JP2020515802A - 天然ガス液化熱交換器の中間及び低温バンドル間の油圧タービン - Google Patents

Abstract

少なくとも３つの冷却バンドルを有し、天然ガスストリームが順次的に通過するように配列された液化熱交換器を含む天然ガスストリームを液化するためのシステム及び方法。第１の冷却バンドルは、天然ガスストリーム中の重質炭化水素成分を凝縮する。第２の冷却バンドルは、天然ガスストリームを液化する。第３の冷却バンドルは、ＬＮＧストリームを過冷却する。油圧タービンは、第２の冷却バンドルの出口に動作可能に接続された入口と、第３の冷却バンドルの入口に動作可能に接続された出口とを有する。油圧タービンは、ＬＮＧストリームを冷却してＬＮＧストリームの圧力を低下させ、減圧ＬＮＧストリームを形成する。【選択図】図３

Description

［関連出願の相互参照］
本出願は、名称が「天然ガス液化熱交換器の中間及び低温バンドル間の油圧タービン」の２０１７年３月３１日出願の米国特許出願第６２／４７９，８８０号の優先権の利益を主張し、本出願の全体が引用により本明細書に組み込まれる。

本開示は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成する天然ガスの液化に関し、より具体的には、ＬＮＧ生成熱交換器の効率の改善に関する。

ＬＮＧ生産は、天然ガスの豊富な供給のある場所から天然ガスの根強い需要を有する遠隔地市場に天然ガスを供給するための急速に成長している手段である。従来のＬＮＧサイクルは、ａ）水、硫黄化合物及び二酸化炭素などの汚染物質を除去する天然ガス資源の初期処理と、ｂ）自己冷凍、外部冷凍、希薄オイル、その他を含む様々な実施可能な方法による、プロパン、ブタン、ペンタン、その他などの一部のより重質の炭化水素ガスの分離と、ｃ）大気圧近傍及び約−１６０℃でＬＮＧを形成するように実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍と、ｄ）この目的のために設計された船舶又はタンカー中のＬＮＧ製品の市場場所への輸送と、ｅ）ＬＮＧを再加圧及び再ガス化して、天然ガス分配システムで分配することができる加圧天然ガスを形成する、ことを含む。

ステップｃ）の液化は、極低温熱交換器中の冷媒との間接熱交換を用いて達成することができる。このような極低温熱交換器は、天然ガスストリームを次第に冷却するように複数の熱交換バンドルを含むことができるので、天然ガスストリームが最終的に液化され過冷却される。従来、「ジュールトンプソン（ＪＴ）」弁は、等エンタルピー圧力低下によりバンドル中の圧縮及び温度を制御するのに用いられている。低価格ながら、ＪＴ弁は、限られた冷却効果を提供してプロセスストリームから電力を回収しない。必要なことは、極低温ＬＮＧ熱交換器の内側の冷却効果を高める方法である。また必要なことは、ＬＮＧプロセスの処理能力を向上させる方法である。

油圧タービンは、プロセッサ制御目標（温度／圧力）を達成し、より低い吐出温度に達して、圧力低下に関連して電力を引き出す。油圧タービン（油圧膨張器、膨張器）のための熱力学的ベースは、液体プロセス流体の準等エントロピー膨張であり、これを通じてプロセス流体の温度が低下し、機械的シャフト仕事が生じる。Ｐａｒａｄｏｗｓｋｉに付与された米国特許第４，３３４，９０２号は、液体状態の膨張により天然ガスストリームを過冷却する方法を記載しており、油圧タービンは、場合によっては回転機械を駆動するための機械出力を提供する。他のものは、その後、冷凍及び液化プロセスに対する膨張技術の応用を利用している。膨張技術の設計及び応用は一般に、最新の発生プロセス設計に対して十分に理解され考慮された標準的なものである。典型的な天然ガス液化プロセスは、最終ＬＮＧ凝縮物の膨張及び冷凍サイクルにおける液体冷却剤の膨張に油圧タービンを適用する。しかしながら、ＬＮＧ極低温熱交換器内でプロセスガスストリームを膨張し冷却する油圧タービン膨張器の使用は、示唆されていない。

米国特許出願第６２／４７９，８８０号 米国特許第４，３３４，９０２号

本開示の態様は、天然ガスストリームを液化するためのシステムを提供する。液化熱交換器は、少なくとも３つの冷却バンドルを有し、天然ガスストリームが順次的に通過するように配列される。第１の冷却バンドルは、天然ガスストリーム中の重質炭化水素成分を凝縮するように構成される。第２の冷却バンドルは、天然ガスストリームを液化するように構成される。第２の冷却バンドルは、ＬＮＧストリームを通過させるための出口を有する。第３の冷却バンドルは、ＬＮＧを受け取るための入口を有する。第３の冷却バンドルは、ＬＮＧストリームを過冷却するように構成される。油圧タービンは、第２の冷却バンドルの出口に動作可能に接続された入口と、第３の冷却バンドルの入口に動作可能に接続された出口とを有する。油圧タービンは、ＬＮＧストリームを冷却してＬＮＧストリームの圧力を低下させ、減圧ＬＮＧストリームを形成するように構成される。

本開示の態様はまた、天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法を提供する。天然ガスストリームは、液化熱交換器の第１、第２、及び第３の冷却バンドルにおいて順次的に冷却される。第２の冷却バンドルは、天然ガスストリームを液化してＬＮＧストリームを生成する。ＬＮＧストリームは冷却され、その圧力は、油圧タービンを用いて第２の冷却バンドルと第３の冷却バンドルとの間で低下し、これにより、減圧ＬＮＧストリームを生成する。仕事エネルギーは、油圧タービンを用いて生成される。

本開示の態様はまた、天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法を提供する。天然ガスストリームは、第１、第２、及び第３の冷却バンドルを有する液化熱交換器において順次的に冷却される。第２の冷却バンドルは、天然ガスストリームを液化してＬＮＧストリームを生成する。ＬＮＧストリームは冷却され、その圧力は、油圧タービンを用いて第２の冷却バンドルと第３の冷却バンドルとの間で低下する。仕事エネルギーは、油圧タービンを用いて生成される。仕事エネルギーを用いて、電力は、油圧タービンに接続された発電機を用いて生成される。油圧タービンから出るＬＮＧストリームの圧力は、油圧タービンの出口と第３の冷却バンドルの入口との間に配置された制御弁を用いて制御される。本方法は、油圧タービンに入る前のＬＮＧストリームの検知された温度、油圧タービンに入る前のＬＮＧストリームの検知された圧力、ＬＮＧストリームが油圧タービンから出るときのＬＮＧストリームの検知された温度、及びＬＮＧストリームが油圧タービンから出るときのＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、油圧タービンの速度、油圧タービンのＬＮＧ入口速度、制御弁の位置、及び発電機の速度のうちの少なくとも１つを調節する。

ＬＮＧ液化プロセスの概略図である。 公知の原理による主極低温ＬＮＧ熱交換器の簡易平面図である。 本開示の態様による主極低温ＬＮＧ熱交換器の簡易平面図である。 本開示の態様による油圧タービンの簡易概略図である。 本開示の態様による油圧タービンの簡易概略図である。 本開示の態様による油圧タービンの簡易概略図である。 本開示の態様による油圧タービンの簡易概略図である。 本開示の態様による方法のフローチャートである。 本開示の態様による方法のフローチャートである。

ここで、本明細書で使用される好ましい態様及び定義を含む、本発明の開示の様々な具体的な態様及び形態について説明する。以下の詳細な説明は具体的な好ましい態様を示すが、当業者であれば、これらの態様が例示に過ぎず、本発明の技術が他の方法で実施することができることを理解するであろう。「発明」又は「態様」へのあらゆる参照は、請求項によって定められた耐用のうちの１又は２以上を指す場合があるが、必ずしも全てを指すとは限らない。表題の使用は、便宜のためだけであって、本発明の技術の範囲を限定するものではない。明瞭化及び簡略化のために、幾つかの図における同様の参照番号は、同様の品目、ステップ、又は構造を表し、全ての図で詳細に説明されているとは限らない。

本明細書の詳細な説明及び請求項内の全ての数値は、「約」又は「およその」表示値によって修正され、当業者によって予想されることになる実験誤差及び変動を考慮に入れる。特定の態様及び特徴は、数的上限のセット及び数的下限のセットを用いて説明している。別段の指示がない限り、あらゆる下限からあらゆる上限までの範囲が企図されることは理解されたい。

用語「ガス」は「蒸気」と同義的に用いられ、液体又は固体状態と区別するように気体状態の物質又は物質の混合物を意味する。同様に、用語「液体」は、ガス又は固体状態と区別するように液体状態の物質又は物質の混合物を意味する。本明細書で用いられる場合、「流体」は、ガス又は液体の何れかを含むことができる総称である。

「炭化水素」は、水素及び炭素の元素を主として含む有機化合物であるが、窒素、硫黄、酸素、金属、又は多数の他の元素が少量存在する場合がある。本明細書で用いられる場合、炭化水素は一般に、あらゆる形態の天然ガス又はオイルなどの有機物質を指す。「炭化水素ストリーム」は炭化水素が豊富なストリームである。

「圧力」は、ガスによって容積の壁に単位面積当たりに加えられる力である。圧力は、平方インチ（ｐｓｉ）当たりのポンドとして示すことができる。「大気圧」は、空気の局所圧力を指す。「絶対圧力」（ｐｓｉａ）は、大気圧（標準状態で１４．７ｐｓｉａ）プラスゲージ圧力（ｐｓｉｇ）の合計を指す。「ゲージ圧力」（ｐｓｉｇ）は、局所大気圧を超える圧力のみを示すゲージによって測定された圧力を指す（すなわち、０ ｐｓｉｇのゲージ圧力は１．４７ｐｓｉａの絶対圧力に対応する）。

物質の数又は量或いはそれの特定の特性を参照して用いるときの「実質的な」は、物質又は特性が提供することが意図された効果を提供するのに十分な量を指す。許容できる正確な程度の偏差は、場合によっては具体的な内容に依存している場合がある。

「油井」は、表面下への導管の掘削又は挿入によって作られた表面下の穴を指す。

用語「天然ガス」は、原油田から得られた炭化水素ガス（付随ガス）又は地下ガスベアリング形成から得られた炭化水素ガス（非付随ガス）を指す。天然ガスの組成物及び圧力は、かなり変化する可能性がある。典型的な天然ガスストリームは、有意成分としてメタン（Ｃ₁）を含有する。原料天然ガスはまた、典型的には、エタン（Ｃ₂）、高分子量炭化水素、１又は２以上の酸性ガス（二酸化炭素、硫化水素、硫化カルボニル、硫化炭素、及びメルカプタン）、及び水、窒素、硫化鉄、水銀、ヘリウム、ワックス、及び原油などの汚染物質を含有することになる。

本明細書で用いられる場合、用語「圧縮機」は、仕事の適用によってガスの圧力を上昇させる機械を意味する。「圧縮機」は、ガスストリームの圧力を上昇させることができるあらゆるユニット、デバイス、又は装置を含む。これは、単一圧縮プロセス又はステップを有する圧縮機、又は多段圧縮又はステップを有する圧縮機、或いはより詳細には単一ケーシング又はシェル内の多段圧縮機を含む。圧縮すべきガス状ストリームは、様々な圧力で圧縮機に提供することができる。冷却プロセスの一部のステージ又はステップは、並列、直列、又は両方の２又は３以上の圧縮機を伴う場合がある。本開示の態様は、１つの圧縮機又は複数の圧縮機のタイプ又は配列或いはレイアウトによって、特にあらゆる冷媒回路において制限されない。

本明細書で用いられる場合、用語（「ジュールトムソン」弁又は絞り弁としても公知の）「ＪＴ弁」は、（等エンタルピー絞りプロセスに近づく）仕事を排除することなく液体を含む流体の圧力を実質的に低下させる制御弁を意味する。理想的には、ＪＴ弁を通して圧力低下中に、流体は、ほとんどの場合温度低下を伴う一定のエンタルピーで維持される。ＪＴ弁は、流体流量、圧力又は圧力低下などを制御することができるように調節可能である。

本明細書で用いられる場合、用語（「液体膨張器」又は「高密度流体膨張器」としても公知の）「油圧タービン」は、（等エントロピー絞りプロセスに近づく）仕事を排除することによって液体の圧力を低下させる機械を意味する。理想的には、油圧タービンを通じた圧力低下中に、液体は一定のエントロピーで維持され、これは、ほとんどの場合温度低下を伴う。同じ圧力低下に対して、等エントロピープロセス（油圧タービン）は、等エンタルピープロセス（ＪＴ弁）よりも低い出口温度をもたらす。「油圧タービン」は、液体ストリームの圧力を低下させて仕事を抽出することができるあらゆるユニット、デバイス、又は装置を含む。これは、単一圧力低下プロセス又はステージを有する油圧タービン、又は複数のステージを有する油圧タービン、或いはより詳細には、単一ケーシング又はシェル内の多段油圧タービンを含む。減圧プロセスの一部のステージは、並列、直列、又は両方の２又は３以上の油圧タービンを伴う場合がある。本開示の態様は、１つの油圧タービン又は複数の油圧タービンのタイプ又は配列或いはレイアウトによって、特にあらゆるＬＮＧサービスにおいて制限されない。

本明細書で用いられる場合、「冷却」とは、広義には、あらゆる好適な、所望の、又は必要な量だけ物質の温度及び／又は内部エネルギーを降下及び／又は低下することを指す。冷却は、少なくとも約１℃、少なくとも約５℃、少なくとも約１０℃、少なくとも約１５℃、少なくとも約２５℃、少なくとも約３５℃、又は少なくとも約５０℃、又は少なくとも約７５℃、又は少なくとも約８５℃、又は少なくとも約９５℃、又は少なくとも約１００℃、又は少なくとも約１５０℃、又は少なくとも約２００℃、又は少なくとも約２６０℃の温度低下を含むことができる。冷却は、蒸気発生、温水加熱、冷却水、空気、冷媒、他のプロセスストリーム（一体化）、及びこれらの組み合わせなどのあらゆる好適なヒートシンクを用いることができる。１又は２以上の冷却発生源は、所望の出口温度に達するように組み合わせ及び／又はカスケード表示することができる。冷却ステップは、あらゆる好適なデバイス及び／又は機器と共に冷却ユニットを用いることができる。一部の態様により、冷却は、１又は２以上の熱交換器などと共に間接式熱交換器を含むことができる。代替的に、冷却は、プロセスストリームの中に直接噴霧した液体などの蒸発（蒸発の熱）冷却及び／又は直接熱交換を用いることができる。

「熱交換器」は、広くは、少なくとも２つの異なる流体の間など一方の媒体から別の媒体に熱エネルギーを伝達することができるあらゆるデバイスを意味する。熱交換器は、「直接式熱交換器」及び「間接式熱交換器」を含む。従って、熱交換器は、並流又は向流熱交換器、間接式熱交換器（例えば、螺旋巻き熱交換器又はびろう付けアルミニウムのプレートフィンタイプのプレートフィン熱交換器）、直接接触熱交換器、シェルアンドチューブ熱交換器、螺旋状、ヘアピン、コア、コアアンドケトル、印刷回路、二重管又はあらゆる他のタイプの公知の熱交換器などのあらゆる好適な設計のものとすることができる。「熱交換器」はまた、それを貫通する１又は２以上のストリームの通過を可能にし、冷媒の１又は２以上のライン（管路）と１又は２以上の給送ストリームとの間の直接又は間接熱交換に影響を与えるようになっている、あらゆるカラム、タワー、ユニット又は他の配列を指す場合がある。本明細書で開示するような熱交換器は、必要に応じて又は望むだけ複数の熱交換器を含むことができる。

本明細書で用いられる場合、用語「間接熱交換」は、互いに流体の何ら物理的接触又は混合なしの熱交換関係への２つの流体の持ち込みを意味する。コアインケトル熱交換器及びろう付けアルミニウムのプレートフィン熱交換器は、間接熱交換を容易にする機器の実施例である。

本出願で引用した全ての特許、試験手順、及び他の文書は、このような開示が本出願と不整合とならない限り、及びこのような組み込みが許容される全ての行政管轄体に対して参照により完全に組み込まれる。

本明細書で記載されるのは、天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための方法及びシステムである。記載の方法及びシステムは、油圧タービンを用いて液化熱交換器内でＬＮＧストリームの圧力を冷却して低下させる。油圧タービンは、発電機又はブレーキに連結することができる。ブレーキは、液体から抽出された仕事を環境に消散させる。発電機は、液体から抽出された仕事を用いて電気を発生させる。発電機からの電気は、油圧タービンの速度を調節できるようにすることを可能にする可変速度定周波（ＶＳＣＦ）駆動装置又は機械によって処理することができる。油圧タービンの調節可能な速度は、流体流量、圧力又は圧力低下にわたって何らかの制御を可能にする。

本開示の具体的な態様は、図を参照して説明するような以下の段落で記載されるものを含む。一部の特徴は、特に１つの図のみを参照して説明されているが、これらは他の図にも等しく適用可能とすることができ、他の図又は以下の検討と組み合わせて用いることができる。

図１は、典型的な天然ガス液化プロセス１００における基本的ステップを示す概略図である。プロセス１００は、液化プロセスの簡易表現であり、実際の液化プロセスは、本明細書で開示される１又は２以上のステップを追加、削除、又は交換することができることは理解される。プロセス１００への原料ガス１０２は、ほとんど軽質の炭化水素を含み、１又は２以上の油井から直接輸送された原料給送ガスとすることができる。これに代えて、原料は、このような輸送に適するように部分的に調整されているパイプラインからのガスとすることができる。原料ガスは、自由液体、水銀、二酸化炭素及び硫化水素などの酸性ガス、水、及び他の硫黄種を含有することができる。ガスは、ＬＮＧに変換できる前に、これらの汚染物質を除去するように処理されて完全に乾燥させる必要がある。プロセス１００は、この処理及び脱水のための典型的なステップを示す。ブロック１０４において、液体除去、圧力制御、水銀除去及び計量などの予備ステップが行われる。ブロック１０６において、二酸化炭素及び硫化水素などの酸性ガスは除去される。ブロック１０８において、１又は２以上の脱水プロセスが行われる。プロセス１００のこの時点で、給送ガスは、乾燥ガスストリーム１１０に変換されている。ブロック１１２において、乾燥ガスストリームは、後続の液化ステップにおいて凍結する可能性がある重質炭化水素及び芳香族化合物を凝縮するように予冷される。一部の液化石油ガス（例えば、エタン、プロパン、及びブタン）はまた、ブロック１１４において分別ユニット中の重質炭化水素及び芳香族化合物から凝縮されて分離される。液化石油ガス１１８は、ブロック１１６において液化ステップで液化すべき乾燥ガスストリームの中に再注入されるが、液化石油ガスの一部は、冷媒補給のために引き抜かれ又はＬＰＧ製品として販売することができる。分別ユニット１１４によって分離された重質炭化水素及び芳香族化合物は、液化ステップでは液化されない凝縮生成物１２０を形成する。

ブロック１１６における液化ステップは、乾燥ガスストリーム１１０と冷媒１２２との間で熱交換する極低温熱交換器によって実施され、乾燥ガスストリームが液化されるようにして、これにより、液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリーム１２４を生成する。冷媒は、メタン、プロパン、窒素、１又は２以上の希ガス、及び／又は１又は２以上のフッ化炭素を含むことができる。乾燥ガスストリーム１１０を液化した後、冷媒１２２は、ブロック１２６において冷凍されて圧縮され、戻りライン１２７を通ってブロック１１６において液化ステップに戻され再利用される。ブロック１２８において、ＬＮＧは、分別カラム又はフラッシュドラムを通り抜け、ここで余分な窒素は廃棄されて、ＬＮＧストリームの窒素含有量を所望のレベルまで低下させる。窒素富化ガスストリーム１３０は、典型的には、１又は２以上のプラントプロセスのために燃料ストリームとして用いられる。ブロック１３２において、ＬＮＧ生成ストリーム１３３は、ここで大気圧近傍で輸送又は使用のために貯蔵される。

図２は、通常は主極低温熱交換器と呼ばれる公知の液化熱交換器２００の簡易正面図である。液化熱交換器２００は、マルチパス熱交換器の３つのセクション：温暖バンドル２０２、中間バンドル２０４、及び低温バンドル２０６を有する。参照番号２０８、２１０、及び２１２によって識別されるラインは、熱交換器において温暖パスと呼ばれる全ての他のパスを冷却する熱交換器の低温パスに従う。液化熱交換器２００は、螺旋巻き熱交換器として設計することができ、この場合、温暖パスは、中心マンドレルの周りに巻かれた小口径の管体のバンドルを含み、低温パスストリームは、バンドルの上に噴霧されて冷却する。これに代えて、液化熱交換器は、プレートフィン熱交換器とすることができ、その場合には、温暖パス及び低温パスは、交互プレートによって分離されたコア交換器に一体化される。他のタイプの液化熱交換器も用いることができるが、本開示の態様を本明細書で説明しやすくするために、螺旋巻き熱交換器設計が説明されることになる。

図２を参照すると、本開示の態様では、図１に示す乾燥ガスストリーム１１０とすることができる液化すべき炭化水素ガスは、それが、液化熱交換器のより冷たいセクションにおいて凍結する可能性がある重質成分を凝縮するように予冷される温暖バンドル２０２に流入する。温暖バンドルは、図１に示す予冷ステップ１１２に類似している。予冷天然ガスストリーム２１４は、液化熱交換器から離れ、重質炭化水素などの凝縮された成分を分離することができるようになる。凝縮された重質成分を分離した後、天然ガスストリームは、ライン２１６を通って戻り中間バンドル２０４に流入する。天然ガスストリームは、中間バンドルにおいて凝縮されてライン２１８を通って高圧ＬＮＧストリームとして中間バンドルから離れる。図１の分別ステップ１１４によって発生することができる液化石油ガス（ＬＰＧ）２２０のガス状又は二相ストリームはまた、温暖バンドル２０２及び中間バンドル２０４を通過して冷却ＬＰＧストリーム２２２を生成する。ライン２１８中の高圧ＬＮＧストリームを冷却ＬＰＧストリーム２２２と組み合わせるために、高圧ＬＮＧストリームの圧力を降下させ又は低下させる必要がある。公知の原理により、ライン２１８中の高圧力ＬＮＧストリームは、「ジュールトムソン（Ｊ−Ｔ）」弁２２４にわたって降下又は低下する。Ｊ−Ｔ弁２２４は、圧力制御の下で作動して好適な下流圧力を達成し、冷却ＬＰＧストリーム２２２と混合する。次いで、組み合わされたＬＮＧ／ＬＰＧストリーム２２６は、それが低温バンドル２０６を通過すると過冷却され、中圧ＬＮＧストリーム２２８として液化熱交換器から離れる。

軽質冷媒ストリーム２３０は、温暖バンドル２０２、中間バンドル２０４、及び低温バンドル２０６において上首尾に冷却され、ライン２３１を通って低温バンドルから出る。ライン２３１中の冷媒は、公知の液化原理によるＪ−Ｔ弁とすることができる制御弁２３３を通過することができ、低温バンドル２０６に対して冷却するライン２０８を介して低温バンドルに再度流入する。ライン２３２中の重質冷媒は、温暖バンドル２０２及び中間バンドル２０４において上首尾に冷却され、ライン２３４を通って中間バンドルから出る。ライン２３４中の冷媒は、公知の液化原理によるＪ−Ｔ弁とすることができる制御弁２４１を通過することができ、ライン２０８中の軽質冷媒と組み合わせられたライン２１０を介して液化熱交換器２００に再び流入する。次いで、組み合わせた冷媒は、ライン２１２を通って液化熱交換器２００から離れる前に、中間バンドル２０４及び温暖バンドル２０２に対して更に冷却する。

図３は、本発明の開示の態様による液化熱交換器３００の簡易正面図である。液化熱交換器は、通常主極低温熱交換器と呼ばれる。液化熱交換器３００は、マルチパス熱交換器の３つのセクション：温暖バンドル３０２、中間バンドル３０４、及び低温バンドル３０６を有する。参照番号３０８、３１０、及び３１２によって識別されるライン（管路）は、熱交換器において温暖パスと呼ばれる全ての他のパスを冷却する熱交換器の低温パスに従う。液化熱交換器３００は、螺旋巻き熱交換器として設計することができ、その場合には、温暖パスは、中心マンドレルの周りに巻かれた小口径の管体のバンドルを含み、低温パスストリームは、バンドルの上に噴霧されて冷却する。これに代えて、液化熱交換器は、プレートフィン熱交換器として設計することができ、その場合には、温暖パス及び低温パスは、交互プレートによって分離されたコア交換器に一体化される。他のタイプの液化熱交換器も用いることができるが、本開示の態様を本明細書で説明しやすくするために、螺旋巻き熱交換器設計が説明されることになる。

図３を参照すると、本開示の態様では、図１に示す乾燥ガスストリーム１１０とすることができる液化される炭化水素ガスは、液化熱交換器のより冷たいセクションにおいて凍結する可能性がある重質成分を凝縮するように予冷される温暖バンドル３０２に流入する。温暖バンドルは、図１に示す予冷ステップ１１２に類似している。予冷天然ガスストリーム３１４は、液化熱交換器から離れ、重質炭化水素などの凝縮された成分を分離することができるようになる。凝縮された重質成分を分離した後、天然ガスストリームは、ライン３１６を通って戻り、中間バンドル３０４に流入する。天然ガスストリームは、中間バンドルにおいて凝縮されてライン３１８を通って高圧ＬＮＧストリームとして中間バンドルから離れる。図１の分別ステップ１１４によって発生する場合がある液化石油ガス（ＬＰＧ）３２０のガス状又は二相ストリームはまた、温暖バンドル３０２及び中間バンドル３０４を通過して冷却ＬＰＧストリーム３２２を生成する。ライン３１８中の高圧ＬＮＧストリームを冷却ＬＰＧストリーム３２２と組み合わせるために、高圧ＬＮＧストリームの圧力を降下させ又は低下させる必要がある。本発明の開示の態様により、ライン３１８中の高圧ＬＮＧストリームは、油圧タービン３２３を通過する。Ｊ−Ｔ弁にわたる圧力降下は、等エンタルピーであり（すなわち、エネルギーが除去されていない）、油圧タービン３２３にわたる圧力降下は、高圧ＬＮＧストリーム３１８からの仕事の形態でエネルギーを抽出する。その際、油圧タービン３２３は、高圧ＬＮＧストリーム３１８をより冷たくするプロセスに寄与し、これにより、液化熱交換器３００の冷却負荷を低減する。液化熱交換器３００の能力が、典型的には、その関連の冷凍圧縮ユニットの動力によって制限されると、油圧タービン３２３からの追加の冷凍寄与は、より高いＬＮＧ生産能力が、Ｊ−Ｔ弁２２４のみを用いる液化熱交換器２００と比較して液化熱交換器３００によって達成することができることを意味する。しかしながら、ある態様では、Ｊ-Ｔ弁３２４は、油圧タービン３２３をバイパスするように配置することができる。Ｊ-Ｔ弁３２４は、油圧タービンにバックアップ機能を提供する。Ｊ-Ｔ弁３２４はまた、液化熱交換器３００の起動運転に用いることができる。加えて、Ｊ-Ｔ弁は、ライン３１８中のＬＮＧストリームの流れが油圧タービンの能力を超える場合、油圧タービン３２３と併せて用いることができる。

制御弁３２５は、油圧タービンの下流に配置することができる。制御弁３２５によって提供される圧力制御の目的は、油圧タービンから出るＬＮＧストリーム３２７が冷却ＬＰＧストリーム３２２と混合するのに好適な圧力にあることを保証することである。制御弁３２５はまた、ＬＮＧストリームを液相に保ってそれが二相ストリームになるのを阻止するのに役立つことができる。次いで、組み合わされたＬＮＧ／ＬＰＧストリーム３２６は、それが低温バンドル３０６を通過すると過冷却され、中圧ＬＮＧストリーム３２８として液化熱交換器から離れる。

軽質冷媒ストリーム３３０は、温暖バンドル３０２、中間バンドル３０４、及び低温バンドル３０６において上首尾に冷却され、ライン３３１を通って低温バンドルから出る。ライン３３１中の冷媒は、公知の液化原理によるＪ−Ｔ弁とすることができる制御弁３３３を通過することができ、それがライン３０８を通って低温バンドル３０６に対して冷却するライン３０８を介して低温バンドルに再び流入する。ライン２３２中の重質冷媒は、温暖バンドル３０２及び中間バンドル３０４において上首尾に冷却され、ライン３３４を通って中間バンドルから出る。ライン３３４中の冷媒は、公知の液化原理によるＪ−Ｔ弁とすることができる制御弁３４１を通過することができ、ライン３０８中の軽質冷媒と組み合わせられたライン３１０を介して液化熱交換器３００に再び流入する。次いで、組み合わせた冷媒は、ライン３１２を通って液化熱交換器３００から離れる前に、中間バンドル３０４及び温暖バンドル３０２に対して更に冷却する。

前述のように、油圧タービン３２３にわたる圧力降下は、高圧ＬＮＧストリーム３１８から仕事の形態でエネルギーを抽出する。この仕事は、例えば、発電機３４０に給電するのに用いることができる。発電機は、天然ガス液化プロセス１００の１又は２以上の部分に電力を供給することができ、又は外部配電網を含む他のプロセスに電力を供給することができる。図４は、発電機３４０に動作可能に接続された油圧タービン３２３のより詳細な概略図である。１又は２以上のセンサの第１のセット４０２は、それが中間バンドル３０４（図３）を出ると、又はそれが油圧タービン３２３に入ると高圧ＬＮＧストリーム３１８の圧力及び／又は温度を測定するように位置決めすることができる。１又は２以上のセンサの第２のセット４０４は、油圧タービン３２３の下流のＬＮＧストリーム３２７の圧力及び／又は温度を測定するように位置決めすることができる。図４に示す種々の構成要素の性能又は機能は、発電機３４０の作動速度、油圧タービン３２３の作動速度、制御弁３２５の作動速度、Ｊ−Ｔ弁３２４の作動位置、及び／又は高圧ＬＮＧストリーム３１８が（例えば、タービン小門３２３ａを通って）油圧タービン３２３に入ることが許可される速度などの、第一及び／又は１又は２以上のセンサの第２のセット４０２、４０４によって検知されたような圧力及び／又は温度に基づいて調節することができる。

図５は、本開示の別の態様による油圧タービン３２３及び発電機３４０の概略図である。可変速度定周波（ＶＳＣＦ）駆動装置３５０は、外部送電網を含むことができる発電機３４０及び電力系統３５４の間に配置されてこれらに動作可能に接続することができる。ＶＳＣＦ駆動装置３５０は、オペレータ定義の速度設定点に基づいて発電機作動速度を選択的に制御するように作動する。このような動作は、発電機からの電気出力３５２の周波数を電力系統周波数に一致させるように変換することができる。ＶＳＣＦ駆動装置における発電機速度設定点は、第１及び／又は１又は２以上のセンサの第２のセット４０２、４０４によって検知されると、圧力及び／又は温度に基づいて調節することができる。

発電機３４０の代わりとして又はこれに加えて油圧タービン３２３に、他の構成要素を動作可能に接続することが可能である。例えば、図６は、機械式ブレーキ３６０が油圧タービン３２３に動作可能に接続される本開示の別の態様の概略図である。機械式ブレーキは、第１及び／又は１又は２以上のセンサの第２のセット４０２、４０４によって検知されると、圧力及び／又は温度に基づいて調節することができる。これに代えて又はこれに加えて、図７に示すように、遠心圧縮機３７０などの圧縮機は、例えば、シャフト３７２を介して油圧タービンに動作可能に接続することができる。遠心圧縮機３７０を用いて、天然ガス液化プロセス１００において又は必要に応じて他のプロセスにおいて１又は２以上の流体を圧縮することができる。

本開示の態様は、本開示の精神を持ち続けながら多くの方法で修正することができる。例えば、発電機３４０はまた、起動運転中に油圧タービン３２３をパワーアップするようにモータとして機能することができる。加えて、２つ以上の油圧タービンは、油圧タービン３２３と直列及び／又は並列で用いることができる。

図８は、本開示の態様による天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法８００である。ブロック８０２において、天然ガスストリームは、液化熱交換器の第１、第２、及び第３の冷却バンドルにおいて順次的に冷却される。第２の冷却バンドルは、天然ガスストリームを液化してＬＮＧストリームを生成する。ブロック８０４において、ＬＮＧストリームは冷却され、その圧力は、油圧タービンを用いて第２の冷却バンドルと第３の冷却バンドルとの間で低下し、これにより、減圧ＬＮＧストリームを生成する。ブロック８０６において、仕事エネルギーは、油圧タービンを用いて生成される。

図９は、天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法９００である。ブロック９０２において、天然ガスストリームは、第１、第２、及び第３の冷却バンドルを有する液化熱交換器において順次的に冷却される。第２の冷却バンドルは、天然ガスストリームを液化してＬＮＧストリームを生成する。ブロック９０４において、ＬＮＧストリームは冷却され、その圧力は、油圧タービンを用いて第２の冷却バンドルと第３の冷却バンドルとの間で低下する。ブロック９０６において、仕事エネルギーは、油圧タービンを用いて生成される。ブロック９０８において、仕事エネルギーを用いて、電力は、油圧タービンに接続された発電機を用いて発生する。ブロック９１０において、油圧タービンから出るＬＮＧストリームは、油圧タービンの出口と第３の冷却バンドルの入口との間に配置された制御弁を用いて制御される。ブロック９１２において、油圧タービンの速度、油圧タービンのＬＮＧ入口速度、バイパス弁の位置、制御弁の位置、及び発電機の速度のうちの少なくとも１つは、油圧タービンに入る前のＬＮＧストリームの検知された温度、油圧タービンに入る前のＬＮＧストリームの検知された圧力、ＬＮＧストリームが油圧タービンから出るときのＬＮＧストリームの検知された温度、及びＬＮＧストリームが油圧タービンから出るときのＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて調節される。

本明細書で開示する態様は、液化熱交換器において天然ガスストリームを膨張及び冷却する方法を提供する。この方法は、ＬＮＧを発生するのに用いる極低温熱交換器に適用可能であるが、他の極低温熱交換器で用いることもできる。本方法及びシステムは、既存のＬＮＧ生産施設の中に改造することができ、又は新しい施設の中に設計することができる。本開示の態様の利点は、液化熱交換器内のＬＮＧから仕事エネルギーを抽出することができることである。この仕事エネルギーは、発電機、機械式ブレーキ、及び／又は圧縮機などに給電するなど多くの方法で有利に用いることができる。別の利点は、ＬＮＧストリームの温度が油圧タービンを通過することによって下げられることである。これは、液化熱交換器の冷却負荷を低減し、結果として、液化熱交換器の能力を大きくすることができる。

本開示の態様は、以下の番号が付与された段落に示される方法及びシステムのあらゆる組み合わせを含むことができる。これは、上記説明から多数の変形形態を想起できるので、全ての実施可能な態様の完全なリストと考えるべきではない。

１． 天然ガスストリームを液化するためのシステムであって、
上記天然ガスストリーム中の重質炭化水素成分を凝縮するように構成された第１の冷却バンドルと、上記天然ガスストリームを液化するように構成され、ＬＮＧ（液化天然ガス）ストリームを通過させるための出口を有する第２の冷却バンドルと、上記ＬＮＧストリームを受け取るための入口を有し、上記ＬＮＧストリームを過冷却するように構成された第３の冷却バンドルと、を含む、少なくとも３つの冷却バンドルを有し、上記天然ガスストリームが順次的に通過するように配列された液化熱交換器と、
上記第２の冷却バンドルの上記出口に動作可能に接続された入口と、上記第３の冷却バンドルの上記入口に動作可能に接続された出口とを有する油圧タービンであって、上記ＬＮＧストリームを冷却して上記ＬＮＧストリームの圧力を低下させ、減圧ＬＮＧストリームを形成するように構成された油圧タービンと、
を備える、ことを特徴とするシステム。
２． 上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第１のセットと、
上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第２のセットと、を更に備える、ことを特徴とする段落１に記載のシステム。
３． ａ）上記油圧タービンの速度、及びｂ）上記油圧タービンへのＬＮＧ流入流量のうちの少なくとも１つは、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて調節される、ことを特徴とする段落２に記載のシステム。
４． 開放時に、上記ＬＮＧストリームの少なくとも一部分が上記油圧タービンをバイパスするように、上記第２の冷却バンドルの上記出口及び上記第３の冷却バンドルの上記入口を動作可能に接続するバイパス弁を更に備える、ことを特徴とする段落２に記載のシステム。
５． 上記バイパス弁は、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする段落４に記載のシステム。
６． 上記油圧タービンの上記出口と上記第３の冷却バンドルの上記入口との間に配置された制御弁を更に備え、上記制御弁は、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの１又は２以上に少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする段落１〜５の何れかに記載のシステム。
７． 上記油圧タービンに接続されて、上記油圧タービンによって生成される仕事エネルギーに基づいて発電するように構成された発電機を更に備える、ことを特徴とする段落１〜６の何れかに記載のシステム。
８． 上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第１のセットと、
上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第２のセットと、
を更に備え、
上記発電機の速度は、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて調節される、ことを特徴とする段落７に記載のシステム。
９． 上記発電機と電力系統の間に位置付けられた可変速度定周波（ＶＳＣＦ）駆動装置を更に備え、上記ＶＳＣＦ駆動装置は、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力及び上記電力系統周波数のうちの少なくとも１つに少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、段落７のシステム。
１０． 上記油圧タービンに動作可能に接続された機械式ブレーキ及び圧縮機のうちの少なくとも１つを更に備える、ことを特徴とする段落１〜９の何れかに記載のシステム。
１１． 上記ブレーキは、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする段落１０に記載のシステム。
１２． 上記第１の冷却バンドル及び上記第２の冷却バンドルを通過するように構成された液化石油ガス（ＬＰＧ）ストリームを更に含み、上記減圧ＬＮＧストリームは、上記ＬＰＧストリームが上記第２の冷却バンドルを通過した後、上記ＬＰＧストリームと組み合わされるような圧力にある、ことを特徴とする段落１〜１１の何れかに記載のシステム。
１３． 天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
液化熱交換器の第１、第２、及び第３の冷却バンドルにおいて上記天然ガスストリームを順次的に冷却し、上記第２の冷却バンドルが、上記天然ガスストリームを液化してＬＮＧストリームを生成する段階と、
油圧タービンを用いて上記第２の冷却バンドルと上記第３の冷却バンドルとの間で上記ＬＮＧストリームを冷却してその圧力を低下させ、これにより、減圧ＬＮＧストリームを生成する段階と、
上記油圧タービンを用いて仕事エネルギーを生成する段階と、
を含む、方法。
１４． 上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、ａ）上記油圧タービンの速度及びｂ）上記油圧タービンのＬＮＧ入口速度のうちの少なくとも１つを調節する段階を更に含む、ことを特徴とする段落１３に記載の方法。
１５． 上記第２の冷却バンドルの出口及び上記第３の冷却バンドルの入口を動作可能に接続するバイパス弁を通して、上記油圧タービンから出た上記ＬＮＧストリームの少なくとも一部分を選択的に向ける段階と、
上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、上記バイパス弁を選択的に制御する段階と、
を更に含む、ことを特徴とする段落１３又は段落１４に記載の方法。
１６． 上記油圧タービンの出口と上記第３の冷却バンドルの入口との間に制御弁を配置することによって上記油圧タービンから出た上記ＬＮＧストリームの圧力を制御する段階を更に含み、上記制御弁は、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの１又は２以上に少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする段落１３〜１５の何れかに記載の方法。
１７． 発電機を上記油圧タービンに接続する段階と、
上記油圧タービンによって生成される上記仕事エネルギーに基づいて上記発電機を使用して発電する段階と、
を更に含む、段落１３〜１６の何れかに記載の方法。
１８． 上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、ＬＮＧストリームが油圧タービンから出るときのＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて上記発電機の速度を調節する段階を更に含む、ことを特徴とする段落１７に記載の方法。
１９． 上記油圧タービンと上記発電機との間に位置付けられた可変速度定周波駆動装置を用いて上記発電機の電気出力を制御する段階を更に含む、ことを特徴とする段落１７に記載の方法。
２０． 機械式ブレーキ及び圧縮機のうちの少なくとも１つを上記油圧タービンに動作可能に接続する段階を更に含む、ことを特徴とする段落１３〜１９の何れかに記載の方法。
２１． 上記天然ガスストリームが上記液化熱交換器において順次的に冷却される前に行われる分画プロセスから液化石油ガス（ＬＰＧ）ストリームを得る段階と、
上記ＬＰＧストリームが上記第２の冷却バンドルを通過した後、上記減圧ＬＮＧストリームが上記ＬＰＧストリームと組み合わされるような圧力にあるように、上記第１の冷却バンドル及び上記第２の冷却バンドルにおいて上記ＬＰＧストリームを冷却する段階と、
を更に含む、ことを特徴とする段落１３〜１９の何れかに記載の方法。
２２． 上記液化熱交換器が作動ＬＮＧプロセスの一部であり、
上記第２の冷却バンドルと上記第３の冷却バンドルとの間で上記油圧タービンを改造する段階を更に含む、ことを特徴とする段落２１に記載の方法。
２３． 天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
第１、第２、及び第３の冷却バンドルを有する液化熱交換器において上記天然ガスストリームを順次的に冷却し、上記第２の冷却バンドルが、上記天然ガスストリームを液化して上記ＬＮＧストリームを生成する段階と、
油圧タービンを用いて上記第２の冷却バンドルと上記第３の冷却バンドルとの間で上記ＬＮＧストリームを冷却してその圧力を低下させる段階と、
上記油圧タービンを用いて仕事エネルギーを生成する段階と、
上記仕事エネルギーを用いて、上記油圧タービンに接続された発電機を使用して発電する段階と、
上記油圧タービンの上記出口と上記第３の冷却バンドルの入口との間に配置された制御弁を用いて上記油圧タービンから出た上記ＬＮＧストリームの圧力を制御する段階と、
上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、上記油圧タービンの速度、上記油圧タービンのＬＮＧ入口速度、上記制御弁の位置、及び上記発電機の速度のうちの少なくとも１つを調節する段階と、
を含む、ことを特徴とする方法。
２４． 上記油圧タービンがバイパスすることが望ましいとき、上記第２の制御弁の出口及び上記第３の制御弁の入口を動作可能に接続するバイパス弁を通して、中間バンドルから出た上記ＬＮＧストリームの少なくとも一部分を選択的に向ける段階と、
上記油圧タービンに入る前の上記ＬＮＧストリームの検知された温度、油圧タービンに入る前のＬＮＧストリームの上記検知された圧力、上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された温度、及び上記ＬＮＧストリームが上記油圧タービンから出るときの上記ＬＮＧストリームの上記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、上記バイパス弁の位置を調節する段階と、
を更に含む、ことを特徴とする段落２３に記載の方法。

上述の事項は本開示の態様に関するが、本開示の他の態様及び更なる態様は、本発明の基本的範囲から逸脱することなく考案することができ、本発明の範囲は以下の特許請求の範囲によって決定される。

１１０ 乾燥ガスストリーム
３００ 液化熱交換器
３０２ 温暖バンドル
３０４ 中間バンドル
３０６ 低温バンドル
３０８、３１０、３１２、３１６、３１８、３３１、３３２、３３４ ライン
３１４ 予冷天然ガスストリーム
３２０ 液化石油ガス（ＬＰＧ）
３２２ 冷却ＬＮＧストリーム
３２３ 油圧タービン
３２４ Ｊ-Ｔ弁
３２５ 制御弁
３２６ 組み合わされたＬＮＧ／ＬＰＧストリーム
３２７ ＬＮＧストリーム
３２８ 中圧ＬＮＧストリーム
３３０ 軽質冷媒ストリーム
３３３、３４１ 制御弁
３４０ 発電機

Claims (24)

1. 天然ガスストリームを液化するためのシステムであって、
   少なくとも３つの冷却バンドルを有し、かつ、前記天然ガスストリームが順次的に通過するように配列された液化熱交換器、を含み、
   前記液化熱交換器は、
   前記天然ガスストリーム中の重質炭化水素成分を凝縮するように構成された第１の冷却バンドルと、
   前記天然ガスストリームを液化するように構成され、ＬＮＧストリームを通過させるための出口を有する第２の冷却バンドルと、
   前記ＬＮＧストリームを受け取るための入口を有し、前記ＬＮＧストリームを過冷却するように構成された第３の冷却バンドルと、を含み、
   前記システムは、
   前記第２の冷却バンドルの前記出口に動作可能に接続された入口と、前記第３の冷却バンドルの前記入口に動作可能に接続された出口とを有する油圧タービン、を含み、
   前記油圧タービンは、前記ＬＮＧストリームを冷却して前記ＬＮＧストリームの圧力を低下させ、減圧ＬＮＧストリームを形成するように構成されている、
   を備える、ことを特徴とするシステム。
2. 前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第１のセットと、
   前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第２のセットと、を更に備える、ことを特徴とする請求項１に記載のシステム。
3. ａ）前記油圧タービンの速度、及びｂ）前記油圧タービンへのＬＮＧ流入流量のうちの少なくとも１つは、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて調節される、ことを特徴とする請求項２に記載のシステム。
4. 開放時に、前記ＬＮＧストリームの少なくとも一部分が前記油圧タービンをバイパスするように、前記第２の冷却バンドルの前記出口及び前記第３の冷却バンドルの前記入口を動作可能に接続するバイパス弁を更に備える、ことを特徴とする請求項２に記載のシステム。
5. 前記バイパス弁は、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする請求項４に記載のシステム。
6. 前記油圧タービンの前記出口と前記第３の冷却バンドルの前記入口との間に配置された制御弁を更に備え、前記制御弁は、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの１又は２以上に少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする請求項１〜５の何れかに記載のシステム。
7. 前記油圧タービンに接続されて、前記油圧タービンによって生成される仕事エネルギーに基づいて発電するように構成された発電機を更に備える、ことを特徴とする請求項１〜６の何れかに記載のシステム。
8. 前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第１のセットと、
   前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの圧力及び温度のうちの少なくとも１つを検知するように位置付けられた１又は２以上のセンサの第２のセットと、
   を更に備え、
   前記発電機の速度は、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて調節される、ことを特徴とする請求項７に記載のシステム。
9. 前記発電機と電力系統の間に位置付けられた可変速度定周波（ＶＳＣＦ）駆動装置を更に備え、前記ＶＳＣＦ駆動装置は、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力及び前記電力系統周波数のうちの少なくとも１つに少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、請求項７のシステム。
10. 前記油圧タービンに動作可能に接続された機械式ブレーキ及び圧縮機のうちの少なくとも１つを更に備える、ことを特徴とする請求項１〜９の何れかに記載のシステム。
11. 前記ブレーキは、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする請求項１０に記載のシステム。
12. 前記第１の冷却バンドル及び前記第２の冷却バンドルを通過するように構成された液化石油ガス（ＬＰＧ）ストリームを更に含み、前記減圧ＬＮＧストリームは、前記ＬＰＧストリームが前記第２の冷却バンドルを通過した後、前記ＬＰＧストリームと組み合わされるような圧力にある、ことを特徴とする請求項１〜１１の何れかに記載のシステム。
13. 天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
    液化熱交換器の第１、第２、及び第３の冷却バンドルにおいて前記天然ガスストリームを順次的に冷却し、前記第２の冷却バンドルが、前記天然ガスストリームを液化してＬＮＧストリームを生成する段階と、
    油圧タービンを用いて前記第２の冷却バンドルと前記第３の冷却バンドルとの間で前記ＬＮＧストリームを冷却してその圧力を低下させ、これにより、減圧ＬＮＧストリームを生成する段階と、
    前記油圧タービンを用いて仕事エネルギーを生成する段階と、
    を含む、方法。
14. 前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、ａ）前記油圧タービンの速度及びｂ）前記油圧タービンのＬＮＧ入口速度のうちの少なくとも１つを調節する段階を更に含む、ことを特徴とする請求項１３に記載の方法。
15. 前記第２の冷却バンドルの出口及び前記第３の冷却バンドルの入口を動作可能に接続するバイパス弁を通して、前記油圧タービンから出た前記ＬＮＧストリームの少なくとも一部分を選択的に向ける段階と、
    前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、前記バイパス弁を選択的に制御する段階と、
    を更に含む、ことを特徴とする請求項１３又は請求項１４に記載の方法。
16. 前記油圧タービンの出口と前記第３の冷却バンドルの入口との間に制御弁を配置することによって前記油圧タービンから出た前記ＬＮＧストリームの圧力を制御する段階を更に含み、前記制御弁は、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの１又は２以上に少なくとも部分的に基づいて選択的に制御される、ことを特徴とする請求項１３〜１５の何れかに記載の方法。
17. 発電機を前記油圧タービンに接続する段階と、
    前記油圧タービンによって生成される前記仕事エネルギーに基づいて前記発電機を使用して発電する段階と、
    を更に含む、請求項１３〜１６の何れかに記載の方法。
18. 前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、ＬＮＧストリームが油圧タービンから出るときのＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて前記発電機の速度を調節する段階を更に含む、ことを特徴とする請求項１７に記載の方法。
19. 前記油圧タービンと前記発電機との間に位置付けられた可変速度定周波駆動装置を用いて前記発電機の電気出力を制御する段階を更に含む、ことを特徴とする請求項１７に記載の方法。
20. 機械式ブレーキ及び圧縮機のうちの少なくとも１つを前記油圧タービンに動作可能に接続する段階を更に含む、ことを特徴とする請求項１３〜１９の何れかに記載の方法。
21. 前記天然ガスストリームが前記液化熱交換器において順次的に冷却される前に行われる分画プロセスから液化石油ガス（ＬＰＧ）ストリームを得る段階と、
    前記ＬＰＧストリームが前記第２の冷却バンドルを通過した後、前記減圧ＬＮＧストリームが前記ＬＰＧストリームと組み合わされるような圧力にあるように、前記第１の冷却バンドル及び前記第２の冷却バンドルにおいて前記ＬＰＧストリームを冷却する段階と、
    を更に含む、ことを特徴とする請求項１３〜１９の何れかに記載の方法。
22. 前記液化熱交換器が作動ＬＮＧプロセスの一部であり、
    前記第２の冷却バンドルと前記第３の冷却バンドルとの間で前記油圧タービンを改造する段階を更に含む、ことを特徴とする請求項２１に記載の方法。
23. 天然ガスストリームを液化して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する方法であって、
    第１の冷却バンドル、第２の冷却バンドル、及び第３の冷却バンドルを有する液化熱交換器において前記天然ガスストリームを順次的に冷却し、前記第２の冷却バンドルが、前記天然ガスストリームを液化して前記ＬＮＧストリームを生成する段階と、
    油圧タービンを用いて前記第２の冷却バンドルと前記第３の冷却バンドルとの間で前記ＬＮＧストリームを冷却してその圧力を低下させる段階と、
    前記油圧タービンを用いて仕事エネルギーを生成する段階と、
    前記仕事エネルギーを用いて、前記油圧タービンに接続された発電機を使用して発電する段階と、
    前記油圧タービンの前記出口と前記第３の冷却バンドルの入口との間に配置された制御弁を用いて前記油圧タービンから出た前記ＬＮＧストリームの圧力を制御する段階と、
    前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、前記油圧タービンの速度、前記油圧タービンのＬＮＧ入口速度、前記制御弁の位置、及び前記発電機の速度のうちの少なくとも１つを調節する段階と、
    を含む、ことを特徴とする方法。
24. 前記油圧タービンがバイパスすることが望ましいとき、前記第２の制御弁の出口及び前記第３の制御弁の入口を動作可能に接続するバイパス弁を通して、中間バンドルから出た前記ＬＮＧストリームの少なくとも一部分を選択的に向ける段階と、
    前記油圧タービンに入る前の前記ＬＮＧストリームの検知された温度、油圧タービンに入る前のＬＮＧストリームの前記検知された圧力、前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された温度、及び前記ＬＮＧストリームが前記油圧タービンから出るときの前記ＬＮＧストリームの前記検知された圧力のうちの少なくとも１つに基づいて、前記バイパス弁の位置を調節する段階と、
    を更に含む、ことを特徴とする請求項２３に記載の方法。

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