(57)【要約】【解決手段】  液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化するシステムおよび方法が提供される。前記ＬＮＧは、熱を蒸気メタンリフォーミング反応から前記ＬＮＧに移動することによって再ガス化される。１つの態様において、熱は蒸気メタンリフォーミング反応で生成される合成ガスから前記ＬＮＧに移動される。別の態様において、熱は蒸気メタンリフォーミング反応器を加熱する炉から供給される煙道ガスから前記ＬＮＧに移動される。前記蒸気メタンリフォーミング法からの余分な熱を用いることによって、少ないエネルギーがＬＮＧを再ガス化するために消費され得る。【選択図】図１
2010505992.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する方法であって、
蒸気メタンリフォーミングユニットから（ｉ）水素および一酸化炭素の混合物を含む合成ガス、（ｉｉ）前記蒸気メタンリフォーミングユニットを加熱する炉からの煙道ガスの１つから選択される出力流体を受け取ること；および
前記ＬＮＧを加熱するために熱を前記出力流体から前記ＬＮＧに移動することで、前記ＬＮＧの少なくとも一部を天然ガス（ＮＧ）に再ガス化する
を含む。
【請求項２】
前記出力流体は、前記合成ガスで、かつ前記熱を移動することは、
前記合成ガスおよび前記ＬＮＧを熱交換器を通して流すこと
を含む請求項１記載の方法。
【請求項３】
前記出力流体は、前記合成ガスで、かつ前記熱を移動することは、
前記合成ガスによる熱交換で水を加熱することで、前記水の少なくとも一部が蒸気に気化される；および
前記蒸気の少なくとも一部による熱交換で前記ＬＮＧを加熱することで、前記ＬＮＧの少なくとも一部がＮＧに再ガス化される
を含む請求項１記載の方法。
【請求項４】
前記蒸気の別の部分は前記蒸気メタンリフォーミングユニットに供給される請求項３記載の方法。
【請求項５】
前記蒸気の別の部分は蒸気タービンに供給され、かつ
前記蒸気タービンに接続された発電機の手段で電気を発生させること、前記発電機によって受け取られる機械的エネルギーは前記蒸気タービン内で前記蒸気の残存部分の膨張に供給される、
をさらに含む請求項３記載の方法。
【請求項６】
前記出力流体は前記煙道ガスであり、かつ前記熱を移動することは、
前記煙道ガスおよび前記ＬＮＧを熱交換器を通して流すこと
を含む請求項１記載の方法。
【請求項７】
前記出力流体は、前記煙道ガスで、かつ前記熱を移動することは、
前記煙道ガスの少なくとも一部による熱交換で水を加熱することで、前記水の少なくとも一部が蒸気に気化される；および
前記蒸気の少なくとも一部による熱交換で前記ＬＮＧを加熱することで、前記ＬＮＧの少なくとも一部がＮＧに再ガス化される
を含む請求項１記載の方法。
【請求項８】
前記蒸気の別の部分は前記蒸気メタンリフォーミングユニットに供給される請求項７記載の方法。
【請求項９】
前記蒸気の別の部分は蒸気タービンに供給され、かつ
前記蒸気タービンに接続された発電機の手段で電気を発生させること、前記発電機によって受け取られる機械的エネルギーは前記蒸気タービン内で前記蒸気の残存部分の膨張に供給される、
をさらに含む請求項７記載の方法。
【請求項１０】
前記煙道ガスの別の部分は前記炉に供給される空気の供給を予熱するために用いられる請求項７記載の方法。
【請求項１１】
前記ＮＧの少なくとも一部を蒸気と混合すること；および
ＮＧおよび蒸気の前記混合物を前記蒸気メタンリフォーミングユニットに供給すること
をさらに含む請求項１記載の方法。
【請求項１２】
前記ＮＧの別の部分を前記炉に供給すること；および
ＮＧの前記別の部分を前記炉内で燃焼すること
をさらに含む請求項１１記載の方法。
【請求項１３】
前記ＮＧの残存部分はＮＧ供給管路に供給される請求項１２記載の方法。
【請求項１４】
液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する方法であって、
合成ガスをガス化ユニットおよび部分酸化ユニットの１つから受け取ること。前記合成ガスは水素および一酸化炭素の混合物を含む；および
前記ＬＮＧを加熱するために熱を前記合成ガスから前記ＬＮＧに移動することで、前記ＬＮＧの少なくとも一部が天然ガス（ＮＧ）に再ガス化される
を含む。
【請求項１５】
前記熱を移動することは、
前記合成ガスおよび前記ＬＮＧを熱交換器を通して流すこと
を含む請求項１４記載の方法。
【請求項１６】
前記熱を移動することは、
前記合成ガスによる熱交換で水を加熱することで、前記水の少なくとも一部が蒸気に気化される；および
前記蒸気による熱交換で前記ＬＮＧを加熱することで、前記ＬＮＧの少なくとも一部がＮＧに再ガス化される
を含む請求項１４記載の方法。
【請求項１７】
液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する統合システム（integrated system）であって、
合成ガスを発生するために構成される蒸気メタンリフォーミングユニット；
前記蒸気メタンリフォーミングユニットを加熱する炉で、前記炉は煙道ガスを生成する；および
熱を（ｉ）前記合成ガスおよび（ｉｉ）前記煙道ガスの少なくとも１つからＬＮＧの供給に移動するために構成され、前記ＬＮＧの供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換システム
を備える。
【請求項１８】
前記熱交換システムは、
前記合成ガスと前記ＬＮＧの供給の間の熱交換のために構成されるので、前記ＬＮＧの供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換器を備える請求項１７記載の統合システム。
【請求項１９】
前記熱交換システムは、
前記合成ガスと水の供給の間の熱交換によって蒸気を発生するために構成される蒸気発生器；および
前記蒸気とＬＮＧの供給の間の熱交換のために構成されるので、ＬＮＧの前記供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換器
を備える請求項１７記載の統合システム。
【請求項２０】
前記熱交換システムは、
前記煙道ガスとＬＮＧの供給の間の熱交換のために構成されるので、ＬＮＧの前記供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換器を備える請求項１７記載の統合システム。
【請求項２１】
前記熱交換システムは、
前記煙道ガスと水の供給の間の熱交換によって蒸気を発生するために構成される蒸気発生器；および
前記蒸気とＬＮＧの供給の間の熱交換のために構成されるので、ＬＮＧの前記供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換器
を備える請求項１７記載の統合システム。
【請求項２２】
前記ＮＧの少なくとも一部は前記蒸気メタンリフォーミングユニットに供給される請求項１７記載の統合システム。
【請求項２３】
前記ＮＧの別の部分は前記炉に供給される請求項２２記載の統合システム。
【請求項２４】
前記ＮＧの残存部分はＮＧ供給管路に供給される請求項２３記載の統合システム。
【請求項２５】
液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する方法であって、
再ガス化ユニットで前記ＬＮＧを再ガス化し、天然ガス（ＮＧ）を生成すること；
前記ＮＧの少なくとも一部を前記再ガス化ユニットから蒸気メタンリフォーミングユニットに入力すること；
出力流れを前記蒸気メタンリフォーミングユニットから受け取ること；および
少なくとも部分的に、再ガス化をなすために熱を前記出力流れから前記再ガス化ユニット内のＬＮＧに移動すること
を含む。
【請求項２６】
前記出力流れは（ｉ）前記蒸気メタンリフォーミングユニットで生成される合成ガスおよび（ｉｉ）前記メタンリフォーミングユニットで生成される煙道ガスの少なくとも１つであり、かつ熱を移動することは熱を前記合成ガスおよび前記煙道ガスの少なくとも１つから前記ＬＮＧに移動することを含む請求項２５記載の方法。
【請求項２７】
熱を移動することは、
熱を前記合成ガスおよび前記煙道ガスの少なくとも１つから蒸気に移動すること；および
熱を前記蒸気から前記ＬＮＧに移動すること
を含む請求項２６記載の方法。
【請求項２８】
１つ以上の重炭化水素を前記ＮＧから分留すること；
前記１つ以上の重炭化水素を蒸気と混合すること；および
重炭化水素と蒸気の混合物を前記蒸気メタンリフォーミングユニットに供給すること
をさらに含む請求項１記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【背景技術】
【０００１】
天然ガス（ＮＧ）は一般的に地球に見出されるガス状炭化水素（例えばメタン、エタン、プロパン、ブタン等）を指す。ＮＧは、一般に燃料として、または産業の原材料として用いられる。
【０００２】
しばしば、ＮＧはある場所で採収され、かつ別の場所に搬送される。ＮＧが領海（water）を横切って輸送しなければならない場合において、それを、当量のＮＧに比べて小さい体積に必要とする、液化天然ガス（ＬＮＧ）に転換するためにしばしば冷却される。前記ＬＮＧはそれからタンカー容器で一般的に輸送される。
【０００３】
一旦、ＬＮＧがＬＮＧターミナル設備で配送され、かつ荷卸しされると、ＮＧに戻す再ガス化され得る。一旦再ガス化されると、ＮＧは種々の用途、例えばガス管路のネットワークを経由する配送、に用いられる。
【発明の概要】
【０００４】
本発明の態様は、一般的に液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化することに関する。一つの態様において、ＬＮＧを再ガス化する方法が提供される。前記方法は、蒸気メタンリフォーミングユニットから水素および一酸化炭素の混合物を含む合成ガスを受け取ること；および前記合成ガスでの熱交換（直接または間接のいずれか）によってＬＮＧを加熱することで、ＬＮＧの少なくとも一部が天然ガス（ＮＧ）に再ガス化される、を含む。
【０００５】
別の態様において、ＬＮＧを再ガス化する方法が提供される。前記方法は、ガス化ユニットから水素および一酸化炭素の混合物を含む合成ガスを受け取ること；および前記合成ガスによる熱交換で前記ＬＮＧを加熱することでＬＮＧの少なくとも一部が天然ガス（ＮＧ）に再ガス化される、を含む。
【０００６】
さらに別の態様において、ＬＮＧを再ガス化する方法が提供される。前記方法は、部分酸化ユニットから水素および一酸化炭素の混合物を含む合成ガスを受け取ること；および前記合成ガスでの熱交換によって前記ＬＮＧを加熱することでＬＮＧの少なくとも一部が天然ガス（ＮＧ）に再ガス化される、を含む。
【０００７】
さらに別の態様において、液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する統合システム（integrated system）が提供される。前記統合システムは、合成ガスを発生するために構成される蒸気メタンリフォーミングユニット；および前記合成ガスとＬＮＧの供給の間での熱交換のために構成されるので、ＬＮＧの供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換器を備える。
【０００８】
さらに別の態様において、液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化する統合システムが提供される。前記統合システムは、合成ガスを発生するために構成される蒸気メタンリフォーミングユニット；蒸気メタンリフォーミングユニットを加熱する炉、前記炉は煙道ガスを生成する；および前記煙道ガスとＬＮＧの供給の間での熱交換のために構成されるので、ＬＮＧの供給の少なくとも一部がＮＧに再ガス化される熱交換器を備える。
【０００９】
本発明の本質および目的の更なる理解のために、次の詳細な説明を参考にすべきで、同様な要素が同一または類似の参照番号で与えられる、添付する図面と関連して理解されるべきである。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明の１つの態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための統合システムの処理流れである。
【図２Ａ】本発明の１つの態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための統合システムの側面を示す概略図である。
【図２Ｂ】本発明の１つの態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための統合システムの側面を示す概略図である。
【図２Ｃ】本発明の１つの態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための統合システムの側面を示す概略図である。
【図２Ｄ】本発明の１つの態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための統合システムの側面を示す概略図である。
【図３】本発明の１つの態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための方法のフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下において、本発明の態様を参考される。しかしながら、本発明は具体的に述べる態様に限定されないことを理解すべきである。代わりに、異なる態様に関するか、関しないいずれかの、次の形態および要素の任意の組み合わせは手段および手法の発明を予想する。さらに、種々の態様において本発明は従来を超える多数の有益さを提供する。しかし、本発明の態様は予想される問題および／または従来を超える有益さを達成するかもしれないが、特別な有益さは所望の態様によって達成されるかどうかは本発明の限定にならない。したがって、次の側面、形態、態様および有益さは単なる例示に過ぎず、かつ請求の範囲に明確に列挙されることを除いて最後に追加される請求の範囲の要素または限定を考慮しない。同様に、“発明”に関してここに開示される任意の発明課題の普遍化として考慮されるべきではなく、かつ請求の範囲に明確に列挙されることを除いて最後に追加される請求の範囲の要素または限定を考慮すべきではない。
【００１２】
一般的に、液化天然ガス（ＬＮＧ）は熱の適用によって天然ガス（ＮＧ）に再ガス化される。そのような熱を発生する１つの方法は、ＮＧの一部を燃料として燃焼することによるものである。例えば、ＬＮＧはＬＮＧを気化するために水浴に浸漬される管束を用いる浸漬燃焼気化器（ＳＣＶｓ）で再ガス化され得る。ＳＣＶにおいて、水温はＮＧ処理量の一部を燃焼することによって維持される。
【００１３】
しかしながら、再ガス化のそのような方法は利用できるＮＧのかなりの部分を消費し得る。例えば、所定のＳＣＶはＮＧ処理量のおおよそ１．３％を燃料として消費され得る。そのようなＮＧの消費は甚大な操作コストを表すことができ、したがってＬＮＧターミナル設備の操作の採算性を減少するかもしれない。しかも、再ガス化のためにＮＧを燃焼することは汚染物、温暖化ガス（例えばＣＯ2）のような廃棄物を創る。環境配慮が深刻化し、ここで開示される態様によって達成し得る、そのような廃棄物の放出を減少することが望まれる。
【００１４】
本発明の態様は、ＬＮＧを再ガス化するために余分な熱を蒸気メタンリフォーミング（ＳＭＲ）からＬＮＧに移動する。１つの態様において、余分な熱はＳＭＲ法によって生成された合成ガスを通して移動される。別の態様において、余分な熱はＳＭＲシステムの炉による煙道ガス出力で移動される。別の態様において、余分な熱は合成ガスおよび煙道ガスの組み合わせを通して移動される。当業者は、本発明の範囲内で他の態様を認識するであろう。
【００１５】
一つの態様において、ＮＧは蒸気メタンリフォーミング（ＳＭＲ）法への原材料として用いられる。ＳＭＲ法は、ＮＧからのメタンを蒸気と反応し、主に水素および一酸化炭素からなる合成ガス（“合成ガス”）を生成することを一般的に含む。ＳＭＲ反応は、次のように進行する。
【００１６】
ＣＨ4＋Ｈ2Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ2
この反応は、ＳＭＲユニットにて高温（例えば７００〜１１００℃）かつ高圧で起こり得る。反応は制限される平衡で、かつ高吸熱である。反応のための熱は、ＮＧ原材料の一部の燃焼に囲まれる炉によって供され得る。
【００１７】
本発明の態様は、ＬＮＧを再ガス化するためにＳＭＲ法によって生成される余分な熱を有益に利用する。また、余分な熱をＳＭＲ法の出力流れからＬＮＧに移動することによって、本発明の態様はＬＮＧを再ガス化し、同時に出力流れもまた冷却する。この手法において、本発明の態様は他の手段（必要としないかもしれない）によって出力流れを冷却しなければならないことを回避する。種々の態様において、出力流れはＳＭＲユニットで発生される合成ガスおよび／またはＳＭＲユニットの炉に存在する１つ以上の煙道ガス（すなわち燃焼後に残るガス）であってもよい。
【００１８】
図１は、本発明の１つの態様に係る液化天然ガス（ＬＮＧ）を再ガス化するための統合システム（integrated system）１００の処理流れ図である。統合システム１００は、ＬＮＧ元１１０、ＬＮＧ再ガス化装置１２０、天然ガス（ＮＧ）受け側１３０、蒸気メタンリフォーミング（ＳＭＲ）ユニット１４０、合成ガス冷却器１５０および合成ガス受け側１６０を備える。
【００１９】
示すようにＬＮＧ源１１０はＬＮＧ供給１１５をＬＮＧ再ガス化装置１２０に設けてもよい。ＬＮＧ再ガス化装置１２０は、再ガス化するようにＬＮＧ供給１１５を加熱するために構成されてもよく、ＮＧ供給１２２をもたらす。前記ＮＧ供給１２２は、ＮＧ供給１２４とＳＭＲ供給１２６とに分割し得る。ＮＧ供給１２４は種々の受け側、ここでＮＧ受け側１３０によって代表される、に配送され得る。ＮＧ受け側１３０の幾つかの例は、貯蔵容器、配送管路、タンカートラック、その他を含んでもよい。
【００２０】
一般的に、ＮＧは主にメタンからなる炭化水素ガスの混合物である。１つの態様において、ＳＭＲ供給１２６はＳＭＲ反応をなすために構成され得る、ＳＭＲユニット１４０にメタンを供給し得る。ＳＭＲ反応において、メタンおよび蒸気は熱および金属基触媒（例えばＮｉ）の存在下で反応され、結果として合成ガス（”合成ガス”）１４２を生じる。合成ガス１４２は、主に水素および一酸化炭素で構成されるガス混合物である。
【００２１】
合成ガス１４２はＳＭＲユニット１４０に存在するので、合成ガスは一般的にＳＭＲ反応の熱のために高温（例えば１０００℃）になる。幾つかの態様において、合成ガス１４２はそれが使用できる前に冷却される必要がある。したがって、合成ガス１４２は、合成ガス１４２を室温近くに冷却するために構成され得る、合成ガス冷却器１５０に供給される。冷却された合成ガス１４４は、それからその受け側、ここで合成ガス受け側１６０によって代表される、に配送される。合成ガス受け側の幾つかの例は、貯蔵容器、純化法、水素化分解法、水素化処理法、アンモニア製造法およびメタノール製造法、その他を含む。
【００２２】
示すように合成ガス冷却器１５０によって合成ガスから取り出される熱は回収熱１４６で示される。回収熱１４６は、ＬＮＧ再ガス化装置１２０で用いられてもよい。ＬＮＧ再ガス化装置１２０は、熱エネルギーの適用によってＬＮＧを気化するために構成される装置を表す。すなわち、ＬＮＧ再ガス化装置１２０は熱を熱ガスからＬＮＧ供給に移動するために構成される熱交換器であってもよく、したがってＬＮＧをＮＧに転換する。
【００２３】
１つの態様において、ＬＮＧ１１５は熱エネルギーを合成ガス１４２から受け取ってもよい。例えば、ＬＮＧ再ガス化装置１２０および合成ガス冷却器１５０は単一の熱交換器として構成されてもよく、したがって並行して合成ガス１４２を冷却することおよびＬＮＧ１１５を加熱することを果たす。別の態様において、合成ガス冷却器１５０はＬＮＧ再ガス化装置１２０用の蒸気を発生するために構成され得る。これらの態様は、図２Ａ−Ｂを参照して以下にさらに論じる。
【００２４】
一般的に、ＳＭＲ反応は吸熱であり、したがって熱エネルギーの入力を必要とする。この熱は、一般的にＳＭＲユニット１４０に備えられる炉で供給される。１つの態様において、炉はＳＭＲユニット１４０に備えられるＳＭＲ反応チャンバを囲んでもよく、かつＳＭＲ供給１２６の一部を燃料として用いるために構成されてもよい。煙道ガス１４８によって代表される炉の燃焼ガスは高温で炉に存在する。１つの態様において、煙道ガス１４８は熱をＬＮＧ１１５に供給するためにＬＮＧ再ガス化装置１２０に用いてもよい。別の態様において、煙道ガス１４８に含まれる熱は蒸気を発生するために用いてもよい。発生される蒸気は、それから熱をＬＮＧ再ガス化装置１２０に供給するために用いてもよい。これらの態様は、図２Ｃ−Ｄを参照して以下にさらに論じる。
【００２５】
１つの態様において、ＳＭＲユニット１４０はＳＭＲ以外の方法で合成ガスを発生するために構成されるユニットによって統合システム１００を置き換えてもよい。例えば、合成ガスはガス化法によって発生されてもよい。ガス化は、石炭、石油、石油コークスまたはバイオマスのような炭素質材料を合成ガスに転換する方法である。また、合成ガスは部分酸化法、例えば熱部分酸化（ＴＰＯＸ）または触媒部分酸化（ＣＰＯＸ）によって生成され得る。部分酸化法は、リフォーマで燃料−空気混合物の部分燃焼を伴う。両方のガス化および部分酸化法において、合成ガスは高温で生成される。したがって、統合システム２００はＳＭＲユニット１４０の代わりにガス化ユニットまたは部分酸化ユニットで構成するか、合成ガスをＬＮＧ再ガス化装置１２０に供給するユニットのいずれかの種類で構成され得ることが考えられる。
【００２６】
図２Ａ−２Ｄは本発明の態様に係る液化天然ガスを再ガス化するための統合システムの概略図である。図２Ａに示すように、統合システム２００はＳＭＲチャンバ２１０および炉２２０で構成されるＳＭＲユニット１４０を備えている。ＳＭＲチャンバ２１０は蒸気およびＮＧを受け取ってもよく、かつ炉２２０によって加熱されてもよい。ＮＧに含まれるメタンは、加熱されるとき、蒸気と反応し、合成ガスを生成する。ＳＭＲチャンバ２１０は、ＳＭＲ反応に触媒作用を及ぼすために金属基触媒（例えばＮｉ）を備えてもよい。炉２２０は、空気およびＮＧの混合物を受け取り、その混合物を燃焼し、かつ煙道ガスの流れを排出する。
【００２７】
統合システム２００にもＬＮＧを加熱してＮＧを生成するＬＮＧ再ガス化装置１２０を備える。この態様においてもＬＮＧ再ガス化装置１２０で用いられる熱はＳＭＲチャンバ２１０に存在する熱合成ガスによって供給されることを留意しなければならない。ＬＮＧ再ガス化装置１２０で冷却された後、合成ガスは他の用途の用いることができ、または他の場所に配送することができる。
【００２８】
図２Ｂに示すように、統合システム２００もまた水を蒸気に転換する合成ガスの熱を用いるために構成され得る蒸気発生器２４０を備えることができる。発生される蒸気は、それからＬＮＧ再ガス化装置１２０に供給されてもよい。この態様において、ＳＭＲチャンバ２１０に存在する合成ガスの熱は発生される蒸気によってＬＮＧ再ガス化装置１２０に移動されることを留意すべきである。すなわち、ＬＮＧ再ガス化装置１２０および蒸気発生器２４０は熱を合成ガスからＬＮＧに移動するために熱交換システムとして構成されてもよい。また、任意の余分な蒸気（すなわちＬＮＧ再ガス化装置１２０によって用いられない任意の蒸気）は、他の有利な目的（ＬＮＧ再ガス化装置１２０を通過する前または後）に用いてもよい。１つの例において、余分な蒸気はＳＭＲチャンバ２１０への原材料として用いてもよい。別の例において、余分な蒸気は炉に供給する空気および／またはＮＧを予熱するために用いることができ、したがって炉の効率を向上する。さらに別の例において、余分な蒸気は電気を発生するために発電機（図示せず）に接続された蒸気タービンに供給してもよい。本発明の１つの態様において、蒸気は蒸気発生器２４０で相対高圧力（例えば２００−２０００psig）にて生成され、かつ電気を発生するためにタービンを通過する。１つの形態によれば、タービンを通過した後、蒸気はＬＮＧ再ガス化装置１２０による交換で冷却され、凝縮され、かつ例えば１−４psiaで液体水として回収される。ＬＮＧを気化するために蒸気の凝縮熱を用いることによって、発電に適用される熱使用は凝縮熱が水の冷却で浪費される他の形態の電力発生より低くでき、それによって蒸気凝縮のエネルギーを有益に利用する。
【００２９】
さて図２Ｃの参照で、統合システム２００は炉２２０に存在する煙道ガスがＬＮＧ再ガス化装置１２０に供給するために構成されてもよい。したがって、この態様においてＬＮＧを再ガス化するために用いられる熱は熱煙道ガスによって供給される。ＬＮＧ再ガス化装置１２０に存在した後、煙道ガスは大気に放出してもよい。択一的に、図２Ｄに示すように蒸気発生器２４０は煙道ガスの熱を水を沸騰するために用いることができ、したがって蒸気を発生する。発生された蒸気は、ＬＮＧ再ガス化装置１２０に供給してもよい。この態様において、煙道ガスに含まれる熱は発生された蒸気によってＬＮＧ再ガス化装置１２０に運ばれることを留意すべきである。
【００３０】
もちろん、図２Ａ−２Ｄは例証の目的で提供され、本発明の範囲を制限するつもりがない。他の態様は、広く考えられる。例えば、統合システム２００は分離部品によって構成されているとして前に説明しているが、種々の部品の機能が単一部品で提供されてもよいことが考えられる。
【００３１】
しかも、当業者は図２Ａ−Ｄに関して述べられる種々の態様が統合態様（integrated embodiment）を１つに纏めてもよいことを認識するであろう。統合態様はコントローラの制御の下でバルブおよび他のデバイスのシステムを備えてもよく、コントローラは統合態様を種々の構成に選択的に配置するために操作し、各構成は図２Ａ−Ｄの態様（または態様の組合わせ）の１つに対応する異なる熱移動機構を提供する。例えば、主要な構成において余分な熱は両方の合成ガスと煙道ガスから熱交換器（例えばＬＮＧ再ガス化装置１２０）を経由して移動される。コントローラの操作と同時に、システムは余分な熱が両方の合成ガスと煙道ガスから蒸気に移動される第２構成にもう１つの選択肢として配置され、それから熱をＬＮＧ（図２Ｂおよび図２Ｄに示されるシステムの組み合わせに相当する）に移動する。
【００３２】
本発明の他の態様は、原材料としてのＮＧから分離される重炭化水素を蒸気リフォーマに利用しもよい。天然ガスの幾つかの源はかなりの量の重炭化水素、例えばエタン、プロパンおよびブタンを含む。そのような源からの天然ガスは、規定値（例えば発熱量より高い１０００btu/scf）を上回る発熱量を有する。望ましいカロリー規格に見合うＮＧを生成するために、重炭化水素はＮＧから分溜されてもよい。１つの態様において、ＬＮＧ再ガス化プラントは重炭化水素をＮＧから分溜するために構成されてもよい。ＮＧから分溜される重炭化水素は、合成ガス生成用ＳＭＲに原材料として用いてもよい。望ましいカロリー規格に見合う残留ＮＧ流れはＮＧ管路に運搬してもよく、ＳＭＲ炉、その他を加熱するために用いてもよい。したがって、重炭化水素に対するそのような処理はＬＮＧ再ガス化を持つ蒸気リフォーマの統合に供することをここに開示される態様に適用できる。
【００３３】
図３は、本発明の態様に係る液化天然ガスを再ガス化する方法３００のフロー図である。方法３００は、燃料と空気の混合ガスを炉で燃焼することによって蒸気メタンリフォーミングユニットを加熱する、ステップ３１０で開始する。例えば、図２Ａ−２Ｄで説明されるように空気と天然ガス（ＮＧ）を炉２２０で燃焼することによってＳＭＲチャンバ２１０を加熱する。このステップもまた煙道ガスを発生すること、燃焼処理の浪費ガスをもたらすことになる。
【００３４】
ステップ３２０で、合成ガス（“合成ガス”）が蒸気メタンリフォーミングユニットで発生する。発生された合成ガスは、主に水素と一酸化炭素から構成されるガス混合物である。ステップ３３０で、煙道ガスおよび／または合成ガスの熱はＬＮＧを再ガス化するために用いてもよく、気体ＮＧに気化するために液体ＬＮＧを加熱することをもたらす。すなわち、１つの態様によれば煙道ガスおよび／または合成ガスはＬＮＧをガス化するために構成される熱交換器の熱源として用いてもよい。例えば、図２Ａおよび図２Ｃで示すようにＬＮＧ再ガス化装置１２０は熱を熱煙道ガスおよび／または合成ガスからＬＮＧに移動するために構成されてもよい。択一的に、煙道ガスおよび／または合成ガスは蒸気を発生するために用いてもよく、かつ蒸気はそれからＬＮＧをガス化するために構成される熱交換器の熱源として用いてもよい。例えば、蒸気発生器２４０は図２Ｂおよび図２Ｄに示すように、ＬＮＧ再ガス化装置１２０用の蒸気を発生するために用いてもよい。
【００３５】
ステップ３４０で、ステップ３３０にてＬＮＧを再ガス化することでもたらされるＮＧは使用および／または貯蔵のために配送され得る。例えば、ＮＧは炉の燃料、として用いても、ＳＭＲ法の原材料として用いても、管路、その他に配送され得る。ステップ３５０で、ステップ３２０にて発生される合成ガスは使用および／または貯蔵のために配送され得る。１つの態様において、合成ガスは純化し、かつ任意の成分ガス（例えば水素、一酸化炭素、その他）に分離するために処理されてもよい。他の例は、水素化分解法用、水素化処理用、アンモニアを生成する、メタノールを生成する、その他、のための原材料としての使用を含む。
【００３６】
本発明の態様によれば、多くの利益がＳＭＲ法をＬＮＧ再ガス化と統合することによって提供され得る。本発明の１つの形態によれば、達成され得る１つの利益はＬＮＧ再ガス化に燃焼されるＮＧの低減（または削除）で、したがってＬＮＧ再ガス化をより一層効率にする。本発明の１つの形態によれば、達成され得る別の利益はＬＮＧ再ガス化からもたらされる燃焼ガスの低減（または削除）であり、したがって環境衝撃を低減する。達成され得るさらに別の利益は合成ガスの冷却であり、したがって合成ガスをもう１つの処理で配送され、貯蔵されまたは使用されるようになる。これらの利益は、ＳＭＲ法で生成される合成ガスおよび／または煙道ガスの余分な熱の回収もたらすことができる。
【００３７】
本発明を実行する好ましい方法および装置は既に述べた。多くの変化および変更が前述した態様を本発明の精神および範囲から逸脱させないことを理解し、かつ当業者に既に明らかであろう。単に、かつ組合せ方法および装置の他の態様は次の請求の範囲に規定される本発明の真の範囲に逸脱せずに使用してもよいことを例示する。
【図１】
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【図２Ａ】
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【図２Ｂ】
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【図２Ｃ】
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【図２Ｄ】
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【図３】
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【国際調査報告】
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