(57)【要約】【課題】天然ガスのリークによる爆発の危険性を回避することができ、また、昼夜で変動するＬＮＧ量に対応して断続的な運転が好適に行えるガスの液化方法及び液化装置を提供する。【解決手段】複数段の圧縮機Ｃ１〜Ｃ３を経て圧縮されたガスを熱交換器Ｅ１に導入して液化天然ガスと熱交換させながら、導出したガスの一部を前記液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させた後に、再び熱交換器Ｅ１に導入して熱交換した後、圧縮機Ｃ３の入口側に合流させると共に、熱交換器Ｅ１から導出したガスの残部を膨張させて更に冷却して気液分離器Ｂ１に導入し、そこからガス分を導出して熱交換器Ｅ２に導入して圧縮機Ｃ３の出口側から分岐したガスと熱交換後に圧縮機Ｃ２の入口側に合流させながら、熱交換器Ｅ２からのガスを膨張させた後に気液分離器Ｂ１に導入し、そこから液化した液体を取り出す工程を含むガスの液化方法。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数段からなる圧縮機で圧縮されたガスの主要部を第１熱交換器に導入して液化天然ガスと熱交換させながら低温ガスとし、導出した低温ガスの一部を前記液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させた後に、再び前記第１熱交換器に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機の適切な圧力の中間段に合流させると共に、前記第１熱交換器から導出した低温ガスの残部を膨張させて更に低温に冷却して第１気液分離器に導入し、前記圧縮機で圧縮されたガスの残部を第２熱交換器に導入して熱交換により自身を冷却してから膨張させて更に低温に冷却して前記第１気液分離器に導入し、その第１気液分離器で集合された気体は再び前記第２熱交換器に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させながら、前記第１気液分離器で集合された液体を取り出す工程を含むガスの液化方法。
【請求項２】
前記第１気液分離器から取り出された液体を更に少なくとも１段膨張させて更に低温にして第２気液分離器に導入し、膨張で生成した気体分を再び第２熱交換器に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させながら、前記第２気液分離器の液体を取り出す工程を更に含む請求項１記載のガスの液化方法。
【請求項３】
複数段からなる圧縮機と、その圧縮機で圧縮されたガスの主要部を導入して液化天然ガスと熱交換させる第１熱交換器と、その第１熱交換器から導出したガスの一部を前記液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させる第１膨張弁と、その第１膨張弁を経たガスを前記第１熱交換器に導入して熱交換後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段に合流させる経路と、前記第１熱交換器から導出したガスの残部を膨張させて更に低温に冷却する第２膨張弁と、その第２膨張弁を経た流体を導入する第１気液分離器と、その第１気液分離器から導出したガス分と前記圧縮機で圧縮されたガスの残部とを熱交換する第２熱交換器と、前記第１気液分離器から導出したガス分を前記第２熱交換器に導入した後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させる経路と、前記圧縮機で圧縮されたガスの残部を第２熱交換器に導入した後に第３膨張弁を経て前記第１気液分離器に導入する経路と、前記第１気液分離器から液化した液体を取り出す経路とを備えるガスの液化装置。
【請求項４】
前記第１気液分離器から取り出した液体を更に少なくとも１段膨張させて更に低温に冷却する第４膨張弁と、その第４膨張弁を経た流体を導入する第２気液分離器と、その第２気液分離器からガス分を導出して第２熱交換器に導入して自身を加温した後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させる経路と、前記第２気液分離器の液体を取り出す経路とを更に備える請求項３記載のガスの液化装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の寒冷を利用したガスの液化方法およびガスの液化装置に関し、特に空気分離装置などによって製造される窒素ガスの液化技術として有用である。
【背景技術】
【０００２】
天然ガス（ＮＧ）は、輸送や貯蔵の利便性などのため、液化天然ガス（ＬＮＧ）として貯蔵され、これを気化した後に、主として火力発電用や都市ガス用として用いられる。このため、ＬＮＧの寒冷を有効利用する技術が開発されている。
【０００３】
ＬＮＧの寒冷を利用して窒素ガス等を液化する設備としては、一般に、窒素ガスを圧縮機でＬＮＧとの熱交換で液化可能な圧力まで圧縮し、次いで熱交換器でＬＮＧと熱交換させてＬＮＧを昇温気化させるとともに、窒素ガスを液化するプロセスが用いられている。      
【０００４】
しかしながら、火力発電や都市ガスは、１日のうち、昼に需要が多く、夜に需要が少ないという需要の変動がある。従って、上記のガス液化プロセスに供給されるＬＮＧ量も、上記需要変動によって変動するため、利用できる寒冷量も変動してしまう。このため、供給されるＬＮＧ量が多いときは上記ガス液化プロセスで得られる液化ガス量を増大できるが、ＬＮＧ量が減少すれば液化ガス量も減少することになる。
【０００５】
一方、圧縮機を駆動するための電力は、昼間の料金に比べて夜間が安く設定されているため、上記ＬＮＧの供給量の変動と電力料金の差を勘案して、効率よくガスを液化するためのガス液化プロセスが提案されている。例えば、１台以上のガス用圧縮機と、１台以上のガス用膨張タービンと、ガスと液化天然ガスとを熱交換させる熱交換器とを備えた液化プロセスにより、前記液化天然ガスの寒冷を利用して前記ガスを液化する方法において、供給される液化天然ガスの増量時には前記膨張タービンを停止又は減量運転し、供給される液化天然ガスの減量時には前記膨張タービンを稼働又は増量運転することを特徴とする液化天然ガスの寒冷を利用したガスの液化方法が知られている（例えば、特許文献１参照）。
【０００６】
しかしながら、上記の液化方法では、膨張タービンで発生した寒冷を有する低温ガスが熱交換器に導入される際に、低温ガスが別に導入される液化天然ガス（一般に１ＭＰａ以上である）より低圧になる。このため、もし熱交換器にリークが発生した場合、天然ガスが液化するガスのラインに混入し、爆発の危険性があった。なお、ガス用圧縮機で圧縮後に熱交換器と減圧弁とを経たガス成分も、液化天然ガスより低圧にて熱交換器に導入される。
【０００７】
一方、窒素ガスを液化する際に、多段階に圧縮しつつ複数の熱交換器でＬＮＧで冷却するガスの液化方法が知られている（例えば、特許文献２参照）。しかし、この液化方法でも、熱交換器に導入するＬＮＧの圧力が、導入するガスの圧力より高くなり、上述した爆発の危険性が残る。また、熱交換器で冷却後の低温ガスを圧縮するため、低温圧縮機が必要となり、断続的な運転には適さないので、昼夜で変動するＬＮＧ量に対応して、液化プロセスを断続的に行うことは困難であった。つまり、低温圧縮機を使用する場合、その冷却のための準備工程や電力費用が必要となり、断続的な運転を行うと工程時間や費用のロスが大きくなる。
【０００８】
更に、特許文献２に記載のガスの液化方法では、低温ガスの一段の膨張後、気液分離器で気化成分のみをＬＮＧ熱交換器に戻す方式が取られており、後ほど議論する如く、効率的な運転ができない。
【特許文献１】特開平５−４５０５０号公報
【特許文献２】特開平１１−１４２０５４号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
そこで、本発明の目的は、天然ガスのリークによる爆発の危険性を回避することができ、また、昼夜で変動するＬＮＧ量に対応して断続的な運転が好適に行え、更に多段階の圧縮・膨張によって効率的なガスの液化を行うことができるガスの液化方法及びガスの液化装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記目的は、下記の如き本発明により達成できる。      
【００１１】
即ち、本発明のガスの液化方法は、複数段からなる圧縮機で圧縮されたガスの主要部を第１熱交換器に導入して液化天然ガスと熱交換させながら低温ガスとし、導出した低温ガスの一部を前記液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させた後に、再び前記第１熱交換器に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機の適切な圧力の中間段に合流させると共に、前記第１熱交換器から導出した低温ガスの残部を膨張させて更に低温に冷却して第１気液分離器に導入し、前記圧縮機で圧縮されたガスの残部を第２熱交換器に導入して熱交換により自身を冷却してから膨張させて更に低温に冷却して前記第１気液分離器に導入し、その第１気液分離器で集合された気体は再び前記第２熱交換器に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させながら、前記第１気液分離器で集合された液体を取り出す工程を含むことを特徴とする。
【００１２】
本発明のガスの液化方法によると、熱交換により自身を加温したガスを圧縮機の入口側に合流させているため、圧縮機として低温圧縮機を使用する必要がなく、断続的な運転が可能となる。また、第１熱交換器から導出したガスを分岐して、その一部を液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させた後に、再び第１熱交換器に導入するため、第１熱交換器にリークが生じても、窒素等の圧力の方が高いため、天然ガスが漏れ込むことなく爆発の危険性を回避することができる。更に、多段階の圧縮・膨張によって効率的なガスの液化を行うことができるのは、次の理由による。
【００１３】
窒素ガスなどの液化にＬＮＧの寒冷を利用するとき、ＬＮＧの温度は−１５５℃前後であり、一方窒素の大気圧沸点は−１９６℃であるので、この間の温度レベルの差を埋める必要がある。そのため、窒素ガスを通常臨界圧力以上（好ましくは５〜６ＭＰａ）に昇圧してから、ＬＮＧの寒冷を利用して約−１５３℃まで冷却し、これを自由膨張し、低温を得る方法が知られている。膨張後の圧力を低くすればするほど低温が得られるが、膨張により生じる気体成分の割合は増え、正味液化量は減少する。またその気体成分を再利用するために、再度圧縮する必要があり、その圧縮比の増加つれ所要動力も増加する。そのため、膨張の圧力を如何に選定するか、また何段階で膨張するかによって液化に要する圧縮動力が変化する。
【００１４】
また、利用できるＬＮＧ量に対して液化量要求量が多いと窒素の低温域の液化のための寒冷が特に不足してくる。これを解消するために、ＬＮＧで冷却した低温ガスの一部を膨張して戻すことが有効である。この場合には、再度圧縮の圧縮比が小さく、僅かな動力の増加に限定でき、有効である。このため本発明では、多段の膨張を組み合わせることにより、効率的な運転が可能となる。
【００１５】
上記の結果、天然ガスのリークによる爆発の危険性を回避することができ、また、昼夜で変動するＬＮＧ量に対応して断続的な運転が好適に行え、更に多段階の圧縮・膨張によって効率的なガスの液化を行うことができるガスの液化方法を提供できる。
【００１６】
上記において、前記第１気液分離器から取り出された液体を更に少なくとも１段膨張させて更に低温にして第２気液分離器に導入し、膨張で生成した気体分を再び第２熱交換器に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させながら、前記第２気液分離器の液体を取り出す工程を更に含むことが好ましい。
【００１７】
この場合、第１気液分離器から取り出した液体を膨張させて一部を気化することによって、その膨張時の冷却効果によって、より低温で大気圧に近い液化ガスを得ることができる。また、第２気液分離器からガス分を導出して第２熱交換器に導入して自身を加温した後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させることで、低温のガス分によって、第２熱交換器に導入されるガスを更に冷却することができる。
【００１８】
一方、本発明のガスの液化装置は、複数段からなる圧縮機と、その圧縮機で圧縮されたガスの主要部を導入して液化天然ガスと熱交換させる第１熱交換器と、その第１熱交換器から導出したガスの一部を前記液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させる第１膨張弁と、その第１膨張弁を経たガスを前記第１熱交換器に導入して熱交換後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段に合流させる経路と、前記第１熱交換器から導出したガスの残部を膨張させて更に低温に冷却する第２膨張弁と、その第２膨張弁を経た流体を導入する第１気液分離器と、その第１気液分離器から導出したガス分と前記圧縮機で圧縮されたガスの残部とを熱交換する第２熱交換器と、前記第１気液分離器から導出したガス分を前記第２熱交換器に導入した後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させる経路と、前記圧縮機で圧縮されたガスの残部を第２熱交換器に導入した後に第３膨張弁を経て前記第１気液分離器に導入する経路と、前記第１気液分離器から液化した液体を取り出す経路とを備えることを特徴とする。
【００１９】
本発明のガスの液化装置によると、熱交換により自身を加温したガスを圧縮機の入口側に合流させているため、圧縮機として低温圧縮機を使用する必要がなく、断続的な運転が可能となる。また、第１熱交換器から導出したガスを分岐して、第１膨張弁によってその一部を液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させた後に、再び第１熱交換器に導入するため、第１熱交換器にリークが生じても、窒素等の圧力の方が高いため、天然ガスが漏れ込むことなく爆発の危険性を回避することができる。また、更に、上述した理由から、多段階の圧縮・膨張によって効率的なガスの液化を行うことができる。その結果、天然ガスのリークによる爆発の危険性を回避することができ、また、昼夜で変動するＬＮＧ量に対応して断続的な運転が好適に行え、更に多段階の圧縮・膨張によって効率的なガスの液化を行うことができるガスの液化装置を提供できる。
【００２０】
上記において、前記第１気液分離器から取り出した液体を更に少なくとも１段膨張させて更に低温に冷却する第４膨張弁と、その第４膨張弁を経た流体を導入する第２気液分離器と、その第２気液分離器からガス分を導出して第２熱交換器に導入して自身を加温した後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させる経路と、前記第２気液分離器の液体を取り出す経路とを更に備えることが好ましい。
【００２１】
この場合、第１気液分離器から取り出した液体を、第４膨張弁で膨張させて一部を気化することによって、その膨張時の冷却効果によって、より低温で大気圧に近い液化ガスを得ることができる。また、第２気液分離器からガス分を導出して第２熱交換器に導入して自身を加温した後に前記圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させることで、低温のガス分によって、第２熱交換器に導入されるガスを更に冷却することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２２】
以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。図１は、本発明のガスの液化装置の一例を示す概略構成図である。なお、本実施形態では、液化するガスとして窒素ガスの場合を例示するが、本発明は、他のガス、例えば空気やアルゴン等の液化にも同様にして適用することができる。また、各部の温度、圧力、流量などの条件は、ガスの種類や流量等、その他の条件に応じて適宜変更することができる。
【００２３】
本発明のガスの液化装置は、複数段からなる圧縮機を備える。本実施形態では、図１に示すように、上流側より低圧段の圧縮機Ｃ１、中圧段の圧縮機Ｃ２、及び高圧段の圧縮機Ｃ３の３個の圧縮機を備える例を示す。
【００２４】
本発明では、低圧段の圧縮機Ｃ１に、液化の対象となるガス（例えば窒素ガス（ＧＮ2 ））が導入される。このガスは常温（２５℃）より低温でもよいが、常温付近の方が低温圧縮機の使用を避けられるため好ましい。また、本発明では、圧縮機Ｃ１〜Ｃ３の入口側に、熱交換で加温されたガスが合流するため、何れの圧縮機Ｃ１〜Ｃ３も低温圧縮機の使用を避けることができる。本実施形態では、例えば、常温で大気圧付近の窒素ガスを圧縮機Ｃ１に導入（３４０００Ｎｍ3 ／ｈ）して約０．４ＭＰａ（ゲージ圧、以下同じ）まで圧縮し、次いで圧縮機Ｃ２により約３ＭＰａまで圧縮し、次いで圧縮機Ｃ３により約５ＭＰａまで圧縮する。本発明では、最終的に圧縮機Ｃ３により５〜６ＭＰａまで圧縮するのが好ましい。
【００２５】
この圧縮ガスの主要部は、第１熱交換器Ｅ１に導入され、向流に導入される液化天然ガス（ＬＮＧ）と熱交換して冷却される。本実施形態では、第１熱交換器Ｅ１が、２つの熱交換器Ｅ１ａと熱交換器Ｅ１ｂとで構成される例を示す。液化天然ガスは熱交換器Ｅ１ｂに、例えば約１．９ＭＰａ、−１５５℃、４５トン／ｈで導入され、熱交換器Ｅ１ｂから導出された後、一部が余剰寒冷として液化天然ガスの状態で分岐・排出され、残部が熱交換器Ｅ１ａに導入される。
【００２６】
熱交換器Ｅ１ａで気体状態で導出された天然ガスは、約１．９ＭＰａで常温付近であり、発電等に使用することができる。また、分岐・排出した液化天然ガスも、蒸発させてから、同様に利用することができる。一般に、火力発電や都市ガスは、１日のうち、昼に需要が多く、夜に需要が少ないため、本発明では、昼間時間帯のみガスの液化方法を実施して、断続的な運転を行うことができる。なお、液化天然ガスの分岐・排出は、液化するガスの量に応じて、省略又は増減量することができる。
【００２７】
圧縮ガスは、第１熱交換器Ｅ１で液化天然ガス（ＬＮＧ）と熱交換されて、約−１５３℃まで冷却される。第１熱交換器Ｅ１（熱交換器Ｅ１ｂ）から導出した低温ガスの一部（約８０００Ｎｍ3 ／ｈ）は第１膨張弁Ｖ１に導入され、熱交換器Ｅ１ｂに導入される液化天然ガスより高い圧力の範囲（例えば約３ＭＰａ）に膨張させる。この膨張は自由膨張に相当し、寒冷を発生させる。
【００２８】
第１膨張弁Ｖ１を経たガスは、第１熱交換器Ｅ１に導入して熱交換した後に、複数段の圧縮機の適切な圧力の中間段に合流させる。本実施形態では、高圧段の圧縮機Ｃ３の入口側に合流させる例を示す。このとき、第１熱交換器Ｅ１に導入されたガスは、自身が常温付記まで加温されると共に、圧縮機Ｃ３からのガスを冷却する。
【００２９】
一方、第１熱交換器Ｅ１から導出したガスの残部は第２膨張弁Ｖ２に導入（約２６０００Ｎｍ3 ／ｈ）され、これを膨張させて更に低温に冷却する、この膨張は自由膨張に相当し、寒冷を発生させると共に、ガスの一部を液化することができる。膨張後の圧力は、本例では０．４ＭＰａである。
【００３０】
膨張後の流体は、第１気液分離器Ｂ１に導入され、気液分離される。液化した液体は第１気液分離器Ｂ１の底部に連結した経路から取り出される。この液分は、約１７４００Ｎｍ3 ／ｈである。
【００３１】
また、第１気液分離器Ｂ１から導出したガス分は、第２熱交換器Ｅ２に導入（約８６００Ｎｍ3 ／ｈ）され、高圧段の圧縮機Ｃ３の出口側から分岐し向流にて導入（約４４００Ｎｍ3 ／ｈ）される残部ガスと熱交換される。これによって、圧縮機Ｃ３からの残部ガスは、−１７５℃まで冷却される。
【００３２】
第１気液分離器Ｂ１から導出したガス分は、第２熱交換器Ｅ２に導入した後、複数段の圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させる。本実施形態では、中圧段の圧縮機Ｃ２の入口側に合流させる例を示す。また、高圧段の圧縮機Ｃ３の出口側から分岐したガスは第２熱交換器Ｅ２に導入した後、第３膨張弁Ｖ３を経て第１気液分離器Ｂ１に導入される。
【００３３】
第３膨張弁Ｖ３では、約５ＭＰａで導入されたガスが、約０．４ＭＰａまで膨張（自由膨張）され、更に低温に冷却され、これによって飽和状態で一部が液化される。ガス分（２００Ｎｍ3 ／ｈ）と液分（４２００Ｎｍ3 ／ｈ）は、第２膨張弁Ｖ２を経た流体と混合され、混合物として第１気液分離器Ｂ１から、各々導出される。
【００３４】
本実施形態では、図２に示すように、第１気液分離器Ｂ１から取り出した液体を更に膨張させて更に低温に冷却する例を示す。つまり、第１気液分離器Ｂ１から取り出した液体は、第４膨張弁Ｖ４に導入され、０．０３ＭＰａまで膨張（自由膨張）されて一部が気化される。このとき、液分１８０００Ｎｍ3 ／ｈとガス分３６００Ｎｍ3 ／ｈとが生じ、これらが第２気液分離器Ｂ２に導入される。
【００３５】
第２気液分離器Ｂ２からは、ガス分が導出されて、第２熱交換器Ｅ２に導入される。このとき、導入されたガス分は、高圧段の圧縮機Ｃ３の出口側からのガスを冷却して自身は加温される。第２熱交換器Ｅ２から導出されたガス分は、複数段の圧縮機の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させるが、本例では低圧段の圧縮機Ｃ１の入口側に合流される。
【００３６】
第２気液分離器Ｂ２の底部からは、液化した液体（ＬＮ2 ）が１８０００Ｎｍ3 ／ｈ、約０．０３ＭＰａ、約−１９４℃にて取り出される。
【００３７】
本発明のガスの液化方法は、以上のように、複数段からなる圧縮機Ｃ１〜Ｃ３で圧縮されたガスの主要部を第１熱交換器Ｅ１に導入して液化天然ガスと熱交換させながら低温ガスとし、導出した低温ガスの一部を前記液化天然ガスより高い圧力の範囲で膨張させた後に、再び前記第１熱交換器Ｅ１に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機Ｃ１〜Ｃ３の適切な圧力の中間段に合流させると共に、前記第１熱交換器Ｅ１から導出した低温ガスの残部を膨張させて更に低温に冷却して第１気液分離器Ｂ１に導入し、前記圧縮機Ｃ１〜Ｃ３で圧縮されたガスの残部を第２熱交換器Ｅ２に導入して熱交換により自身を冷却してから膨張させて更に低温に冷却して前記第１気液分離器Ｂ１に導入し、その第１気液分離器Ｂ１で集合された気体は再び前記第２熱交換器Ｅ２に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機Ｃ１〜Ｃ３の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させながら、前記第１気液分離器Ｂ１で集合された液体を取り出す工程を含むものである。
【００３８】
本実施形態では、前記第１気液分離器Ｂ１から取り出された液体を更に少なくとも１段膨張させて更に低温にして第２気液分離器Ｂ２に導入し、膨張で生成した気体分を再び第２熱交換器Ｅ２に戻して熱交換により自身を加温した後、前記圧縮機Ｃ１〜Ｃ３の適切な圧力の中間段又は吸入段に合流させながら、前記第２気液分離器Ｂ２の液体を取り出す工程を更に含む例を示した。
【００３９】
本例で示した運転条件によると、約０．０３ＭＰａの飽和液体窒素を得るための液化原単位は０．２８３ｋＷｈ／Ｎｍ3 となる。この値は、膨張タービンを用いた（ＬＮＧ不使用）従来の液化方法の液化原単位０．６〜０．７ｋＷｈ／Ｎｍ3 と比較して、大幅な動力の低減となる。
【００４０】
［他の実施形態］
（１）前述の実施形態では、３段の圧縮機を設けて、３種の膨張圧に応じた、圧縮・熱交換・膨張からなる循環経路を設ける例を示したが、本発明では、更に多段の圧縮機を設けて、更に多段の膨張圧に応じた、圧縮・熱交換・膨張からなる循環経路を設けるようにしてもよい。
【００４１】
その場合、第２気液分離器から取り出した液体を膨張させて一部を気化する第５膨張弁と、その第５膨張弁を経た流体を導入する第３気液分離器と、その第３気液分離器からガス分を導出して第３熱交換器に導入して自身を加温した後に第ｎ−３段目の圧縮機の入口側に合流させる経路と、前記第３気液分離器から液化した液体を取り出す経路とを備えるガスの液化装置となる。
【００４２】
（２）前述の実施形態では、３段の圧縮機を各々設ける例を示したが、１台の圧縮装置で複数段に圧縮を行うようにしてもよく、更に多段の圧縮を行ってもよい。また、３段の圧縮機のそれぞれの中間に戻りガスを合流させているが、戻りガスの合流は、圧縮機の適切な圧力の中間段に対して行えばよい。
【図面の簡単な説明】
【００４３】
【図１】本発明のガスの液化装置の一例を示す概略構成図
【図２】本発明のガスの液化装置の他の例を示す概略構成図
【符号の説明】
【００４４】
Ｅ１      第１熱交換器
Ｅ２      第２熱交換器
Ｃ１      圧縮機（低圧段）
Ｃ２      圧縮機（中圧段）
Ｃ３      圧縮機（高圧段）
Ｖ１      第１膨張弁
Ｖ２      第２膨張弁
Ｖ３      第３膨張弁
Ｖ４      第４膨張弁
Ｂ１      第１気液分離器
Ｂ２      第２気液分離器
【図１】
2005164150.tif 000003
【図２】
2005164150.tif 000004