Entspannung eines unter hohem Druck ankommenden Erdgases auf die verbraucherseitige Grundlast zur Kühlung im Erdgasverflüssigungsprozess dienen. Das angeführte Verfahren kann jedoch so wie aufgezeigt nicht funktionieren, weil die angeführten Gasstränge I und Il bei ihrer Vereinigung unterschiedliche Druckniveaus besitzen, der Strom Il durch den Strom III erwärmt wurde und anschließend mit der Flüssigentnahme aus dem Vorratsbehälter zusammengebracht wird. Im übrigen sind in der Beschreibung und in der Abbildung gravierende Unstimmigkeiten enthalten.

Aufgabe

Die Aufgabe der Erfindung besteht in der Entwicklung eines technisch einfachen und sicheren Verfahrens zur Teilverflüssigung von Erdgas ohne Einschränkungen für die Weiterverwendung des Abgasstromes als Erdgas. Dabei soll die Wirtschaftlichkeit, die Ausbeute an Flüssigprodukt, die Anpassungsfähigkeit an unterschiedliche Erdgasparameter und die Einfachheit der Anlage gegenüber bisher bekannter Verfahren verbessert werden.

Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren nach Patentanspruch 1 gelöst, bei dem die Verflüssigung unter gleichzeitiger Gewinnung von Elektroenergie allein durch die bei der arbeitsleistende Entspannung entstehende Kälte erfolgt. Hierzu wird die gesamte Menge des zu entspannenden unter hohem Druck stehenden Erdgases als Eingangsstrom zunächst einer adsorptiven Reinigung mit Entfernung von CO ₂ , Restfeuchte und Schwefelverbindungen unterzogen, um Störungen in der Anlage durch Ausfrieren dieser Komponenten zu vermeiden.

Der so gereinigte Erdgasstrom wird aus regeltechnischen Gründen in mindestens drei, den Eingangsbedingungen angepasste erfindungsgemäße Teilströme aufgeteilt und dann einzeln durch mehrere verfahrensbedingte Teilströme und den Abgasstrom gekühlt. Danach werden die drei Teilströme unter einem nahe dem Eingangsdruck liegenden Druck wieder zusammengeführt, wobei eine Teilverflüssigung des unter Druck gekühlten Erdgases erfolgt.

Die mengenmäßige Aufteilung auf die einzelnen Teilströme erfolgt dabei unter dem verfahrenstechnischen Aspekt einer möglichst einfachen Anlagenstruktur sowie unter thermodynamischen Aspekten. Diese wiederum sind abhängig von den Erdgasparametern und der Erdgaszusammensetzung, sowie von der für jeden Teilstrom einzeln benötigten Kühlleistung in den Wärmetauschern und dient dem Erreichen einer gleichmäßig tiefen Temperatur aller drei Teilströme mit dem Ziel einer möglichst hohen Verflüssigungsrate. Dabei besteht ebenfalls eine Abhängigkeit von den eingesetzten Entspannungsmaschinen. Das Flüssigerdgas wird in einem Hochdruckbehälter gesammelt. Der gasförmige Anteil dient im Wärmetauscher als verfahrensbedingter Teilstrom zur Kühlung des unter Druck eingeleiteten Teilstromes des Erdgases. Er wird dabei erwärmt, in einer Hochdruckentspannungsturbine unter Abkühlung auf einen mittleren Druck entspannt und dann als Teilstrom ebenfalls zur Abkühlung des Eingangsteilstromes im Wärmetauscher verwendet. Dabei wird er erneut erwärmt, über eine Mitteldruckentspannungsturbine weiter auf den gewünschten Enddruck unter nochmaliger Abkühlung entspannt und danach als Teilstrom mit weiteren noch zu nennenden Teilströmen vereinigt und zur Abkühlung eines dritten Teiles des Eingangsstromes im Wärmetauscher verwendet. Der im Hochdruckbehälter gesammelte Flüssiganteil wird als Teilstrom über ein Drosselventil auf den Abgabedruck des Resterdgases reduziert, wobei ein Teil des verflüssigten Erdgases verdampft und dem gasförmigen Erdgasstrom nach der zweiten Expansionsturbine wieder zugegeben wird. Der verbleibende Flüssiganteil wird als Flüssigteilstrom zur Produktabgabe weiter auf Normaldruck entspannt. Dabei verdampft nur noch ein geringer Teil des Erdgases, wird wieder im Kompressor komprimiert und als Teilstrom dem gasförmigen Resterdgasströmen zugeführt.

Weitere vorteilhaften Ausführungsformen der Erfindung werden in den Patentansprüchen 2 bis 8 beansprucht. So wird gemäß Patentanspruch 2 der Eingangsstrom in Abhängigkeit von der Zusammensetzung und dem Eingangsdruck so in drei unterschiedliche Erdgasteilströme aufgeteilt und über je einen Wärmetauscher mit drei verfahrensbedingten Teilströmen gekühlt, dass die für das gesamte Verfahren optimale Menge jedes Teilstromes in Abhängigkeit von deren Ausgangstemperatur nach den Wärmetauschern eingestellt wird.

Von den drei verfahrensbedingten kalten Teilströmen ergeben sich bei der bevorzugten Verfahrensvariante zwei, als Gasstrang des Hochdruckabscheiders jeweils vor und nach

der Hochdruckentspannungsmaschine, der dritte aus dem Anteil zuzüglich der Gasanteile aus dem Niederdruckbehälter und dem bei der Entspannung verdampftem Gasanteil aus Flüssigprodukttank.

Für den Fall hoher Konzentrationen an Stickstoff im Eingangsstrom wird gemäß Patentanspruch 7 das Flüssigkeitsprodukt aus dem Hochdruckbehälter zur weiteren Trennung einer bei Abgasdruck arbeitenden Tieftemperaturkolonne zugeführt und dort in ein Stickstoff- bzw. inertenreiches Kopfprodukt und ein methanreiches flüssiges Sumpfprodukt zerlegt, wobei das Flüssigprodukt in den Flüssigprodukttank entspannt wird, das Kopfprodukt zunächst zur Kühlung des Teilstromes nach der ersten Entspannungseinrichtung dient und danach dem Abgasstrom nach der zweiten Expansionsturbine zugeführt wird und die Sumpfheizung mit einem kleineren Teilstrom des Erdgaseingangsstromes betrieben wird, welcher vor der Aufspaltung in die Teilströme entnommen wird, und nach der Heizung in den Hochdruckbehälter eingespeist wird. Gemäß Patentanspruch 5 werden bei höheren Konzentrationen an Ethan, Propan und höheren Kohlenwasserstoffen im Ergas zwischen erster und zweiter Entspannungseinrichtung zur Vermeidung von Tröpfchenbildung in der zweiten Entspannungseinrichtung zunächst eine Abkühlung des Gasstromes in einem Wärmetauscher mit Abscheidung der genannten Kohlenwasserstoffe erfolgt und erst danach die Erwärmung im Gegenstrom zum zuströmenden Erdgasstrom erfolgt, wobei die auskondensierten Kohlenwasserstoffe separat als Flüssigprodukt abgezogen werden.

Die Vorteile der Erfindung ergeben sich in der einfachen regeltechnischen Anpassung der optimalen Betriebsweisen an vorhandene oder auftretende änderungen der Eingangsparameter des Eingangsstromes der Anlage und in der einfachen konstruktiven Gestaltung sowie in der im Vergleich zu anderen Verfahren hohen Ausbeute an Flüssigprodukt bei völlig energieautarker Fahrweise und mit der Möglichkeit zusätzlicher Gewinnung von Elektroenergie bei Einsatz entsprechender Expansionsmaschinen. Sie benötigt nur drei, im Wesentlichen gleich dimensionierte Wärmetauscher zur optimalen Nutzung der bei der Entspannung erzielbaren Kälteleistung, was sich in hohen und nahezu gleichen Verflüssigungsraten auch bei stärkerer änderung z.B. des Eingangsdruckes widerspiegelt.

Ausführungsbeispiele

Weitere Ziele, Vorteile, Merkmale und Anwendungsmöglichkeiten der Erfindung werden nachfolgend in Ausführungsbeispielen an Hand der Zeichnungen, die mögliche vorteilhafte Ausführungsformen darstellen, näher erläutert. Es zeigen

Fig. 1 das Grundprinzip einer Anordnung eines Verfahrens und der dazu notwendigen Vorrichtungen zur Erdgasverflüssigung eines handelsüblichen, sehr methanhaltigen Erdgases ohne wesentliche Anteile an Stickstoff und mit nur geringen Anteilen an höheren Kohlenwasserstoffen,

Fig. 2 das Grundprinzip einer Anordnung eines Verfahrens und der dazu notwendigen Vorrichtungen zur Erdgasverflüssigung eines unter hohem Eingangsdruck vorliegenden stickstoffreichen Erdgasstromes und

Fig. 3 das Grundprinzip einer Verfahrensanordnung zur Erdgasverflüssigung eines unter geringem Eingangsdruck vorliegenden stickstoffreichen Erdgasstromes.

Ausführungsbeispiel 1

Bei dem Verfahren nach Fig. 1 wird das Erdgas aus einer unter einem Druck von 25 bar stehenden Erdgasleitung 1 entnommen und zunächst zur Entfernung von Restfeuchte und Kohlendioxid über eine Adsorberanlage 2 geleitet, welche vorzugsweise als Mehrbett- PSA-Anlage ausgelegt ist, aber auch aus jeder anderen Bauform bestehen kann, die für eine Entfernung von Wasser und Kohlendioxid auf Konzentrationen unter 1 vpm Wasser und 50 vpm Kohlendioxid ausgelegt ist. Nach der Adsorberanlage 2 erfolgt eine Aufspaltung in die drei Teilströme 3, 4 und 5, die separat in den drei Wärmetauschern 6, 7 und 8 durch die drei verfahrensbedingt vorhandenen Teilströme 12, 14 und 26 gekühlt, danach wieder zusammengefasst und als Gesamtstrom 9 zur Kondensation in den Behälter 10 geleitet werden. Hier erfolgt eine Teilverflüssigung, wobei etwa ein Drittel Flüssigprodukt entsteht, welches als Teilstrom 11 über das Drosselventil 17 in den unter Erdgasabgabedruck stehenden Mitteldruckbehälter 18 entspannt wird. Bei dieser

Druckabsenkung verdampft etwa ein Drittel des zuvor flüssigen Produktes und verlässt als gasförmiger Strom 19 den Behälter, um mit weiteren Abgasströmen zusammen über den Wärmetauscher 6 die Anlage zu verlassen. Der aus dem Hochdruckbehälter 10 als Teilstrom 12 austretende Gasstrom wird zunächst über den Wärmetauscher 7 zur Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 4 verwendet und erwärmt sich dabei. Danach wird er über eine Hochdruckentspannungsturbine 13 entspannt, kühlt sich dabei ab und dient als Strom 14 im Wärmetauscher 8 der Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 3, wird dabei erwärmt und unter erneuter Abkühlung über die

Mitteldruckentspannungsturbine 15 entspannt, wird zum Teilstrom 16, bildet zusammen mit den weiteren verfahrensbedingten Teilströmen 19 und 24 den Abgasstrom 26 der Anlage, der im Wärmetauscher 6 den Erdgaseingangsteilstrom 5 kühlt. Der im Mitteldruckbehälter 18 gewonnene Flüssiganteil wird als Teilstrom 20 über ein Drosselventil 21 aus praktischen Gründen auf einen knapp oberhalb 1 bar liegenden Druck entspannt, im Flüssigprodukttank 22 für das Abgabeprodukt gesammelt und gespeichert und kann bei Bedarf als Produkt 25 abgegeben werden. Bei der letzten Entspannung verdampft nur noch eine geringe Menge an Flüssigprodukt. Der so entstandene Gasanteil wird über einen kleinen Verdichter 23 oder eine ähnliche Druck erzeugende Apparatur auf den Abgasdruck verdichtet und als Teilstrom 24 in den Abgasstrom geleitet.

Die Zusammensetzung des Abgases unterscheidet sich nur geringfügig von der Eingangszusammensetzung, stellt daher ein vollwertiges Erdgas dar und kann im verbrauchernahen Niederdrucknetz ohne Qualitätseinbußen angeboten werden.

Es wurden nacheinander 2 Varianten mit der gleichen Anordnung bei 25 bar Eingangsdruck und 40 bar Eingangsdruck untersucht, wobei sich die Unterschiede bei der gewählten Vorgehensweise und dem erhaltenen Flüssiganteil überraschenderweise nur relativ gering unterschieden. Im Falle eines Eingangsdruckes von 25 bar wurde ein Flüssiganteil von etwa 18,5 % erhalten, bei 40 bar waren es etwa 20 %, wobei der Abgabedruck jeweils 2 bar betrug.

Ausführungsbeispiel 2

Das Verfahren nach Fig. 2 wird vorzugsweise dort angewandt, wo das Erdgas zwar unter hohem Druck, hier im Ausführungsbeispiel mit etwa 40 bar anliegt, aber hohe Gehalte an Stickstoff oder leichten Inerten besitzt. Das Verfahren wird angewandt, um aus diesem Erdgas einen Anteil von ca. 40 % Methan-flüssig des im Eingangsstrom enthaltenen Methans zu gewinnen.

Anders als beim Ausführungsbeispiel 1 müssen hier jedoch die enthaltenen höheren Kohlenwasserstoffe separat behandelt werden. Das Erdgas wird beispielhaft aus einer unter einem Druck von 40 bar stehenden Erdgasleitung 1 entnommen und zunächst zur Entfernung von Restfeuchte und Kohlendioxid über eine Adsorberanlage 2, analog Ausführungsbeispiel 1 geleitet. Die weitere Behandlung erfolgt zunächst auch analog Ausführungsbeispiel 1. Nach der Adsorberanlage 2 erfolgt eine Aufspaltung in die drei Teilströme 3, 4 und 5, die separat in den drei Wärmetauschern 6, 7 und 8 durch drei verfahrensbedingt vorhandenen Teilströme 12, 44 und 26 gekühlt, danach wieder zusammengefasst und als Gesamtstrom 9 zur Kondensation in den Hochdruckbehälter 10 geleitet werden. Hier erfolgt eine Teilverflüssigung, wobei etwa 45 % des Erdgases als Flüssigprodukt anfällt, welches als Teilstrom 11 über das Drosselventil 17 in den Kopf der Tieftemperaturkolonne 34 auf den Erdgasabgabedruck entspannt wird. In der Kolonne erfolgt die destillative Stickstoff-Methan-Trennung. Die Sumpfheizung 32 erfolgt mittels eines nach der Adsorberanlage 2 vom Erdgasstrom 1 abgezweigten kleinen Teilstromes 31, der anschließend ebenfalls im Hochdruckbehälter 10 dem Gesamtstrom wieder zugeführt wird. Das flüssige Methan verlässt als Teilstrom 35 den Sumpf der Kolonne, wird aufgeteilt in die Teilströme 33 und 45 , wobei der Teilstrom 33 als Wärmeträgerflüssigkeit für die Sumpfheizung 32 dient und auf einem der unteren Böden der Kolonne wieder zugeführt wird. Der Teilstrom 45 wird über das Drosselventil 21 auf den Abgabedruck des Flüssigproduktes entspannt und im Flüssigprodukttank 22 gesammelt und bei Bedarf als Strom 25 zur Verwendung abgegeben. Dabei verdampft ein geringer Teil und wird über einen kleinen Verdichter 23 oder eine ähnliche Druck erzeugende Apparatur auf den Abgasdruck verdichtet und als Teilstrom 24 in das gasförmige stickstoffreiche Kopfprodukt 36 der Kolonne 34 und zusammen mit diesem danach zum Zwecke der Kühlung des Teilstromes 14 über den Wärmetauscher 28

geleitet. Er wird zusammen mit dem Teilstrom 16 als Abgasstrom 26 über den Wärmetauscher 6 geleitet und kühlt den Teileingangsstrom 5. Der aus dem Behälter 10 als Teilstrom 12 austretende Gasstrom wird zunächst über den Wärmetauscher 7 zur Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 4 verwendet und erwärmt sich dabei. Danach wird er über eine erste Hochdruckentspannungsturbine 13 entspannt, kühlt sich dabei ab, wird im Wärmetauscher 28 um etwa weitere 10 K abgekühlt, gelangt in den Abscheider 29 für höhere Kohlenwasserstoffe, wo insbesondere die höheren Kohlenwasserstoffe abgeschieden und damit aus dem weiteren Tieftemperaturkreislauf entfernt werden. Letztere werden entweder flüssig abgezogen oder gelangen als Teilstrom 43 über das Drosselventil 30 in den Abgasstrom 26. Der überwiegende Teil des Teilstromes 14 dient nunmehr als Teilstrom 44 im Wärmetauscher 8 der Kühlung des Erdgaseingangsteilstromes 3, wird dabei erwärmt und unter erneuter Abkühlung über die zweite Mitteldruckentspannungsturbine 15 entspannt, wird zum Teilstrom 16, bildet zusammen mit den weiteren verfahrensbedingten Teilströmen 24, 36 und 43 den Abgasstrom 26 der Anlage, der im Wärmetauscher 6 den Erdgaseingangsteilstrom 5 kühlt. Die Zusammensetzung des Abgases unterscheidet sich nunmehr jedoch deutlich von der Eingangszusammensetzung und stellt in seiner Zusammensetzung nur noch bedingt ein energetisch verwertbares Gas dar.

Der Methangehalt ist von 33,5 % auf 22,5 % gesunken. Die Flüssigproduktausbeute liegt bei etwa 14%. Damit wurden etwa 40 % des im Eingangsstrom enthaltenen Methans in flüssiger Form gewonnen.

Ausführungsbeispiel 3

Das Ausführungsbeispiel betrifft ein Verfahren nach Fig. 3. Es unterscheidet sich durch einen geringeren Eingangsdruck, welcher hier 20 bar beträgt, von dem Verfahren nach Fig. 2, bei gleich hohen Gehalten an Stickstoff oder leichten Inerten. Das Verfahren wird ebenfalls angewandt, um aus diesem Erdgas einen Anteil von ca. 40 % Methan-flüssig des enthaltenen Methans zu gewinnen. Bedingt durch den niedrigeren Druck reicht die bisherige Adsorberanlage 2 nicht mehr aus, um das Kohlendioxid auf Gehalte unter 50 vpm zu entfernen. Diesem Umstand verlangt einerseits eine andere Quelle für die Sumpfheizung, die mittels eines Teilstromes 41 aus dem Teilstrom 12 abgezweigt wird,

um nach Durchlaufen des Wärmetauschers 32 nunmehr verfahrensbedingt über ein Drosselventil direkt in den oberen Bereich der Tieftemperatur-Destillationskolonne 34 eingespeist zu werden. Zur Verhinderung von Kristallisationserscheinungen in der Anlage sind im gasförmigen Teilstrom 12 und im flüssigen Teilstrom 11 die zusätzlichen Adsorber 37 und 38 zur Entfernung des noch im Teilstrom 9 vorhandenen Kohlendioxids notwendig.

Die Ergebnisse der einzelnen Verfahrensvarianten werden in Form der jeweiligen verfahrensspezifischen Teilströme mit Angabe von Masse, Druck, Temperatur und Zusammensetzung in Tabelle 1 zusammengestellt. Die Modellrechnungen wurden im Ausführungsbeispiel 1 auf 1000 Nm ³ Eingangsgasmenge bezogen, in den Ausführungsbeispielen 2 und 3 jeweils auf 1005 Nm ³ Eingangsgasmenge.

Tabelle

Bezugszeichenliste

1 Eingangsstrom

2 Vorgeschaltete Adsorberanlage zur Wasserdampf- und Kohlendioxidentfernung

3, 4, 5 Erfindungsgemäße Teilströme

6, 7, 8, 28 Wärmetauscher

9 Gesamtgasstrom

10 Hochdruckbehälter

11 , 20, 35, 43, 45 Verfahrensbedingte Flüssiggas-Teilströme

12, 14, 16, 19, 20, 24, 31, 33, 36, 41, 44 Verfahrensbedingte Gas-Teilströme

13 Hochdruckentspannungsturbine

15 Mitteldruckentspannungsturbine

17, 21 , 30 Drosselventile für Flüssiggasströme

18 Mitteldruckbehälter

22 Flüssigprodukttank für Abgabeprodukt

23 Verdichter

25 Flüssigabgabeprodukt

26 Abgasstrom 7, 39, 40 Wasserdampf und Kohlendioxid enthaltendes Abgas 9 Abscheider für höhere Kohlenwasserstoffe

32 Sumpfheizung der Destillationskolonne

34 Tieftemperatur-Destillationskolonne 7, 38 Verfahrensbedingte zusätzliche Adsorberanlagen zur Wasser- und

Kohlendioxidentfernung 2 Drosselventil für Gasstrom aus der Sumpfheizung der Destillationskolonne