(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
可動構造と、
前記可動構造に設置される天然ガス液化プラントと、を含む、液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システムであって、
前記天然ガス液化プラントは、
空気（１２）が圧縮されて、圧縮空気（１８）を得る少なくとも１つの圧縮機（１０５、１０７、１０９）と、前記圧縮空気（１８）を冷却する熱交換器（１００）と、
前記熱交換器（１００）で冷却された圧縮空気（１９）が膨張されて、気相において膨張空気（２４、２５）を得る少なくとも１つのエキスパンダ（１１２、１１３）と、
天然ガス（２，５）が、前記膨張空気（２４、２５）及びエンドフラッシュガス（９、１０）によってのみ冷却されて、冷却された天然ガス（３、６）を得る少なくとも１つの熱交換器（１００、１２０、１０１）と、
前記冷却された天然ガス（６）が膨張されて、膨張された冷却済みの天然ガス（７）を得る膨張デバイス（１０２）と、
前記膨張された冷却済みの天然ガス（７）が、液化天然ガスＬＮＧ（８）と前記エンドフラッシュガス（９）とに分離されるエンドフラッシュベッセル（１０３）と、を含む液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項２】
熱交換器（１００）はさらに、
圧縮空気（１８）用の入口と、
冷却された圧縮空気（１９）の出口と、
閉鎖型冷凍サイクルにおいて圧縮機（１０５、１０７、１０９）とさらにつながっている膨張空気（２５）用の出口か、または開放型冷凍サイクルにおいて大気（２６）とつながっている膨張空気２５）用の出口と、
を含む、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項３】
圧縮空気（１８）が、熱交換器（１２０）からの膨張空気（１２１）を用いて冷却され、冷却された圧縮空気（１９）を得るさらなる熱交換器（１１４）を含む、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項４】
熱交換器（１００、１２０）の後に位置し、冷却された天然ガス（３）が入り、この天然ガス（３）を天然ガス液の豊富なストリーム（４）と希薄天然ガス（５）とに分離する分留ユニットＢをさらに含む、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項５】
分留ユニットＢの後段に、希薄天然ガス（５）を膨張空気（２４）およびエンドフラッシュガス（９）により冷却し、冷却された天然ガス（６）を得るための、熱交換器（１０１）が位置する、請求項４に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項６】
熱交換器（１００、１２０）の前に位置し、天然ガス（２）に処理される前の天然ガス供給物（１）に存在する望ましくない汚染物または不純物が除去される前処理プラントＡをさらに含む、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項７】
ＣＯ２および水が、大気から取り込まれた空気（１２’）から除去され、圧縮機（１０５、１０７、１０９）に向けられる前記空気（１２）を得る処理プラントＣをさらに含む、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項８】
可動構造は、バージからなる、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項９】
可動構造は、船からなる、請求項１に記載の液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造システム。
【請求項１０】
ａ．空気（１２）を圧縮して圧縮空気（１８）を得る工程と、
ｂ．前記圧縮空気（１８）を冷却して、冷却された圧縮空気（１９）を得る工程と、
ｃ．前記冷却された圧縮空気（１９）を膨張させて、気相において膨張空気（２４、２５）を得る工程と、
ｄ．天然ガスの液化の前に、天然ガスストリーム（３）を天然ガス液の豊富なストリーム（ＮＧＬ）（４）と希薄天然ガスストリーム（５）とに分離する工程を備え、前記希薄天然ガスストリーム（５）を冷却して、冷却された天然ガス（６）を得る工程と、
ｅ．前記冷却された天然ガス（６）を膨張させて、膨張された天然ガス（７）を得て、液化天然ガス（ＬＮＧ）（８）およびエンドフラッシュガス（９）において前記膨張された天然ガス（７）を分離する工程と、
を含む液化天然ガス（ＬＮＧ）の製造方法であって、
前記冷却工程ｄ）が、前記膨張空気（２４、２５）と前記エンドフラッシュガス（９）とによってのみ行われる方法。
【請求項１１】
ｆ．空気補給ストリームを空気回路に付加し、空気損失を補償する工程をさらに含む、請求項１０に記載の方法。
【請求項１２】
空気（１２）を圧縮する工程が、２つ以上の段で実行される、請求項１０に記載の方法。
【請求項１３】
一旦、天然ガスを冷却するために用いられた膨張空気（２５）は、空気（１２）としてプロセスの始めに戻って再循環され、再び圧縮される、請求項１０に記載の方法。
【請求項１４】
一旦、天然ガスを冷却するために用いられた膨張空気（２５）は、大気（２６）に放出される、請求項１０に記載の方法。
【請求項１５】
天然ガスストリームは、少なくとも１バールの圧力でプロセスに入る、請求項１０に記載の方法。
【請求項１６】
天然ガスは、２つの段で液化するために冷却される、請求項１０に記載の方法。
【請求項１７】
天然ガスストリームは、冷却の第１の段で、天然ガス液の豊富なストリーム（ＮＧＬ）（４）の分離を可能にする温度まで冷却される、請求項１６に記載の方法。
【請求項１８】
天然ガスストリームは、冷却の第２の段で、前記天然ガスストリームの液化を可能にする温度まで冷却される、請求項１６に記載の方法。
【請求項１９】
天然ガスは、冷却前にＣＯ２、Ｈ２Ｓ、Ｈ２ＯまたはＨｇの除去をする前処理がされる、請求項１０に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、冷媒として空気を用いて液化天然ガス（ＬＮＧ）を得るためのプロセスに関する。このプロセスは、開放型空気冷媒サイクルまたは閉鎖型空気冷媒サイクルを用いることによって行われることができる。
【背景技術】
【０００２】
天然ガスは、最終的に用いられる場所から離れた地域で入手することが多い。天然ガスを運搬するとき、液化天然ガス（ＬＮＧ）と呼ばれる液体に凝縮させるために、天然ガスは、大気圧で約−２６０°Ｆ（−１６０℃）の温度まで冷却される。このＬＮＧは通常、適切な運搬船で海外に輸送される。
【０００３】
大量の冷却の要求量を提供するために、ＬＮＧ製造のための多数のプロセスサイクルが、開発されてきた。そのようなサイクルは通常、軽質炭化水素および任意に窒素を含む混合冷媒を用いる。たとえば、米国特許第４，２７４，８４９号は、天然ガスを液化するために、プロセスにおいて、冷媒流体として少なくとも２種類の炭化水素の混合物を開示している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】米国特許第４，２７４，８４９号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
本発明は、任意の種類の天然ガス田、特に「沖合いの」ガス田から、とりわけストランディッド天然ガス田から、天然ガスを液化することができる新規なプロセス、システムまたはプラントについて言及する。このプロセスは、冷媒として用いられる空気を含む。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明のシステムは、すべての考えられる場所において、好ましくは「沖合いの」天然ガス田において、簡単かつ容易に再現可能なプロセスを含む。このシステムは、海岸から遠く離れた遠方地域に位置する小さな天然ガス田からガスを液化するために、バージに位置している場合に特に有利である。
【０００７】
したがって、本発明の第１の態様は、冷媒として用いられる空気を含む液化天然ガスを得るためのプロセスについて言及する。このプロセスは、天然ガスストリームとは独立した空気冷凍サイクルとして展開されることができる。
【０００８】
本発明のプロセスによれば、以下の工程、すなわち、
ａ．空気を圧縮する工程と、
ｂ．工程（ａ）の上記圧縮空気を冷却する工程と、
ｃ．一旦、工程（ｂ）で冷却された上記圧縮空気を膨張させる工程と、
ｄ．天然ガスを冷却するために上記の膨張された空気を用いる工程と、
を含む空気冷凍サイクルが提供される。
【０００９】
本発明の実施形態において、プロセスはまた、さらなる工程、すなわち、
ｅ．起こりうる空気の損失を補償するために、空気補給を追加する工程、
を含むことができる。
【００１０】
空気補給は、当業界では周知の処理設備を用いて、運ばれることができるＣＯ２および水を除去するために処理されてもよい。
【００１１】
さらに好ましい実施形態において、プロセスの工程（ａ）は、少なくとも１つの段、好ましくは２つ以上の段で実行される。
【００１２】
本発明の空気冷媒サイクルは、開放型または閉鎖型のいずれであってもよい。空気冷凍サイクルが開放型である場合には、空気は、大気条件で環境から連続的に取り込まれ、上記の工程によれば、天然ガスを冷却するために用いられるＣＯ２および水を除去するために処理され、大気に戻される。
【００１３】
空気冷凍サイクルが閉鎖型である場合には、天然ガスを冷却するために用いられる空気は、プロセスの初め（工程（ａ））に戻される。
【００１４】
本発明のプロセスによれば、天然ガスストリームは、以下の工程、すなわち、
ａ．天然ガスを冷却する工程と、
ｂ．一旦、工程（ａ）で冷却された上記天然ガスを膨張させて、ＬＮＧまたはＬＮＧおよび気相（エンドフラッシュガス）を得る工程と、
を通過する。
【００１５】
したがって、天然ガスは、気相を経ることなく、または２相、すなわち液相および気相を得ることなく、完全に液化することができる（ＬＮＧ）。
【００１６】
本発明の別の実施形態において、２相が、工程（ｂ）において得られる場合には、天然ガスストリームは、さらなる工程、すなわち、
ｃ．上記の相、すなわち、液相（ＬＮＧ）および気相（エンドフラッシュガス）を分離する工程
を含む。
【００１７】
任意に、天然ガスストリームはさらに、液化する前に、天然ガス液（ＮＧＬ）を分離する段を含んでもよい。
【００１８】
「天然ガス液（ＮＧＬ）」なる語は、本願明細書で用いられるとき、少量のメタンを含む天然ガスの揮発性の低い成分、エタンから高級炭化水素（エタン、プロパン、ブタン、イソブタンおよび天然ガソリン、後者は凝縮液と呼ばれることもある）について言及する。
【００１９】
本発明の別の実施形態において、天然ガスストリームは、必要に応じて、冷却する前に前処理することができる。種々の前処理処置が、当業界では周知である。適切な前処理は、場所、タイプ、正確な組成、深さおよび天然ガス供給物に存在する望ましくない汚染物または不純物の性質に左右される。通常は、Ｈｇ、Ｈ２Ｏ、ＣＯ２またはＨ２Ｓの除去を含む可能性があるが、これらに限定されるわけではない。
【００２０】
この天然ガスストリームは、少なくとも１バールの圧力でプロセスに供給されることが多く、１０バールを超えることが好ましい。天然ガスストリームはまた、場所およびガス田における天然ガスのタイプにも左右される。
【００２１】
天然ガスの供給物は、重質炭化水素では乏しい可能性があり、天然ガス液の分離を必要としない。あるいは、天然ガスは、重質炭化水素において部分的に豊富であったとしても、天然ガス液は、最終的なＬＮＧに閉じ込められ、最終目的までの輸送後に、分留によって分離することができる。両方の場合において、天然ガスは、それ自体は液化され、これは、１つの熱交換器を用いて実現される。
【００２２】
さらに好ましい実施形態において、重質炭化水素において特に豊富な天然ガスストリームは、２つの段で冷却される。
【００２３】
第一に、天然ガスは、空気によって、液体として天然ガス液（ＮＧＬ）の必要量に凝縮することを可能にする適切な温度まで冷却される。この段は、第１の熱交換器を通じて実行される。この温度は、天然ガス供給物の組成、ＬＮＧの仕様またはより重い成分の回収および／または純度における特定の要件に左右される可能性がある。この温度は、−１００℃以上である。
【００２４】
前の段の結果は、希薄天然ガスと呼ばれる軽質炭化水素気体ストリームである。「希薄天然ガス」なる語は、初期供給物のメタンおよび窒素の略すべて、所望の量のエタン、少量の残量の揮発性の低い成分（プロバンおよび高級炭化水素）を含むストリームについて言及する。
【００２５】
第二に、希薄天然ガスは、ガスが略全体にまたは完全に液化されるまで、空気を用いて冷却される第２の熱交換器を通り抜ける。ＮＧがこの熱交換器を出る温度は、−１６３℃以上である。
【００２６】
代替実施形態として、重質炭化水素において特に豊富な天然ガスストリームの冷却および液化は、唯一の熱交換器において実行されることができる。この場合には、ＮＧＬ抽出は、ガスの前処理後であって冷却および液化の前に行われる。
【００２７】
本発明の別の実施形態において、天然ガスの液化において副生成物として得られるエンドフラッシュガスストリームは、その極低温エネルギーを燃料ガスとして回収するために、プロセスにおいて、天然ガスおよび空気ストリームを冷却するために用いられる。この燃料は、ガスタービンに供給することが可能であり、通常、ガスタービンに導入される前に圧縮機によって加圧される必要がある。得られたエンドフラッシュガスの量は、必要な燃料ガスの量に一致してよく、またはその一部であってもよく、過剰であり、他の目的のために部分的に用いられてもよい。
【００２８】
本発明の第２の態様は、天然ガスの連続ストリーム、ガス処理設備および空気冷媒サイクルを含む前述のプロセスを実行するためのシステムについて言及する。
【００２９】
空気は、液化天然ガスを得るために、このシステムの冷媒サイクルにおいて冷媒として用いられる。このサイクルは、好ましくは、閉鎖ループまたは開放サイクルであってもよい。
【００３０】
他の実施形態において、システムは、機器の以下の部品を含む。
‐熱交換器。任意のタイプの熱交換器が、本発明において用いられてもよいが、プレートフィン熱交換器が好ましい。天然ガス側には、熱交換器の最小数は、１つであるが、任意の数の熱交換器も可能である。
【００３１】
本発明の実施形態において、システムは、個別の熱交換器における冷却および液化の後に、圧縮空気ストリームと排気との間で熱の交換を有することができる。
【００３２】
‐エキスパンダ。適切なエキスパンダの例は、ＪＴ−弁（ジュール・トムソン弁）およびタービンエキスパンダであるが、任意のタイプのエキスパンダを採用してもよい。
【００３３】
空気側には、少なくとも１つのエキスパンダが、空気膨張のために必要である。動力制限のために、空気エキスパンダは、２つ以上を並列にすることができる。空気エキスパンダは、動力を回収するために、１つまたは複数の空気圧縮機に連結することができる。あるいは、それらの動力は、発電などの他のプロセスの目的のために利用することができる。
【００３４】
天然ガス側では、熱交換部から得られた液体を膨張するために、少なくとも１つのエキスパンダが、必要である。
【００３５】
‐圧縮機。少なくとも１つは、空気を圧縮するために必要とされる。空気サイクルにおける圧縮段の数は、プロセスの最適化に左右される。その数は、一定の数ではない。
【００３６】
２つ以上の圧縮機が用いられ、最後の圧縮機の後に１つまたは複数の熱交換器（後部冷却器）がある場合には、圧縮区間は、圧縮機の間に、１つまたは複数の熱交換器（中間冷却器）を含むことが好ましい。中間冷却器および後部冷却器は、冷媒として水を用いることが好ましいが、空気もまた用いることができる。シェルアンドチューブ熱交換器が、好ましい。
【００３７】
その冷却システムと共に、別の圧縮機が、ガスタービンにエンドフラッシュガスを供給するために必要とされてもよい。
【００３８】
‐圧縮機駆動装置。この装置は、空気エキスパンダに連結されている圧縮段を除き、圧縮段のすべてを駆動する。ガスタービンまたは電動機を用いることができる。
【００３９】
さらに好ましい実施形態において、システムは、さらなる機器を含む：
【００４０】
‐ＮＧＬ抽出用のカラム。ＮＧＬ分留が必要とされる場合には、２つ以上のカラムが必要とされる可能性がある。天然ガス液を抽出する必要がない場合には、ＮＧＬ抽出用のカラムを迂回することができ、したがって、この場合には、天然ガスストリームは、天然ガスの液化のためにさらなる熱交換器に向けることができる。
【００４１】
さらに好ましい実施形態において、システムは、さらなる機器を含む：
【００４２】
‐エンドフラッシュベッセル。
【００４３】
本発明の第２の実施形態では、このシステムは、プラットフォームなどの固定構造またはバージまたは船などの可動構造のいずれの上に位置してもよい。内地のガス田および沖合いのガス田をはじめとするすべてのタイプの天然ガス田において、両方の構造を用いてもよい。これは、ストランディッドガス（少量および遠隔地域のガス田）の開発の場合であっても、任意の種類の鉱床における開発を可能にする。
【００４４】
「内地」なる語は、本願明細書で用いられるとき、陸上にあるものについて言及する。
【００４５】
「沖合い」なる語は、本願明細書で用いられるとき、海岸から離れた海中にあり、海岸線ではなく海へ出て得られるものについて言及している。
【００４６】
代替実施形態として、システムは、２つの個別の場所に位置してもよい（２つの異なる固定構造、２つの異なる可動構造または１つの固定構造および１つの可動構造）。一方の場所は、ガス前処理ユニットおよびＮＧＬ抽出設備専用であってもよく、他方の場所は、液化ユニット専用であってもよい。
【００４７】
したがって、本発明の第３の態様は、天然ガス田および好ましくはストランディッド天然ガス田に関して前述されたシステムの使用について言及する。
【００４８】
「ストランディッド天然ガス田」なる語は、本願明細書で用いられるとき、発見されているが、物理的な理由または経済的な理由から使用に適さないままになっている天然ガス田について言及する。経済的には、埋蔵が天然ガス用の市場から遠すぎるためであり、物理的には、ガス田が深すぎて試掘することができないか、または障害物の下にあるためである。
【００４９】
本発明の別の態様は、少なくとも０．１ＭＴＡ（１００万トン／年）のＬＮＧを製造するための前述したシステムの使用に関し、好ましくは、ＬＮＧの製造は、０．５〜３ＭＴＡの範囲内である。
【００５０】
別途定義しない限り、本願明細書において用いられるすべての技術的用語および科学的用語は、本発明が属する当業界の業者によって通例、理解されている意味と同一の意味を有する。本願明細書に記載されるものと類似または等価である方法および材料は、本発明の実現において用いられることができる。本願明細書および請求項を通じて、「含む」なる語およびその変形は、他の技術的特徴、添加物、成分または工程を排除することを意図していない。本発明のさらなる目的、利点および特徴は、本願明細書を検証すれば、当業者には明白となるか、または本発明の実行によって学ぶことができるかもしれない。以下の実施例および図面は、例示によって提供されており、本発明の限定を意図していない。弁、制御システム、センサ、クランプおよびライザ支持構造などの種々の必要なサブシステムは、簡単にしてわかりやすくするために、図から省略している。
【図面の簡単な説明】
【００５１】
【図１】本発明による閉鎖型冷媒サイクルの概略図である。
【図２】本発明による開放型冷媒サイクルの概略図である。
【図３】本発明による閉鎖型冷媒サイクルの概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００５２】
以下の実施例は、可能なプロセススキームの一部の詳細と、可能なスキームのすべてを網羅しているわけではない動作状態および以下に与えられた請求項のリストに詳細が記載された状態を与える。
【実施例１】
【００５３】
図１は、冷媒として空気を用いる天然ガス供給物ストリームの液化に適用されるものとして、本発明の一実施例を示している。天然ガス供給物ストリーム１は、従来の前処理プラントＡにおいて、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、水および水銀の汚染物質を除去するために処理される。
【００５４】
処理済みガスのストリーム２は、１５℃、３０バールで脱硫ドライ天然ガスストリームに相当する。ストリーム２は、以下の表１で与えられたようなモル組成を有する。
【００５５】
【表１】
0005547967.tif 000002
【００５６】
ストリーム２は、２つの熱交換器１００、１０１を通過する液化プラントに入り、過冷却された高圧液体のストリーム６を得る。第１の熱交換器１００において、天然ガス液を凝縮するために、天然ガスは、約−６９℃の中間温度まで予備冷却される（ストリーム３）。ストリーム３は、カラムＢに入り、天然ガス液が底部でストリーム４として抽出され、希薄ガスストリーム５が、上部でカラムから出る。プロパンおよびブタンのような特定の生成物が必要とされる場合には、ストリーム４は、分留区間に向けられる。
【００５７】
希薄天然ガス（ストリーム５）は、第２の熱交換器１０１に入り、約−１３０℃の温度まで冷却され、過冷却された高圧液体ストリーム（ストリーム６）を得て、ＪＴ−弁１０２に向けられる。ストリーム６は、ＪＴ−弁１０２を通って、１．１バールまで断熱的に膨張され、最後に、エンドフラッシュベッセル１０３に向けられ、液体および蒸気に分離して、貯蔵庫へのＬＮＧ（ストリーム８）およびエンドフラッシュガス（ストリーム９）を製造する。いずれも約−１６０℃および１．１バールである。
【００５８】
ストリーム９はそれぞれ、熱交換器１０１および１００の両方に戻され、このストリームの極低温エネルギーが、回収される。したがって、ストリーム９は、−９１℃で熱交換器１０１を出て、ストリーム１０が得られ、１５℃の温度まで熱交換器１００によってさらに加熱される（ストリーム１１）。この蒸気ストリーム１１は、プラント内の燃料として用いることができる。この燃料がガスタービンに供給される場合には、ストリーム１１は通常、ガスタービンに導入される前に、圧縮機によって加圧される必要がある。
【００５９】
この実施例において、天然ガス側における熱交換器は、プレートフィン熱交換器である。
【００６０】
ここで、空気ストリーム１２から始まるガスストリーム２を液体ストリーム６に変換する空気冷凍サイクルについて記載する。空気ストリーム１２は、供給ガスから熱を吸収することによって、その冷却特性のすべてまたは大部分を使い果たしている。約３４℃のストリーム１２は、サイクルの最小圧力（約２バール）で、中間冷却段および後部冷却段を備えた多段圧縮機ユニット１０４に供給されて再圧縮され、圧縮ストリーム１８を生成する。圧縮機区間は、３つの圧縮機１０５、１０７および１０９を含み、圧縮機１０５と圧縮機１０７との間に１つの熱交換器１０６があり、圧縮機１０７と圧縮機１０９との間に１つの熱交換器１０８があり、最後の圧縮機１０９の後に１つの熱交換器１１０がある。中間冷却器１０６および１０８および後部冷却器１１０は、冷媒として水を用いる。圧縮ストリーム１８は、４０℃および３０バールで圧縮機ユニット１０４を出て、熱交換器１００に向けられ、空気冷媒ストリーム２１およびエンドフラッシュガス１０の向流通過によって−２４℃まで予備冷却される。ストリーム１８は、熱交換器１００からストリーム１９として現われ、エキスパンダ区間１１１に送り込まれ、空気ストリーム１９の圧力および温度を減少させ、ストリーム２４を結果として生じる。エキスパンダ区間は、並列である２つのターボエキスパンダ１１２および１１３を含み、圧縮機ユニット１０４の圧縮機用の動力の一部を提供するために用いられる。空気ストリーム２４（エキスパンダ区間１１１において膨張されている）は、２．１バールであり、約−１３５℃の温度である。空気ストリーム２４はそれぞれ、熱交換器１０１および１００の両方を通過する。熱交換器１０１において、ストリーム２４は、天然ガスストリーム５を液化して、液体天然ガス（ストリーム６）を形成するのに十分な冷却を提供する。ストリーム２４は、−７３℃の温度で熱交換器１０１からストリーム２５として現われ、熱交換器１００に入り、天然ガス（ストリーム２）および圧縮空気（ストリーム１８）の両方を予備冷却する。ストリーム２５は、ストリーム１２として熱交換器１００から出て、サイクルを再び始める。
【００６１】
空気サイクルは、空気サイクルにおける空気損失を補償するために、補給するための地点を有する。空気補給は、運ぶことができるＣＯ２および水を排除するために、処理設備において処理されなければならない。
【００６２】
表２は、図１のメインストリームの動作状態を示す。
【００６３】
【表２】
0005547967.tif 000003
【実施例２】
【００６４】
図２は、本発明の別の実施例を示す。図２に示された実施例は、図１に関する改変として、開放ループにおいて冷媒として用いられる空気が流れる。
【００６５】
前の実施例の場合のように、天然ガス１は、前処理プラントＡにおいて、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、水および水銀の汚染物質を除去するために処理され（処理済みのガスストリーム２は、表１に示された組成を有する）、次に、２つの工程において低温の空気との交換によって液化される。第一に、熱交換器１００において約−６９℃の温度まで予備冷却される（ストリーム３）。ストリーム３は、カラムＢを通過し、液体が底部ストリーム４として抽出され、希薄天然ガスが、上部でカラムＢから出て（ストリーム５）、第２の熱交換器１０１に入る。約−１３０℃で熱交換器１０１から現われる液体ストリーム（ストリーム６）は、膨張区間に向けられ、ＪＴ−弁１０２において１．１バールまで断熱的に膨張される（ストリーム７）。最後に、ストリーム７は、エンドフラッシュベッセル１０３に向けられ、液体および蒸気に分離して、貯蔵庫へのＬＮＧ（ストリーム８）およびエンドフラッシュガス（ストリーム９）を製造する。いずれも約−１６０℃および１．１バールである。
【００６６】
ストリーム９はそれぞれ、熱交換器１０１および１００の両方に戻され、このストリームの極低温エネルギーが、実施例１における場合と同一の方法で回収される。結局、エンドフラッシュガスは、１５℃および１バールでストリーム１１として熱交換器１００を出る。この蒸気ストリーム１１は、プラント内の燃料として用いることができる。
【００６７】
図２における空気冷凍サイクルは、開放ループである。このサイクルにおいて、空気は、周辺状態で大気から連続的に取り込まれる（ストリーム１２’）。ストリーム１２’は、空気を運ぶことができるＣＯ２および水の除去を担っている処理プラントＣに入り、ストリーム１２（１５℃、１バール）としてプラントを出る。ストリーム１２は、中間冷却段および後部冷却段を備えた多段圧縮機ユニット１０４において圧縮され、圧縮ストリーム１８を生成し、４０℃および１６バールで圧縮機ユニット１０４を出る。圧縮ストリーム１８は、熱交換器１００に向けられ、空気冷媒ストリーム２１およびエンドフラッシュガス１０の向流通過によって−２７℃まで予備冷却される。ストリーム１８は、熱交換器１００からストリーム１９として現われ、エキスパンダ区間１１１に送り込まれ、圧力および温度はそれぞれ、約１．２バールおよび−１３３℃まで減少される（ストリーム２４）。ストリーム２４はそれぞれ、熱交換器１０１および１００の両方を通過する。熱交換器１０１において、ストリーム２４は、天然ガスストリーム５を液化して、液体天然ガス（ストリーム６）を形成するのに十分な冷却を提供する。ストリーム２４は、約−７４℃の温度で熱交換器１０１からストリーム２５として現われ、熱交換器１００に入り、天然ガス（ストリーム２）および圧縮空気（ストリーム１８）の両方を予備冷却する。ストリーム２５は、約３３℃および１バールで熱交換器１００から出て、大気２６に直接解放される。
【００６８】
表３は、図２のメインストリームの動作状態を示す。
【００６９】
【表３】
0005547967.tif 000004
【実施例３】
【００７０】
図３は、本発明の別の実施例を示す。
【００７１】
前の実施例の場合のように、天然ガス１は、前処理プラントＡにおいて処理され（処理済みのガスストリーム２は、表１に示された組成を有する）、次に、２つの工程において熱と低温の空気との交換によって液化される。第一に、熱交換器１２０において約−６９℃の温度まで予備冷却される（ストリーム３）。ストリーム３は、カラムＢを通過し、液体が底部ストリーム４として抽出され、希薄天然ガスが、上部でカラムＢから出て（ストリーム５）、第２の熱交換器１０１に入る。約−１３１℃で熱交換器１０１から現われる液体ストリーム（ストリーム６）は、膨張区間に向けられ、ＪＴ−弁１０２において１．１バールまで断熱的に膨張される（ストリーム７）。最後に、ストリーム７は、エンドフラッシュベッセル１０３に向けられ、液体および蒸気に分離して、貯蔵庫へのＬＮＧ（ストリーム８）およびエンドフラッシュガス（ストリーム９）を製造する。いずれも約−１６０℃および１．１バールである。
【００７２】
ストリーム９はそれぞれ、熱交換器１０１および１００の両方に戻され、このストリームの極低温エネルギーが、実施例１および２における場合と同一の方法で回収される。結局、エンドフラッシュガスは、１５℃および１バールでストリーム１１として熱交換器１２０を出る。この蒸気ストリーム１１は、プラント内の燃料として用いられることができる。
【００７３】
ここで、ガスストリーム２を液体ストリーム６に変換する空気冷凍サイクルについて、空気ストリーム１２から記載する。約３６℃および３．６バールであるストリーム１２は、中間冷却段および後部冷却段を備えた多段圧縮機ユニット１０４において圧縮され、圧縮ストリーム１８を生成し、４０℃および４３バールで圧縮機ユニット１０４を出る。圧縮ストリーム１８は、さらなる熱交換器１１４に向けられ、空気冷媒ストリーム１２１の向流通過によって−３３℃まで予備冷却される。ストリーム１８は、熱交換器１１４からストリーム１９として現われ、エキスパンダ区間１１１に送り込まれ、圧力および温度はそれぞれ、約４バールおよび−１３５℃まで減少される（ストリーム２４）。ストリーム２４はそれぞれ、熱交換器１０１および１２０の両方を通過する。熱交換器１０１において、ストリーム２４は、天然ガスストリーム５を液化して、液体天然ガス（ストリーム６）を形成するのに十分な冷却を提供する。ストリーム２４は、約−８１℃の温度で熱交換器１０１からストリーム２５として現われ、熱交換器１２０に入り、天然ガス（ストリーム２）を予備冷却する。ストリーム２５は、約−４３℃および３．７バールでストリーム１２１として熱交換器１２０から出て、熱交換器１１４に向けられる。このストリームは、向流空気ストリーム１８を予備冷却する。ストリーム１２１は、熱交換器１１４を出て、サイクルを再び始める。
【００７４】
空気サイクルは、空気サイクルにおける空気損失を補償するために、補給するための地点を有する。空気補給は、運ぶことができるＣＯ２および水を排除するために、処理設備において処理されなければならない。
【００７５】
表４は、図３のメインストリームの動作状態を示す。
【００７６】
【表４】
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【図１】
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【図２】
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【図３】
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