JP2019534984A - 天然ガスの液化のための分割された冷媒圧縮機 - Google Patents

Abstract

少なくとも、第１のガス圧力レベルの第１のガス入口（２２Ｃ）、第２のガス圧力レベルの第２のガス入口（２２Ｂ）、およびガス吐出部（５２）を有する第１の圧縮機装置（５１）と、少なくとも、第３のガス圧力レベルの第３のガス入口（２２Ｄ）、第４のガス圧力レベルの第４のガス入口（２２Ａ）、およびガス出口（２３）を有する第２の圧縮機装置（５３）とを備えた圧縮機システム（２１）が開示される。第１の圧縮機装置（５１）のガス吐出部（５２）は、第２の圧縮機装置（５３）の前記第３のガス入口（２２Ｄ）および第４のガス入口（２２Ａ）のうちの１つに流体結合されている。【選択図】図２

Description

本開示は、ガス流体、例えば、冷凍回路の冷媒を圧縮するためのシステムおよび方法に関する。本明細書に開示する実施形態は、特に、１つまたは複数の冷媒回路を用いた、液化天然ガス（ＬＮＧ：ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ）の製造のためのシステムを参照する。

従来の燃料の燃焼は、いくつかの工業プロセスで非常に重要である。最近、ガソリン、ディーゼル油、および石炭などの伝統的な液体および固体化石燃料の環境への影響を軽減するために、天然ガスの使用が増えてきている。天然ガスは、よりきれいで、より汚染の少ないエネルギー源を代表している。

天然ガスの使用は、従来の化石燃料の不都合なことおよび欠点のいくつかを克服するが、天然ガスの貯蔵および輸送には困難なことがある。輸送のため、ガスパイプラインが利用できないところでは、通常、天然ガスは冷却されて液化天然ガスに変換される。天然ガスを液化天然ガスに変換するために、いくつかの熱力学的サイクルが開発された。熱力学的サイクルは、通常、１つまたは複数の圧縮機を含み、それによって１つまたは複数の冷媒流体が処理される。天然ガスが最終的に液相に変換されるまで天然ガスから熱を除去するために、冷媒流体は循環的な熱力学的変換を経る。いくつかの知られているＬＮＧシステムでは、予冷却および冷却回路が設けられ、それらは、例えばカスケード状に、または他の可能な組合せで配置される。様々な冷媒流体が、天然ガスを冷却するため、および／または、別の冷媒流体を予冷却して天然ガスを冷却するために使用される。

いくつかのＬＮＧシステムでは、熱力学的サイクルの全体効率を改善するために、いくつかの圧力レベルで冷媒流体を圧縮および膨張させて、様々な圧力レベルで、液化される天然ガスおよび／または別の冷媒ガスと熱交換する。この場合、圧縮機は、異なる圧力レベルのいくつかの入口を備える。冷媒ガスの吸入圧と吐出圧との間の異なる圧力レベルのガス入口は、サイドストリ−ムとも呼ばれる。

サイドストリームを有する連続して配置された圧縮機のインペラは可変ガス流量を処理する。通常、１つのインペラは圧縮機の吸入側に配置され、さらなる１つのインペラは各サイドストリームの下流に配置される。したがって、いくつかのインペラは可変ガス流量を処理する。圧縮機の全体性能は、高流量および低圧力比のため、圧縮機の段階のうちの１つによって制限される。通常、吸入側および３つのサイドストリームを有する圧縮機、すなわち４つの圧縮機の段階を有する圧縮機の場合、３番目の段階が最もクリティカルな段階である。サイドストリーム圧縮機のいくつかの代替の構成は、上記の問題を解決する、または緩和することを目指して設計されてきた。しかしながら、現状技術の構成は、この欠点に十分対処しておらず、他の制限および不都合なことによって影響を受けている。

図９〜１２は、現状技術による、ＬＮＧ用途のプロパン圧縮機システムを示す。

図９は、現状技術による、圧縮機システム１２１の概略的な実施形態を示す。圧縮機システム１２１は、圧力レベルが下がっていく４つのガス入口１２２Ａ〜１２２Ｄを有する単一の圧縮機１４１を備える。圧縮機システム１２１の性能は、サイドストリーム１２２Ｂの下流にある３番目の圧縮機段によって制限される。この圧縮機段は、実際、流量対接線速度のマップ上のその作動点を見ると、最もクリティカルな段である。

圧縮機システム１２１の性能を向上させるために、現状技術のさらなる実施形態によれば、図１０に示すような並列プロパン圧縮機構成が提案されている。この配置では、２つの同一の圧縮機１４１Ａ、１４１Ｂが使用され、各圧力レベルでのそれぞれのプロパン流量は２つの同一のサブストリームに分けられ、２つの並列の圧縮機１４１Ａ、１４１Ｂのガス入口１２２Ａ〜１２２Ｄに送られる。この知られている配置は、構造的な観点から、システムがさらに複雑になる。

さらに、すべてのガス入口の流量は、全流量に対して５０％低減されているので、インペラのいくつかは、最適な作動点より下の作動状態で作動する。このことは、圧縮機システム１２１の全体効率に不利な影響を与える。

現状技術のさらなる配置を図１１に示す。この実施形態では、プロパン圧縮機システム１２１は、この場合も、１４１Ａ、１４１Ｂの符号が付けられた２つの圧縮機を備える。第１の圧縮機１４１Ａは、低圧ガス入口１２２Ｄおよび高圧ガス入口１２２Ｂを備える。第２の圧縮機１４１Ｂは、中圧ガス入口１２２Ｃおよび超高圧ガス入口１２２Ａを備える。２つの圧縮機１４１Ａ、１４１Ｂの出口側は、互いに組み合わされて出口１２３にまとめられている。

現状技術のさらなる配置を図１２の概略図に示す。このさらなる実施形態では、第１の圧縮機１４１Ａは、低圧ガス入口１２２Ｄおよび超高圧ガス入口１２２Ａを有する。中圧ガス入口１２２Ｃおよび高圧ガス入口１２２Ｂは第２の圧縮機１４１Ｂに配置される。図１１および１２の両方の実施形態は、いくつかの欠点の影響を受ける。まず、配置の構成が複雑である。さらに、２つの圧縮機１４１Ａ、１４１Ｂの吸入圧およびサイドストリーム圧力が異なっていながら、２つの圧縮機は、吐出圧が同じでなければならない。

超高圧ガス入口１２２Ａの流量はかなり低く、これは、２つの圧縮機が同じ速度で回転している場合、ガス入口１２２Ａを含む圧縮機（図１１では圧縮機１４１Ｂ、図１２では圧縮機１４１Ａ）の効率は低いことを意味する。圧縮機システム１２１の効率を向上させるためには、異なる回転速度で動作する２つの異なる駆動機を使用すべきである。あるいは、両方の圧縮機が同じ駆動機で駆動されている場合には、圧縮機１４１Ａと圧縮機１４１Ｂとの間にギヤボックスを配置すべきである。両方の場合、圧縮機システム１２１の構造は複雑になり、故障する可能性が高くなる。さらに、必ずギヤボックスによって動力損失が生じ、したがって、効率が下がる。

したがって、特にＬＮＧ用途に対して、サイドストリーム圧縮機システムを改善する必要がある。

国際公開第２０１５／０１１７４２号

第１の態様によれば、少なくとも、第１のガス圧力レベルの第１のガス入口、第２のガス圧力レベルの第２のガス入口、およびガス吐出部を有する第１の圧縮機装置を備えた圧縮機システムが本明細書で開示される。本圧縮機システムは、少なくとも、第３のガス圧力レベルの第３のガス入口、第４のガス圧力レベルの第４のガス入口、およびガス出口を有する第２の圧縮機装置をさらに備える。第１の圧縮機装置のガス吐出部は、第２の圧縮機装置の前記第３のガス入口および第４のガス入口のうちの１つに流体結合されている。第４のガス圧力レベルは第１のガス圧力レベルより高くすることができ、かつ／または第３のガス圧力レベルより高くすることができる。第２のガス圧力レベルは第１のガス圧力レベルより高くすることができ、かつ／または第４のガス圧力レベルより低くすることができる。

このようにして、より効率的なサイドストリーム流量の分配が得られ、それによって、従来技術の圧縮機システムに対して圧縮機システムの全体性能が改善される。

各圧縮機装置は、１つまたは複数の遠心圧縮機、例えば、多段遠心圧縮機から構成することができる。

さらなる態様によれば、本開示は、天然ガスラインを流れる天然ガスの液化のための冷媒システムに関する。冷媒システムは少なくとも第１の冷媒回路を備え、第１の冷媒回路は、上記の圧縮機システム、圧縮機システムによって送られた冷媒流体から熱をヒートシンクに排出するための高温熱交換器装置、冷媒流体が、第２の冷媒、および天然ガスラインを流れる天然ガスのうちの少なくとも１つと熱交換関係にあって、それから熱を除去する、低温熱交換器装置から構成される。

別の態様によれば、本明細書に開示される主題は、ガス流体を圧縮するための方法に関し、本方法は、
異なる圧力レベルの第１の複数のガス流を第１の圧縮機装置の第１の複数のガス入口に送るステップと、
異なる圧力レベルの第２の複数のガス流を第２の圧縮機装置の第２の複数のガス入口に送るステップと、
第１の圧縮機装置の吐出部から部分的に圧縮されたガスを第２の圧縮機装置の第２の複数のガス入口の１つに送るステップと、
第２の圧縮機装置のガス出口から完全に圧縮されたガス流を送るステップと
を含む。

より詳細には、本明細書では、天然ガス液化方法もまた開示される。本方法は、
圧縮機システムから圧縮された冷媒流をヒートシンクに送って、それから熱を除去するステップと、
ヒートシンクからの冷媒流を、第１の複数の部分流および第２の複数の部分流に分けるステップと、
各部分流をそれぞれの圧力レベルで膨張させ、それによって、各部分流は、他の部分流とは異なる圧力レベルに膨張されるステップと、
部分流によって第２の冷媒、および天然ガスラインを流れる天然ガスのうちの少なくとも１つから熱を除去するステップと、
第１の複数の部分流を圧縮機システムの第１の圧縮機装置のそれぞれの複数の第１のガス入口に導入するステップ、ならびに、第２の複数の部分流を圧縮機システムの第２の圧縮機装置のそれぞれの複数の第２のガス入口に導入するステップと、
第１の圧縮機装置によって圧縮された冷媒を第２の圧縮機装置の複数の第２のガス入口の１つに導入するステップと
を含む。

特徴および実施形態は本明細書で下記に開示され、本説明の不可欠な部分を形成する添付の特許請求の範囲にさらに記載される。上記の簡単な説明は、以下の詳細な説明をよりよく理解することができるように、かつ当分野に対する本発明の寄与をよりよく認識できるように、本発明の様々な実施形態の特徴を記載している。もちろん、以下で説明され、添付の特許請求の範囲に記載される本発明の他の特徴が存在する。この点において、本発明のいくつかの実施形態を詳細に説明する前に、本発明の様々な実施形態が、以下の説明で記載され、または図面に示される構成部品の構造の詳細および配置に適用されることに限定されないことを理解されたい。本発明は、他の実施形態が可能であり、また様々な方法で実行および実施することができる。また、本明細書で使用される表現および用語は、説明のためのものであって、限定としてみなすべきではないことを理解されたい。

したがって、本開示が基礎を置いている概念は、本発明のいくつかの目的を実行するための他の構造、方法、および／またはシステムを設計するための基礎として容易に利用することができることを当業者は理解するであろう。したがって、特許請求の範囲は、本発明の精神および範囲から逸脱しない限り、このような同等な構造を含むものとみなすことが重要である。

以下の詳細な説明を添付の図面と併せて考察して参照することによって、開示される本発明の実施形態、およびそれらに付随する利点の多くをよりよく理解するようになったとき、これらを容易により完全に理解することができる。

サイドストリームを有する冷媒圧縮機を使用したＬＮＧシステムの例示的な実施形態の概略図である。 本開示による冷媒圧縮機システムの実施形態の図である。 本開示による冷媒圧縮機システムの実施形態の図である。 本開示による冷媒圧縮機システムの実施形態の図である。 本開示による圧縮機システム用のケーシングおよび駆動機の配置の実施形態の図である。 本開示による圧縮機システム用のケーシングおよび駆動機の配置の実施形態の図である。 本開示による圧縮機システム用のケーシングおよび駆動機の配置の実施形態の図である。 本開示による圧縮機システム用のケーシングおよび駆動機の配置の実施形態の図である。 上記で説明した、ＬＮＧ用途のサイドストリーム圧縮機の現状技術の配置の図である。 上記で説明した、ＬＮＧ用途のサイドストリーム圧縮機の現状技術の配置の図である。 上記で説明した、ＬＮＧ用途のサイドストリーム圧縮機の現状技術の配置の図である。 上記で説明した、ＬＮＧ用途のサイドストリーム圧縮機の現状技術の配置の図である。

添付の図面を参照して例示的な実施形態を以下に詳細に説明する。異なる図面における同じ参照符号は、同じまたは同様の要素とみなす。さらに、図面は必ずしも原寸に比例して描かれたものではない。また、以下の詳細な説明は本発明を限定するものではない。その代わり、本発明の範囲は添付の特許請求の範囲によって規定される。

本明細書を通して「一実施形態」または「実施形態」または「いくつかの実施形態」として言及することは、実施形態に関連して説明される特定の特徴、構造、または特性が、開示する主題の少なくとも１つの実施形態に含まれることを意味する。したがって、本明細書を通して様々な箇所で「一実施形態では」または「実施形態では」または「いくつかの実施形態では」という表現が現れるが、これらは、必ずしも同じ実施形態について言及している訳ではない。さらに、特定の特徴、構造、または特性は、１つまたは複数の実施形態において任意の適切な様態で組み合わせることができる。

以下の説明では、サイドストリーム圧縮機システムを使用するＬＮＧシステムの例示的な実施形態を詳細に言及する。さらに詳細には、混合冷媒（ＭＲ：ｍｉｘｅｄ ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）回路およびプロパン（Ｃ３）回路を使用した、いわゆるＣ３−ＭＲ液化システムに言及する。プロパン回路は、天然ガスおよび混合冷媒用の予冷却として使用される。この技術は、通常、プロパン／混合冷媒技術と呼ばれる。しかしながら、本明細書で開示する主題の態様は、サイドストリームを含む圧縮機システムによって処理される冷媒を使用した他のＬＮＧシステムで実施することができることを理解すべきである。 例えば、本明細書で開示する実施形態は、プロパンではなくて第２の混合冷媒を予冷却のために使用する、いわゆる二重混合冷媒（ＤＭＲ：ｄｕａｌ−ｍｉｘｅｄ ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ）回路で使用することができる。他の実施形態では、ＬＮＧシステムは、Ｃ３−ＭＲプロセスと実質的に同じ配置であるが、窒素冷媒過冷却サイクルを加えた、ＡＰＸプロセスを使用することができる。

したがって、下記で説明するＣ３−ＭＲシステムは、本明細書で開示する主題を使用することができるいくつかの可能なＬＮＧシステムのうちの単なる一例であることを理解すべきである。

本明細書で開示する圧縮機システムの利点は、サイドストリームを有する圧縮機システムを使用するときはいつでも、ガス処理のための他のシステムおよび方法にも有用に利用することができることをさらに理解すべきである。

Ｃ３−ＭＲ技術による例示的なＬＮＧシステムの概略を図１に示す。全体として１の符号が付けられたＬＮＧシステムは当業者には知られており、本明細書で開示する新奇の実施形態をよりよく理解するために、本明細書では、システムの概略的な説明のみを行う。

システム１は、プロパン予冷却セクション３および混合冷媒セクション５を含む。

両方のセクション３および５は、圧縮機システム、冷媒回路内を循環する冷媒流体から熱を排出するための高温熱交換器装置、冷媒流体が、別の冷媒および／または液化される天然ガスと熱交換する関係にある低温熱交換装置を含む冷媒回路を備える。

天然ガスは、天然ガス入口７Ａから液化天然ガス出口７Ｂまでの主ライン７を流れる。主ライン７は、プロパン予冷却セクション３および混合冷媒セクション５を通って延在する。

図１の例示的な配置では、混合冷媒セクション５は、１つまたは複数の駆動機によって駆動することができる混合冷媒圧縮機９Ａ、９Ｂ、９Ｃを備える。いくつかの実施形態では、混合冷媒圧縮機９Ａ、９Ｂは第１の駆動機１１、例えば、ガスタービンエンジンによって駆動される。第３の高圧混合冷媒圧縮機９Ｃは、第２の駆動機１３、例えば、さらなるガスタービンエンジンによって回転駆動することができる。第２の駆動機１３はまた、後で説明し、図１に概略的に示すように、プロパン圧縮機システムまたはその一部分を駆動するためにも使用することができる。

参照符号１５は主深冷熱交換器（ＭＣＨＥ：ｍａｉｎ ｃｒｙｏｇｅｎｉｃ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ）を示し、ここでは、冷却された混合冷媒が天然ガスと熱交換する。

圧縮機９Ｃによって送られた圧縮混合冷媒は、第１の組の予冷却熱交換器１７Ａ〜１７Ｄで、複数の異なる圧力レベルの冷却されたプロパンと熱交換することによって予冷却される。図１の例示的な実施形態では、４つの圧力レベルが使用されている。第２の組の予冷却熱交換器１９Ａ〜１９Ｄがさらに設けられており、ここでは、同じ４つの圧力レベルの冷却されたプロパンが、ライン７を通る天然ガスと熱交換して天然ガスがＭＣＨＥ１５に入る前に予冷却する。

圧縮プロパンは、プロパン圧縮機システム２１によって供給される。プロパン圧縮機システム２１の出口２３は、熱交換器および凝縮器２５、２７、２９と流体結合され、圧縮され凝縮されたプロパンはそこから第１の組の予冷却熱交換器１７Ａ〜１７Ｄに送られる。熱交換器および凝縮器２５、２７、２９は高温熱交換装置を形成し、そこで、空気、水、または別の冷却媒体と熱交換することによって圧縮プロパンから熱が除去され、ヒートシンクを形成する。

膨張弁３１Ａ〜３１Ｄおよび３３Ａ〜３３Ｄが、プロパンを順次４つの圧力レベルに膨張させるように設けられている。参照符号２２Ａ〜２２Ｄは、プロパン圧縮機システム２１の４つのガス入口を示し、それぞれ、第１の組および第２の組の予冷却熱交換器１７Ａ〜１７Ｄおよび１９Ａ〜１９Ｄに流体結合されている。最も低い圧力レベルの第１の入口２２Ｄは、通常、圧縮機システム２１の吸入側と呼ばれ、一方、他のガス入口２２Ｃ、２２Ｂ、２２Ａは、通常、サイドストリームと呼ばれる。本開示の文脈では、吸入側およびサイドストリームはガス入口と総称される。

予冷却熱交換器１７Ａ〜１７Ｄ、１９Ａ〜１９Ｄは、低温熱交換装置を形成し、ここで、プロパンは、予冷却のために混合冷媒および天然ガスの両方と熱交換関係になっている。

最も低い圧力の予冷却熱交換器１７Ｄ、１９Ｄは、プロパン圧縮機システム２１の吸入側に、すなわち、最も低い圧力の入口２２Ｄに流体結合されている。予冷却熱交換器１７Ｃ、１９Ｃ、１７Ｂ、１９Ｂ、および１７Ａ、１９Ａは、圧力レベルが徐々に増大し、それぞれ、サイドストリーム入口２２Ｃ、２２Ｂ、２２Ａを通じてプロパン圧縮機システム２１に流体結合されている。本明細書では、以下、入口２２Ｄ、２２Ｃ、２２Ｂ、および２２Ａの圧力レベルはまた、それぞれ、低圧（ＬＰ）、中圧（ＭＰ）、高圧（ＨＰ）、および超高圧（ＨＨＰ）と呼ぶ。

圧縮機システム２１は、通常、４つの圧縮段および４つ以上のインペラを備える。すなわち、各ガス入口２２Ｄ〜２２Ａに対して少なくとも１つのインペラを備える。いくつかの実施形態では、圧縮機システム２１は５つのインペラを備える。６つ以上のインペラを有する可能性は排除されない。

現状の技術の上記の欠点のうちの少なくとも１つを解決する、または緩和することを目指した本開示による実施形態を図２に示す。圧縮機システムは、ここでもまた、全体として２１の符号が付けられている。図２の実施形態では、圧縮機システム２１は、第１の圧縮機装置５１および第２の圧縮機装置５３を備える。

概して、各圧縮機装置５１、５３は、少なくとも２つのガス入口を備える。ここで説明する実施形態では、予冷却回路は４つのプロパン圧力レベルを含むので、第１の圧縮機装置５１は、第１のガス入口および第２のガス入口を備え、第２の圧縮機装置５３は、第３のガス入口および第４のガス入口を備える。

５つ以上のプロパン圧力レベルを使用することは排除されず、その場合、圧縮機装置５１、５３のうちの少なくとも１つは３つ以上のガス入口を含んでもよいことを理解すべきである。

図２では、第１の圧縮機装置５１は、２つの圧縮機段５１．１および５１．２を備える。一例として、各圧縮機段５１．１および５１．２は１つのインペラを備える。しかしながら、段５１．１および５１．２の一方または両方に対して２つ以上のインペラを使用することは排除されない。

第１の圧縮機段５１．１は、中圧プロパン圧力ＭＰのプロパンを受け入れる第１のガス入口２２Ｃを有する。第２の圧縮機段５１．２は、第１の圧縮機段５１．１から部分的に圧縮されたプロパン、および高圧プロパン圧力ＨＰのサイドストリームまたは第２のガス入口２２Ｂからのプロパンを受け入れる。

図２に示すように、第１の圧縮機装置５１は直通圧縮機装置であり、各圧力レベルに対して単一のガス流が与えられる。すなわち、第１のガス入口２２Ｃは第１の圧力のガス流全部を受け入れ、第２のガス入口２２Ｂは第２の圧力のガス流全部を受け入れる。圧縮機装置吐出部５２は、第１のガス入口２２Ｃおよび第２のガス入口２２Ｂに入るガス流からなるガス流を受け入れる。同じ直通配置が、本明細書の下記に開示するさらなる実施形態で設けられ、各圧力レベルに対して、単一のガス流、すなわち、単一のガス入口が与えられている。

第２の圧縮機装置５３は、第３の圧縮機段５３．１および第４の圧縮機段５３．２を備える。第３の圧縮機段５３．１は単一のインペラを備えることができ、一方、この例示的な実施形態では、第４の圧縮機段５３．２は２つのインペラを備える。しかしながら、各圧縮機段に対して、任意の異なる数のインペラを考えることができる。

第３の圧縮機段５３．１は、低圧プロパン圧力ＬＰの第３のガス入口２２Ｄのプロパンサイドストリームを受け入れる。第４の圧縮機段５３．２は、超高圧プロパン圧力ＨＨＰの第４のガス入口２２Ａのプロパンサイドストリームを受け入れる。第４の圧縮機段５３．２は、第１の圧縮機装置５１の吐出部５２によって送られた、第１のガス入口２２Ｃおよび第２のガス入口２２Ｂからのガス流からなる全流量をさらに受け入れる。

したがって、第１の圧縮機段５１．１では、ガスは中圧ＭＰから高圧ＨＰに圧縮され、一方、第２の圧縮機段５１．２では、ガスは高圧ＨＰから超高圧ＨＨＰに圧縮される。第３の圧縮機段５３．１は、ガスを低圧ＬＰから超高圧ＨＨＰに圧縮し、一方、第４の圧縮機段５３．２は、ガスを超高圧ＨＨＰからプロパンサイクルのより高いプロパン圧力に圧縮する。

図２に示すように、第２の圧縮機装置５３もまた直通圧縮機装置であり、各圧力レベルに対して単一のガス流が与えられる。すなわち、第３のガス入口２２Ｄは第３の圧力のガス流全部を受け入れ、第４のガス入口２２Ａは第４の圧力のガス流全部を受け入れる。

圧縮機システム２１の全体構造は、現状技術（図１０）の構成よりも単純である。また、圧縮機システム２１の制御は、従来技術（図１１、１２）よりも簡単である。特に、図１１および１２の構成に対しては、図２の構成では、圧縮機装置５１および５３は、高温熱交換器と直接流体連通する単一の出口側２３を有し、その結果、圧縮機システム２１の制御はより簡単になる。

図１０に対しては、本開示の圧縮機システムは、同じ圧力のガスサイドストリームが２つの別々のガス入口に分けられる、複流圧縮機構成を使用しないで済む。したがって、複流または並行流構成を使用する現状技術のシステムよりも簡単な構造が得られる。

図３は、本開示による圧縮機システムのさらなる実施形態を示す。図２と同じ参照符号は、圧縮機システム２１の同じまたは同等な部品、構成部品、または要素を示す。図２と図３との違いは、低圧ガス入口２２Ｄおよび中圧ガス入口２２Ｃの配置に関し、その位置が図２の配置に対して逆になっている。図３では、第１の圧縮機装置５１は、ガス入口２２Ｄで低圧（ＬＰ）プロパンを受け入れ、ガス入口２２Ｂで高圧（ＨＰ）プロパンを受け入れる。第２の圧縮機装置５３は、ガス入口２２Ｃで中圧（ＭＰ）プロパンを受け入れ、ガス入口２２Ａで超高圧（ＨＨＰ）プロパンを受け入れる。

第１の圧縮機装置５１の吐出部５２は、第３の圧縮機段５３．１と第４の圧縮機段５３．２との間に配置されたガス入口に流体結合されている。第１の圧縮機装置５１からの圧縮プロパン流は、ガス入口２２Ａで超高圧プロパン流と混合され、最終圧縮機段５３．２を通って送られる。

したがって、第１の圧縮機段５１．１では、ガスは圧力ＬＰから圧力ＨＰに圧縮され、一方、第２の圧縮機段５１．２では、ガスは圧力ＨＰから圧力ＨＨＰに圧縮される。第３の圧縮機段５３．１は、ガスを圧力ＭＰから圧力ＨＨＰに圧縮し、一方、第４の圧縮機段５３．２は、ガスを圧力ＨＨＰからプロパンサイクルのより高いプロパン圧力に圧縮する。

本開示による圧縮機システム２１のさらなる実施形態を図４に示す。図２および３と同じ参照符号を使用して、同じまたは同等な部品、構成部品、または要素を示す。図４の配置は、主に、ガス入口２２Ｃと２２Ｂの配置が逆になっているため、図３の配置と異なる。

図４では、第１の圧縮機装置５１は、ガス入口２２Ｄで低圧（ＬＰ）プロパンを、ガス入口２２Ｃで中圧（ＭＰ）プロパンを受け入れ、一方、第２の圧縮機装置５３は、ガス入口２２Ｂで高圧（ＨＰ）プロパンを、ガス入口２２Ａで超高圧（ＨＨＰ）プロパンを受け入れる。

第１の圧縮機装置５１の吐出部５２は、第３の圧縮機段５３．１と第４の圧縮機段５３．２との間に配置されたガス入口に流体結合されている。第１の圧縮機装置５１からの圧縮プロパン流は、ガス入口２２Ａで超高圧のプロパンと混合され、最終圧縮機段５３．２を通って送られる。

したがって、第１の圧縮機段５１．１では、ガスは圧力ＬＰから圧力ＭＰに圧縮され、一方、第２の圧縮機段５１．２では、ガスは圧力ＭＰから圧力ＨＨＰに圧縮される。第３の圧縮機段５３．１は、ガスを圧力ＨＰから圧力ＨＨＰに圧縮し、一方、第４の圧縮機段５３．２は、ガスをＨＨＰからプロパンサイクルのより高いプロパン圧力に圧縮する。

図２〜４から認識できるように、すべての実施形態において、最もクリティカルなＨＰからＨＨＰまでの圧縮段を通る流量が低減されている。実際、図９の基本的な現状技術の実施形態では、ガスをＨＰからＨＨＰに圧縮する圧縮機段は、ガス入口１２２Ｄ、１２２Ｃ、１２２Ｂを通る流量を合計することによって与えられる全流量を処理するが、例えば、図２の実施形態では、圧縮機段５１．２は、ガス入口２２Ｃおよび２２Ｂの流量を処理するだけである。図３の実施形態では、クリティカルな圧縮機段５１．２は、ガス入口２２Ｄおよび２２Ｂの流量を処理するだけである。最後に、図４の実施形態では、クリティカルな圧縮機段５３．１は、ガス入口２２Ｂの流量を処理するだけである。

図１１および１２の現状技術の構成に対して、本明細書で開示した実施形態は、圧縮機システム２１の単一の出口または出口側２３を備え、その結果、圧縮機装置５１および５３の運転の制御はより簡単でより信頼性が高くなる。

図２〜４は、圧縮機段配置および関連したそれらの間の流体結合の可能な例を示している。圧縮機ケーシング、駆動軸、駆動機、および接続ダクトの数に関する限り、異なる構成で様々な配置を具現化することができる。可能な構成は図５〜８に示す。

図５は、２つの個別の圧縮機ケーシング６１、６３を備える圧縮機システム２１を示す。圧縮機ケーシング６１は、図２、３、および４のうちのいずれか１つの圧縮機装置５１を含むことができる。圧縮機ケーシング６３は、図２、３、および４のうちのいずれか１つの圧縮機装置５３を含むことができる。図５の配置は、図２、３、および４の構成のうちのいずれか１つを参照することができるので、２つの圧縮機ケーシング６１および６３のガス入口は、Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３、Ｉ４、それぞれ第１、第２、第３、および第４のガス入口として一般的に示されている。圧縮機装置５１の吐出部５２は、圧縮機装置５３のガス入口Ｉ３に流体結合されている。参照符号６５は、軸６７を通じて２つの圧縮機装置５１、５３を回転させる駆動機を示す。

図６は、２つの圧縮機装置５１、５３を備える圧縮機システム２１を示す。圧縮機装置５１、５３は、軸６７Ａ、６７Ｂを通じて個別の駆動機６５Ａ、６５Ｂによって回転駆動され、したがって、異なる回転速度で動作することができる。ガス入口はＩ１、Ｉ２、Ｉ３、Ｉ４で示されている。圧縮機装置５１の出口は、圧縮機装置５３のガス入口Ｉ３に流体結合されている。

図７は、図５と同様な配置を示し、ギヤボックス６９が圧縮機装置５１と圧縮機装置５３との間に配置され、その結果、２つの圧縮機装置は異なる回転速度で回転することができる。残りの参照符号は、図５と同じ部品、要素、または構成部品を示す。

圧縮機システム２１のさらなる実施形態を図８に示す。２つの圧縮機装置５１、５３が、単一のケーシング６２に背中合せ構成で配置されている。圧縮機装置５１の出口と圧縮機装置５３のガス入口Ｉ３との間の流体接続は、ケーシング６２の内側または外側に配置することができる。

本明細書で説明された主題の開示された実施形態は、図面に示され、かつ、いくつかの例示的な実施形態に関連して、具体的にかつ詳細に、上記に完全に説明されてきたが、本明細書で述べられている新規の教示、原理、および概念、ならびに添付の特許請求の範囲に記載される主題の利点から実質的に逸脱することなく、多くの修正、変化、および省略が可能であることは当業者には明らかであろう。したがって、開示された新規性の適正な範囲は、すべてのそのような修正、変化、および省略を包含するように、添付の特許請求の範囲の最も広い解釈によってのみ決定されるべきである。加えて、任意のプロセスまたは方法のステップの順序または順番は、代替の実施形態に応じて変更され、または順番を並べ直すことができる。

１ ＬＮＧシステム
３ プロパン予冷却セクション
５ 混合冷媒セクション
７ 主ライン
７Ａ 天然ガス入口
７Ｂ 液化天然ガス出口
９Ａ 混合冷媒圧縮機
９Ｂ 混合冷媒圧縮機
９Ｃ 混合冷媒圧縮機
１１ 駆動機
１３ 駆動機
１５ 主深冷熱交換器（ＭＣＨＥ）
１７Ａ 予冷却熱交換器
１７Ｂ 予冷却熱交換器
１７Ｃ 予冷却熱交換器
１７Ｄ 予冷却熱交換器
１９Ａ 予冷却熱交換器
１９Ｂ 予冷却熱交換器
１９Ｃ 予冷却熱交換器
１９Ｄ 予冷却熱交換器
２１ プロパン圧縮機システム
２２Ａ ガス入口
２２Ｂ ガス入口
２２Ｃ ガス入口
２２Ｄ ガス入口
２３ 出口
２５ 熱交換器
２７ 凝縮器
２９ 熱交換器
３１Ａ 膨張弁
３１Ｂ 膨張弁
３１Ｃ 膨張弁
３１Ｄ 膨張弁
３３Ａ 膨張弁
３３Ｂ 膨張弁
３３Ｃ 膨張弁
３３Ｄ 膨張弁
５１ 第１の圧縮機装置
５１．１ 第１の圧縮機段
５１．２ 第２の圧縮機段
５２ 吐出部
５３ 第２の圧縮機装置
５３．１ 第３の圧縮機段
５３．２ 第４の圧縮機段
６１ 圧縮機ケーシング
６２ ケーシング
６３ 圧縮機ケーシング
６５ 駆動機
６５Ａ 駆動機
６５Ｂ 駆動機
６７ 軸
６７Ａ 軸
６７Ｂ 軸
６９ ギヤボックス
１２１ 圧縮機システム
１２２Ａ ガス入口
１２２Ｂ ガス入口
１２２Ｃ ガス入口
１２２Ｄ ガス入口
１２３ 出口
１４１ 圧縮機
１４１Ａ 圧縮機
１４１Ｂ 圧縮機
Ｉ１ 第１のガス入口
Ｉ２ 第２のガス入口
Ｉ３ 第３のガス入口
Ｉ４ 第４のガス入口

Claims (15)

1. 少なくとも、第１のガス圧力レベルの第１のガス入口（２２Ｃ）、第２のガス圧力レベルの第２のガス入口（２２Ｂ）、およびガス吐出部（５２）を有する第１の直通圧縮機装置（５１）と、
   少なくとも、第３のガス圧力レベルの第３のガス入口（２２Ｄ）、第４のガス圧力レベルの第４のガス入口（２２Ａ）、およびガス出口（２３）を有し、前記第４のガス圧力レベルが前記第３のガス圧力レベルより高い、第２の圧縮機装置（５３）と
   を備え、
   前記第１の圧縮機装置（５１）の前記ガス吐出部（５２）が、前記第２の圧縮機装置（５３）の前記第４のガス入口（２２Ａ）に流体結合されている、圧縮機システム（２１）。
2. 前記第４のガス圧力レベルが前記第１のガス圧力レベルより高い、および／または、前記第２のガス圧力レベルより高い、請求項１記載の圧縮機システム（２１）。
3. 前記第２のガス圧力レベルが前記第１のガス圧力レベルより高い、および／または、前記第４のガス圧力レベルより低い、請求項１または２記載の圧縮機システム（２１）。
4. 前記第４のガス入口（２２Ａ）で、ガスサイドストリームが前記第１の圧縮機装置（５１）の前記ガス吐出部（５２）と合流する、請求項１、２、または３記載の圧縮機システム（２１）。
5. 前記第１の圧縮機装置（５１）が第１のケーシング（６１）に収められ、前記第２の圧縮機装置（５３）が第２のケーシング（６３）に収められた、請求項１乃至４のうちの１つまたは複数記載の圧縮機システム（２１）。
6. 前記第１の圧縮機装置（５１）と前記第２の圧縮機装置（５３）とが共通のケーシング（６２）に収められた、請求項１乃至４のうちの１つまたは複数記載の圧縮機システム（２１）。
7. 前記第１の圧縮機装置（５１）が第１の複数のインペラを備え、前記第２の圧縮機装置（５３）が第２の複数のインペラを備え、前記第１の複数のインペラと前記第２の複数のインペラとが直列に、好ましくは、背中合せ配置で配置された、請求項６記載の圧縮機システム（２１）。
8. 前記第１の圧縮機装置（５１）と前記第２の圧縮機装置（５３）とが、実質的に同じ回転速度で回転するように配置および制御された、請求項１乃至７のうちの１つまたは複数記載の圧縮機システム（２１）。
9. 前記第１の圧縮機装置（５１）と前記第２の圧縮機装置（５３）とが異なる回転速度で回転するように配置および制御された、請求項１乃至７のうちの１つまたは複数記載の圧縮機システム（２１）。
10. 前記第１の圧縮機装置（５１）と前記第２の圧縮機装置（５３）との間に配置されたギヤボックス（６９）をさらに備えた、請求項９記載の圧縮機システム（２１）。
11. 前記第１の圧縮機装置（５１）が第１の駆動機（６５Ａ）によって駆動され、前記第２の圧縮機装置（５３）が第２の駆動機（６５Ｂ）によって駆動される、請求項９記載の圧縮機システム（２１）。
12. 天然ガスライン（７）と、
    圧縮機システム（２１）、前記圧縮機システム（２１）によって送られた冷媒流体から熱をヒートシンクに排出するための高温熱交換器装置、前記冷媒流体が、第２の冷媒、および前記天然ガスライン（７）を流れる天然ガスのうちの少なくとも１つと熱交換関係にあって、それから熱を除去する、低温熱交換器装置から構成される少なくとも第１の冷媒回路と
    を備え、
    前記圧縮機システム（２１）が、請求項１乃至１１のうちの１つまたは複数によって構成された、天然ガス液化用冷媒システム。
13. 前記低温熱交換器装置が複数の熱交換器を備え、それを通って、前記冷媒流体が、前記第２の冷媒および前記天然ガスのうちの少なくとも１つと熱交換関係で流れ、前記熱交換器が、徐々に下がる冷媒圧力レベルで動作し、各熱交換器が前記圧縮機システム（２１）の前記ガス入口の１つに流体結合されている、請求項１２記載の冷媒システム。
14. 異なる圧力レベルの第１の複数のガス流を第１の直通圧縮機装置（５１）の第１の複数のガス入口に送るステップであって、前記第１の複数のガス流が、少なくとも、第１のガス圧力レベルの第１のガス入口（２２Ｃ）および第２のガス圧力レベルの第２のガス入口（２２Ｂ）を含む、ステップと、
    異なる圧力レベルの第２の複数のガス流を第２の圧縮機装置（５３）の第２の複数のガス入口に送るステップであって、前記第２の複数のガス流が、少なくとも、第３のガス圧力レベルの第３のガス入口（２２Ｄ）および第４のガス圧力レベルの第４のガス入口（２２Ａ）を含み、前記第４のガス圧力レベルが前記第３の圧力レベルより高い、ステップと、
    前記第１の圧縮機装置（５１）の吐出部（５２）から部分的に圧縮されたガスを前記第２の圧縮機装置（５３）の前記第４のガス入口（２２Ａ）に送るステップと、
    前記第２の圧縮機装置（５３）のガス出口（２３）から完全に圧縮されたガス流を送るステップと
    を含む、ガス流体を圧縮するための方法。
15. 圧縮機システム（２１）から圧縮された冷媒流をヒートシンクに送って、それから熱を除去するステップと、
    前記ヒートシンクからの前記冷媒流を、第１の複数の部分流および第２の複数の部分流に分けるステップと、
    各部分流をそれぞれの圧力レベルで膨張させるステップと、
    前記部分流によって第２の冷媒、および天然ガスラインを流れる天然ガスのうちの少なくとも１つから熱を除去するステップと、
    前記第１の複数の部分流を前記圧縮機システム（２１）の第１の直通圧縮機装置（５１）のそれぞれの複数の第１のガス入口に導入するステップであって、前記第１の複数のガス流が、少なくとも、第１のガス圧力レベルの第１のガス入口（２２Ｃ）および第２のガス圧力レベルの第２のガス入口（２２Ｂ）を含む、ステップ、ならびに、前記第２の複数の部分流を前記圧縮機システム（２１）の第２の圧縮機装置（５３）のそれぞれの複数の第２のガス入口に導入するステップであって、前記第２の複数のガス流が、少なくとも、第３のガス圧力レベルの第３のガス入口（２２Ｄ）および第４のガス圧力レベルの第４のガス入口（２２Ａ）を含み、前記第４のガス圧力レベルが前記第３のガス圧力レベルより高い、ステップと、
    前記第１の直通圧縮機装置（５１）によって圧縮された冷媒を前記第２の圧縮機装置（５３）の前記第４のガス入口（２２Ａ）に導入するステップと
    を含む天然ガス液化方法。

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