JP2006503252A - 天然ガス液化用の改良された駆動装置及びコンプレッサシステム - Google Patents

Abstract

最適な構成の機械的駆動装置及びコンプレッサを有する天然ガス液化システム。熱効率を向上するために液化システムと共に熱回収システムを用いることができる。独特の立ち上げシステムを用いることもできる。

Description

本発明は天然ガスを液化する方法と装置に関する。別の実施態様において、本発明はカスケード型天然ガス液化プラント用の改良された駆動装置及びコンプレッサの構成に関する。

天然ガスの極低温液化は、天然ガスを輸送と貯蔵により便利な形に変換する手段として日常的に実施されている。このような液化は体積を約６００分の１に低減し、大気圧近くで貯蔵と輸送ができる製品をもたらしている。

貯蔵のし易さに関して、天然ガスはしばしば供給源から遠方のマーケットへパイプラインによって輸送される。パイプラインは実質的に一定でかつ高い負荷率のもとで運転することが望ましいが、パイプラインの配送可能量又は能力が需要を超えることがしばしばあり、一方、それ以外の場合は需要がパイプラインの配送可能量を超える可能性がある。需要が供給を超えるピーク又は供給が需要を超える谷間を削減するためには、供給が需要を超える場合は、配送できるようなやり方で過剰なガスを貯蔵することが望ましい。このようなやり方によって貯蔵から払い出した物質で将来の需要ピークを満たすことが可能になる。こうするための１つの実際的な手段は、貯蔵のためそのガスを液化状態に変換し、その後需要の要求に応じてその液体を蒸発させることである。

市場候補地から非常に遠く離れている供給源からガスを輸送し、かつパイプラインが利用できないか又は非実際的である場合には、天然ガスの液化はいっそう重要性が増す。このことは、外航船舶によって輸送を行わなければならない場合について特に言えることである。ガス状態での海上輸送は、ガスの比容積を大幅に低減するにはかなりの加圧が必要になるので、一般に実際的でない。このような加圧を行うにはより費用の掛かる貯蔵コンテナの使用が必要である。

天然ガスを液体状態で貯蔵、輸送するために、天然ガスは、液化天然ガス（ＬＮＧ）が大気圧に近い蒸気圧を持つ−１５１℃から−１６２℃（華氏−２４０度から−２６０度）の温度に冷却することが好ましい。高圧のガスを複数の冷却段階に段階的に通し、その結果、液化温度に達するまで、ガスが連続的により低い温度に冷却されることによりガスが液化される天然ガスの液化については従来技術において多数のシステムが存在する。冷却は一般に、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン、メタン、窒素又はこれら冷媒の組み合わせ（たとえば、混合冷媒系）等の１つ又は複数の冷媒と熱交換することにより達成される。本発明に特に適用できる液化手法は、最終冷凍サイクルには開放メタンサイクルを用いている。この開放メタンサイクルでは、加圧されたＬＮＧを含む流れがフラッシュされ、フラッシュ蒸気（すなわち、フラッシュガス流）が冷却剤として段階的に用いられ、再圧縮、冷却され、処理された天然ガス供給原料流と一緒になって液化され、これによって加圧されたＬＮＧを含む流れを生成する。

天然ガス液化プラントを設計する場合に考慮しなければならない５つの重要な経済的要因がある。すなわち、１）設備費、２）運転費、３）稼働率、４）生産効率、及び５）熱効率の５つである。設備費及び運転費は、プロジェクトの経済的可能性を分析するのに用いられる共通の経済的基準である。しかしながら、稼働率、生産効率、及び熱効率は、ある一定速度である一定量の製品を製造するために複雑な機器類と熱エネルギーを用いる各プロジェクトに適用する条件としてはそれほど一般的ではない。天然ガス液化の分野では、「稼働率」は、プラントが稼動している間に生産されるＬＮＧの量は度外視して、プラントが稼動している（すなわち、ＬＮＧを製造している）時間量の１つの尺度にすぎない。ＬＮＧプラントの「生産効率」は、プラントが稼動し、設計能力一杯で製造している時間の尺度である。ＬＮＧプラントの「熱効率」は、ある一定量のＬＮＧを製造するのに要するエネルギー量の１つの尺度である。

ＬＮＧプラントのコンプレッサ及び機械的駆動装置の構成（たとえば、ガスタービン、スチームタービン、電動機等）は、そのプラントの設備費、運転費、稼働率、生産効率、及び熱効率に大きく影響する。一般に、ＬＮＧプラントのコンプレッサ及び駆動装置の数が増加するにつれて、プラントがより長期間の間運転を維持する能力のためにプラントの稼働率も増加する。このような稼働率の増加は、冷凍サイクルの各コンプレッサが並列になって冷凍サイクルに連結され、その結果１つのコンプレッサが停止しても冷凍サイクルは製造能力を落として運転を継続することができる「２系列を１つにする」設計によって実現することができる。多くの「２系列を１つにする」設計において要求される冗長性の欠点の１つは、コンプレッサ及び駆動装置の数を増加しなければならないことにあり、これによってプロジェクトの設備費が増加する。

ＬＮＧプラントのある熱生成運転から熱を回収し、回収した熱をプラントの熱消費運転に移動させることによって、天然ガス液化プラントの熱効率を増加できることが知られている。しかしながら、熱回収システムに必要な機器、配管、及び建設の費用の追加によって、ＬＮＧプラントの設備費は著しく増加する。

それゆえ、すべてのＬＮＧプラント設計について設備費、運転費、稼働率、生産効率、及び熱効率の間のバランスが存在することが容易に明白となるだろう。経済的に競争力のあるＬＮＧプラントを実現する鍵は、設備費、運転費、稼働率、生産効率、及び熱効率の間の最適バランスを用いる設計を提供することである。

稼働率、生産効率、及び熱効率を最大にしながら設備費及び運転費を最小限にする最適な駆動装置及びコンプレッサの構成を有する新規な天然ガス液化システムを提供することが望ましい。

さらにまた、設備費又は運転費を大幅に追加せずに熱効率を大きく向上させる廃熱回収システムを有する新規な天然ガス液化システムを提供することが望ましい。

上記の各要求は模範的なものであり、請求された発明によってすべてを達成する必要は無いことに注意すべきである。本発明のその他の目的及び利益は成文化された説明及び図面から明白になろう。

したがって、本発明の１つの実施形態において、（ａ）第１のガスタービンを使用して第１のコンプレッサを駆動し、これによって第１の冷凍サイクルの第１の冷媒を圧縮する段階と、（ｂ）第２のガスタービンを使用して第２のコンプレッサを駆動し、これによって上記第１の冷凍サイクルの第１の冷媒を圧縮する段階と、（ｃ）第１のスチームタービンを使用して第３のコンプレッサを駆動し、これによって第２の冷凍サイクルの第２の冷媒を圧縮する段階と、（ｄ）第２のスチームタービンを使用して第４のコンプレッサを駆動し、これによって上記第２の冷凍サイクルの第２の冷媒を圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法が提供される。

本発明の別の実施形態においては、（ａ）第１のガスタービンを使用して第１のコンプレッサ及び第２のコンプレッサを駆動し、これによって上記第１及び第２のコンプレッサ内の第１及び第２の冷媒をそれぞれ圧縮する段階と、（ｂ）第２のガスタービンを使用して第３のコンプレッサ及び第４のコンプレッサを駆動し、これによって上記第３及び第４のコンプレッサ内の上記第１及び第２の冷媒をそれぞれ圧縮する段階と、（ｃ）上記第１及び第２のガスタービンの少なくとも１つから廃熱を回収する段階と、（ｄ）上記回収された廃熱の少なくとも一部を使用して第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階と、（ｅ）上記第１のスチームタービンによって駆動される第５のコンプレッサ内の第３の冷媒を圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法が提供される。

本発明のさらに別の実施形態においては、（ａ）第１の冷媒を第１のガスタービンで駆動される第１のコンプレッサ内で圧縮する段階と、（ｂ）上記第１のガスタービンから廃熱を回収する段階と、（ｃ）上記第１のガスタービンから回収された廃熱の少なくとも一部を使用して第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階と、（ｄ）大部分がメタンを含む第２の冷媒を上記第１のスチームタービンで駆動される第２のコンプレッサ内で圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法が提供される。

本発明のさらに別の実施形態においては、（ａ）大部分が、プロパン、プロピレン及びそれらの組み合わせからなる群から選択される１つの炭化水素を含む第１の冷媒を、第１のタービンで駆動される第１のコンプレッサ内で圧縮する段階と、（ｂ）大部分が、エタン、エチレン及びそれらの組み合わせからなる群から選択される１つの炭化水素を含む第２の冷媒を、上記第１のタービンで駆動される第２のコンプレッサ内で圧縮する段階と、（ｃ）第１の冷却器内の上記第１の冷媒を使用して天然ガスを冷却する段階と、（ｄ）第２の冷却器内の上記第２の冷媒を使用して天然ガスを冷却する段階とを含む天然ガスの液化方法が提供される。

本発明のさらに別の実施形態においては、（ａ）天然ガスの少なくとも一部を第１の冷媒として使用して上記天然ガスを冷却する段階と、（ｂ）上記第１の冷媒の少なくとも一部を、第１のスチームタービンで駆動される第１群のコンプレッサで圧縮する段階と、（ｃ）上記第１の冷媒の少なくとも一部を、第２のスチームタービンで駆動される第２群のコンプレッサで圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法が提供される。

本発明のさらに別の実施形態においては、複数冷媒を用いて天然ガスを多段階で冷却する天然ガス液化装置が提供される。この装置は第１、第２、第３、第４及び第５のコンプレッサ、第１及び第２のガスタービン、第１のスチームタービン及び熱回収システムを備えている。上記第１及び第３のコンプレッサは第１の冷媒を圧縮するように動作可能であり、上記第２及び第４のコンプレッサは第２の冷媒を圧縮するように動作可能であり、上記第５のコンプレッサは第３の冷媒を圧縮するように動作可能である。上部第１のガスタービンは上記第１及び第２のコンプレッサを駆動し、上記第２のガスタービンは上記第３及び第４のコンプレッサを駆動し、上記第１のスチームタービンは上記第５のコンプレッサを駆動する。上記熱回収システムは、上記第１及び第２のガスタービンの少なくとも１つから廃熱を回収し、上記回収された廃熱を使用して上記第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをするように動作可能である。

本発明のさらに別の実施形態においては、天然ガスの少なくとも一部を第１の冷媒として用いる天然ガス液化装置が提供される。上記装置は第１及び第２の各スチームタービン並びに第１群及び第２群の各コンプレッサを備える。上記第１群のコンプレッサは上記第１のスチームタービンで駆動され、上記第１の冷媒の少なくとも一部を圧縮するように動作可能である。上記第２群のコンプレッサは上記第２のスチームタービンで駆動され、上記第１の冷媒の少なくとも一部を圧縮するように動作可能である。

添付図面を参照して本発明の好ましい実施形態を以下に詳細に説明する。

本明細書で用いられている開放サイクルカスケード冷凍プロセスの用語は、少なくとも１つの密閉冷凍サイクルと、開放サイクルで用いられた冷凍／冷却剤の沸点が、（１つ又は複数の）密閉サイクルで用いられた冷凍剤の沸点よりも低く、圧縮された開放サイクルの冷凍／冷却剤を凝縮する冷却負荷の一部が１つ又は複数の密閉サイクルによって供給される１つの開放冷凍サイクルとを含むカスケードされた冷凍プロセスを指している。本発明においては、メタン又はメタンが主体の流れが開放サイクルの冷凍／冷却剤として用いられる。この流れは処理された天然ガス供給原料流及び圧縮されたメタン開放サイクルのガス流からなっている。

カスケード冷凍プロセスの設計には、熱力学的効率と資本コストの釣り合いをとることが含まれる。熱移動プロセスにおいて、加熱流体と冷却流体間の温度勾配が小さくなるにつれ熱力学的不可逆性は低下するが、このように小さな温度勾配を得るには一般に、両方の流量並びに入口及び出口各温度が所定の加熱／冷却負荷に確実に対応するように、電熱面積の著しい増加、各種プロセス機器の大幅な変更及びこのような機器を通る流量の適正な選択を必要とする。

天然ガスを液化する最も効率的かつ効果的な手段の１つが、膨張型冷却と組み合わせた最適化されたカスケード型運転による方法である。このような液化プロセスは、たとえば、約４．３０ＭＰａ（６２５ｐｓｉａ）の高圧において、多段プロパンサイクル、多段のエタン又はエチレンサイクル、及びメタン供給源として供給ガスの一部を用い、中に多段膨張サイクルを含んでメタンをさらに冷却し、大気圧近くまで圧力を下げる開放端メタンサイクル（ｏｐｅｎ−ｅｎｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｃｙｃｌｅ）を通過させることでガス流を逐次的に冷却することにより天然ガス流を逐次的に冷却することからなっている。一連の冷却サイクルでは、沸点の最も高い冷媒が最初に用いられ、中間沸点の冷媒がこれに続き、沸点の最も低い冷媒が最後に用いられる。本明細書で用いられているように、「プロパン冷却器」の用語は、プロパン又はプロピレンの沸点と同一か又は同様の沸点を有する冷媒を用いる冷却システムを表す。本明細書で用いられているように、「エチレン冷却器」の用語は、エタン又はエチレンの沸点と同一か又は同様の沸点を有する冷媒を用いる冷却システムを表す。本明細書で用いられているように、「上流」及び「下流」の用語は、天然ガス液化プラントの各種構成要素の、プラントの天然ガス流路に沿って見た相対的な位置を説明するのに用いられる。

各種の予備処理工程によって、設備に供給される天然ガス供給原料流から酸性ガス、メルカプタン、水銀及び水分等の望ましくない成分を除去する手段が与えられる。このガス流の組成は大幅に変化してもよい。本明細書で用いられているように、天然ガス流は主にメタンからなるどんな流れでもよく、このメタンは大部分が天然ガス供給原料流から生じるものであり、天然ガス供給原料流は、たとえば、メタンを少なくとも８５容積％含み、残りがエタン、沸点がより高い炭化水素、窒素、二酸化炭素及び少量の、水銀、硫化水素及びメルカプタン等のその他の汚染物質である供給原料流等である。予備処理工程は、最初のサイクルの冷却サイクルの上流と、冷却の初期段階の１つの下流のどちらにも配置する分割した工程にしてもよい。以下のことは当業者が容易に入手できるいくつかの利用可能な手段の非包括的なリスト項目である。酸性ガス及びより少ない程度にメルカプタンは水性のアミンを含む溶液を用いる吸着プロセスにより慣行的に除去される。この処理工程は一般に最初のサイクルの冷却段階の上流で行われる。最初の冷却サイクルの上流で及び最初の冷却サイクルの第一冷却段階の下流でもガスを圧縮、冷却した後、大部分の水は慣行的に２相のガス−液分離により液体として除去される。水銀は慣行的に水銀吸着床により除去される。残量の水及び酸性ガスは、慣行的に適正に選択した、再生可能なモレキュラーシーブ等の吸収剤床を使用して除去される。

予備処理された天然ガス供給原料流は一般に高圧で液化プロセスに供給されるか、又は３．４４ＭＰａ（５００ｐｓｉａ）より大きな圧力、好ましくは約３．４４ＭＰａから約６．２０ＭＰａ（約５００ｐｓｉａから約９００ｐｓｉａ）、さらに好ましくは約３．４４ＭＰａから約４．６５ＭＰａ（約５００ｐｓｉａから約６７５ｐｓｉａ）、さらにより好ましくは約４．１３ＭＰａから約４．６５ＭＰａ（約６００ｐｓｉａから約６７５ｐｓｉａ）、最も好ましくは約４．３０ＭＰａ（６２５ｐｓｉａ）の高圧に圧縮される。流れの温度は一般に大気温度近くから大気温度よりわずかに高い温度にある。代表的な温度範囲は１５．５℃から５８．８℃（華氏６０度から華氏１３８度）である。

前述したように、天然ガス供給原料流は複数の多段（たとえば、３段）サイクル又は工程で複数の冷媒（好ましくは３つの冷媒）との間接熱交換によって冷却される。あるサイクルの包括的な冷却効率は段の数が増加するとともに向上するが、この効率の増加にはこれに対応した正味の資本コスト及びプロセスの複雑性の増加が伴う。供給原料ガスは、比較的沸点が高い冷媒を用いる最初の密閉冷凍サイクルにおいて有効冷凍段数、規準は２段、好ましくは２から４段、より好ましくは３段を通過することが好ましい。このような冷媒は大部分が、プロパン、プロピレン、又はそれらの混合物からなることが好ましく、冷媒がプロパンを少なくとも約７５モル％含むことがより好ましく、プロパンを少なくとも９０モル％含むことがさらにより好ましく、本質的にプロパンからなることが最も好ましい。その後、処理された供給原料ガスは、沸点がより低い冷媒との熱交換における２番目の密閉冷凍サイクルにおいて、有効段数、規準は２段、好ましくは２から４段、より好ましくは２から３段を通過することが好ましい。このような冷媒は大部分が、エタン、エチレン、又はそれらの混合物からなることが好ましく、冷媒がエチレンを少なくとも約７５モル％含むことがより好ましく、冷媒がエチレンを少なくとも９０モル％含むことがさらにより好ましく、本質的にエチレンからなることが最も好ましい。各冷却段は別々の冷却区域を含んでいる。前述したように、処理された天然ガス供給原料流は、２番目のサイクルの種々の位置で１つ又は複数の循環流（すなわち、圧縮された開放メタンサイクルのガス流）と一緒になり、これによって液化流を生成する。２番目の冷却サイクルの最終段において、この液化流は大部分が、好ましくは全体が凝縮（液化）し、これによって加圧されたＬＮＧを含む流れを生成する。一般に、この位置におけるプロセス圧力は、１番目のサイクルの第一段階に送られる予備処理された供給原料ガスの圧力よりもわずかに低いだけに過ぎない。

一般に、天然ガス供給原料流は、１つ又は複数の冷却段階においてＣ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体の形成をもたらすような量のＣ_２及びこれより重質な成分を含んでいる。この液体はガス−液分離手段、好ましくは１つ又は複数の従来のガス−液分離器によって除去される。メタン中心のガス流並びにかなりの量のエタン及びこれより重質な成分を含む液体流を製造するために、一般に、各段階における天然ガスの逐次的冷却は、液体天然ガスからＣ_２及びこれより大きな分子量の炭化水素をできるだけ多く除去するように制御される。Ｃ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体流の除去のために、冷却区域下流の戦略的な箇所に有効数のガス／液分離手段が配置される。ガス／液分離手段、好ましくは従来のガス／液分離器の正確な位置と数は、天然ガス供給原料流のＣ_２及びこれより重質な成分の組成、ＬＮＧ製品の望ましい英熱量（ＢＴＵ）含有量、他の用途向けのＣ_２及びこれより重質な成分の値、ＬＮＧプラント及びガスプラントの運転の当業者が日常的に考えるその他の要因等の運転パラメータの数によって変わってくる。このＣ_２及びこれより重質な１つ又は複数の炭化水素流は、単一段フラッシュ又は分留塔により脱メタン化することができる。後者の場合、得られたメタンを多く含んだ流れは、圧力で液化プロセスに直接戻すことができる。前者の場合には、メタンを多く含んだ流れは再加圧して循環させることができ、さもなければ燃料ガスとして使用することができる。Ｃ_２及びこれより重質な１つ若しくは複数の炭化水素流又は脱メタン化したＣ_２及びこれより重質な炭化水素流は燃料として使用するか、又は１つ若しくは複数の分留区域で分留する等によってさらに処理して特定の化学成分（たとえば、Ｃ_２、Ｃ_３、Ｃ_４及びＣ_５ ^＋）を多く含んだ個々の流れを生成することができる。

加圧されたＬＮＧを含んだ流れは、その後、後で述べるようなやり方で第３サイクルにおいて発生されたフラッシュガス（すなわち、フラッシュガス流）とメインメタンエコノマイザで接触すること及び加圧されたＬＮＧを含む流れを大気圧近くまで膨張させることを通じて開放メタンサイクルと呼ばれる第３のサイクル又は段階でさらに冷却される。この第３の冷凍サイクルの冷媒として使用されるフラッシュガスは大部分が、メタンからなることが好ましく、この冷媒がメタンを少なくとも約７５モル％含むことがより好ましく、メタンを少なくとも９０モル％含むことがさらにより好ましく、本質的に冷媒がメタンからなることが最も好ましい。加圧されたＬＮＧを含む流れの大気圧近くまでの膨張時に、加圧されたＬＮＧを含む流れは、各膨張処理が圧力低下手段としてジュール−トムソン膨張弁又は流体エキスパンダを用いる、少なくとも１段階、好ましくは２から４段階、より好ましくは３段階の膨張によって冷却される。この膨張の後に分離器によるガス生成物−液生成物の分離が続く。流体エキスパンダが用いられ、適正に運転される場合、動力の回収に伴うより高い効率、より多くの流れ温度の低下、及びフラッシュ段階時のより少ない蒸気生成によって、エキスパンダに伴うより高額の資本及び運転コストが十二分に埋め合わせられることが多い。１つの実施形態において、フラッシュする前の加圧されたＬＮＧを含む流れの冷却を増加させることは、１つ又は複数の流体エキスパンダによりこの流れの一部を最初にフラッシュし、その後、残りの加圧されたＬＮＧを含む流れを、フラッシュする前に前記フラッシュガス流を用いる間接的熱交換手段によって冷却することにより可能になる。加温されたフラッシュガス流は、その後、開放メタンサイクルで、温度と圧力に対する考慮に基づいて適当な位置へ戻すことにより循環され、再圧縮される。

第３のサイクルに流入する加圧されたＬＮＧを含む流れ、好ましくは液体流が、約３．７９〜４．４８ＭＰａ（約５５０〜６５０ｐｓｉａ）の好ましい圧力である場合は、３段階フラッシュ法に対する代表的フラッシュ圧力は、約１，１７１〜１，４４７（１７０〜２１０）、３１０〜５１７（４５〜７５）及び６８．９〜２７６（１０〜４０）ｋＰａ（ｐｓｉａ）である。加圧されたＬＮＧを含む流れ、好ましくは液体流を大気圧近くまでフラッシュすることにより、約−１５１℃から−１６２℃（華氏約−２４０度から−２６０度）の温度を有するＬＮＧ製品が生成される。

カスケードプロセスは、天然ガス流から冷媒に熱エネルギーを移送させるために１つ又は複数の冷媒を使用し、最終的には前記熱エネルギーを周囲環境に移送させる。本質的に、全体的な冷凍システムは、天然ガス流がより低い温度へと段々に冷却される際に天然ガス流から熱エネルギーを取り除くことによりヒートポンプとして機能する。

液化プロセスは、これに限定はされないが（ａ）間接的熱交換、（ｂ）蒸発、及び（ｃ）膨張又は圧力低下等が挙げられるいくつかの冷却タイプのうちの１つを用いることができる。本明細書で用いられているように、間接的熱交換は、冷凍剤と被冷却物質の間で実際に物理的に接触することなく、冷媒が被冷却物質を冷却する方法を指している。間接的熱交換手段の特定の例としては管式熱交換器、コアインケトル（ｃｏｒｅ ｉｎ ｋｅｔｔｌｅ）式熱交換器、蝋付けされたアルミニウム製プレートフィン式熱交換器で行われる熱交換がある。冷媒と被冷却物質の物理的状態はシステムの要求及び選択した熱交換器のタイプによって変わる可能性がある。それゆえ、管式熱交換器は一般に、冷凍剤が液体状態で被冷却物質が液体状態又はガス状態の場合、又は物質の１つが相変化を受け、プロセスの状態がコアインケトル（ｃｏｒｅ ｉｎ ｋｅｔｔｌｅ）式熱交換器の使用に有利で無い場合に用いられる。１つの例として、アルミニウム及びアルミニウム合金はコアの好ましい構成材料であるが、このような材料は指定されたプロセス条件で使用するには適さないかもしれない。プレートフィン式熱交換器は一般に、冷媒がガス状態で被冷却物質が液体状態又はガス状態の場合に用いられる。最後に、コアインケトル（ｃｏｒｅ ｉｎ ｋｅｔｔｌｅ）式熱交換器は一般に、熱交換時に被冷却物質が液体状態又はガス状態で冷媒が液体状態からガス状態へ相変化を受ける場合に用いられる。

蒸発冷却とは、一定の圧力に保持したシステムについて物質の一部を気化又は蒸発させることによって物質を冷却することを指す。それゆえ、蒸発時は、気化する一部の物質が液体状態で残っている一部の物質から熱を吸収し、その結果、液体部分を冷却する。

最後に、膨張又は圧力低減冷却とは、圧力低減手段を通過することによってガス、液体又は２相系の圧力が減少する場合に起こる冷却を指す。１つの実施形態では、この膨張手段はジュール−トムソン膨張弁である。別の実施形態では、膨張手段が流体エキスパンダか又はガスエキスパンダである。各エキスパンダは膨張プロセスから仕事エネルギーを回収するので、膨張するとプロセス流の低い温度が可能になる。

図１に記載した流れの系統及び装置は、本発明の液化方法の好ましい実施形態である。当業者は、図１が概略的な表現に過ぎず、したがって、理解を容易にするために、商用プラントで運転をうまく行うのに必要な多くの機器項目を省略していることを理解するであろう。このような項目としては、たとえば、コンプレッサ制御手段、流量及び液面の測定及びこれに対応する制御器、温度と圧力の制御手段、ポンプ、モータ、フィルタ、その他の熱交換器及び弁類等がある。これらの項目は標準的な技術上の慣例によって与えられるだろう。

図１の理解を容易にするために、以下の参照数字のつけ方を用いる。項目数字１００〜１９９は、主にメタンを含む流れのライン又は管路に対応している。項目数字２００〜２９９は、主にメタンを含む流体流を含み及び（又は）これら流体流上で稼動するプロセス容器と機器である。項目数字３００〜３９９は、主にプロパンを含む流れのライン又は管路に対応している。項目数字４００〜４９９は、主にプロパンを含む流体流を含み及び（又は）これら流体流上で稼動するプロセス容器と機器である。項目数字５００〜５９９は、主にエチレンを含む流れのライン又は管路に対応している。項目数字６００〜６９９は、主にエチレンを含む流体流を含み及び（又は）これら流体流上で稼動するプロセス容器と機器である。項目数字７００〜７９９は機械的駆動装置である。項目数字８００〜８９９は、図１に示したシステムの熱回収システム、蒸気発生又はその他の構成要素に関連する管路又は機器である。

図１について説明すると、前に説明したように、天然ガス供給原料流は、天然ガスパイプラインから管路１００に流入する。入口コンプレッサ２０２において、天然ガスは圧縮され、空気が冷却され、その結果、コンプレッサ２０２を出ていく天然ガスは一般に約３．４４ＭＰａから約５．５１ＭＰａ（約５００ｐｓｉａから約８００ｐｓｉａ）の範囲の圧力と一般に約２３．８℃から約７９．４℃（華氏約７５度から約１７５度）の範囲の温度を有する。天然ガスはその後管路１０２を経由して酸性ガス除去装置２０４に流れる。酸性ガス除去装置２０４は、ＣＯ_２及びＨ_２Ｓ等の酸性ガスを除去するためにアミン溶媒（たとえば、ジグリコールアミン）を用いることが好ましい。酸性ガス除去装置２０４は、ＣＯ_２を５０容積ｐｐｍ未満までに、Ｈ_２Ｓを２容積ｐｐｍ未満まで除去するように動作可能であることが好ましい。酸性ガスの除去後、天然ガスは、管路１０４を経由して、天然ガスからほぼすべての水を除去するように動作可能である脱水装置２０６に移送される。脱水装置２０６は、天然ガスを乾燥するために多段床の再生可能なモレキャラーシーブシステムを用いることが好ましい。乾燥された天然ガスは次に、管路１０６を経由して水銀除去システム２０８に送ることができる。水銀除去システム２０８は、天然ガスから水銀を除去するために硫黄を含浸させた活性炭を含む少なくとも１つの固定床容器を用いることが好ましい。得られた予備処理された天然ガスは、管路１０８を通って液化システムに導入される。

１番目の液化サイクルの一環として、ガス状プロパンが、第１及び第２のガスタービン駆動装置７００、７０２によってそれぞれ駆動される第１及び第２の多段プロパンコンプレッサ４００、４０２内で圧縮される。機械的に１つに結合され、単一の駆動装置で駆動される分離装置を用いることができるが、３段階の圧縮は単一の装置（すなわち、単一体）によって与えられることが好ましい。圧縮されると、第１及び第２のプロパンコンプレッサ４００、４０２から出た圧縮プロパンは、それぞれ管路３００、３０２を経由して共通管路３０４に導かれる。この圧縮プロパンは、その後、共通管路３０４を通って冷却器４０４に送られる。冷却器４０４のすぐ下流の液化プロパンの圧力と温度は、約３７．７〜５４．４℃（華氏約１００〜１３０度）及び１．１７〜１．４５ＭＰａ（１７０〜２１０ｐｓｉａ）であることが好ましい。図１には示してないが、液化プロパンから残りの軽質成分を除去するために冷却器４０４の下流かつ膨張弁４０６の上流に分離容器を配置することが好ましい。このような容器は、単一段のガス−液分離器からなっていてもよく又はより複雑化され、アキュムレータ部、凝縮器部及び吸収装置部からなり、これら各部の後の２つが、プロパンから残りの軽質成分を除去するために連続で運転されるか、定期的に接続状態にしてもよい。この容器から出て行く流れ又は場合によっては冷却器４０４から出て行く流れは、管路３０６を通って膨張弁４０６等の圧力低減手段に送られ、そこで液化プロパンの圧力が低減され、これによって液化プロパンの一部を気化又はフラッシュさせる。得られた２相の生成物は、その後、間接的熱交換手段２３９、２１０及び６０６を用いて、管路１５８経由で導入されたガス状メタン冷媒、管路１０８経由で導入された天然ガス供給原料及び管路５０６経由で導入されたガス状エチレン冷媒と間接的熱交換を行い、これによって管路１６０、１１０及び３１２経由でそれぞれ輸送される冷却された各ガス流を生成するために管路３０８を通って高段階のプロパン冷却器４０８に流入する。

冷却器４０８から出ていくフラッシュしたプロパンガスは、管路３１０を経由して第１及び第２のプロパンコンプレッサ４００、４０２の高段階の入口に戻される。残りの液体プロパンは、管路３１２を通って送られ、膨張弁４１０として示される圧力低減手段を通過することによって圧力がさらに減少され、その結果、液化プロパンの一部がさらに追加してフラッシュされる。得られた２相流はその後、管路３１４を通って中間段階のプロパン冷却器４１２に供給され、これによって冷却器４１２の冷媒を生成する。

高段階のプロパン冷却器４０８から出て行く冷却された天然ガス供給原料流は、管路１１０経由でノックアウト容器２１０に流入し、そこでガス相と液相が分離される。Ｃ_３及びこれより重質な成分が豊富な液相は管路１１２経由で取り除かれる。ガス相は管路１１４経由で取り除かれ中間段階のプロパン冷却器４１２に搬送される。エチレン冷媒は管路５０８経由で冷却器４１２に導入される。冷却器４１２において、処理された天然ガス流とエチレン冷媒流はそれぞれ間接熱交換手段２１４及び６０８によって冷却され、これによって、管路１１６及び５１０経由で冷却された処理済み天然ガス流とエチレン冷媒流を生成する。このように気化されたプロパン冷媒部分が分離され、管路３１６を通ってプロパンコンプレッサ４００、４０２の中間段階の入口に送られる。液体プロパンは、管路３１８を通って送られ、膨張弁４１４として示される圧力低減手段を通過することによって圧力がさらに減少され、その結果、液化プロパンの一部が余分にフラッシュされる。得られた２相流はその後、管路３２０を通って低い段階のプロパン冷却器／凝縮器４１６に供給され、これによって冷却器４１６の冷媒を生成する。

図１に示すように、冷却された処理済み天然ガス流は中間段階のプロパン冷却器４１２から管路１１６経由で低い段階のプロパン冷却器／凝縮器４１６に流れる。冷却器４１６において、この流れは間接熱交換手段２１６によって冷却される。同じようなやり方で、エチレン冷媒流が中間段階のプロパン冷却器４１２から管路５１０経由で低段階のプロパン冷却器／凝縮器４１６に流れる。後者においては、エチレン冷媒流は間接熱交換手段６１０によってほぼ全量が凝縮される。蒸発したプロパンは低段階のプロパン冷却器／凝縮器４１６から取り除かれ、管路３２２経由でプロパンコンプレッサ４００、４０２の低段階入口に戻される。図１は、管路１１６及び５１０によって供給される流れの冷却が同一容器内で起こる場合を示しているが、流れ１１６の冷却と、流れ５１０の冷却及び凝縮はそれぞれ別のプロセス容器（たとえば、分離冷却器及び分離凝縮器）内で行われてもよい。

図１に示すように、冷却、圧縮された一部の開放メタンサイクルガス流が、管路１６２によって供給され、低段階のプロパン冷却器／凝縮器４１６から出て管路１１８を経由する処理済み天然ガス供給原料流と一緒になり、これによって液化流を形成し、この液化流はその後、管路１２０経由で高段階エチレン冷却器６１８に導入される。エチレン冷媒は管路５１２経由で低段階のプロパン冷却器／凝縮器４１６から出て、分離容器６１２に供給され、そこで軽質成分が管路５１３経由で取り除かれ、凝縮したエチレンが管路５１４経由で取り除かれる。分離容器６１２は、液化プロパン冷媒から軽質成分を除去する場合に説明した前の容器と同様のものであり、単一段のガス−液分離器でもよく、又は系から除去される軽質成分の選択性がより大きくなる多段の操作でもよい。プロセスのこの箇所におけるエチレン冷媒は、一般に約−２６から約−３４．４℃（華氏約−１５度から約−３０度）の範囲の温度と約１．８６ＭＰａから約２．０７ＭＰａ（約２７０ｐｓｉａから約３００ｐｓｉａ）の範囲の圧力である。エチレン冷媒はその後、管路５１４を経由して、メインエチレンエコノマイザ６９０へ流れ、そこで間接熱交換手段６１４により冷却され、管路５１６経由で取り除かれ、膨張弁６１６等の圧力低減手段に送られ、その結果、冷媒がフラッシュされて前以て選択した温度と圧力になり、管路５１８経由で高段階のエチレン冷却器６１８に供給される。蒸気は管路５２０経由でこの冷却器から取り除かれてメインエチレンエコノマイザ６９０へ送られ、そこで間接熱交換手段６１９を介して冷媒として機能する。エチレン蒸気はその後、管路５２２経由でエチレンエコノマイザ６９０から取り除かれ、第１及び第２のエチレンコンプレッサ６００、６０２の高段階の入口に供給される。高段階のエチレン冷却器６１８で蒸発しないエチレン冷媒は管路５２４経由で取り除かれ、間接熱交換手段６２０によってさらに冷却するためにエチレンエコノマイザ６９０へ戻され、エチレンエコノマイザ６９０から管路５２６経由で取り除かれ、膨張弁６２２として示される圧力低減手段内でフラッシュされ、その結果、得られた２相の生成物は管路５２８経由で低段階のエチレン冷却器６２４内に導入される。液化流は管路１２２経由で高段階エチレン冷却器６１８から取り除かれ、低段階エチレン冷却器６２４に直接供給され、そこで間接熱交換手段２２０によって冷却と部分的凝縮をさらに追加して行う。得られた２相流はその後管路１２４経由で２相分離器２２２に流れ、そこからメタンを多く含んだ蒸気流が管路１２８経由で、Ｃ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体流が管路１２６経由でそれぞれ生成され、Ｃ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体流は次に容器２２４でフラッシュ又は分留され、これによって管路１３２経由の重質成分流と、管路１６４経由で移送され、管路１５０経由の第２の流れと一緒になった後、高段階のメタンコンプレッサ２３４、２３６に供給される第２のメタンを多く含んだ流れとを生成する。

管路１２８内の流れと管路１２９によって供給される冷却、圧縮された開放メタンサイクルガス流が一緒になり、管路１３０経由で低段階エチレン凝縮器６２８に供給され、そこでこの流れは、管路５３２経由で低段階エチレン凝縮器６２８に送られる低段階エチレン冷却器６２４からの排出液体と間接熱交換手段２２６によって熱を交換する。凝縮器６２８において、一緒になった流れが凝縮され、凝縮器６２８から管路１３４経由で加圧されたＬＮＧを含む流れが生成される。管路５３０を経由する低段階エチレン冷却器６２４からの蒸気、及び管路５３４を経由する低段階エチレン凝縮器６２８からの蒸気は一緒になって、管路５３６経由でメインエチレンエコノマイザ６９０へ送られ、そこで間接熱交換手段６３０を介して冷媒として機能する。この流れはその後、管路５３８経由でメインエチレンエコノマイザ６９０からエチレンコンプレッサ６００、６０２の低段階の入口に送られる。図１に示すように、コンプレッサ６００、６０２の低段階の入口経由で導入された蒸気のコンプレッサ排出ガスが取り出され、中間クーラー６４０、６４２によって冷却され、管路５２２内に存在する高段階の流れと共に注入するためにエチレンコンプレッサ６００、６０２に戻される。この２段階は、それぞれ別のモジュールにし、共通の駆動装置に機械的に結合されたモジュールとすることができるが、単一モジュールであることが好ましい。エチレンコンプレッサ６００、６０２から出ていく圧縮されたエチレン生成物は、管路５００及び５０２を経由して共通の管路５０４へ送られる。圧縮されたエチレンはその後、共通の管路５０４を経由して下流クーラー６０４に導かれる。クーラー６０４からの生成物は管路５０６を通って流れ、上記で説明したように、高段階のプロパン冷却器４０８内に導入される。

管路１３４内の加圧されたＬＮＧを含む流れ、好ましくはその全体が液体流である流れは、一般に約−９５．５℃から約−７８．８℃（華氏約−１４０度から約−１１０度）の範囲の温度と約４．１４ＭＰａから約４．３４ＭＰａ（約６００ｐｓｉａから約６３０ｐｓｉａ）の範囲の圧力である。この流れは、以下で説明するように、管路１３４を経由し、メインメタンエコノマイザ２９０を通り、そこで間接熱交換手段２２８によりさらに冷却される。メインメタンエコノマイザ２９０からの加圧されたＬＮＧを含む流れは、管路１３６を通り、その圧力は膨張弁２２９として示される圧力低減手段によって減少され、これによってガス流の一部が気化又はフラッシュし、これによってフラッシュガス流を生成する。このフラッシュされた流れは、その後、管路１３８を経由して高段階のメタンフラッシュドラム２３０に送られ、そこで、管路１４０を通して排出されるフラッシュガス流と管路１６６を通して排出される液相流（すなわち、加圧されたＬＮＧを含む流れ）に分離される。このフラッシュガス流はその後、管路１４０を経由してメインメタンエコノマイザ２９０へ移送され、そこで間接熱交換手段２３２を介して冷媒として機能する。このフラッシュガス流（すなわち、加温されたフラッシュガス流）はメインメタンエコノマイザ２９０を出て管路１５０を経由し、そこで管路１６４によって供給されるガス流と一緒になる。これらの流れは、その後、高段階のメタンコンプレッサ２３４、２３６の入口に供給される。管路１６６内の液体相は第２のメタンエコノマイザ２４４を通り、そこで下流のフラッシュガス流により間接熱交換手段２４６を介してさらに冷却される。冷却されたこの液体は、管路１６８経由で第２のメタンエコノマイザ２４４を出ていき、圧力をさらに低下させ同時にその第２の部分を気化させるために膨張弁２４８として示される圧力低減手段を通して膨張されるか又はフラッシュされる。このフラッシュガス流は、その後、中間段階のメタンフラッシュドラム２５０に送られ、そこで、管路１７２を通過するフラッシュガス流と管路１７０を通過する液相流に分離される。このフラッシュガス流は、管路１７２を通って第２のメタンエコノマイザ２４４へ流れ、そこで間接熱交換手段２５２を介して、管路１６６経由でエコノマイザ２４４に導入された液体を冷却する。管路１７４は、第２のメタンエコノマイザ２４４内の間接熱交換手段２５２とメインメタンエコノマイザ２９０内の間接熱交換手段２５４の間の流れの管路としての役割を果たす。加温されたフラッシュガス流は、中間段階のメタンコンプレッサ２５６、２５８の入口に連結される管路１７６を経由してメインメタンエコノマイザ２９０を出ていく。管路１７０経由で中間段階のフラッシュドラム２５０を出ていくこの液体相は、膨張弁２６０として示される圧力低減手段を通過することによって圧力がさらに、好ましくは約１７２ｋＰａ（２５ｐｓｉａ）まで低下される。さらにまた、液化ガスの第３の部分が気化又はフラッシュされる。膨張弁２６０から出ていく流体は最終すなわち低段階のフラッシュドラム２６２に送られる。フラッシュドラム２６２においては、蒸気相が、フラッシュガス流として分離され、このフラッシュガス流が間接熱交換手段２６４を介して冷媒として機能する第２のメタンエコノマイザ２４４に管路１８０を通して送られ、フラッシュガス流が間接熱交換手段２６６を介して冷媒として機能するメインメタンエコノマイザ２９０に連結された管路１８２を経由して第２のメタンエコノマイザ２４４を出ていき、最終的には低段階のメタンコンプレッサ２６８、２７０の入口に連結される管路１８４を経由してメインメタンエコノマイザ２９０を出ていく。おおよそ大気圧であるフラッシュドラム２６２からの液化天然ガス製品（すなわち、ＬＮＧ流）は、管路１７８経由で貯蔵装置に送られる。貯蔵装置からの低圧、低温のＬＮＧが蒸発した蒸気流は、このような流れを、ガス流温度とできるだけ密接に釣り合うという要求に基づいて選択した管路である管路１８０、１８２又は１８４のいずれかにある低圧フラッシュガスと一緒にすることによって回収することが好ましい。

図１に示すように、メタンコンプレッサ２３４、２３６、２５６、２５８、２６８、２７０は、機械的に１つに結合され２つの駆動装置７０４、７０６によって駆動される個別の装置として存在することが好ましい。低段階のメタンコンプレッサ２６８、２７０からの圧縮されたガスは中間クーラー２８０、２８２を通り、第２段階の圧縮前に管路１７６内の中間圧力のガスと一緒になる。中間段階のメタンコンプレッサ２５６、２５８からの圧縮されたガスは中間クーラー２８４、２８６を通り、第３段階の圧縮前に管路１５０経由で供給される高圧ガスと一緒になる。この圧縮されたガス（すなわち、圧縮された開放メタンサイクルガス流）は高段階のメタンコンプレッサ２３４、２３６から管路１５２，１５４を通して吐出され、管路１５６で一緒になる。圧縮されたメタンガスはその後クーラー２３８で冷却され、上記で述べたように、管路１５８経由で高段階のプロパン冷却器４０８に送られる。この流れは、間接熱交換手段２３９を介して冷却器４０８で冷却され、管路１６０経由でメインメタンエコノマイザ２９０に流れる。本明細書及び前の記述で用いているように、コンプレッサとは圧縮の各段及び中間冷却に関連した任意の機器を指している。

図１に示すように、メインメタンエコノマイザ２９０に入る冷却器４０８からの圧縮された開放メタンサイクルガス流はその全体が、間接熱交換手段２４０を通る流れによって冷却される。この冷却された流れの一部がその後、管路１６２経由で取り除かれ、高段階エチレン冷却器６１８の上流で処理された天然ガス供給原料流と一緒になる。この冷却された流れの残りの部分は、メインメタンエコノマイザ２９０内の間接熱交換手段２４２によってさらなる冷却を受け、そこから管路１２９経由で生成される。この流れは、エチレン凝縮器６２８の上流の位置で管路１２８内の流れと一緒になり、その後、この液化流は、間接熱交換手段２２６を通る流れによってエチレン凝縮器６２８内で大部分が液化される。

図１に示すように、第１のプロパンコンプレッサ４００及び第１のエチレンコンプレッサ６００が、単一の第１のガスタービン７００によって駆動されることが好ましく、一方、第２のプロパンコンプレッサ４０２及び第２のエチレンコンプレッサ６０２は、単一の第２のガスタービン７０２によって駆動される。第１及び第２のガスタービン７００、７０２は好適であればどんな市販ガスタービンでも用いることができる。ガスタービン７００、７０２はジョージア州アトランタ市のＧＥ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ社が市販しているＦｒａｍｅ７又はＦｒａｍｅ９ガスタービンが好ましい。図１から、プロパンコンプレッサ４００、４０２及びエチレンコンプレッサ６００、６０２は、流体の流れがそれぞれ並列になってプロパン冷凍サイクル及びエチレン冷凍サイクルにそれぞれ連結され、その結果、プロパンとエチレンの各冷凍サイクルにおいて用いられる冷媒流のおおよそ半分に対し、各コンプレッサが全部の圧力増加をもたらしていることがわかる。このような複数のプロパンとエチレンのコンプレッサの並列構成は、ＬＮＧプラントの稼働率を著しく高める「２系列を１つにする」（‘‘ｔｗｏ−ｔｒａｉｎｓ−ｉｎ−ｏｎｅ’’）設計を提供する。それゆえ、たとえば、保守整備又は修理のために第１のガスタービン７００の運転停止が必要な場合、第２のガスタービン７０２、第２のプロパンコンプレッサ４０２、及び第２のエチレンコンプレッサ６０２が依然としてプラントの運転継続のために使用できるので、ＬＮＧプラント全体の運転を停止する必要はない。

このような「２系列を１つにする」理念は、さらに、メタンコンプレッサ２３４、２３６、２５６、２５８、２６８、２７０に動力を供給する２つの駆動装置７０４、７０６の使用で示される。第１のスチームタービン７０４は、第１の高段階メタンコンプレッサ２３４、第１の中間段階メタンコンプレッサ２５６、及び第１の低段階メタンコンプレッサ２６８に動力を供給するのに使用され、一方、第２のスチームタービン７０６は、第２の高段階メタンコンプレッサ２３６、第２の中間段階メタンコンプレッサ２５８、及び第２の低段階メタンコンプレッサ２７０に動力を供給するのに使用される。第１及び第２のスチームタービン７０４、７０６は好適であればどんな市販スチームタービンでも用いることができる。図１から、第１のメタンコンプレッサ２３４、２５６、２６８は、流体の流れがお互いに直列になって開放メタン冷凍サイクルに連結され、また第２のメタンコンプレッサ２３６、２５８、２７０と並列になっていることがわかる。それゆえ、開放メタン冷凍サイクルにおいてメタン冷媒流のおおよそ半分に対し、第１のメタンコンプレッサ２３４、２５６、２６８が協同で全部の圧力増加をもたらしており、第１のコンプレッサ２６８、２５６、２３４の各々はこのような全圧力増加のうちの１つの増加部分を与えている。同様に、この開放メタン冷凍サイクルにおいてメタン冷媒流の残りの半分に対し、第２のメタンコンプレッサ２３６、２５８、２７０が協同で全部の圧力増加をもたらしており、第２のコンプレッサ２７０、２５８、２３６の各々はこのような全圧力増加のうちの１つの増加部分を与えている。このようなメタンの駆動装置とコンプレッサの構成は、「２系列を１つにする」設計理念と一致するものである。それゆえ、たとえば、保守整備又は修理のために第１のスチームタービン７０４の運転停止が必要な場合、第２のスチームタービン７０６、第２のメタンコンプレッサ２３６、２５８、２７０が依然としてプラントの運転継続のために使用できるので、ＬＮＧプラント全体の運転を停止する必要はない。

この開放メタンサイクル用の駆動装置／コンプレッサ構成によってもたらされた「２系列を１つにする」ことの利益のほかに、単一の駆動装置の代わりに２つのスチームタービン７０４、７０６を使用することによって、直列に連結されたメタンコンプレッサ２３４、２５６、２６８及び２３６、２５８、２７０の間の各ギアボックスを削除することが可能になる。このようなギアボックスは、購入、設置及び保守整備の費用が高価になる可能性がある。２つのスチームタービン７０４、７０６を単一の従来形の大型タービンよりも高速で運転する能力によって各ギアボックス（一般に中間段階のコンプレッサと高段階のコンプレッサの間に配置されている）を削除することが可能になる。さらに、特にこのような設計でもたらされた利益を考慮すると、より小型の２つのスチームタービンの設備費対大型の１つのタービンの設備費は最小になっている。

開放メタン冷凍サイクルにおいてガスタービンの代わりにスチームタービン７０４、７０６を使用すれば、廃熱回収によってプラントの熱効率向上が可能になる。図１は、ガスタービン７００，７０２を出て管路８００経由で間接熱交換器８０２に導かれる高温排気ガスを示している。熱交換器８０２において、ガスタービン排気からの熱は管路８０４を流れる水／水蒸気流に移動される。管路８０４内の加熱された水蒸気は、その後水蒸気管路８０６、８１０経由で第１及び第２のスチームタービン７０４、７０６に導くことができる。したがって、ガスタービン７００，７０２の排気から回収された熱は、スチームタービン７０４、７０６に動力を供給する手助けに使用することができ、これによってＬＮＧプラントの熱効率を向上させる。

ガスタービンを使用してコンプレッサを駆動するＬＮＧプラントについて存在する１つの問題はガスタービンの立ち上げである。ガスタービンを起動するためには、先ず電動機又はスチームタービン等の外部スタータ駆動装置によってタービンを回転させなければならない。しかしながら、スチームタービンは外部のスタータ駆動装置を使用せずに起動することができる。図１は、高圧水蒸気を管路８１４、８０４、８０６、８１０経由でスチームタービン７０４、７０６に導くことにより、パッケージボイラ８１２等の水蒸気源をスチームタービン７０４、７０６の立ち上げに使用することができることを示している。さらに、ヘルパ／スタータスチームタービン７０８、７１０をガスタービン７００，７０２に機械的に結合することができる。このようなヘルパ／スタータスチームタービン７０８、７１０は、パッケージボイラ８１２によって（管路８１６、８１８、８２０経由で）動力を供給し、ガスタービン７００，７０２の回転を適切な起動回転数（ＲＰＭ）まであげるのに使用することができる。さらに、ヘルパ／スタータタービン７０８、７１０は、プロパンコンプレッサ４００，４０２及びエチレンコンプレッサ６００、６０２を駆動するために、ＬＮＧプラントの通常運転時に用いて追加の動力を供給することができる。

上記で説明した好ましい形態は、単なる例証として使用すべきであり、本発明の範囲を説明するという限定した意味で使用すべきではない。上に記載した模範的な実施形態に対して、本発明の精神を逸脱することなく、明らかな変更形態が当業者によって容易になされるであろう。

本発明者らは、以下の請求項に記載するように本発明の文字通りの範囲から材料上逸脱している装置ではなくこの範囲の外にある装置に関するものとして本発明の理にかなって公正な範囲を決定、評価するために均等論に依拠する意図を本明細書で表明する。

新規な駆動装置／コンプレッサシステムの構成及び熱回収システムを用いるＬＮＧ製造用のカスケード冷凍プロセスの簡略流れ図であり、図１の参照数字は、１００〜１９９：主としてメタン流の管路、２００〜２９９：主としてメタン流の機器と容器、３００〜３９９：主としてプロパン流の管路、４００〜４９９：主としてプロパン流の機器と容器、５００〜５９９：主としてエチレン流の管路、６００〜６９９：主としてエチレン流の機器と容器、７００〜７９９：駆動装置及び関連機器、８００〜８９９：熱回収、流れ生成用管路及び機器、並びにその他の構成要素のように要約することができる。

Claims (79)

1. （ａ）第１のガスタービンを使用して第１のコンプレッサを駆動し、これによって第１の冷凍サイクルの第１の冷媒を圧縮する段階と、
   （ｂ）第２のガスタービンを使用して第２のコンプレッサを駆動し、これによって前記第１の冷凍サイクルの第１の冷媒を圧縮する段階と、
   （ｃ）第１のスチームタービンを使用して第３のコンプレッサを駆動し、これによって第２の冷凍サイクルの第２の冷媒を圧縮する段階と、
   （ｄ）第２のスチームタービンを使用して第４のコンプレッサを駆動し、これによって前記第２の冷凍サイクルの第２の冷媒を圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法。
2. （ｅ）前記第１のガスタービンを使用して第５のコンプレッサを駆動し、これによって第３の冷媒を圧縮する段階と、
   （ｆ）前記第２のガスタービンを使用して第６のコンプレッサを駆動し、これによって前記第３の冷媒を圧縮する段階とを含む請求項１に記載の方法。
3. 前記第２及び第３の冷媒は実質的に異なった組成を有する請求項２に記載の方法。
4. 前記１及び第３の冷媒は実質的に異なった組成を有する請求項２に記載の方法。
5. 前記第１の冷媒は大部分がプロパンを含む請求項４に記載の方法。
6. 前記第２の冷媒は大部分がメタンを含み、前記第３の冷媒は大部分がエチレンを含む請求項５に記載の方法。
7. 前記第１の冷媒サイクルは密閉冷媒サイクルである請求項１に記載の方法。
8. 前記第２の冷媒サイクルは開放冷媒サイクルである請求項７に記載の方法。
9. 前記第１及び第２のコンプレッサは並列になって前記第１の冷凍サイクルに連結され、前記第３及び第４のコンプレッサは並列になって前記第２の冷凍サイクルに連結されている請求項１に記載の方法。
10. （ｇ）前記第１及び第２のガスタービンの少なくとも１つから廃熱を回収する段階と、
    （ｈ）前記回収された廃熱の少なくとも一部を使用して前記第１及び第２のスチームタービンの少なくとも１つに動力を供給する手助けをする段階とを含む請求項１に記載の方法。
11. （ｇ）前記第１及び第２のガスタービンの両方から廃熱を回収する段階と、
    （ｈ）前記回収された廃熱の少なくとも一部を使用して前記第１及び第２のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階とを含む請求項１に記載の方法。
12. （ｋ）第３のスチームタービンを使用して前記第１のコンプレッサの駆動を助ける段階と、
    （ｌ）第４のスチームタービンを使用して前記第２のコンプレッサの駆動を助ける段階とを含む請求項１に記載の方法。
13. （ａ）第１のガスタービンを使用して第１のコンプレッサ及び第２のコンプレッサを駆動し、これによって前記第１及び第２のコンプレッサ内の第１及び第２の冷媒をそれぞれ圧縮する段階と、
    （ｂ）第２のガスタービンを使用して第３のコンプレッサ及び第４のコンプレッサを駆動し、これによって前記第３及び第４のコンプレッサ内の前記第１及び第２の冷媒をそれぞれ圧縮する段階と、
    （ｃ）前記第１及び第２のガスタービンの少なくとも１つから廃熱を回収する段階と、
    （ｄ）前記回収された廃熱の少なくとも一部を使用して第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階と、
    （ｅ）前記第１のスチームタービンによって駆動される第５のコンプレッサ内の第３の冷媒を圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法。
14. 前記第１、第２及び第３の各冷媒はそれぞれ第１、第２及び第３の異なった炭化水素を５０モル％以上含む請求項１３に記載の方法。
15. 前記第１の炭化水素はプロパン又はプロピレンであり、前記第２の炭化水素はエタン又はエチレンであり、前記第３の炭化水素はメタンである請求項１４に記載の方法。
16. 前記第１、第２及び第３の各冷媒はそれぞれ前記第１、第２及び第３の炭化水素を７５モル％以上含む請求項１５に記載の方法。
17. 前記第１及び第３のコンプレッサは並列になって第１の冷凍サイクルに連結され、前記第２及び第４のコンプレッサは並列になって第２の冷凍サイクルに連結されている請求項１３に記載の方法。
18. （ｆ）前記回収された廃熱の少なくとも一部を使用して第２のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階と、
    （ｇ）前記第２のスチームタービンによって駆動される第６のコンプレッサ内の前記第３の冷媒を圧縮する段階とを含む請求項１３に記載の方法。
19. 前記第１及び第３のコンプレッサは並列になって第１の冷凍サイクルに連結され、前記第２及び第４のコンプレッサは並列になって第２の冷凍サイクルに連結され、前記第５及び第６のコンプレッサは並列になって第３の冷凍サイクルに連結されている請求項１８に記載の方法。
20. （ｈ）前記第１のスチームタービンによって駆動される第７及び第８のコンプレッサ内の前記第３の冷媒を圧縮する段階と、
    （ｉ）前記第２のスチームタービンによって駆動される第９及び第１０のコンプレッサ内の前記第３の冷媒を圧縮する段階とを含む請求項１９に記載の方法。
21. 前記第５、第７及び第８のコンプレッサは直列になって前記第３の冷凍サイクルに連結され、前記第６、第９及び第１０のコンプレッサは直列になって前記第３の冷凍サイクルに連結されている請求項２０に記載の方法。
22. 前記第５、第７及び第８のコンプレッサは、前記第６、第９及び第１０のコンプレッサと並列になって前記第３の冷凍サイクルに連結されている請求項２１に記載の方法。
23. 前記第１の冷媒は大部分がプロパンを含み、前記第２の冷媒は大部分がエチレンを含み、前記第３の冷媒は大部分がメタンを含む請求項２２に記載の方法。
24. （ｊ）前記第３の冷媒の少なくとも一部を前記天然ガスと一緒にする段階を含む請求項１３に記載の方法。
25. （ｋ）天然ガスの少なくとも一部を開放メタン冷凍サイクルにおける前記第３の冷媒として使用する段階を含む請求項１３に記載の方法。
26. （ｌ）前記第１及び第２の冷媒で前記第３の冷媒を冷却する段階を含む請求項１３に記載の方法。
27. 前記プロセスはカスケード式の天然ガス液化プロセスである請求項１３に記載の方法。
28. （ａ）第１の冷媒を第１のガスタービンで駆動される第１のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｂ）前記第１のガスタービンから廃熱を回収する段階と、
    （ｃ）前記第１のガスタービンから回収された廃熱の少なくとも一部を使用して第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階と、
    （ｄ）大部分がメタンを含む第２の冷媒を前記第１のスチームタービンで駆動される第２のコンプレッサ内で圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法。
29. 前記第１の冷媒は大部分が、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン、及びそれらの組み合わせからなる群から選択される１つの炭化水素を含む請求項２８に記載の方法。
30. 前記第１の冷媒は大部分がプロパン又はプロピレンを含み、前記第２の冷媒はメタンを少なくとも約７５モル％含む請求項２８に記載の方法。
31. （ｅ）第１の冷却器内の前記第１の冷媒で天然ガスを冷却する段階と、
    （ｆ）前記第１の冷却器の下流において、エコノマイザ内で前記第２の冷媒を使用して天然ガスを冷却する段階とを含む請求項２８に記載の方法。
32. （ｇ）第３の冷媒を第２のガスタービンで駆動される第３のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｈ）前記第２のガスタービンから廃熱を回収する段階と、
    （ｉ）第２のガスタービンから回収された廃熱の少なくとも一部を使用して前記第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階とを含む請求項３１に記載の方法。
33. （ｊ）前記第１の冷却器の下流かつ前記エコノマイザの上流において、第２の冷却器内で前記第３の冷媒を使用して天然ガスを冷却する段階を含む請求項３２に記載の方法。
34. 前記第１の冷媒は大部分がプロパン又はプロピレンを含み、前記第２の冷媒は大部分がメタンを含み、前記第３の冷媒は大部分がエタン又はエチレンを含む請求項３３に記載の方法。
35. （ｋ）前記第２の冷却器の下流で、第２の冷媒として使用するために天然ガスの少なくとも一部を分離する段階を含む請求項３４に記載の方法。
36. （ｈ）前記第３の冷媒の少なくとも一部を、前記第１のガスタービンで駆動される第４のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｍ）前記第１の冷媒の少なくとも一部を、前記第２のガスタービンで駆動される第５のコンプレッサ内で圧縮する段階とを含む請求項３３に記載の方法。
37. （ｎ）前記第１のガスタービンから回収された廃熱の少なくとも一部を使用して第２のスチームタービンに動力を供給する手助けをする段階と、
    （ｏ）前記第２の冷媒の少なくとも一部を、前記第２のスチームタービンで駆動される第６のコンプレッサ内で圧縮する段階とを含む請求項２８に記載の方法。
38. （ｐ）前記第２の冷媒の少なくとも一部を、前記第１のスチームタービンで駆動される第７及び第８のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｑ）前記第２の冷媒の少なくとも一部を、前記第２のスチームタービンで駆動される第９及び第１０のコンプレッサ内で圧縮する段階とを含む請求項３７に記載の方法。
39. 前記第１の冷媒は大部分がプロパンを含み、前記第２の冷媒は大部分がメタンを含み、前記第３の冷媒は大部分がエチレンを含む請求項３８に記載の方法。
40. （ａ）大部分が、プロパン、プロピレン及びそれらの組み合わせからなる群から選択される１つの炭化水素を含む第１の冷媒を、第１のタービンで駆動される第１のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｂ）大部分が、エタン、エチレン及びそれらの組み合わせからなる群から選択される１つの炭化水素を含む第２の冷媒を、前記第１のタービンで駆動される第２のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｃ）第１の冷却器内の前記第１の冷媒を使用して天然ガスを冷却する段階と、
    （ｄ）第２の冷却器内の前記第２の冷媒を使用して天然ガスを冷却する段階とを含む天然ガスの液化方法。
41. （ｅ）前記第１の冷媒の少なくとも一部を、第２のタービンで駆動される第３のコンプレッサ内で圧縮する段階と、
    （ｆ）前記第２の冷媒の少なくとも一部を、前記第２のタービンで駆動される第４のコンプレッサ内で圧縮する段階を含む請求項４０に記載の方法。
42. 前記第１及び第２のタービンはガス駆動タービンである請求項４１に記載の方法。
43. エコノマイザ内で天然ガスの一部を第３の冷媒として使用して天然ガスを冷却する段階を含む請求項４２に記載の方法。
44. （ｈ）前記第３の冷媒の少なくとも一部を、スチーム駆動タービンである第３のタービンで駆動される第５のコンプレッサ内で圧縮する段階を含む請求項４３に記載の方法。
45. （ｉ）前記第１及び第２のタービンの少なくとも１つから廃熱を回収する段階と、
    （ｊ）前記回収された廃熱の少なくとも一部を使用して前記第３のタービンに動力を供給する手助けをする段階とを含む請求項４４に記載の方法。
46. 前記第２の冷却器は前記第１の冷却器の下流に配置され、前記エコノマイザは前記第２の冷却器の下流に配置されている請求項４５に記載の方法。
47. 前記第１の冷媒は大部分がプロパンを含み、前記第２の冷媒は大部分がエチレンを含み、前記第３の冷媒は大部分がメタンを含む請求項４６に記載の方法。
48. （ｋ）前記第３の冷媒の少なくとも一部を、スチーム駆動タービンである第４のタービンで駆動される第６のコンプレッサ内で圧縮する段階を含む請求項４７に記載の方法。
49. （ａ）天然ガスの一部を第１の冷媒として使用して前記天然ガスを冷却する段階と、
    （ｂ）前記第１の冷媒の少なくとも一部を、第１のスチームタービンで駆動される第１群のコンプレッサで圧縮する段階と、
    （ｃ）前記第１の冷媒の少なくとも一部を、第２のスチームタービンで駆動される第２群のコンプレッサで圧縮する段階とを含む天然ガスの液化方法。
50. 前記第１群及び第２群の各コンプレッサは、並列になって第１の冷凍サイクルに連結されている請求項４９に記載の方法。
51. 前記第１群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも２つの個別のコンプレッサを含み、前記第２群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも２つの個別のコンプレッサを含む請求項５０に記載の方法。
52. 段階（ｂ）は、前記第１群のコンプレッサの個別のコンプレッサを実質的に同一速度で回転させること含み、段階（ｃ）は、前記第２群のコンプレッサの個別のコンプレッサを実質的に同一速度で回転させることを含む請求項５１に記載の方法。
53. 前記第１群のコンプレッサの隣接する個別のコンプレッサは、ギアボックスを使用せずに駆動系がお互いに結合されており、前記第２群のコンプレッサの隣接する個別のコンプレッサは、ギアボックスを使用せずに駆動系がお互いに結合されている請求項４９に記載の方法。
54. 前記第１群のコンプレッサは、直列になって第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも３つの個別のコンプレッサを含み、前記第２群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも３つの個別のコンプレッサを含む請求項５３に記載の方法。
55. （ｄ）第２の冷媒を第１のガスタービンで駆動される第２の冷媒コンプレッサで圧縮する段階と、
    （ｅ）前記第２の冷媒で前記天然ガスを冷却する段階と、
    （ｆ）前記第１のガスタービンからの廃熱を回収する段階と、
    （ｇ）前記回収された廃熱を使用して前記第１及び第２のスチームタービンの少なくとも１つに動力を供給する手助けをする段階とを含む請求項４９に記載の方法。
56. 前記第１の冷媒は大部分がメタンを含み、前記第２の冷媒は大部分が、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン、及びそれらの組み合わせからなる群から選択される１つの炭化水素を含む請求項５５に記載の方法。
57. （ａ）蒸気発生器で高圧水蒸気を発生する段階と、
    （ｂ）前記高圧水蒸気の第１の部分を使用して、第１のガスタービンに駆動系が結合された第１のスタータスチームタービンに動力を供給する段階と、
    （ｃ）前記高圧水蒸気の第２の部分を使用して、第２のガスタービンに駆動系が結合された第２のスタータスチームタービンに動力を供給する段階と、
    （ｄ）前記高圧水蒸気の第３の部分を使用して、第１群のコンプレッサに駆動系が結合された第１のメインスチームタービンに動力を供給する段階と、
    （ｅ）前記高圧水蒸気の第４の部分を使用して、第１群のコンプレッサに駆動系が結合された第２のメインスチームタービンに動力を供給する段階とを含むＬＮＧプラントの立ち上げ方法。
58. 多段階で天然ガスを冷却する複数冷凍サイクルにおいて複数冷媒を用いる天然ガス液化装置であって、
    第１の冷凍サイクルの第１の冷媒を圧縮する第１のコンプレッサと、
    第２の冷凍サイクルの第２の冷媒を圧縮する第２のコンプレッサと、
    前記第１及び第２のコンプレッサを駆動する第１のガスタービンと
    前記第１の冷凍サイクルの前記第１の冷媒を圧縮する第３のコンプレッサと、
    前記第２の冷凍サイクルの前記第２の冷媒を圧縮する第４のコンプレッサと、
    前記第３及び第４のコンプレッサを駆動する第２のガスタービンと、
    第３の冷凍サイクルの第３の冷媒を圧縮する第５のコンプレッサと、
    前記第５のコンプレッサを駆動する第１のスチームタービンと、
    前記第１及び第２のガスタービンの少なくとも１つから廃熱を回収し、前記回収された廃熱を使用して前記第１のスチームタービンに動力を供給する手助けをする熱回収システムとを備える装置。
59. 前記第１のガスタービンは排気出口を備え、前記第１のスチームタービンは水蒸気入口を備え、前記熱回収システムは、前記第１のガスタービンの前記排気出口に流体の流れが結合された第１の側及び前記第１のスチームタービンの前記水蒸気入口に流体の流れが結合された第２の側を有する間接熱交換器を備える請求項５８に記載の装置。
60. 前記第１及び第３のコンプレッサの流体の流れは並列になって前記第１の冷凍サイクルに連結され、前記第２及び第４のコンプレッサの流体の流れは並列になって前記第２の冷凍サイクルに連結されている請求項５８に記載の装置。
61. 前記第３の冷凍サイクルの前記第３の冷媒を圧縮する第６のコンプレッサと、
    前記第６のコンプレッサを駆動する第２のスチームタービンとを備える請求項６０に記載の装置。
62. 前記第５及び第６のコンプレッサの流体の流れは並列になって前記第３の冷凍サイクルに連結されている請求項６１に記載の装置。
63. 前記第１のスチームタービンによって駆動され、前記第３の冷媒を圧縮する第７のコンプレッサと、前記第２のスチームタービンによって駆動され、前記第３の冷媒を圧縮する第８のコンプレッサとを備える請求項６２に記載の装置。
64. 前記第１のスチームタービンによって駆動され、前記第３の冷媒を圧縮する第９のコンプレッサと、前記第２のスチームタービンによって駆動され、前記第３の冷媒を圧縮する第１０のコンプレッサとを備える請求項６３に記載の装置。
65. 前記第５、第７及び第９のコンプレッサの流体の流れは直列になって前記第３の冷凍サイクルに連結され、前記第６、第８及び第１０のコンプレッサの流体の流れは直列になって前記第３の冷凍サイクルに連結されている請求項６４に記載の装置。
66. 前記第５、第７及び第９のコンプレッサの流体の流れは前記第６、第８及び第１０のコンプレッサの流体の流れと並列になって前記第３の冷凍サイクルに連結されている請求項６５に記載の装置。
67. 第１の冷凍サイクルの第１の冷媒を用いて天然ガス冷却の手助けをする天然ガス液化装置であって、
    第１のスチームタービンと、
    前記第１のスチームタービンで駆動され、前記第１の冷媒の少なくとも一部を圧縮するように動作可能である第１群のコンプレッサと、
    第２のスチームタービンと、
    前記第２のスチームタービンで駆動され、前記第１の冷媒の少なくとも一部を圧縮するように動作可能である第２群のコンプレッサとを含む装置。
68. 前記第１群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも２つの個別のコンプレッサを含み、前記第２群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも２つの個別のコンプレッサを含む請求項６７に記載の装置。
69. 前記第１群のコンプレッサの個別のコンプレッサは、前記第１のスチームタービンによって駆動される場合に、前記第１群のコンプレッサの個別のコンプレッサが全て実質的に同一速度で回転することを要するように駆動系がお互いに結合されており、前記第２群のコンプレッサの個別のコンプレッサは、前記第２のスチームタービンによって駆動される場合に、前記第２群のコンプレッサの個別のコンプレッサが全て実質的に同一速度で回転することを要するように駆動系がお互いに結合されている請求項６８に記載の装置。
70. 前記第１群のコンプレッサ及び第２群のコンプレッサは、並列になって前記第１の冷凍サイクルに連結されている請求項６８に記載の装置。
71. 前記第１の冷媒は大部分がメタンを含む請求項７０に記載の装置。
72. 前記第１群のコンプレッサの個別のコンプレッサは、ギアボックスを使用せずに駆動系が相互に結合されており、前記第２群のコンプレッサの個別のコンプレッサは、ギアボックスを使用せずに駆動系が相互に結合されている請求項６８に記載の装置。
73. 前記第１群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも３つの個別のコンプレッサを含み、前記第２群のコンプレッサは、直列になって前記第１の冷凍サイクルに連結された少なくとも３つの個別のコンプレッサを含む請求項７２に記載の装置。
74. 前記第１の冷媒はメタンを少なくとも７５モル％含む請求項７３に記載の装置。
75. （ｍ）段階（ａ）〜（ｄ）によって製造された液化天然ガスを気化させる段階を含む請求項１に記載の方法。
76. （ｍ）段階（ａ）〜（ｅ）によって製造された液化天然ガスを気化させる段階を含む請求項１３に記載の方法。
77. （ｒ）段階（ａ）〜（ｄ）によって製造された液化天然ガスを気化させる段階を含む請求項２８に記載の方法。
78. （ｌ）段階（ａ）〜（ｄ）によって製造された液化天然ガスを気化させる段階を含む請求項４０に記載の方法。
79. （ｈ）段階（ａ）〜（ｃ）によって製造された液化天然ガスを気化させる段階を含む請求項４９に記載の方法。

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