JP2020514673A - 天然ガスを液化するための設備及び方法 - Google Patents

Abstract

本発明は、天然ガスを液化するための技術に関する。天然ガスを液化するための方法は、処理された天然ガスが予冷され、エタンが分離され、液化されるガスが冷却された窒素を冷媒として使用して過冷却され、液化されるガスの圧力が減少し、非液化ガスが分離され、液化天然ガスが排出されることからなる。更に、予冷する前に、天然ガスは圧縮され、エタンは、冷却されたエタンを冷媒として使用する、エタンの同時蒸発を伴う液化されるガスの多段予冷のプロセスにおいて蒸発する。蒸発中に生成されたエタンは、圧縮され、凝縮され、液化されるガス及び窒素の冷却中に冷媒として使用され、窒素は、圧縮され、冷却され、膨張され、天然ガスの過冷却段に供給される。本発明は、天然ガスを液化する技術的プロセスを簡素化する。

Description

本発明は、後続の再ガス化を伴う川又は海による更なる輸送のための天然ガス液化技術に関する。

極地気候においては、Ｃ３ＭＲ（シー・スリー・エム・アール）、Ｐｈｉｌｉｐｓ・Ｃａｓｃａｄｅ（フィリップス・カスケード）、Ｓｈｅｌｌ・ＤＭＲ（シェル・ディ・エム・アール）、及びＬｉｎｄｅ・ＭＦＣＰ（リンデ・エム・エフ・シー・ピー）液化技術が使用される、主に外部冷媒による熱の除去に基づく、天然ガスを液化する多くの方法がある。

Ｃ３ＭＲ技術は、ヤマルＬＮＧプロジェクトのヤマル半島のサベッタにあるＮＯＶＡＴＥＫ（ノバテック）のＪＳＣ（ジェイ・エス・シー）プラントにおいて採用されている。

当初、Ｃ３ＭＲプロセス（特許文献１）が、ブルネイのＬＮＧプラントのためにＡｉｒ Ｐｒｏｄｕｃｔ（エア・プリダクツ）によって開発された。この技術は、最初に、独立したプロパンベースの蒸気圧縮サイクルを使用する３つの熱交換器における、次に、２つの熱交換器においてプロパンサイクルを使用してまた予冷される、冷媒混合物に基づくサイクルを使用する２ゾーンのマルチセクション熱交換器における、天然ガス冷却シーケンスに基づく。

Ｃ３ＭＲプロセスは、プロセストレインの総数の８０％を超えて使用される。

極地気候におけるプロセスの欠点は、環境冷熱の不完全な使用である。赤道気候下で、プロパン回路におけるガス及び混合冷媒（ＭＲ）からの熱除去が＋４５℃〜−３４℃の温度範囲内で行われる場合、極地気候では、この範囲は＋１０℃から始まる場合がある。結果として、メイン圧縮機の動力は、第２の回路の混合冷媒の圧縮に費やされる。圧縮機の容量は、ガス駆動部のサイズに関連する。年間５００万トンの液化天然ガス（ＬＮＧ）の容量のプロセストレインのために、８６ＭＷの駆動部が使用される。その消費バランスのＭＲへのシフトを伴う、この動力の最大限の使用は、メイン極低温熱交換器の重量及びサイズを大きくすることによってのみ可能である。

Ｐｈｉｌｉｐｓ・Ｃａｓｃａｄｅ技術は、Ｃｏｎｏｃｏ・Ｐｈｉｌｌｉｐｓ（コノコ・フィリップス）によって、幾つかのＬＮＧプラントにおいて使用される（アラスカ、トリニダードトバゴ、等）。

この技術は、プロパン、エチレン、及びメタンによる３つの回路におけるガスの連続冷却に基づく。プロパン凝縮は空気冷却器において実行され、一方、エチレンはプロパン蒸気によって凝縮され、メタンはエチレン蒸気によって凝縮される。

水分及び二酸化炭素の事前精製を受けた天然ガスは、４１ｂａｒの圧力で熱交換器に供給され、冷却及び絞り後にタンクに供給される。各回路は、熱交換器の下流の多段遠心圧縮機の対応する段に供給される戻り流で、冷媒を３倍に膨張する。圧縮機プロパン段の噴射圧力は１５．２ｂａｒであり、絞りは５．５、３．１５、１．３７ｂａｒの圧力まで実行される。エチレン段においては、圧力は２０．５から５．５、２．０５、及び１．７２ｂａｒに低下し、最後の回路においては、圧力は３７．２ｂａｒの圧力から１４．８、５．８、及び２．０５ｂａｒの圧力に低下する。

該技術の欠点は、液化プロセスの特定のエネルギー消費量を増加させる、液化ガスの低圧（４１ｂａｒ）、多数の機器、第三者のエチレン冷媒供給の必要性、３つの三段圧縮機を含む冷媒流制御のための複雑な機構、９つのアンチサージ回路である。

Ｓｈｅｌｌは、サハリンＬＮＧプラントにおいてＳｈｅｌｌ・ＤＭＲ技術（特許文献２）を実装した。

ＤＭＲプロセスは、２つの混合冷媒を使用する。ガスは、２つの回路で液化され、それぞれのガスは、異なる組成の混合冷媒によって冷却される。各回路は、マルチスレッドコイル熱交換器を使用する。第１の回路においては、ガスは冷媒蒸気によって冷却され、熱交換器のチューブ側において事前に凝縮され、第２の回路の冷却剤がまた冷却される。第２の熱交換器において、ガスは２つのレベルの配管において過冷却され、第２の回路の冷媒の蒸気がチューブバンドルにおいて凝縮される。

このプロセスは、寒冷気候に最も合致する。このプロセスの欠点は、ＭＲの２つの回路の複雑な制御機構である。実際には、時期に応じて、あるＭＲ組成から別のＭＲ組成への移行は予測が困難であることが判明し、サハリンＬＮＧプラントにおいては年に２〜３回しか適用されない。

Ｌｉｎｄｅ ＭＦＣＰ技術（特許文献３）は、ノルウェのハンメルフェストのプラントにおいて天然ガス液化のためにＳｔａｔｏｉｌ（スタトイル）によって使用される。ＭＦＣＰ液化プロセスは、異なる組成の３つの混合冷媒での３つの回路における連続ガス冷却に基づく。第１の回路は、２つの圧力レベルにおいて動作する２つの連続プレート熱交換器を使用する。第１の回路の冷媒はプロパン−エタンである。プロパン−エタン混合物の蒸気は海水によって凝縮され、第１の回路のプレート熱交換器において冷却され、第２の回路の液化ガス及び冷媒に冷熱を放散する。

第２の回路は、冷媒としてプロパン−エタン−メタン混合物を使用して、コイル熱交換器において天然ガスを液化するように設計される。第３の回路において、液化ガスが窒素−メタン−エタン蒸気で過冷却される。コイル冷却熱交換器は、第２の回路のように過冷却のために使用される。３つの回路の全てが、予備ガス冷却のために海水を使用する。

このプロセスの欠点は、３種類の混合冷媒、並びに多数の種類の熱交換器及び圧縮機の使用に起因する複雑な制御機構である。

ＯＡＯ−Ｇａｚｐｒｏｍ（オー・エー・オー・ガズプロム）は、天然ガス液化方法の特許を取得した。それは、前処理及び乾燥された天然ガスの予冷器における冷却及び凝縮からなり、それは、分留のために送られた液体エタン分画から更に分離され、一方、第１の分離器からのガス流は、混合冷媒を使用する液化熱交換器において連続的に冷却され、過冷却熱交換器においてガス状窒素によって過冷却され、一方、過冷却されたＬＮＧの圧力は液体膨張機において減少し、過冷却されたＬＮＧは、分離のために送られ、その後、液化ガスはＬＮＧ貯蔵タンクに送られ、一方、分離されたガスは燃料ガスシステムに排出される。天然ガス液化プラントは、予冷器、５つの分離器、２つのチョーク、液化交換器、混合冷媒を圧縮するように設計された３つの圧縮機、５つの空気冷却器、２つのポンプ、液体膨張機、過冷却熱交換器、膨張機及び圧縮機を含むターボ膨張機ユニット、及び２つの窒素サイクル圧縮機を備える（特許文献４）。

特許文献４に基づく方法及びプラントの欠点は、予冷回路の複雑な制御である。各圧縮段の下流に液相が存在すると、気温、冷媒圧縮率、生産性の低下／増加のような任意のパラメータが変化した場合に、一次ガス冷却回路の機能の変化を予測することが難しくなる。

提案される方法に最も近い天然ガス液化のための技術及びプラントは、ＯＡＯ−Ｇａｚｐｒｏｍの特許文献４に基づく天然ガス液化技術及びプラントである。

英国特許出願公開第１２９１４６７号明細書 米国特許第６３９０９１０号明細書 米国特許第６２５３５７４号明細書 露国特許第２５３８１９２号明細書

天然ガス液化のために提案される技術によって解決される技術的課題は、技術プロセスの簡素化、液化プロセスのパラメータが変化した場合の運転安定性、及び機器のための資本支出の削減である。

技術的課題は、天然ガス液化方法によって解決され、それは、エタン蒸発による処理された天然ガスの予冷と、冷却された窒素を冷媒として使用する液化ガスの過冷却と、液化ガスの減圧と、非液化ガスの分離と、液化天然ガス（ＬＮＧ）の除去とからなる。この方法の具体的な特徴は、予冷する前に、天然ガスは圧縮され、エタンは、冷却されたエタンを冷媒として使用する、エタンの同時蒸発を伴う液化ガスの多段予冷中に蒸発し、一方、蒸発によって生成されたエタンは、圧縮され、凝縮され、液化ガス及び窒素の冷却中に冷媒として使用され、窒素は、圧縮され、冷却され、膨張され、天然ガスの過冷却段に供給されることである。

更に、直列接続された気化器においてエタンを蒸発させ、気化器と窒素−窒素熱交換器とに交互に供給することによって窒素を冷却し、一方、窒素−窒素熱交換器において圧縮ガス熱交換器からの窒素戻り流を冷媒として使用する。

更に、天然ガスは、相転移プロセスを防止するように、単相状態で高圧において冷却される。

更に、天然ガスを予冷するために、周囲空気、又は北極地方、南極地方、若しくは近接地方からの流域の水が使用される。

更に、天然ガスの過冷却プロセスは、単相臨界状態の液化ガス及びガス状窒素を使用する。

更に、各冷却装置は、周囲空気又は水を使用する空気又は水冷却器である。

技術的課題はまた、天然ガス液化ラインと、エタン回路と、窒素回路とを備える天然ガス液化プラントによって解決され、天然ガス液化ラインは、直列に接続される、天然ガス圧縮機、空気冷却器、エタン気化器、閉端過冷却熱交換器、及び分離器を含み、エタン回路は、少なくとも１つのエタン圧縮機、空気冷却器、少なくとも１つの圧縮機の入口に接続された出口を有する該エタン気化器の直列接続を含み、窒素回路は、少なくとも１つの窒素圧縮機、空気冷却器、該エタン気化器、該エタン気化器間に接続された窒素−窒素熱交換器、ターボ膨張機、該閉端過冷却熱交換器、該窒素−窒素熱交換器、及び窒素圧縮機の入口に接続されたターボ圧縮機の直列接続を含む。

更に、非液化ボイルオフガス（ＢＯＧ）のための分離器出口は、ＢＯＧ圧縮機に接続されたＢＯＧ出口を有する閉端過冷却熱交換器と接続される。

更に、ターボ膨張機及びターボ圧縮機は、膨張機−圧縮機ユニットに組み合わされる。

更に、全ての圧縮機の駆動部は、各圧縮機に接続された乗算器に接続されたガスタービンエンジンである。

提案される方法及びデバイスを使用する場合に達成される技術的結果は以下である。

提案されるＡｒｃｔｉｃ・Ｃａｓｃａｄｅ（アークティック・カスケード）技術は、ＯＡＯ−Ｇａｚｐｒｏｍ技術と比較して、第１の液化回路において混合冷媒（ＭＲ）の代わりに純粋なエタン冷媒を使用する。この解決策は、液化プロセスを大幅に簡素化し、混合冷媒のための複雑なマルチスレッド熱交換器の代わりに単純な気化器の使用を可能にし、必要な機器を製造することができるプラントのリストを広げる。

ＭＲの代わりに予冷のためにエタンの使用は、冷媒分留ユニットのための資本コストを低減し、貯蔵倉庫のサイズを縮小し、ＭＲ調製のための純粋な冷媒混合ユニットを機構から除外することに役立つ。

はるかに単純なプロセス機構で、Ａｒｃｔｉｃ・Ｃａｓｃａｄｅ技術及び特許文献４に基づく液化プロセスのエネルギー消費量は、＋５℃の周囲空気温度の場合に類似し、ＬＮＧ１トン当たり約２４０ｋＷである。

Ａｒｃｔｉｃ・Ｃａｓｃａｄｅ技術は、乗算器を介してその動力を分配する、１つの生産ラインのための単一の駆動部を実装し、一方、特許文献４に基づいて特許された技術は２つの駆動部を適用し、それはコスト及び機器の量を増加させる。

天然ガス液化の提案される方法を説明する提案されるプラントの概略図が提示される。

天然ガス液化ラインは、直列に接続された、天然ガス圧縮機２、空気冷却器５、エタン気化器７、閉端過冷却熱交換器９、例えばマルチスレッドの１つ、及び分離器１０を備える。

エタン回路は、直列に接続された、少なくとも１つのエタン圧縮機４（直列に接続された２つの圧縮機４が図１に示される）、空気冷却器１３、及び該気化器７であって、その出口が少なくとも１つの圧縮機４の入力に接続される、該気化器７を備える。図面に示されるように、第１の気化器７の出口は第２の圧縮機４の入口に接続され、一方、残りの気化器７の出口は第１の圧縮機４のステップに接続される。

窒素回路は、少なくとも１つの窒素圧縮機３（直列に接続された２つの圧縮機３が図１に示される）、空気冷却器１４、該エタン気化器７であって、その間に窒素−窒素熱交換器８が接続される、該エタン気化器７、膨張機−圧縮機ユニット１０のターボ膨張機、該閉端過冷却熱交換器９、該窒素−窒素熱交換器８、及び第１の窒素圧縮機３の入口に接続された膨張機−圧縮機ユニット１０のターボ圧縮機を含む。

分離器１１のＢＯＧ出口は、ＢＯＧ圧縮機１５に接続されたＢＯＧ出口を有する閉端過冷却熱交換器９と接続される。

更に、全ての圧縮機２、３、４の駆動部は、各圧縮機２、３、４に動力を分配する乗算器６に接続されたガスタービンエンジン１である。

天然ガス液化方法は以下である。

液化のために前処理された天然ガス（ＮＧ）（水蒸気、二酸化炭素、及びその他の汚染物質が除去された）は、天然ガス圧縮機２に供給され、要求された圧力に圧縮され、１つ以上の空気又水冷却器ユニット５の周囲の冷熱によって温度＋１０℃に冷却され、予冷のためにエタン気化器７に送られる。気化器７において順次冷却した後、温度−８４℃のガスは、−１３７℃の温度に窒素及びＢＯＧと共に過冷却される、閉端ガス過冷却熱交換器９に供給される。そして、ガス圧はスロットルにおいて０．１５ＭＰａｇに低下し、一方、その温度は−１５７℃に下がり、その後、気液流は最終分離器１１に入る。分離器１１からのＬＮＧはポンプ１２によって貯蔵タンクに供給され、一方、ガスの非液化部分は最終熱交換器９に送られ、液化ガス流に冷熱を放散し、ＢＯＧ圧縮機１３によって３．０ＭＰａｇの圧力に圧縮される。ボイルオフガスの一部は、ユニット燃料システムに送られ、一方、別の部分は、液化プロセスの始めのリサイクルに進む。

予冷回路は、エタンを冷媒として使用する。異なる圧力の気化器７からのガス状エタンは、それが３ＭＰａｇの圧力に圧縮され、＋１０℃以下の温度で空気冷却器１３において凝縮される多段圧縮機４（複数の圧縮機）に入る。液体エタンは、窒素がガスを−８４℃の温度に様々な圧力レベルで冷却する、気化器７に送られる。気化器７からのガス状エタンは、１つ以上の圧縮機４に、更にサイクルに沿って供給される。

圧縮機３によって１０Ｍｐａに圧縮された窒素は、空気冷却器１４において冷却され、エタン気化器７と窒素−窒素熱交換器８とに交互に入り、窒素戻り流によって及びエタン気化器７において−８４℃の温度に冷却され、窒素ブースタターボ圧縮機が膨張機−圧縮機ユニット１０における負荷として機能する、ターボ膨張機に入る。膨張機の圧力を２．６ＭＰａに低下させ、−１４０℃に冷却した後、窒素は閉端マルチスレッド過冷却熱交換器９に入る。冷熱を液化ガス流に放散した後、窒素は回復性窒素−窒素熱交換器８を通過し、膨張機−圧縮機ユニット１０のターボ圧縮機に入り、３ＭＰａｇの圧力に圧縮され、圧縮機３の入口に入り、加えて１０Ｍｐａｇに圧縮され、サイクルに送られる。

プロセスは、＋５℃の周囲温度以下の公称モードにおいて動作する。温度が＋５℃を超えると、プロセストレインの性能は低下し始める。技術は北極及び南極の緯度のために開発されているので、夏でも気温が低い北極又は南極の海、湾、及びその他の水域の水が、暑い夏期にユニット１３におけるエタン凝縮にためにまた使用されることができる。

運動学的回路を最適化し、回転機器の量を減らすために、ガス、エタン、及び窒素の圧縮のために使用される全ての圧縮機２、３、４は、単一のガスタービンエンジン１によって駆動されることができ、動力は乗算器６を介して各圧縮機に分配される。

Ａｒｃｔｉｃ・Ｃａｓｃａｄｅ技術を使用するＬＮＧ生産の推定エネルギー消費量は、１トン当たり約２２０ｋＷである。

Claims (10)

1. エタン分離による処理された天然ガスの予冷と、冷却された窒素を冷媒として使用する液化ガスの過冷却と、液化ガスの減圧と、非液化ガスの分離と、液化天然ガスの分流とからなる天然ガス液化方法であって、
   予冷する前に、前記天然ガスは圧縮され、エタンは、冷却されたエタンを冷媒として使用する、エタンの同時蒸発を伴う液化ガスの多段予冷中に分離され、一方、蒸発によって生成されたエタンは、圧縮され、凝縮され、液化ガス及び窒素の冷却中に冷媒として使用され、窒素は、圧縮され、冷却され、膨張され、前記天然ガスの過冷却段に供給される、天然ガス液化方法。
2. 直列接続された気化器においてエタンを蒸発させ、前記気化器と窒素−窒素熱交換器とに交互に供給することによって窒素を冷却し、一方、前記窒素−窒素熱交換器において圧縮ガス熱交換器からの窒素戻り流を冷媒として使用する、請求項１に記載の方法。
3. 前記天然ガスは、相転移プロセスを防止するように、単相状態で高圧において冷却され、請求項１に記載の方法。
4. 天然ガスを予冷するために、周囲空気、又は北極地方、南極地方、若しくは近接地方からの流域の水が使用される、請求項１に記載の方法。
5. 前記天然ガスの過冷却プロセスは、単相臨界状態の液化ガス及びガス状窒素を使用する、請求項１に記載の方法。
6. 天然ガス液化ラインと、エタン回路と、窒素回路とを備える天然ガス液化プラントであって、
   前記天然ガス液化ラインは、直列に接続されている、天然ガス圧縮機、空気冷却器、エタン気化器、閉端過冷却熱交換器、及び分離器を含み、
   前記エタン回路は、少なくとも１つのエタン圧縮機、空気冷却器、少なくとも１つの圧縮機の入口に接続された出口を有する前記エタン気化器の直列接続を含み、
   前記窒素回路は、少なくとも１つの窒素圧縮機、空気冷却器、前記エタン気化器、前記エタン気化器間に接続された窒素−窒素熱交換器、ターボ膨張機、前記閉端過冷却熱交換器、前記窒素−窒素熱交換器、及び前記窒素圧縮機の入口に接続されたターボ圧縮機の直列接続を含む、天然ガス液化プラント。
7. 非液化ボイルオフガス（ＢＯＧ）のための分離器出口は、ＢＯＧ圧縮機に接続されたＢＯＧ出口を有する前記閉端過冷却熱交換器と接続されている、請求項６に記載のプラント。
8. 前記ターボ膨張機及び前記ターボ圧縮機は、膨張機−圧縮機ユニットに組み合わされている、請求項６に記載のプラント。
9. 全ての圧縮機の駆動部は、各圧縮機に接続された乗算器に接続されたガスタービンエンジンである、請求項６に記載のプラント。
10. 各冷却装置は、周囲空気又は水を使用する空気又は水冷却器である、請求項６に記載のプラント。