JP2011528424A - 炭化水素流の液化方法及び装置 - Google Patents

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Abstract

炭化水素流の液化方法及び装置。液化システムは少なくとも、ＮＧＬ回収システム１２、主冷媒回路４２及び第一冷媒回路１００、並びに減圧用デバイス５２及びこれに続く気液分離器６２を有する。主冷媒回路４２は１つ以上の主冷媒圧縮器４５、４５ａ、４５ｂを備え、第一冷媒回路１００は１つ以上の第一冷媒圧縮器１０１を備える。炭化水素原料流１０は、ＮＧＬ回収システム１２を通ってメタンに富む塔頂流２０を生成し、次いで塔頂流２０は第一及び第二冷媒回路により冷却、液化される。該液化流の圧力は低下され、得られた混合相流６０は最終気液分離器６２に通され、最終ガス流７０及び液化炭化水素製品流８０が得られる。前記液化流の温度を調節して最終ガス流の量を変化させると共に、再循環流９０ｂ中のメタンに富む塔頂流２０に供給される最終ガス流の量を制御することにより、前記１つ以上の主冷媒圧縮器及び前記１つ以上の第一冷媒圧縮器の負荷動力はそれらの最大負荷まで最大化される。
【選択図】図４

Description

本発明は炭化水素流、例えば天然ガス流の液化方法及び装置に関する。
天然ガスは有用な燃料供給源であり、また各種炭化水素化合物の供給源でもある。多くの理由から、天然ガスは、天然ガス流の供給源又はその近くの液化天然ガス（ＬＮＧ）プラントで液化するのが望ましいことが多い。一例として、液体はガスに比べて占有容積が小さい上、高圧で貯蔵する必要がないので、ガスの形態よりも液体としての方が長距離に亘って容易に貯蔵、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、膨張される。
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として、限定されるものではないが、二酸化炭素、硫黄、硫化水素及びその他の硫黄化合物、窒素、ヘリウム、水、その他の炭化水素酸ガス、エタン、プロパン、ブタン、Ｃ５＋炭化水素及び芳香族炭化水素を含有する。これら及びその他、普通の又は既知の重質炭化水素及び不純物は、通常の既知のメタン液化法、特に最も効率的なメタン液化法を妨害又は邪魔する。炭化水素、特に天然ガスの液化法として最も知られているか、或いは提案されている方法は、液化法の前に重質炭化水素及び不純物の少なくとも大部分の量をできるだけ減らすことに基づいている。
メタンより重質の炭化水素、通常、エタンは一般に天然ガス流から天然ガス液体（ＮＧＬ）として凝縮、回収される。メタンは、通常、高圧スクラブ（scrub）塔においてＮＧＬから分離され、次いで、このＮＧＬは、製品流自体として、或いは液化用に例えば冷媒の成分として使用される有価の炭化水素製品を得るため、多数の専用の蒸留塔で精留される。
一方、スクラブ塔からのメタンは、ＬＮＧを得るため、引続き液化される。液化後の‘最終フラッシュ（end flash）’のような減圧及び分離により、ガス状メタン再循環流が得られる。
米国特許第４，５４１，８５２号には、ＬＮＧを過冷却し、減圧し、更にフラッシング（flashing）（瞬間蒸発）してガス相天然ガスを回収することにより、閉鎖サイクル冷媒から圧縮力を再分配する天然ガスの液化、過冷却システムが記載されている。次いで、ガス相天然ガスは再圧縮され、システムの原料に再循環される。
米国特許第４，５４１，８５２号のシステムは、ＬＮＧの減圧及びフラッシングによるガス相天然ガスを８１５ｐｓｉ（絶対圧）の原料流圧力まで再圧縮する必要がある。
米国特許第４，５４１，８５２号のシステムはＮＧＬ抽出システムを含まない。したがって、原料流からＮＧＬを除去することにより、ＬＮＧ製品の規格を変更することはできない。液化中に固化する可能性がある原料中のいかなる炭化水素成分もシステム内で目詰まりを起こすかも知れない。
第一の局面では本発明は、
（ａ）ＮＧＬ回収システム、１つ以上の主冷媒圧縮器を備えた主冷媒回路、及び１つ以上の第一冷媒圧縮器を備えた第一冷媒回路、並びに減圧用デバイス及びこれに続く気液分離器を少なくとも有する液化システムを用意する工程、
（ｂ）炭化水素原料流を前記ＮＧＬ回収システムに通して該炭化水素原料流からメタンに富む塔頂流を生成する工程、
（ｃ）前記メタンに富む塔頂流を第一圧縮器に通してメタン圧縮流を得る工程、
（ｄ）前記メタン圧縮流を前記第一冷媒回路において第一冷媒で冷却し、引続き該メタン圧縮流を前記主冷媒回路において主冷媒で液化して、第一液化流を得る工程、
（ｅ）前記第一液化流の圧力を低下させて、混合相流を得る工程、
（ｆ）前記混合相流を最終気液分離器に通して最終ガス流及び液化炭化水素製品流を得る工程、
（ｇ）前記最終ガス流の少なくとも一再循環画分を、前記第一冷媒回路における第一冷媒での前記冷却工程の少なくとも一部の上流の前記メタンに富む塔頂流又は前記メタン圧縮流に供給する工程、
（ｈ）前記第一液化流の温度Ｔｘを調節して前記最終気液分離器からの最終ガス流の量を変化させると共に、工程（ｇ）に供給される最終ガス流の再循環画分の量を制御することにより、前記１つ以上の主冷媒圧縮器及び前記１つ以上の第一冷媒圧縮器の負荷動力を最大負荷に最大化する工程、
を少なくとも含む炭化水素流の液化方法を提供する。
第二の局面では本発明は、
炭化水素原料流からＣ２＋流を抽出して、少なくとも、メタンに富む塔頂流及びＣ２＋に富む塔底流を得るためのＮＧＬ回収システム；
前記メタンに富む塔頂流からメタン圧縮流を得るための少なくとも第一の圧縮器、
前記メタン圧縮流を冷却して冷却メタン圧縮流を得るための第一冷却段（stage）、及び引続き該冷却メタン圧縮流を液化して第一液化流を得るための主冷却段であって、該第一冷却段は１つ以上の第一冷媒圧縮器を備えた第一冷媒回路を有し、前記主冷却段階は１つ以上の主冷媒圧縮器を備えた主冷媒回路を有する、該第一及び主冷却段；
前記第一液化流の圧力を低下させて混合相流を得るための減圧用デバイス；
前記混合相流を最終ガス流及び液化炭化水素製品流に分離するための最終気液分離器；
前記最終ガス流の少なくとも一再循環画分を、前記メタンに富む塔頂流に供給するための再循環画分ライン；及び
前記第一液化流の温度Ｔｘを調節して前記最終気液分離器からの最終ガス流の量を変化させると共に、前記再循環画分ライン中の最終圧縮流の再循環画分の量を制御することにより、前記１つ以上の主冷媒圧縮器及び前記１つ以上の第一冷媒圧縮器の負荷動力を最大負荷で最大化するために配列された制御システム；
を少なくとも有する炭化水素流の液化装置を提供する。
本発明の実施態様及び実施例を単なる例示により添付の非限定的図面を参照して説明する。
炭化水素流を液化する方法の概略図である。 炭化水素流を液化する方法の更に詳細な概略図である。 他の一実施態様の更に詳細な概略図である。 制御器を示す一実施態様の概略図である。
説明目的のため、単一符号はライン及びそのラインで運ばれる流れに指定される。明細書中、バールを使用した場合は絶対圧をいうものと理解される。
したがって、ここでは炭化水素原料流の液化を制御する方法及び装置、及び／又は液化炭化水素流の生産量を最大化するための該方法及び装置について説明する。これら方法の実施態様は、前記第一液化流の温度Ｔｘを調節して前記最終気液分離器からの最終ガス流の量を変化させること、及び前記メタンに富む塔頂流に供給される最終圧縮流の再循環画分の量を制御することに基づいている。
これにより第一及び第二冷媒回路間の圧縮動力をシフトし、両第一及び第二冷媒回路の圧縮動力を（好ましくは完全負荷まで）増大して、多量の液化製品流を製造することが可能となる。したがって、Ｔｘの調節及び再循環画分量の制御により、主冷媒圧縮器及び第一冷媒圧縮器の各々を、これら圧縮器の最大負荷で駆動することが可能かも知れない。
圧縮動力を増大する代わりに、又は増大する他、本発明方法及び装置は、第一液化流の温度調節の結果として製造された液化炭化水素製品の、時には品質と言われる規格に対する管理を考慮して（allow for）、採用してよい。
本発明の実施態様は、炭化水素流からのＣ２＋炭化水素の分離を改善すると共に、最終圧縮流を液化方法に戻す再循環用に更に効率的な場所を与えるため、ＮＧＬ回収を用いた炭化水素流の液化方法を有利に提供する。
図面を参照すると、図１は一実施態様に従って炭化水素流を液化するための装置を示す。この装置は下記：
炭化水素原料流１０からＣ２＋流を抽出して、少なくとも、メタンに富む塔頂流２０及びＣ２＋に富む塔底流３０を得るためのＮＧＬ回収システム１２；
前記メタンに富む塔頂流２０からメタン圧縮流４０を得るための少なくとも第一の圧縮器２４；
前記メタン圧縮流４０を液化して第一液化流５０を得るための主冷却段４２；
前記第一液化流５０の圧力を低下させて混合相流６０を得るための減圧用デバイス５２；
前記混合相流６０を最終ガス流７０及び液化炭化水素製品流８０に分離するための最終気液分離器６２；
前記最終ガス流７０を圧縮して最終圧縮流９０を得るための１つ以上の最終圧縮器７２；及び
前記最終圧縮塔頂流９０の少なくとも一再循環画分を前記メタンに富む塔頂流２０に供給するために、前記最終圧縮流９０を前記メタンに富む塔頂流２０と接続させる再循環画分ライン９０ｂ；
を有する。
図１は、一実施態様による炭化水素の液化方法を説明するためにも使用できる。この方法は、以下：
炭化水素原料流１０を用意する工程；
前記炭化水素原料流１０をＮＧＬ回収システム１２に通して炭化水素原料流１０を少なくとも、メタンに富む塔頂流２０及びＣ２＋に富む塔底流３０に分離する工程；
前記メタンに富む塔頂流２０を少なくとも第一の圧縮器２４に通してメタン圧縮流４０を得る工程：
前記メタン圧縮流４０を液化して第一液化流５０を得る工程；
前記第一液化流５０の圧力を低下させて、混合相流６０を得る工程；
記混合相流６０を最終気液分離器６２に通して最終ガス流７０及び液化炭化水素製品流８０を得る工程；
前記最終ガス流７０を１つ以上の最終圧縮器７２に通して最終圧縮流９０を得る工程；及び
前記最終圧縮流７２の少なくとも一再循環画分９０ｂを、前記メタンに富む塔頂流２０に供給する工程；
を含む。
炭化水素流は、限定されるものではないが、冷却可能の炭化水素含有ガス流のような、いかなる好適の炭化水素流であってもよい。一例は、天然ガス又は石油層から得られる天然ガス流である。代替品として、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供給源からも天然ガス流は得られる。
このような炭化水素流は通常、実質的にメタンで構成される。このような炭化水素流は、メタンを好ましくは５０モル％以上、更に好ましくは８０モル％以上含有する。
ここに開示した方法は種々の炭化水素流に利用可能であるが、液化すべき天然ガス流に特に好適である。当業者は炭化水素の液化方法を容易に理解しているので、ここでは詳細に説明しない。
供給源によっては炭化水素流は、Ｈ２Ｏ、Ｎ２、ＣＯ２、Ｈｇ、Ｈ２Ｓ及びその他の硫黄化合物等の１種以上の非炭化水素を含有してもよい。
所望ならば、炭化水素流は、使用前に炭化水素の冷却プロセスの一部として、或いは別途に予備処理してよい。このような予備処理は、ＣＯ２及びＨ２Ｓの換言及び／又は除去、或いは早期冷却及び予備加圧のような他の工程を含んでよい。これらの工程は当業者には周知なので、それらの機構については、ここでは更に説明しない。
ここで使用する用語“炭化水素流”は、いずれの処理前の組成物も含む。このような処理としては、浄化、脱水及び／又はスクラビングが含まれ、また組成物については、限定されるものではないが、硫黄、硫黄化合物、二酸化炭素及び水を含む１種以上の化合物又は物質が部分的、実質的又は全体的に処理されたいかなる組成物であってもよい。
ここで使用される炭化水素流は、引続き炭化水素の液化を行うのに必要な少なくとも最小限の予備処理を受けることが好ましい。このような天然ガスの液化要件は当該技術分野で知られている。
炭化水素流は、普通、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若干の芳香族炭化水素を含有する。この組成は、炭化水素流の種類及び場所により変化する。メタンより重質の炭化水素は、一般に幾つかの理由、例えばメタン液化プラントの部品を閉塞する可能性がある異なる凍結又は液化温度を有することから、液化すべき天然ガスから除去する必要がある。Ｃ２−４炭化水素は、天然ガス液体（ＮＧＬ）及び／又は冷媒の供給源として使用できる。
液化方法で使用される高圧で操作する（従来、４０〜７０バール圧で行われている）スクラブ塔は、炭化水素流からＣ５＋炭化水素を除去して、例えばＣ５＋炭化水素が０．１モル％未満のスクラブ流を得るのに使用できる。
しかし、スクラブ塔のような高圧でのメタンとＮＧＬとの分離は、低圧で分離プロセスを行うほど効率的ではないが、高圧に維持することは、主炭化水素流を膨張させ、次いで圧縮するのに必要なＣＡＰＥＸ及びＯＰＥＸを回避するために、従来、有用とされている。
したがって、幾つかの状況下では、スクラブ塔は所望のＬＮＧ規格を提供できない。例えば米国で必要なＬＮＧ規格は、Ｃ４＋の含有量は１．３５モル％以下、プロパンは３．２５モル％以下、エタンは９．２モル％以下でなければならない。このような規格を提供する一方法は、ＮＧＬの分離を低圧、例えば１５〜４５バール、更に好ましくは２０〜３５バールの範囲で行うことである。例えば炭化水素流からのＣ３＋炭化水素の分離は好ましくは３０〜３５バールの範囲、更に好ましくは３３バールの圧力で行われ、一方、Ｃ２＋炭化水素の分離は好ましくは２０〜２５バールの範囲、更に好ましくは２３バールの低圧で行われる。このような圧力でＮＧＬを抽出した後、次に炭化水素流は液化前に更に圧縮しなければならない。図１は、炭化水素流１０をＮＧＬ回収システム１２に通す、ここに開示した一実施態様による炭化水素流の液化方法を示す。
炭化水素原料流１０は前述のような炭化水素流から供給され、ＮＧＬ回収システム１２に入る前に、１つ以上の更なるプロセス又は処理を受けてよい。例えば炭化水素原料流１０は後述するように、１つ以上の熱交換器により冷却してよい。
炭化水素原料流１０は、ＮＧＬ回収システム１２の一部としてのＮＧＬ回収塔（図２に示す）１４に通すために準備した低圧混合相原料流として供給してよい。
或いは及び／又は更に、ＮＧＬ回収システム１２は、炭化水素原料を膨張させてＮＧＬ回収塔１４用の混合相原料流１６を得るための少なくとも第一の膨張器１５（図２に示す）を備えてよい。
ＮＧＬ回収システム１２は、当該技術分野で既知の方法で、メタンに富む塔頂流２０及びＣ２＋に富む塔底流３０を供給する。ＮＧＬ回収システム１２のＮＧＬ回収塔１４は、低圧、例えば≦３５バールで、例えば操作することにより、従来のスクラブ塔よりも更に効率的にメタンとＣ２＋炭化水素とを分離する。
Ｃ２＋に富む塔底流３０は、１つ以上の蒸留塔又は精留塔のような１つ以上の分離器を有する任意の精留系列（train）（図示せず）に通して、ここに開示した炭化水素の液化方法の冷媒の１種以上として別途に使用するか、或いは少なくとも部分的に使用するための、エタン流、プロパン流、ブタン流、又はそれらの組合わせのような個別の炭化水素流を得ることができる。
メタンに富む塔頂流２０は、なお少量の（例えば＜１０モル％）Ｃ２＋炭化水素を含むかも知れないが、メタンを好ましくは＞８０モル％、更に好ましくは＞９０モル％及び窒素を含有する。
メタンに富む塔頂流２０は、第一圧縮器２４に通され、メタン圧縮流４０を供給する。第一圧縮器２４は、当該技術分野で既知の方法に従って１つ以上の圧縮器、圧縮段（stage）及び／又は圧縮部（section）を有してよく、圧力が３０〜８０バール、好ましくは３５又は４０バール〜８０バール、更に好ましくは４５〜８０バールの範囲のメタン圧縮流４０を供給することを意図する。この圧力又は圧力範囲の下限は、ＮＧＬ回収システムからメタンに富む塔頂流２０が排出される際の圧力に従って選択できる。
次いでメタン圧縮流４０は液化されて第一液化流５０を供給する。メタン圧縮流４０の液化は、メタン圧縮流を、蒸発する冷媒と熱交換できる１つ以上の熱交換器を有する１つ以上の冷却段で行うことができる。一例として図１に、メタン圧縮流４０を少なくとも−１００℃に冷却できる‘主’冷却段４２を示す。
主冷却段４２は１つ以上の主冷媒回路を備えてよい。主冷媒回路の少なくとも１つは、窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン及びペンタンよりなる群のうちの２種以上を含む混合冷媒を含んでよい。この主冷却段４２での液化前に、炭化水素原料流１０及び／又はメタン圧縮流４０は、１つ以上の第一冷媒回路圧縮器を備えた１つ以上の第一冷媒回路により冷却してよい。第一冷媒回路の冷媒は、窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン及びペンタンよりなる群のうちの１種以上を必須成分として構成してよい。
次いで第一液化流５０の圧力は低下されて、混合相流６０が生成する。液化流の圧力、低下は、当該技術分野で公知のいかなる好適な装置、ユニット又はデバイス、例えば１種以上のバルブ及び／又は１種以上の膨張器のような膨張デバイスによって行ってもよい。図１はバルブ５２を用いた例を示す。
次いで、混合相流６０は、当該技術分野で公知の最終フラッシュ（end−flash）容器のような気液分離器６２に通され、ここで液化炭化水素製品流８０、及び最終フラッシュガス流のような最終ガス流７０が得られる。液化炭化水素製品流８０の圧力及び／又は最終ガス流７０の圧力は大気圧付近、例えば１．５バール未満であってよい。
次いで、液化炭化水素製品流８０は１つ以上のポンプ（図示せず）により貯蔵及び／又は輸送施設に通すことができる。炭化水素原料流１０は天然ガスであり、液化炭化水素製品流８０はＬＮＧである。
次いで、最終気液分離器６２からの最終フラッシュガスのような最終ガス流７０は、１つ以上の最終圧縮器７２に入り、最終圧縮流９０が得られる。最終圧縮器７２は当該技術分野で公知の１つ以上の段及び／又は部を有するいかなる好適な圧縮器であってもよく、圧力が＞２０バールを超える最終圧縮流９０を得ることを意図する。
最終圧縮流９０は当該技術分野で公知の流れ分割器９１により分割され、再循環画分９０ｂ及び燃料ガス画分９０ａが得られる。最終圧縮流９０は、例えば１つ以上の熱交換器に冷却を付与する他の１つ以上の目的で使用してもよいし、また１つ以上の他の画分を再循環及び燃料流以外の用途に供給してもよい。最終圧縮流９０の他の用途は当該技術分野で公知である。
最終圧縮流９０の流れ分割器９１による分割は、下記再循環画分９０ｂに対する要求を基準として、０〜１００％の範囲のいずれでもよい。
再循環画分９０ｂは、第一圧縮器２４の上流にある配合器２１によりメタンに富む塔頂流２０に容易に供給できるように、メタンに富む塔頂流２０と同じか同様の圧力であるのが都合良い。
図２は、ここに開示した第二の実施態様による炭化水素流の液化方法を示す。
図２において、炭化水素原料流１０は、ＮＧＬ回収システム１２に通す前に、第一熱交換器１１０、好ましくは低圧平釜（kettle）熱交換器である第二熱交換器１１２、及び第三熱交換器１１４に通される。この方法では、炭化水素原料流１０は０℃未満に低下できる。圧力は４０〜８０バール、好ましくは４５〜８０バールの範囲のいずれでもよい。
図２において、ＮＧＬ回収システム１２は、塔底液流１８及び塔頂ガス流１９を供給できる予備ＮＧＬ分離器１７を備える。塔底液流１８は、バルブ１３を通ってＮＧＬ回収塔１４に入り、一方、塔頂ガス流１９はＮＧＬ膨張器１５に入って混合相原料流１６を供給する。混合相原料流１６は、塔底液流１８を超える高さでＮＧＬ回収塔１４に入る。
ＮＧＬ回収塔１４は、Ｃ２＋に富む塔底流３０及び塔頂流３１を供給する。塔頂流３１は第一及び第三熱交換器１１０、１１４を通って炭化水素原料流１０を若干冷却する。その後、塔頂流３１はターボ圧縮器３２に通すことができる。ターボ圧縮器３２は、当該技術分野で公知の方法に従ってＮＧＬ膨張器１５により作られた仕事エネルギーを捕獲するように、好ましくはＮＧＬ膨張器１５と機械的に連結し、該膨張器により駆動される。このターボ圧縮器は、ＮＧＬ回収システム１２から供給されるメタンに富む塔頂流２０を供給する。
前述のように、１つ以上の第一圧縮器２４に原料流を供給するため、メタンに富む塔頂流２０は配合器２１により最終圧縮流９０の再循環画分９０ｂと配合できる。任意に、中間冷却器２５は１つ以上の第一圧縮器２４を備えてよい。得られたメタンに富む圧縮流４０は第一冷却器２６で冷却できる。中間冷却器２５及び第一冷却器２６は、当該技術分野で公知の水及び／又は空気冷却器であってよい。メタン圧縮流４０は、好ましくは高圧平釜熱交換器１１６ａである第四熱交換器又は熱交換システム１１６、中間圧熱交換器１１６ｂ及び低圧熱交換器１１６ｃに通すことができる。メタン圧縮流４０は、主冷却段４２に入る前に、前記異なる相対圧水準で蒸発する冷媒と熱交換して、冷却メタン圧縮流４０ａを供給する。
ここに開示した一実施態様では、第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２により駆動され、圧縮冷媒流１０８を供給する第一冷媒圧縮器１０１（１つ以上の圧縮器である）を備えた第一冷媒回路１００が提供される。圧縮冷媒流１０８は、冷却膨張冷媒流冷媒流１０４を１つ以上の熱交換器に供給するため、１つ以上の冷却器１０２及びバルブ１０３に通される。例示に過ぎないが、図２は、２つの平行する第一高圧（ＨＰ）平釜熱交換器１０５ａ、１０５ｂへの冷媒の供給を分割した第一冷媒回路１００を示す。次に、各第一高圧熱交換器１０５ａ、１０５ｂは、冷媒を膨張デバイス（図示せず）経由で中間圧（ＭＰ）平釜熱交換器１０６ａ、１０６ｂに通す。中間圧（ＭＰ）平釜熱交換器１０６ａからの冷媒は、低圧（ＬＰ）平釜熱交換器１０７ａに供給される。図２に示す実施態様では、中間圧平釜熱交換器１０６ｂからの冷媒は、２つの低圧熱交換器１０７ｂ、１０７ｃに供給するため分割される。任意に、低圧熱交換器１０７ｃは、炭化水素原料流１０を冷却するため、第二熱交換器１１２に一致できる。次いで、低圧熱交換器１０７ａ、１０７ｂ、１１２からの冷媒は、第一冷媒圧縮器１０１で再圧縮される。
更に任意に、ＨＰ熱交換器１０５ａ、１０５ｂの１つは、第一圧縮器２４の後のメタン圧縮流４０を冷却できる第四ＨＰ熱交換器１１６ａに一致できる。同様にＭＰ熱交換器１０６ａ、１０６ｂの１つは、第一圧縮器２４の後のメタン圧縮流４０を冷却できる第四ＨＰ熱交換器１１６ｂに一致でき、またＬＰ熱交換器１０７ａ、１０７ｂの１つは第四ＬＰ熱交換器１１６ｃに一致できる。
炭化水素流の液化法において第一冷媒回路を備えることは当該技術分野で公知であり、時には‘予備冷却冷媒回路’と言われている。第一冷媒回路は、主冷媒回路中の主冷媒のような該炭化水素液化法中の他の１つ以上の冷媒回路の冷媒を含む１つ以上の他の流れを若干冷却する。
第一冷媒回路の第一冷媒は、プロパン又はプロピレン、好ましくはプロパンを必須成分とするような単一成分冷媒であっても、或いは窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン及びペンタンを含む群から選ばれた１種以上を含む冷媒であってもよい。
第一圧縮器２４は、専用の駆動器Ｄ１（例えば図１に示す）で駆動してよい。しかし、第一冷媒圧縮器１０１の第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２は、第一圧縮器２４も駆動してよい。例えば図２に示す実施態様では、第一圧縮器２４及び少なくとも１つの冷媒圧縮器１０１は、一般に共通のドライブシャフト２７を使用して、機械的に連結され、共同に駆動される。このような共同駆動計画の利点は、第一冷媒回路からの余分な利用可能の動力が第一冷媒に、生産量の増大に望ましい多くの冷却能力（duty）を与えるのに使用できるばかりでなく、第一液化流の温度Ｔｘが高くなる結果、生成する追加の再循環ガスを再圧縮できることである。
第四熱交換器システム１１６からの冷却メタン圧縮流４０ａは主冷却段４２に入る。第四熱交換器システムは、多数の第四高圧平釜熱交換器１１６ａのうちの１つと、１つ以上の第四中圧熱交換器１１６ｂと、１つ以上の第四低圧熱交換器１１６ｃとを有する。図２にはそれぞれ単独の第四ＨＰ、ＭＰ及びＬＰ平釜熱交換器１１６ａ、１１６ｂ、１１６ｃだけを示す。
主冷却段４２は、１つ以上の熱交換器及び１つ以上の冷媒回路を直列、並列又はその両方の列で備えてよい。図２は、第一液体流５０を得るため、主冷媒との熱交換により冷却メタン圧縮流４０ａを冷却し、少なくとも部分的に液化できるスプール巻き熱交換器のような主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）５４を有する主冷却段４２を示す。
図２は、いかなる冷媒でもよいが、好ましくは窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン及びペンタンを含む群のうちの２種以上の混合冷媒を使用できる主冷媒回路４４を有する主冷却段４２も示す。
主冷媒回路４４は、当該技術分野で公知の方法に従って１つ以上の冷媒流をＭＣＨＥ５４に供給するために、いかなる数の冷媒圧縮器、冷却器及び分離器を有してもよい。
例示に過ぎないが、図２は、加圧冷媒流４６を得るため、主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３により共同で駆動される第一及び第二主冷媒圧縮器４５ａ、４５ｂを備えた冷媒回路４４を示す。加圧冷媒流４６は、１つ以上の水及び／又は空気冷却器のような１つ以上の冷却器４７を通り、続いて第五熱交換器システム１１８に入る。第五熱交換器システム１１８は、１つ以上の第五ＨＰ平釜熱交換器１１８ａと、１つ以上の第五ＭＰ平釜熱交換器１１８ｂと、１つ以上の第五ＬＰ平釜熱交換器１１８ｃとを備える。図２には単独の第五ＨＰ、ＭＰ及びＬＰ平釜熱交換器１１８ａ、１１８ｂ、１１８ｃだけを示す。第五ＨＰ、ＭＰ及びＬＰ平釜熱交換器１１８ａ、１１８ｂ、１１８ｃは、第一冷媒回路１００中の第一ＨＰ、ＭＰ及びＬＰ平釜熱交換器１０５ａ、１０５ｂ、１０６ａ、１０６ｂ、１０７ａ、１０７ｂ、１０７ｃの１つ以上に一致してよい。こうして、冷却され、好ましくは部分的に液化された圧縮冷媒流４８が得られ、冷媒分離器５５に通される。冷媒分離器５５は、更に冷却して過冷却凝縮冷媒流を得るため、ＭＣＨＥ５４通り、当該技術分野で公知の方法で軽質冷媒流５６及び重質冷媒流５７が得られるように適合されている。これら冷媒流５６、５７は、ＭＣＨＥ５４に再び入れる前に、１つ以上のバルブ及び／又は膨張器５８ａ、５８ｂにより膨張される。ＭＣＨＥ５４は、第一及び第二主冷媒圧縮器４５ａ、４５ｂで再圧縮するための暖かい冷媒流５９を供給する。第二主冷媒圧縮器４５ｂは、１つ以上の水及び／又は空気冷却器のような１つ以上の中間冷却器４３を設けてよい。
前述のように、ＭＣＨＥ５４からの第一液化流５０は、バルブ５２のような減圧用デバイスを通って、最終フラッシュ容器のような最終気液分離器６２に入り、最終フラッシュガスのようなガス流７０、及び液化製品流８０が得られる。或いは減圧用デバイスは膨張器又はバルブと膨張器との組合わせであってよい。最終ガス流７０は、最終圧縮器駆動器Ｄ４により駆動される図２に示す１つ以上の最終圧縮器７２を通って、最終圧縮流９０を供給する。最終圧縮流９０の再循環画分９０ｂは、分割器９１により分割されて、メタンに富む流れ２０に供給される。
図３は第三実施態様による炭化水素流の液化方法の代りの配置を示す。図３は第一冷媒回路１００により供給される冷却用の配置が異なる他は図２の実施態様と同じ配列を使用した。
図３はＮＧＬ回収システム１２を通ってメタンに富む塔頂流２０を供給する炭化水素原料流１０を示す。メタンに富む塔頂流２０は少なくとも第一圧縮器２４を通って、メタン圧縮流４０を供給する。図３は、第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２により駆動される第一冷媒圧縮器１０１、並びにその後の１つ以上の、冷却器１０２及びバルブ１０３を示す。
図３は第一冷媒回路１００により液化方法の他の流れを冷却する概略図として熱交換器１２０を示す。熱交換システム１２０の破断四角形１２２は、平釜のような１つ以上の実際の熱交換器を表す。第一冷媒回路１００の第一冷媒は、この熱交換器を通って、第一熱交換システム１２０を通る図示の他の流れを冷却できる。
第一冷媒回路１００は、メタン圧縮流４０を冷却し、図２の第四熱交換システム１１６の方法に従って、冷却メタン圧縮流４０ａを供給すると共に、図２に示す第五熱交換システム１１８の方法に従って、主冷媒回路４４の主冷媒を冷却する（主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３で駆動される１つ以上の主圧縮器４５、及び１つ以上の冷却器を通過後、冷却加圧冷媒流４８を供給する）。熱交換システム１２０において冷却加圧冷媒流４８を冷却すると、更に冷却された加圧冷媒流４９が得られる。この冷媒流４９はバルブ４１及び次いで主冷却段４２に通される。
ライン１２４は、別の冷却流１２４ａを得るため、熱交換システム１２０により冷却可能な別の流れを表す。このような冷却は、例えば図２に示す第二熱交換器１１２に関連する方法に従ってライン１２６及び１２６ａ経由で炭化水素原料流１０に供給できる。
図３は冷却メタン圧縮流４０ａが主冷却段４２を通過後、温度Ｔｘの第一液化流５０が得られることを示す。
ここに開示した実施態様では、圧縮流９０の圧力はＮＧＬ回収後、メタンに富む塔頂流２０の圧力と同じか同様であるから、最終圧縮流９０の少なくとも一画分の直接再循環は液化方法に戻ることができる。
ここに開示した実施態様は、
（ｉ）前述のように炭化水素原料流１０を液化する工程、
（ｉｉ）図３に示す第一液化流５０の温度Ｔｘを調節して最終気液分離器６２からの最終ガス流７０の量を変化させる工程、及び
（ｉｉｉ）再循環画分としてメタンに富む流れ２０に供給される最終圧縮流９０の再循環画分９０ｂの量を制御する工程、
を含む炭化水素原料流１０の液化方法も提供する。
第一液化流５０の温度Ｔｘを調節すると、液化方法に使用される圧縮器の１つ以上の駆動器に対する動力要求を有利に調節及び／又はシフトすることができる。
例えば第一液化流５０の温度Ｔｘを数℃上げると、例えば−１４４．５℃から−１４０℃又は−１３０℃に上げると、最終気液分離器６２において用意される最終ガス流７０の量を増大させる（increase the provision）ので、増大した最終ガス流７０を圧縮するために、最終圧縮器駆動器Ｄ４から多くの動力が必要となり、その結果、同じ再循環画分９０ｂ容量に対し、第一圧縮器駆動器Ｄ１及び第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２により、多くの動力が必要となる。しかし、（主冷却段４２での液化温度は高いので、）主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３からは少ない動力で済む。
逆に、温度Ｔｘを低下させると、用意される最終ガス流７０の量は減少し、圧縮器駆動器Ｄ４、Ｄ１及びＤ２の動力負荷（同じ再循環画分９０ｂ容量に対する）も減少するが、（液化温度を低下させるために）主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３の動力負荷は増大する。
図２及び３に示す圧縮器駆動器Ｄ１〜Ｄ４の動力負荷は、再循環画分９０ｂ及び燃料画分９０ａの量を制御すれば更に変化できる。一人以上の燃料ユーザーにより、燃料画分９０ａの需要が変化する可能性があるが、この変化は再循環画分９０ｂの量を決めるものである。
図３は４つの圧縮器駆動器Ｄ１〜Ｄ４と、これら駆動器間の変化を理解させる最終流れ分割器９１との相互関係を示す。
この方法ではユーザーは、ここに供給される炭化水素原料流１０の液化を制御する方法に従って、所定の炭化水素原料流のためにこれら圧縮器駆動器間の動力負荷をシフトすることにより、液化方法を制御できる。
例えば１つ以上の圧縮器駆動器が抑制されている、即ち、既に完全に負荷されていて、通過流を更に圧縮することができない場合、１つ以上の他の圧縮器駆動器の変化は適応可能であり、必要ならば最終液化流５０のＴｘを変化させ、再循環画分９０ｂの量を制御して、抑制された駆動器を救済する。
通常、抑制される駆動器は液化方法において大型駆動器である第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２又は主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３である。
ここに開示した実施態様は、
主冷媒回路４４、１つ以上の主冷媒圧縮器４５、第一冷媒回路１００及び１つ以上の第一冷媒圧縮器１０１を含む、前述のような炭化水素原料流１０の液化を制御する工程、及び
１つ以上の主冷媒圧縮器４５及び第一冷媒圧縮器１０１を最大負荷で駆動する工程、
を少なくとも含む、液化炭化水素製品流８０の生産量を最大化する方法も提供する。
この方法では、前記駆動器のうち１つ以上の駆動器は完全負荷させる必要がなくてよい場合、全ての冷媒駆動器Ｄ１〜Ｄ４を完全負荷して、液化炭化水素流の生産量を増大することが可能である。
例えば駆動器Ｄ１〜Ｄ４の１つ以上、特に第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２及び主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３は予備能力を持ってよいが、他の圧縮器駆動器と比較して、液化炭化水素製品をなお予測量又は‘標準（normal）’量、供給可能である。
液化炭化水素流は液化天然ガス流であってよい。
ここに開示した実施態様では、第一液化流５０の温度Ｔｘの制御及び最終圧縮流９０の再循環画分９０ｂ量の制御により、少なくとも第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２及び主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３を完全動力で最大化して、液化炭化水素製品流８０を増大できる。
下記表１に、ここに開示した方法の一例、例えば図２及び図３に示す方法の種々の部分での駆動器及び特定の流れについての動力使用（duty）、その他のデータを、最終圧縮流の再循環を含まない、即ち、再循環画分９０ｂのない方法と比較して示す。
表１から、最終ガス流９０ｂの再循環画分を用いると共に、他の圧縮器駆動器Ｄ１及びＤ４で得られる動力を完全に用いると、第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２及び主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３で供給された同様な動力により、流れ８０（例えばＬＮＧ）の生産量が約７％増大できることが確認される。
表１は、第一冷媒圧縮器駆動器Ｄ２及び主冷媒圧縮器駆動器Ｄ３を、設定された動力出力に対応する完全負荷で操作した場合の実施例及び比較例（即ち、再循環あり及び再循環なし）を示す。再循環のない比較例では、第一圧縮器駆動器Ｄ１及び最終圧縮器駆動器Ｄ４は消費動力が、対応する設定動力よりも低い水準で操作する。再循環を行った実施例でのみ、駆動器Ｄ１及びＤ４は設定動力に近似した消費動力の水準で操作できる。
図４は、制御システム２００を前述のような炭化水素の液化方法に取込む方法の一例を示す。符号は、前述のようにＮＧＬ回収システム１２、第一圧縮器２４及びその駆動器Ｄ１、第一冷媒回路１００、主冷媒回路４２、減圧用デバイス５２、最終気液分離器６２、最終圧縮器７２及び再循環画分ライン９０ｂを示す。本例の減圧用デバイス５２は、膨張器５１及びこれに続いて、膨張器５１の下流のライン６０内に配置された流れ制御バルブ５３の形態で具体的に表現されている。制御システム２００は、第一液化流５０の温度Ｔｘを調節して最終気液分離器６２からの最終ガス流７０の量を変化させると共に、再循環画分ライン９０ｂ中の量を制御することにより、主冷媒回路４２内の１つ以上の主冷媒圧縮器及び第一冷媒回路１００内の１つ以上の第一冷媒圧縮器の負荷動力を最大負荷で最大化するように配列された制御器Ｃを有する。温度Ｔｘは、流れ制御バルブ５３を操作して温度Ｔｘを設定温度Ｔｘ’にできるだけ近接し維持するために、新しい設定温度Ｔｘ’を計算し挿入し、制御システムを配列すれば調節できる。再循環画分９０ｂの量は、流れＦを用い、設定点にも従って、流れ制御される。この流れ設定点は制御器Ｃにより再循環バルブ２０１の設定に翻訳される。こうして、第一及び主冷媒圧縮器の動力負荷は、制御変数として制御システム２００中で実行できる。また流れ制御バルブ５２及び再循環制御バルブ２０１の制御バルブ設定は、操作変数とみなすことができる。
当業者ならば、本発明が付属の特許請求の範囲を逸脱することなく、多くの各種方法で実施できることは理解されよう。
１０ 炭化水素原料流
１２ ＮＧＬ回収システム
１３ バルブ
１４ ＮＧＬ回収塔
１５ 第一膨張器又はＮＧＬ膨張器
１６ 混合相原料流
１７ 予備ＮＧＬ分離器
１８ 塔底液流
１９ 塔頂ガス流
２０ メタンに富む塔頂流
２１ 配合器
２４ 第一圧縮器
２５ 中間冷却器
２６ 第一冷却器
２７ ドライブシャフト
３０ Ｃ２＋に富む塔底流
３０ Ｃ２＋に富む塔底流
３１ 塔頂流
３２ ターボ圧縮器
４０ メタン圧縮流
４０ａ 冷却メタン圧縮流
４１ バルブ
４２ 主冷却段又は主冷媒回路
４３ 中間冷却器
４４ 主冷媒回路
４５ 主圧縮器
４５ａ 第一主冷媒圧縮器
４５ｂ 第二主冷媒圧縮器
４６ 加圧冷媒流
４７ 冷却器
４８ 圧縮冷媒流又は冷却加圧冷媒流
４９ 更に冷却された加圧冷媒流
５０ 第一液化流
５１ 膨張器
５２ 減圧用デバイス又はバルブ
５３ 流れ制御バルブ
５４ 主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）
５５ 冷媒分離器
５６ 軽質冷媒流
５７ 重質冷媒流
５８ａ バルブ又は膨張器
５８ｂ バルブ及び／又は膨張器
６０ 混合相流
６２ 最終フラッシュ容器又は最終気液分離器
７０ 最終フラッシュガス又は最終ガス流
７２ 最終圧縮器
８０ 液化炭化水素製品流
９０ 最終圧縮（塔頂）流
９０ａ 燃料画分
９０ｂ 最終圧縮流の再循環画分（ライン）
９１ 最終流れ分割器
９２ｂ 最終圧縮流の再循環画分
９０ｂ 再循環画分（ライン）
１００ 第一冷媒回路
１０１ 第一冷媒圧縮器
１０２ 冷却器
１０３ バルブ
１０４ 冷却膨張冷媒流冷媒流
１０５ａ 第一高圧（ＨＰ）平釜熱交換器
１０５ｂ 第一高圧（ＨＰ）平釜熱交換器
１０６ａ 中間圧（ＭＰ）平釜熱交換器
１０６ｂ 中間圧（ＭＰ）平釜熱交換器
１０７ａ 低圧（ＬＰ）平釜熱交換器
１０７ｃ 低圧（ＬＰ）平釜熱交換器
１０８ 圧縮冷媒流
１１０ 第一熱交換器
１１２ 第二熱交換器又は低圧平釜熱交換器
１１４ 第三熱交換器
１１６ 第四熱交換器又は第四熱交換システム
１１６ａ 第四高圧（ＨＰ）（平釜）熱交換器
１１６ｂ 第四中間圧（ＭＰ）熱交換器
１１６ｃ 第四低圧（ＬＰ）熱交換器
１１８ 第五熱交換器システム
１１８ａ 第五高圧（ＨＰ）平釜熱交換器
１１８ｂ 第五高圧（ＨＰ）平釜熱交換器
１１８ｃ 第五低圧（ＬＰ）平釜熱交換器
１２０ 第一熱交換器又は第一熱交換システム
１２２ 第一熱交換システムの破断四角形
１２４ａ 別の冷却流
２００ 制御システム
２０１ 再循環バルブ
Ｄ１ 第一圧縮器駆動器
Ｄ２ 第一冷媒圧縮器駆動器
Ｄ３ 主冷媒圧縮器駆動器
Ｄ４ 最終圧縮器駆動器
米国特許第４，５４１，８５２号

Claims (16)

  1. （ａ）ＮＧＬ回収システム、１つ以上の主冷媒圧縮器を備えた主冷媒回路、及び１つ以上の第一冷媒圧縮器を備えた第一冷媒回路、並びに減圧用デバイス及びこれに続く気液分離器を少なくとも有する液化システムを用意する工程、
    （ｂ）炭化水素原料流を前記ＮＧＬ回収システムに通して該炭化水素原料流からメタンに富む塔頂流を生成する工程、
    （ｃ）前記メタンに富む塔頂流を第一圧縮器に通してメタン圧縮流を得る工程、
    （ｄ）前記メタン圧縮流を前記第一冷媒回路において第一冷媒で冷却し、引続き該メタン圧縮流を前記主冷媒回路において主冷媒で液化して、第一液化流を得る工程、
    （ｅ）前記第一液化流の圧力を低下させて、混合相流を得る工程、
    （ｆ）前記混合相流を最終気液分離器に通して最終ガス流及び液化炭化水素製品流を得る工程、
    （ｇ）前記最終ガス流の少なくとも一再循環画分を、前記第一冷媒回路における第一冷媒での前記冷却工程の少なくとも一部の上流の前記メタンに富む塔頂流又は前記メタン圧縮流に供給する工程、
    （ｈ）前記第一液化流の温度Ｔｘを調節して前記最終気液分離器からの最終ガス流の量を変化させると共に、工程（ｇ）に供給される最終ガス流の再循環画分の量を制御することにより、前記１つ以上の主冷媒圧縮器及び前記１つ以上の第一冷媒圧縮器の負荷動力を最大負荷に最大化する工程、
    を少なくとも含む炭化水素流の液化方法。
  2. 工程（ｂ）における前記メタンに富む塔頂流の生成工程が、前記炭化水素原料流からＣ２＋流を抽出すると共に、Ｃ２＋に富む塔底流を得る工程を含む請求項１に記載の方法。
  3. 前記ＮＧＬ回収システムが、膨張器；ＮＧＬ回収塔；及び該膨張器により駆動するため、該膨張器と機械的に連結した１つ以上のターボ圧縮器；を備えると共に、工程（ｂ）が、前記炭化水素原料流の少なくとも１つの画分を前記膨張器に通して混合相原料流を得る工程、該混合相原料流を前記ＮＧＬ回収塔に通して塔頂流を製造する工程、及び該塔頂流を前記ターボ圧縮器に通して前記メタンに富む塔頂流を精製する工程、を含む請求項１又は２に記載の方法。
  4. 前記ＮＧＬ回収塔での圧力が、４０バール未満、更に好ましくは≦３５バールである請求項３に記載の方法。
  5. 前記ＮＧＬ回収塔での圧力が、１５〜４５バール、好ましくは２０〜３５バールの範囲である請求項３に記載の方法。
  6. 前記第一冷媒回路が、前記炭化水素原料流を冷却するための１つ以上の熱交換器及び前記メタン圧縮流を冷却するための１つ以上の熱交換器を備える請求項１〜５のいずれか１項に記載の方法。
  7. 工程（ｇ）の前に、前記最終ガス流を１つ以上の最終圧縮器に通して最終圧縮流を得る工程であって、該最終圧縮流から該最終圧縮流の再循環画分が引抜かれる該工程を更に含む請求項１〜６のいずれか１項に記載の方法。
  8. 前記最終圧縮流の再循環画分の圧力が１５〜４５バールの範囲である請求項１〜７のいずれか１項に記載の方法。
  9. 前記第一圧縮器が、第一冷媒圧縮器の少なくとも１つで共同に駆動される請求項１〜８のいずれか１項に記載の方法。
  10. 前記炭化水素原料流が天然ガス流であり、前記液化炭化水素製品流が液化天然ガス流である請求項１〜９のいずれか１項に記載の方法。
  11. 工程（ｈ）における前記第一液化流の温度Ｔｘの調節工程、及び工程（ｇ）に供給される最終ガス流の再循環画分の量の制御工程により、前記液化炭化水素製品流の生産量が増大する、好ましくは最大化する請求項１〜１０のいずれか１項に記載の方法。
  12. 工程（ｈ）における前記負荷動力の最大化工程が、前記第一冷媒圧縮器と前記主冷媒圧縮器との間の動力負荷をシフトする工程を含む
    請求項１〜１１のいずれか１項に記載の方法。
  13. 炭化水素原料流からＣ２＋流を抽出して、少なくとも、メタンに富む塔頂流及びＣ２＋に富む塔底流を得るためのＮＧＬ回収システム；
    前記メタンに富む塔頂流からメタン圧縮流を得るための少なくとも第一の圧縮器、
    前記メタン圧縮流を冷却して冷却メタン圧縮流を得るための第一冷却段、及び引続き該冷却メタン圧縮流を液化して第一液化流を得るための主冷却段であって、該第一冷却段は１つ以上の第一冷媒圧縮器を備えた第一冷媒回路を有し、前記主冷却段階は１つ以上の主冷媒圧縮器を備えた主冷媒回路を有する、該第一及び主冷却段；
    前記第一液化流の圧力を低下させて混合相流を得るための減圧用デバイス；
    前記混合相流を最終ガス流及び液化炭化水素製品流に分離するための最終気液分離器；
    前記最終ガス流の少なくとも一再循環画分を、前記メタンに富む塔頂流に供給するための再循環画分ライン；及び
    前記第一液化流の温度Ｔｘを調節して前記最終気液分離器からの最終ガス流の量を変化させると共に、前記再循環画分ライン中の最終圧縮流の再循環画分の量を制御することにより、前記１つ以上の主冷媒圧縮器及び前記１つ以上の第一冷媒圧縮器の負荷動力を最大負荷で最大化するために配列された制御システム；
    を少なくとも有する炭化水素流の液化装置。
  14. 前記ＮＧＬ回収システムが、
    前記炭化水素原料の少なくとも１つの画分を膨張させて混合相原料流を得るために配列された膨張器：
    前記混合相原料流を受取ると共に、塔頂流を製造するためのＮＧＬ回収；及び
    前記膨張器により駆動されて、前記塔頂流を受取る共に、前記メタンに富む塔頂流を生成するための、該膨張器と機械的に連結した１つ以上のターボ圧縮器；
    を有する請求項１３に記載の装置。
  15. 前記最終ガス流を圧縮して最終圧縮流を得るための１つ以上の最終圧縮器であって、前記再循環画分ラインにより前記最終圧縮流が前記メタンに富む塔頂流と接続する該最終圧縮器を更に備える請求項１３又は１４に記載の装置。
  16. 前記１つ以上の第一圧縮器のうちの少なくとも１つ及び前記第一圧縮器が機械的に連結され、共同に駆動される請求項１３〜１５のいずれか１項に記載の装置。

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