JP2015143600A5

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Publication number: JP2015143600A5
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Filing date: 2014-03-13
Publication date: 2017-04-13
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Description

本発明の第１６の側面では、前記蒸留装置からの塔頂留出物が導入される第１気液分離槽（２３）と、前記蒸留装置と前記第１気液分離槽との間に配置され、前記蒸留装置からの前記塔頂留出物を冷却する第３冷却器（８６）とを更に備えたことを特徴とする。

この第１６の側面による天然ガスの液化システムでは、第１気液分離槽に導入する原料ガスを液化装置で冷却する必要がなくなり、液化装置の液化処理の負荷を軽減できる。

本発明の第１７の側面では、天然ガスを冷却して液化天然ガスを生成する天然ガスの液化システム（１）であって、加圧状態で得られた天然ガスを原料ガスとして膨張させる第１膨張機（３）と、前記第１膨張機の上流側または下流側の少なくとも一方において前記原料ガスを冷却する第１冷却器（１０、１１、１２）と、前記第１冷却器によって冷却された前記原料ガスを蒸留することにより、前記原料ガス中の重質分を低減または除去する蒸留装置（１５）と、前記蒸留装置において前記原料ガス中の前記重質分が低減または除去された塔頂留出物が導入される第１圧縮機（４）と、前記第１圧縮機において圧縮された圧縮ガスから分離された気相成分を冷媒との熱交換によって液化する液化装置（２１）とを備えたことを特徴とする。

この第１７の側面による天然ガスの液化システムでは、圧縮機で圧縮された後に液化装置に導入される原料ガスの過度の温度上昇を抑制することが可能となり、原料ガスの温度レベルを液化装置における導入位置の温度レベルに近づけるように容易に調節することが可能となる。

本発明の第１８の側面では、前記第１圧縮機において圧縮された圧縮ガスが導入される第１気液分離槽（２３）と、前記第１圧縮機と前記第１気液分離槽との間に配置され、前記第１圧縮機からの前記圧縮ガスを冷却する第２冷却器（８５）とを更に備えたことを特徴とする。

この第１８の側面による天然ガスの液化システムでは、第１気液分離槽に導入する原料ガスを液化装置で冷却する必要がなくなり、液化装置の液化処理の負荷を軽減することができる。

本発明の第１９の側面では、前記第１圧縮機において圧縮された圧縮ガスの一部が分離された後に、当該分離された圧縮ガスが導入される第２気液分離槽を更に備え、前記第２気液分離槽において分離された液相成分が前記蒸留装置に環流されることを特徴とする。

この第１９の側面による天然ガスの液化システムでは、原料ガスの臨界圧力が比較的低く、液化システムにおける原料ガスの圧力が臨界圧力よりも高くなる場合において、液化装置の液化処理の負荷を軽減する共に、蒸留装置の処理の安定性を高めることができる。

本発明の第２０の側面では、天然ガスを冷却して液化天然ガスを生成する天然ガスの液化方法であって、加圧状態で得られた天然ガスを原料ガスとして膨張させることによって動力を発生させる第１膨張工程と、前記第１膨張工程における膨張によって減圧された前記原料ガスを冷却する第１冷却工程と、前記第１冷却工程によって冷却された前記原料ガスを蒸留することにより、前記原料ガス中の重質分を低減または除去する蒸留工程と、前記第１膨張工程において発生した動力を利用することにより、前記蒸留工程において前記重質分が低減または除去された前記原料ガスを圧縮する第１圧縮工程と、前記第１圧縮工程によって圧縮された前記原料ガスを冷媒との熱交換によって液化する液化工程とを備えたことを特徴とする。

本発明の第２１の側面では、天然ガスを冷却して液化天然ガスを生成する天然ガスの液化方法であって、加圧状態で得られた天然ガスを原料ガスとして膨張させる第１膨張工程と、前記第１膨張工程の前工程または後工程の少なくとも一方において前記原料ガスを冷却する第１冷却工程と、前記第１冷却工程によって冷却された前記原料ガスを蒸留することにより、前記原料ガス中の重質分を低減または除去する蒸留工程と、前記蒸留工程において前記原料ガス中の前記重質分が低減または除去された塔頂留出物を圧縮する第１圧縮工程と、前記第１圧縮工程において圧縮された圧縮ガスから分離された気相成分を冷媒との熱交換によって液化する液化工程とを備えたことを特徴とする。

第１実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１実施形態に対応する第１参考例として従来の天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１実施形態に対応する第２参考例として従来の天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１実施形態の第１変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１実施形態の第２変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１実施形態の第３変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第２実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第３実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第３実施形態の変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第４実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第５実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第６実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第６実施形態の第１変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第６実施形態の第２変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第７実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第８実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第９実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第９実施形態の第１変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１０実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図第１１実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図本発明に係る天然ガスの液化システムにおける膨張機と圧縮機との接続構造の第１変形例を示す図本発明に係る天然ガスの液化システムにおける膨張機と圧縮機との接続構造の第２変形例を示す図

（第１実施形態の第２変形例）
図５は、本発明の第１実施形態の第２変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。表４には、第２変形例の液化システムにおける原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例が示されている。また、表５には、液化システムで用いられる混合冷媒系の冷凍サイクルにおける冷媒の温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例が示されている。なお、図５に示す液化システム１では、第１実施形態（他の変形例を含む）に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

図５に示すように、第２変形例による液化システム１では、ラインＬ１０は、液化装置２１内の中間領域Ｚ２に配置された管回路３１に接続されている。また、図５には、液化システム１が備える混合冷媒方式の冷凍サイクルシステム７０の構成が示されている。ここでは、原料ガスとして表４に示すような重質分（高級炭化水素含有量）の比較的多い天然ガス（リッチガス）が用いられる。蒸留装置１５の塔頂留出物は、第１膨張機３での原料ガスの膨張を調整することにより、上述の第１実施形態の場合に比べてより低圧（約3,300kPaA）とされる。これにより、第１実施形態のようなリーンガスの液化処理の場合と比べて、蒸留装置１５の塔底のラインＬ５を介した天然ガス液（Natural Gas Liquid）の回収を高い効率（例えば、プロパンを約89％、ブタンを約100％回収）で実施可能となる。

（第１実施形態の第３変形例）
図６は、本発明の第１実施形態の第３変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。表１には、第３変形例の液化システムにおける原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例が示されている。なお、図６に示す液化システム１では、第１実施形態（他の変形例を含む）に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

この第３変形例では、上述の第２変形例と同様に原料ガスとしてリッチガスが用いられ、特に、原料ガスの組成によってその臨界圧力が比較的高くなる場合に好適な構成を示している。液化システム１では、蒸留装置１５と第１気液分離槽２３との間のラインＬ６に低圧（LP）のプロパン冷媒（C3R）を用いる第３冷却器８６が設けられ、第１圧縮機４と液化装置２１との間のラインＬ１０に同様に低圧のプロパン冷媒を用いる第２冷却器８５が設けられている。このような構成により、蒸留装置１５からのラインＬ６を流れる原料ガスは、第３冷却器８６によって冷却された後に第１気液分離槽２３に導入される。つまり、第３変形例では、上述の第２変形例等のように第１気液分離槽２３に導入する原料ガスを液化装置２１（管回路２２）で冷却する必要はなく、液化装置２１の液化処理の負荷を軽減できるという利点がある。

また、第１圧縮機４からのラインＬ１０を流れる原料ガスは、第２冷却器８５によって冷却された後に液化装置２１に導入される。この場合、ラインＬ１０の下流側は、液化装置２１において最も温度の高い暖温領域Ｚ１に配置された管回路３０に接続されている。つまり、第３変形例では、第１圧縮機４による原料ガスの昇圧によって原料ガスの温度レベルが適切なレベルを超えた場合でも、第２冷却器８５での冷却によって原料ガスの温度を液化装置２１の暖温領域Ｚ１の温度レベルに近づけ、その結果、液化装置２１の熱的負荷を軽減（熱応力の発生等を抑制）することができるという利点がある。

（第２実施形態）
図７は本発明の第２実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。また、表２には、第２実施形態に係る液化システム１における原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例を示す。なお、図７に示す液化システム１では、第１実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

このように、第２実施形態の液化システム１では、液化装置２１に導入される原料ガスの温度が増大した場合でも、原料ガスをより温度レベルの近い液化装置２１の暖温領域Ｚ１（高温側）に導入する構成としたため、液化装置２１の熱的負荷を軽減（熱応力の発生等を抑制）すると共に、液化処理の効率を高めることができる。なお、原料ガスを液化装置２１の暖温領域Ｚ１に導入する構成は、ガス供給用の第４圧縮機７１の有無に拘わらず、原料ガスの圧力レベルに応じて適宜採用することができる。また、原料ガスの圧力が高すぎて、原料ガスの温度が液化装置２１の暖温領域Ｚ１（高温側）の温度よりも高くなる場合は、図６と同様に、第２冷却器８５を設置して液化装置２１の負荷を軽減することができる。

（第３実施形態）
図８は本発明の第３実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。また、表３には、第３実施形態に係る液化システム１における原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例を示す。なお、図８に示す液化システム１では、第１及び第２実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

（第３実施形態の変形例）
図９は本発明の第３実施形態の変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図９に示す液化システム１では、第１から第３実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

（第４実施形態）
図１０は本発明の第４実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。また、表４には、第４実施形態に係る液化システム１における原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例を示す。なお、図１０に示す液化システム１では、第１から第３実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

第４実施形態の液化システム１では、図８の第３実施形態に示した第２圧縮機７５の下流に、低圧（LP）のプロパン冷媒（C3R）を用いる更なる第２冷却器８５が設けられている。第１圧縮機４からラインＬ１０ａに送出された原料ガスは、第２圧縮機７５において昇圧された後にラインＬ１０ｂを介して第２冷却器８５に送られ、そこで更に冷却された後、ラインＬ１０ｃを介して液化装置２１に導入される。液化装置２１の内部は、第３実施形態と同様の構成を有しており、ラインＬ１０ｃは、液化装置２１内の暖温領域Ｚ１に配置された管回路３０に接続されている。

（第５実施形態）
図１１は本発明の第５実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１１に示す液化システム１では、第１から第４実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

図１２は本発明の第６実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１２に示す液化システム１では、第１から第５実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

（第６実施形態の第１変形例）
図１３は本発明の第６実施形態の変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。また、表５には、第６実施形態の変形例に係る液化システム１における原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例を示す。なお、図１３に示す液化システム１では、第６実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

この変形例による液化システム１では、図１２の第６実施形態に示した第１冷却器１１が省略される一方、第１圧縮機４の下流に、低圧のプロパンを冷媒として用いる更なる第２冷却器８５が設けられている。原料ガスは、第１圧縮機４からラインＬ２０ａを介して第２冷却器８５に送られて冷却された後、ラインＬ２０ｂを介して液化装置２１の暖温領域Ｚ１に配置された管回路２２に送られて更に冷却され、その後、ラインＬ２１を介して第１気液分離槽２３に導入される。

（第６実施形態の第２変形例）
図１４は、本発明の第６実施形態の第２変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。表６には、第２変形例の液化システムにおける原料ガスの温度、圧力、流量、及び各成分のモル分率等の一例が示されている。なお、図１４に示す液化システム１では、第６実施形態（他の変形例を含む）に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

この第２変形例では、原料ガスとして上述の第６実施形態よりも低圧のガスが用いられ、特に、窒素や重質分を含む原料ガスの組成によってその臨界圧力が比較的高くなる場合に好適な構成を示している。液化システム１では、第６実施形態の第１変形例と同様に、原料ガスは、第１圧縮機４からラインＬ２０ａを介して第２冷却器８５に送られて冷却された後、ラインＬ２０ｂを介して第１気液分離槽２３に導入される。一方、第２変形例では、ラインＬ２０ｂは、液化装置２１を介さずに第１気液分離槽２３に接続され、この第１気液分離槽２３において気相成分を構成する原料ガスは、ラインＬ２３を介して液化装置２１内において最も温度の高い暖温領域Ｚ１に配置された管回路３０に送られる。このような構成により、第２変形例では、上述の第１変形例のように第１気液分離槽２３に導入する原料ガスを液化装置２１で冷却（管回路２２に導入）する必要はなく、液化装置２１の液化処理の負荷を軽減できるという利点がある。

（第７実施形態）
図１５は本発明の第７実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１５に示す液化システム１では、第１から第６実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

図１５において、水分除去装置２からの原料ガスは、それぞれラインＬ２ａ、Ｌ２ｂを介して第１及び第２膨張機３ａ、３ｂに送られる。第１及び第２膨張機３ａ、３ｂからの原料ガスは、ラインＬ３ａ、Ｌ３ｂ、Ｌ３を介して冷却器１２に送られる。この場合、上述のような冷却器群に必要とされる冷却能が低減されるため、低圧（LP）のプロパン冷媒（C3R）を用いる１台の冷却器１２のみが設置されている。

図１６は本発明の第８実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１６に示す液化システム１では、第１から第７実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

図１６において、水分除去装置２からの原料ガスは、ラインＬ２を介して第１膨張機３ａに送られ、そこで膨張した後、ラインＬ３を介してセパレータ９１に導入される。セパレータ９１において、気相成分として分離された原料ガスは、ラインＬ１を介して第２膨張機３ｂに送られ、そこで膨張した後、ラインＬ２を介して冷却器１２に送られる。一方、セパレータ９１は、原料ガス中の液相成分（凝縮成分）を分離し、その液相成分を構成する液体は、ラインＬ３に設けられた膨張弁９２を介して冷却器１２に送られる。

（第９実施形態）
図１７は本発明の第９実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１７に示す液化システム１では、第１から第８実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

（第９実施形態の変形例）
図１８は本発明の第９実施形態の変形例に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１８に示す液化システム１では、第９実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

（第１０実施形態）
図１９は本発明の第１０実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図１９に示す液化システム１では、第１から第９実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

この第１０実施形態による液化システム１では、上述の図１２に示した第６実施形態と類似の構成を有するが、蒸留装置１５の上流側の構成において、図３に示した参考例と類似の構成が採用されている。より詳細には、第１０実施形態による液化システム１では、膨張機３は、冷却器群（ここでは、３台の冷却器１０、１１、１２）の下流側に配置され、冷却器１２から送出された原料ガスは、ラインＬ４ａを介してセパレータ１３に送られて気液分離される。セパレータ１３において気相成分を構成する原料ガスは、ラインＬ４ｂを介して膨張機３に送られ、膨張機３で膨張した後、ラインＬ４ｃを介して蒸留装置１５に送られる。一方、セパレータ１３において液相成分を構成する原料ガスは、膨張弁１４が設けられたラインＬ４ｄに送出される。その液相成分は、膨張弁１４で膨張した後、膨張機３からの原料ガスと共にラインＬ４ｃを介して蒸留装置１５に送られる。

（第１１実施形態）
図２０は本発明の第１１実施形態に係る天然ガスの液化システムにおける液化処理の流れを示す構成図である。なお、図２０に示す液化システム１では、第１から第１０実施形態に係る液化システム１と同様の構成要素についてはそれぞれ同一の符号を付し、以下で言及する事項を除いて詳細な説明を省略する。

この第１１実施形態による液化システム１では、上述の第６実施形態と類似の構成を有するが、第１膨張機３及び第１圧縮機４の接続関係については、図１１に示した第５実施形態と同様の構成が採用されている。より詳細には、第１１実施形態による液化システム１では、第１膨張機３及び第１圧縮機４は機械的に接続されておらず、両者は電気的に接続されている。第１膨張機３には発電装置８７が接続されており、この発電装置８７により、第１膨張機３が発生する動力は電力に変換される。この発電装置８７で発生した電力は、第１圧縮機４を駆動するモータ８４に供給される（すなわち、第１膨張機３において発生した動力を第１圧縮機４で利用する）。なお、発電装置８７から供給される電力は、モータ８４を駆動する電力の少なくとも一部であればよく、電力が不足した場合には、図示しない外部の電力供給源から別途電力が供給される。

（膨張機及び圧縮機の接続構造の変形例）
図２１及び図２２は、それぞれ上述の各実施形態における膨張機と圧縮機との機械的接続構造の第１及び第２変形例を示す図である。

図２１に示す例では、第１膨張機３と第１圧縮機４との間にモータ（第２モータ）８４が介装され、モータ８４の速度は可変周波数駆動を行うコントローラ８２によって制御される。モータ８４には外部から電力が供給される。ここで、第１膨張機３、第１圧縮機４、及びモータ８４は、同軸上に設けられており、第１膨張機３で発生した膨張に基づく動力を第１圧縮機４の動力として利用することができる。これによりモータ８４の動力を低減することが可能となる。このように、第１膨張機３で発生した動力を補うようにモータ８４の動力を利用することで、第１圧縮機４の吐出圧を安定的に増大させることが可能となる。

一方、図２２に示す例では、第１膨張機３、第１圧縮機４、及びモータ（第２モータ）８４の回転軸には、それぞれギヤ９６、９７、９８が取り付けられている。第１膨張機３のギヤ９６は、モータ８４のギヤ９７と噛合し、更に、モータ８４のギヤ９７は、第１圧縮機４のギヤ９８と噛合する。これにより、第１膨張機３及び第１圧縮機４は、モータ８４を介して互いに動力を伝達可能に接続されている。このような構造により、第１膨張機３で発生した動力を補うようにモータ８４の動力を利用することで、第１圧縮機４の吐出圧を安定的に増大させることが可能となる。なお、第１膨張機３、第１圧縮機４、及びモータ８４の接続については、遊星歯車機構など周知の歯車機構を適用することができる。

１液化システム
２水分除去装置
３、３ａ第１膨張機
３ｂ第２膨張機
４、４ａ第１圧縮機
４ｂ第３圧縮機
５シャフト
１０、１１、１２第１冷却器
１５蒸留装置
２１液化装置
２３第１気液分離槽
３３膨張弁
４１冷媒セパレータ
４４膨張弁
４５スプレーヘッダ
５４膨張弁
５５スプレーヘッダ
７１第４圧縮機
７２第４冷却器
７５第２圧縮機
８１モータ（第１モータ）
８２コントローラ
８３圧力計
８４モータ（第２モータ）
８５第２冷却器
８６第３冷却器
８７発電装置
８９膨張弁
９１セパレータ
９２膨張弁
９６ギヤ
９７ギヤ
９８ギヤ
Ｚ１暖温領域
Ｚ２中間領域
Ｚ３冷温領域

Claims

天然ガスを冷却して液化天然ガスを生成する天然ガスの液化システムであって、
供給源から加圧状態で得られた天然ガスが冷却および加熱されることなく原料ガスとして供給され、当該原料ガスを膨張させることによって動力を発生させる第１膨張機と、
前記第１膨張機における膨張によって減圧された前記原料ガスを、前記原料ガスとは異なる外部の冷媒のみを用いて冷却する第１冷却器と、
前記第１冷却器によって冷却された前記原料ガスを蒸留することにより、前記原料ガス中の重質分を低減または除去する蒸留装置と、
前記第１膨張機において発生した動力を利用することにより、前記蒸留装置において前記重質分が低減または除去された前記原料ガスを圧縮する第１圧縮機と、
前記第１圧縮機によって圧縮された前記原料ガスを冷媒との熱交換によって液化する液化装置と
を備えたことを特徴とする天然ガスの液化システム。
前記第１圧縮機と前記液化装置との間に配置され、前記第１圧縮機によって圧縮された前記原料ガスを冷却する第２冷却器を更に備えたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記液化装置は、スプール巻き型熱交換器からなり、
前記第１圧縮機から送出された前記原料ガスは、前記スプール巻き型熱交換器に対し、当該スプール巻き型熱交換器内の高温側に位置する暖温領域に導入されることを特徴とする請求項１または請求項２に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１圧縮機と前記液化装置との間に配置され、前記第１圧縮機から送出された前記原料ガスを昇圧する第２圧縮機を更に備えたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
外部からの電力によって駆動され、前記液化装置に導入される前記原料ガスの圧力値に基づき駆動制御される第１モータを更に備え、
前記第２圧縮機は、前記第１モータによって駆動されることを特徴とする請求項４に記載の天然ガスの液化システム。
前記第２圧縮機と前記液化装置との間に配置され、前記原料ガスを冷却する第２冷却器を更に備えたことを特徴とする請求項４に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１膨張機において発生した動力を電力に変換する発電装置と、
前記第１圧縮機を駆動する第２モータと
を更に備え、
前記第２モータは、前記発電装置からの電力を利用して駆動されることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１膨張機と前記第１圧縮機とを機械的に連結し、外部からの電力供給を受ける第２モータを更に備え、
前記第１圧縮機は、前記第１膨張機において発生した動力と、前記第２モータの動力とを利用することにより、前記原料ガスを圧縮することを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１圧縮機には、前記蒸留装置において前記重質分が低減または除去された前記原料ガスが直接導入され、
前記第１圧縮機において圧縮された前記原料ガスが前記液化装置を介して導入される第１気液分離槽を備え、
前記第１気液分離槽において分離された前記原料ガスの気相成分は、前記液化装置に再び導入される一方、前記原料ガスの液相成分は、前記蒸留装置に環流されることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１圧縮機と前記第１気液分離槽との間に配置され、前記原料ガスを冷却する第２冷却器を更に備えたことを特徴とする請求項９に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１膨張機と前記蒸留装置との間に配置され、前記原料ガスを膨張させることによって動力を発生させる第２膨張機と、
前記蒸留装置と前記第１圧縮機との間に配置され、第２膨張機において発生した動力を利用することにより、前記蒸留装置によって蒸留された前記原料ガスを圧縮する第３圧縮機と
を更に備えたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１膨張機と並列に配置され、前記原料ガスを膨張させることによって動力を発生させる第２膨張機と、
前記蒸留装置と前記第１圧縮機との間に配置され、第２膨張機において発生した動力を利用することにより、前記蒸留装置によって蒸留された前記原料ガスを圧縮する第３圧縮機と
を更に備えたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記液化装置は、プレートフィン型熱交換器であることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記第１圧縮機で圧縮された前記原料ガスの圧力は、5,171kPaAよりも高いことを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの液化システム。
前記第２圧縮機で圧縮された前記原料ガスの圧力は、5,171kPaAよりも高いことを特徴とする請求項４または請求項５に記載の天然ガスの液化システム。
前記蒸留装置からの塔頂留出物が導入される第１気液分離槽と、
前記蒸留装置と前記第１気液分離槽との間に配置され、前記蒸留装置からの前記塔頂留出物を冷却する第３冷却器とを更に備え、
前記第１圧縮機は、前記第１気液分離槽において分離された前記原料ガスの気相成分を圧縮することを特徴とする請求項１から請求項８のいずれかに記載の天然ガスの液化システム
前記第３冷却器は、外部の冷媒を用いて前記蒸留装置からの前記塔頂留出物を冷却することを特徴とする請求項１６に記載の天然ガスの液化システム。
前記第３冷却器は、前記液化装置の一部を利用して前記蒸留装置からの前記塔頂留出物を冷却することを特徴とする請求項１６に記載の天然ガスの液化システム。
天然ガスを冷却して液化天然ガスを生成する天然ガスの液化方法であって、
供給源から加圧状態で得られた天然ガスが冷却および加熱されることなく原料ガスとして供給され、当該原料ガスを膨張させることによって動力を発生させる第１膨張工程と、
前記第１膨張工程における膨張によって減圧された前記原料ガスを、前記原料ガスとは異なる外部の冷媒のみを用いて冷却する第１冷却工程と、
前記第１冷却工程によって冷却された前記原料ガスを蒸留することにより、前記原料ガス中の重質分を低減または除去する蒸留工程と、
前記第１膨張工程において発生した動力を利用することにより、前記蒸留工程において前記重質分が低減または除去された前記原料ガスを圧縮する第１圧縮工程と、
前記第１圧縮工程によって圧縮された前記原料ガスを冷媒との熱交換によって液化する液化工程と
を備えたことを特徴とする天然ガスの液化方法。