(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
浮遊可能又は海よりも少なくとも部分的に高い海上の場所に配置可能な支持構造と、該支持構造の上または中に配置される天然ガス液化手段とを有し、該天然ガス液化手段が、冷媒との向流熱交換作用において天然ガスを冷却する一連の熱交換器と、冷媒を圧縮するための圧縮手段と、圧縮した冷媒の少なくとも二つの分離した流れを等エントロピー的に膨張するための膨張手段とを有し、当該膨張した冷媒の流れが上記熱交換器のそれぞれにおける冷却端部に連通しており、少なくとも幾つかの又は各々の一連の熱交換器とそれらに連結された配管が単一で共通の断熱ハウジング内に配置されており、かつ該液化手段が、前記一連の熱交換器からの該天然ガスを液相と気相に分離するフラッシュ受容装置をさらに有し、前記フラッシュ受容装置が前記断熱ハウジング内に配置されている天然ガスを液化するための海上装置。
【請求項２】
前記支持構造が固定式の支持構造である請求項１記載の装置。
【請求項３】
前記固定式の支持構造がスチールジャケット又はコンクリート製重力基礎構造を含む請求項２記載の装置。
【請求項４】
前記支持構造が浮遊式支持構造である請求項１記載の装置。
【請求項５】
前記支持構造がスチール製又はコンクリート製の船形構造を有する浮遊式受容構造である請求項４記載の装置。
【請求項６】
前記支持構造が浮遊式生産性貯蔵構造及びオフロード装置である請求項４記載の装置。
【請求項７】
さらに、前記液化手段に天然ガスを送る前に該ガスを前処理するための前処理手段を有する前記請求項１記載の装置。
【請求項８】
さらに、前記液化手段により製造された液化天然ガスを貯蔵するための貯蔵手段を有する前記請求項１記載の装置。
【請求項９】
前記支持構造が二つの分離する重力基礎構造から成り、該重力基礎構造がプラットフォームにより橋渡しされており、前記貯蔵手段が該重力基礎構造の少なくとも一の上又は中に備えられる貯蔵タンクから成り、前記液化手段が該架橋プラットフォームの上又は中に備えられている請求項８記載の装置。
【請求項１０】
さらに、前記装置を海中の井戸に連結するための手段から成り、これによって、天然ガスを５．５ＭＰａよりも高い圧力で前記液化手段に送出することが可能となり、該圧力が海中の井戸の圧力を直接または間接的に伝達したものである前記請求項１記載の装置。
【請求項１１】
（ｉ）冷媒との向流熱交換作用において天然ガスを冷却する一連の熱交換器と、（ｉｉ）冷媒を圧縮するための圧縮手段と、（ｉｉｉ）圧縮した冷媒の少なくとも二つの分離した流れを等エントロピー的に膨張するための膨張手段とを備えており、当該膨張した冷媒の流れが上記熱交換器の各一における冷却端部に連通している天然ガス液化手段と、当該液化手段の構成要素を単一ユニットとして運搬して海上の場所に移送および設置するための支持フレームと、少なくとも幾つかの又は各々の一連の熱交換器とそれらに連結された配管が単一で共通の断熱ハウジング内に配置されており、かつ該液化手段が、前記一連の熱交換器からの該天然ガスを液相と気相に分離するフラッシュ受容装置をさらに有し、前記フラッシュ受容装置が前記断熱ハウジング内に配置されている海上設置用天然ガス液化装置。
【請求項１２】
前記液化手段が、さらに、冷媒を圧縮してからこれを等エントロピー的に膨張する前に該冷媒を冷却するための手段を有し、該冷却手段が、熱交換器と、液体冷却剤と、該冷却剤を−１０℃〜２０℃に冷却するための冷媒ユニットとを有し、圧縮された冷媒が上記冷却剤と共に向流して上記熱交換器内において冷却される前記請求項１１記載の装置。
【請求項１３】
前記膨張手段が、圧縮された冷媒の流れの各々の中に配置される仕事膨張装置を有し、前記圧縮手段が少なくとも一個のコンプレッサを有する前記請求項１記載の装置。
【請求項１４】
前記一連の熱交換器が、開始熱交換器と、中間熱交換器と、最終熱交換器とを有し、天然ガスが、該開始、中間及び最終の各熱交換器に送通されて順次により低い温度に冷却され、前記冷媒の流れにおける第一の流れの冷媒が最終の熱交換器に送られ、前記冷媒の流れにおける第二の流れの冷媒が中間の熱交換器に送られる前記請求項１記載の装置。
【請求項１５】
前記開始熱交換器において、冷媒を圧縮した後で等エントロピー的に膨張する前にこれを冷却し、前記中間熱交換器において、前記第一の冷媒の流れにおける冷媒を開始熱交換器において冷却した後で等エントロピー的に膨張する前にこれを冷却する請求項１４に記載の装置。
【請求項１６】
前記最終熱交換器が、前記第一の冷媒の流れから冷媒を受け取り、該冷媒に対する加温曲線が複数の異なる勾配の部分を有するように第一及び第二の冷媒の流れの相対的流速が設定されており、該冷媒が最終熱交換器において−８０℃より低い温度に加温され、該最終熱交換器に関する冷媒加温曲線の部分が天然ガスの冷却曲線の対応する部分から常時１〜１０℃、好ましくは１〜５℃の範囲にあるように第一の冷媒の流れにおける最も低い冷媒温度とその流速が設定されている請求項１４又は１５に記載の装置。
【請求項１７】
前記最も低い冷媒温度と流速が、前記最終熱交換器に関する冷媒加温曲線の部分とこれに対応する天然ガスの冷却曲線の部分との間の温度差が常に１〜５℃であるように設定されている請求項１６記載の装置。
【請求項１８】
前記液化手段がさらに前記圧縮手段用の電力を発生するガスタービンを備えている前記請求項１７記載の装置。
【請求項１９】
前記ガスタービンが航空転用式ガスタービンを包含する請求項１８記載の装置。
【請求項２０】
前記液化手段がさらに第二の一連の熱交換器を有し、該第二の一連の熱交換器が前記第一の一連の熱交換器と並列に配置されていて、別の冷媒圧縮手段及び冷媒膨張手段が当該一連の熱交換器の各々に備えられている前記請求項１９記載の装置。
【請求項２１】
前記一連の熱交換器はアルミニウムプレート式熱交換器と、スプール巻回式交換器と、スパイラル巻回式交換器とを有するか、プリント回路式熱交換器又はこれらの2つ以上の組合せを包含する請求項２０記載の装置。
【請求項２２】
前記冷媒が少なくとも５０容量％の窒素を含有する請求項２１記載の装置。
【請求項２３】
前記冷媒が実質的に１００容量％の窒素を含有する請求項２２記載の装置。
【発明の詳細な説明】
本発明は液化装置に関するものであり、特に、天然ガスを液化するための海上装置に関する。
天然ガスは天然に存在するガス、ガス／凝縮液及び油田から得られ、一般に化合物の混合体から成り、特にメタンを専らに含む。普通、天然ガスはメタンとその他の低沸点炭化水素（含有量は少ないが）を少なくとも９５％含んでおり、残りの組成は主に窒素および二酸化炭素から成る。なお、その精細な組成は大きく変わるものであり、硫化水素や水銀等の種々の不純物を含む場合がある。
天然ガスは「リーン」ガス又は「リッチ」ガスと称される場合がある。これらの用語には明確な意味はないが、当技術分野においては、リーンガスはリッチガスに比して高級炭化水素の含有量が少ない傾向があると一般に理解されている。すなわち、リーンガスはプロパン、ブタンまたはペンタンをほとんど又は全く含まないが、リッチガスは少なくともこれらの一部を含むと考えられている。
天然ガスはガスの混合体であるため、一定の温度範囲で液化し、液化する場合には、当該天然ガスを「ＬＮＧ」（液化天然ガス）と称する。典型例を言えば、天然ガスは−１６５℃〜−１５５℃の温度範囲において大気圧下で液化する。なお、当該天然ガスの臨界温度は約−９０℃〜−８０℃で、この温度では、実用上、加圧下でもこれを純粋に液化することはできず、当該臨界温度よりも低く冷却する必要がある。
天然ガスはしばしばその目的使用の場に移送される前に液化することがある。液化は天然ガスの体積が約６００倍に減少すると起こり得る。天然ガスを液化するための装置の費用およびその運転費用は極めて高いが、天然ガスを液化しない状態で輸送する費用よりは安い。
天然ガスの液化は、カスケード方式又はプロパン予備冷却混合冷媒方式のような、従来の液化方法において使用される液体冷媒よりはむしろガス状の冷媒を用いる向流熱交換によるガス冷却によって行うことができる。この冷媒の少なくとも一部は、少なくとも一の圧縮工程と少なくとも一の膨張工程とを含む冷却サイクルを通過する。この圧縮工程の前に、該冷媒はふつう周囲温度（周囲環境の温度）になっている。圧縮工程中は、圧縮処理により、冷媒は高圧で圧縮されて暖められる。その後、圧縮された冷媒は周囲の空気または水供給が可能な場合の水により冷却されて周囲温度に戻る。次いで、該冷媒はさらに冷却するために膨張される。この膨張処理を行うために基本的に二つの方法がある。その一の方法はスロットリング処理を含むものであり、該処理はＪ−Ｔ弁（ジュールートムソン弁）を介して行うことができ、この場合、上記冷媒は実質的に等エンタルピー的に膨張する。また、他の一の方法は実質的に等エントロピー的膨張処理を含んでおり、該処理はノズル又はより普通には膨張装置もしくはタービンを介して行うことができる。当該冷媒の実質的に等エントロピー的膨張は当技術分野において「仕事膨張（work expansion）」として知られる。なお、冷媒がタービンを介して膨張する場合は、仕事はタービンから回収でき、この仕事が冷媒の圧縮に要するエネルギーに用いられる。
一般的に、仕事膨張は上記スロットリングに比して高効率（同一の圧力降下においてより大きな温度減少が達成できる）であると認識されているが、設備費用がかさむ。その結果、たいていの処理では通常に仕事膨張のみ又は仕事膨張とスロットリング処理が併用して用いられる。
特定組成の天然ガスが一定圧力で冷却されると、ガスの任意の温度において、エンタルピー（Ｑ）の変化率が特定の値になる。従って、Ｑに対する温度（Ｔ）をプロットすることによって天然ガスの「冷却曲線」が得られる。この冷却曲線は圧力に大きく依存しており、この圧力が臨界圧より低い場合は、当該Ｔ／Ｑの冷却曲線はかなり不規則、すなわち、０または０に近い勾配の部分を含む異なる勾配の部分を含んでいる。
次に図１に基づいて説明する。同図は臨界圧以下又は以上で天然ガスを冷却する場合のエンタルピー変化率と温度の関係のグラフである。曲線Ａは臨界圧以下で天然ガスを冷却する場合を示しており、これについては後に詳述する。該曲線Ａは特徴的な形状を有しており、多くの領域に分割することができる。すなわち、領域１は一定勾配を有しており、ガスの顕冷却領域を表している。領域２は減少する勾配を有しており、重量の高い成分が凝縮し始めるガスの露点温度より下である。領域３はガスのバルク液化に相当する領域であり、当該曲線中において最も小さい勾配を有している。なお、この部分の曲線はほとんど水平である。領域４は増大する勾配を有しており、最軽量の成分が凝縮する液体の沸点温度よりも高い領域である。さらに、領域５は沸点温度より低く、領域３および４の勾配よりも大きい一定勾配を有している。この領域５は液体の顕冷却領域に相当し、「過冷」領域として知られている。
次に、図２に基づいて説明する。同図はＴ／Ｑのグラフであり、天然ガス圧が約５．５ＭＰａの場合の天然ガスと窒素の組み合わせの冷却曲線を示している。また、同グラフは同一温度範囲における窒素の加温曲線を示している。さらに、同グラフは天然ガスを単純な窒素膨張工程による一連の熱交換器において冷却する液化システムを表している。すなわち、当該一連の熱交換器を出る窒素冷媒は加圧され、周囲空気により冷却されて、仕事膨張により−１５２℃に冷却された後、該一連の熱交換器の冷却端部に供給される。なお、上記窒素冷媒は、仕事膨張の前に、一連の熱交換器の加温端部における少なくとも一個の熱交換器を通過することによって予備冷却されるため、冷却曲線が天然ガス／窒素の組み合わせ冷却曲線になっている。
図２の任意の点における冷却および加温曲線の勾配はｄＴ／ｄＱである。なお、当該液化処理の分野においては、任意のＱの値に対して、天然ガスの冷却曲線上に対応する温度が冷媒の加温曲線上に対応する温度に可能な限り近いものが最も効率の良い方法であることが知られている。このことは、天然ガスの冷却曲線におけるｄＴ／ｄＱが冷媒の加温曲線におけるｄＴ／ｄＱに可能な限り近いことを意味する。しかしながら、任意のＱに対して、天然ガスと冷媒の温度が近くなればなるほど、熱交換器の表面積を大きくする必要がある。従って、当該温度差を極小にすることと、熱交換器の表面積を極小にすることとの間には一定の調整が必要である。このことから、一般に、任意のＱに対して、天然ガスの温度を冷媒の温度よりも少なくとも２℃高くすることが好ましいと考えられている。
図２において、窒素加温曲線は概ね一本の直線である（すなわち、一定勾配を有している）。このことは、単一段の冷却サイクルを示しており、この場合、すべての冷媒窒素は仕事膨張により冷却されて約−１６０℃〜−１４０℃になった後に、天然ガスと向流熱交換を行う。しかしながら、Ｔ／Ｑ曲線のほとんどの部分において天然ガスと窒素冷媒との間の温度差が大きいことが明らかで、このことは熱交換作用がかなり効率が悪いことを示している。
また、冷媒の加温曲線の勾配は熱交換器を通過する冷媒の流速変化によって変えることができ、特に、該勾配が冷媒の流速を減少することによって増加できることが知られている。しかし、図２に示すシステムにおいては、勾配の増加によって窒素の加温曲線と天然ガスの冷却曲線が交差するために、窒素の流速を減少することができない。つまり、これら二つの曲線が交差することは、窒素と天然ガスとの間の熱交換器における温度「ピンチ」または「クロスオーバー」を示すものであり、当該条件下においては、上記処理を実行することは不可能である。
しかしながら、窒素の流れを二つの流れに分割すると、上記窒素の加温曲線を１本の直線から交差する２本の異なる勾配の直線部分に変えることができる。このような方法の一例が米国特許第３６７７０１９号に開示されている。すなわち、当該明細書は圧縮した冷媒を少なくとも二つの部分に分割して各部分を仕事膨張により冷却する方法を開示している。その後、仕事膨張処理された各部分は液化されるガスを冷却するための別の熱交換器に供給される。その結果、上記の冷媒加温曲線は異なる勾配の少なくとも二つの直線部分から構成されることとなる。このことによって、加温曲線と冷却曲線とが一致して、当該処理の効率が向上する。なお、当該明細書は２０年以上も前に公開されたものであり、開示されている方法も現代の基準でみれば効率の悪いものである。
また、米国特許第４６３８６３９号において、永久ガスの流れを液化する方法が開示されており、同方法もまた冷媒の流れを少なくとも二つの部分に分割して該液化するガスの冷却曲線と冷媒の加温曲線とを一致させることを含んでいる。なお、当該方法におけるすべての膨張装置の出口は約１ＭＰａの圧力になっている。さらに、この明細書はそのような高圧が冷媒の比熱を高めて、冷媒処理工程の効率を向上することを示唆している。このような効率向上を実現するためには、膨張装置の一つの出口において冷媒が飽和点またはその近くになっていることが必要である。つまり、上記の比熱が飽和点近傍でより高いからである。また、冷媒が飽和点にあれば、このような条件下で、冷媒の一部が液体となって熱交換器に供給される。このことにより、熱交換器を二相の冷媒を処理するように改変するか、冷媒を熱交換器に供給する前に液相と気相に分離する必要があるために、費用がそれだけ多くかかる。
米国特許第４６３８６３９号は冷媒が液化されるガスの一部から成る、すなわち、冷媒が液化されるガスと同一である方法に主に関している。この明細書は特に窒素冷媒を用いて窒素を液化するシステムに関する。従って、当該明細書は天然ガスを窒素で冷却する方法を特別に開示するものでもなく、また、そのような方法においてそれが有用になることを期待させるものでもない。つまり、現在の天然ガスを液化するための大規模な方法はすべて混合の冷媒冷却サイクルを採用しているからである。さらに、該米国特許第４６３８６３９号では、液化されるガスがその臨界温度よりわずか低い温度まで冷却される。また、三個の連続するＪ−Ｔ弁が液化するガスの過冷に用いられている。
天然ガスの液化に用いる最も初期の冷媒サイクルはカスケード法である。すなわち、天然ガスは当該カスケード法において、例えば、プロパン、エチレン及びメタンの冷媒による連続的な冷却処理によって冷却することができる。さらに、後に開発された混合冷媒処理工程は、通常、プロパンによる−３０℃への予備冷却の後に、多成分の冷媒流の循環を含んでいる。この混合冷媒サイクルの特徴は当該処理において熱交換器が二相の冷媒の流れを自動的に処理する必要があることである。このことは大規模で特別な熱交換器を必要とする。しかしながら、この混合冷媒処理工程は従来知られる天然ガス液化処理方法において熱力学的に最も効率の良い方法である。すなわち、該方法は広い温度範囲に亘って冷媒の加温曲線を天然ガスの冷却曲線にほぼ一致させることを可能にしている。このような混合冷媒処理の例が米国特許第３７６３６５８号及び４５８６９４２号、及び欧州特許第８７０８６号に開示されている。
天然ガスの冷却に上記の混合冷媒サイクルが広く使用されている理由の一つに当該処理の効率が挙げられる。しかしながら、このような天然ガス用の典型的な混合冷媒液化プラントを建設するためには１０億米国ドル以上の費用がかかるが、このような高コストも効率の利得によって妥当と考えることもできる。つまり、経済的な面で見合うようになるためには、当該混合冷媒プラントは年間に少なくとも３百万トンの液化天然ガスの生産が可能でなければならない。
なお、混合冷媒液化プラントの大きさ及び複雑さは今日までそれらのすべてが地上で建設され設置かれていたことからわかる。而して、このような天然ガス液化プラントの大きさと深い港の必要性から、それらが天然ガスの生産領域に常に設置できるとは限らない。したがって、通常は、天然ガスの生産領域から得られるガスはパイプラインによって液化プラントまで移送される。しかし、海上の天然ガス生産場の場合は、パイプラインの長さに制限があって実用的に困難である。つまり、このことによって、陸地から２００マイル以上の海上の天然ガス生産場が開発されることが稀になる。
本発明の一態様によれば、浮遊可能又は海よりも少なくとも部分的に高い海上の位置に配置可能な支持構造と、該支持構造の上または中に配置される天然ガス液化手段とから成り、該天然ガス液化手段が冷媒との向流熱交換作用において天然ガスを冷却する一連の熱交換器と、冷媒を圧縮するための圧縮手段と、圧縮した冷媒の少なくとも二つの分離した流れを等エントロピー的に膨張するための膨張手段とから成り、当該膨張した冷媒の流れが上記熱交換器の各一における冷却端部に連通している、天然ガスを液化するための海上装置が提供される。
上記支持構造は固定式、すなわち、海底に固定されていたり、海底によって支持される構造であってもよい。好ましい態様として、当該固定式構造はスチールジャケット支持構造及び重力基礎体支持構造を含む。
また、この支持構造は浮遊構造、すなわち、海底の上に浮遊する構造であってもよい。該実施態様においては、支持構造は船形又は平底船形のスチール又はコンクリートの船体を有する浮遊可能な受容装置である。
好ましい実施態様の一例においては、上記支持構造は浮遊する生産物貯蔵体及びオフロードユニット（ＦＰＳＯ）である。
なお、通常、天然ガスを液化手段に送る前にこれを前処理するための前処理手段が備えられている。この前処理手段は、凝縮物、二酸化炭素及び水のような不純物を除去するための分離ステージを含んでいてもよい。
当該天然ガス液化装置は天然ガスを受け取り、これを液化した後に貯蔵するための貯蔵手段と組み合わせて備えられていてもよい。この貯蔵手段は上記支持構造の上または中に備えることができる。また、該貯蔵手段は、浮遊可能又は海よりも少なくとも部分的に高い海上の位置に配置可能な分離形の支持構造の上に備えることができる。なお、該分離形支持構造は上記液化手段の支持構造と同一または異なる式のどちらでもよい。特に好ましいのは、当該支持構造が船体であって、上記液化手段と貯蔵手段が該船体の上に備えられることである。
好ましい実施の一例においては、この支持構造は二つの分離する重力基礎体から成り、プラットフォームが該重力基礎体を橋渡しており、上記貯蔵手段が該重力基礎体の少なくとも一の上又は中に備えられる貯蔵タンクから成り、上記液化手段が上記架橋プラットフォームの上又は中に備えられている。
さらに、上記装置を海中の井戸に連結するための手段を備えることができ、これによって、天然ガスを５．５ＭＰａよりも高い圧力で上記液化手段に送出することができる。なお、この圧力は海中の井戸の圧力が直接または間接的に伝達してなるものである。これを容易にするために、本発明による装置は、上記一連の熱交換器内における天然ガスの圧力として天然ガス生産場に固有の圧力をほとんど完全に伝達できるように当該天然ガスの生産場に充分近く設置することができる。また、特定のガス生産場においては、ガスを再噴射するべく再圧縮することが可能であり、それゆえ、液化手段にガスを通過させる前に当該再噴射装置の一または多数の圧縮ステージを通過させて一定の高圧を用いることができる。
本発明の他の態様によれば、（ｉ）冷媒との向流熱交換作用において天然ガスを冷却する一連の熱交換器と、（ii）冷媒を圧縮するための圧縮手段と、（iii）圧縮した冷媒の少なくとも二つの分離した流れを等エントロピー的に膨張するための膨張手段とを備えており、当該膨張した冷媒の流れが上記熱交換器の各一における冷却端部に連通している、天然ガス液化手段と、当該液化手段の各構成要素を単一ユニットとして運搬して海上の設置場所に移送および設置するための支持フレームとから成る海上設置用の天然ガス液化装置が提供される。
好ましくは、上記液化手段は、冷媒が圧縮されてから等エントロピー的に膨張される前に該冷媒を冷却するための手段を備えており、当該冷却手段が熱交換器と、液体冷却剤と、該冷却剤を−１０℃〜２０℃に冷却するための冷媒ユニットとから成り、圧縮された冷媒が上記冷却剤と共に向流して上記熱交換器内において冷却される。
この膨張手段は圧縮された冷媒の流れの各々の中に配置される仕事膨張装置から成り、上記圧縮手段は少なくとも一のコンプレッサから構成することができる。
この圧縮手段は、好ましくは、冷媒を中程度の圧力にまで圧縮するための第一のコンプレッサと、冷媒をより高い圧力にまで圧縮するための第二のコンプレッサとから成る。この第二コンプレッサは、望ましくは、上記冷媒膨張手段に協同的に連結して、該膨張手段によって、冷媒の中圧から高圧への圧縮に要するほとんどすべての仕事を行わせる。このような構成の一例において、膨張手段は二つのターボ式膨張装置から成り、上記第二コンプレッサは二つのコンプレッサから成っていて、その各々が該ターボ式膨張装置の各一に協同的に連結している。また、他の構成例においては、冷媒膨張装置が二つのターボ式膨張装置から成り、第二コンプレッサが共通シャフトにより当該ターボ式膨張装置に協同的に連結する単一のコンプレッサから成っている。さらに、第二圧縮手段により圧縮された冷媒を冷却するための最終冷却器が備えられている。
また、上記の第一コンプレッサは圧縮した冷媒を冷却するための最終冷却器を備える単一のコンプレッサから構成することができる。しかし、該第一コンプレッサを一連の少なくとも二個のコンプレッサから構成し、当該コンプレッサの各々の間に中間冷却器が備えらており、さらに、これら一連の最後のコンプレッサの後に最終冷却器が備えられているのが好ましい。
好ましくは、上記一連の熱交換器は開始熱交換器と、中間熱交換器と、最終熱交換器とから構成されていて、天然ガスが当該開始、中間及び最終の熱交換器に通されて順次より低い温度に冷却される。さらに、上記冷媒の流れにおける第一の流れの冷媒が最終の熱交換器に送られ、上記冷媒の流れにおける第二の流れの冷媒が中間の熱交換器に送られる。
また、冷媒は圧縮後で等エントロピー的に膨張される前に開始熱交換器において冷却でき、上記第一の冷媒の流れにおける冷媒は開始熱交換器において冷却した後で等エントロピー的に膨張される前に中間熱交換器において冷却できる。
好ましくは、最終熱交換器が第一の冷媒の流れから冷媒を受け取るように当該装置が動作し、上記冷媒に対する加温曲線が複数の異なる勾配の部分から成るように第一及び第二の冷媒の流れの相対的流速が設定され、冷媒が最終熱交換器において−８０℃より低い温度に加温され、最終熱交換器に関係する冷媒加温曲線の一部が天然ガスの冷却曲線の対応する部分から常時１〜１０℃、好ましくは１〜５℃の範囲にあるように第一の冷媒の流れにおける最も低い冷媒温度及び流速が設定される。
通常、天然ガスの冷却曲線とこれに対応する冷媒加温曲線の部分との間の温度差が１℃〜５℃であるように熱交換器を動作することが最も効率的である。典型的には、この温度差は２℃より大きい。その理由は、これよりも小さい温度差であると、より大きく高額な熱交換器を必要とし、また、熱交換器内で温度ピンチが不注意に起こるおそれが高まるためである。しかしながら、余分なエネルギーが利用できる場合には、５℃以上おそらく１０℃程度までの温度差で動作することが可能であり、このことによって、熱交換器の寸法が減少でき、投資額も低減できる。
好ましくは、当該装置は、最も低い冷媒温度が−１３０℃以下となるように運転され、これによって、天然ガスは一連の熱交換器において実質的に過冷される。最も好ましくは、最も低い冷媒温度が−１４０℃〜−１６０℃の範囲内である。
また、上記液化手段はさらに上記圧縮手段用の電力を発生するガスタービンを備えていてもよい。このガスタービンは、好ましくは、航空転用式ガスタービンから構成されており、該タービンは陸上の液化天然ガスプラントに共通に用いられる他の工業用ガスタービンよりも小型軽量である点で有利である。加えて、該航空転用式タービンは温度効率が高く、その軽量の構成要素ゆえに維持が容易である。なお、該タービンの数および電力設定は液化天然ガスの所望の生産量によって決まる。例えば、年間約２百万トンの液化天然ガスを生産するためには二基の航空転用式タービンを必要とし、その各々の定格電力を約４０ＭＷに設定しなければならない。
また、上記液化手段は、好ましくは、第二の一連の熱交換器から構成されており、該第二の一連（列）の熱交換器は上記第一の一連の熱交換器と並列に配置されていて、別の冷媒圧縮手段及び冷媒膨張手段が当該一連の熱交換器の各々に備えられている。さらに好ましくは、該熱交換器の少なくとも一部又は各々とこれらに連結する配管システムが「冷却ボックス（cold box）」として知られ、通常、パーライトや岩綿を含む単一で共通の断熱ハウジング内に配置されている。なお、このように複数の熱交換器の列がある場合は、各熱交換器が固有のコールドボックス内に配されているのが好ましい。
さらに、上記液化手段は一連の熱交換器により過冷された天然ガスを受け取って膨張するための天然ガス膨張手段を備えていてもよく、該膨張手段は過冷された天然ガスを臨界下の圧力まで膨張するべく作用すると同時に該天然ガスを冷却し液化する。また、この膨張手段はＪ−Ｔ弁のような実質的に等エンタルピー的な膨張手段であってもよく、また、液圧又は油圧タービン式膨張装置のような実質的に等エントロピー的な膨張手段であってもよい。さらに、該膨張手段が液圧又は油圧タービン式膨張装置である場合もしくは他の仕事実行膨張手段である場合は、発電機を備えることが好ましい。すなわち、該発電機は膨張手段により行われた仕事を電気エネルギーに変換する。
さらに、上記液化手段は天然ガス膨張手段により膨張された天然ガスを受け取るためのフラッシュ受容装置を備えている。実際、膨張した天然ガスは液体とガスの二相の混合体から構成されている。このフラッシュ受容装置は燃料ガス排出口を備えており、これを介して主にメタン及びより軽量の窒素が取り出され、また、天然ガス排出口を介して天然ガスが取り出される。好ましくは、該フラッシュ受容装置は分留塔の形態に設けられていて、該分留塔から取り出された液体流を、上記一連の熱交換器から排出された天然ガスとの向流熱交換によって、加温するための熱交換器から成るリボイラーを備えている。また、燃料ガスコンプレッサ手段を備えて、燃料ガスが熱交換器で加温された後に該ガスをガスタービン内で使用に適する圧力に圧縮することが可能である。好ましくは、該フラッシュ受容装置は上記冷却ボックス内に配される。さらに、上記ガスタービンの電力供給が、冷媒を圧縮するに要するすべての仕事が上記第一コンプレッサ手段に供給され、当該仕事が液化処理により生成する燃料ガスによって完全に供給される配列構成により、上記フラッシュ受容装置の燃料ガス排出口から得られる燃料ガスによって行われることが望ましい。
上記一連の熱交換器に適する数多くの実施態様がある。しかしながら、アルミニウムプレートフィン式熱交換器だけが一定の大きさにまで製造することができ、本発明の方法及び装置に関する流速を制御するためには多数のコアを一体並列に分岐しなければならない。なお、冷媒の相が単一であれば、二相系の場合の難点に煩うことなく、これらのコアを比較的容易に一体に分岐することができる。しかしながら、当該アルミニウムプレートフィン式熱交換器はコアの数を実用上の制限に維持するためにコアの大きさを増すとその許容可能な圧力が減少して、天然ガスの圧力を５．５ＭＰａよりも低くしなければならないという制約がある。そこで、より高い圧力を要望する場合には、スパイラル巻回式熱交換器、プリント回路式熱交換器（ＰＣＨＥ）又はスプール巻回式熱交換器を用いるのが好ましい。当該一連の熱交換器の各々は複数の並列の熱交換器コアから構成してもよい。また、該一連の熱交換器の各々は複数の熱交換器から構成してもよい。好ましい構成においては、該一連の熱交換器は適当な供給及び排出導管を有する単一のユニットに一体化されている。
天然ガスを上記最終熱交換器の上流に配される中間熱交換器においてさらに冷媒で冷却することが可能である。しかしながら、一個のみの中間熱交換器を用いることが好ましい。つまり、このようにすることによって、設備を簡単にすることができ、当該熱交換器列を介しての圧力降下を低減することができるからである。
一方、冷媒は二つの流れに分割することが好ましく、このようにすることによって上記配列構成の占める空間が最小になり、当該冷媒をさらに三つまたはそれ以上の流れに分割することも可能である。この場合、各流れを他の流れと並行して等エントロピー的に膨張することができる。また、一連の等エントロピー膨張装置を用いるステージにおいて一以上の等エントロピー的膨張工程を実行することも可能である。
上記冷媒は少なくとも５０モル％の窒素から成ることが好ましく、少なくとも８０モル％の窒素であればさらに好ましく、実質的に１００モル％の窒素であれば最も好ましい。すなわち、該窒素は−１６０℃〜２０℃の温度範囲でほぼ直線状の加温曲線を有している。好ましい実施の一例においては、当該冷媒は窒素と１０容量％、好ましくは５−１０容量％のメタンから構成される。
理想的には、該冷媒は狭いループ状の冷媒処理工程において供給される。さらに、該冷媒は必要に応じて天然ガスの流れから取り出されて液化することができる。メイクアップ用の冷媒は一定の冷媒供給源から永久的に当該冷媒処理工程に供給できる。
なお、好ましくは、本発明の装置は、発明の名称を「液化方法」とする同日付の本出願人による同時係属ＰＣＴ出願に記載される方法に従って動作する。当該方法の発明によれば、天然ガスを一連の熱交換器に通過させて仕事膨張工程を循環するガス状の冷媒と向流関係にすることから成り、該仕事膨張工程が、冷媒を圧縮することと、該冷媒を分割しかつ冷却して少なくとも第一及び第二の冷却した冷媒の流れを生成することと、該第一の冷媒の流れを最も低い冷媒温度まで実質的に等エントロピー的に膨張することと、該第二の冷媒の流れを上記の最も低い冷媒温度よりも高い中程度の冷媒温度まで実質的に等エントロピー的に膨張することと、該第一及び第二の冷媒の流れにおける冷媒を各熱交換器に供給して天然ガスを対応する温度範囲に亘って冷却することとを有し、上記第一の流れにおける冷媒が一連の熱交換器に亘る第一の冷媒の流れの全圧力降下の少なくとも１０倍、通常は１０倍を越える圧力まで等エントロピー的に膨張し、該圧力が１．２〜２．５ＭＰａである、天然ガス液化方法が提供される。
好ましくは、上記冷媒は５．５〜１０ＭＰａの範囲の圧力まで圧縮される。さらに、上記第一の流れは１．５〜２．５ＭＰａの範囲の圧力まで等エントロピー的に膨張される。好ましくは、第一の流れにおける冷媒は上記一連の熱交換器に亘る該第一の冷媒の流れの全圧力降下よりも少なくとも２０倍大きい圧力まで等エントロピー的に膨張する。さらに、第一の冷媒の流れが上記一連の熱交換器に亘る該第一の冷媒の流れの全圧力降下よりも少なくとも１００倍大きい圧力まで等エントロピー的に膨張するように上記方法を操作することができる。しかしながら、たいていの実用的設備においては、第一の流れにおける冷媒は、上記一連の熱交換器に亘る該第一の冷媒の流れの全圧力降下よりも５０倍以下の圧力まで等エントロピー的に膨張する。
特に好ましい実施の一例においては、冷媒は７．５〜９．０ＭＰａの範囲の圧力まで圧縮され、第一の冷媒の流れにおける冷媒は１．７〜２．５ＭＰａの範囲の圧力まで等エントロピー的に膨張され、さらに、該第一の流れにおける冷媒は上記一連の熱交換器に亘る該第一の冷媒の流れの全圧力降下の１５〜２０倍の範囲の圧力まで等エントロピー的に膨張する。
この方法は、通常、各等エントロピー的膨張後の各冷媒の流れの温度が該冷媒の飽和温度よりも１−２℃高くなるように操作する。このような条件下において、冷媒は単一相となり、飽和状態に近接しておらず、当該等エントロピー的に膨張した冷媒部分にはほとんど全く液体が存在しなくなる。しかしながら、膨張の間に微量の液体が形成されるように当該方法を操作することが望まれる場合もある。例えば、冷媒が窒素と１０容積％までの、好ましくは５−１０容積％のメタンから成る場合は、当該方法は一定量の液体が膨張中に形成し得る場合の方が最も効率的である。
等エントロピー的膨張の直後における冷媒の圧力に対する、等エントロピー的膨張の直前における冷媒の圧力の比は好ましくは３：１〜６：１であり、さらに好ましくは３：１〜５：１である。
実際の使用において、上記中程度の冷媒温度の最適な値は天然ガスの組成とその圧力によって決まる。しかしながら、一般的には、該中程度の冷媒温度の最適値は−８５℃〜−１１０℃の範囲である。
本発明による装置は、商業規模の液化天然ガス、具体的には年間５０〜２５０万トンの液化天然ガスを製造するために使用可能である。さらに、各々がコールドボックス内に収納される二基の熱交換器列から成る海上用天然ガス液化装置においては、年間約３百万トンの液化天然ガスを生産することができる。これらの熱交換器列は、発電装置とその他の付属装置を備えており、約９０００トンの重量で約３５ｍ×７０ｍの単一のプラットフォーム上に固定できる。この大きさは液化手段を海上用生産プラットフォーム又は浮遊生産場及び貯蔵受容装置上に設置するのに充分小さい。
而して、海上の場所においてガスを液化するために本発明を用いることにより、多くの利点が得られる。すなわち、設備が特に混合冷媒工程に比して簡単であり、冷媒を非可燃性とすることができ、所要空間が比較的小さく、さらに、本発明が、既知で容易に入手可能な設備により動作できる。
添付図面について述べる。
図１は、臨界圧の上及び下における冷却曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図２は、単純な膨張過程における天然ガスと窒素に対する併合冷却曲線並びに窒素の加熱曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図３は、本発明に係る液化方法に用いられる装置の一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図４は、天然ガスがリーンガス成分を有しかつ天然ガス圧が約５．５ＭＰａである場合、図３に示した液化方法における天然ガスと窒素に対する併合冷却曲線並びに窒素の加熱曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図５は、天然ガスがリッチガス成分を有しかつ天然ガス圧が約５．５ＭＰａである場合、図３に示した液化方法における天然ガスと窒素に対する併合冷却曲線並びに窒素の加熱曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図６は、本発明に係る液化方法に用いられる装置のもう一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図７は、天然ガスがリーンガス成分を有しかつ天然ガス圧が約５．５ＭＰａである場合、図６に示した液化方法における天然ガスと窒素に対する併合冷却曲線並びに窒素の加熱曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図８は、天然ガスがリッチガス成分を有しかつ天然ガス圧が約７．７ＭＰａである場合、図６に示した液化方法における天然ガスと窒素に対する併合冷却曲線並びに窒素の加熱曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図９は、天然ガスがリッチガス成分を有しかつ天然ガス圧が約８．３ＭＰａである場合、図６に示した液化方法における天然ガスと窒素に対する併合冷却曲線並びに窒素の加熱曲線を示す温度に対するエンタルピー変化速度のグラフである。
図１０は、本発明に係る天然ガス液化方法に用いられる装置の一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図１１は、本発明に係る天然ガス液化方法に用いられる装置のもう一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図１２は、本発明に係る天然ガス液化方法に用いられる装置の別の一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図１３は、図１０〜図１２に示した装置の一部の一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図１４は、図１０〜図１２に示した装置の一部のもう一つの実施形態を示す概略ダイアグラムである。
図１及び図２については既に議論した。図３には、天然ガス液化装置が示されている。約５．５ＭＰａの圧力を有するリーン天然ガスが前処理プラント（図示せず）から導管１に提供される。導管１中の天然ガスは、５．７モル％の窒素、９４．１モル％のメタン及び０．２モル％のエタンを含有している。
従来技術においては、種々の前処理構造が生まれており、その正確な構造は望ましくない汚染物質量を含む土地から回収された天然ガスの組成に依存する。前処理プラントは典型的には二酸化炭素、水、イオウ化合物、水銀汚染物及び重質炭化水素を除去する。
導管１中の天然ガスは熱交換器６６に供給され、そこで冷却水によって１℃に冷却される。該熱交換器６６は前処理プラントの一部として設けられ、特に天然ガス中に含まれる水の濃縮及び分離を行いかつ装置サイズを最小にするため、この熱交換器は前処理プラントの水除去ユニットの上流に設けられる。
この熱交換器６６から排出される天然ガスは、導管２に供給され、そこから最初の熱交換器５０、二つの中間熱交換器５１，５２及び最終熱交換器５３を利用する一連の熱交換器群の加温端部に供給される。一連の熱交換器群５０〜５３は、天然ガスがその臨界圧以下の圧（通常は、大気圧程度）に噴射されたときに液化されるように充分に低い温度までその天然ガスを冷却するように作用する。
導管２中の天然ガスは、約１０℃の温度で、まず熱交換器５０の加温端部に供給される。その天然ガスは、熱交換器５０において−２３．９℃まで冷却され、熱交換器５０の冷却端部から導管３に誘導される。導管３中の天然ガスは、熱交換器５１の加温端部に供給され、そこで−７９．６℃まで冷却される。この天然ガスは、熱交換器５１の冷却端部から導管４に排出され、そこから熱交換器５２の加温端部に供給される。熱交換器５２は天然ガスを−１０２℃の温度まで冷却し、そして天然ガスは熱交換器５２の冷却端部から導管５に排出される。導管５中の天然ガスは熱交換器５３の加温端部に供給され、そこで−１４６℃の温度まで冷却される。天然ガスは、熱交換器５３の冷却端部から導管６に排出される。
導管６中の天然ガスは熱交換器５４の加温端部に供給され、そこで約−１５８℃の温度まで冷却され、その天然ガスは、熱交換器５４の冷却端部から導管７に排出される。導管７中の超臨界圧の天然ガスは、液膨張タービン５６に供給され、そこで天然ガスは実質的に等エントロピー的に約１５０ｋＰａの圧まで膨張される。タービン５６において、天然ガスは、液化され、そして約−１６６℃の温度になる。タービン５６は、発電機Ｇを駆動し、その仕事を電力として回復する。
タービン５６から排出される液体は導管８に供給される。この液体は、主として液化天然ガスであり、ガス状態の少量の天然ガスを含有している。導管８中の該液体は分留塔５７の頂部へ供給される。導管１に供給される天然ガスは、約６モル％の窒素を含有しており、該分留塔５７は、ＬＮＧからこの窒素を除去する作用を行う。この除去工程は、熱交換器５４を用いることによって補助され、導管６中の天然ガスから移される再沸騰熱を供給する。ＬＮＧは、該塔５７から導管６７へと供給され、その導管を通って該ＬＮＧは熱交換器５４の冷却端部に供給される。該熱交換器５４は、該ＬＮＧを約−１６０℃の温度に加温する。該ＬＮＧは、該熱交換器５４の加温端部から導管６８に排出され、その導管６８を通って該塔５７へ戻される。
除去された窒素ガスは、該塔５７の頂部から導管９に供給される。該導管９は、また多量のメタンガスを含有しており、このメタンガスもまた塔５７で除去される。導管９中のガスは、−１６６．８℃の温度で１２０ｋＰａの圧力であり、熱交換器５の冷却端部に供給され、そこで該ガスは約７℃の温度に加温される。この加温されたガスは、該熱交換器５５の加温端部から導管１０に供給され、その導管１０から燃料ガスコンプレッサ（図示せず）に供給される。導管１０を介して供給されたメタンは液化プラントで必要とされる燃料ガスの大部分を供給するために用いられる。
ＬＮＧは、該塔５７の底部から導管１１に供給され、ついでポンプ５８に供給される。該ポンプ５８は、該ＬＮＧを導管１２及びＬＮＧ貯蔵タンクに圧送する（図１０及び１１参照）。該導管１２中の該ＬＮＧは、−１６０．２℃の温度及び１７０ＫＰａの圧力である。
窒素ガスを液化可能な温度まで冷却する窒素冷凍サイクルについて、以下に記述する。窒素冷媒は、熱交換器５０の加温端部から導管３２に排出される。導管３２中の窒素は、７．９℃の温度及び１．１４ＭＰａの圧力である。該窒素は、多段コンプレッサユニット５９に供給される。該多段コンプレッサユニット５９は、少なくとも２つのコンプレッサ６９及び７０及び少なくとも１つの中間冷却器７１及び最終冷却器７２を有している。該コンプレッサ６９及び７０は、ガスタービン７３によって駆動される。該中間冷却器７１及び最終冷却器７２における冷却によって、該窒素ガスを雰囲気温度に復帰する。コンプレッサユニット５９の操作は、上記窒素冷却サイクルに必要なパワーのほとんど全てを消費する。ガスタービン７３は、導管１０から導入された燃料ガスによって駆動される。
圧縮された窒素は、コンプレッサユニット５９から導管３３に３．３４ＭＰａの圧力及び３０℃の温度で供給される。該導管３３は、２つの導管３４及び３５に通じており、導管３３からの窒素は、コンプレッサにより吸引されたパワーによって、その２つの導管に分離される。導管３４中の窒素は、コンプレッサ６２に供給され、約５．６ＭＰａの圧力まで圧縮され、ついで、コンプレッサ６２から導管３６に供給される。導管３５内の窒素は、コンプレッサ６３に供給され、約５．６ＭＰａの圧力まで圧縮され、ついで、コンプレッサ６３から導管３７に供給される。両方の導管３６及び３７中の窒素は、導管３８に供給され、ついで最終冷却器６４に供給され、そこで３０℃に冷却される。該窒素は、最終冷却器６４から導管３９を通り、熱交換器６５に供給され、そこで冷却水により約１０℃の温度に冷却される。冷却された窒素は、熱交換器６５から２つの導管２０及び４１に通じる導管４０に供給される。該導管４０中の圧力は５．５ＭＰａである。該導管４０中を流れる窒素は、導管２０及び４１に分離される。導管４０中の窒素の約２．５モル％が導管４１を介して流れる。
該導管４１中を流れる窒素は、熱交換器５５の加温端部に供給され、そこで約−１２２．７℃の温度に冷却される。該冷却された窒素は、熱交換器５５の冷却端部から導管４２に供給される。導管２０は、熱交換器５０の加温端部に接続されており、それによって該窒素は、熱交換器５０の加温端部に供給される。導管２０からの窒素は、該熱交換器５０において−２３．９℃に予備冷却され、該熱交換器５０の冷却端部から導管２１に供給される。
導管２１は、２つの導管２２及び２３に連通している。導管２１を流れる窒素は、導管２２及び２３に分離される。導管２１を流れる全窒素の約３７モル％が、導管２３に供給される。導管２２中の窒素は、ターボ膨張装置６０に供給され、そこで、１．１８ＭＰａの圧力及び−１０５．５℃に膨張せしめられる。膨張した窒素は、該膨張装置６０から導管２８に排出される。
導管２３中の窒素は、熱交換器５１の加温端部に供給され、そこで、−７９．６℃の温度に冷却される。該窒素は、熱交換器５１の冷却端部から導管２５に接続する導管２４に排出される。導管４２もまた導管２５に接続されている。そのため、熱交換器５１及び５５からの冷却された窒素は全て導管２５に供給される。導管２５中の窒素は、−８３．１℃の温度であり、ターボ膨張装置６１に供給され、そこで１．２ＭＰａの圧力及び−１４８℃の最も低い窒素温度まで膨張せしめられる。この膨張した窒素は、膨張装置６１から導管２６に排出される。
ターボ膨張装置６０は、コンプレッサ６２を駆動するように配置され、また、ターボ膨張装置６１は、コンプレッサ６３を駆動するように配置されている。この方法では、膨張装置６０及び６１によりなされた仕事の大半が回復可能とされている。別の態様においては、コンプレッサ６２及び６３は、導管３３及び３８に接続されている単一のコンプレッサによって置換可能とされている。この単一のコンプレッサは、ターボ膨張装置６０及び６１により、例えば、共通軸に接続されることによって駆動されるように配置されることも可能である。
導管２６中の窒素は、熱交換器５３の冷却端部に供給され、導管５から熱交換器５３に供給される天然ガスを向流熱交換により冷却する。熱交換器５３においては、窒素は−１０５．５℃の中間窒素温度まで加温される。加温された窒素は、熱交換器５３の加温端部から導管２９に接続されている導管２７中へ排出される。導管２８は、また、導管２９に接続されており、ここで熱交換器５３の加温端部からの窒素がターボ膨張装置６１からの窒素と再結合せしめられる。
導管２９中の窒素は、全冷媒の流れの１００％を有し、熱交換器５２の冷却端部に供給される。導管２９からの窒素は、導管４から熱交換器５２に供給される天然ガスを向流熱交換によって冷却する作用を行う。熱交換器５２を流れる窒素は、天然ガスにより、−８３．２℃に加温され、熱変換器５２から導管３０に排出される。
該窒素は、導管３０から熱交換器５１の冷却端部に供給され、そこで向流熱交換により、導管３から熱交換器５１に供給される天然ガスを冷却する役目を果たしかつ導管２３から熱交換器５１に供給される窒素冷媒の冷却を行う。導管３０から熱交換器５１に供給される窒素は、約−４０℃に加温され、熱交換器５１から導管３１に排出される。
該窒素は導管３１から熱交換器５０の冷却端部に供給され、そこで向流熱交換により、導管２から熱交換器５０に供給される天然ガスを冷却する役目を果たしかつ導管２０から熱交換器５０に供給される窒素冷媒の冷却を行う。導管３１から熱交換器５０に供給された窒素は、７．９℃に加温され、熱交換器５０から導管３２に排出される。
図４は、図３のプロセスを表しかつ上記した天然ガスがリーンガス成分を有する場合の温度エンタルピーグラフである。該グラフは天然ガス及び窒素冷媒に対する結合冷却曲線及び窒素冷媒の加温曲線を示す。
該冷却曲線は、４−１、４−２、４−３及び４−４として同定される複数の領域を有している。領域４−１は熱交換器５０中の冷却に相当する。この領域の傾斜度は、この領域にわたって天然ガス単独の冷却曲線の傾斜度よりも小さい。言いかえると、熱変換器５０中の窒素冷媒の存在は、この領域中の傾斜度を低減させる。領域４−２は、熱交換器５１中の冷却に相当する。傾斜度はこちらの方がきつくなっているが、これは導管２２中の窒素冷媒の一部の除去によるものである。領域４−２中の曲線の傾斜は、領域４−１におけるよりも天然ガス冷却曲線に接近している。領域４−３は、熱交換器５２中の冷却に相当する。ここでの傾斜度は天然ガス冷却の曲線のみを表しているが、これは熱交換器５２中で冷却される冷媒が存在しないためである。該曲線のこの部分は、天然ガスの圧力が臨界圧以下だった場合での液化の起きる領域を表している。臨界温度は領域４−３の温度範囲内である。領域４−４は、熱交換器５３中の冷却に相当する。傾斜度は領域４−４中が最も大きく、そして天然ガスの過冷を表している。天然ガスがこの領域内で臨界圧をほんの少し下回った場合には、液体となる。
加温曲線は、４−５及び４−６として同定された２つの領域を有している。該領域４−５は、熱交換器５３中の冷媒加温に相当する。そして、領域４−６は熱交換器５０、５１及び５２中の冷媒加温に相当する。領域４−５における加温曲線の傾斜度は領域４−６における傾斜度よりも大きい。これは熱交換器５３中の窒素のマスフロー速度が熱交換器５０、５１及び５２中のマスフロー速度と比較して小さいことに起因する。点４−７は、熱交換器の冷却端部に入る際の導管２６中の窒素温度を表している。点４−８は熱交換器５３の加温端部から排出する際の導管３２中の窒素温度を表している。点４−７及び点４−８は窒素加温曲線の終点を設定する。
領域４−５及び４−６は、点４−９において交差しており、該点４−９は熱交換器５３から排出する際の窒素中間温度における窒素を表している。点４−９はシステムの制約の中において出来るだけ加温されるのが非常に有利である。点４−７によって表される窒素は、熱交換器５３から導管６に排出される天然ガスの温度よりも１℃〜５℃低いことが必須であり、そして点４−９によって表される窒素は導管５から熱交換器５３に入る天然ガスの温度よりも１℃〜１０℃低いことが必須である。これらの条件は、領域４−４及び４−５にわたって天然ガス冷却曲線と窒素加温曲線とを近接させるために必要である。点４−９によって表される窒素の温度は天然ガスの臨界温度よりも低くすべきである。この条件は、領域４−４及び４−５にわたって天然ガス冷却曲線と窒素加温曲線とを近接させるために必要である。最後に、点４−９によって表された窒素の温度は、点４−９及び４−８間の直線領域が領域４−１、４−２又は４−３における天然ガス／窒素冷却曲線と交差しないように充分に低いことが必要である。窒素加温曲線上の点４−１０及び天然ガス／窒素冷却曲線上の点４−１１は、天然ガス窒素冷却曲線と窒素加温曲線間の最接近点を表す。点４−１０及び４−１１（又はその他どこでも）における２つの曲線の交点は、熱交換器における温度ピンチを表している。実際上、点４−９は、点４−１１において冷却されている天然ガス／窒素と点４−１０において加温されている窒素間の温度差が１℃〜１０℃であるように選ばれるべきである。
特殊なプロセスパラメーターは天然ガス組成に非常に依存している。図３及び４に関連しての記述は、リーンガス組成についてのものであった。このプロセスは、例えば、４．１モル％の窒素、８３．９％のメタン、８．７モル％のエタン、２．８モル％のプロパン及び０．５モル％のブタンを含有するリッチガス組成について使用されうる。このような組成を用い、導管１における約５．５ＭＰａの供給圧及び導管２における１０℃の天然ガス温度を仮定して、プロセス中の圧力は、リーンガスを例として上述した場合と実質的に同一である。しかし、いくつかの温度は相違する。
熱交換器５０から導管３０に導出される天然ガスは、−１４℃、熱交換器５１から導管４に導出される天然ガスは−８１．１℃、熱交換器５２から導管５に導出される天然ガスは−９５．０℃及び熱交換器５３から導管６に導出される天然ガスは−１４６℃である。
図３の実施の形態におけるごとく、導管４０を介して流れる全窒素の約２．５モル％が導管４１を介して流れ、残りは導管２０を介して流れる。導管４１を介して流れる窒素は熱交換器１５５から導管４２に約−１０５℃の温度で排出する。導管２２中の窒素は導管２２及び２３に分離され、導管２３を介して約３３モル％が流れそして導管２２を介して約６７モル％が流れる。熱交換器５０から導管２１に排出する窒素冷媒は−１４℃でありかつ熱交換器５１から導管２４に排出する窒素冷媒は−８１．１℃である。導管２４からの窒素を導管４２からの窒素と結合した後には、導管２５中の窒素は−８３．０℃の温度である。導管２２からの窒素冷媒はターボ膨張装置６０において−９８．５℃の温度まで膨張されるが、導管２５からの窒素冷媒はターボ膨張装置６１において−１４８℃の温度まで膨張される。
窒素冷媒は熱交換器５３から導管２７へ−９８．５℃で排出し、導管２８からの冷媒と結合し、熱交換器５２を通過し、そして熱交換器５２から導管３０へ−９２．１℃の温度で排出する。続いて、窒素冷媒は熱交換器５１から導管３１へ約−２４．４℃の温度で排出する。
塔５７の頂部から導管９へ排出する窒素の温度は−１６４．１℃であり、そして導管１２中のＬＮＧ製品の温度は−１５８．４℃である。
図５は図４と同様の図面で、図３のプロセスを表す温度−エンタルピーのグラフを示すが、そこでは天然ガスは上述したリッチな組成を有している。このグラフは、天然ガス及び窒素冷媒に対する結合した冷却曲線と窒素冷媒に対する加温曲線を示している。冷却及び加温曲線は５−１〜５−６として同定された複数の領域を有しており、それは図４の領域４−１〜４−６のそれぞれに対応し、そして複数の温度天然ガス５−７〜５−１１を有しており、それは図４の領域４−７〜４−１１のそれぞれに対応している。図４についての上記の記述は、図５において天然ガス臨界温度が領域５−２であるよりもむしろ５−３であるということは例外として図５に対しても適用される。
図６には、本発明装置のもう一つの実施の態様が示されている。図６は図３の実施の形態と多くの共通点を有しており、図６の部材の参照番号は図３の実施の形態の対応部材よりも正確に１００大きいものである。図６に示した実施の形態は図３に示した実施の形態よりも好ましいものである。何故ならば、熱交換器がより少なくて済むからである。
リーン天然ガスは前処理プラント（図示せず）から導管１０１に供給される。導管１０１中の天然ガスは、５．７モル％の窒素、９４．１モル％のメタン及び０．２モル％のエタンを含有し、約５．５ＭＰａの圧力である。上述したごとく、種々の前処理装置が当業界では知られており、そして正確な態様は、望ましくない汚染物質のレベルを含めて地中から回収される天然ガスの組成に依存している。典型的には、前処理プラントは二酸化炭素、水、硫黄化合物、水銀汚染物及び重質炭化水素を除去する。
導管１０１中の天然ガスは熱交換器１６６に供給され、そこで冷却水によって１０℃に冷却される。該熱交換器１６６は前処理プラントの一部として設けられ、特に天然ガス中に含まれる水の濃縮及び分離を行いかつ装置サイズを最小にするため、この熱交換器は前処理プラントの水除去ユニットの上流に設けられる。
この熱交換器１６６から排出される天然ガスは、導管１０２に供給され、そこから一連の熱交換器群１５０、１５１及び１５３の加温端部に供給される。一連の熱交換器群１５０〜１５３は、天然ガスがその臨界圧以下の圧（通常は、大気圧程度）に噴射されたときに液化されるように充分に低い温度までその天然ガスを冷却するように作用する。図６の実施の形態においては、図３の熱交換器５２に相当する熱交換器が存在しない。
導管１０２中の天然ガスは、約１０℃の温度で、まず熱交換器１５０の加温端部に供給される。その天然ガスは、熱交換器１５０において−４１．７℃まで冷却され、熱交換器１５０の冷却端部から導管１０３に誘導される。導管１０３中の天然ガスは、熱交換器１５１の加温端部に供給され、そこで−９８．２℃まで冷却される。この天然ガスは、熱交換器１５１の冷却端部から導管１０４に排出され、そこから熱交換器１５３の加温端部に供給され、そこで天然ガスは−１４６℃の温度まで冷却される。天然ガスは熱交換器１５３の冷却端部から導管１０６に排出される。
導管１０６中の天然ガスは熱交換器１５４の加温端部に供給され、そこで約−１５８℃の温度まで冷却され、その天然ガスは、熱交換器１５４の冷却端部から導管１０７に排出される。導管１０７中の超臨界圧の天然ガスは、液膨張タービン１５６に供給され、そこで天然ガスは実質的に等エントロピー的に約１５０ｋＰａの圧まで膨張される。タービン５６において、天然ガスは、液化され、そして約−１６７℃の温度になる。タービン１５６は、発電機Ｇ′を駆動し、その仕事を電力として回復する。
タービン１５６から排出される液体は導管１０８に供給される。この液体は、主として液化天然ガスであり、ガス状態の少量の天然ガスを含有している。導管１０８中の該液体は分留塔１５７の頂部へ供給される。導管１に供給される天然ガスは、約６モル％の窒素を含有しており、該分留塔５７は、ＬＮＧからこの窒素を除去する作用を行う。この除去工程は、熱交換器１５４を用いることによって補助され、導管１０６中の天然ガスから移される再沸騰熱を供給する。ＬＮＧは、該塔１５７から導管１６７へと供給され、その導管を通って該ＬＮＧは熱交換器１５４の冷却端部に供給される。該熱交換器１５４は、該ＬＮＧを約−１６０℃の温度に加温する。該ＬＮＧは、該熱交換器１５４の加温端部から導管１６８に排出され、その導管１６８を通って該塔１５７へ戻される。
除去された窒素ガスは、該塔１５７の頂部から導管１０９に供給される。該導管１０９は、また多量のメタンガスを含有しており、このメタンガスもまた塔５７で除去される。導管１０９中のガスは、−１６６．８℃の温度で１２０ｋＰａの圧力であり、熱交換器１５５の冷却端部に供給され、そこで該ガスは約７℃の温度に加温される。この加温されたガスは、該熱交換器１０５の加温端部から導管１１０に供給され、その導管１１０から燃料ガスコンプレッサ（図示せず）に供給される。導管１１０を介して供給されるメタンは液化プラントで必要とされる燃料ガスの大部分を供給するために用いられる。
ＬＮＧは、該塔１５７の底部から導管１１１に供給され、ついでポンプ１５８に供給される。該ポンプ１５８は、該ＬＮＧを導管１１２及びＬＮＧ貯蔵タンクに圧送する（図１０及び１１参照）。
窒素ガスを液化可能な温度まで冷却する窒素冷凍サイクルについて、以下に記述する。窒素冷媒は、熱交換器１５０の加温端部から導管１３２に排出される。導管１３２中の窒素は、約７．９℃の温度及び１．６６ＭＰａの圧力である。該窒素は、多段コンプレッサユニット１５９に供給される。該多段コンプレッサユニット１５９は、少なくとも２つのコンプレッサ１６９及び１７０及び少なくとも１つの中間冷却器１７１及び最終冷却器１７２を有している。該コンプレッサ１６９及び１７０は、ガスタービン１７３によって駆動される。該中間冷却器１７１及び最終冷却器１７２における冷却によって、該窒素ガスを雰囲気温度に復帰する。コンプレッサユニット１５９の操作は、上記窒素冷凍サイクルに必要なパワーのほとんど全てを消費する。ガスタービン１７３は、導管１１０から導入された燃料ガスによって駆動される。
圧縮された窒素は、コンプレッサユニット１５９から導管１３３に３．７９ＭＰａの圧力で供給される。該導管１３３は、２つの導管１３４及び１３５に通じており、導管１３３からの窒素は、コンプレッサにより吸引されたパワーによって、その２つの導管に分離される。導管１３４中の窒素は、コンプレッサ１６２に供給され、約５．５ＭＰａの圧力まで圧縮され、ついで、コンプレッサ１６２から導管１３６に供給される。導管１３５内の窒素は、コンプレッサ１６３に供給され、約５．５ＭＰａの圧力まで圧縮され、ついで、コンプレッサ１６３から導管１３７に供給される。両方の導管１３６及び１３７中の窒素は、導管１３８に供給され、ついで最終冷却器１６４に供給され、そこで雰囲気温度に冷却される。該窒素は、最終冷却器１６４から導管１３９を通り、熱交換器１６５に供給され、そこで冷却水により約１０℃の温度に冷却される。冷却された窒素は、熱交換器１６５から２つの導管１２０及び１４１に通じる導管１４０に供給される。該導管１４０中を流れる窒素は、導管１２０及び１４０に分離される。導管１４０中の窒素の約２モル％が導管１２１を介して流れる。
該導管１４１中を流れる窒素は、熱交換器１５５の加温端部に供給され、そこで約−１２３℃の温度に冷却される。該冷却された窒素は、熱交換器１５５の冷却端部から導管１４２に供給される。導管１２０は、熱交換器１５０の加温端部に接続されており、それによって該窒素は、熱交換器１５０の加温端部に供給される。導管１２０からの窒素は、該熱交換器１５０において−４１．７℃に予備冷却され、該熱交換器１５０の冷却端部から導管１２１に供給される。
導管１２１は、２つの導管１２２及び１２３に連通している。導管１２１を流れる窒素は、導管１２２及び１２３に分離される。導管１２１を流れる全窒素の約２６モル％が、導管１２３に供給される。導管１２２中の窒素は、ターボ膨張装置１６０に供給され、そこで、１．７３ＭＰａの圧力及び−１０２．５℃に膨張せしめられる。膨張した窒素は、該膨張装置１６０から導管１２８に排出される。
導管１２３中の窒素は、熱交換器１５１の加温端部に供給され、そこで、−９８．２℃の温度に冷却される。該窒素は、熱交換器１５１の冷却端部から導管１２５に接続する導管１２４に排出される。導管１４２もまた導管１２５に接続されている。そのため、熱交換器１５１及び１５５からの冷却された窒素は全て導管１２５に供給される。導管１２５中の窒素は、−１００．３℃の温度であり、ターボ膨張装置１６１に供給され、そこで１．７６ＭＰａの圧力及び−１４８℃の最も低い窒素温度まで膨張せしめられる。この膨張した窒素は、膨張装置１６１から導管１２６に排出される。
ターボ膨張装置１６０は、コンプレッサ１６２を駆動するように配置され、また、ターボ膨張装置１６１は、コンプレッサ１６３を駆動するように配置されている。この方法では、膨張装置１６０及び１６１によりなされた仕事の大半が回復可能とされている。別の態様においては、コンプレッサ１６２及び１６３は、導管１３３及び１３８に接続されている単一のコンプレッサによって置換可能とされている。この単一のコンプレッサは、ターボ膨張装置１６０及び１６１により、例えば、共通軸に接続されることによって駆動されるように配置されることも可能である。
導管１２６中の窒素は、熱交換器１５３の冷却端部に供給され、導管１０４から熱交換器１５３に供給される天然ガスを向流熱交換により冷却する。熱交換器１５３においては、窒素は−１０２．５℃の中間窒素温度まで加温される。加温された窒素は、熱交換器１５３の加温端部から導管１２９に接続されている導管１２７へ排出される。導管１２８は、また、導管１２９に接続されており、ここで熱交換器１５３の加温端部からの窒素がターボ膨張装置１６０からの窒素と再結合せしめられる。
窒素は導管１２９から熱交換器１５１の冷却端部に供給され、そこで、向流熱交換によって、導管１０３から熱交換器１５１に供給される天然ガスを冷却する作用を行い、そして導管１２３から熱交換器１５１に供給される窒素冷媒を冷却する役割を果たす。導管１２９から熱交換器１５１に供給される窒素は約−５７．９℃に加温され、そして熱交換器１５１から導管１３１に排出される。
該窒素は導管１３１から熱交換器１５０の冷却端部に供給され、そこで向流熱交換により、導管１０２から熱交換器１５０に供給される天然ガスを冷却する役目を果たしかつ導管１２０から熱交換器１５０に供給される窒素冷媒の冷却を行う。導管１３１から熱交換器１５０に供給される窒素は、７．９℃に加温され、熱交換器１５０から導管１３２に排出される。
図７は図４と同様の図面で、図６のプロセスを表す温度−エンタルピーのグラフを示すが、そこでは天然ガスは上述したリーンな組成を有している。該グラフは天然ガス及び窒素冷媒に対する結合冷却曲線及び窒素冷媒の加温曲線を示す。
該冷却曲線は、７−１、７−２及び７−４として同定される複数の領域を有している。領域７−１は熱交換器１５０中の冷却に相当する。この領域の傾斜度は、この領域にわたって天然ガス単独の冷却曲線の傾斜度よりも小さい。言いかえると、熱変換器１５０中の窒素冷媒の存在は、この領域中の傾斜度を低減させる。領域７−２は、熱交換器１５１中の冷却に相当する。傾斜度はこちらの方がきつくなっているが、これは導管１２２中の窒素冷媒の一部の除去によるものである。領域７−２中の曲線の傾斜度は、領域７−１におけるよりも天然ガス冷却曲線に接近している。領域４−３は、熱交換器５２中の冷却に相当する。該曲線のこの部分は、天然ガスの圧力が臨界圧以下だった場合での液化の起きる領域を表している。臨界温度は領域７−２の温度範囲内である。領域７−４は、熱交換器１５３中の冷却に相当する。傾斜度は領域７−４中が最も大きく、そして天然ガスの過冷を表している。熱交換器１５２が存在しないため、図７には領域７−３は存在しない。
窒素加温曲線は、７−５及び７−６として同定された２つの領域を有している。該領域７−５は、熱交換器１５３中の冷媒加温に相当する。そして、領域７−６は熱交換器１５０、１５１中の冷媒加温に相当する。領域７−５における加温曲線の傾斜度は領域４−６における傾斜度よりも大きい。これは熱交換器１５３中の窒素のマスフロー速度が熱交換器１５０及び１５１中のマスフロー速度と比較して小さいことに起因する。点７−７は、熱交換器１５３の冷却端部に入る際の導管１２６中の窒素温度を表している。点７−８は熱交換器の加温端部から排出する際の導管１３２中の窒素温度を表している。点７−７及び点７−８は窒素加温曲線の終点を設定する。
領域７−５及び７−６は、点７−９において交差しており、該点７−９は熱交換器１５３から排出する際の窒素中間温度における窒素を表している。点７−９はシステムの制約の中において出来るだけ加温されるのが非常に有利である。点７−７によって表される窒素は、熱交換器１５３から導管１０６に排出される天然ガスの温度よりも１℃〜５℃低いことが必須であり、そして点７−９によって表される窒素は導管１０５から熱交換器１５３に入る天然ガスの温度よりも１℃〜１０℃低いことが必須である。これらの条件は、領域７−４及び７−５にわたって天然ガス冷却曲線と窒素加温曲線とを近接させるために必要である。点８、９によって表される窒素の温度は天然ガスの臨界温度よりも低くすべきである。この条件は、領域７−４及び７−５にわたって天然ガス冷却曲線と窒素加温曲線とを近接させるために必要である。最後に、点７−９によって表された窒素の温度は、点７−９及び７−８間の直線領域が領域７−１又は７−２における天然ガス／窒素冷却曲線と交差しないように充分に低いことが必要である。窒素加温曲線上の点７−１０及び天然ガス／窒素冷却曲線上の点７−１１は、天然ガス窒素冷却曲線と窒素加温曲線間の最接近点を表す。点７−１０及び７−１１（又はその他どこでも）における２つの曲線の交点は、熱交換器における温度ピンチを表している。実際上、点７−９は、点７−１１において冷却されている天然ガス／窒素と点７−１０において加温されている窒素間の温度差が１℃〜１０℃であるように選ばれるべきである。
図６のプロセスは、４．１モル％の窒素、８３．９モル％のメタン、８．７モル％のエタン、２．８モル％のプロパン及び０．５モル％のブタンを含有するリッチガス組成に対するもので、導管１における天然ガス供給圧が約７．６ＭＰａ及び導管１０２における天然ガス温度が１０℃で行われる。
これらの新条件下において、該天然ガスは、−８．０℃の温度で熱交換器１５０から導管１０３に排出し、該天然ガスは−８７℃の温度で熱交換器１５１から導管１０４に排出し、そして該天然ガスは−１４６℃の温度で熱交換器１５３から導管１０６に排出する。
該熱交換器から導管１３２に排出する窒素冷媒は７．９℃の温度でかつ２．３１ＭＰａの圧力である。該窒素冷媒はコンプレッサユニット１５９において６．０８ＭＰａの圧力まで圧縮され、そしてコンプレッサユニット１６２及び１６３において約１０ＭＰａの圧力までさらに圧縮される。
導管４０中の窒素冷媒は、最終冷却器１６４及び熱交換器１６５における冷却の結果として、１０℃の温度となっている。導管１４０を流れる窒素の約２．２モル％が導管１４１を流れ、一方残りの窒素は導管１２０を流れる。導管１４１を介して流れる窒素は、熱交換器１５５において約−１０８℃まで温度が下げられる。
熱交換器１５０から導管１２１に排出する窒素冷媒は−８℃の温度である。導管１２１中の窒素の約２５モル％が導管１２３を流れ、残りの７５モル％は導管１２２を介して流れる。導管１２３を流れる窒素は−８７℃の温度で熱交換器１５１から排出し、そこから導管１４２からの窒素とともに導管１２５に流れる。該導管１２５中の窒素の温度は−８８．７℃である。導管１２２を流れる窒素は、ターボ膨張装置１６０において２．３９ＭＰａの圧力及び−９０．５℃の温度に膨張せしめられ、そして導管１２５を流れる窒素はターボ膨張装置１６１において２．４２ＭＰａの圧力及び−１４８℃の温度まで膨張せしめられる。
熱交換器１５３から導管１２７に排出する窒素冷媒は−９０．５℃の温度であり、そして熱交換器１５１から導管１３１に排出する窒素冷媒は約−１８℃の温度である。
図８は図７と同様の図面で、図６のプロセスを表す温度−エンタルピーのグラフを示すが、そこでは天然ガスは上述したリッチな組成を有し、そして約７．６ＭＰａの圧力で供給されている。このグラフは、天然ガス及び窒素冷媒に対する結合した冷却曲線と窒素冷媒に対する加温曲線を示している。冷却及び加温曲線は領域８−１〜８−６を有しており、それは図７の領域７−１〜７−６のそれぞれに対応し、そして複数の温度点８−７〜８−１１を有しており、それは図７の温度点７−７〜７−１１のそれぞれに対応している。図７についての上記の記述は、図８に対しても適用される。
図６のプロセスは、４．１モル％の窒素、８４．１モル％のメタン、８．５モル％のエタン、２．６モル％のプロパン及び０．７モル％のブタンを含有するリッチガス組成に対するもので、導管１における天然ガス供給圧が約８．２５ＭＰａ及び導管１０２における天然ガス温度が１０℃で行われる。図６に関して上述したプロセスに対して１つのわずかな変更がある。即ち、ＬＮＧ貯蔵タンクからの沸騰蒸発ガスは導管１０９において塔１５７からの頂部生成物と一緒になり、そして導管１０９の共存物は熱交換器１５５に供給される。
これらの新条件下において、該天然ガスは、−８６．２℃の温度で熱交換器１５１から導管１０４に排出し、該天然ガスは−１４８．３℃の温度で熱交換器１５３から導管１０６に排出する。
該熱交換器から導管１３２に排出する窒素冷媒は３．０℃の温度でかつ１．７７ＭＰａの圧力である。該窒素冷媒はコンプレッサユニット１５９において４．９７ＭＰａの圧力まで圧縮され、そしてコンプレッサユニット１６２及び１６３において約８．３ＭＰａの圧力までさらに圧縮される。
導管１４０中の窒素冷媒は、最終冷却器１６４及び熱交換器１６５における冷却の結果として、１０℃の温度となっている。導管１４０を流れる窒素の約１．７モル％が導管１４１を流れ、一方残りの窒素は導管１２０を流れる。導管１４１を介して流れる窒素は、熱交換器１５５において約−１４３℃まで温度が下げられる。
熱交換器１５０から導管１２１に排出する窒素冷媒は−７℃の温度である。導管１２１中の窒素の約３１モル％が導管１２３を流れ、残りの６９モル％は導管１２２を流れる。導管１２３を流れる窒素は−８６．２℃の温度で熱交換器１５１から排出し、そこから導管１４２からの窒素とともに導管１２５に流れる。該導管１２５中の窒素の温度は−８９．３℃である。導管１２２を流れる窒素は、ターボ膨張装置１６０において１．８４ＭＰａの圧力及び−９３．２℃の温度に膨張せしめられ、そして導管１２５を流れる窒素はターボ膨張装置１６１において１．８７ＭＰａの圧力及び−１５２．２℃の温度まで膨張せしめられる。
熱交換器１５３から導管１２７に排出する窒素冷媒は−９３．２℃の温度である。
図９は図７と同様の図面で、図６のプロセスを表す温度−エンタルピーのグラフを示すが、そこでは天然ガスは上述したリッチな組成を有し、そして約８．２５ＭＰａの圧力で供給されている。このグラフは、天然ガス及び窒素冷媒に対する結合した冷却曲線と窒素冷媒に対する加温曲線を示している。冷却及び加温曲線は領域９−１〜９−６を有しており、それは図７の領域７−１〜７−６のそれぞれに対応し、そして複数の温度点９−７〜９−１１を有しており、それは図７の温度点７−７〜７−１１のそれぞれに対応している。図７についての上記の記述は、図９に対しても適用される。
図９において、２つの曲線間の最小温度差は、３．９℃であり、一方図４、５、７及び８においては、その最小温度差は２℃である。
図１０において、符号５００はＬＮＧを生産するための装置の一つの実施の形態を示す。この装置は、船形の浮きプラットフォーム５０１を有し、この浮きプラットフォーム５０１には天然ガス液化プラント５０２及びＬＮＧ貯蔵タンク５０３が設けられている。ＬＮＧは、導管５０４を介してプラント５０２から貯蔵タンク５０３に供給される。天然ガスは、パイプライン５０５を介してプラント５０２に供給され、該パイプライン５０５は、船５０１からパイプライン５０５に延びる立ち管及びマニホルド構造５１０を介して天然ガスリグ５０６まで延長している。該天然ガスは複数の該ガスリグ５０６から供給されることができる。前処理プラント（図示せず）は、プラント５０２に供給される前の天然ガスに対して設置される。この前処理プラントは、リグ５０６、別体のユニット（図示せず）又は船５０１に設置される。
船５０１は、宿泊設備５０７、係船ライン５０８及び貯蔵タンク５０３からＬＮＧ運搬設備（図示せず）へＬＮＧを供給する手段５０９を有している。
図１１において、符号６００はＬＮＧを生産するための装置のもう一つの実施の形態を示す。この装置は、脚６０９によって海面６０７上に支持されたプラットフォーム６０１、天然ガス液化プラント６０２及びＬＮＧ貯蔵タンク６０３を有している。ＬＮＧはプラント６０２から装置６０４を経由して貯蔵タンク６０３に供給される。貯蔵タンク６０３は海底６０８に設置されたコンクリート重力基礎構造６１０に支持されている。天然ガスは、天然ガスリグ６０６と接続するパイプライン６０５を経由してプラント６０２に供給される。該天然ガスは複数のガスリグ６０６から供給されることができる。前処理プラント（図示せず）は、プラント６０２に供給される前の天然ガスに対して設置される。この前処理プラントは、リグ６０６、別体のユニット（図示せず）、プラットフォーム６０１又は重力基礎構造６１０に設置される。手段６１１は、貯蔵タンク６０３からＬＮＧ運搬設備（図示せず）へＬＮＧを供給するために設置されている。変形例としては、装置６００をリグ６０６上に設けることもできる。
図１２は図１１に示されたＬＮＧ装置６００の変形例を示す。図１２において、変形されたＬＮＧ装置は６００′で示され、そして海底６０８′に間隔をおいて設置されかつ海面上に突出する２つのコンクリート重力基礎構造６１０′を有している。液化プラント６０２′は、プラットフォーム６０１′上に設置されており、該プラットフォーム６０１′は、重力基礎構造６１０′上でかつ重力基礎構造６０１′内の間隔を跨ぐように設けられている。ＬＮＧ貯蔵タンク６０３′は重力基礎構造６１０′の各々に設けられている。
プラットフォーム６０１′は、はしけ（図示せず）上にプラットフォーム６０１′を支持すること、プラットフォーム６０１′が各々の重力基礎構造６１０′の上面から突出するように重力基礎構造６１０′間の間隙内にはしけを浮かべること、プラットフォーム６０１′が重力基礎構造６１０′上に載置されるようにはしけを下げること、そして最後に重力基礎構造６１０′間の間隙からはしけを浮上させること、によって設置される。
図１３において、図１０〜１２の天然ガス液化プラント５０２、６０２及び６０２′がより詳細に示されている。図１３に示したプラントの構成要素は、全般的に図３及び６に示した構成要素と同様である。天然ガスは臨界圧以上の高圧のプラントの導管４に供給される。該天然ガスは従来の方法を用いて不純物を除去するために前処理される。導管４５０中の天然ガスは、熱交換器４０１に供給され、そこで冷却水冷却ユニット４１５から供給された冷却水によって冷却される。熱交換器４０１は、前処理工程に組み込むことも可能である。熱交換器４０１としては従来の円筒多管式熱交換器又はＰＣＨＥを含めて冷却水で天然ガスを冷却するのに適した他のタイプの熱交換器を用いることができる。
冷却された天然ガスは、熱交換器４０１から導管４５１へ排出し、そこから冷却ボックス４０２へ供給され、該ガスは該ボックス４０２内の一連の熱交換器群（図示せず）において低温まで徐々に冷却される。冷却ボックス４０２中の熱交換器の配置は、図３に示した熱交換器５０、５１、５２及び５３の配置と同じか、又は図６に示した熱交換器１５０、１５１及び１５３の配置と同じとすればよい。用いられる熱交換器のタイプは天然ガスが供給される圧力によって変動する。圧力が約５．５ＭＰａよりも低い場合には、各々の熱交換器は直列に取りつけられた多数のアルミニウムプレート熱交換器を有している。圧力が約５．５ＭＰａを超える場合には、各熱交換器は、例えば、スパイラル巻回式熱交換器、ＰＣＨＥ又はスプール巻回式熱交換器を包含する。冷却ボックス４０２は絶縁性を付与するためにパーライト又は岩棉によって充填される。
冷却ボックス４０２を使用することには多くの利点がある。最初に、冷たい部材や配管の大半を単一スペース内に収納することが可能となる。単一のスペースは、部材や配管が別々に設置される場合よりもはるかに小さい区画を必要とするだけである。必要とされる外部絶縁体の量が、部材や配管を別々に設置する場合よりもはるかに少なくなり、そしてこれによって絶縁処理及び将来の保守の費用及び時間を削減する。さらに、配管及び部材を接続するために必要とされるフランジの数が減少する。何故ならば、該ボックス中の全ての接続部は完全に溶接されるからである。この溶接によって通常操作中及び冷却操作中及び加温操作中の冷却フランジからの漏出の可能性が減少する。全ての冷却ボックス装置はコントロールされた工業地域において建設されうるものであり、そして漏出実験が充分に行われ、乾燥しておりかつ直ちに使用可能な建設地に運搬可能である。そうでない場合には、このことは、遠隔地の野原において理想的な条件以下の状態で部材及び配管の個々の部品についてなされなければならないものである。冷却ボックスのスチール製筒及び絶縁体は海上における塩分を含有する大気環境から保護する働きを行い、かつ炭化水素残留量を含有する装置に対する防火効果を与える。スパイラル巻回式熱交換器が用いられる場合には、最初及び中間の熱交換器群の両方が単一の垂直熱交換器筒内に包含されかつ冷却ボックスに別々に設置されることに留意されたい。この場合、スパイラル巻回式熱交換器は外部が絶縁されかつ残りの冷却熱交換器及び容器を有する冷却ボックスは極めて小さい。
過冷した天然ガスは、その最低温度の約−１５８℃で冷却ボックス４０２から導管４５２に排出され、導管４５２を通って吸引容器４１３内に配置された液体又は水力タービン膨張装置に供給される。該吸引容器４１３においては、過冷した天然ガスが、温度の付随的な低下及びＬＮＧの生成を行って、低圧（臨界未満）まで膨張せしめられる。吸引容器４１３内の液体又は水力タービン膨張装置において生成された仕事は発電機を回転するために用いられる。該発電機は吸引容器４１３内に格納されている。該液体又は水力タービン膨張装置及び吸引容器４１３は絞り弁と置換することができる。これによって、装置の簡易化、コスト及びスペースの削減が行われるが、作業効率の点では多少のロスがある。
ＬＮＧは吸引容器４１３内の液体又は水力タービン膨張装置から導管４５３に排出し、冷却ボックス４０２内に設けられた窒素除去装置に供給される。該冷却ボックス４０２内の窒素除去装置は図３における窒素除去装置５７又は図６における窒素除去装置１５７と同じである。該窒素除去装置の頂部からの冷却フラッシュガスは冷却ボックス４０２内のもう一つの熱交換器によって再加熱される。その熱交換器は、図３に示された熱交換器５５又は図６に示された熱交換器１５５と同じである。再加熱されたフラッシュガスは冷却ボックス４０２から導管４５４に排出される。この導管４５４は図３の導管１０又は図６の導管１１０と等価のものである。導管４５４中の再加熱されたフラッシュガスはコンプレッサユニット４１４に供給され、そこで要求された燃料ガスシステムの圧力まで圧縮される。コンプレッサユニット４１４の冷却は冷却水によって行われる。この冷却水は導管４５５を介して該ユニット４１４に入り、そして導管４５６を介してユニット４１４から排出する。圧縮された燃料ガスはコンプレッサユニット４１４から導管４５７に排出する。コンプレッサユニット４１４としては、モータによって駆動されかつ中間冷却器及び最終冷却器とともに一体化されるとともに、全体的にギヤ結合された多段遠心コンプレッサを用いることもできる。あるいは、該ユニット４１４は、モータ又は小型ガスタービンによって駆動される数個のコンプレッサケースを具備したＡＰＩ使用の遠心コンプレッサであってもよい。該ユニット４１４に必要なパワーはそこに生産された燃料ガスの一部によって提供される。
ＬＮＧ生産物は、窒素除去装置から導管４５８に排出し、導管４５８を通って水中ポンプ４１２に供給される。該水中ポンプ４１２はＬＮＧを導管４５９に圧送し、該導管４５９を通ってＬＮＧは貯蔵タンクに供給される（図１０又は１１参照）。
冷却ボックス４０２中の天然ガスの冷却は窒素冷却サイクルによって行われるが、その構成を説明する。窒素冷媒は冷却ボックス４０２から導管４０６に排出し、天然ガスを用いて向流熱交換器によって雰囲気中温度に加温される。導管４６０中の窒素は第１段のコンプレッサ４０５に供給され、そこで高圧に圧縮される。圧縮された窒素はコンプレッサ４０５から導管４６１に排出する。該導管４６１を通って該窒素は中間冷却器４６２に供給され、そこで該窒素は冷却水によって冷却される。圧縮された窒素は中間冷却器４６２から導管４６３に排出する。該導管４６３を通って該窒素は第２段のコンプレッサ４０６に供給され、そこで同様の高圧に圧縮される。該圧縮された窒素は、圧縮器４６２から導管４６４に排出する。該導管４６４を通って該窒素は最終冷却器４６５に供給され、そこで該窒素は冷却水で冷却される。コンプレッサ４０５及び４０６としては、マルチホイールのＡＰＩタイプのコンプレッサを用いることができる。あるいは、吸引圧力が充分低く及び／又は循環速度が充分に高い場合には、軸流コンプレッサを用いることができる。コンプレッサ４０５及び４０６は単一のコンプレッサの形態で用いることもできる。
コンプレッサ４０５及び４０６はガスタービン４０３によって駆動せしめられる。ガスタービン４０３は空気誘導形のガスタービンである。その理由は、海岸のＬＮＧプラントにおいて通常用いられるもう一つの工業用ガスタービンと比較して小型かつ軽量であるからである。プラントが位置する場所の雰囲気空気の温度はしばしば高くなり、そしてこのことはガスタービン４０３のサイト定格を実質的に低下させる。この問題は熱交換器４０４の冷却水でガスタービン導入空気を冷却することによって解決される。該タービンの空気はタービン４０３の入口マニホルド４６７から取り込まれる。該タービン４０３内には熱交換器４０４が設置されている。冷却水は、該ユニット１５から供給することができる。
高圧窒素冷媒は、最終冷却器４６５から導管４６６に排出し、該導管４６６を通ってその流れはついで導管４７０と４７１に分離される。導管４７０を通って流れる窒素は膨張装置／コンプレッサユニット４０８のコンプレッサ側に供給され、一方導管４７１を通って流れる窒素は膨張装置／コンプレッサユニット４０９のコンプレッサ側に供給される。圧縮された窒素は同様に高圧の超臨界圧でユニット４０８及び４０９から導管４７２及び４７３にそれぞれ排出する。導管４７２及び４７３を流れる窒素は導管４７４で再び合流する。該導管４７４を通って該窒素は最終冷却器４１０に供給され、そこで冷却水によって冷却される。窒素冷媒は最終冷却器４１０から導管４７５に排出する。該導管４７５を通って該窒素冷媒は熱交換器４１１に供給され、そこでユニット１５によって供給された冷却水を用いる向流熱交換器によってさらに冷却される。熱交換器４６２、４６５、４１０及び４１１は全てステンレススチール製ＰＣＨＥ熱交換器である。淡水の閉回路が熱交換器４６２、４６５及び４１０における冷却のために用いられる。あるいは、構造上適した材料が用いられている場合には、直接海水冷却をこれらの熱交換器に対して用いることもできる。
窒素冷媒は、熱交換器４１１から導管４７６に排出する。該導管４７６を通って該窒素冷媒は冷却ボックス４０２に供給され、そこで図３又は図６に示した場合と同様に一連の熱交換器において予備冷却される。予備冷却された窒素（全窒素流の５０〜８０モル％）は該冷却ボックス４０２から導管４７７に排出し、該導管４７７を通って膨張装置／コンプレッサユニット４０９のターボ膨張装置側に供給される。膨張装置コンプレッサユニット４０９内の窒素は温度低下を伴ってより低い圧力に膨張される。この膨張過程で作られた仕事は膨張装置／コンプレッサユニット４０９のコンプレッサ側を駆動するために用いられる。その膨張した窒素は、膨張装置／コンプレッサユニットのターボ膨張装置から導管４７８に排出する。
予備冷却された窒素の他の部分（全窒素流の２０−５０モル％）は該冷却ボックス４０２から導管４７９に排出し、該導管４７９を通って膨張装置／コンプレッサユニット４０８のターボ膨張装置側に供給される。該導管４７９に排出された窒素は、導管４７８を通って排出された窒素よりも低い温度に冷却されている。該膨張装置４０８中の窒素は温度低下を伴ってより低い圧力に膨張される．この膨張過程で作られた仕事は、膨張装置／コンプレッサユニット４０８のコンプレッサ側を駆動するために用いられる。その膨張した空気は、膨張装置／コンプレッサユニット４０８のターボ膨張装置から導管４８０に排出する。
導管４７８及び４８０中の窒素は冷却ボックス４０２中の一連の熱交換器に戻され、導管４５１を通って冷却ボックス４０２に入る天然ガスを冷却する作用、並びに、導管４７６を通って冷却ボックス４０２に入る窒素を冷却する作用を果たす。窒素導管４７８及び４８０中に流れる窒素は、図３中の導管２８及び２６中にそれぞれ存在する窒素と同じ経路を通ることもあるし、または、図６中の導管１２８及び１２６中にそれぞれ存在する窒素と同じ経路を通ることもある。上記説明したように、加温された窒素は、続いて導管４６０を通り冷却ボックス４０２から実質的に排出される。
膨張装置／コンプレッサユニット４０８及び４０９は、従来の半径流膨張装置でもよい。所望により、膨張装置／コンプレッサユニット４０９の膨張装置は、並列又は直列の２つの膨張装置によって置き換えてもよい。全ての膨張装置／コンプレッサユニット４０８／４０９は、プロット範囲及び相互連結配管上の節約のため、単一スキッド上に取り付けられてもよい。それらはまた共通の潤滑油スキッドを有してよく、それによりプロット範囲及び費用の点でさらに節約できる。単一コンプレッサ又は多段コンプレッサを膨張装置に接続することもでき、これにより、導管４７０及び４７１への窒素流を分割する必要性がなくなる。
冷却水冷却ユニット４１５は、１つ又はそれ以上の標準的な市販のユニットを有し、フレオン、プロパン、アンモニア等の冷媒を使用することができる。冷却水は、遠心ポンプ（図示せず）による閉回路中の熱交換器４０１、４０４及び４１１に循環される。このユニットは、冷媒の小量の残留量が必要なだけでかつ、極くわずかのスペースを占有するだけであるという利点がある。
冷却水システムは、また、閉回路システムであり、ＰＣＨＥ熱交換器を使用するために淡水を使用する。ＰＣＨＥ熱交換器は、この型の装置として一般的に用いられている従来の円筒多管式の熱交換器よりもかなり小さくかつ安いという利点を有している。
窒素冷却システムは、乾燥窒素ガスの最初の残留量を含む閉回路システムである。この窒素は、回路からの冷媒の少量のロスのために、通常作業の間は補給されなければならない。これらのロスは、例えば、コンプレッサ密封部材及び配管フランジ等から雰囲気中への漏れによるものである。少量の窒素は、これらの漏れを補うために窒素メイクアップユニット（図示せず）によって冷却システムに継続的に加えられる。該窒素は、プラント上の計器空調装置から引き出される。該メイクアップユニットは市販のユニットでよく、メンブレン型又は圧力揺動吸吸型のいずれでもよい。
図１４は、図１３に示された本発明装置のもう一つの実施の形態を示す。図１４に図示された部材の多くは、図１３に図示された部材と同一であり、同様の部材は同様の符号で示されている。それらの相違点を以下に示す。
図１４に示す実施の形態では、図１３に示される装置中にある冷却ボックス４０２内部に設置された一連の熱交換器の代わりに一連のスパイラル巻回式熱交換器（コイル巻回式熱交換器としても知られている）４８０を使用する。該熱交換器４８０は、それ自体に熱絶縁体を備えており、冷却ボックスの内部に設置する必要はない。超臨界圧にある冷却された天然ガスは、導管４８２を経由して熱交換器４８０から排出され、冷却ボックス４８４内部に設置された窒素除去装置に供給される。冷却ボックス４８４内部の窒素除去装置は窒素除去装置５７又は１５７と同様のものである。
上記しかつ、図４、５、７、８及び９に図示された５つの冷却サイクルは、それらの間にある相関挙動を比較をするためにシュミレーションが行われた。
最初のサイクルでは、図４に図示されているように、１．２ＭＰａの冷媒で冷却した５．５ＭＰａの圧力のリーンガスを使用した。それに必要な全パワーは、１７．１ｋＷ／トンの天然ガス生産／日であることがわかった。
第２のサイクルでは、図５に図示されているように、１．２ＭＰａの冷媒で冷却した５．５ＭＰａの圧力のリッチガスを使用した。それに必要な全パワーは、１５．０ｋＷ／トンの天然ガス生産／日であることがわかった。
第３のサイクルでは、図７に示されているように、１．７ＭＰａの冷媒で冷却した５．５ＭＰａの圧力のリーンガスを使用した。それに必要な全パワーは、１７．４ｋＷ／トンの天然ガス生産／日であることがわかった。しかし、必要なパワーは最初及び第２のサイクルよりも高くなったが、圧力増加により熱交換器のサイズが縮小した。
第４のサイクルでは、図８に示されているように、２．４ＭＰａの冷媒で冷却した７．６ＭＰａの圧力のリッチガスを使用した。それに必要な全パワーは、１３．０ｋＷ／トンの天然ガス生産／日であることがわかった。
第５のサイクルでは、図９に示されているように、１．８ＭＰａの冷媒で冷却した８．２５ＭＰａの圧力のリッチガスを使用した。それに必要な全パワーは、１４．６ｋＷ／トンの天然ガス生産／日であることがわかった。
比較のために、従来のプロパン予備冷却混合冷却サイクルでの必要なパワーは、１３〜１４ｋＷ／トンの天然ガス生産／日であり、そして、図２に示される単純な窒素冷却サイクルにおける必要なパワーは約２７ｋＷ／トンの天然ガス生産／日である。これは本発明のプロセスが、該単純な窒素冷却サイクルに比べ大変能率的であることを示している。
ここには本発明のいくつかの実施の形態を示してあるが、変更されることもありえる。
疑問を避けるために、「comprising」という用語は本願では「includes」という意味で使われている。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１２】
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【図１１】
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【図１３】
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【図１４】
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