(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
天然ガスのサプライからの天然ガスストリームと、
液体窒素サプライからの液体窒素ストリームと、
前記天然ガスストリームを少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する天然ガス圧縮器と、
前記圧縮天然ガスストリームを周囲流体との間接熱交換によって冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する天然ガス冷却器と、
少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと前記冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する第１の熱交換器と、
前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが前記天然ガス圧縮器が該天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する仕事生成天然ガス膨張器と、
前記冷えた天然ガスストリームと前記液体窒素ストリーム間で熱交換させることによって該冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮させ、前記第１の熱交換器を通過する前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成する第２の熱交換器と、を備えている、
ことを特徴とする液化天然ガス生成システム。
【請求項２】
前記天然ガス圧縮器は、前記天然ガスストリームを２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮することを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項３】
前記天然ガス膨張器は、前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨張させる、
請求項１又は２に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項４】
前記液体窒素サプライは、液化天然ガス生成システムの異なる場所で生成され、かつ液化天然ガス生成システムに液体として搬送される、
請求項１から３のいずれか１項に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項５】
前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、前記第１の熱交換器を通過した後で蒸気として環境に放出される、
請求項１から４のいずれか１項に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項６】
前記第１の熱交換器は、少なくとも１つの印刷回路熱交換器を備えている、
請求項１に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項７】
液化天然ガス生成システムが、前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームから温室効果ガスを除去するように構成された温室効果ガス除去ユニットを更に備え、
前記温室効果ガス除去ユニットは、熱ポンプ凝縮器と再沸騰器システムとを有する蒸留塔を含み、かつ前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力を低減する少なくとも１つの膨張器サービスを更に備え、
前記蒸留塔の入口ストリームが、前記少なくとも１つの膨張器サービスのうちの第１のものの出口ストリームであり、
液化天然ガス生成システムが、前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームが前記少なくとも１つの膨張器サービスのうちの第１のものを通って流れた後にそれを通って流れる熱ポンプシステムを更に備え、
前記熱ポンプシステムは、熱ポンプ圧縮器、熱ポンプ冷却器、及び給送−流出熱交換器を備えている、
請求項１に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項８】
前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを使用して前記天然ガスストリームを該天然ガスストリームが前記第１の熱交換器に入る前に予冷する湿度測定熱交換器を更に備えている、
請求項１から７のいずれか１項に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項９】
前記天然ガス冷却器は、前記圧縮天然ガスストリームを前記天然ガス圧縮器によって圧縮された後でほぼ周囲温度まで冷却するように構成されている、
請求項１から８のいずれか１項に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項１０】
前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを膨張させて第１の冷たい窒素ガスストリームを形成する第１の窒素膨張器を更に備え、
前記第１の冷たい窒素ガスストリームは、前記冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して第１の温かい窒素ガスストリームを形成するために前記第２の熱交換器を通過させられる、
請求項１から９のいずれか１項に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項１１】
前記第１の温かい窒素ガスストリームを膨張させて第２の冷たい窒素ガスストリームを形成する第２の窒素膨張器を更に備え、
前記第２の冷たい窒素ガスストリームは、前記冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して第２の温かい窒素ガスストリームを形成するために前記第２の熱交換器を通過させられる、
請求項１０に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項１２】
前記第２の温かい窒素ガスストリームを圧縮して圧縮窒素ガスストリームを形成する窒素圧縮器と、
周囲温度流体との間接熱交換によって前記圧縮窒素ガスストリームを冷却して冷たい圧縮窒素ガスストリームを形成する窒素冷却器と、
前記冷たい圧縮窒素ガスストリームを膨張させて第３の冷たい窒素ガスストリームを形成する第３の窒素膨張器と、を更に備え、
前記第３の冷たい窒素ガスストリームは、前記冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して第３の温かい窒素ガスストリームを形成するために前記第２の熱交換器を通過させられ、
前記第３の温かい窒素ガスストリームは、前記第１の熱交換器内で前記冷却圧縮天然ガスストリームと熱交換して前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームである、
請求項１１に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項１３】
前記第１の熱交換器は、少なくとも２つの熱交換器を備え、
前記第２の熱交換器は、少なくとも２つの熱交換器を備えている、
請求項１から１２のいずれか１項に記載の液化天然ガス生成システム。
【請求項１４】
液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
天然ガスのサプライから天然ガスストリームを供給する段階と、
液体窒素サプライから液体窒素ストリームを供給する段階と、
前記天然ガスストリームを天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａの温度まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
天然ガス冷却器内の周囲流体との間接熱交換を通して前記圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
前記冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームに該少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと該冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して該冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する第１の熱交換器を通過させる段階と、
前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが前記天然ガス圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで仕事生成天然ガス膨張器内で膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを生成する段階と、
前記冷えた天然ガスストリームを該冷えた天然ガスストリーム及び前記液化窒素ストリームにこれらの間で熱交換する第２の熱交換器を通過させることによって液化する段階であって、該液化窒素ストリームが、該第２の熱交換器を通過して前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成する前記液化する段階と、を含む、
ことを特徴とする方法。
【請求項１５】
前記天然ガス圧縮器は、前記天然ガスストリームを２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮し、
前記天然ガス膨張器は、前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨張させる、
請求項１４に記載の方法。
【請求項１６】
前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを第１の窒素膨張器内で膨張させて第１の冷たい窒素ガスストリームを形成する段階と、
前記冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して第１の温かい窒素ガスストリームを形成するために前記第１の冷たい窒素ガスストリームに前記第２の熱交換器を通過させる段階と、
前記第１の温かい窒素ガスストリームを第２の窒素膨張器内で膨張させて第２の冷たい窒素ガスストリームを形成する段階と、
前記冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して第２の温かい窒素ガスストリームを形成するために前記第２の冷たい窒素ガスストリームに前記第２の熱交換器を通過させる段階と、
前記第２の温かい窒素ガスストリームを窒素圧縮器内で圧縮して圧縮窒素ガスストリームを形成する段階と、
前記圧縮窒素ガスストリームを窒素冷却器内の周囲温度流体との間接熱交換によって冷却して冷たい圧縮窒素ガスストリームを形成する段階と、
前記冷たい圧縮窒素ガスストリームを第３の窒素膨張器内で膨張させて第３の冷たい窒素ガスストリームを形成する段階と、
前記冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して第３の温かい窒素ガスストリームを形成するために前記第３の冷たい窒素ガスストリームに前記第２の熱交換器を通過させる段階と、を更に含む、
請求項１４又は１５に記載の方法。
【請求項１７】
前記第３の温かい窒素ガスストリームは、前記第１の熱交換器内で前記冷却圧縮天然ガスストリームと熱交換して前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームである、
請求項１６に記載の方法。
【請求項１８】
温室効果ガス除去ユニットを使用して前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームから温室効果ガスを除去する段階を更に含み、
前記温室効果ガス除去ユニットは、蒸留塔と、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムとを含み、
前記方法が、
前記蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度を上昇させる段階と、
前記蒸留塔の前記オーバーヘッドストリーム及び該蒸留塔の底部ストリームを交差交換させて該蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす段階と、
前記交差交換させる段階の後で前記蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減して減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する段階と、
前記減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離して、温室効果ガスがそこから除去されて前記温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する段階と、
前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを前記少なくとも１つの膨張器サービスのうちの第１のものを通って流れた後に熱ポンプシステムを通して流す段階と、を更に含む、
請求項１６に記載の方法。
【請求項１９】
前記天然ガス冷却器は、前記圧縮天然ガスストリームを前記天然ガス圧縮器によって圧縮された後でほぼ周囲温度まで冷却する、
請求項１４から１８のいずれか１項に記載の方法。
【請求項２０】
天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法であって、
少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガス圧縮器内で前記天然ガスストリームを圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
前記圧縮天然ガスストリームを天然ガス冷却器内で冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
前記冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームに該少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと該冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して該冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する第１の熱交換器を通過させる段階と、
前記追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが前記天然ガス圧縮器が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨張器内で膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、
前記冷却圧縮天然ガスストリーム及び前記液化窒素ストリームに該液化窒素ストリームと前記冷えた天然ガスストリーム間で熱交換して前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成して該冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に液化する第２の熱交換器を通過させる段階であって、該液化窒素ストリームが、該第２の熱交換器を通して少なくとも３回循環され、該少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームが、前記第１の熱交換器を通過する前記通過させる段階と、
前記少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力を少なくとも１つの膨張器サービスを使用して低減する段階と、
蒸留塔と熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムとを含む温室効果ガス除去ユニットを設ける段階と、
前記蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度を上昇させる段階と、
前記蒸留塔オーバーヘッドストリームの前記オーバーヘッドストリーム及び該蒸留塔の底部ストリームを交差交換させて該蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす段階と、
前記交差交換させる段階の後で前記蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減して減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する段階と、
前記減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離して、温室効果ガスがそこから除去されて前記温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する段階と、
前記第１の分離器オーバーヘッドストリームを大気に通気する段階と、を含む、
ことを特徴とする方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
〔関連出願への相互参照〕
この出願は、引用によって本明細書にその全体が組み込まれている２０１７年２月１３日出願の「天然ガス給送ストリームを予冷することによるＬＮＧ生成システム内の効率の増大」という名称の米国特許出願第６２／４５８，１３１号の優先権利益を主張するものである。
【０００２】
この出願は、引用によって本明細書にその開示の全体が組み込まれている共通の発明者及び譲受人を有して本明細書と同等日付出願の２０１７年２月１３日出願の「高圧圧縮及び膨張による天然ガスの予冷」という名称の米国仮特許出願第６２／４５８，１２７号明細書に関連している。
【０００３】
本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガスの液化に関し、より具体的には、主要施設の建設及び／又は保守、及び／又は従来ＬＮＧプラントの環境影響が有害である場合がある遠隔又は敏感な区域でのＬＮＧの生成に関する。
【背景技術】
【０００４】
ＬＮＧ生成は、天然ガスの豊富な供給を有する場所から天然ガスの強い需要を有する遠くの場所まで天然ガスを供給するための急速に成長している手段である。従来のＬＮＧサイクルは、ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物を除去するための天然ガス資源の初期処理と、ｂ）自己冷凍、外部冷凍、希薄オイル、その他を含む様々な可能な方法によるプロパン、ブタン、ペンタンなどのような一部の重質炭化水素ガスの分離と、ｃ）近大気圧で約−１６０℃のＬＮＧを形成するための実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍と、ｄ）この目的に対して設計された船舶又はタンカーでの市場場所までのＬＮＧ製品の搬送と、ｅ）天然ガス消費者に分配することができる加圧天然ガスへのＬＮＧの再加圧及び再ガス化とを含む。従来ＬＮＧサイクルの段階（ｃ）は、実質的な炭素及び他の放出物を放出する大型ガスタービンドライバによって多くの場合に給電される大型冷凍圧縮器の使用を通常は必要とする。数十億の米ドルの大型資本投資及び広範なインフラストラクチャが、液化プラントの一部として必要である。従来ＬＮＧサイクルの段階（ｅ）は、低温ポンプを使用して必要な圧力までＬＮＧを再加圧する段階、及び次に中間流体を通してであるが最終的には海水を用いて熱交換することにより、又はＬＮＧを加熱して蒸発させるために天然ガスの一部分を燃焼させることによってＬＮＧを加圧天然ガスに再ガス化する段階を一般的に含む。一般的に、極低温ＬＮＧの利用可能エネルギは、利用されていない。
【０００５】
液化窒素ガス（「ＬＩＮ」）のような異なる場所で生成される冷たい冷媒は、天然ガスを液化するのに使用することができる。ＬＮＧ−ＬＩＮ概念として公知の工程は、上述の少なくとも段階（ｃ）が、冷凍の開ループ源として液体窒素（ＬＩＮ）を実質的に使用する天然ガス液化工程によって置換され、かつ上述の段階（ｅ）が、極低温ＬＮＧのエネルギを利用して窒素ガスの液化を促進し、その後に資源場所に搬送されてＬＮＧの生成のために冷凍源として使用することができるＬＩＮを形成するように修正される非従来ＬＮＧサイクルに関連する。米国特許第３，４００，５４７号明細書は、液体窒素又は液体空気のそれが天然ガスを液化するのに使用される現場への市場からの出荷を説明している。米国特許第３，８７８，６８９号明細書は、冷凍源としてＬＩＮを使用してＬＮＧを生成する工程を説明している。米国特許第５，１３９，５４７号明細書は、ＬＩＮを生成する冷媒としてのＬＮＧの使用を説明している。
【０００６】
ＬＮＧ−ＬＩＮ概念は、資源場所から市場場所への船舶又はタンカーでのＬＮＧの搬送と市場場所から資源場所へのＬＩＮの逆搬送とを更に含む。同じ船舶又はタンカーの使用及び恐らくは共通の陸上タンク容量の使用は、コスト及び必要なインフラストラクチャを最小にすると期待される。その結果、ＬＩＮによるＬＮＧの何らかの汚染及びＬＮＧによるＬＩＮの何らかの汚染が予想される場合がある。ＬＩＮによるＬＮＧの汚染は、パイプライン及び類似の分配手段のための天然ガス仕様（米国連邦エネルギ規制委員会によって公布されたものなど）が何らかの不活性ガスが存在することを考慮するので主な懸念である可能性は低い。しかし、資源場所でＬＩＮは、最終的に大気に通気されることになるので、ＬＮＧによるＬＩＮの汚染（二酸化炭素の２０倍よりも高い影響がある温室効果ガス）は、そのような通気に対して受容可能なレベルまで低減しなければならない。タンクの残留内容物を除去する技術は公知であるが、それは、気体窒素（ＧＡＳ）を通気する前に資源場所でＬＩＮ又は蒸発窒素の処理を回避するのに必要な汚染の低いレベルを達成するのに経済的ではない又は環境的に受容可能ではない場合がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】米国仮特許出願第６２／４５８，１２７号明細書
【特許文献２】米国特許第３，４００，５４７号明細書
【特許文献３】米国特許第３，８７８，６８９号明細書
【特許文献４】米国特許第５，１３９，５４７号明細書
【特許文献５】米国特許出願公開第２０１０／０２５１７６３号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
米国特許出願公開第２０１０／０２５１７６３号明細書は、冷媒としてＬＩＮ及び液化二酸化炭素（ＣＯ2）の両方を使用するＬＮＧ液化工程の変形を説明している。ＣＯ2はそれ自体温室効果ガスであるが、液化ＣＯ2がＬＮＧ又は他の温室効果ガスと貯蔵又は搬送施設を共有することになる可能性は低く、従って汚染の可能性は低い。しかし、ＬＩＮは、上述のように同様に汚染される場合があり、得られるＧＡＮストリームを通気する前に除染しなければならない。これに加えて、ＬＮＧ液化システムは、ＬＩＮの蒸発によって与えられるワンススルー冷凍に加えてプロパン、混合成分、又は他の閉じた冷凍サイクルを用いて天然ガスを予冷することによって補足することができる。これらの場合に、気体窒素の除染は、ＧＡＮを通気する前に依然として必要であると考えられる。必要とされるのは、ＬＩＮ及びＬＮＧが共通貯蔵施設を使用する場合にＬＩＮに存在するあらゆる温室効果ガスを効率的に除去することができるＬＩＮを冷却剤として使用してＬＮＧを生成する方法である。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明は、開示する態様に従って液化天然ガス生成システムを提供する。天然ガスストリームは、天然ガスサプライから供給される。液体窒素ストリームは、液体窒素サプライから供給される。天然ガス圧縮器は、天然ガスストリームを少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する。天然ガス冷却器は、周囲流体との間接熱交換によって圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。第１の熱交換器は、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。仕事生成天然ガス膨張器は、追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。第２の熱交換器は、冷えた天然ガスストリームと液体窒素ストリーム間で熱交換することによって冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮して少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成し、少なくとも部分的に蒸発した窒素は、第１の熱交換器を通過する。
【００１０】
本発明はまた、開示する態様に従ってＬＮＧを生成する方法を提供する。天然ガスストリームは、天然ガスサプライから提供され、液体窒素ストリームは、液体窒素サプライから提供される。天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮されて圧縮天然ガスストリームを形成する。圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却器内で周囲流体との間接熱交換を通して冷却されて冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、第１の熱交換器を通過する。第１の熱交換器は、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却し、追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。追加冷却圧縮天然ガスストリームは、仕事生成天然ガス膨張器内で２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを生成する。冷えた天然ガスストリームは、冷えた天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームをそれらの間で熱交換する第２の熱交換器に通すことによって液化され、液化窒素ストリームは、第２の熱交換器を通過して少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成する。
【００１１】
本発明はまた、天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法を提供する。天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮されて圧縮天然ガスストリームを形成する。圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却器内で冷却される。冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、第１の熱交換器を通過させられる。第１の熱交換器は、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換し、冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。追加冷却圧縮天然ガスストリームは、天然ガス膨張器内で２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。冷却圧縮天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、液化窒素ストリームと冷えた天然ガスストリーム間で熱交換する第２の熱交換器を通過させられ、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成し、かつ冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に液化する。液化窒素ストリームは、第２の熱交換器を通して少なくとも３回循環される。少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、第１の熱交換器を通過する。少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力は、好ましくは少なくとも１つの膨張器サービスを使用して低減することができる。蒸留塔及び熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムを含む温室効果ガス除去ユニットが設けられる。蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度が上昇する。蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔の底部ストリームは、交差交換されて蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす。蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力は、交差交換段階の後で低減されて減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する。減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームは分離され、温室効果ガスがそこから除去されて温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素の第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する。第１の分離器オーバーヘッドストリームは、大気に通気される。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図２】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図３】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図４】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図５】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図６】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図７】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図８】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図９】補足冷凍システムの概略図である。
【図１０】ＬＮＧを形成するために天然ガスを液化する方法の流れ図である。
【図１１】天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法の流れ図である。
【図１２】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図１３】天然ガスを液化して唯１つの冷媒として液体窒素を使用してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。
【図１４】ＬＮＧを生成する方法の流れ図である。
【図１５】天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法の流れ図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
本明細書に採用された好ましい実施形態及び定義を含む本発明の様々な特定の実施形態及びバージョンをここで以下に説明する。以下の詳細説明は、特定の好ましい実施形態を示すが、当業者は、これらの実施形態が例示に過ぎず、本発明が他の方法を使用して実施することができることを認めるであろう。「本発明」へのあらゆる参照は、特許請求の範囲によって定められた実施形態の１又は２以上を指す場合があるが、必ずしも全てを指すとは限らない。表題の使用は、便宜の目的のために過ぎず、本発明の範囲を制限するものではない。明瞭化及び簡略化のために、いくつかの図内の類似の参照番号は、類似の品目、段階、又は構造を表し、全ての図において詳細に説明されるとは限らない。
【００１４】
本明細書の詳細説明及び特許請求の範囲の全ての数値は、「約」又は「ほぼ」の表示値によって修飾され、当業者によって予想されることになる実験誤差及び変動を考察に入れている。
【００１５】
本明細書に使用される場合に、用語「圧縮器」は、仕事の印加によってガスの圧力を上昇させる機械を意味する。「圧縮器」又は「冷凍圧縮器」は、ガスストリームの圧力を上昇させることができるあらゆるユニット、デバイス、又は装置を含む。これは、単一圧縮工程又は段階を有する圧縮器、又は多段圧縮又は段階を有する圧縮器、又は特に単一ケーシング又はシェル内に多段圧縮器を含む。圧縮される蒸発したストリームは、様々な圧力で圧縮器に提供することができる。冷却工程のいくつかの段又は段階は、並列、直列、又は両方の２又は３以上の圧縮器を伴う場合がある。本発明は、特にあらゆる冷凍回路内の１又は複数の圧縮器のタイプ又は配置又はレイアウトによって制限されない。
【００１６】
本明細書に使用される場合に、「冷却」は、あらゆる適切な、望ましい、又は必要な量によって物質の温度及び／又は内部エネルギを下げる及び／又は低減することを広く指す。冷却は、少なくとも約１℃、少なくとも約５℃、少なくとも約１０℃、少なくとも約１５℃、少なくとも約２５℃、少なくとも約３５℃、又は少なくとも約５０℃、又は少なくとも約７５℃、又は少なくとも約８５℃、又は少なくとも約９５℃、又は少なくとも約１００℃の温度低下を含むことができる。冷却は、蒸気発生器、温水加熱、冷却水、空気、冷媒、他の処理ストリーム（統合）、及びこれらの組合せのようなあらゆる適切なヒートシンクを使用することができる。冷却の１又は２以上の供給源は、望ましい出口温度に達するように組み合わせる及び／又はカスケードさせることができる。冷却段階は、あらゆる適切なデバイス及び／又は機器を備えた冷却ユニットを使用することができる。一部の実施形態により、冷却は、１又は２以上の熱交換器などを有する間接熱交換を含むことができる。代替形態では、冷却は、液体を処理ストリームの中に直接噴霧するような蒸発（蒸発熱）冷却及び／又は直接熱交換を使用することができる。
【００１７】
本明細書に使用される場合に、用語「膨張デバイス」は、一列の流体（例えば、液体ストリーム、蒸気ストリーム、又は液体及び蒸気の両方を含有する多相ストリーム）の圧力を低減するのに適切な１又は２以上のデバイスを指す。特定のタイプの膨張デバイスを具体的に定める場合を除き、膨張デバイスは、（１）少なくとも部分的に等エンタルピー手段によるものである場合があり、又は（２）少なくとも部分的に等エントロピー手段によるものである場合があり、又は（３）等エントロピー手段及び等エンタルピー手段両方の組合せとすることができる。天然ガスの等エンタルピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、以下に限定されないが、例えば、バルブ、制御バルブ、「ジュールトムソン（Ｊ−Ｔ）」バルブ、又はベンチュリデバイスのような手動又は自動作動式スロットルデバイスを含む。天然ガスの等エントロピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、そのような膨張から仕事を抽出又は駆動する膨張器又はターボ膨張器のような機器を含む。液体ストリームの等エントロピー膨張に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、一般的に、そのような膨張から仕事を抽出又は駆動する膨張器、油圧膨張器、液体タービン、又はターボ膨張器のような機器を含む。等エントロピー手段及び等エンタルピー手段両方の組合せの例は、並列の「ジュールトムソン」バルブ及びターボ膨張器とすることができ、これは、いずれかを単独に使用するか又はＪ−Ｔバルブ及びターボ膨張器の両方を同時に使用する機能を提供する。等エンタルピー又は等エントロピー膨張は、全ての液相、全ての蒸気相、又は混合相で行うことができ、蒸気ストリーム又は液体ストリームから多相ストリーム（蒸気及び液相の両方を有するストリーム）へ、又はその初期相とは異なる単一相ストリームへの相変化を促進するように行うことができる。本明細書の図面の説明では、あらゆる図面の１よりも多い膨張デバイスへの参照は、必ずしも各膨張デバイスが同じタイプ又はサイズであることを意味するとは限らない。
【００１８】
用語「ガス」は、「蒸気」と同義的に使用され、液体又は固体状態と区別して気体状態の物質又は物質の混合物として定義される。同様に、用語「液体」は、ガス又は固体状態と区別して液体状態の物質又は物質の混合物を意味する。
【００１９】
「熱交換器」は、少なくとも２つの異なる流体間のような１つの媒質から別の媒質に熱エネルギ又は冷熱エネルギを伝達することができるあらゆるデバイスを広く意味する。熱交換器は、「直接熱交換」と「間接熱交換」を含む。従って、熱交換器は、並流又は向流熱交換器、間接熱交換器（例えば、螺旋巻熱交換器又はろう付けアルミニウムプレートフィンタイプのようなプレートフィン熱交換器）、直接接触熱交換器、シェルアンドチューブ熱交換器、螺旋状、ヘアピン、コア、コアアンドケトル、印刷回路、二重パイプ、又はあらゆる他のタイプの公知の熱交換器のようなあらゆる適切な設計のものとすることができる。「熱交換器」はまた、それを通る１又は２以上のストリームの通路を可能にし、冷媒の１又は２以上のラインと１又は２以上の給送ストリーム間の直接又は間接熱交換に影響を及ぼすようになっているあらゆるカラム、タワー、ユニット、又は他の配置を指す場合がある。本明細書に開示するような熱交換器は、必要又は所望に応じて複数の熱交換器を含むことができる。
【００２０】
本明細書に使用される場合に、用語「間接熱交換」は、互いに流体の何らの物理的接触又は混合なしに２つの流体を熱交換関係にもたらすことを意味する。コアインケトル熱交換器及びろう付けアルミニウムプレートフィン熱交換器は、間接熱交換を促進する機器の例である。
【００２１】
本明細書に使用される場合に、用語「天然ガス」は、原油田（随伴ガス）から又は地下ガス担持地層（非随伴ガス）から得られる多成分ガスを指す。天然ガスの組成及び圧力は、有意に変化する可能性がある。典型的な天然ガスストリームは、有意成分としてメタン（Ｃ1）を含有する。天然ガスストリームはまた、エタン（Ｃ2）、より高分子量の炭化水素、及び１又は２以上の酸性ガスを含有する場合がある。天然ガスはまた、水、窒素、硫化鉄、ワックス、及び原油のような少量の汚染物質を含有する場合がある。
【００２２】
ある一定の実施形態及び特徴は、１組の数値上限及び１組の数値下限を使用して説明される。いずれかの下限からいずれかの上限までの範囲がそれ以外の指示がない限り考えられている点は認めなければならない。全ての数値は、「約」又は「ほぼ」の表示値であり、当業者によって予想されることになる実験誤差及び変動を考慮している。
【００２３】
全ての特許、試験手順、及びこの出願で引用する他の文書は、そのような開示がこの出願にかつそのような組み込みを許容する全ての法域に反しない程度まで引用によって完全に組み込まれる。
【００２４】
本明細書に説明するのは、ガス状水素の通気前にＬＩＮの残留ＬＮＧ汚染物質の大部分を除去するように１次冷媒としてワンススルーＬＩＮを使用する天然ガス液化工程に関するシステム及び工程である。本発明の特定の実施形態は、図を参照して説明する以下の段落に示すものを含む。一部の特徴は、単に１つの図（図１、２、又は３など）を特に参照して説明されるが、これらは、他の図にも等しく適用可能にすることができ、他の図又は上述の考察と組み合わせて使用することができる。
【００２５】
図１は、唯１つの外部冷媒として液体窒素（ＬＩＮ）を使用してＬＮＧを生成するように天然ガスを液化するシステム１０を示している。システム１０は、ＬＮＧ生成システムと呼ぶことができる。ＬＩＮシステム１２は、１又は２以上のタンカー、タンク、パイプライン、又はその組合せを含むことができるＬＩＮ供給システム１４から受け入れられる。ＬＩＮ供給システム１４は、ＬＩＮ貯蔵場所とＬＮＧ貯蔵場所間の交互サービスとすることができる。ＬＩＮストリーム１２は、メタン、エタン、プロパン、又は他のアルカン又はアルケンのような温室効果ガスで汚染される場合がある。ＬＩＮストリーム１２は、温室効果ガスで容積で約１％汚染される場合があるが、汚染のレベルは、ＬＩＮ貯蔵場所とＬＮＧ貯蔵場所間で切り換える前にＬＩＮ供給システムを空にしてパージを行うのに使用する方法に基づいて異なる場合がある。ＬＩＮストリーム１２は、ほぼ純窒素の大気圧沸点に近い約−１９６℃の温度の大気圧で又はその近くで供給される。ＬＩＮストリーム１２は、約９０ｂａｒａの好ましい圧力で約２０ｂａｒａ〜２００ｂａｒａのＬＩＮの圧力を上昇させるＬＩＮポンプ１６を通じて送られる。このポンピング工程は、ＬＩＮストリーム１２内のＬＩＮの温度を上昇させる場合があるが、ＬＩＮは実質的に液体形態のままになると予想される。次に、加圧ＬＩＮストリーム１８は、一連の熱交換器及び膨張器を通って流れ、熱を流入天然ガスサプライ２０から除去して天然ガスをＬＮＧに凝縮する。更に図１を参照すると、加圧ＬＮＧストリーム１８は、それが天然ガスストリーム２４を冷却する第１の熱交換器２２を通って流れる。次に、加圧ＬＩＮストリーム１８は、それがここでもまた天然ガスストリームを冷却する第２の熱交換器２６を通じて初めて流れる。
【００２６】
ＬＩＮが第１の熱交換器２２及び第２の熱交換器２６を通過した後に、ＬＩＮ及びあらゆる温室効果ガス汚染物質は、完全に蒸発されて汚染気体窒素（ｃＧＡＮ）ストリーム２７を形成することになると予想される。気体窒素が更に説明するように処理される時に、それは、たとえそれが気体窒素又はｃＧＡＮと本明細書では説明されているとしても、完全には蒸発されない場合がある。簡単にするために、ガス状及び部分的に凝縮した窒素のあらゆる混合物は、依然としてｃＧＡＮ又は気体窒素として言及される。
【００２７】
ｃＧＡＮストリーム２７は、第１の膨張器２８に向けられる。膨張ｃＧＡＮストリーム２９である第１の膨張器２８の出力ストリームは、温室効果ガス除去ユニット３０に向けられる。膨張ｃＧＡＮストリーム２９の圧力は、典型的には、窒素、メタン、エタン、プロパン、及び他の潜在的な温室効果ガスの混合物であるｃＧＡＮ混合物の相エンベロープに大部分は基づいて５ｂａｒａ〜３０ｂａｒａに及ぶ場合がある。一態様では、膨張ｃＧＡＮストリーム２９の圧力は１９〜２０ｂａｒａであり、膨張ｃＧＡＮストリーム２９の温度は約摂氏−１５３度である。しかし、膨張ｃＧＡＮストリームの温度は、吸着、吸収、又は触媒工程のような代替の除去技術が使用される場合に１ｂａｒａまで低くすることができる。
【００２８】
温室効果ガス除去ユニット３０は、５００ｐｐｍ未満、又は２００ｐｐｍ未満、又は１００ｐｐｍ未満、又は５０ｐｐｍ未満、又は２０ｐｐｍ未満の温室効果ガス含有物を有するＧＡＮストリームを生成するのに必要である場合がある。温室効果ガス除去ユニット３０は、８０％未満、又は５０％未満、又は２０％未満、又は１０％未満、又は５％未満の窒素含有物を有する温室効果ガス生成ストリームを生成するのに必要である場合がある。
【００２９】
温室効果ガス除去ユニット３０は、部分的に還流した及び部分的に再沸騰した蒸留塔３２を含むことができる。蒸留塔３２は、窒素と温室効果ガスの蒸発温度の差に基づいて温室効果ガス汚染物質から気体窒素を分離する。蒸留塔の出力は、除染気体窒素ストリームであるオーバーヘッドストリーム３４、及び温室効果ガス生成ストリーム３６であるボトム生成物である。側面再沸騰器、側面凝縮器、及び中間ドロー（図示せず）は、蒸留塔３２の他の場所で生成物を除去するように含めることができる。
【００３０】
温室効果ガス除去ユニット３０は、蒸留塔３２に関連付けられた及びＬＮＧ生成システムの他の部分から又は補足冷凍システムからのＬＩＮ、ＧＡＮ、ｃＧＡＮ、天然ガス、又はＬＮＧ源との熱交換によって供給される冷却負荷を有するオーバーヘッド凝縮器を含むことができる。同様に、温室効果ガス除去ユニットは、蒸留塔３２に関連付けられた及びＬＮＧ生成システムの他の部分から又はＬＮＧ生成システムの外部の別の工程からのＬＩＮ、ＧＡＮ、ｃＧＡＮ、天然ガス、又はＬＮＧとの熱交換によって供給される加熱負荷を有する底部再沸騰器を含むことができる。これらのタイプの配置の欠点は、天然ガスをＬＮＧに凝縮するのに加熱及び冷却曲線全体に対する蒸留塔凝縮器及び再沸騰器の大部分の凝縮及び大部分は煮沸タイプの加熱要件の悪影響である。これらの影響は、利用可能なＬＩＮサプライの有効性を低減する熱交換器内の温度ピンチをもたらす場合がある。本発明により、凝縮器及び再沸騰器冷却及び加熱負荷は、再沸騰器から利用可能な冷負荷を使用して、凝縮器の必要とする高温負荷を満たすように交差交換される。これを達成するために、圧縮オーバーヘッドストリームの温度が温室効果ガス生成ストリーム３６の温度よりも高くなるように、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムを使用して蒸留塔オーバーヘッドストリーム３４の圧力を上昇させる。具体的には、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムは、オーバーヘッドストリーム３４を圧縮して温めるオーバーヘッド圧縮器３８と、オーバーヘッドストリームを冷却して温室効果ガス生成ストリームを温める熱ポンプ熱交換器４０と、冷却オーバーヘッドストリームの圧力を低減してその圧力を低減する圧力低下デバイス４２とを含む。圧力低下デバイス４２は、ジュールトムソンバルブ又はターボ膨張器とすることができる。この時点で、オーバーヘッドストリームは、部分的に凝縮したオーバーヘッドストリーム４３になっている。必要に応じて、第１の分離器４４を使用して、部分的に凝縮したオーバーヘッドストリーム４３を分離してオーバーヘッド生成ストリーム４５及び塔還流ストリーム４６を形成することができる。蒸留塔３２及び第１の分離器４４の両方のオーバーヘッド生成物であるオーバーヘッド生成ストリーム４５は、メタン、エタンなどのような温室効果ガスの実質的に除染されたＧＡＮから構成され、本明細書に説明するように更に別の熱交換作動及び通気のために温室効果ガス除去ユニット３０を出る。塔還流ストリーム４６は一部の温室効果ガスを含む場合があるので、塔還流ストリームは、更に別の分離段階のために蒸留塔３２に送り返される。
【００３１】
熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムの他の部分は、底部ポンプ４８を含み、圧力上昇で温室効果ガス生成ストリーム３６を熱ポンプ熱交換器４０に送出することができる。熱ポンプ熱交換器４０で加熱された後に、温室効果ガス生成ストリーム３６はここで部分的に蒸発され、部分的に蒸発した温室効果ガス生成ストリームを分離して分離温室効果ガス生成ストリーム５４及び塔再沸騰器蒸気ストリーム５６を形成する第２の分離器５０に送ることができる。温室効果ガスポンプ５８は、分離温室効果ガス生成ストリーム５４を必要な圧力でシステム１０の別の場所に送出するのに使用することができる。図１に示す実施形態では、分離温室効果ガス生成ストリーム５４は、天然ガスストリーム２４がシステム１０のＬＮＧ生成ストリームに含まれるように第２の熱交換器２６を通過した後に天然ガスストリーム２４と混合される。ＧＡＮの一部分を含むことができる塔再沸騰器ストリーム５６は、更に別の分離段階のために蒸留塔３２に戻される。
【００３２】
実質的に除染されたＧＡＮであるオーバーヘッド生成ストリーム４５は、温室効果ガス除去ユニット３０を出て第２の熱交換器２６、並びに第２及び第３の膨張器６０、６２を繰返し通過し、天然ガスストリーム２４を更に冷却する。図１には、高圧膨張器（２８）、中圧膨張器（６０）、及び低圧膨張器（６２）として機能する３つの膨張器が示されており、各膨張器は、それぞれそれを通過する窒素ストリームの圧力を低減する。一部の実施形態では、第１、第２、及び第３の膨張器２８、６０、６２はターボ膨張器である。膨張器は、半径方向流入タービン、部分吸気軸流タービン、全開吸気軸流タービン、往復エンジン、螺旋状スクリュータービン、又は類似の膨張デバイスとすることができる。膨張器は、個別の機械とすることができ、又は共通出力を有する１又は２以上の機械に組み合わせることができる。膨張器は、発生器、圧縮器、ポンプ、水ブレーキ、又はあらゆる類似の電力消費デバイスを駆動してシステム１０からエネルギを除去するように設計することができる。膨張器を使用してシステム１０内に使用するポンプ、圧縮器、及び他の機械を直接駆動する（又はギアボックス又は他の伝達デバイスを通じて駆動する）ことができる。一部の実施形態では、各膨張器は膨張器サービスであり、膨張は、並列又は直列で作動する１又は２以上の個々の膨張器デバイス又は並列及び直列作動の組合せによって行うことができる。１又は２以上の膨張器又は膨張器サービスは、システム１０を経済的に作動させる必要があり、一般的に、少なくとも２つの膨張器サービスが行われる。３よりも多い膨張器サービスもこのシステムに使用し、利用可能なＬＩＮサプライによって冷凍の有効性を潜在的に更に改善することができる。
【００３３】
、
最後の第３の膨張器６２及び第２の熱交換器２６を通過した後に、オーバーヘッド生成ストリーム４５は、天然ガスストリーム２４を追加の１回冷却する第３の熱交換器６４を通過する。上述のようにＧＡＮであるオーバーヘッド生成ストリームは、ＧＡＮ通気口６６で大気に通気されるか又は他に処分される。ＧＡＮが通気される場合に、ＧＡＮプルームは、プルームのいずれかの有意な部分が、潜在的に有害な酸素欠乏を生じる場合があるほぼ基底準位に戻る前に、大気によって広く分配されて希釈されるように十分に浮揚性としなければならない。ＧＡＮは、周囲空気よりも僅かに低い本質的にゼロの相対湿度及び比重を有する可能性が高く、実施形態は、局所周囲温度よりも高いＧＡＮ通気温度を保証し、浮揚性を改善してＧＡＮプルームの放散を容易にしなければならない。通気及び通気スタック設計の当業者は、一例として、スタック設計の一部としてベンチュリ特徴部によって提供することができるスタック高さの修正及びより高速のスタック出口の提供を含むプルーム放散を改善するための温度に対する代替を知っている。
【００３４】
システム１０を通る天然ガスの経路をここで以下に説明する。天然ガスサプライ２０は、ある圧力で受け入れられ、又は望ましい圧力まで圧縮され、次に、１又は複数の冷媒によって冷却される直列、並列、又は直列及び並列の組合せの様々な熱交換器を通って流れる。システム１０に提供される天然ガス圧力は、典型的には、上側圧力が熱交換機器の経済的選択によって一般的に制限される２０ｂａｒａ〜１００ｂａｒａである。熱交換器設計の更なる進歩により、２００ｂａｒａ又はそれよりも高い供給圧力が実施可能である。好ましい実施形態では、天然ガス供給圧力は、約９０ｂａｒａで選択される。当業者は、天然ガス供給圧力の上昇が一般的にＬＮＧ液化工程内の熱交換有効性を改善することを知っている。図１に示すように、天然ガスサプライ２０からの天然ガスは、最初に第３の熱交換器６４を通って流れる。第３の熱交換器は、システム１０の主要な熱交換器である第２の熱交換器２６に入る前に天然ガスを予冷する。第３の熱交換器はまた、オーバーヘッド生成ストリーム４５内のＧＡＮを天然ガスストリームの流入温度の近くにまで温める。第３の熱交換器６４は、必要に応じてシステム１０から取り除くことができる。
【００３５】
第１の熱交換器を出た後に、天然ガスストリーム２４は、第２の熱交換器２６の圧力で冷やされて凝縮され、ここで天然ガスストリームは、オーバーヘッド生成ストリーム４５内のＧＡＮのいくつかの経路によって冷却される。天然ガスストリーム２４は、上述のように、実質的に全てのＧＡＮがそこから除去された温室効果ガスである分離温室効果ガス生成ストリーム５４と融合される。次に、天然ガスストリーム２４は、ＬＩＮ供給システム１４からのＬＩＮを使用して天然ガスストリーム２４を冷却する第１の熱交換器２２を通過する。第１の熱交換器２２は、必要に応じてシステム１０から取り除くことができる。この時点で、天然ガスストリーム２４内の天然ガスは、実質的に完全に液化されてＬＮＧを形成している。圧縮高圧ＬＮＧは、単相又は多相油圧タービン、ジュールトムソンバルブ、又は類似の減圧デバイスを含むことができる減圧デバイス６８を通じて大気圧近傍まで低下する。図１は、油圧タービンの使用を示している。減圧デバイス６８を出たＬＮＧストリーム７０は、次に、タンクに貯蔵され、陸上又は水上タンカーに送出され、最終的にＬＮＧを市場場所に送出するのに適切な低温パイプライン又は類似の輸送手段に送出することができる。
【００３６】
温室効果ガス除去ユニット３０の蒸留塔３２は、オーバーヘッド生成ストリーム４５の温室効果ガス含有物及び温室効果ガス生成ストリーム３６及び／又は分離温室効果ガス生成ストリーム５４の窒素含有物に必要な仕様を満たすように制御される場合がある。一般的に、膨張ｃＧＡＮストリーム２９の温度及び蒸発した留分は、相対的凝縮器及び再沸騰器負荷に影響を及ぼすことになり、膨張ｃＧＡＮストリーム２９のより高い蒸発留分又はより高い温度は、同じ製品仕様において再沸騰器負荷を低減しながら凝縮器負荷を増大する。膨張ｃＧＡＮストリーム２９のより低い蒸発留分又はより低い温度は、反対の効果を有する。更に、熱ポンプ熱交換器４０内の熱伝達率の増加（又は減少）は、凝縮器及び再沸騰器負荷の両方を増加させる（又は低減する）傾向があり、製品仕様に影響を及ぼす。膨張ｃＧＡＮストリーム２９の温度及び／又は蒸発留分、及び熱ポンプ熱交換器４０の熱伝達率の両方を調節するコントローラ７２を使用して、凝縮器及び再沸騰器負荷（オーバーヘッド圧縮器３８によって追加される余分なエネルギのために調節を行う）及び蒸留塔３２の製品仕様の両方の均衡を取ることができる。実際に、これらの制御は、第１のターボ膨張器２８の入口温度を調節することによって及び塔オーバーヘッド圧縮器３８の圧力上昇を制御することによって達成することができる。これに代えて、システム１０の他の構成要素は、同じ結果を得るように制御することができる。
【００３７】
本発明の態様を説明したところで、追加の態様をここで以下に説明する。図２は、図１のシステム１０に類似のＬＮＧ生成システム２００を示している。ＬＮＧ生成システム２００は、最適温度及び第３、第２、及び第１の熱交換器６４、２６、２２に入る前の温度まで天然ガスを加圧して冷却するのに使用される天然ガス圧縮器２０２及び天然ガス冷却器２０４を更に含む。天然ガス圧縮器２０２及び天然ガス冷却器２０４は、複数の個々の圧縮器及び冷却器又は単一圧縮器段及び冷却器とすることができる。天然ガス圧縮器２０２は、遠心、軸線方向、スクリュー、及び往復タイプの圧縮器を含む一般的に当業者に公知の圧縮器タイプから選択することができる。天然ガス冷却器２０４は、フィン、二重パイプ、シェル及びチューブ、プレート及びフレーム、螺旋巻、及び印刷回路タイプの熱交換器を含む一般的に当業者に公知の冷却器タイプから選択することができる。天然ガス圧縮器２０２及び天然ガス冷却器２０４に続く天然ガス供給圧力は、上述の範囲に類似すべきである（例えば、２０〜１００ｂａｒａ、及び２００ｂａｒａまで、又は熱交換器設計が進歩する時にそれよりも高くまで）。
【００３８】
図３は、ＬＮＧ生成システム２００に類似のＬＮＧ生成システム３００を示している。ＬＮＧ生成システム３００は、天然ガス圧縮器２０２及び天然ガス冷却器２０４に続いて天然ガス膨張器３０２を追加する。天然ガス膨張器３０２は、ターボ膨張器又はＪ−Ｔバルブのような別のタイプの減圧デバイスのようなあらゆるタイプの膨張器とすることができる。ＬＮＧ生成システム３００では、天然ガス圧縮器２０２の吐出圧力は、熱交換機器の経済的選択及び天然ガス膨張器３０２を通じて低下した余分な圧力によって示される範囲を超えて上昇する場合がある。圧縮、冷却、及び膨張の組合せは、第３の熱交換器６４又は第２の熱交換器２６に入る前に天然ガスサプライを更に予冷する。例えば、天然ガス圧縮器２０２は、天然ガスサプライを１３５ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮することができ、天然ガス膨張器は、天然ガスの圧力を２００ｂａｒａ未満であるが、いずれの場合も天然ガスが天然ガスを圧縮する圧力よりも高くならないところまで低減することができる。一部の実施形態では、天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器によって２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮される。別の実施形態では、天然ガス膨張器は、天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨張させる。しかし、（図３に示すような）天然ガス膨張器３０２の下流の第３の熱交換器６４の場所は、第３の熱交換器６４を通過するＧＡＮの温度を有意に下げる。こうして冷却されたＧＡＮの温度は、局所周囲温度を遥かに下回る場合があり、それによって確実に及び／又は効率的にＧＡＮを大気に通気する努力を困難にする。
【００３９】
図４は、ＬＮＧ生成システム３００に類似のＬＮＧ生成システム４００を示している。ＬＮＧ生成システム４００では、第３の熱交換器６４は、天然ガスサプライ２０からの天然ガスが天然ガス圧縮器２０２を通過する前に第３の熱交換器に入るように位置決めされる。図４に示すように第３の熱交換器６４を配置することで、天然ガス圧縮器２０２を出た天然ガスの温度を低減し、従って、天然ガス圧縮器２０２によって必要な圧力及び電力を低減する。更に、ＧＡＮ通気６６温度は、図１に示す実施形態と同様になるように回復される。
【００４０】
図５は、ＬＮＧ生成システム３００及び４００に類似のＬＮＧ生成システム５００を示している。ＬＮＧ生成システム５００では、第３の熱交換器６４は、天然ガス圧縮器２０２と天然ガス冷却器２０４間に位置決めされる。この配置は、ＬＮＧ生成システム（図４）によって提供される天然ガス圧縮器２０２の潜在的な電力低減を犠牲にするが、ＧＡＮ通気温度まで大幅な増加をもたらし、ＧＡＮプルーム浮揚性及び放散を有意に改善する。この配置はまた、天然ガス冷却器２０４の冷却負荷を低減し、従って、天然ガス冷却器２０４及びそれに関連付けられた支持システム（例えば、冷却水、エアフィン電源、その他）のサイズ、資本コスト、及び運転コストを低減する。
【００４１】
図６は、ＬＮＧ生成システム４００に類似のＬＮＧ生成システム６００を示している。ＬＮＧ生成システム６００では、オーバーヘッド生成ストリーム４５内のＧＡＮは、オーバーヘッド生成ストリームが第２の熱交換器２６及び第２及び第３の膨張器６０、６２を通じて循環すると、熱ポンプシステムにおいて追加の熱ポンプ冷凍に露出される。図６に示すように、熱ポンプシステムは、窒素圧縮器６０２、窒素冷却器６０４を含み、給送−流出熱交換器６０６は、第３の膨張器６２の上流に追加される。窒素圧縮器６０２、窒素冷却器６０４、及び給送−流出熱交換器６０６のこの組合せの追加は、第３の膨張器６２の入口温度まで僅かな増加を有する第３の膨張器６２の入口において利用可能な圧力を上昇させる。窒素圧縮器６０２、窒素冷却器６０４、及び給送−流出熱交換器６０６のこの組合せは、第３の膨張器６２によって生成される電力を増加させ、ＬＮＧ生成システム６００のこの部分を通って流れるオーバーヘッド生成ストリーム４５においてＧＡＮから除去された熱を増大する。この組合せはまた、図４と比較して第２の熱交換器２６に再び入るより低いＧＡＮ温度をもたらし、ＬＮＧ生成システム６００において利用可能なＬＩＮサプライの有効性の増大をもたらす。
【００４２】
図７は、ＬＮＧ生成システム１０に類似のＬＮＧ生成システム７００を示し、ここで、分離温室効果ガス生成ストリーム５４の代替の用途が示されている。図１に示すように、分離温室効果ガス生成ストリーム５４を天然ガスストリーム２４と混合することに代えて、分離温室効果ガス生成ストリーム５４は、温室効果ガスポンプ５８において必要な圧力まで圧縮され、熱交換器のうちの１又は２以上を通じて再蒸発された後に燃料ガスサプライ７０２として使用することができる。一例として、図７は、第３の熱交換器６４を通過する分離温室効果ガス生成ストリーム５４を示している。分離温室効果ガス生成ストリームの他の用途が可能であり、一般的に当業者には公知である。
【００４３】
図８は、ＬＮＧ生成システム１０、２００、４００、及び６００に類似のＬＮＧ生成システム８００を示している。ＬＮＧ生成システム８００では、オーバーヘッド生成ストリーム４５内のＧＡＮの非常に乾燥した組成物を使用してＬＮＧ生成システム８００内の更に別の冷却を達成する。オーバーヘッド生成ストリーム４５内のＧＡＮの湿度測定冷却は、図８に示すように、オーバーヘッド生成ストリーム４５が第３の熱交換器６４を通過した後に、水の凍結温度の摂氏数度内又はオーバーヘッド生成ストリーム４５に対して水８０２の追加及び飽和によって摂氏約２〜５℃までそのストリームの温度を低減することができる。その低温で現在湿潤して飽和しているＧＡＮストリーム８０４は、第３の熱交換器６４（又は他の適切な熱交換器）を通じて再経路指定され、流入天然ガスストリームを更に予冷することができる。当業者は、多くの技術が、雲霧又は他のノズルを通じた流動ＧＡＮストリームの中への水の噴霧、又はＧＡＮ及びトレイ上の水、充填材料、又はタワー、塔、又は冷却タワー状デバイス内の他の熱及び質量輸送デバイスの通過を含むこの湿度測定冷却を達成するように利用可能であることを認めるであろう。これに代えて、冷却水又は別の熱伝達流体は、非常に乾燥したＧＡＮを冷却タワー状デバイスに通すことによってそのような湿度測定冷却を通じて更に冷やすことができる。次に、この更に別の冷えた冷却水を使用して、ＬＮＧ生成ストリーム８００内の他のストリームを予冷して利用可能なＬＩＮサプライの有効性を高めることができる。最後に、水蒸気をそうでなければ非常に乾燥した気体窒素に追加することでＧＡＮが８０６で通気される場合に、ＧＡＮの比重を低減してＧＡＮプルーム浮遊性及び放散を改善する。
【００４４】
含まれる図の各々は、ＬＮＧ生成システム１０、２００、３００、４００、５００、６００、７００、８００の一部として温室効果ガス除去ユニット３０を示し、ここで温室効果ガス除去ユニットは、蒸留技術又は手法に基づいて示されている。代替のシステム及び方法を使用してＬＩＮサプライ１４の温室効果ガス汚染物質を除去することができる。これらの代替の方法は特に示されていないが、圧力スイング、温度スイング、又は圧力及び温度スイング吸着を含む吸着工程、活性炭層などによるバルク吸着又は吸収、又は触媒工程を含むことができる。
【００４５】
開示する実施形態の熱交換器は、単にＬＩＮサプライ１４を発生源とするＬＩＮ、ＧＡＮ、又はその組合せによって冷却されるように説明されている。しかし、ＬＮＧ生成システム１０において天然ガス又は窒素と流体接続状態にない補足冷凍システムを使用することにより、開示の熱交換器のいずれかの冷却器能を高めることが可能である。補足冷凍システムによって使用される冷媒は、あらゆる適切な炭化水素ガス（例えば、アルケン又はメタン、エタン、エチレン、プロパンなどのようなアルカン、その他）、不活性ガス（例えば、窒素、ヘリウム、アルゴン、その他）、又は当業者に公知の他の冷媒を含むことができる。図９は、冷媒としてアルゴンストリーム９０２を使用する温室効果ガス除去ユニット３０の熱ポンプ熱交換器４０に追加の冷却機能を提供する補足冷凍システム９００を示している。補足冷凍システム９００は、アルゴンストリーム９０２を好ましい圧力まで圧縮する補助圧縮器９０４を含む。次に、アルゴンストリーム９０２は、冷却器９０６として図９に示す補足熱交換器を通過する。次に、アルゴンストリーム９０２は、ジュールトムソンバルブ又は膨張器のような補足減圧デバイス９０８を通過する。次に、アルゴンストリーム９０２は、熱ポンプ熱交換器４０を通過して蒸留塔オーバーヘッドストリーム３４においてＧＡＮの冷却努力を補足し、温室効果ガス生成ストリーム３６内の温室効果ガスを冷却する。次に、アルゴンストリーム９０２は、上述のように補助圧縮器９０４を通じて再循環する。
【００４６】
補足冷凍システム９００に類似の補足冷凍システムを使用して、第１の熱交換器２２、第２の熱交換器２６、第３の熱交換器６４、及び／又は給送−流出熱交換器６０６のような本明細書に開示する他の熱交換器の冷却効果を高めることができる。更に、補足冷凍システム９００の冷媒は、ＬＮＧ生成システム１０に流体的に接続されないが、一部の実施形態において冷媒は、ＬＮＧ生成システムの天然ガスストリーム及び／又は窒素ストリームを発生源とすることができる。更に、補足熱交換器９０４は、ＬＩＮストリーム１２、天然ガスストリーム２４、ｃＧＡＮストリーム２７、又は温室効果ガス生成ストリーム３６のようなＬＮＧ生成システム１０のガス状ストリーム及び／又は液体ストリームと熱交換する（又は冷却する）ことができる。
【００４７】
図１０は、開示する態様に従ってＬＮＧを生成する方法１０００を示している。ブロック１００２において、天然ガスストリームは、天然ガスサプライから提供される。ブロック１００４において、ＬＩＮストリームのような冷媒ストリームは、冷媒のサプライから提供される。ブロック１００６において、天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、冷媒ストリームと天然ガスストリーム間で熱交換されて少なくとも部分的に冷媒ストリームを蒸発させ、天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮する第１の熱交換器を通過させられる。ブロック１００８において、天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１０１０において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却器内で冷却される。天然ガス冷却器によって冷却された後に、ブロック１０１２において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス膨張器内で２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張される。ブロック１０１４において、天然ガス冷却器からの天然ガスは、その中で少なくとも部分的に凝縮されるように少なくとも１つの熱交換器に供給される。
【００４８】
図１１は、天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法１１００を示している。ブロック１１０２において、天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮されて圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１１０４において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却器内で冷却される。天然ガス冷却器によって冷却された後に、ブロック１１０６において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス膨張器内で２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張される。ブロック１１０８において、天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、液化窒素ストリームと天然ガスストリーム間で熱交換されて液化窒素ストリームを少なくとも部分的に蒸発させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮する第１の熱交換器を通過させられる。液化窒素ストリームは、少なくとも１回、及び好ましくは少なくとも３回第１の熱交換器を通じて循環される。ブロック１１１０において、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力は、好ましくは、少なくとも１つの膨張器サービスを使用して低減することができる。ブロック１１１２において、蒸留塔と、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムとを含む温室効果ガス除去ユニットが設けられる。ブロック１１１４において、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度は上昇する。ブロック１１１６において蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔の底部ストリームは、交差交換されて蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす。ブロック１１１８において、蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力は、交差交換段階後に低下し、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する。ブロック１１２０において、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームは分離され、温室効果ガスがそこから除去されて温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素の第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する。ブロック１１２２において、第１の分離器オーバーヘッドストリームは大気に通気される。
【００４９】
図１２及び１３は、図６に示すＬＮＧ生成システム６００に類似のＬＮＧ生成システム１２００、１３００を示している。しかし、ＬＮＧ生成システム１２００は、システム６００の温室効果ガス除去ユニット３０を含まない。以前の図の要素と同じ参照番号を有する図１２及び１３の要素は、それぞれの上述の要素と同じか又はこれらに類似である。ＬＮＧ生成システム１２００に関して、第２の熱交換器２６に入る温室効果ガス除去ユニット３０のオーバーヘッド生成ストリーム４５の代わりに、膨張ｃＧＡＮストリーム２９は、第２の熱交換器２６を通じて誘導され、ストリームが第２の熱交換器２６及び第２及び第３の膨張器６０，６２を通じて循環する時に追加の冷凍を行う。ＬＮＧ生成システム１２００、１３００は、第３の熱交換器６４に入る前に最適圧力及び温度まで天然ガスを加圧して冷却するのに使用される天然ガス圧縮器１２０２及び天然ガス冷却器１２０４を更に含む。天然ガス圧縮器１２０２及び天然ガス冷却器１２０４は、上述の天然ガス圧縮器２０２及び天然ガス冷却器２０４に類似である。天然ガス圧縮器１２０２及び天然ガス冷却器１２０４の後の天然ガス供給圧力は、上述の範囲に類似すべきである（例えば、２０〜１００ｂａｒａ、及び２００ｂａｒａまで、又は熱交換器設計が進歩する時にそれよりも高くまで）。天然ガス冷却器１２０４を出た天然ガスは、第３の熱交換器６４に入り、ここで第２の熱交換器２６を出た蒸発した低圧窒素を使用して高圧天然ガス膨張器３０２において天然ガスストリームを膨張させる直前に天然ガスを冷却する。天然ガスストリームを更に冷却するように蒸発した低圧窒素の利用可能な冷たさを使用することで、高圧圧縮及び膨張工程によって提供される予冷の量が増大する。図１２及び１３に示す構成に関して、必要な液体窒素対ＬＮＧ比は、図６に示すように、天然ガス圧縮器、天然ガス冷却器、及び高圧天然ガス膨張器を有する構成の液体窒素対ＬＮＧ比と比較して２．５％まで下げられる。
【００５０】
図１４は、開示する態様に従ってＬＮＧを生成する方法１４００を示している。ブロック１４０２において、天然ガスストリームは、天然ガスサプライから提供される。ブロック１４０４において、液体窒素ストリームは、液体窒素サプライから提供される。ブロック１４０６において、天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａまで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１４０８において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却器内の周囲流体との間接熱交換を通して冷却され、冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１４１０において、冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、第１の熱交換器を通過させられる。第１の熱交換器は、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換され、冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１４１２において、追加冷却圧縮天然ガスストリームは、仕事生成天然ガス膨張器内で２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを生成する。ブロック１４１４において、冷えた天然ガスストリームは、冷えた天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームをこれらの間で熱交換する第２の熱交換器に通すことによって液化され、液化窒素ストリームは、第２の熱交換器を通過して少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成する。
【００５１】
図１５は、天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法１５００を示している。ブロック１５０２において、天然ガスストリームは、天然ガス圧縮器内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮されて圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１５０４において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却器内で冷却される。ブロック１５０６において、冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、第１の熱交換器を通過させられる。第１の熱交換器は、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換され、冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１５０８において、追加冷却圧縮天然ガスストリームは、天然ガス膨張器内で２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張され、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する。ブロック１５１０において、冷却圧縮天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、液化窒素ストリームと冷えた天然ガスストリーム間で熱交換する第２の熱交換器を通過させられ、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成して冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に液化する。液化窒素ストリームは、第２の熱交換器を通して少なくとも３回循環される。少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームは、第１の熱交換器を通過する。ブロック１５１２において、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力は、好ましくは、少なくとも１つの膨張器サービスを使用して低減することができる。ブロック１５１４において、蒸留塔と、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムとを含む温室効果ガス除去ユニットが設けられる。ブロック１５１６において、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度は上昇する。ブロック１５１８において、蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔の底部ストリームは、交差交換されて蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす。ブロック１５２０において、蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力は、交差交換段階後に低下し、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する。ブロック１５２２において、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームは分離され、温室効果ガスがそこから除去された温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素の第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する。ブロック１５２４において、第１の分離器オーバーヘッドストリームは大気に通気される。
【００５２】
実施形態及び態様は、天然ガスを液化するのに使用されるＬＩＮストリームから温室効果ガス汚染物質を除去する有効な方法を提供する。本発明の利点は、温室効果ガス除去ユニット３０内の熱ポンプシステムが、温室効果ガスを窒素から分離するための外部加熱又は冷却源に対する必要性を取り除くということである。
【００５３】
ＬＩＮからの温室効果ガスの効率的な除去の別の利点は、ＬＩＮ貯蔵施設をＬＮＧ貯蔵施設としてより経済的に使用することができるということであり、それによって液体天然ガス生成施設の設置面積を縮小する。
【００５４】
更に別の利点は、大気中への温室効果ガスの不要な放出なしに気体窒素を通気することができるということである。
【００５５】
図１〜１１に関連して本明細書で考察した例示的実施形態は、１次冷却剤としてＬＩＮを使用する生成ＬＮＧに関するものであるが、当業者は、この原理が他の冷却方法及び冷却剤に当て嵌まることを理解するであろう。例えば、開示した方法及びシステムは、ＬＮＧ及びＬＩＮのための共通貯蔵場所がない及びＬＮＧ又は他の液化方法に使用する冷却剤を単に精製することが望ましい場合に使用することができる。
【００５６】
本発明の実施形態は、以下の付番段落に示す方法及びシステムのあらゆる組合せを含むことができる。これは、上述の説明からあらゆる数の変形を想定することができるので、全ての可能な実施形態の完全なリストであると考えないものとする。
１．天然ガスサプライからの天然ガスストリームと、液体窒素サプライからの液体窒素ストリームと、少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガスストリームを圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する天然ガス圧縮器と、周囲流体との間接熱交換によって圧縮天然ガスストリームを冷却して冷却圧縮天然ガスストリームを形成する天然ガス冷却器と、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する第１の熱交換器と、追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する仕事生成天然ガス膨張器と、冷えた天然ガスストリームと液体窒素ストリーム間で熱交換することによって冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝縮し、第１の熱交換器を通過する少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成する第２の熱交換器とを含む液化天然ガス生成システム。
２．天然ガス圧縮器が２００ｂａｒａよりも高い圧力まで天然ガスストリームを圧縮する段落１の液化天然ガス生成システム。
３．天然ガス膨張器が追加冷却圧縮天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨張させる段落１又は２のいずれかの液化天然ガス生成システム。
４．液体窒素サプライが液化天然ガス生成システムの異なる場所で生成され、液化天然ガス生成システムに液体として搬送される段落１〜３のいずれかの液化天然ガス生成システム。
５．少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームが第１の熱交換器を通過した後で蒸気として環境に放出される段落１〜４のいずれかの液化天然ガス生成システム。
６．第１の熱交換器が少なくとも１つの印刷回路熱交換器を含む段落１の液化天然ガス生成システム。
７．少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームから温室効果ガスを除去するように構成された温室効果ガス除去ユニットを更に含む段落１の液化天然ガス生成システム。
８．温室効果ガス除去ユニットが、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムを有する蒸留塔を含み、かつ少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力を低減する少なくとも１つの膨張器サービスを更に含み、蒸留塔の入口ストリームが、少なくとも１つの膨張器サービスのうちの第１のものの出口ストリームである段落７の液化天然ガス生成システム。
９．少なくとも１つの膨張器サービスのうちの第１のものを通って流れた後に、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームが流れる熱ポンプシステムを更に含む段落８の液化天然ガス生成システム。
１０．熱ポンプシステムが熱ポンプ圧縮器、熱ポンプ冷却器、及び給送−流出熱交換器を含む段落９の液化天然ガス生成システム。
１１．少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを使用して、天然ガスストリームが第１の熱交換器に入る前に天然ガスストリームを予冷する湿度測定熱交換器を更に含む段落１〜８のいずれか１つの液化天然ガス生成システム。
１２．天然ガス冷却器が、天然ガス圧縮器によって圧縮された後でほぼ周囲温度まで圧縮天然ガスストリームを冷却するように構成される段落１〜１１のいずれか１つの液化天然ガス生成システム。
１３．少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを膨張させて第１の冷たい窒素ガスストリームを形成する第１の窒素膨張器を更に含み、第１の冷たい窒素ガスストリームが、第２の熱交換器を通過させられ、少なくとも部分的に冷えた天然ガスストリームを凝縮して第１の温かい窒素ガスストリームを形成する段落１〜１２のいずれか１つの液化天然ガス生成システム。
１４．第１の温かい窒素ガスストリームを膨張させて第２の冷たい窒素ガスストリームを形成する第２の窒素膨張器を更に含み、第２の冷たい窒素ガスストリームが、第２の熱交換器を通過させられ、少なくとも部分的に冷えた天然ガスストリームを凝縮して第２の温かい窒素ガスストリームを形成する段落１３の液化天然ガス生成システム。
１５．第２の温かい窒素ガスストリームを圧縮して圧縮窒素ガスストリームを形成する窒素圧縮器と、周囲温度流体との間接熱交換によって圧縮窒素ガスストリームを冷却して冷たい圧縮窒素ガスストリームを形成する窒素冷却器と、冷たい圧縮窒素ガスストリームを膨張させて第３の冷たい窒素ガスストリームを形成する第３の窒素膨張器とを含み、第３の冷たい窒素ガスストリームが、第２の熱交換器を通過させられ、少なくとも部分的に冷えた天然ガスストリームを凝縮して第３の温かい窒素ガスストリームを形成する段落１４の液化天然ガス生成システム。
１６．第３の温かい窒素ガスストリームが、第１の熱交換器内で冷却圧縮天然ガスストリームと熱交換されて追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームである段落１５の液化天然ガス生成システム。
１７．第１の熱交換器が少なくとも２つの熱交換器を含み、第２の熱交換器が少なくとも２つの熱交換器を含む段落１〜１６のいずれかの液化天然ガス生成システム。
１８．天然ガスサプライから天然ガスストリームを供給する段階と、液体窒素サプライから液体窒素ストリームを供給する段階と、圧縮天然ガスストリームを形成するように少なくとも１３５ｂａｒａの温度まで天然ガス圧縮器内で天然ガスストリームを圧縮する段階と、天然ガス冷却器内で周囲流体との間接熱交換によって冷却圧縮天然ガスストリームを形成するように圧縮天然ガスストリームを冷却する段階と、冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームに少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する第１の熱交換器を通過させる段階と、仕事生成天然ガス膨張器内で追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを生成する段階と、冷えた天然ガスストリーム及び第２の熱交換器を通過して少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成する液体窒素ストリームをこれらの間で熱交換する第２の熱交換器を通すことによって冷えた天然ガスストリームを液化する段階とを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法。
１９．天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮し、天然ガス膨張器が追加冷却圧縮天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨張させる段落１８の方法。
２０．第１の冷たい窒素ガスストリームを形成するために第１の窒素膨張器内で少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを膨張させる段階と、少なくとも部分的に冷えた天然ガスストリームを凝縮して第１の温かい窒素ガスストリームを形成するために第１の冷たい窒素ガスストリームに第２の熱交換器を通過させる段階と、第２の冷たい窒素ガスストリームを形成するために第２の窒素膨張器内で第１の温かい窒素ガスストリームを膨張させる段階と、少なくとも部分的に冷えた天然ガスストリームを凝縮して第２の温かい窒素ガスストリームを形成するために第２の冷たい窒素ガスストリームに第２の熱交換器を通過させる段階と、圧縮天然ガスストリームを形成するために窒素圧縮器内で第２の温かい窒素ガスストリームを圧縮する段階と、冷たい圧縮窒素ガスストリームを形成するために窒素冷却器内で周囲温度流体との間接熱交換によって圧縮窒素ガスストリームを冷却する段階と、第３の冷たい窒素ガスストリームを形成するために第３の窒素膨張器内で冷たい圧縮窒素ガスストリームを膨張させる段階と、少なくとも部分的に冷えた天然ガスストリームを凝縮して第３の温かい窒素ガスストリームを形成するために第３の冷たい窒素ガスストリームに第２の熱交換器を通過させる段階とを更に含む段落１８又は段落１９の方法。
２１．第３の温かい窒素ガスストリームが、第１の熱交換器内で冷却圧縮天然ガスストリームと熱交換して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームである段落２０の方法。
２２．温室効果ガス除去ユニットを使用して少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームから温室効果ガスを除去する段階を更に含む段落２０の方法。
２３．温室効果ガス除去ユニットが、蒸留塔と、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムとを含み、方法が、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度を上昇させる段階と、蒸留塔のオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔の底部ストリームを交差交換させて蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす段階と、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成するように交差交換段階の後で蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減する段階と、温室効果ガスがそこから除去された温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成するように減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離する段階とを更に含む段落２２の方法。
２４．少なくとも１つの膨張器サービスのうちの第１のものを通って流れた後に、少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを熱ポンプシステムを通して流す段階を更に含む段落２３の方法。
２５．天然ガス冷却器が、天然ガス圧縮器によって圧縮された後に圧縮天然ガスストリームをほぼ周囲温度まで冷却する段落１８〜２４のいずれか１つの方法。
２６．第１の熱交換器が少なくとも２つの熱交換器を含み、第２の熱交換器が少なくとも２つの熱交換器を含む段落１８〜２５のいずれかの方法。
２７．天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法であって、圧縮天然ガスストリームを形成するために少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガス圧縮器内で天然ガスストリームを圧縮する段階と、天然ガス冷却器内で冷却圧縮天然ガスストリームを形成するために圧縮天然ガスストリームを冷却する段階と、冷却圧縮天然ガスストリーム及び少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームに少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームと冷却圧縮天然ガスストリーム間で熱交換して冷却圧縮天然ガスストリームを追加冷却して追加冷却圧縮天然ガスストリームを形成する第１の熱交換器を通過させる段階と、天然ガス膨張器内で追加冷却圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満であるが天然ガス圧縮器が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで膨張させ、それによって冷えた天然ガスストリームを形成する段階と、冷却圧縮天然ガスストリーム及び第２の熱交換器を通して少なくとも３回循環された液化窒素ストリームに液化窒素ストリームと冷えた天然ガスストリーム間で熱交換して第１の熱交換器を通過する少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームを形成して冷えた天然ガスストリームを少なくとも部分的に液化する第２の熱交換器を通過させる段階と、少なくとも１つの膨張器サービスを使用して少なくとも部分的に蒸発した窒素ストリームの圧力を低減する段階と、蒸留塔と、熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムとを含む温室効果ガス除去ユニットを設ける段階と、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝縮温度を上昇させる段階と、蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔の底部ストリームを交差交換させて蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器負荷及び底部再沸騰器負荷の両方に影響を及ぼす段階と、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成するように交差交換段階の後で蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減する段階と、温室効果ガスがそこから除去された温室効果ガス除去ユニットを出る気体窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成するように減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離する段階と、第１の分離器オーバーヘッドストリームを大気に通気する段階とを含む方法。
【００５７】
以上は本発明の実施形態に関するものであるが、本発明の他の及び更に別の実施形態は、その基本的な範囲から逸脱することなく考案することができ、かつその範囲は、以下の特許請求の範囲によって決定される。
【符号の説明】
【００５８】
２０  天然ガスサプライ
２２  第１の熱交換器
４５  オーバーヘッド生成ストリーム
６０６  給送−流出熱交換器
１２００  ＬＮＧ生成システム
【図１】
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【図２】
0006931070.tif 000003
【図３】
0006931070.tif 000004
【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
0006931070.tif 000008
【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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