JP2019525103A - 再ガス化端末およびそのような再ガス化端末の操作方法 - Google Patents

Abstract

本発明は、再ガス化端末を操作する方法であって、ａ）１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）からＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることであって、再ガス流（１０）が、８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力にある、ＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることと、ｂ）再ガス流（１０）を冷却流（１１）と再ガス流の残り（１０’）とに分割することと、ｃ）第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取ることであって、第２の圧力が、２ｂａｒａを超える、受け取ることと、ｄ１）供給流（４０）を冷却流（１１）に対して冷却することと、ｄ２）冷却供給流（４３）を第１の圧力まで膨張させ、それによって膨張冷却供給流（４３’）を得ることと、ｅ）膨張冷却供給流（４３’）をＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つに送ることと、ｆ）少なくとも再ガス流の残り（１０’）を再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、を含む、方法に関する。【選択図】図１

Description

本発明は、再ガス化端末および再ガス化端末の操作方法に関する。

天然ガスは、有用な燃料源である。しかしながら、それは、市場から比較的遠く離れて生成されることが多い。そのような場合、天然ガス流の供給源の、またはその近くの、ＬＮＧプラント内で、天然ガスを液化することが望ましい場合がある。ＬＮＧの形態では、天然ガスは、それがより小さい容積を占めるので、ガス形態よりも容易に長距離にわたって貯蔵および輸送することができる。

ＬＮＧは、好適なＬＮＧ運搬船によって再ガス化端末（再気化端末または輸入端末とも呼ばれる）に輸送され、そこで、ガスグリッドに供給される前に再気化される。再ガス化端末では、ＬＮＧに存在する冷たさは、通常、冷却空気または冷却水を介して周囲に伝達される。

ＬＮＧを再気化するために、ＬＮＧに熱を加えることができる。熱を加える前に、ＬＮＧは、ガスグリッドの要件を満たすために加圧されることが多い。典型的には、ガスグリッドは、６０ｂａｒａ超、典型的には６５〜１３５ｂａｒａ、例えば、８０ｂａｒａの圧力である。次に、再気化天然ガス製品は、好適にはガスグリッドを介して、顧客に販売され得る。

ＬＮＧを再ガス化するための再ガス化端末および方法は、当該技術分野において知られており、例えば、特許出願公開第ＵＳ２０１０／００００２３３号、同第ＵＳ２００６／０２４２９６９号に記載されている。

ＷＯ２００８／０１２２８６、ＷＯ２０１３／１８６２７１、ＷＯ２０１３／１８６２７７、およびＷＯ２０１３／１８６２７５は、液化流を加熱するための装置および方法を記載している。これらの文献は、特に、回路を通して熱伝達流体を第１の熱伝達領域から第２の熱伝達領域へ循環させることによって、周囲から液化流へ熱を伝達するための熱交換器に重点を置いている。

ＬＮＧは、異なる圧力および関連する温度で生成、輸送、および貯蔵され得る。天然ガスが液化する圧力と温度（沸点）の正確な組み合わせは、天然ガスの正確な組成に依存することが理解されるだろう。

大気ＬＮＧは、大気圧に近い圧力で、それゆえ、−１６２℃に近い温度で生成される。大気ＬＮＧは、比較的高い冷却努力を必要とするが、ＬＮＧは、大気圧下で輸送および貯蔵することができ、安全上のリスクを最小限に抑え、輸送および貯蔵に使用される貯蔵タンクのコストを低減するという利点を有する。

加圧ＬＮＧ（極低温圧縮ＬＮＧ（ｃｃＬＮＧ）とも呼ばれる）は、大気圧よりも高い圧力および天然ガスの沸点に等しい温度で生成され、それらの正確な値は、天然ガスの組成に依存する。加圧ＬＮＧの圧力は、２ｂａｒａ超または少なくとも５ｂａｒａ超であり得る。例えば、加圧ＬＮＧは、およそ−１１５℃の温度で１５〜１７ｂａｒａの圧力で生成され得る。加圧ＬＮＧは、より少ない冷却努力が必要とされ、より少ないエネルギー消費量で生成されるという利点を有する。

ＥＰ２４４２０５６には、加圧液化天然ガス（ＰＬＮＧ）の生成方法およびそのための生成システムが記載されている。

しかしながら、加圧ＬＮＧの輸送および貯蔵は、タンクが高圧に耐えるように強化されるべきであるので、さらなる安全対策および比較的高価で製造が困難な貯蔵タンク（加圧容器）を必要とする。ＣＡ２５５０４６９は、加圧液化天然ガスを保持するための繊維強化プラスチック圧力容器の例を提供している。

これにより、本出願人の名前で出願された、出願番号第１５１７４３０３．６号を有する欧州特許出願を参照する。本出願の出願時点では、１５１７４３０３．６は、未だ公開されておらず、したがって、現在の特許出願の新規性を評価することにのみ関連し、進歩性を評価することには関連しない。

特許出願公開第ＵＳ２０１０／００００２３３号 特許出願公開第ＵＳ２００６／０２４２９６９号 ＷＯ２００８／０１２２８６ ＷＯ２０１３／１８６２７１ ＷＯ２０１３／１８６２７７ ＷＯ２０１３／１８６２７５ ＣＡ２５５０４６９ 欧州特許出願第１５１７４３０３．６号

加圧ＬＮＧバリューチェーンに関連する安全上のリスクのうちの少なくともいくつかを減少させる、加圧ＬＮＧと再ガス化端末との改善された統合を提供することが目的である。

本発明は、再ガス化端末を操作する方法であって、
ａ）１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）からＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることであって、１つ以上の貯蔵タンク（１）が、０．８〜１．５ｂａｒａの範囲の第１の圧力にあり、再ガス流（１０）が、８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力にある、ＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることと、
ｂ）再ガス流（１０）を冷却流（１１）と再ガス流の残り（１０’）とに分割することと、
ｃ）第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取ることであって、第２の圧力が、２ｂａｒａを超える、加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取ることと、
ｄ１）供給流（４０）を冷却流（１１）に対して冷却させ、それによって冷却供給流（４３）および加温冷却流（１４）を得ることと、
ｄ２）冷却供給流（４３）を第１の圧力まで膨張させ、それによって膨張冷却供給流（４３’）を得ることと、
ｅ）膨張冷却供給流（４３’）をＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つに送ることと、
ｆ）少なくとも再ガス流の残り（１０’）を再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、を含む、方法を提供する。

第１の圧力は、１．０５〜１．２５ｂａｒａの範囲にあり得る。

加温冷却流１４は、中間圧力で再ガス化装置ユニットの上流で再ガス流の残りと合流され得るか、または加温冷却流１４および再ガス流の残りが、別々に、再ガス化装置ユニットを通過され得、かつガスグリッド圧力（第３の圧力）に等しいかもしくはそれに近い圧力で再ガス化装置ユニットの下流で合流され得る。

再ガス流は、第１の圧力におけるＬＮＧの沸点に等しい温度を有する。加圧ＬＮＧの供給流は、第２の圧力における加圧ＬＮＧの沸点に等しい温度を有する。

典型的には、ＬＮＧは、２つの段階で、所望のガスグリッド圧力までポンプ注入されるだろう。第１の段階は、中間圧力で再ガス流（１０）を発生させるタンク内ポンプであり得、第２の段階は、パイプライン条件を満たすのに必要な差圧（典型的には、６５〜１３５ｂａｒａ）を供給する高圧ポンプであり得る。

高圧流からではなく中間圧力にある再ガス流から冷却流を得ることによって、冷却流は、比較的低温になり、その結果、供給流の冷却が改善され、冷却供給流は、ＬＮＧ貯蔵飽和圧力に近く、それによってフラッシングロスが最小限に抑えられる。

冷却供給流（４３）を第１の圧力まで膨張させる（工程（ｄ２））前に、供給流（４０）を冷却流（１１）に対して冷却させること（工程（ｄ１））によって、いくつかの利点が得られる。第１に、フラッシングは、工程（ｄ１）で冷却のために使用される熱交換器の下流で行われ、これにより、ガスと液体との混合流の代わりに単相流を処理するのに好適であることのみ必要とされる、より小さい熱交換器が可能になる。第２に、冷却供給流（４３）は、工程（ｄ２）で膨張するまでに比較的冷たくなっているので、フラッシングによって発生するボイルオフガスの量が減少する。

一実施形態によると、第２の圧力は、３ｂａｒａ超、好ましくは５ｂａｒａ超、より好ましくは１２ｂａｒａ超である。

加圧ＬＮＧ（またはｃｃＬＮＧ）という用語は、高圧に保たれる液体天然ガスを指すのに使用され、これは、２ｂａｒａよりも大きい、好ましくは１０ｂａｒａよりも大きい、より好ましくは１２ｂａｒａよりも大きい圧力を意味する。

一例によると、加圧ＬＮＧは、１５〜１７ｂａｒａの範囲の圧力であり得る。加圧ＬＮＧの温度は、天然ガスの組成に依存する、所与の圧力に対する沸点である。

一実施形態によると、少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧ入口（４２）を備え、ｄ２）は、関連するＬＮＧ入口（４２）の近くに、好ましくは関連するＬＮＧ入り口（４２）から５０メートル未満離れた距離に位置付けられた、バルブまたは膨張器（４１）を使用して行われる。

冷却供給流（４３）を膨張させると、フラッシュガスが発生し、したがって、液体および蒸気を含む混合流様式が発生する。距離を５０メートル未満、好ましくは２０メートル未満、より好ましくは１０メートル未満に最小化することによって、パイプラインを通して混合流様式（液体蒸気混合物）を搬送する必要性および多相流誘導振動のような関連する困難性が、最小限に保たれる。

距離は、パイプラインを通る中心線に沿って測定される。

一実施形態によると、少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧ入口（４２）を備え、ｄ２）は、実質的に関連するＬＮＧ入口（４２）の、またはそれを超えるレベルに、好ましくは関連するＬＮＧ入り口（４２）のタンク上部のプラットフォームに位置付けられた、バルブもしくは膨張器を使用して行われる。

実質的にという用語は、１０メートル未満、または好ましくは５メートル未満の高低差を示すために本明細書で使用される。

これにより、ＬＮＧライザーラインでの混合流様式が防止され、したがって、典型的に垂直流路で発生する多相流誘導振動が最小限に抑えられる。さらに、クーラー交換器のサイズおよび複雑さが最小限に抑えられる。

実施形態によると、本方法は、
−加温冷却流（１４）を再ガス流の残りと合流させ、それによって混合流（１０’’）を得て、混合流（１０’’）を再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、
−加温冷却流（１４）および再ガス流の残りを、別々に再ガス化されるべき別々の並行な流れとして再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、をさらに含む。

この最後の選択肢によると、２つの流れの加圧および加温は、流れを合流させる前に行われる。したがって、本方法は、第１の圧縮機および第１の再ガス化装置熱交換器を使用して、加温冷却流（１４）を加圧および加温し、それによって第１の再ガス化天然ガス流を得ることと、並行して、第２の圧縮機および第２の再ガス化装置熱交換器を使用して、再ガス流の残りを加圧および加温し、それによって第２の再ガス化天然ガス流を得ることと、を含む。

一実施形態によると、本方法は、ＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つからボイルオフガス流（７０）を得ることと、ボイルオフガス流（７０）を加圧し、それによって当該中間圧力で加圧ボイルオフガス流（７２）を得ることと、加圧ボイルガス流（７３）の少なくとも一部を再凝縮器（１６）に送って、再凝縮させ、かつ再ガス流の残り（１０’）と合流させることと、をさらに含む。

加圧ボイルオフガス流（７３）の少なくとも一部を再ガス流の残り（１０’）に加えることにより、加圧ボイルオフガス流は、再液化される。

好ましくは、加圧ボイルオフガス流は、これらの流れの混合を可能にするために中間圧力にある。実際には、小さな圧力差が存在し得ることが理解されるであろう。

そのような実施形態によると、本方法は、
−再ガス流の残り（１０’）の少なくとも一部分（１０１）を含む再凝縮器（１６）に液体再凝縮器供給流を供給することと、
−加圧ボイルオフガス流（７３）の少なくとも一部を含む再凝縮器（１６）に蒸気再凝縮器供給流を供給することと、
−少なくとも液体および蒸気再凝縮器供給流を含む再凝縮器（１６）から再凝縮流（１８）を得ることと、
−再凝縮流（１８’）を混合流（１０’’）の一部として再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、を含む。

加温冷却流（１４）を再ガス流の残り、および任意選択的に、ボイルオフガス流（の一部）と合流させることは、存在する場合、再凝縮器（１６）の下流および再ガス化装置ユニット（２０）の上流で、具体的には、再ガス化装置ユニットの一部である高圧ポンプの上流で行うことができる。

一実施形態によると、ｆ）は、
ｆ１）混合流（１０’’）を第３の圧力まで加圧して、加圧再ガス流（１３）を得ることと、
ｆ２）再ガス化装置熱交換器（２１）において、例えば周囲流（２２）に対して加圧再ガス流（１３）を加温し、それによって再ガス化天然ガス流（３０）を得ることと、を含む。

Ｆ１は、典型的には、高圧圧縮機によって行われる。

第３の圧力は、６０ｂａｒａを超え、典型的には６５〜１３５ｂａｒａの範囲、例えば８０ｂａｒａであり得、好ましくは、少なくともガスグリッド３１内の圧力に等しい。

供給流４０は、好ましくは、加圧ＬＮＧを含むのに好適な／配置される１つ以上の加圧ＬＮＧ貯蔵タンク６１を備える運搬船６０から得られる。

一実施形態によると、第２の圧力における加圧ＬＮＧの供給流（４０）の流量は、１５００ｍ^３／時未満または１０００ｍ^３／時未満など、２０００ｍ^３／時未満である。

供給流の流量を示された値より低く保つことによって、冷却供給流（４３）は、比較的低い温度に到達することが可能になり、それによって工程（ｄ２）におけるフラッシングを減少させる。

一実施形態によると、冷却流（１１）の質量流量は、以下のパラメータ：供給流（４０）の質量流量、供給流の温度、供給流の圧力、冷却流の温度、冷却流の圧力、冷却供給流（４３）の温度、および膨張冷却供給流（４３’）の温度のうちの１つ以上に応じて制御される。

冷却流（１１）の質量流量は、供給流（４０）の質量流量と等しくなるように選択することができる。

さらなる態様によると、ＬＮＧを再ガス化するための再ガス化端末であって、
−１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）であって、１つ以上の貯蔵タンク（１）が、第１の圧力にあり、第１の圧力が、０．８〜１．５ｂａｒａの範囲にある、１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と、
−再ガス化装置ユニット（２０）であって、１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと流体連通して、８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力でＬＮＧの再ガス流（１０）を受け取る入り口、および再ガス化天然ガス流（３０）を排出するための出口を備える、再ガス化装置ユニット（２０）と、
−熱交換ユニット（５０）および膨張デバイス（４１）を備える処理ユニット（５）であって、交換ユニット（５０）が、第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取るための加圧ＬＮＧ入口（５１）であって、第２の圧力が、２ｂａｒａを超える、加圧ＬＮＧ入り口（５１）、および冷却供給流（４３）を排出するための加圧ＬＮＧ出口（５２）であって、冷却供給流（４３）を膨張デバイス（４１）に送るために膨張デバイス（４１）の入口と流体連通している、加圧ＬＮＧ出口（５２）を備え、膨張デバイスが、膨張冷却供給流（４３’）を１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）に排出するための出口を備える、処理ユニット（５）と、を備え、
熱交換ユニット（５０）が、供給流（４０）を冷却するために８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力で冷却流（１１）を受け取るための冷却入口（５３）をさらに備え、冷却流（１１）が、再ガス流（１０）の少なくとも一部分を含み、熱交換ユニット（５０）が、加温冷却流（１４）を排出するための冷却出口（５４）をさらに備え、冷却出口（５４）が、中間圧力で再ガス流（１０）と流体連通して、加温冷却流（１４）を再ガス流の残りと再合流させる、再ガス化端末を提供する。

「〜と流体連通している」という用語は、流体が流体連通している部品から流れることができることを示すために使用され、導管またはパイプなどの、そのような流れを容易にするために存在する物理的接続を意味する。「解放可能な流体連通」という用語は、連結具を備える接続など、接続および解放されるのに好適な物理的接続を意味する。

したがって、冷却出口（５４）は、再ガス化装置ユニット（２０）の上流で再ガス化装置ユニット（２０）に再ガス流を運搬する導管と流体連通している。

少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧ入口（４２）を備え、膨張デバイス（４１）は、出口を備え、ＬＮＧ入口（４２）および膨張デバイス（４１）の出口は、互いに近くに、好ましくは５０メートル未満の距離に位置付けられる。距離は、パイプラインを通る中心線に沿って測定される。

少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクは、ＬＮＧ入口（４２）を備え、膨張デバイス（４１）は、出口を備え、膨張デバイス（４１）の出口は、実質的に同じ高さにあるか、または関連するＬＮＧ入口（４２）の上方にある。膨張デバイスは、好ましくは、関連するＬＮＧ入口（４２）のタンク上部プラットフォームにある。実質的にという用語は、１０メートル未満、または好ましくは５メートル未満の高低差を示すために本明細書で使用される。

図１は、再ガス化端末を概略的に示す。

本発明は、実施例を使用して、かつ一実施形態を概略的に示す図１を参照して、本明細書の以下にさらに説明されるだろう。単一の参照番号は、導管またはラインならびにそのラインによって搬送される流れを識別するために使用されるだろう。

現在、加圧ＬＮＧ運搬船からの加圧ＬＮＧの供給流が大気圧で、またはその近くで再ガス化されるＬＮＧを貯蔵するように設計および構築された大気再ガス化端末で受け取られる方法および再ガス化端末を提供することが提案されている。

再ガス化端末での再ガス化中に放出される低温エネルギーは、無駄にされないが、加圧ＬＮＧを大気ＬＮＧに冷却するために少なくとも部分的に使用され、大気ＬＮＧは、大気再ガス化端末に存在するＬＮＧ貯蔵タンク内に貯蔵することができる。再ガス化プロセスからの低温エネルギーを効果的に使用することによって、熱力学的にバランスのとれたプロセスおよび潜在的により高い再ガス化率を得ることができる。

大気ＬＮＧという用語は、大気圧または周囲圧に近い、好ましくはわずかに高い圧力に保たれる液体天然ガスを指すのに使用される。第１の圧力は、典型的には、０．８〜１．５ｂａｒａまたは１．０〜１．３ｂａｒａの範囲にある。貯蔵タンク１内の第１の圧力は、５０〜２００ｍｂａｒｇまたは１００〜２００ｍｂａｒｇの範囲にあり得る。

この本文で使用されているｂａｒａという用語は、絶対圧を指すのに使用され、ここで、ｂａｒｇという用語は、バールゲージ（大気圧に対するゼロ基準）を指すのに使用される。

大気ＬＮＧの圧力は、ポンプ注入されるときに増加し得ることが理解されよう。

大気ＬＮＧの供給流は、大気ＬＮＧに変換され、続いてＬＮＧ貯蔵タンク内に貯蔵される。ＬＮＧ貯蔵タンクは、大気ＬＮＧを貯蔵するのに好適であり、かつ高圧に耐えるように設計される必要がない、貯蔵タンクであり得る。したがって、再ガス化端末は、加圧ＬＮＧ貯蔵タンクを必要とせずに、加圧ＬＮＧを受け取り、かつ処理することができる。

ＬＮＧの再ガス流が、ＬＮＧ貯蔵タンクから取り出され、再ガス化装置ユニットに送られて、再ガス化天然ガスをガスグリッドに供給するのに好適な圧力で天然ガスを生成する。

加圧ＬＮＧの供給流は、加圧ＬＮＧの供給流を熱交換器内で再ガス流と熱交換させ、かつ加圧ＬＮＧの供給流を大気圧に膨張させ、それによって冷却効果を達成することによって、エネルギー効率の良い方法で大気ＬＮＧに変換される。

加圧ＬＮＧの供給流が存在しない時間の間、例えば、加圧ＬＮＧ運搬船が再ガス化端末に係留されておらず、かつ加圧ＬＮＧの荷降ろしに忙しい場合、ＬＮＧ貯蔵タンクからのＬＮＧの再ガス流は、例えば、以下の特許文献：ＷＯ２００８／０１２２８６、ＷＯ２０１３／１８６２７１、ＷＯ２０１３／１８６２７７、およびＷＯ２０１３／１８６２７５のうちのいずれかに記載されているような、任意の好適な再ガス化装置ユニット内で再ガス化され得る。

加圧ＬＮＧ運搬船が存在し、かつ荷降ろしに忙しい場合、貯蔵タンクからのＬＮＧの再ガス流、またはその副流は、加圧ＬＮＧ供給流に対して加温される熱交換ユニットを通して方向を変えることができ、それにより加温再ガス流が得られ、これを再ガス化装置ユニットに送る。加温再ガス流は、任意選択的に、再ガス化装置ユニットの上流の再ガス流上流の残りと再合流される。

加圧ＬＮＧの供給流は、熱交換器ユニットに供給されて、再ガス流（の副流）に対して冷却され、大気圧に膨張されて、ＬＮＧを含む処理済み供給流を得る。処理済み供給流を、（大気）ＬＮＧ貯蔵タンクに直接送り得るか、または気液分離器に送って、ＬＮＧ貯蔵タンクに送られる液体流と、再液化ユニットを介して再液化され得るガス流と、を得ることができ、例えば、再液化ユニットを介してＬＮＧ貯蔵タンクに送り得るか、または再凝縮器を介して再液化することができる。

膨張は、熱交換器ユニットの下流で行われる。

提案された方法および再ガス端末は、加圧ＬＮＧの圧力が第１の圧力まで低下する点までの配管以外に、加圧ＬＮＧを処理および貯蔵するための追加の安全対策または強化ハードウェアを必要としないという利点を有する。再ガス端末は、現在、効率的かつ安全な方法で加圧ＬＮＧを受け取ることができ、同時に、大気ＬＮＧを受け取るのに好適である。大気ＬＮＧ貯蔵タンクを有する既存の再ガス端末は、最小限の追加の設備およびプラント設計の変更で、加圧ＬＮＧバリューチェーンと統合することができる。大気ＬＮＧを処理するのに好適な既存の再ガス端末は、最小限のハードウェア投資で修正して、加圧ＬＮＧを受け取るのにも好適なものにすることができる。

これより、実施形態を、図１を参照してより詳細に記載しよう。

図１は、再ガス化端末を概略的に示す。再ガス化端末は、ＬＮＧを含む第１の圧力の貯蔵タンク１を備える。好適なポンプ２を使用することによって、再ガス流１０が得られる。したがって、再ガス流１０は、第１の圧力よりも高い中間圧力を有するだろう。

ＬＮＧ貯蔵タンク１は、再ガス流導管を介して再ガス化装置ユニット２０と流体接続している。再ガス化装置ユニット２０は、再ガス流を受け取り、再ガス化天然ガス流３０を発生させ、かつ排出し、再ガス化天然ガス流を、参照番号３１で概略的に示されるガスグリッドに送るように配置される。

一実施形態によると、再ガス化装置ユニット２０は、以下のように配置される。
−再ガス流１０を第３の圧力まで加圧して、加圧再ガス流１３を得、
−再ガス化装置熱交換器２１内で周囲流２２に対して加圧再ガス流１３の少なくとも一部を加温する。

図１は、再ガス流を受け取るように配置された入口と、加圧再ガス流１３を排出するための出口と、を有する圧縮機１２を概略的に示す。圧縮機１２の出口は、導管１３を介して（１つ以上の）再ガス化装置熱交換器２１の入口と流体連通している。再ガス化装置熱交換器は、再ガス化装置熱交換器２１の入口と再ガス化装置熱交換器２１の出口との間の第１の流路と、周囲入口と周囲出口との間の第２の流路と、を備え、第１および第２の流路が、熱を交換することができるようになっている。

周囲流は、周囲空気を含む流れ、または海水などの水を含む流れであり得る。

加圧は、周囲流に対する加温をより高い圧力でより効果的に行うことができるので、好ましくは再ガス化装置熱交換器２１の上流で行われる。

第３の圧力は、好ましくは、ガスグリッド圧力、典型的には６０ｂａｒａを超える、例えば８０ｂａｒａなど、再ガス化天然ガス流３０の必要とされる出力圧力に少なくとも等しい。

再ガス化装置熱交換器２１の出口は、ガスグリッド３１と流体連通している。

図１は、加圧ＬＮＧを含むように配置された１つ以上の加圧ＬＮＧ貯蔵タンク６１を備える運搬船６０をさらに示す。運搬船６０は、再ガス化端末の一部ではない。

運搬船６０から得られる加圧ＬＮＧの供給流４０は、２５０ｐｐｍ未満のＣＯ_２、より好ましくは１５０ｐｐｍ未満のＣＯ_２、さらにより好ましくは５０ｐｐｍ未満のＣＯ_２（ｐｐｍ＝百万分の一）を含む。

再ガス化端末は、熱交換ユニット５０と、膨張デバイス４１と、を備える、処理ユニット５を備える。膨張デバイス４１は、供給流４０の流れ方向に関して熱交換ユニット５０の下流に位置付けられる。

熱交換ユニット５０は、プレート式熱交換器、シェルアンドチューブ式熱交換器、または任意の他の好適な熱交換器などの任意の好適な種類の間接熱交換器であり得る。熱交換ユニット５０は、１つ以上の（直列／並列）熱交換器を備え得る。

熱交換ユニット５０は、第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流４０を受け取るための加圧ＬＮＧ入口５１を備え、第２の圧力は、２ｂａｒａを超える。加圧ＬＮＧ入口は、加圧ＬＮＧを含む１つ以上の加圧ＬＮＧ貯蔵タンク６１と、例えば、運搬船６０上で解放可能に接続されるように配置することができる。

熱交換ユニット５０は、冷却供給流４３を排出するための加圧ＬＮＧ出口５２をさらに備える。冷却供給流４３は、配管および熱交換ユニット５０を通る流れから生じる、最小限の意図的でない圧力降下を除いて、依然として第２の圧力にある。

加圧ＬＮＧ出口５２は、冷却供給流４３を膨張デバイス４１に送るために膨張デバイス４１の入口と流体連通している。膨張デバイスは、ＪＴバルブまたは膨張器であってもよく、膨張冷却供給流４３’を発生させる。熱交換ユニット５０は、膨張冷却供給流４３’を１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク１に排出するための出口をさらに備える。

ＪＴバルブまたは膨張器４２内で膨張した後、膨張冷却供給流４３’は、部分的にフラッシュオフし、それによってガスと液体との混合流が生じる。混合流は、振動を引き起こす可能性があり、それが配管工事に損傷／問題を引き起こす可能性がある。これは、高低差を埋める配管工事の場合に特に当てはまる。

したがって、ＪＴバルブまたは膨張器は、ＬＮＧ入口４２の近く、好ましくはＬＮＧ入口４２の高さと実質的に等しい高さに位置付けられる。実質的に等しいという用語は、膨張デバイス４１から１０メートル未満、好ましくは５メートル未満のＬＮＧ入り口４２に流れるとき、膨張冷却供給流４３’によって含まれる高低差を示すために本明細書で使用される。

熱交換ユニット５０は、供給流４０を冷却するために８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力で冷却流１１を受け取るための冷却入口５３をさらに備える。冷却流１１は、中間圧力の再ガス流１０（の副流）である。

熱交換ユニット５０は、中間圧力で再ガス流１０に戻って供給される加温冷却流１４を排出するための冷却出口５４を備え、加温冷却流１４を再ガス流の残り１０’と再合流させて、混合流１０’’を形成する。

図１に示されるように、再ガス流１０は、少なくとも部分的に再凝縮器１６を通過されて、ＬＮＧ貯蔵タンク１から得られたボイルオフガス流７３（の少なくとも一部）を再凝縮させることができる。再凝縮器１６は、再ガス流の残り１０’の少なくとも一部分１０１を含む液体再凝縮器供給流と、加圧ボイルオフガス流７３（の少なくとも一部）を含む蒸気再凝縮器供給流と、を受け取るように配置される（以下でより詳細に説明されるように）。これらの２つの流れは、再凝縮流１８に合流し、これは次に、再ガス流の残り１０２と再合流され、混合流１０’’の一部として再ガス化装置ユニット２０に送られる。

加温冷却流１４はまた、再凝縮器１６の下流（示されるように）または再凝縮器１６の上流のいずれかの混合流に、例えば、再凝縮流１８と再合流される前の再ガス流の残り１０２であるが、再ガス化装置ユニット２０の上流の混合流に加えられる。加温冷却流１４は、中間圧力にあり、かつ中間圧力の流れに加えられる。

冷却流１１および加圧ＬＮＧの供給流４０または膨張供給流４２は、熱交換ユニット５０内で熱を交換することを可能にされる。冷却流１１は、典型的には、加圧ＬＮＧの供給流４０よりも低い温度を有するので、冷却流１１は、加温され、供給流４０は、冷却されるだろう。

冷却出口５４で得られた加温冷却流１４は、再ガス化装置ユニット２０に送られる。

加温冷却流１４が（加圧）再ガス流に対して温かいので、同様の出力速度を維持しながら再ガス化装置ユニット２０の加温負荷を低減することができるか、または同様の加温負荷で再ガス化装置ユニット２０の出力速度を増加させることができる。

一実施形態によると、冷却流１１は、中間圧力で再ガス流１０の副流として発生され、加温冷却流１４は、中間圧力で、したがって再ガス化装置ユニットの上流で、再ガス流１０の残りと再合流される。

冷却流１１の流量は、他の要因の中でもとりわけ、加圧ＬＮＧの供給流４０の流量、加圧ＬＮＧの供給流４０の温度および圧力、冷却流１１に対する供給流４０の冷却効率などに依存し得る。冷却流１１の質量流量は、再ガス流１０の質量流量の少なくとも１０％、再ガス流の質量流量の少なくとも２５％、再ガス流の質量流量の少なくとも５０％または少なくとも７５％であり得る。一実施形態によると、冷却流１１は、再ガス流の質量流量の９５％を超える、またはさらには再ガス流の質量流量の１００％の質量流量を有する。本方法は、これらの要因のうちの１つ以上に応答して、冷却流の質量流量を制御することを含み得る。

質量流量は、ｋｇ／ｓで表すことができる。

一実施形態によると、本方法は、
加温冷却流１４を再ガス流の残り１０’と再合流させることを含む。

膨張冷却供給流４３’は、図１に示されるように、ＬＮＧ貯蔵タンク１のうちの少なくとも１つに直接送ることができる。直接にという用語は、分離工程、圧力変化工程、または温度変化工程などのさらなる実質的な処理工程がその間に行われないことを示すために、本明細書で使用される。

図１は、ＬＮＧ貯蔵タンク１のうちの少なくとも１つから得られるボイルオフガス流７０を示す。ボイルオフガス流７０を受け取り、ボイルオフガス流を加圧して、当該中間圧力で加圧ボイルオフガス流７２を得るように配置された、第１のボイルオフガス圧縮機７１を、さらに備える。加圧ボイルオフガス流７２は、上記に記載されるような蒸気再凝縮器供給流として、再凝縮器１６に（部分的に）送ることができる。加圧ボイルオフガス流７２は、（部分的に）第２のボイルオフガス圧縮機７５に送られて、少なくとも第３の圧力に等しい圧力で、さらなる加圧ボイルオフガス流７３を得ることができる。

好ましくは、加圧ボイルオフガス流７２全体が、再凝縮器１６または第２のボイルオフガス圧縮機７５のいずれかに送られる。

一実施形態によると、本方法は、
−加圧ＬＮＧの供給流４０が利用可能であるときに、ｂ）〜ｆ）を実行することと、
−加圧ＬＮＧの供給流４０が利用可能でないときに、ｂ）〜ｆ）を中断することと、を含む。

Ｂ）〜ｆ）は、第２の圧力の加圧ＬＮＧの供給が利用可能であるときに実行され得、第２の圧力の加圧ＬＮＧの供給が利用可能でないときに中断され得る。加圧ＬＮＧが利用可能でない場合、再ガス流１０は、再ガス化装置ユニット２０に送られる。

第２の圧力の加圧ＬＮＧの供給流４０は、運搬船６０から受け取ることができる。Ｂ）〜ｆ）は、積載された運搬船が存在し、かつ再ガス化端末に接続されている場合にのみ実行される。運搬船が接続されておらず、第２の圧力の任意の加圧ＬＮＧを含まない場合、または運搬船が存在しない場合、ｂ）〜ｆ）は中断される。

工程ｂ）〜ｆ）が中断されると、再ガス化端末は、ａ）を実行し、ｆ）の代わりにｆ’）を実行することによって操作され、
ｆ’）は、再ガス流（１０’）を再ガス化装置ユニット（２０）に送ることである。

一実施形態によると、ａ）は、
−ｂ）〜ｆ）が実行されるとき、再ガス流１０の流量を第１の流量レベルに設定することと、
−ｂ）〜ｆ）が中断されるとき、再ガス流１０の流量を第２の流量レベルに設定し、第１の流量レベルは第２の流量レベルより高いことと、によって、再ガス流１０の流量を制御することと、を含む。

したがって、第２の圧力の加圧ＬＮＧの供給流が受け取られているとき、加圧ＬＮＧから加温負荷の一部が得られるので、再ガス化されるＬＮＧの量を増加させることができる。

一実施形態によると、本方法は、
−ｂ）〜ｆ）が実行されたときに、再ガス化装置ユニットの加温負荷を第１のレベルに設定することと、
−ｂ）〜ｆ）が中断されたときに、再ガス化装置ユニットの加温負荷を第２のレベルに設定することであって、第２のレベルが、第１のレベルよりも低い、第２のレベルに設定することと、によって、再ガス化装置ユニットの加温負荷を制御することを含む。

加温負荷は、例えば、再ガス化装置熱交換器２１内の周囲流２２の流量を制御することによって制御することができる。

第２の圧力の加圧ＬＮＧの供給流が受け取られているとき、加圧ＬＮＧから加温負荷の一部が得られるので、再ガス化装置ユニットをより効率的に操作することができ、加温負荷を下げることができる。

当業者であれば、本発明は、添付の特許請求の範囲から逸脱することなく、多くの様々な方法で実施することができることを理解するであろう。

Claims (12)

1. 再ガス化端末を操作する方法であって、
   ａ）１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）からＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることであって、前記１つ以上の貯蔵タンク（１）が、０．８〜１．５ｂａｒａの範囲の第１の圧力にあり、前記再ガス流（１０）が、８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力にある、ＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることと、
   ｂ）再ガス流（１０）を冷却流（１１）と再ガス流の残り（１０’）とに分割することと、
   ｃ）第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取ることであって、前記第２の圧力が、２ｂａｒａを超える、加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取ることと、
   ｄ１）供給流（４０）を冷却流（１１）に対して冷却して、それによって冷却供給流（４３）および加温冷却流（１４）を得ることと、
   ｄ２）前記冷却供給流（４３）を前記第１の圧力まで膨張させ、それによって膨張冷却供給流（４３’）を得ることと、
   ｅ）前記膨張冷却供給流（４３’）を前記ＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つに送ることと、
   ｆ）少なくとも再ガス流の残り（１０’）を再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、を含む、方法。
2. 前記第２の圧力が、３ｂａｒａ超、好ましくは５ｂａｒａ超、より好ましくは１２ｂａｒａ超である、請求項１に記載の方法。
3. 前記少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクが、ＬＮＧ入口（４２）を備え、関連する前記ＬＮＧ入口（４２）に近接して、好ましくは関連する前記ＬＮＧ入口（４２）から５０メートル未満離れた距離に位置付けられたバルブまたは膨張器（４１）を使用して、ｄ２）が行われる、請求項１または２に記載の方法。
4. 前記少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクが、ＬＮＧ入口（４２）を備え、関連する前記ＬＮＧ入口（４２）の、またはそれを超えるレベルに、好ましくは関連する前記ＬＮＧ入口（４２）のタンク上部プラットフォームに位置付けられたバルブもしくは膨張器を使用して、ｄ２）が行われる、請求項１〜３のいずれか一項に記載の方法。
5. 前記方法が、
   −前記加温冷却流（１４）を前記再ガス流の残りと混合させ、それによって混合流（１０’’）を得て、前記混合流（１０’’）を前記再ガス化装置ユニット（２０）に送ること、または、
   −加温冷却流（１４）および再ガス流の残りを、別々に再ガス化されるべき別々の並行な流れとして再ガス化装置ユニット（２０）に送ること、をさらに含む、請求項１〜４のいずれか一項に記載の方法。
6. 前記方法が、前記ＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つからボイルオフガス流（７０）を得ることと、前記ボイルオフガス流（７０）を加圧し、それによって前記中間圧力の加圧ボイルオフガス流（７２）を得ることと、再凝縮させ、かつ前記再ガス流の残り（１０’）と混合させるために前記加圧ボイルガス流（７３）の少なくとも一部を再凝縮器（１６）に送ることと、をさらに含む、請求項１〜５のいずれか一項に記載の方法。
7. −再ガス流の残り（１０’）の少なくとも一部分（１０１）を含む再凝縮器（１６）に液体再凝縮器供給流を供給することと、
   −前記加圧ボイルオフガス流（７３）の前記少なくとも一部を含む前記再凝縮器（１６）に蒸気再凝縮器供給流を供給することと、
   −少なくとも前記液体および蒸気再凝縮器供給流を含む前記再凝縮器（１６）から再凝縮流（１８）を得ることと、
   −前記再凝縮流（１８）を前記混合流（１０’’）の一部として前記再ガス化装置ユニット（２０）に送ることと、を含む、請求項６に記載の方法。
8. 前記方法が、
   ｆ１）加圧再ガス流（１３）を得るために、混合流（１０’’）を第３の圧力まで加圧することと、
   ｆ２）再ガス化装置熱交換器（２１）において、例えば周囲流（２２）に対して前記加圧再ガス流（１３）を加温し、それによって再ガス化天然ガス流（３０）を得ることと、をさらに含む、請求項５に記載の方法。
9. 前記第２の圧力の加圧ＬＮＧの前記供給流（４０）の流量が、１５００ｍ^３／時未満または１０００ｍ^３／時未満など、２０００ｍ^３／時未満である、請求項１〜８のいずれか一項に記載の方法。
10. 前記冷却流（１１）の質量流量が、以下のパラメータ：前記供給流（４０）の質量流量、前記供給流の温度、前記供給流の圧力、前記冷却流の温度、前記冷却流の圧力、前記冷却供給流（４３）の温度、および前記膨張冷却供給流（４３’）の温度のうちの１つ以上に応じて制御される、請求項１〜９のいずれか一項に記載の方法。
11. ＬＮＧを再ガス化するための再ガス化端末であって、
    −１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）であって、前記１つ以上の貯蔵タンク（１）が、第１の圧力にあり、前記第１の圧力が、０．８〜１．５ｂａｒａの範囲にある、１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と、
    −再ガス化装置ユニット（２０）であって、前記１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと流体連通して、８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力でＬＮＧの再ガス流（１０）を受け取る入り口、および再ガス化天然ガス流（３０）を排出するための出口を備える、再ガス化装置ユニット（２０）と、
    −熱交換ユニット（５０）および膨張デバイス（４１）を備える処理ユニット（５）であって、前記熱交換ユニット（５０）が、第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受け取るための１つ以上の加圧ＬＮＧ貯蔵タンク（６１）と解放可能に流体連通している加圧ＬＮＧ入口（５１）であって、前記第２の圧力が、２ｂａｒａを超える、加圧ＬＮＧ入り口（５１）、および冷却供給流（４３）を排出するための加圧ＬＮＧ出口（５２）であって、前記加圧ＬＮＧ出口（５２）が、前記冷却供給流（４３）を前記膨張デバイス（４１）に送るために前記膨張デバイス（４１）の入口と流体連通している、加圧ＬＮＧ出口（５２）を備え、前記膨張デバイスが、膨張冷却供給流（４３’）を前記１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）に排出するための前記１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と流体連通している出口を備える、処理ユニット（５）と、を備え、
    前記熱交換ユニット（５０）が、前記供給流（４０）を冷却するために８〜１６ｂａｒａの範囲の中間圧力で冷却流（１１）を受け取るための前記再ガス流（１０）と流体連通している冷却入口（５３）をさらに備え、前記冷却流（１１）が、前記再ガス流（１０）の少なくとも一部分を含み、前記熱交換ユニット（５０）が、加温冷却流（１４）を排出するための冷却出口（５４）をさらに備え、前記加温冷却流（１４）を前記再ガス流の残りと再混合させるために、前記冷却出口（５４）が、前記中間圧力で前記再ガス流（１０）と流体連通している、再ガス化端末。
12. 加圧ＬＮＧの前記供給流（４０）が、０．５よりも大きい、好ましくは０．８５よりも大きい、メタンモル分率を有する、請求項１１に記載の再ガス化端末。

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