JP2023543655A - 液化天然ガスの製造のための排熱回収ボイラーと高圧フィードガスプロセスの統合 - Google Patents

Abstract

ＬＮＧを製造する方法。本方法によると、天然ガス流が、第１及び第２のコンプレッサーを使用して圧縮される。冷却器は、天然ガス流を冷却し、その結果、第２のコンプレッサーは冷却された圧縮天然ガス流を生成し、これは、液化プロセスにおいて液化される。液化プロセスは、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを使用する。排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、冷媒コンプレッサーの動力源から熱が回収される。回収された熱から加圧蒸気の流れが生成される。第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方は、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

Description

関連出願への相互参照
本出願は、２０２０年７月１７日に出願された、ＨＥＡＴ ＲＥＣＯＶＥＲＹ ＳＴＥＡＭ ＧＥＮＥＲＡＴＩＯＮ ＩＮＴＥＧＲＡＴＩＯＮ ＷＩＴＨ ＨＩＧＨ ＰＲＥＳＳＵＲＥ ＦＥＥＤ ＧＡＳ ＰＲＯＣＥＳＳＥＳ ＦＯＲ ＴＨＥ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮ ＯＦ ＬＩＱＵＥＦＩＥＤ ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳと題する米国仮特許出願第６３／０５３０５０号の優先権を主張する。
本開示は、一般に、炭化水素処理プラントの分野に関する。より詳細には、本開示は、ＬＮＧ処理プラント等の炭化水素処理プラントの効率的な設計、構造及び操作に関する。

この節は、本開示と関連しうる技術の様々な態様の導入を意図する。この議論は、本開示の特定の態様のよりよい理解を促進するためのフレームワークを提供することを意図する。したがって、この節は、これに照らし、必ずしも先行技術の自認するものではないものとして読まれるべきであることが理解されるべきである。

液化天然ガス（ＬＮＧ）製造は、天然ガスの豊富な供給源の位置から天然ガスへの強い需要のある遠隔地に天然ガスを供給するための急速に成長しつつある手段である。従来のＬＮＧサイクルは、ａ）水、硫黄化合物及び二酸化炭素等の夾雑物を除去するための天然ガス資源の初期処理；ｂ）自己冷凍、外部冷凍、リーンオイル等を含む様々な可能な方法による一部の重炭化水素ガス、例えば、プロパン、ブタン、ペンタン等の分離；ｃ）大気圧又は大気圧付近及び約－１６０℃で外部冷凍して液化天然ガスを形成することに実質的による天然ガスの冷凍；ｄ）ＬＮＧからの窒素及びヘリウム等の軽成分の除去；ｅ）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、販売地への輸送；並びにｆ）天然ガスの消費者に分配されうる加圧天然ガス流を形成するための、再ガス化プラントにおけるＬＮＧの再加圧及び再ガス化を含む。
液化プロセスのステップ（ｃ）は、典型的には、蒸気圧縮又はガス膨張サイクルを使用して実現され、その両方が、冷媒圧を上昇させて熱を周囲に排出するために１つ又は複数のコンプレッサーを使用する。大規模用途では、これらのコンプレッサーは、通常、１つ又は複数のガスタービンによって駆動される。これらのガスタービンを駆動するために使用される燃料は、ＬＮＧ貯蔵、ローディングから、及び時に窒素ガス等の軽不純物を含有するプロセスフィードから生成された新鮮なフィードガス及びフラッシュガスのスリップストリームで構成される。多くの場合、ＬＮＧ製造設備における他のプロセス加熱の必要性、例えば、フィードガスの加熱、酸ガス除去ユニットと関連するリボイラー、及び／又は分留塔、再生熱等を満たすために余分な燃料が必要である。すべてのこれらの燃料要求により、そうでなければＬＮＧ製造に利用可能であったはずのフィードガスの供給源が枯渇する。さらに、フィードガスの燃焼により、より多くの二酸化炭素排出が生じ、それによって、ＬＮＧ製造設備のカーボンフットプリントに負の影響を及ぼす。ＬＮＧを製造する方法であって、液化されるフィードガスの量を最大化する一方、液化プロセスのカーボンフットプリントを最小化する方法が必要である。

一態様では、液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法が提供される。本方法によると、天然ガス流は、天然ガスの供給源から８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力で供給される。天然ガス流は、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して、少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮される。天然ガス流は、第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間で冷却され、その結果、第２のコンプレッサーは冷却された圧縮天然ガス流を生成する。冷却された圧縮天然ガス流は、液化プロセスにおいて液化される。液化プロセスは、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを使用する。排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、冷媒コンプレッサーの動力源から熱が回収され、回収された熱から加圧蒸気の流れが生成される。第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方は、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

別の態様では、システムは、天然ガス流からＬＮＧを製造するために提供される。第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーは、天然ガス流を、８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力から少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮する。熱交換器は、第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間に配置される。熱交換器は、天然ガス流を冷却し、その結果、第２のコンプレッサーは冷却された圧縮天然ガス流を生成する。液化プロセスは、冷却された圧縮天然ガス流を液化する。液化プロセスは、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮する冷媒コンプレッサーを含む。冷媒コンプレッサーは、動力源によって動力供給される。排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムは、冷媒コンプレッサーの動力源からの熱を回収し、それによって、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成する。第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方は、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

なお別の態様では、ＬＮＧを製造する方法が提供される。方法によると、天然ガス流が供給され、天然ガス流は液化プロセスにおいて液化される。液化プロセスは、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮する。第１のコンプレッサーは、ガスタービンにより動力供給され、第２のコンプレッサーは、蒸気タービンにより動力供給される。排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、ガスタービンから熱が回収され、回収された熱から加圧蒸気の流れが生成される。蒸気タービンは、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

なお別の態様では、天然ガス流からＬＮＧを製造するシステムが提供される。液化プロセスは、天然ガス流を液化する。液化プロセスは、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮する第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを含む。ガスタービンは、第１のコンプレッサーに動力供給する。蒸気タービンは、第２のコンプレッサーに動力供給する。排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムは、ガスタービンからの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成する。蒸気タービンは、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

本開示は、様々な変更及び代替形態を受けやすく、その具体的な例示的な実施が、図面に示されており、本明細書で詳細に記載される。しかしながら、具体的な例示的な実施の本明細書における記載は、本開示を本明細書に開示される特定の形態に限定することを意図しないことが理解されるべきである。本開示は、添付の特許請求の範囲によって定義される通りのすべての変更及び等価物をカバーする。図面は必ずしも縮尺通りではなく、代わりに、本発明の例示的な実施形態の原理を明らかに例示する際には強調されることも理解されるべきである。さらに、ある特定の寸法は、そのような原理を視覚的に伝えるのを補助するために誇張されうる。さらに適切であると考えられる場合、参照番号は図面間で繰り返されて、対応する又は同様の要素を示しうる。さらに、図面中で別個又は別々に図示される２つ以上のブロック又は要素は、単一の機能ブロック又は要素に組み合わせられてもよい。同様に、図面中に例示される単一のブロック又は要素は、複数のステップとして又は協働する複数の要素によって実現されてもよい。本明細書に開示される形態は、添付の図面の図において限定ではなく例として例示され、図中、同様の参照番号は同様の要素を指す。

公知の態様による高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）モジュール又はシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様による複数の液化トレインを使用してＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのシステムの模式図である。 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。

用語
本明細書で使用される語及び句は、関連分野の当業者によるそれらの語及び句の理解と一致する意味を有すると理解及び解釈されるべきである。用語又は句の特別な定義、すなわち、当業者によって理解される通りの通常の慣用される意味とは異なる定義が、本明細書における用語又は句の一貫した使用によって含意されることが意図される。用語又は句が特別な意味、すなわち当業者によって理解される最も幅広い意味以外の意味を有することが意図される限りにおいて、そのような特別な又は明確化する定義は、用語又は句についての特別な又は明確化する定義を提供する定義上の方法で本明細書に明示的に示される。
例えば、以下の議論は、本開示で使用されるいくつかの特定の用語の定義の非網羅的リストを含有する（他の用語は、本明細書の他所で定義上の方法で定義又は明確化されうる）。これらの定義は、本明細書で使用される用語の意味を明確化することが意図される。用語は、それらの通常の意味と一致する方法で使用されるが、それに関わらず、定義は、明瞭性のためにここで示されると考えられる。

Ａ／ａｎ：本明細書で使用される冠詞「１つの（ａ）」及び「１つの（ａｎ）」は、本明細書及び特許請求の範囲に記載される本発明の実施形態及び実施の任意の特徴に適用される場合、１つ又は複数を意味する。「１つの（ａ）」及び「１つの（ａｎ）」の使用は、そのような限定が具体的に述べられていない限り、意味を単一の特徴に限定しない。「１つの（ａ）」又は「１つの（ａｎ）」実体という用語は、その実体のうちの１つ又は複数を指す。そのため、「１つの（ａ）」（又は「１つの（ａｎ）」）、「１つ又は複数」及び「少なくとも１つ」という用語は、本明細書において交換可能に使用できる。
約：本明細書で使用される場合、「約」は、特定された特定の特性に典型的な実験誤差に少なくとも一部には基づく偏差の度合いを指す。「約」という用語がもたらす自由度は、具体的な文脈及び特定の特性に依存し、当業者であれば容易に識別できる。「約」という用語は、そうでなければ特定の値が得られうる等価な程度を拡大することも限定することも意図しない。さらに、別途述べられない限り、「約」という用語は、範囲及び数値データに関する下記の議論と一致して、「まさに」を明示的に含むことになる。

及び／又は：第１の実体及び第２の実体の間に置かれた「及び／又は」という用語は、（１）第１の実体、（２）第２の実体、並びに（３）第１の実体及び第２の実体のうちの１つを意味する。「及び／又は」により列挙される複数の要素は、同じ様式で、すなわち、要素のうちの「１つ又は複数」がそのように等位接続されると解釈されるべきである。「及び／又は」節により具体的に特定された要素以外の他の要素が、具体的に特定された要素に関連するか関連しないかに関わらず、存在してもよい。したがって、非限定例として、「Ａ及び／又はＢ」への参照は、オープンエンドな語句、例えば「含むこと」と併せて使用される場合、一実施形態では、Ａのみ（Ｂ以外の要素を含んでもよい）；別の実施形態では、Ｂのみ（Ａ以外の要素を含んでもよい）；なお別の実施形態では、Ａ及びＢの両方（他の要素を含んでもよい）を指すことができる。本明細書及び特許請求の範囲でここで使用される場合、「又は」は、上で定義した通りの「及び／又は」と同じ意味を有すると理解されるべきである。例えば、リストの項目を分離する場合、「又は」又は「及び／又は」は、包括的、すなわち、多数の要素又は要素のリストのうちの少なくとも１つの包含としてだけではなく、２つ以上を含み、且つ追加の列挙されない項目を含んでもよいものとして解釈されることになる。反対のことを明らかに示す用語、例えば、「のうちの１つのみ」若しくは「のうちのまさに１つ」、又は特許請求の範囲において使用される場合、「からなる」のみが、多数の要素又は要素のリストのうちのまさに１つの要素の包含を指す。一般に、本明細書で使用される「又は」という用語は、「いずれか」、「のうちの１つ」、「のうちの１つのみ」又は「のうちのまさに１つ」等の排他的な用語が先行する場合のみ、排他的な選択肢（すなわち、「両方ではなく、一方又は他方」）を示すと解釈されることになる。

任意の（ａｎｙ）：形容詞「任意の（ａｎｙ）」は、どのような量でも１つ、一部又はすべて無差別を意味する。
少なくとも：本明細書及び特許請求の範囲においてここで使用される場合、１つ又は複数の要素のリストを参照して「少なくとも１つ」という句は、要素のリストの要素のうちの任意の１つ又は複数から選択される少なくとも１つの要素であるが、要素のリスト内に具体的に列挙された各々すべての要素のうちの少なくとも１つを必ずしも含むとは限らず、要素のリストの要素の任意の組合せを除外もしないことを意味することが理解されるべきである。この定義によりまた、「少なくとも１つ」という句が指す要素のリスト内に具体的に特定された要素以外の要素が、具体的に特定された要素に関連するか関連しないかに関わらず、存在してもよいことを可能にする。したがって、非限定例として、「Ａ及びＢのうちの少なくとも１つ」（又は、同等に、「Ａ又はＢのうちの少なくとも１つ」、又は同等に「Ａ及び／又はＢのうちの少なくとも１つ」）は、一実施形態では、少なくとも１つのＡを含み、２つ以上のＡを含んでもよく、Ｂは存在しない（且つＢ以外の要素を含んでもよい）こと；別の実施形態では、少なくとも１つのＢを含み、２つ以上のＢを含んでもよく、Ａは存在しない（且つＡ以外の要素を含んでもよい）こと、なお別の実施形態では、少なくとも１つのＡを含み、２つ以上のＡを含んでもよく、且つ少なくとも１つのＢを含み、２つ以上のＢを含んでもよい（且つ他の要素を含んでもよい）ことを指しうる。「少なとも１つ」、「１つ又は複数」、及び「及び／又は」という句は、連言及び選言の両方の操作であるオープンエンドな表現である。例えば、「Ａ、Ｂ及びＣのうちの少なくとも１つ」、「Ａ、Ｂ又はＣのうちの少なくとも１つ」、「Ａ、Ｂ及びＣのうちの１つ又は複数」、「Ａ、Ｂ又はＣのうちの１つ又は複数」、及び「Ａ、Ｂ及び／又はＣ」という表現の各々は、Ａ単独、Ｂ単独、Ｃ単独、Ａ及びＢを一緒に、Ａ及びＣを一緒に、Ｂ及びＣを一緒に、又はＡ、Ｂ及びＣを一緒にを意味する。

含むこと（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）：特許請求の範囲において、及び本明細書において、「含むこと（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」、「含むこと（ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ）」、「有すること（ｃａｒｒｙｉｎｇ）」、「有すること（ｈａｖｉｎｇ）」、「含有すること」、「含むこと（ｉｎｖｏｌｖｉｎｇ）」、「保持すること（ｈｏｌｄｉｎｇ）」、「構成される」等のすべての移行句は、オープンエンドである、すなわち、含むが限定されないことを意味することを理解されたい。「からなること」及び「から本質的になること」という移行句のみが、米国特許庁特許審査手続マニュアル、第２１１１．０３節に示されている通り、それぞれクローズド又は半クローズドな移行句である。

連結する：「接続する」、「嵌合する」、「連結する」、「結合する」という用語又は要素間の相互作用を記載する任意の他の用語の任意の形態の任意の使用は、相互作用を要素間の直接相互作用に限定することは意味せず、記載される要素間の間接的相互作用も含みうる。
決定すること：「決定すること」は、多種多様な動作を包含し、したがって、「決定すること」は、計算すること、演算すること、処理すること、導出すること、検討すること、調べること（例えば、表、データベース又は別のデータ構造を調べること）、確認すること等を含みうる。また、「決定すること」は、受け取ること（例えば、情報を受け取ること）、アクセスすること（例えば、メモリーのデータにアクセスすること）等を含みうる。また、「決定すること」は、解くこと、選択すること、選ぶこと、確立すること等を含みうる。

実施形態：本明細書全体を通して、「一実施形態」、「１つの実施形態」、「一部の実施形態」、「一態様」、「１つの態様」、「一部の態様」、「一部の実施」、「一実施」、「１つの実施」又は同様の構成は、実施形態、態様又は実施と関連して記載される特定の成分、特徴、構造、方法又は特性が、特許請求される主題の少なくとも１つの実施形態及び／又は実施に含まれることを意味する。したがって、本明細書全体を通した様々な位置における「一実施形態では」又は「１つの実施形態では」又は「一部の実施形態では」（又は「態様」若しくは「実施」）という句の出現は、必ずしもすべてが同じ実施形態及び／又は実施を参照するものであるとは限らない。さらに、特定の特徴、構造、方法又は特性は、任意の好適な方法で１つ又は複数の実施形態又は実施において組み合わせられてもよい。

例示的な：「例示的な」は、本明細書において、「例、実例又は例示として役立つこと」を意味するためにもっぱら使用される。本明細書において「例示的な」と記載される任意の実施形態は、必ずしも他の実施形態よりも好ましい又は有利であるとは解釈されない。
流れ図：例示的な方法は、流れ図又はフローチャートを参照してより良好に認識されうる。説明を簡潔にする目的で、例示の方法が一連のブロックとして示され、記載されるが、異なる実施形態では、一部のブロックは、示され、記載される順序とは異なる順序で及び／又は他のブロックと同時に行なわれてもよいため、方法はブロックの順序によって限定されないことを認識されたい。さらに、すべてよりも少ない例示のブロックが、例示的な方法を実施するために必要でありうる。一部の例では、ブロックは、組み合わせられてもよく、複数の成分に分割されてもよく、追加のブロックが用いられてもよい等である。

てもよい／しうる（ｍａｙ）：「てもよい／しうる（ｍａｙ）」という語は、本出願全体を通して、義務的な意味（すなわち、しなくてはならない）ではなく、寛容的な意味（すなわち、可能性を有する、することができる）で使用される。
動作可能に接続及び／又は連結された：動作可能に接続及び／又は連結されたとは、情報、力、エネルギー又は物質を伝達又は伝導するために直接又は間接的に接続されていることを意味する。
最適化する：「最適な」、「最適化すること」、「最適化する」、「最適性」、「最適化」（並びに、これらの用語及び言語学的に関連する語及び句の派生語及び他の形態）は、本明細書で使用される場合、最良の解決法を見出す又は最良の決定を行うために本発明を必要とするという意味で限定されることは意図されない。実際、数学的に最適な解決法により、すべての数学的に利用可能な可能性のうちの最良のものに達しうるが、最適化手順、方法、モデル及びプロセスの現実の実施形態は、実際に完璧を実現することなくそのような目標に向けて作用しうる。したがって、本開示の利益を受ける当業者は、これらの用語が、本発明の範囲の文脈においてより一般的であることを認識する。この用語は、１）最良の利用可能な解決法、好ましい解決法、又は制約の範囲内で具体的な利益をもたらす解決法でありうる解決法に向けて作用すること；２）連続して改善すること；３）洗練すること；４）対象物について高い点又は最大を探索すること；５）ペナルティ関数を低減するために処理すること；６）１つ又は複数の他の因子を最大化する、最小化する又はそれ以外に制御する上で競合及び／又は協働する目的に照らして、１つ又は複数の因子を最大化するよう模索すること等のうちの１つ又は複数を記載しうる。

ステップの順序：２つ以上のステップ又は動作を含む本明細書で特許請求される任意の方法において、相反することが明らかに示されない限り、方法のステップ又は動作の順序は、方法のステップ又は動作が列挙された順序に必ずしも限定されないことも理解されるべきである。
範囲：濃度、寸法、量及び他の数値データが、本明細書において、範囲の形式で提示されうる。そのような範囲の形式は、単に便利及び簡潔さのために使用され、範囲の限界として明示的に列挙された数値を含むだけでなく、すべての個々の数値又はその範囲内に包含される部分範囲も、各々の数値及び部分範囲が明示的に列挙されているかのように含むと、柔軟に解釈されるべきであることを理解されたい。例えば、約１～約２００の範囲は、明示的に列挙された１及び約２００の限界を含むだけでなく、２、３、４等の個々のサイズ及び１０～５０、２０～１００等の部分範囲も含むと解釈されるべきである。同様に、数値範囲が提供された場合、そのような範囲は、範囲の下限値のみを列挙する請求項の限定及び範囲の上限値のみを列挙する請求項の限定の文字による支持を提供すると解釈されることが理解されるべきである。例えば、１０～１００の開示された数値範囲は、「１０超」（上限を有さない）を列挙する請求項及び「１００未満」（下限を有さない）を列挙する請求項の文字による支持を提供する。

本明細書で使用される場合、「炭化水素」という用語は、それらのみではないとしても主に、元素水素及び炭素を含む有機化合物を指す。炭化水素の例としては、燃料として使用できる又は燃料に改良できる任意の形態の天然ガス、石油、石炭及び瀝青が挙げられる。

記載
本開示の具体的な態様を、例として以下にさらに記載する。以下の例は、本明細書に開示される主題のある特定の形態を実証するが、それらは、その範囲を限定するものではなく、むしろ、完全な記載に寄与するものであると解釈されたい。
本明細書に開示される態様は、フィードガスへの高圧圧縮及び高圧膨張プロセスの添加によって、ＬＮＧの製造のために液化プロセスの前に天然ガスを冷却するためのプロセスを記載する。より具体的には、本発明は、前処理された天然ガス流を、２０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）超、又はより好ましくは３０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超の圧力に圧縮するプロセスを記載する。熱間圧縮ガスは、環境との熱交換によって冷却されて、圧縮された前処理済ガスが形成される。圧縮された前処理済ガスは、３０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満の圧力、又はより好ましくは２０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満の圧力にほぼ等エントロピーで膨張して、冷やされた前処理済ガスが形成されてもよく、冷やされた前処理済ガスの圧力は、圧縮された前処理済ガスの圧力未満である。冷やされた前処理済ガスは、１つ又は複数の液化トレインに向かってもよく、そこでガスはさらに冷却されて、ＬＮＧが形成される。

図１は、米国特許出願公開第２０１７／０１６７７８６号に開示される通りの前冷却プロセスを例示しており、その開示はその全体が参照により本明細書に組み込まれる。前冷却プロセスは、本明細書において、高圧圧縮及び膨張（ＨＰＣＥ）プロセスと呼ばれ、参照番号１００で示されるシステムを使用して実現される。ＨＰＣＥシステム１００は、前処理した天然ガス流１０４を圧縮して中間圧ガス流１０６を形成する第１のコンプレッサー１０２を含みうる。本明細書においてフィードコンプレッサーとも呼ばれうる第１のコンプレッサー１０２は、典型的には、モーター又はガスタービン１０３によって動力供給される。中間圧ガス流１０６は、第１の熱交換器１０８を通って流動してもよく、そこで中間圧ガス流１０６は、環境との間接的熱交換によって冷却されて、冷却された中間圧ガス流１１０が形成される。第１の熱交換器１０８は、空冷熱交換器であっても水冷熱交換器であってもよい。次いで、冷却された中間圧ガス流１１０は、第２のコンプレッサー１１２内で圧縮されて、高圧ガス流１１４が形成されうる。高圧ガス流１１４の圧力は、２０００ｐｓｉ（１３，７９０ｋＰａ）超、又はより好ましくは３０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）超であってもよい。高圧ガス流１１４は、第２の熱交換器１１６を通って流動してもよく、そこで高圧ガス流１１４は、環境との間接的熱交換によって冷却されて、冷却された高圧ガス流１１８が形成される。第２の熱交換器１１６は、空冷熱交換器であっても水冷熱交換器であってもよい。次いで、冷却された高圧ガス流１１８は、エキスパンダー１２０内で膨張して、冷やされた前処理済ガス流１２２が形成されてもよい。冷やされた前処理済ガス流１２２の圧力は、３０００ｐｓｉａ（２０，６８０ｋＰａ）未満、又はより好ましくは２０００ｐｓｉａ（１３，７９０ｋＰａ）未満であってもよく、冷やされた前圧縮ガス流１２２の圧力は、冷却された高圧ガス流１１８の圧力未満である。好ましい態様では、第２のコンプレッサー１１２は、破線１２４によって示される通り、エキスパンダー１２０によって生成される軸動力のみによって駆動されうる。

本開示の態様によると、ＨＰＣＥシステム１００を使用して、天然ガス液化システムのフィード流を圧縮及び冷却してもよい。図２は、この組合せを模式的に図示する。既に記載した通りのＨＰＣＥシステム１００は、冷やされた前処理済ガス流１２２を天然ガス液化システム２１０に送達して、それから液化天然ガス（ＬＮＧ）２１２を製造することが示されている。天然ガス液化システム２１０は、液化プロセスに使用される冷媒流２１６、２１８の加熱／冷却サイクルのためのコンプレッサー２１４に依拠する。ガスタービン２２０は、コンプレッサー２１４に動力を供給する。ガスタービン２２０によって生成された熱２２２は、２２４に模式的に示される、排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）ユニットによって捕捉されうる。公知の原理によると、ＨＲＳＧユニット２２４は、直接又は間接的熱交換を使用して、熱２２２から高圧加熱蒸気の１つ又は複数の流れ２２６、２２８を生成する。流れ２２６はあってもよく、加熱、発電等の様々な方法に使用されうる。流れ２２８は、第１のコンプレッサー１０２を駆動するように構成された蒸気タービン１０２ａに向かう。蒸気タービン１０２ａは、側方抽気あり若しくはなしの復水式蒸気タービン、又は背圧式蒸気タービンであってもよい。そのような構成において、蒸気タービン１０２ａは、プロセス構成、立地、ガス特性及び他の因子に依存してＨＲＳＧユニット２２４によって生成された蒸気の一部又はすべてを消費しうる。例として、メタン及び窒素冷却による液化モジュール、並びにフィードガスを３つすべてのトレインに供給する単一のＨＰＣＥユニットを使用する、トレイン当たり公称３ＭＴＡの容量の３トレイン高温気候ＬＮＧプロジェクトについて、熱エネルギー分布を表１に列挙する。

示される通り、蒸気タービン１０２ａは、ＨＲＳＧユニット２２４によって回収された熱及び生成された蒸気の大部分を使用し、ＨＲＳＧユニットから第１のコンプレッサー１０２を駆動するのに必要な燃料ガスを排除し、また過剰な熱容量２２６を好都合に可能にして、プロセスに熱を供給し、すべてのプロセス加熱の必要性をカバーする、又は電力を生成する。したがって、高価な蒸気発電システムの必要性は最小化又は排除される。さらに、一部のプロセス加熱の必要性は、上記の蒸気タービン１０２ａからの側方抽出蒸気１０２ｂによりもたらされうる。これは、加熱に使用されるすべての蒸気が、軸動力を送達するためにも使用される、及び関連する蒸気真空復水器のサイズがより小型になるという２つの利点を有する。復水式蒸気タービンを使用する代わりに、側方抽気を使用するタービンを含む他のタイプの蒸気タービンを使用してもよく、又はエンドフラッシュガス（ＥＦＧ）コンプレッサー用のものを含む背圧蒸気式蒸気タービンを使用してもよい。

図３は、本開示の態様による液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造するためのシステム及びプロセスを例示している。フィードガス（天然ガス）は、入口ライン３０２を通り、フィードガスを処理して夾雑物を除去する１つ又は複数の前処理モジュール３０４に進入する。前処理モジュールは、フィードガスから水を除去する脱水ユニットを含んでもよい。前処理モジュールは、硫黄化合物、二酸化炭素及び重炭化水素等の他の夾雑物を除去するスクラバー及び／又はフラッシュタンクを含んでもよい。次いで、処理されたガスは、既に記載した通り、前処理モジュール３０４からＨＰＣＥシステム１００に通過する。簡潔さのために、ＨＰＣＥシステム１００の完全な記載は繰り返さない。ＨＰＣＥシステム１００の生産物は、冷やされた前処理済ガス流１２２であり、これは、液化システム３１０に向かう。図３に図示される液化システム３１０は、シングル混合冷媒（ＳＭＲ）液化システムであり、これは、単一の冷凍サブプロセスにおいて天然ガス流を液化する混合冷媒を使用する。シングル混合冷媒液化システムの非限定例は、共同所有の米国特許出願公開第２００７／０２２７１８５号に開示されており、その開示はその全体が参照により本明細書に組み込まれる。液化システム３１０は、それに含まれた２つ以上の熱交換器を有する熱交換器３１２及びＭＣＲ圧縮ユニット３１４を使用する。冷やされた前処理済ガス流１２２は、熱交換器３１２に向かい、そこで、熱交換器３１２内の混合成分冷媒（「ＭＣＲ」）流３１８に対して冷却され、冷やされた流れ３１６として出る。１つの態様では、ＭＣＲ流３１８は、エタン、プロパン及びイソブタンの混合物でありうる。ＭＣＲ流３１８は、約２０ｍｏｌ％～８０ｍｏｌ％の間のエタン、約１０ｍｏｌ％～９０ｍｏｌ％の間のプロパン及び約５ｍｏｌ％～３０ｍｏｌ％の間のイソブタンを含有してもよい。他の成分及びその割合が、ＭＣＲ流３１８に含まれてもよい。

続けて図３において、ＭＣＲ流３１８は、熱交換器３１２に進入する。ＭＣＲ流３１８の少なくとも一部は、熱交換器３１２の第１の熱交換領域から側流３２０として引き出される。側流３２０は、膨張デバイス３２２を使用して第１の圧力に膨張させられ、２相流３２４（すなわち、気相及び液相を有する流れ）が生成される。この第１の圧力は、最低８００ｋＰａ、又は１，２００ｋＰａ、又は１，５００ｋＰａ～最高１，９００ｋＰａ、又は２，２００ｋＰａ、又は２，６００ｋＰａの範囲であってもよい。したがって、２相流３２４の温度は、最低０℃、又は３℃、又は４℃～最高６℃、又は１０℃、又は１５℃の範囲である。好ましくは、側流３２０は、１，６００ｋＰａ～１，８００ｋＰａの圧力及び４℃～６℃の温度に膨張する。

次いで、２相流３２４は、セパレーター３２６内で分離されて、蒸気流３２８及び液体流３３０が生成される。好ましくは、２相流３２４は、フラッシュ分離に供される。蒸気流３２８は、熱交換器３１２をバイパスし、圧縮ユニット３１４に直接送られる。冷媒流が熱交換領域の周りをバイパスして圧縮ユニットへ向かうことにより、２相冷媒の使用に伴う問題が排除される。圧力が低減され、したがって冷却された後、液体流３３０は、熱交換器３１２に戻り、そこで、熱交換器内での熱交換に起因して完全に蒸発又は部分的に蒸発する。この完全に蒸発又は部分的に蒸発した流れは、少なくとも８５質量％、又は少なくとも９０質量％、又は少なくとも９９質量％の蒸気分率を有してもよく、残部は液相画分である流れ３３２として熱交換器３１２を出る。或いは、流れ３３２は、液相を有さない（すなわち完全に蒸発した）蒸気流である。流れ３３２は、セパレーター３２６からの蒸気流３２８と合わせられて、圧縮ユニット３１４に流動するリサイクル流３３４を形成しうる。

ＭＣＲ流３１８の少なくとも別の部分は、熱交換器３１２の第２の熱交換領域から側流３３６として引き出される。側流３３６は、膨張デバイス３３８を使用して第２の圧力に膨張させられ、気相及び液相を有する流れ３４０が生成される。この第２の圧力は、最低２５０ｋＰａ、又は４００ｋＰａ、又は５００ｋＰａ～最高６００ｋＰａ、又は７００ｋＰａ、又は８５０ｋＰａの範囲であってもよい。したがって、流れ３４０の温度は、最低－６０℃、又は－５０℃、又は－４０℃～最高－３０℃、又は－２０℃、又は－１０℃の範囲である。好ましくは、側流３３６は、５５０ｋＰａ～５７０ｋＰａの圧力及び－３５℃～－４５℃の温度に膨張する。次いで、流れ３４０は、セパレーター３４２内で分離されて、蒸気流３４４及び液体流３４６が生成される。好ましくは、流れ３４０は、フラッシュ分離に供される。蒸気流３４４は、熱交換器３１２をバイパスし、圧縮ユニット３１４に直接送られる。圧力が低減され、したがって冷却された液体流３４６は、熱交換器３１２に戻り、そこで、そこでの熱交換に起因して完全に蒸発又は部分的に蒸発する。この完全に蒸発又は部分的に蒸発した流れは、少なくとも８５質量％、又は少なくとも９０質量％、又は少なくとも９９質量％の蒸気分率を有してもよく、残部は液相画分である流れ３４８として熱交換器３１２を出る。流れ３４８は、蒸気流３４４と合わせられて、圧縮ユニット３１４に流動するリサイクル流３５０を形成しうる。

ＭＣＲ流３１８のなお別の部分は、熱交換器３１２の第３の熱交換領域から側流３５２として引き出される。側流３５２は、膨張デバイス３５４を使用して第３の圧力に膨張させられ、気相及び液相を有する膨張した流れ３５６が生成される。１つ又は複数の具体的な実施形態では、この第３の圧力は、最低８０ｋＰａ、又は１２０ｋＰａ、又は１５０ｋＰａ～最高１８０ｋＰａ、又は２００ｋＰａ、又は２５０ｋＰａの範囲である。したがって、膨張した流れ３５６の温度は、最低－１１０℃、又は－９０℃、又は－８０℃～最高－６０℃、又は－５０℃、又は－３０℃の範囲である。好ましくは、側流３５２は、１６０ｋＰａ～１８０ｋＰａの圧力及び－６５℃～－７５℃の温度に膨張する。

次いで、２相流３５６は、セパレーター３５８内で分離されて、フラッシュ蒸気流３６０及び飽和液体流３６２が生成される。好ましくは、２相流３５６は、フラッシュ分離に供される。蒸気流３６０は、熱交換器３１２をバイパスし、圧縮ユニット３１４に直接送られる。圧力が低減され、したがって冷却された飽和液体流３６２は、熱交換器３１２に戻り、そこで、熱交換器３１２内での熱交換に起因して完全に蒸発又は部分的に蒸発する。この完全に蒸発又は部分的に蒸発した冷媒は、流れ３６４として熱交換器３１２を出る。１つ又は複数の具体的な実施形態では、流れ３６４は、少なくとも８５質量％、又は少なくとも９０質量％、又は少なくとも９９質量％の蒸気分率を有し、残部は液相画分である。流れ３６４は、セパレーター３５８からの蒸気流３６４と合わせられて、圧縮ユニット３１４に流動するリサイクル流３６６を形成しうる。

本開示の態様によると、膨張デバイス３２２、３３８、３５４のうちの１つ又は複数は、任意の減圧デバイスであってもよい。例示的な膨張デバイスとしては、これらに限定されないが、バルブ、制御バルブ、Ｊｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｐｓｏｎバルブ、Ｖｅｎｔｕｒｉデバイス、液体エキスパンダー、水力タービン等が挙げられる。膨張デバイスは、自動作動膨張バルブ又はＪｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｐｓｏｎ式バルブであってもよい。

上記の通り、蒸気流３２８、３４４、３６０は、熱交換器３１２をバイパスし、圧縮ユニット３１４に直接送られる。このバイパス構成により、２相冷媒に関する分布問題が回避される。さらに、熱交換領域を出る２相の部分的に蒸発した冷媒は、熱交換領域内での機械的応力を低減させるように構成されている。機械的応力は、液相が占める容積及び気相が占める容積間での急速な温度転移の産物である。液体又は２相流体部分の容積から蒸気部分の容積への温度転移は、起動、シャットダウン又はアップセット中の応力破壊につながることがあり、又は交換器の疲労破壊につながることがある。したがって、冷媒流動条件を構成することにより、急速な温度勾配によって引き起こされた機械的応力の固有効果なしに冷媒液体流３３０、３４６及び３６２の不完全な蒸発が可能になる。冷媒が完全に蒸発したシステムから冷媒が部分的に蒸発したシステムに転移するために、流速を増加させてもよく、蒸発圧力を変化させてもよく、冷媒組成物は、より高い沸点を有するより多くの成分を含むように変化させてもよく、又はこれらの設計パラメーターのうちの任意のものの組合せであってもよい。

ＭＣＲ圧縮ユニット３１４は、単一の圧縮段階を含んでもよく、又は好ましくは、異なる圧力レベルで操作することが可能な複数の圧縮段階を含む。好ましくは、各圧縮段階の吸引は、リサイクル流３３４、３５０、３６６の圧力レベルに対応する。本開示の態様によると、第１の圧縮段階は、吸引ノックアウト容器３６７及びコンプレッサー３６８を含む。第２の圧縮段階は、吸引ノックアウト容器３６９、コンプレッサー３７０及び排出冷却器又は復水器３７１を含む。第３の圧縮段階は、吸引ノックアウト容器３７２、コンプレッサー３７３及び排出冷却器３７４を含む。少なくとも１つの具体的な実施形態では、圧縮ユニット３１４は、最終冷却器又は復水器３７５をさらに含む。

冷却器３７１、３７４及び３７５は、本明細書に記載されるプロセス条件に好適な任意のタイプの熱交換器であってもよい。例示的な熱交換器としては、これらに限定されないが、シェルアンドチューブ式熱交換器、コアインケトル交換器及びロウ付けアルミニウムプレートフィン熱交換器が挙げられる。プラント冷却水又は空気を伝熱媒体として使用して、冷却器内のプロセス流体を冷却してもよい。バイパスされたフラッシュ蒸気流３２８、３４４、３６０は、熱交換器３１２を出る少なくとも部分的に蒸発した冷媒流３３２、３４８、３６４を冷却しうる。そのため、圧縮ユニット３１４への吸引にリサイクルする、合わせた流れ３３４、３５０、３６６は、温度が低下し、それによって、排出冷却器３７１、３７４及び３７５のデューティ要件が低減する。

圧縮ユニットをより詳細に参照すると、流れ３７６は、吸引ノックアウト容器３６７を出、コンプレッサー３６８によって圧縮される。コンプレッサー３６８の生産流３７７は、最低２００ｋＰａ、又は３００ｋＰａ、又は４００ｋＰａ～最高６００ｋＰａ、又は７００ｋＰａ、又は８００ｋＰａの範囲の圧力を有してもよい。生産流３７７の温度は、最低５℃、又は１０℃、又は１５℃～最高２０℃、又は２５℃、又は３０℃の範囲である。生産流３７７は、吸引ノックアウトドラム３６９、次いで、コンプレッサー３７０に向かい、これは、第２の圧縮段階の一部を形成する。生産流３７８は、コンプレッサー３７０を出、排出冷却器３７１内で冷却されて、流れ３８０が生成される。生産流３７８の圧力は、最低８００ｋＰａ、又は１，２００ｋＰａ、又は１，４００ｋＰａ～最高１，８００ｋＰａ、又は２，０００ｋＰａ、又は２，５００ｋＰａの範囲であってもよい。流れ３８０の温度は、最低１５℃、又は２５℃、又は３５℃～最高４０℃、又は４５℃、又は５５℃の範囲である。流れ３８０は、吸引ノックアウトドラム３７２、次いで、コンプレッサー３７３に向かい、これは、第３の圧縮段階の一部を形成する。生産流３８１は、コンプレッサー３７３を出、排出冷却器３７４内で冷却されて、流れ３８２が生成される。生産流３８１の圧力は、最低１，６００ｋＰａ、又は２，４００ｋＰａ、又は２，９００ｋＰａ～最高３，５００ｋＰａ、又は４，０００ｋＰａ、又は５，０００ｋＰａの範囲である。生産流３８１の温度は、最低４０℃、又は５０℃、又は６０℃～最高１００℃、又は１２０℃、又は１５０℃の範囲である。１つ又は複数の具体的な実施形態では、流れ３８２の温度は、最低０℃、又は１１０℃、又は２０℃～最高４０℃、又は５０℃、又は６０℃の範囲である。流れ３８２は、復水器３７５に流動して、流れ３８３が生成される。流れ３８３の温度は、最低０℃、又は１０℃、又は２０℃～最高４０℃、又は４５℃、又は５５℃の範囲である。流れ３８３は、サージ容器３８４に流動して、高圧液体冷媒がＭＣＲ流３１８として熱交換器３１２に進入する際の操作性の検討のための滞留時間を提供する。

コンプレッサー３６８、３７０及び３７３は、別のコンプレッサーとして示されているが、単一のコンプレッサーの圧縮段階を表しうる。任意の事象において、コンプレッサー３６８、３７０及び３７３のうちの１つ又は複数は、１つ又は複数のタービンによって動力供給されうる。例示的な方法が図３に図示されており、ここでは単一のシャフト３８５がコンプレッサーをガスタービン３８６に接続している。ガスタービン３８６によって生成された熱３８７は、ＨＲＳＧユニット３９０によって捕捉されうる。ＨＲＳＧユニット３９０は、直接又は間接的熱交換を使用して、熱３８７からの高圧加熱蒸気の１つ又は複数の流れ３９２、３９４を生成する。流れ３９２は、加熱、発電等の様々な方法に使用されうる。流れ３９４は、第１のコンプレッサー１０２を駆動するように構成された蒸気タービン１０２ａに向かう。蒸気タービン１０２ａは、復水式蒸気タービン又は本明細書で議論される通りの別のタイプの蒸気タービンであってもよい。蒸気タービン１０２ａは、ＨＲＳＧユニット３９０によって生成された蒸気の大部分を使用し、ＨＲＳＧユニットから第１のコンプレッサー１０２を駆動するのに必要な燃料ガスを排除し、また過剰な熱容量３９２を好都合に可能にして、プロセスに熱を供給し、ほぼ完璧なエネルギーバランスが達成される。さらに、一部のプロセス加熱の必要性は、蒸気タービン１０２ａからの側方抽出蒸気１０２ｂによりもたらされうる。

図４は、本開示の他の態様による液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造するためのシステム及びプロセスを例示している。フィードガス（天然ガス）は、入口ライン４０２を通り、フィードガスを処理して夾雑物を除去する１つ又は複数の前処理モジュール４０４に進入する。前処理モジュールは、フィードガスから水を除去する脱水ユニットを含んでもよい。前処理モジュールは、硫黄化合物、二酸化炭素及び重炭化水素等の他の夾雑物を除去するスクラバー及び／又はフラッシュタンクを含んでもよい。次いで、処理されたガスは、既に記載した通り、前処理モジュール４０４からＨＰＣＥシステム１００に通過する。簡潔さのために、ＨＰＣＥシステム１００の完全な記載は繰り返さない。ＨＰＣＥシステム１００の生産物は、冷やされた前処理済ガス流４２２であり、これは、液化システム４１０に向かう。図４に図示される液化システム４１０は、冷やされた前処理済ガス流を液化する熱交換器４１２の２つの冷凍サブプロセス（ここでは２つの別の混合冷媒サイクルとして示される）を用いるデュアル混合冷媒液化システムである。温混合冷媒サイクル４１４中を循環する温混合冷媒は、冷やされた前処理済ガス流を、－５０°Ｆ～－１５０°Ｆの間（－４５℃～－１０１℃の間）でありうる第１のより低い温度に冷やし、実際の温度は、プロセス最適化変数である。冷混合冷媒サイクル４１６中を循環する冷混合冷媒は、冷やされた前処理済ガス流を最終の極低温にさらに冷却する。次いで、得られた極低温流体４１８は、好ましくは低温タービン４２０によって圧力が低減され、ＬＮＧ貯蔵タンク４２４に保存される又は必要に応じて輸送される。

温混合冷媒は、主にエタンと、少量のプロパン及びイソブタンとで構成されていてもよい。温混合冷媒は、４１１において熱交換器４１２に進入し、複数の部分４１２ａ、４１２ｂ、４１２ｃに分割される。各部分は、冷やされた前処理済ガス流を冷却し、熱交換器を出、バルブ４２６ａ、４２６ｂ、４２６ｃによって圧力が低減され、熱交換器に再進入して、冷やされた前処理済ガス流をさらに冷却し、熱交換器を出て、それぞれノックアウト容器４２８ａ、４２８ｂ、４２８ｃに向かう。ノックアウト容器４２８ｂ及び４２８ｃの生産物は、利用可能な周囲冷却媒体に対して生産物を完全に凝縮するのに十分な圧力への第１のコンプレッサー４３０の第１の２つの段階に向かう。第１のコンプレッサーの第１の２つの段階の合わせた生産物は、周囲冷却器４３２で冷却され、ノックアウト容器４２８ａに向かう。ノックアウト容器４２８ａの生産物は、第１のコンプレッサーの第３の段階４３４に向かい、これは、コンプレッサー４３０とは別であり、共通シャフト４３６によってコンプレッサー４３０に接続されたものとして模式的に図示されている。第３の段階４３４の生産物は、周囲冷却器４３８で冷却され、熱交換器に流れ４１１を供給するサージドラム４４０に送られ、それによって、温混合冷媒サイクル４１４が完了する。

冷混合冷媒は、主にメタンと、少量のエタン、窒素及びプロパンとで構成されていてもよい。４２５において熱交換器に進入し、そこで単一の圧力レベルで蒸発される冷混合冷媒の冷凍デューティを使用して、冷やされた前処理済ガス流４２２を超低温に冷却する。熱交換器４１２を出る冷混合冷媒は、ノックアウトドラム４４４で収集され、低温エキスパンダー４４６で膨張し、その後、熱交換器４１２に再進入する。２度目に熱交換器を出た冷混合冷媒は、ノックアウト容器４４８に進入し、次いで、第２のコンプレッサー４５０において２段階で、熱交換器中の温混合冷媒に対してそれを完全に凝縮するのに十分な圧力に圧縮される。第２のコンプレッサーからの冷混合冷媒は、周囲冷却器４６０、４６２において冷却された後、熱交換器の入口４２５に向かい、それによって、冷混合冷媒サイクル４１６が完了する。

第１及び第２のコンプレッサー４３０、４５０は、それぞれ第１及び第２のガスタービン４６６、４６８によって駆動される。ガスタービンのうちの１つ又は複数によって生成された熱４７０、４７２は、ＨＲＳＧユニット４７２によって捕捉されうる。ＨＲＳＧユニット４７２は、直接又は間接的熱交換を使用して、熱４７０及び／又は４７２の高圧加熱蒸気の１つ又は複数の流れ４７４、４７６を生成する。流れ４７４は、加熱、発電等の様々な方法に使用されうる。流れ４７６は、第１のコンプレッサー１０２を駆動するように構成された蒸気タービン１０２ａに向かう。蒸気タービン１０２ａは、復水式蒸気タービン又は本明細書で議論される通りの他のタイプの蒸気タービンであってもよい。蒸気タービン１０２ａは、ＨＲＳＧユニット４７２によって生成された蒸気の大部分を使用し、ＨＲＳＧユニットから第１のコンプレッサー１０２を駆動するのに必要な燃料ガスを排除し、また過剰な熱容量４７４を好都合に可能にして、プロセスに熱を供給し、ほぼ完璧なエネルギーバランスが達成される。さらに、プロセス加熱の必要性は、蒸気タービン１０２ａからの側方抽出蒸気１０２ｂによりもたらされうる。

本開示の態様は、図３に示される通りのシングル混合冷媒液化プロセス、高圧エキスパンダー液化プロセス及び図４に示されるもの等のデュアル混合冷媒液化プロセスを含む様々な液化プロセスに適用できる。
図２、図３及び／又は図４に示される通りの本開示の態様の組み合わせた液化及びＨＲＳＧ能は、ＬＮＧトレインを含んでもよく、これは、ＬＮＧ製造を最大にするために類似のＬＮＧトレインと、直列又は並列のいずれかで組み合わせられてもよい。そのような組合せは、図５に示されており、ここではＬＮＧプラント５００の模式図が示されている。ＬＮＧプラント５００は、少なくとも２つのＬＮＧトレインを含み、図５では、第１、第２及び第３のＬＮＧトレイン５０２、５０４、５０６が示されている。ＬＮＧトレインは、フィード流、冷媒、冷やされた若しくは凝縮されたＬＮＧ流又は他のプロセス流を圧縮するための１つ又は複数のコンプレッサーを含む任意のタイプの液化プロセスを使用してもよい。ＬＮＧトレインは、ＬＮＧ流５０８を生成する。ＬＮＧプラント５００は、ＬＮＧフィード流５１０から不純物を除去する前処理機器５１２を含む。前処理機器は、フィード流から水分又は水蒸気を除去する脱水機を含んでもよい。前処理機器はまた、硫黄化合物、二酸化炭素、重炭化水素等の他の不純物を除去するための１つ又は複数のセパレーター又はスクラブ塔を含んでもよい。得られた前処理されたフィードガス蒸気５１４は、既に本明細書で記載したＨＰＣＥモジュールと同じであるＨＰＣＥモジュール５１６に向かう。ＨＰＣＥモジュール５１６は、冷やされた前処理済ガス流を第１、第２及び第３のＬＮＧトレイン５０２、５０４、５０６に供給するのに十分なサイズである。各ＬＮＧトレインに含まれるＨＲＳＧモジュール５２０、５２２、５２４は、既に記載した通り、ＨＰＣＥモジュール５１６の蒸気コンプレッサーに動力供給する蒸気タービンのための加熱蒸気５２６の合わせた流れを生成する。

本開示の別の態様では、ＨＲＳＧユニットの使用は、冷媒サイクルのうちの１つ又は複数と統合されてもよい。例えば、ＨＲＳＧユニットから生成された蒸気は、温混合冷媒コンプレッサー及び／又はフロントエンド補助コンプレッサーを直接駆動するために使用されてもよい。次いで、ＨＲＳＧユニットから利用可能な（蒸気の形態の）動力量に応じて、１つの冷媒サイクルと関連するコンプレッサーの圧縮負荷は、別の冷媒サイクルと関連するコンプレッサーの圧縮負荷に関して調節されてもよい。図６は、そのような統合の例を模式的に図示している。ガス流６０２は、天然ガス液化システム６０４によって液化されて、それからＬＮＧ６０６が製造される。図４の液化システム４１０と同様に、液化システム６０４は、第１及び第２の冷媒ループ６０８、６１０を有する。冷媒ループの各々は、液化プロセスに使用されるそれぞれの冷媒流６１２、６１４、６１６、６１８の加熱／冷却サイクルのためのコンプレッサー６０８ａ、６１０ａを含み、それらに依拠する。ガスタービン６０８ｂは、第１の冷媒ループ６０８のコンプレッサー６０８ａに動力供給し、蒸気タービン６１０ｂは、第２の冷媒ループ６１０のコンプレッサー６１０ｂに動力供給する。ガスタービン６０８ｂによって生成された熱６２０は、ＨＲＳＧユニット６２２によって捕捉されえ、ＨＲＳＧユニット６２２によって生成された蒸気６２４は、蒸気タービン６１０ｂに動力供給するために使用されうる。コンプレッサー６０８ａ（これは温混合冷媒コンプレッサーであってもよい）とコンプレッサー６１０ａ（これは冷混合冷媒コンプレッサーであってもよい）の間の圧縮負荷は、必要に応じて、ＨＲＳＧにおいて生成される蒸気から利用可能な動力を占めるようにシフトしてもよい。追加の蒸気６２６は、図６に示される液化プロセス内又は外の他のプロセスに使用されうる。さらに、本開示の態様は、より小型のドライバーの使用又はより大型のトレインの設計を可能にしえ、潜在的に、蒸気からの動力生成システムの必要性を排除しうる。図７は、第１の冷媒ループ７０８のガスタービン７０８ｂによって生成された熱７３２が、ＨＲＳＧユニット７２２において蒸気を生成するために使用されうる本開示の別の態様を図示している。燃焼加熱器等の他の熱源からの熱７３０もまた、ＨＲＳＧユニット７２２を使用して蒸気７３５を生成するために使用されてもよく、それによって、第２の冷媒ループ７１０の蒸気タービン７１０ｂに動力供給するのに必要な蒸気の供給のバランスが補助される。

図６の構成は図８により詳細に示されており、これは、本開示の態様によるＬＮＧを製造するためのデュアル混合冷媒システム８００の模式図である。システム８００は、図４に示されるシステム及びプロセスと同様であるが、図４のＨＰＣＥシステム１００を含まない。システム８００は、温混合冷媒を圧縮する役割を担うコンプレッサー８３０に動力供給するガスタービン８６６を含む。システム８００はまた、冷混合冷媒を圧縮する役割を担うコンプレッサー８５０に動力供給する蒸気タービン８６８を含む。蒸気タービン８６６によって生成された熱８７０は、ＨＲＳＧユニット８７２において蒸気８７６を生成するために使用され、蒸気８７６は、蒸気タービン８６８に動力供給するために使用される。追加の蒸気８７７が、蒸気８７６に補充されてもよい。

図９は、本開示の態様による液化のための、高圧エキスパンダープロセス（ＨＰＸＰプロセス）９００及びＨＲＳＧユニット９１０と組み合わせたＨＰＣＥシステム９０１の例示であり、これは、共同所有の米国特許出願公開第２０２０／００６４０６１号により完全に記載されており、その開示はその全体が参照により本明細書に組み込まれる。ＨＰＸＰプロセス９００は、外部冷媒の必要性を排除し、効率性を改善するために、一次冷却ループ９３０内で高圧を使用する。ＨＰＸＰプロセス９００は、他のエキスパンダーサイクルとは区別される方法で高圧エキスパンダーを用いる。フィードガス流の一部は抽出され、フィードガス流をその臨界温度未満に冷却するためにオープンループ又はクローズループ冷凍サイクル（示される通り）のいずれかにおいて冷媒として使用されてもよい。或いは、ＬＮＧボイルオフガスの一部は、抽出され、フィードガス流をその臨界温度未満に冷却するためにクローズループ冷凍サイクルにおいて冷媒として使用されてもよい。この冷凍サイクルは、一次冷却ループ９３０と呼ばれる。一次冷却ループの後に、フィードガスをさらに冷却するように作用する過冷却ループ９３２が続く。一次冷却ループ内で、冷媒は、１０．３ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）超の圧力、又はより好ましくはおよそ２０．７ＭＰａ（３，０００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮される。次いで、冷媒は、周囲冷却媒体（空気又は水）に対して冷却された後、ほぼ等エントロピーで膨張して、フィードガスを液化するのに必要な冷冷媒をもたらす。

先の態様と同様に、天然ガス流は、存在する場合、水、重炭化水素及びサワーガス等の不純物を除去するように処理されて、液化に好適な処理された天然ガス流９０２が生成されてもよい。処理された天然ガス流９０２は、既に本明細書で記載した通り、ＨＰＣＥプロセス９０１に向かってもよい。ＨＰＣＥプロセスは、冷やされた前処理済ガス流９２６を提供し、これは、ＨＰＸＰプロセス９００に向かう。エキスパンダーループ９３０において、圧縮ユニット９３４は、冷媒流９３６（これはガス流で処理されてもよい）を、約１０．３ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）以上の圧力に圧縮し、したがって、圧縮された冷媒流９３８がもたらされる。或いは、冷媒流９３６は、約１１．０ＭＰａ（１，６００ｐｓｉａ）以上、又は約１１．７ＭＰａ（１，７００ｐｓｉａ）以上、又は約１２．４ＭＰａ（１，８００ｐｓｉａ）以上、又は約１３．１ＭＰａ（１，９００ｐｓｉａ）以上、又は約１３．８ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）以上、又は約１７．２ＭＰａ（２，５００ｐｓｉａ）以上、又は約２０．７ＭＰａ（３，０００ｐｓｉａ）以上の圧力に圧縮されてもよく、したがって、圧縮冷媒流９３８がもたらされる。圧縮ユニット９３４は、ガスタービン９３４ａ（これは他の態様において蒸気タービンを含んでもよい）によって動力供給されたコンプレッサーを含んでもよい。圧縮ユニット９３４を出た後、圧縮された冷媒流９３８は、冷却器９４０を通過し、そこで、好適な冷却流体との間接的熱交換によって冷却されて、圧縮され冷却された冷媒流９４２がもたらされる。冷却器９４０は、水又は空気を冷却流体としてもたらすタイプのものであってもよいが、任意のタイプの冷却器を使用できる。冷却され圧縮された冷媒流９４２の温度は、周囲条件及び使用した冷却媒体によって決まり、典型的には、約１．７℃（３５°Ｆ）～約４０．６℃（１０５°Ｆ）である。次いで、圧縮され冷却された冷媒流９４２は、エキスパンダー９４４を通過し、そこで、膨張し、その結果冷却されて、膨張した冷媒流９４６が形成される。エキスパンダー９４４は、ガスエキスパンダー等の仕事膨張デバイスであり、仕事を生成し、これを抽出して圧縮に使用することができる。膨張した冷媒流９４６は、第１の熱交換器９４８を通過し、第１の熱交換器９４８の冷凍デューティの少なくとも一部をもたらす。第１の熱交換器９４８を出ると、膨張した冷媒流９４６は、加圧のための圧縮ユニット９５０に供給されて冷媒流９３６が形成される。圧縮ユニット９５０は、蒸気タービン又はガスタービン９５０ａによって動力供給されたコンプレッサーを含んでもよい。或いは、圧縮ユニット９５０のコンプレッサーは、エキスパンダー９４４によって動力供給されてもよい。

冷やされた前処理済ガス流９２６は、第１の熱交換器９４８を通って流動し、そこで、少なくとも一部には、膨張した冷媒流９４６との間接的熱交換によって冷却される。第１の熱交換器９４８を出た後、冷やされた前処理済ガス流９２６は、第２の熱交換器９５２を通過する。第２の熱交換器９５２の基本機能は、冷やされた前処理済ガス流を過冷却することである。したがって、第２の熱交換器９５２において、冷やされた前処理済ガス流９２６は、過冷却ループ９３２（下記に記載する）によって過冷却されて、過冷却流９５４が生成される。次いで、過冷却蒸気９５４は、エキスパンダー９５６において膨張して圧力が低下して、液体画分及び残部の蒸気画分が形成する。エキスパンダー９５６は、これらに限定されないが、バルブ、制御バルブ、Ｊｏｕｌｅ Ｔｈｏｍｐｓｏｎバルブ、Ｖｅｎｔｕｒｉデバイス、液体エキスパンダー、水力タービン等を含む任意の減圧デバイスであってもよい。今やより低圧で部分的に液化された過冷却流９５４は、サージタンク９５８を通過し、そこでその液化画分９６０は、沸点圧に対応する温度を有するＬＮＧ流９６２としてプロセスから引き出される。残部の蒸気画分（フラッシュ蒸気）流９６４は、コンプレッサーユニットに動力供給する燃料として使用されてもよい。

過冷却ループ９３２において、膨張した過冷却冷媒流９６６（好ましくは窒素を含む）は、エキスパンダー９６８から排出され、第２及び第１の熱交換器９４８、９５２を通して引き出される。次いで、膨張した過冷却冷媒流９６６は、圧縮ユニット９７０に送られ、そこで、より高圧に再圧縮され、加温される。圧縮ユニット９７０は、蒸気タービン又はガスタービン９７０ａによって動力供給されたコンプレッサーを含んでもよい。圧縮ユニット９７０を出た後、再圧縮された過冷却冷媒流９７２は、冷却器９４０と同じタイプでありうる冷却器９７４において冷却されるが、任意のタイプの冷却器を使用してもよい。冷却後、再圧縮された過冷却冷媒流は第１の熱交換器９４８を通過し、そこで、膨張した冷媒流９４６及び膨張した過冷却冷媒流９６６との間接的熱交換によってさらに冷却される。第１の熱交換器９４８を出た後、再圧縮及び冷却された過冷却冷媒流は、エキスパンダー９６８を通って膨張して、冷却流がもたらされ、これは次いで、第２の熱交換器９５２を通過して、フィードガス流の一部を過冷却して最終的に膨張させて、ＬＮＧが製造される。

本開示の態様によると、ＨＲＳＧユニット９１０は、タービン９３４ａ、９５０ａ、９７０ａ（これらはガスタービンである）の任意のものからの熱を、蒸気駆動タービン（又はそれぞれＨＰＣＥ システム ９０１において、それらが蒸気駆動タービンである場合コンプレッサー９０３、９１２を駆動するタービン９０３ａ、９１２ａ）であるタービン９３４ａ、９５０ａ、９７０ａのうちの任意のものに動力供給するために使用されうる蒸気に変換しうる。タービン９３４ａ及び９５０ａからの熱９７６のみがタービン９０３ａにおける使用のために蒸気９７８に変換される、図９に図示される構成は、熱源及び蒸気の行先の単なる例である。図９のシステムにおける熱源及び蒸気の行先の他の組合せが可能であり、本開示の範囲内である。

図９は、ＨＰＸＰプロセスで使用される本開示の態様を図示している。本開示はまた、他の冷凍サブプロセスを用いる液化プロセス、例えば共同所有の米国特許出願公開第２０１７／０１６７７８６号に開示されているフィードガスエキスパンダーに基づくＬＮＧ液化で使用されてもよく、その開示はその全体が参照により本明細書に組み込まれる。

図１０は、本開示の態様による天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法１０００を示すフローチャートである。ブロック１００２において、天然ガス流は、天然ガスの供給源から８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力で供給される。ブロック１００４において、天然ガス流は、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して、少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮される。ブロック１００６において、天然ガス流は、第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間で冷却され、その結果、第２のコンプレッサーは冷却された圧縮天然ガス流を生成する。ブロック１００８において、冷却された圧縮天然ガス流は、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する、又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを使用する液化プロセスにおいて液化される。ブロック１０１０において、排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、冷媒コンプレッサーの動力源から熱が回収され、回収された熱から加圧蒸気の流れが生成される。ブロック１０１２において、第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方は、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

図１１は、本開示の態様による液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法１１００を示すフローチャートである。ブロック１１０２において、天然ガス流が提供される。ブロック１１０４において、天然ガス流は、液化プロセスにおいて液化される。液化プロセスは、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮する。ブロック１１０６において、第１のコンプレッサーは、ガスタービンにより動力供給され、第２のコンプレッサーは、蒸気タービンにより動力供給される。ブロック１１０８において、排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、ガスタービンからの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れが生成される。ブロック１１１０において、蒸気タービンは、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される。

本開示によるシステム及び方法のさらなる例示的な非排他的な例が、以下の番号付きの項目において提示される。以下の番号付きの項目を含む本明細書で列挙された方法の個々のステップは、加えて又は代わりに、列挙された動作を実施「するためのステップ」と呼ばれてもよいことが本開示の範囲内である。

１． 液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法であって、
天然ガスの供給源から８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力で天然ガス流を供給するステップ；
天然ガス流を少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮するステップであり、圧縮が、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して実施される、ステップ；
第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間で天然ガス流を冷却し、その結果、第２のコンプレッサーが、冷却された圧縮天然ガス流を生成するステップ；
冷却された圧縮天然ガス流を液化プロセスにおいて液化するステップであり、液化プロセスが、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する、又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを使用する、ステップ；
排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、冷媒コンプレッサーの動力源からの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するステップ；並びに
加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して、第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方に動力供給するステップ
を含む、方法。

２． 圧縮された天然ガス流を冷却するステップが、圧縮された天然ガス流を、環境と熱交換する少なくとも１つの熱交換器において冷却することを含む、項目１に記載の方法。
３． 液化プロセスが、第１及び第２の冷凍サブプロセスの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのうちの１つのためのコンプレッサーである、項目２に記載の方法。
４． 第２の冷凍サブプロセスの圧縮をもたらす第４のコンプレッサーをさらに含み、ＨＲＳＧシステムが、第４のコンプレッサーの動力源によって生成された熱を回収して、加圧蒸気の流れをさらに生成する、項目３に記載の方法。

５． 液化プロセスが、冷凍サブプロセスサイクルを使用して天然ガス流を液化するシングル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのためのコンプレッサーである、項目１に記載の方法。
６． 液化プロセスが、冷却サイクル及び過冷却サイクルによる高圧膨張プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷却サイクル又は過冷却サイクルのためのコンプレッサーである、項目１に記載の方法。
７． 第１及び第２のコンプレッサーが、天然ガス流を、２０．６８ＭＰａ（３，０００ｐｓｉａ）超の圧力に圧縮する、項目１～６のいずれか１つに記載の方法。
８． 天然ガスエキスパンダーが、冷却された圧縮天然ガス流を１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満の圧力に膨張させる仕事生成エキスパンダーである、項目１～７のいずれか１つに記載の方法。
９． 液化するステップの前に、少なくとも１つの仕事生成天然ガスエキスパンダーにおいて、冷却された圧縮天然ガス流を、１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満且つ天然ガス流が圧縮された圧力以下である圧力に膨張させるステップ
をさらに含む、項目１～８のいずれか１つに記載の方法。

１０． 天然ガスエキスパンダーが、第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに機械的に連結されている、項目９に記載の方法。
１１． 加圧蒸気の流れが、第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに動力供給する蒸気タービンに向かう、項目１～１０のいずれか１つに記載の方法。
１２． 蒸気タービンが、
側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
背圧式蒸気タービン
のうちの一方である、項目１１に記載の方法。
１３． 液化プロセスが、２つ以上の液化モジュールを含み、２つ以上の液化モジュールの各々が、それと関連するＨＲＳＧシステムを有し、第１のコンプレッサーが、２つ以上の液化モジュールと関連するＨＲＳＧシステムによって生成された加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、項目１～１２のいずれか１つに記載の方法。
１４． 天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造するためのシステムであって、
天然ガス流を８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力から少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮するように構成された第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサー；
第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間に配置された熱交換器であり、天然ガス流を冷却し、その結果、第２のコンプレッサーが冷却された圧縮天然ガス流を生成するように構成された、熱交換器；
冷却された圧縮天然ガス流を液化するように構成された液化プロセスであり、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを含み、冷媒コンプレッサーが、動力源によって動力供給される、液化プロセス；並びに
冷媒コンプレッサーの動力源からの熱を回収し、それによって、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するように構成された排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システム
を含み、
第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方が、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、システム。

１５． 熱交換器が、圧縮された天然ガス流を、環境と熱を交換することによって冷却するように構成されている、項目１４に記載のシステム。
１６． 液化プロセスが、第１及び第２の冷凍サブプロセスの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのうちの１つのためのコンプレッサーである、項目１５に記載のシステム。
１７． 第２の冷凍サイクルのための圧縮をもたらす第４のコンプレッサーをさらに含み、ＨＲＳＧシステムが、第４のコンプレッサーの動力源によって生成された熱を回収して、加圧蒸気の流れをさらに生成するように構成されている、項目１６に記載のシステム。
１８． 液化プロセスが、冷凍サブプロセスサイクルを使用して天然ガス流を液化するシングル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのためのコンプレッサーである、項目１４に記載のシステム。

１９． 液化プロセスが、冷却サイクル及び過冷却サイクルによる高圧膨張プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷却サイクル又は過冷却サイクルのためのコンプレッサーである、項目１４に記載のシステム。
２０． 第１及び第２のコンプレッサーが、天然ガス流を２０．６８ＭＰａ（３，０００ｐｓｉａ）超の圧力に圧縮するように構成されている、項目１４～１９のいずれか１つに記載のシステム。
２１． 天然ガスエキスパンダーが、冷却された圧縮天然ガス流を１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満の圧力に膨張させるように構成された仕事生成エキスパンダーである、項目１４～２０のいずれか１つに記載のシステム。
２２． 第２のコンプレッサーと液化プロセスの間に配置された少なくとも１つの仕事生成天然ガスエキスパンダーをさらに含み、少なくとも１つの仕事生成天然ガスエキスパンダーが、冷却された圧縮天然ガス流を、１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満且つ天然ガス流が圧縮された圧力以下である圧力に膨張させるように構成されている、項目１４～２１のいずれか１つに記載のシステム。

２３． 天然ガスエキスパンダーが、第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに機械的に連結されている、請求項２２に記載のシステム。
２４． 第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに動作可能に接続された蒸気タービンをさらに含み、加圧蒸気の流れが、蒸気タービンに向かう、項目１４～２３のいずれか１つに記載のシステム。
２５． 蒸気タービンが、
側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
背圧式蒸気タービン
のうちの一方である、項目２４に記載のシステム。
２６． 液化プロセスが、２つ以上の液化モジュールを含み、２つ以上の液化モジュールの各々が、それと関連するＨＲＳＧシステムを有し、第１のコンプレッサーが、２つ以上の液化モジュールと関連するＨＲＳＧシステムによって生成された加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、項目１４～２５のいずれか１つに記載のシステム。

２７． 液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法であって、
天然ガス流を用意するステップ；
液化プロセスにおいて天然ガス流を液化するステップであり、液化プロセスが、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮する、ステップ；
ガスタービンにより第１のコンプレッサーに動力供給するステップ；
蒸気タービンにより第２のコンプレッサーに動力供給するステップ；
排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、ガスタービンからの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するステップ；並びに
加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して蒸気タービンに動力供給するステップ
を含む、方法。
２８． ガスタービンからの熱から生成された加圧蒸気の流れ以外の源からの蒸気を使用して蒸気タービンに追加で動力供給するステップ
をさらに含む、項目２７に記載の方法。
２９． 液化プロセスが、第１の冷媒サイクル及び第２の冷媒サイクルの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、第１のコンプレッサーが、第１の冷媒サイクルのためのコンプレッサーである、項目２７に記載の方法。
３０． 蒸気タービンが、
側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
背圧式蒸気タービン
のうちの一方である、項目２７に記載の方法。

３１． 第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間の圧縮負荷を、ＨＲＳＧシステムから利用可能な動力に従ってシフトするステップ
をさらに含む、項目２７に記載の方法。
３２． 天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造するためのシステムであって、
天然ガス流を液化する液化プロセスであり、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮するように構成された第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを含む、液化プロセス；
第１のコンプレッサーに動力供給するように構成されたガスタービン；
第２のコンプレッサーに動力供給するように構成された蒸気タービン；及び
ガスタービンからの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するように構成された排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システム
を含み、
蒸気タービンが、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、システム。

３３． ガスタービンからの熱から生成された加圧蒸気の流れ以外の源からの蒸気を使用して蒸気タービンに追加で動力供給する、項目３２のシステム。
３４． 液化プロセスが、第１の冷媒サイクル及び第２の冷媒サイクルの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、第１のコンプレッサーが、第１の冷媒サイクルのためのコンプレッサーである、項目３２に記載のシステム。
３５． 蒸気タービンが、
側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
背圧式蒸気タービン
のうちの一方である、項目３２に記載のシステム。

本明細書に開示される装置及び方法は、石油及びガス産業に適用可能である。
上記で示される本開示は、独立した利用性を有する複数の別個の発明を包含すると考えられる。これらの発明の各々が、その好ましい形態で開示されているが、本明細書に開示され、例示されるその具体的な実施形態は、多数の変形例が可能であるため、限定する意味で考えられることはない。本発明の主題は、本明細書に開示される様々な要素、特徴、機能及び／又は特性のすべての新規且つ非自明の組合せ及び部分組合せを含む。同様に、請求項で「１つの（ａ）」又は「第１の」要素又はその等価物が列挙される場合、そのような請求項は、２つ以上のそのような要素を必要とすることも排除することもなく、１つ又は複数のそのような要素の組込みを含むと理解されるべきである。

以下の請求項は、特に、本開示の発明のうちの１つを対象とし、新規且つ非自明である、ある特定の組合せ及び部分組合せを示す。特徴、機能、要素及び／又は特性の他の組合せ及び部分組合せで実施される発明は、本請求項の補正又は本出願若しくは関連出願における新しい請求項の提示を通して特許請求されうる。そのような補正又は新しい請求項もまた、それらが、異なる発明を対象とするか又は同じ発明を対象とするかに関わらず、元の請求項と範囲が異なるか、より広いか、より狭いか又は等しいかに関わらず、本開示の本発明の主題の範囲内に含まれると考えられる。

本発明を、特定の実施形態を参照することによって記載し例示してきたが、当業者であれば、本発明自体が、本明細書に必ずしも例示されない変形例に役立つことを認識するであろう。このため、本発明の真の範囲を決定する目的のためには、添付の特許請求の範囲のみが参照されるべきである。

Claims (35)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法であって、
   天然ガスの供給源から８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力で天然ガス流を供給するステップ、
   天然ガス流を少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮するステップであり、圧縮が、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して実施される、ステップ、
   第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間で天然ガス流を冷却し、その結果、第２のコンプレッサーが、冷却された圧縮天然ガス流を生成するステップ、
   冷却された圧縮天然ガス流を液化プロセスにおいて液化するステップであり、液化プロセスが、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する、又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを使用する、ステップ、
   排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、冷媒コンプレッサーの動力源からの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するステップ、並びに
   加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して、第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方に動力供給するステップ
   を含む、方法。
2. 圧縮された天然ガス流を冷却するステップが、圧縮された天然ガス流を、環境と熱交換する少なくとも１つの熱交換器において冷却することを含む、請求項１に記載の方法。
3. 液化プロセスが、第１及び第２の冷凍サブプロセスの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのうちの１つのためのコンプレッサーである、請求項２に記載の方法。
4. 第２の冷凍サイクルの圧縮をもたらす第４のコンプレッサーをさらに含み、ＨＲＳＧシステムが、第４のコンプレッサーの動力源によって生成された熱を回収して、加圧蒸気の流れをさらに生成する、請求項３に記載の方法。
5. 液化プロセスが、冷凍サブプロセスサイクルを使用して天然ガス流を液化するシングル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのためのコンプレッサーである、請求項１に記載の方法。
6. 液化プロセスが、冷却サイクル及び過冷却サイクルによる高圧膨張プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷却サイクル又は過冷却サイクルのためのコンプレッサーである、請求項１に記載の方法。
7. 第１及び第２のコンプレッサーが、天然ガス流を、２０．６８ＭＰａ（３，０００ｐｓｉａ）超の圧力に圧縮する、請求項１～６のいずれか１項に記載の方法。
8. 天然ガスエキスパンダーが、冷却された圧縮天然ガス流を１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満の圧力に膨張させる仕事生成エキスパンダーである、請求項１～７のいずれか１項に記載の方法。
9. 液化するステップの前に、少なくとも１つの仕事生成天然ガスエキスパンダーにおいて、冷却された圧縮天然ガス流を、１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満且つ天然ガス流が圧縮された圧力以下である圧力に膨張させるステップ
   をさらに含む、請求項１～８のいずれか１項に記載の方法。
10. 天然ガスエキスパンダーが、第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに機械的に連結されている、請求項９に記載の方法。
11. 加圧蒸気の流れが、第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに動力供給する蒸気タービンに向かう、請求項１～１０のいずれか１項に記載の方法。
12. 蒸気タービンが、
    側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
    背圧式蒸気タービン
    のうちの一方である、請求項１１に記載の方法。
13. 液化プロセスが、２つ以上の液化モジュールを含み、２つ以上の液化モジュールの各々が、それと関連するＨＲＳＧシステムを有し、第１のコンプレッサーが、２つ以上の液化モジュールと関連するＨＲＳＧシステムによって生成された加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、請求項１～１２のいずれか１項に記載の方法。
14. 天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造するためのシステムであって、
    天然ガス流を８．２７ＭＰａ（１，２００ｐｓｉａ）未満の圧力から少なくとも１０．３４ＭＰａ（１，５００ｐｓｉａ）の圧力に圧縮するように構成された第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサー、
    第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間に配置された熱交換器であり、天然ガス流を冷却し、その結果、第２のコンプレッサーが冷却された圧縮天然ガス流を生成するように構成された、熱交換器、
    冷却された圧縮天然ガス流を液化するように構成された液化プロセスであり、冷却された圧縮天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される冷媒の流れを圧縮するように構成された冷媒コンプレッサーを含み、冷媒コンプレッサーが、動力源によって動力供給される、液化プロセス、並びに
    冷媒コンプレッサーの動力源からの熱を回収し、それによって、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するように構成された排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システム
    を含み、
    第１及び第２のコンプレッサーのうちの少なくとも一方が、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、システム。
15. 熱交換器が、圧縮された天然ガス流を、環境と熱を交換することによって冷却するように構成されている、請求項１４に記載のシステム。
16. 液化プロセスが、第１及び第２の冷凍サブプロセスの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのうちの１つのためのコンプレッサーである、請求項１５に記載のシステム。
17. 第２の冷凍サイクルの圧縮をもたらす第４のコンプレッサーをさらに含み、ＨＲＳＧシステムが、第４のコンプレッサーの動力源によって生成された熱を回収して、加圧蒸気の流れをさらに生成するように構成されている、請求項１６に記載のシステム。
18. 液化プロセスが、冷凍サブプロセスサイクルを使用して天然ガス流を液化するシングル混合冷媒プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷凍サブプロセスのためのコンプレッサーである、請求項１４に記載のシステム。
19. 液化プロセスが、冷却サイクル及び過冷却サイクルによる高圧膨張プロセスを含み、冷媒コンプレッサーが、冷却サイクル又は過冷却サイクルのためのコンプレッサーである、請求項１４に記載のシステム。
20. 第１及び第２のコンプレッサーが、天然ガス流を２０．６８ＭＰａ（３，０００ｐｓｉａ）超の圧力に圧縮するように構成されている、請求項１４～１９のいずれか１項に記載のシステム。
21. 天然ガスエキスパンダーが、冷却された圧縮天然ガス流を１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満の圧力に膨張させるように構成された仕事生成エキスパンダーである、請求項１４～２０のいずれか１項に記載のシステム。
22. 第２のコンプレッサーと液化プロセスの間に配置された少なくとも１つの仕事生成天然ガスエキスパンダーをさらに含み、少なくとも１つの仕事生成天然ガスエキスパンダーが、冷却された圧縮天然ガス流を、１３．７９ＭＰａ（２，０００ｐｓｉａ）未満且つ天然ガス流が圧縮された圧力以下である圧力に膨張させるように構成されている、請求項１４～２１いずれか１項に記載のシステム。
23. 天然ガスエキスパンダーが、第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに機械的に連結されている、請求項２２に記載のシステム。
24. 第１のコンプレッサー又は第２のコンプレッサーに動作可能に接続された蒸気タービンをさらに含み、加圧蒸気の流れが、蒸気タービンに向かう、請求項１４～２３のいずれか１項に記載のシステム。
25. 蒸気タービンが、
    側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
    背圧式蒸気タービン
    のうちの一方である、請求項２４に記載のシステム。
26. 液化プロセスが、２つ以上の液化モジュールを含み、２つ以上の液化モジュールの各々が、それと関連するＨＲＳＧシステムを有し、第１のコンプレッサーが、２つ以上の液化モジュールと関連するＨＲＳＧシステムによって生成された加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、請求項１４～２５のいずれか１項に記載のシステム。
27. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造する方法であって、
    天然ガス流を用意するステップ、
    液化プロセスにおいて天然ガス流を液化するステップであり、液化プロセスが、第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを使用して、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮する、ステップ、
    ガスタービンにより第１のコンプレッサーに動力供給するステップ、
    蒸気タービンにより第２のコンプレッサーに動力供給するステップ、
    排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システムを使用して、ガスタービンからの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するステップ、並びに
    加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して蒸気タービンに動力供給するステップ
    を含む、方法。
28. ガスタービンからの熱から生成された加圧蒸気の流れ以外の源からの蒸気を使用して蒸気タービンに追加で動力供給するステップをさらに含む、請求項２７に記載の方法。
29. 液化プロセスが、第１の冷媒サイクル及び第２の冷媒サイクルの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、第１のコンプレッサーが、第１の冷媒サイクルのためのコンプレッサーである、請求項２７に記載の方法。
30. 蒸気タービンが、
    側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
    背圧式蒸気タービン
    のうちの一方である、請求項２７に記載の方法。
31. 第１のコンプレッサーと第２のコンプレッサーの間の圧縮負荷を、ＨＲＳＧシステムから利用可能な動力に従ってシフトするステップ
    をさらに含む、請求項２７に記載の方法。
32. 天然ガス流から液化天然ガス（ＬＮＧ）を製造するためのシステムであって、
    天然ガス流を液化する液化プロセスであり、冷やされた天然ガス流を冷やす、凝縮する又は液化するのに使用される１つ又は複数の冷媒を圧縮するように構成された第１のコンプレッサー及び第２のコンプレッサーを含む、液化プロセス、
    第１のコンプレッサーに動力供給するように構成されたガスタービン、
    第２のコンプレッサーに動力供給するように構成された蒸気タービン、及び
    ガスタービンからの熱を回収し、回収された熱から加圧蒸気の流れを生成するように構成された排熱回収ボイラー（ＨＲＳＧ）システム
    を含み、
    蒸気タービンが、加圧蒸気の流れの少なくとも一部を使用して動力供給される、システム。
33. ガスタービンからの熱から生成された加圧蒸気の流れ以外の源からの蒸気を使用して蒸気タービンに追加で動力供給する、請求項３２に記載のシステム。
34. 液化プロセスが、第１の冷媒サイクル及び第２の冷媒サイクルの組合せを使用して天然ガス流を液化するデュアル混合冷媒プロセスを含み、第１のコンプレッサーが、第１の冷媒サイクルのためのコンプレッサーである、請求項３２に記載のシステム。
35. 蒸気タービンが、
    側方抽気あり又はなしの復水式蒸気タービン、及び
    背圧式蒸気タービン
    のうちの一方である、請求項３２に記載のシステム。

Images