JP2009537777A - 炭化水素流の液化方法及び装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】天然ガス等の液化プラントの効率を向上すること。
【解決手段】（ａ）原料流（１０）を供給する工程、（ｂ）工程（ａ）の原料流を分割して、９０質量％以上の初期原料流（１０）を含む第一原料流（２０）と、第二原料流（３０）とを少なくとも得る工程、（ｃ）工程（ｂ）の第一原料流（２０）を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流（４０）を得る工程、（ｄ）工程（ｂ）の第二原料流（３０）を冷却して、冷却原料流（５０）を得る工程、（ｅ）工程（ｃ）の第一ＬＮＧ流（４０）と工程（ｄ）の冷却原料流（５０）とを組合わせて、組合せＬＮＧ流（６０）を得る工程、（ｆ）工程（ｅ）の組合せＬＮＧ流（６０）の圧力を低下させる工程、及び（ｇ）工程（ｆ）の組合せＬＮＧ流（６０）をフラッシュ容器（１２）に通して、ＬＮＧ流（７０）とガス流（８０）とを得る工程を含む、原料流からの天然ガスのような炭化水素流の液化方法。
【選択図】図１
【解決手段】（ａ）原料流（１０）を供給する工程、（ｂ）工程（ａ）の原料流を分割して、９０質量％以上の初期原料流（１０）を含む第一原料流（２０）と、第二原料流（３０）とを少なくとも得る工程、（ｃ）工程（ｂ）の第一原料流（２０）を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流（４０）を得る工程、（ｄ）工程（ｂ）の第二原料流（３０）を冷却して、冷却原料流（５０）を得る工程、（ｅ）工程（ｃ）の第一ＬＮＧ流（４０）と工程（ｄ）の冷却原料流（５０）とを組合わせて、組合せＬＮＧ流（６０）を得る工程、（ｆ）工程（ｅ）の組合せＬＮＧ流（６０）の圧力を低下させる工程、及び（ｇ）工程（ｆ）の組合せＬＮＧ流（６０）をフラッシュ容器（１２）に通して、ＬＮＧ流（７０）とガス流（８０）とを得る工程を含む、原料流からの天然ガスのような炭化水素流の液化方法。
【選択図】図１
Description
本発明は、天然ガスのような炭化水素流を液化する方法及び装置に関する。
天然ガス流を液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を得る方法は、幾つか知られている。多くの理由から天然ガス流は液化することが望ましい。一例として、液体は、ガスの形態よりも占有容積が小さく、高圧で貯蔵する必要がないので、長距離に亘って容易に貯蔵し輸送できる。
主としてメタンを含む天然ガスは、通常、高圧でＬＮＧプラントに入り、極低温で液化するのに好適な精製供給原料を作るため、予備処理される。精製ガスは、熱交換器を用いて複数の冷却段階で処理し、液化が達成するまで漸進的にその温度を低下させる。次いで液化天然ガスは更に、貯蔵及び輸送に好適な最終の大気圧まで冷却される（１つ以上の膨脹段階でフラッシュされた蒸気を減少させる）。各膨脹段階からフラッシュされた蒸気は、プラントの燃料ガス供給源として使用できる。
液化天然ガス（ＬＮＧ）プラント又はシステムの作製及び運転コストは、当然、高く、多くは冷却配置構造のためである。したがって、このプラント又はシステムのエネルギー要件を低下すれば、著しいコスト上の利益となる。冷却配置構造のコスト低下は、特に有利である。
米国特許第４，５４１，８５２号は、ベース積載ＬＮＧシステムに関し、液化天然ガス流をバルブにより圧力低下させた後、液化天然ガス流に再導入する原料天然ガスの分裂流を示している。これは、原料天然ガスから得られる仕事を十分に利用できない点で問題である。
米国特許第４，５４１，８５２号
本発明の目的は、前記問題を最小化し、液化プラント又はシステムの効率を向上することである。
本発明の別の目的は、フラッシュ槽からの蒸気の使用を簡素化し、これにより液化プラント又はシステムのエネルギー要件を低下させることである。
本発明の別の目的は、フラッシュ槽からの蒸気の使用を簡素化し、これにより液化プラント又はシステムのエネルギー要件を低下させることである。
前記１つ以上の目的又は他の目的は、原料流から天然ガスのような炭化水素流を液化する下記方法を提供する本発明により達成できる。この方法は、
（ａ）原料流を供給する工程、
（ｂ）工程（ａ）の原料流を分割して、９０質量％以上の初期原料流を含む第一原料流と、第二原料流とを少なくとも得る工程、
（ｃ）工程（ｂ）の第一原料流を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流を得る工程、
（ｄ）工程（ｂ）の第二原料流を冷却して、冷却原料流を得る工程、
（ｅ）工程（ｃ）の第一ＬＮＧ流と工程（ｄ）の冷却原料流とを組合わせて、組合せＬＮＧ流を得る工程、
（ｆ）工程（ｅ）の組合せＬＮＧ流の圧力を低下させる工程、及び
（ｇ）工程（ｆ）の組合せＬＮＧ流をフラッシュ容器に通して、生成物ＬＮＧ流とガス流とを得る工程、
を少なくとも含む。
（ａ）原料流を供給する工程、
（ｂ）工程（ａ）の原料流を分割して、９０質量％以上の初期原料流を含む第一原料流と、第二原料流とを少なくとも得る工程、
（ｃ）工程（ｂ）の第一原料流を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流を得る工程、
（ｄ）工程（ｂ）の第二原料流を冷却して、冷却原料流を得る工程、
（ｅ）工程（ｃ）の第一ＬＮＧ流と工程（ｄ）の冷却原料流とを組合わせて、組合せＬＮＧ流を得る工程、
（ｆ）工程（ｅ）の組合せＬＮＧ流の圧力を低下させる工程、及び
（ｇ）工程（ｆ）の組合せＬＮＧ流をフラッシュ容器に通して、生成物ＬＮＧ流とガス流とを得る工程、
を少なくとも含む。
本発明の利点は、組合せたＬＮＧ流の圧力低下により得られる仕事エネルギーを増大させることである。
本発明の他の利点は、第一ＬＮＧ流及び冷却した原料流を圧力低下させてフラッシュ容器に導入する前に両流を組合わせ、これによりフラッシュ容器のエネルギー要件を低下させることである。
更に、これまで膨脹段階又は最終フラッシュ段階からフラッシュされた蒸気の冷エネルギーは、通常、向流熱交換器中で軽質混合冷媒（ＬＭＲ）流のフラクションを冷却して、通常、１つ以上の熱交換器中で回収していただけであった。この方法では、最終フラッシュガスは、約−１６０℃から単に約−４０℃の温度レベルになるだけで、最終フラッシュガスの冷エネルギーは十分に回収されない。次いで、冷却されたＬＭＲ流は、プラント又はシステムの他の流れを冷却するため、他の１つ以上の熱交換器に使用される。
本発明の他の利点は、第一ＬＮＧ流及び冷却した原料流を圧力低下させてフラッシュ容器に導入する前に両流を組合わせ、これによりフラッシュ容器のエネルギー要件を低下させることである。
更に、これまで膨脹段階又は最終フラッシュ段階からフラッシュされた蒸気の冷エネルギーは、通常、向流熱交換器中で軽質混合冷媒（ＬＭＲ）流のフラクションを冷却して、通常、１つ以上の熱交換器中で回収していただけであった。この方法では、最終フラッシュガスは、約−１６０℃から単に約−４０℃の温度レベルになるだけで、最終フラッシュガスの冷エネルギーは十分に回収されない。次いで、冷却されたＬＭＲ流は、プラント又はシステムの他の流れを冷却するため、他の１つ以上の熱交換器に使用される。
炭化水素流は、処理するのに好適ないかなるガス流でもよいが、通常は、天然ガス又は石油資源から得られる天然ガス流である。或いは、天然ガス流は、フィッシャー・トロプシュ法のような合成供給源を含む他の資源から得ることもできる。
通常、天然ガスは実質的にメタンからなる。この原料流は、メタンを好ましくは６０モル％以上、更に好ましくは８０モル％以上含有する。
供給源により、天然ガスは、各種量の、エタン、プロパン、ブタン及びペンタンのようなメタンより重質の炭化水素や幾つかの芳香族炭化水素を含有する。天然ガス流は、Ｈ２Ｏ，Ｎ２，ＣＯ２，Ｈ２Ｓ及びその他の硫黄化合物等を含有してもよい。
所望ならば、原料流は、本発明で使用する前に予備処理してよい。この予備処理は、ＣＯ２及びＨ２Ｓのような望ましくない化合物の除去、或いは予備冷却、予備加圧のような他の工程を含む。これらの工程は、当業者には周知なので、ここでは更に検討しない。
原料流の分割は、いかなる好適な分割器、例えば流れ分割器でも行える。この分割は、同じ組成及び相を有する２つの流れを作ることが好ましい。
フラッシュ容器は、生成物ＬＮＧ流及びガス流を得るためのいかなる好適なフラッシュ容器であってもよい。
このような容器は当該技術分野で知られている。
フラッシュ容器は、生成物ＬＮＧ流及びガス流を得るためのいかなる好適なフラッシュ容器であってもよい。
このような容器は当該技術分野で知られている。
当業者ならば、圧力を低下させる工程は、いかなる膨脹装置を用いる（例えばフラッシュバルブ又は普通の膨脹器を用いる）種々の方法又はそれらのいかなる組合せでも実施できることを理解している。２相膨脹器で行うことが好ましい。
本発明方法は種々の炭化水素原料流に利用できるが、特に天然ガス流の液化に好適である。当業者ならば、炭化水素流の液化方法波容易に理解しているので、ここでは更に検討しない。
第一原料流の液化は、好ましくは４０〜８０バールで行われる。また、第一原料流の分離と、第二原料流との再組合せとの間には第一原料流の実際の又は顕著な圧力変化（最小ではないか（ｄｅ ｍｉｎｉｍｕｓ）、或いは普通の操作上の変化以外、例えば１０バール以下）はない。
生成物ＬＮＧ流は、好ましくは１〜１０バール、更に好ましくは１〜５バール、なお更に好ましくは周囲圧力のような低圧である。当業者ならば、液化後、液化天然ガスは所望に応じて更に処理してよいことは、容易に理解している。一例として、得られたＬＮＧは、ジュール・トムソンバルブ又は極低温ターボ膨脹器により、脱圧してよい。また、第一気液分離器での気液分離と液化との中間で更に中間の処理工程を行ってもよい。
本発明では、工程（ｇ）のガス流を直接使用して、液化プラント又はシステムのいかなる部品、流れ、ユニット又はシステムに対し部分的、実質的又は全体的な冷却を行うことができる。これは、恐らく１つの冷却流又は多数の冷却流として並列又は直列で行うことができる。この冷却は、第一原料流の液化の少なくとも一部、又は実際にいずれの原料流も含むことができる。冷媒の冷却を含んでもよい。この冷却は、工程（ｇ）のガス流を１つ以上の熱交換器に通して行うことができる。
こうして、フラッシュ容器からのガス流は、いかなる中間の冷媒プロセス又は流れを要することなく、有利に原料流を直接冷却できる。
本発明の別の利点は、更に冷エネルギー（ｃｏｌｄ）の回収が気体流から可能なので、冷エネルギーの回収効率を増大させ、したがって、全体の液化プラントのエネルギー要件を低下させることである。
本発明の別の利点は、更に冷エネルギー（ｃｏｌｄ）の回収が気体流から可能なので、冷エネルギーの回収効率を増大させ、したがって、全体の液化プラントのエネルギー要件を低下させることである。
本発明の一実施態様では、本方法は更に（ｈ）前記第二原料流及びガス流を熱交換器に通して、工程（ｄ）における第二原料流の少なくとも一部を冷却する工程を更に含む。
この実施態様の利点は、第二原料流が別個の冷却システム又は装置を必要としないので、プラント設備及びエネルギー要件を低減することである。
この実施態様の利点は、第二原料流が別個の冷却システム又は装置を必要としないので、プラント設備及びエネルギー要件を低減することである。
本発明方法は、更に（ｉ）前記熱交換器で産出されたガス流を燃料ガス流として使用する工程を更に含む。
この実施態様の利点は、ガス流が、原料流に再循環することなく、全体のプラント中でなお使用可能な生成物であることである。
この実施態様の利点は、ガス流が、原料流に再循環することなく、全体のプラント中でなお使用可能な生成物であることである。
通常、第二流は、冷却された原料流と第一ＬＮＧ原料流とを組合わせた組合せＬＮＧ流を得るのに十分な温度に冷却される。
一般に第二流は、工程（ｄ）において熱交換により少なくとも−１００℃、好ましくは第一ＬＮＧ流と同じ又は同様な温度に冷却される。
一般に第二流は、工程（ｄ）において熱交換により少なくとも−１００℃、好ましくは第一ＬＮＧ流と同じ又は同様な温度に冷却される。
天然ガス含有原料流の分割は、１つの流れが９０質量％以上の原料流を含有する限り、工程（ｂ）で形成される２つ以上の流れ間の比率はいかなる比率も可能である。一般に２つの原料流が作製され、小さい方の流れは”バイパス流”とみなすことができる。本発明の実施態様では、第一原料流は、初期の原料流を９５質量％以上、好ましくは９７質量％以上含有する。代わって第二原料流は、天然ガス含有原料流を１〜５質量％、好ましくは２〜３質量％含有する。
ＬＮＧ製造プロセスの最終フラッシュからのガス流（”廃棄（ｒｅｊｅｃｔ）ガス流”とも云われる）の温度は、一般に−１５０〜−１７０℃、通常、約−１６０−１６２℃である。熱交換器通過後のガス流の温度は、好ましくは０℃を超え、好ましくは第二原料流との熱交換に続く。
このガス流は、熱交換により好ましくは３０〜５０℃、更に好ましくは３５〜４５℃に加熱される。ガス流を燃料ガスとして使用する場合は、その温度は重要ではなく、＋４０℃の温度が受け入れ可能である。
ＬＭＲ流のような現在の冷媒流と熱交換する際、可能な最大冷エネルギー回収である、現在−４０℃を超えるガス流の温度を上昇可能にすると、更に２つの利点が得られる。第一に、熱交換器、特に冷エネルギー回収交換面積は小さくでき、最終フラッシュ容器からの排気ガス用の現在の通常の設計よりも恐らく２０又は３０％小さくできる。こうして、通常の熱交換器の熱交換面積は、２５００ｍ２未満、好ましくは２０００ｍ２未満にできる。
第二に、熱交換器を通して得られるガス流の温度を、現在最大−４０℃（使用した冷媒の温度を基準にして）から通常、＋２０℃を超え、好ましくは＋３０℃を超え、更に好ましくは＋４０℃以上の温度まで昇温可能にすると、このエネルギーを用いて、プラント又はシステムのどこか他の所の冷却又は冷凍に必要なエネルギー、例えばプラント中の１つ以上の他の原料流又はＬＮＧ流に使用される冷媒圧縮器出力を低下することができる。約５Ｍｔｐａの能力を有するＬＮＧプラントでは、最終フラッシュ容器からのガス流用の通常の熱交換器の冷エネルギー回収交換の総効率は２倍になるので、主圧縮器出力を１％以上低下できる。主圧縮器出力における１％低下は、工業用液化プラントでは顕著であり、例えば１Ｍｔｐａの出力低下になる。
工程（ｃ）の液化は、１段以上の冷却及び／又は冷凍段階を含むことができる。これは、予備冷却段階及び主冷却段階を含むことができる。予備冷却段階は、冷凍回路において、原料流を冷媒で冷却する段階を含むことができる。
通常、主冷却段階は別個の冷凍回路を有し、一般に１つ以上の別々の冷媒圧縮器を備える。通常の主冷媒の非限定的な例は、良く分布した熱伝達を得るために沸点の異なる化合物の混合物である。一例の混合物は、窒素とエタンとプロパンとの混合物である。
別の局面では本発明は、原料流からＬＮＧのような液化炭化水素ガスを製造する装置を提供する。この装置は、
原料流を、９０質量％以上の初期原料流を含む第一原料流と、第二原料流とに分割するための流れ分裂器；
第一原料流を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流を得るための少なくとも１つの熱交換器を有する液化システム；
第二原料流を少なくとも部分的に冷却して、冷却原料流を得るための熱交換器；
第一ＬＮＧ流と冷却原料流とを組合わせるための組合せ器；
組合せＬＮＧ流の圧力を低下させるための膨張器；及び
生成物ＬＮＧ流とガス流とを得るためのフラッシュ容器；
を少なくとも備える。
原料流を、９０質量％以上の初期原料流を含む第一原料流と、第二原料流とに分割するための流れ分裂器；
第一原料流を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流を得るための少なくとも１つの熱交換器を有する液化システム；
第二原料流を少なくとも部分的に冷却して、冷却原料流を得るための熱交換器；
第一ＬＮＧ流と冷却原料流とを組合わせるための組合せ器；
組合せＬＮＧ流の圧力を低下させるための膨張器；及び
生成物ＬＮＧ流とガス流とを得るためのフラッシュ容器；
を少なくとも備える。
フラッシュ容器からのガス流は、導管経由で熱交換器に通すことが好ましい。熱交換器の通過後、ガス流は燃料ガス流として使用できる。
組合せ器は、いかなる好適な配列でもよく、一般には継手、接合、配管又は導管、及び任意に１つ以上のバルブを含む。
本発明の一実施態様を、単に例示により添付の非限定的図面を参照して説明する。
本発明の一実施態様を、単に例示により添付の非限定的図面を参照して説明する。
図１は、液体天然ガス（ＬＮＧ）プラントの一部の全体配列を示す。図１は、天然ガスを含有する初期原料流１０を示す。天然ガスは、メタンの他、若干の更に重質の炭化水素及び不純物、例えば二酸化炭素、窒素、ヘリウム、水、メルカプタン、水銀及び非炭化水素酸ガスを含有する。原料流は、通常、ＬＮＧ品質仕様に適合させるため、下流の設備に対する汚染／損傷を防止するため、また原料流１０下流の設備での氷の形成を防止するため、適切になるまでこれら不純物を分離除去する当該技術分野に公知の方法で予備処理される。極低温での液化に好適な精製供給原料を得るため、少なくとも二酸化炭素、水、メルカプタン、水銀及び非炭化水素酸ガスを除去することが好ましい。
原料流１０は、流れ分割器１６により、全体的に又は実質的に同じ組成、即ち、同じ成分及び相を有する少なくとも２つの別の原料流２０、３０に分割される。原料流（１０）は、所望又は必要に応じて３つ以上の原料流に分割できる。
図１では、原料流１０の９０質量％以上、一般には９５質量％以上、好ましくは９７質量％より多くが第一原料流２０となる。この第一原料流２０は、液化システムにより２０〜１００バール、好ましくは５０〜６０バール、例えば５５バールの圧力で液化される。液化システムは、当該技術分野で公知で、１つ以上の冷却及び／又は冷凍プロセス、一般には１つ以上の熱交換器１８が挙げられる。このような手段は、当該技術分野では周知なので、ここでは更に説明しない。液化システムは、好ましくは第一原料流２０と同じか又は同様な圧力を有する、第一ＬＮＧ流４０を供給する。
一方、流れ分裂器１６で作られた第二原料流３０は、他の熱交換器１４に通される。熱交換器は当該技術分野で周知で、一般に少なくとも２つの流れが通る通路を有し、１つの流れからの冷エネルギーは、この第一流に対し並流又は向流で走行する少なくとも１つの他の流れを冷却及び／又は冷凍するために回収される。図１では、熱交換器１４は、第二原料流３０を冷却して、冷却された原料流５０を生成する。通常、この冷却原料流５０はＬＮＧである。
熱交換器１４は、第二原料流３０を冷却するため、２つ以上の熱交換器を備えることができる。第二原料流３０の冷却には、図１に示すＬＮＧプラントの配置計画に関係して、及び／又は関係なく、１つ以上の他の熱交換器、冷却器又は冷媒（図１では示さず）で援助してもよい。
冷却原料流５０は、接続又はドライバーのような組合せ器で第一ＬＮＧ流４０と組合わされて組合せＬＮＧ流６０を生成する。次いで組合せ流６０は、膨脹器２２、好ましくは２相膨脹器の通過により圧力低下される。膨脹器は当該技術分野で周知で、通過する流体流の圧力を低下させて、流体流から液体流とガス又は蒸気流とを作るように適応させる。膨脹器２２からの流れ６０ａは、フラッシュバルブ（図示せず）及び次いで最終フラッシュ容器１２を通過でき、ここで一般に液体流は生成物ＬＮＧ流７０及びガス流８０として回収される。次いで、１〜１０バールの圧力、例えば周囲圧力を有する生成物ＬＮＧ流７０は、１つ以上のポンプにより貯蔵設備及び／又は輸送設備に通される。
最終フラッシュ容器１２から得られたガス流８０は、熱交換器１４を通過でき、ここを第二原料流３０が向流で通過する。次に、熱交換器１４からのガス流９０の出力は、燃料ガスとして使用でき、或いはＬＮＧプラントの他の部分に使用できる。
表１に、図１の例示プロセスにおける各所での流れの温度及び圧力を含む各種データの概要を示す。
表１に、図１の例示プロセスにおける各所での流れの温度及び圧力を含む各種データの概要を示す。
熱交換器１４の出力流９０からは、他の１つ以上の熱交換器のような他の１つ以上の熱交換器を用いて、別の冷エネルギーが回収できる。
図１の配置は多くの利点を有する。一利点は、必要とする熱交換器の数を減らすことである。これまで、廃棄ガス及び第二原料流には、別個の熱交換器が使用され、これは追加の装置及びプラント機械類の他、追加のエネルギー要件を含んでいる。図１では、第二原料流３０とガス流８０との直接相互作用のため、１つの熱交換器１４が存在するだけである。
図１の配置は多くの利点を有する。一利点は、必要とする熱交換器の数を減らすことである。これまで、廃棄ガス及び第二原料流には、別個の熱交換器が使用され、これは追加の装置及びプラント機械類の他、追加のエネルギー要件を含んでいる。図１では、第二原料流３０とガス流８０との直接相互作用のため、１つの熱交換器１４が存在するだけである。
他の一利点は、ガス流８０中の冷エネルギーは、＋０℃、恐らく＋２０℃、＋３０℃、更には＋４０℃又はそれ以上の温度まで回収できることである。これに対し、従来は標準液体冷媒に対する廃棄ガスからは最大−４０℃まで、−５０℃までしか冷エネルギーを回収できなかった。このような広範な温度アプローチを使用して、一般に冷エネルギー回収用熱交換器１４、例えば熱交換器面積を減少できる。熱交換器１４から得られる燃料ガス９０は、プラントのエネルギー源として＋０℃、＋２０℃、＋３０℃、＋４０℃又はそれ以上の温度で使用できる。
したがって、ＬＮＧプラント全体の効率（即ち、全体のエネルギー操業（ｒｕｎｎｉｎｇ）要件）は、ガス流８０からその全体の温度範囲に亘って冷エネルギーを回収可能にすると共に、中間の冷媒流を介する（各交換でエネルギーの回収損失がある）よりもむしろ、ガス流から原料流に直接冷エネルギーを伝達可能にすると、利益を受ける。
この効率は、例えば第二原料ガスラインを最終フラッシュ容器に直接供給する場合を、図１に示す配置計画の膨脹器２２で作製された仕事エネルギーと比較して示すことができる。図１の一般的な配置計画では、膨脹器２２は、該計画のどこで使用しても１７０ＫＷの仕事エネルギーを作るのに対し、第二原料ガス流を最終フラッシュ容器に直接供給した場合は、膨脹器２２で作製された仕事エネルギーは１６６ＫＷにすぎない。したがって、図１の配置計画は一層効率的である。
或いは、流れ８０は、冷エネルギーを回収するため、１つ以上の代わりの熱交換器、好ましくは図１に示す液化熱交換器１８のようなＬＮＧ液化システムの一部である熱交換器に通される。
当業者ならば、付属の特許請求の範囲の範囲を逸脱することなく、本発明を多数の各種方法で実施できることを理解している。
当業者ならば、付属の特許請求の範囲の範囲を逸脱することなく、本発明を多数の各種方法で実施できることを理解している。
１０ 原料流、初期原料流又は天然ガス含有原料流
１２ フラッシュ容器
１４ 熱交換器
１６ 流れ分裂器
１８ 熱交換器
２０ 第一原料流
３０ 第二原料流
４０ 第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流
５０ 冷却原料流
６０ 組合せＬＮＧ流
７０ 生成物ＬＮＧ流
８０ ガス流
９０ 燃料ガス流
１２ フラッシュ容器
１４ 熱交換器
１６ 流れ分裂器
１８ 熱交換器
２０ 第一原料流
３０ 第二原料流
４０ 第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流
５０ 冷却原料流
６０ 組合せＬＮＧ流
７０ 生成物ＬＮＧ流
８０ ガス流
９０ 燃料ガス流
Claims (12)
- （ａ）原料流（１０）を供給する工程、
（ｂ）工程（ａ）の原料流を分割して、９０質量％以上の初期原料流（１０）を含む第一原料流（２０）と、第二原料流（３０）とを少なくとも得る工程、
（ｃ）工程（ｂ）の第一原料流（２０）を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流（４０）を得る工程、
（ｄ）工程（ｂ）の第二原料流（３０）を冷却して、冷却原料流（５０）を得る工程、
（ｅ）工程（ｃ）の第一ＬＮＧ流（４０）と工程（ｄ）の冷却原料流（５０）とを組合わせて、組合せＬＮＧ流（６０）を得る工程、
（ｆ）工程（ｅ）の組合せＬＮＧ流（６０）の圧力を低下させる工程、及び
（ｇ）工程（ｆ）の組合せＬＮＧ流（６０）をフラッシュ容器（１２）に通して、生成物ＬＮＧ流（７０）とガス流（８０）とを得る工程、
を少なくとも含む、原料流からの天然ガスのような炭化水素流の液化方法。 - 前記ガス流（８０）を１つ以上の熱交換器に通す工程を更に含む請求項１に記載の方法。
- （ｈ）前記第二原料流（３０）及びガス流（８０）を熱交換器（１４）に通して、工程（ｄ）における第二原料流（３０）の少なくとも一部を冷却する工程を更に含む請求項２に記載の方法。
- （ｉ）前記熱交換器で産出されたガス流（８０）を燃料ガス流（９０）として使用する工程を更に含む請求項２又は３に記載の方法。
- 前記第一原料流（２０）が、初期原料流（１０）を９５質量％以上、好ましくは９７質量％以上含有する請求項１〜４の１項以上に記載の方法。
- 前記第二原料流（３０）が、工程（ｄ）において少なくとも−１００℃、好ましくは第一ＬＮＧ流（４０）と同じ又は同様な温度に冷却される請求項１〜５の１項以上に記載の方法。
- 熱交換器通過後の前記ガス流（８０）の温度が０℃を超える請求項２〜６に記載の方法。
- 工程（ｄ）で前記熱交換器（１４）通過後のガス流（８０）の温度が３０〜５０℃、好ましくは３５〜４５℃である請求３〜７の１項以上に記載の方法。
- 前記第二原料流（３０）が、天然ガス含有原料流（１０）の１〜５質量％、好ましくは２〜３質量％である請求項１〜８の１項以上に記載の方法。
- 前記生成物ＬＮＧ流（７０）の圧力が１〜１０バールである請求項１〜１０の１項以上に記載の方法。
- 原料流（１０）を、９０質量％以上の初期原料流（１０）を含む第一原料流（２０）と、第二原料流（３０）とに分割するための流れ分裂器（１６）；
第一原料流（２０）を２０〜１００バールの圧力で液化して、第一液化天然ガス（ＬＮＧ）流（４０）を得るための少なくとも１つの熱交換器（１８）を有する液化システム；
第二原料流（３０）を少なくとも部分的に冷却して、冷却原料流（５０）を得るための熱交換器（１４）；
第一ＬＮＧ流（４０）と冷却原料流（５０）とを組合わせるための組合せ器；
組合せＬＮＧ流（６０）の圧力を低下させるための膨張器（２２）；及び
生成物ＬＮＧ流（７０）とガス流（８０）とを得るためのフラッシュ容器（１２）；
を少なくとも備えた、原料流（１０）からＬＮＧのような液化炭化水素ガスを製造する装置。 - 前記装置が、ガス流（８０）を熱交換器（１４）に通すための導管を更に備える請求項１１に記載の装置。
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