JP2024058649A - セミ開ループ液化プロセス - Google Patents

Abstract

【課題】セミ開ループ液化プロセスを提供する。
【解決手段】本明細書において記載されるのは、少なくとも第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を冷却及び液化して、第１の液化天然ガス流及び加温されたガス状冷媒流を形成することと、第１の液化天然ガス流をフラッシュ及び分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成することと、第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流を組み合わせ及び圧縮して、圧縮冷媒流を形成することと、圧縮冷媒流の少なくとも第１の部分を膨張させて、第１の低温冷媒流を形成することと、よって天然ガスを液化する方法及びシステムであり、天然ガス供給流は、第１のフラッシュガス流又は圧縮冷媒流のいずれかから分離されたままであり、組み合わされない。
【選択図】図２

Description

本発明は、天然ガス供給流を冷却し、１つ以上の冷媒の流れとの間接熱交換を介して液化し、得られた液化天然ガス（ＬＮＧ）流を次いでフラッシュさせ、分離して、ＬＮＧ生成物を生成する、天然ガスを液化するための方法及びシステムに関する。

天然ガスを液化するための様々な方法及びシステムが、当該技術分野で既知であり、その多くは、Ｒｏｂｅｒｔｓ、Ｂｕｋｏｗｓｋｉ、及びＭｉｔｃｈｅｌｌによる論文「Ａｎ Ｅｖｏｌｕｔｉｏｎａｒｙ Ａｐｐｒｏａｃｈ」、Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｆｅｂｒｕａｒｙ ２０１９に記載されている。この論文の図５は、Ａｉｒ Ｐｒｏｄｕｃｔｓが開発したＡＰ－Ｃ１（商標）液化プロセスを示し、これはまたＭａｒｋ Ｊ．Ｒｏｂｅｒｔｓ、Ｄｒ． Ｏｚｎｕｒ Ｓａｙｇｉ－Ａｒｓｌａｎ、Ｄｒ．Ｆｅｉ Ｃｈｅｎ、及びＪａｎｅｔ Ｆ． Ｍｉｔｃｈｅｌｌによる「Ｉｎｎｏｖａｔｉｖｅ Ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｆｏｒ Ｆｌｏａｔｉｎｇ ＬＮＧ」と題された研究論文にも記載され、日本の東京において、Ｆｌｏａｔｉｎｇ ＬＮＧ：Ｄｅｓｉｇｎ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｓｅｓｓｉｏｎ ａｔ ｔｈｅ ２０１７ Ｇａｓｔｅｃｈ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ＆ Ｅｘｈｉｂｉｔｉｏｎの一部として、２０１７年４月６日午前９時４０分～１０時０５分のプレゼンテーションと関連付けられる。

Ａｉｒ Ｐｒｏｄｕｃｔｓは、Ｂｒａｙｔｏｎ冷却サイクル作動流体としてメタンの利点を活用するために、ＡＰ－Ｃ１（商標）液化プロセスを開発した。ＡＰ－Ｃ１（商標）プロセスでは、天然ガス供給流は、最終的なＬＮＧ生成物を生成するためにフラッシュされる前に、閉ループ逆Ｂｒａｙｔｏｎ冷却サイクルにおいて循環するメタン系冷媒との間接熱交換を介して液化される。

米国特許出願第２０１８／０１８０３５４Ａ１号は、開ループサイクルを使用して天然ガス供給流を液化する方法を描写する。この方法では、冷媒圧縮機を出る圧縮冷媒流は、第１及び第２の部分に分割され、第１の部分は、天然ガス供給流が膨張機において膨張される前に天然ガス供給流と組み合わされ、分離器において蒸気留分及び液体留分に分離されており、蒸気留分は、冷媒圧縮機に送られる前に第１の熱交換器において加温される。冷媒流の第２の部分は、第３及び第４の部分に更に分割される前に、第１の熱交換器セクションにおいて冷却され、第３の部分は、ＬＮＧ生成物を提供するために第２の熱交換器内で更に冷却及び液化されており、第４の部分は、膨張機内で膨張され、分離器内で蒸気留分及び液体留分に分離されており、蒸気留分は、冷媒圧縮機に送られる前に、第２の熱交換器内で加温され、第１の熱交換器内で更に加温されている。

天然ガスを液化するための方法及びシステム（本明細書において「セミ開ループ」方法及びシステムとも称される）が本明細書に開示され、天然ガス供給流は、低温冷媒の１つ以上の流れとの間接熱交換を介して冷却及び液化され、得られたＬＮＧ流は、次いでフラッシュされ、分離されて、フラッシュガス及びＬＮＧ生成物を生成する。開示された方法及びシステム（方法及びシステムはまた、本明細書において「セミ開ループ」方法及びシステムとも称される）では、フラッシュガス及び加温されたガス状冷媒は、組み合わされ、圧縮されて、冷媒を提供する圧縮冷媒を形成し、次いで、低温冷媒の１つ以上の流れを提供するように膨張され、天然ガス供給流は、フラッシュガス及び圧縮冷媒の両方から分離されたままである。

本発明に従う方法及びシステムのいくつかの好ましい態様を以下に概説する。

態様１：天然ガスを液化する方法であって、
（ａ）少なくとも第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を冷却及び液化して、第１の液化天然ガス流及び加温されたガス状冷媒流を形成する工程と、
（ｂ）第１の液化天然ガス流をフラッシュさせ、分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成する工程と、
（ｃ）第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流を組み合わせ、圧縮して、圧縮冷媒流を形成する工程と、
（ｄ）圧縮冷媒流の少なくとも第１の部分を膨張させて、第１の低温冷媒流を形成する工程と、を含み、
天然ガス供給流は、第１のフラッシュガス流又は圧縮冷媒流のいずれかから分離されたままであり、第１のフラッシュガス流又は圧縮冷媒流のいずれかと組み合わされない、方法。

態様２：工程（ａ）が、主コイル巻き熱交換器ユニット又はユニットのセットのうちの１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われる、態様１に記載の方法。

態様３：工程（ｃ）が、第１のフラッシュガス流と、加温されたガス状冷媒流とを組み合わせる前に、第１のフラッシュガス流を１つ以上のフラッシュガス圧縮段階において圧縮することと、当該組み合わされた第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流を１つ以上の冷媒圧縮段階において圧縮して、圧縮冷媒流を形成することと、を含む、態様１又は２に記載の方法。

態様４：方法が、
（ｅ）天然ガス供給流が工程（ａ）において冷却及び液化される前に、天然ガス供給流から第１の補助天然ガス流を取り出す工程と、
（ｆ）第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して第１の補助天然ガス流を冷却及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成する工程と、を更に含み、
第１のフラッシュガス流が、工程（ｃ）において圧縮され、加温されたガス状冷媒流と組み合わされる前に、工程（ｆ）において加温され、
工程（ｂ）が、第２の液化天然ガス流及び第１の液化天然ガス流を組み合わせ、フラッシュさせ、及び分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成することを含む、態様１～３のいずれか１つに記載の方法。

態様５：工程（ｆ）が、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット又はユニットのセットのうちの１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われる、態様４に記載の方法。

態様６：第１のフラッシュガス熱交換器ユニットが、相分離器セクションの上方に位置付けられた１つ以上のコイル巻き熱交換器セクションを包含するシェルケーシングを備える、一体型熱交換器及び相分離器であり、当該相分離器セクションが、工程（ｂ）で使用されて、第１のフラッシュガス流を第１及び第２の液化天然ガス流から分離する、態様５に記載の方法。

態様７：工程（ｆ）が、第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して、第１の補助天然ガス流を予冷却、冷却、及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成することを含み、
方法が、第１の補助天然ガス流を予冷却した後、及び液化する前に、第１の補助天然ガス流から天然ガスの第１の側流を取り出すことと、天然ガス供給流を予冷却した後、及び工程（ａ）において天然ガス供給流の液化前に、天然ガスの第１の側流を、天然ガス供給流に導入することと、を更に含む、態様４～６のいずれか１つに記載の方法。

態様８：工程（ｂ）が、第１の液化天然ガス流をフラッシュさせ、分離して、液化天然ガス生成物流、並びに少なくとも第１のフラッシュガス流、及び第２のフラッシュガス流を形成することを含み、
工程（ｃ）が、第２のフラッシュガス流、第１のフラッシュガス流、及び加温されたガス状冷媒流を組み合わせ、圧縮して、圧縮冷媒流を形成することを含み、
天然ガス供給流もまた、第２のフラッシュガス流から分離されたままであり、第２のフラッシュガス流と組み合わされない、態様１～７のいずれか１つに記載の方法。

態様９：工程（ｃ）が、第２のフラッシュガス流と第１のフラッシュガス流とを組み合わせる前に、１つ以上のフラッシュガス圧縮段階において第２のフラッシュガス流を圧縮することと、次いで、組み合わされた第１及び第２のフラッシュガス流と加温されたガス状冷媒流とを組み合わせる前に、組み合わされた第１及び第２のフラッシュガス流を１つ以上の更なるフラッシュガス圧縮段階において圧縮することと、組み合わされた第１及び第２のフラッシュガス流並びに加温されたガス状冷媒流を、１つ以上の冷媒圧縮段階において圧縮して、圧縮冷媒流を形成することと、を含む、態様８に記載の方法。

態様１０：方法が、
（ｅ）工程（ａ）において天然ガス供給流が冷却及び液化される前に、第１の補助天然ガス流及び第２の補助天然ガス流を天然ガス供給流から取り出す工程と、
（ｆ）第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して第１の補助天然ガス流を冷却及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成する工程と、
（ｇ）第２のフラッシュガス流との間接熱交換を介して第２の補助天然ガス流を冷却及び液化して、第３の液化天然ガス流を形成する工程と、を更に含み、
第１のフラッシュガス流が、工程（ｃ）において圧縮され、第２のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流と組み合わされる前に、工程（ｆ）において加温され、
第２のフラッシュガス流が、工程（ｃ）において圧縮され、第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流と組み合わされる前に、工程（ｇ）において加温され、
工程（ｂ）が、第２の液化天然ガス流及び第１の液化天然ガス流を組み合わせ、フラッシュさせ、分離して、第４の液化天然ガス流及び第１のフラッシュガス流を形成することと、次いで、第４の液化天然ガス流及び第３の液化天然ガス流を組み合わせ、フラッシュさせ、分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第２のフラッシュガス流を形成することと、を含む、態様８又は９に記載の方法。

態様１１：工程（ｆ）が、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット又はユニットのセットのうち１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われ、工程（ｇ）が、第２のフラッシュガス熱交換器ユニット又はユニットのセットのうち１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われる、態様１０に記載の方法。

態様１２：第１のフラッシュガス熱交換器ユニットが、相分離器セクションの上方に位置付けられた１つ以上のコイル巻き熱交換器セクションを包含するシェルケーシングを備える、一体型熱交換器及び相分離器であり、当該相分離器セクションが、工程（ｂ）において使用されて、第１のフラッシュガス流を第１及び第２の液化天然ガス流から分離し、
第２のフラッシュガス熱交換器ユニットが、相分離器セクションの上方に位置付けられた１つ以上のコイル巻き熱交換器セクションを包含するシェルケーシングを備える一体型熱交換器及び相分離器であり、当該相分離器セクションが、第２のフラッシュガス流を第３及び第４の液化天然ガス流から分離するために工程（ｂ）において使用される、態様１１に記載の方法。

態様１３：工程（ｆ）が、第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して、第１の補助天然ガス流を予冷却、冷却、及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成することを含み、
工程（ｇ）が、第２のフラッシュガス流との間接熱交換を介して第２の補助天然ガス流を予冷却、冷却、及び液化して、第３の液化天然ガス流を形成することを含み、
方法が、第１の補助天然ガス流の予冷却後、及び液化前に、第１の補助天然ガス流から天然ガスの第１の側流を取り出すことと、第２の補助天然ガス流の予冷却後、液化前に、第２の補助天然ガス流から天然ガスの第２の側流を取り出すことと、工程（ａ）における天然ガス供給流の予冷却後、天然ガス供給流の液化前に、天然ガスの第１の側流及び天然ガスの第２の側流を天然ガス供給流に導入することと、を更に含む、態様１０～１２のいずれか１つに記載の方法。

態様１４：方法が、
（ｈ）液化天然ガス生成物流を液化天然ガス貯蔵タンクに導入し、液化天然ガス生成物を液化天然ガス貯蔵タンク内に貯蔵する工程と、
（ｉ）液化天然ガス貯蔵タンクからボイルオフガス流を取り出す工程と、を更に含み、
工程（ｃ）が、ボイルオフガス流、第１のフラッシュガス流、及び加温されたガス状冷媒流を組み合わせ、圧縮して、圧縮冷媒流を形成することを含み、
天然ガス供給流もまた、ボイルオフガス流から分離されたままであり、ボイルオフガス流と組み合わされない、態様１～１３のいずれか１つに記載の方法。

態様１５：工程（ｃ）は、ボイルオフガス流、第１のフラッシュガス流、及び加温されたガス状冷媒流を組み合わせる前に、ボイルオフガス流を１つ以上のボイルオフガス圧縮段階において圧縮することと、当該組み合わされたボイルオフガス流、第１のフラッシュガス流、及び加温されたガス状冷媒流を１つ以上の冷媒圧縮段階において圧縮して、圧縮冷媒流を形成することと、を含む、態様１４に記載の方法。

態様１６：工程（ｄ）が、圧縮冷媒流の第１の部分を膨張させて、第１の低温冷媒流を形成することを含み、
工程（ｂ）が、第１の液化天然ガス流及び第２の低温冷媒流を組み合わせ、フラッシュさせ、分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成することを含み、
方法が、
（ｊ）第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒流の第２の部分を冷却して、第２の冷却冷媒流を形成する工程を更に含む、態様１～１５のいずれか１つに記載の方法。

態様１７：方法が、
（ｋ）圧縮冷媒流の第３の部分を膨張させて、第３の低温冷媒流を形成する工程を更に含み、
工程（ａ）が、第１及び第３の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を予冷却することと、第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を更に冷却及び液化して、天然ガス供給流から第１の液化天然ガス流、及び第１及び第３の低温冷媒流から加温されたガス状冷媒流を形成することと、を含む、態様１６に記載の方法。

態様１８：方法が、
（ｌ）圧縮冷媒流の第１の部分が工程（ｄ）において膨張される前に、及び圧縮冷媒の第２の部分が工程（ｊ）において更に冷却される前に、第１及び第３の低温冷媒流との間接熱交換を介して、圧縮冷媒流の第１及び第２の部分を予冷却する工程を更に含む、態様１７に記載の方法。

態様１９：第３の低温冷媒流が、ガス状冷媒流である、態様１７又は１８に記載の方法。

態様２０：第１の低温冷媒流が、ガス状冷媒流である、態様１～１９のいずれか１つに記載の方法。

態様２１：天然ガス供給流が、工程（ａ）において冷却されて、９０℃～１１５℃の温度で第１の液化天然ガス流を形成する、態様１～２０のいずれか１つに記載の方法。

態様２２：天然ガスを液化するためのシステムであって、
天然ガス供給流及び少なくとも第１の低温冷媒蒸気を受容することと、少なくとも第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を冷却及び液化して、第１の液化天然ガス流及び加温されたガス状冷媒流を形成することと、を行うように配置及び構成された１つ以上の熱交換器セクションと、
第１の液化天然ガス流を受容し、フラッシュさせ、及び分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成するように配置及び構成された１つ以上の膨張及び分離デバイスと、
第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流を受容し、組み合わせ、及び圧縮して、圧縮冷媒流を形成するように配置及び構成された１つ以上の導管及び冷媒圧縮段階と、
圧縮冷媒流の少なくとも第１の部分を受容し、膨張させて、第１の低温冷媒流を形成するように配置及び構成された膨張デバイスと、を備え、
システムが、天然ガス供給流が第１のフラッシュガス流又は圧縮冷媒流のいずれかから分離されたままであり、第１のフラッシュガス流又は圧縮冷媒流のいずれかと組み合わされないように配置及び構成される、システム。

図１は、本発明によらない、天然ガスを冷却及び液化するための比較方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

図２は、天然ガスを冷却及び液化するための本発明の第１の実施形態による方法及びシステムを描写する概略フロー図である。

図２Ａは、図２の方法及びシステムにおいて使用することができる一体型熱交換器及び相分離器を描写する概略フロー図である。

天然ガスを液化するための方法及びシステムが本明細書において記載されており、天然ガス供給流は、１つ以上の冷媒の流れとの間接熱交換を介して冷却及び液化され、得られたＬＮＧ流は、次いでフラッシュされ、分離されて、ＬＮＧ生成物を生成する。

本明細書において使用される際、別様に示されない限り、「ａ」及び「ａｎ」という冠詞は、本明細書及び特許請求の範囲内に記載される本発明の実施形態における任意の特徴に適用される場合、１つ以上を意味する。「ａ」及び「ａｎ」の使用は、かかる制限が具体的に明記されない限り、単一の特徴に意味を限定しない。単数形若しくは複数形の名詞又は名詞句に先行する「ｔｈｅ」という冠詞は、特定の指定された特徴又は複数の特定の指定された特徴を示し、それが使用される文脈に応じて単数形又は複数形の含意を有し得る。

文字が本明細書において、方法の列挙された工程（例えば、（ａ）、（ｂ）、及び（ｃ））を識別するために使用される場合、これらの文字は、単に方法工程を参照することを補助するために使用され、かかる順序が具体的に列挙されている場合を除き、及びかかる順序が具体的に列挙されている限りにおいてのみ、特許請求される工程が実施される具体的な順序を示すことを意図するものではない。

方法又はシステムの列挙された特徴を識別するために本明細書において使用される場合、「第１の」、「第２の」、「第３の」などの用語は、問題の特徴を参照し、区別することを補助するためにのみ使用され、かかる順序が具体的に列挙されている場合を除き、及びかかる順序が具体的に列挙されている限りにおいてのみ、特徴の任意の具体的な順序を示すことを意図するものではない。

本明細書において使用される際、「天然ガス」という用語は、合成天然ガス及び／又は代替天然ガスも包含する。天然ガスの主な成分は、メタンである（典型的には、供給流の少なくとも８５モル％、より多くの場合、少なくとも９０モル％、及び平均で約９５モル％を含む）。より少ない量で存在し得る生の天然ガスの他の典型的な成分には、窒素、ヘリウム、及び水素などの１つ以上の「軽い成分」（すなわち、メタンよりも低い沸点を有する成分）、並びに／又は二酸化炭素及び他の酸性ガス、水分、水銀、及びエタン、プロパン、ブタン、ペンタンなどのより重い炭化水素などの１つ以上の「重い成分」（すなわち、メタンよりも高い沸点を有する成分）が挙げられる。しかしながら、液化される前に、生の天然ガス供給流は、天然ガスが冷却及び液化される熱交換器セクションにおける凍結又は他の動作上の問題を回避するために必要とされるレベルまで存在し得るいずれの重い成分のレベルを低減させるために、必要に応じて処理される。

本明細書において使用される際、「液化天然ガス」という用語は、液体相中にある天然ガス、又はその臨界点を上回る温度及び圧力にある天然ガス（すなわち、超臨界流体）に関連して、その臨界点密度よりも大きい密度にある天然ガスを指す。同様に、天然ガスの「液化」への言及は、天然ガスの蒸気から液体への（すなわち、ガス状相から液体相への）変換（典型的には冷却による）、又はその臨界点を上回る温度及び圧力にある天然ガスに関連して、天然ガスの密度をその臨界点密度よりも大きい密度に増加させる（典型的には冷却による）行為を指す。

本明細書において使用される際、「間接熱交換」という用語は、２つの流体が何らかの形態の物理的バリアによって互いに分離したままである２つの流体間の熱交換を指す。

本明細書において使用される際、「熱交換器セクション」という用語は、熱交換器セクションの低温側を通って流れる流体の１つ以上の流れと、熱交換器セクションの加温側を通って流れる流体の１つ以上の流れとの間で間接熱交換が行われているユニット又はユニットの一部を指し、低温側を通って流れる流体の流れは、それによって加温され、加温側を流れる流体の流れは、それによって冷却される（「加温側」及び「低温側」という用語は、純粋に相対的である）。別様に示されない限り、熱交換器セクションは、限定されるものではないが、シェル及びチューブの熱交換器セクション、コイル巻き、又はプレート及びフィンタイプの熱交換器などの、任意の好適なタイプの熱交換器セクションであり得る。

本明細書において使用される際、「コイル巻き熱交換器」及び「コイル巻き熱交換器ユニット」という用語は、シェルケーシング内に封入された１つ以上のチューブバンドルを含む、当該技術分野で既知のタイプの熱交換器を指す。「コイル巻き熱交換器セクション」は、１つ以上の当該チューブバンドル、当該バンドルの「チューブ側」、すなわち、典型的には、当該セクションの加温側を表し、セクションを通る１つ以上の通路（又はチューブ回路とも称される）を画定する、バンドル内のチューブの内部、及び当該バンドルの「シェル側」、すなわち、典型的には、当該セクションの低温側を表し、セクションを通る単一の通路を画定する、シェルケーシングの内部とチューブの外部との間で、シェルケーシングの内部とチューブの外部によって確定される空間を備える。シェル側は、チューブ側よりもはるかに低い流量抵抗を提供し、チューブ側よりもはるかに大きい圧力降下を可能にし、シェル側を通過する低温冷媒の膨張した流れをはるかに効果的効率的にするため、シェル側は、略常にセクションの低温側として使用され、冷媒は、シェル側を通過するセクションに冷却デューティを提供する。コイル巻き熱交換器は、その堅牢性、安全性、及び熱伝達効率で知られるコンパクトな設計の熱交換器であり、そのため、それらの設置面積に対して非常に効率的なレベルの熱交換を提供するという利点を有する。しかしながら、シェル側は、熱交換器セクションを通る単一の通路のみを画定するため、コイル巻き熱交換器セクションのシェル側では、当該熱交換器セクションのシェル側において混合される冷媒の当該流れなしで、２つ以上の冷媒の流れを使用することはできない。

本明細書において使用される際、「フラッシュ」（当該技術分野では「フラッシュ蒸発」とも称される）という用語は、液体（又は超臨界若しくは二相）流の圧力を低減させて、流れを冷却し、液体の一部を蒸発させ、蒸気及び液体のより低温で、より低い圧力の二相混合物をもたらすプロセスを指し、この混合物中に存在する蒸気はまた、「フラッシュガス」とも称されている。本明細書において使用される際、「フラッシュ及び分離」という語句は、流れをフラッシュさせ、フラッシュガスを残りの液体から分離するプロセスを指す。

本明細書において使用される際、「冷媒のガス状流」及び「ガス状冷媒流」という語句は、冷媒の流れを指し、ここで、実質的に全ての流れ、より好ましくは、全ての流れが蒸気である（すなわち、ガス状相にある）。好ましくは、流れは、少なくとも８０モル％の蒸気であり（すなわち、少なくとも０．８の蒸気留分を有する）、より好ましくは、流れは、少なくとも９０モル％、少なくとも９５モル％、又は少なくとも９９モル％の蒸気である。

本明細書において使用される際、「膨張デバイス」という用語は、膨張し、それによって流体の圧力を低下させることに好適な任意のデバイス又はデバイスの集合を指す。流体を膨張させるために好適なタイプの膨張デバイスには、流体が膨張され、それによって流体の圧力及び温度が実質的に等エントロピー様式で（すなわち、ワークを生成する様式で）低下する、膨張機（すなわち、ターボ膨張機）又は液圧タービンなどの「等エントロピー」膨張デバイス、並びに流体が膨張され、それによって流体の圧力及び温度が、ワークを生成することなく低下する、バルブ又は他のスロットルデバイスなどの「等エンタルピー」膨張デバイスが挙げられる。

本明細書において使用される際、「分離デバイス」という用語は、二相（蒸気及び液体）流又は混合物を別々の蒸気（ガス）及び液体流に分離するために好適な任意のデバイス又はデバイスの集合を指す。分離デバイスの例としては、相分離器及び蒸留カラムが挙げられる。「蒸留カラム」という用語は、１つ以上の分離段階を包含するカラムを指し、接触を増加させ、そのためカラム内の上向きの上昇蒸気と下向きに流れる液体との間の質量移動を増強するパッキン又はトレイなどのデバイスで構成され、そのため、カラムを出る液体及び蒸気流が平衡状態にない（上向きに上昇する蒸気中で、より高い揮発性成分の濃度が増加し、下向きに流れる液体中で、より低い揮発性成分の濃度が増加する）。「相分離器」という用語は、二相流がその構成成分の蒸気及び液体相に分離することができるドラム又は他の形態の容器を指し、容器から出る液体及び蒸気流は平衡状態にある（相分離器内に分離段階は存在しない）。

例として、本発明の例示的な実施形態を、図面を参照して説明する。図では、１つの特徴が２つ以上の図に共通である場合、その特徴は、同じ参照番号が割り当てられている。特徴が図面に示されている他の実施形態とは異なるものとして具体的に説明されない限り、その特徴は、それが説明されている実施形態において対応する特徴と同じ構造及び機能を有すると想定することができる。更に、後述の実施形態では、その特徴が異なる構造又は機能を持たない場合、明細書において具体的に言及されていない場合がある。

図１を参照すると、本発明によらない、天然ガスを液化するための比較方法及びシステムが示される。図１に示される方法及びシステムは、２０１７ Ｇａｓｔｅｃｈ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ＆ Ｅｘｈｉｂｉｔｉｏｎに関連するＲｏｂｅｒｔｓらによる論文「Ｉｎｎｏｖａｔｉｖｅ Ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｆｏｒ Ｆｌｏａｔｉｎｇ ＬＮＧ」、及びＲｏｂｅｒｔｓらによる論文「Ａｎ Ｅｖｏｌｕｔｉｏｎａｒｙ Ａｐｐｒｏａｃｈ」（Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ、２０１９年２月）に記載されているＡＰ－Ｃ１（商標）方法及びシステムに類似する。

天然ガス供給流１００、１２２は、予冷却熱交換器セクション１２４及び液化熱交換器セクション１３０を備える主熱交換器に送られる。天然ガス供給流１２２が主熱交換器に導入される前に、天然ガス１０２、１１２の２つの補助流が天然ガス供給流１００から取り出される。天然ガス供給流１２２は、予冷却熱交換器セクション１２４内で予冷却され、得られた予冷却された天然ガス供給流１２６、１２８は、次いで、液化熱交換器セクション１３０内で更に冷却及び液化されて、第１のＬＮＧ流１３２を形成する。

第１の補助天然ガス流１１２は、予冷却熱交換器セクション及び液化熱交換器セクションを備える第１のフラッシュガス熱交換器１１４に送られる。第１の補助天然ガス流１１２は、第１のフラッシュガス熱交換器１１４の予冷却熱交換器セクション内で予冷却されて、予冷却された第１の補助天然ガス流を形成し、次いで、予冷却された第１の補助天然ガス流は、第１のフラッシュガス熱交換器１１４の液化熱交換器セクション内で更に冷却及び液化されて、第２のＬＮＧ流１１６を形成する。

第２の補助天然ガス流１０２は、予冷却熱交換器セクション及び液化熱交換器セクションを備える第２のフラッシュガス熱交換器１０４に送られる。第２の補助天然ガス流１０２は、第２のフラッシュガス熱交換器１０４の予冷却熱交換器セクション内で予冷却されて、予冷却された第２の補助天然ガス流を形成し、次いで、予冷却された第２の補助天然ガス流は、第２のフラッシュガス熱交換器１０４の液化熱交換器セクション内で更に冷却及び液化されて、第３のＬＮＧ流１０６を形成する。

天然ガスの第１の側流１１９は、第１のフラッシュガス熱交換器１１４の液化熱交換器セクションにおける予冷却された第１の補助天然ガス流の更なる冷却及び液化の前に、予冷却された第１の補助天然ガス流から取り出され、天然ガスの第２の側流１０９は、第２のフラッシュガス熱交換器１０４の液化熱交換器セクションにおける予冷却された第２の補助天然ガス流の更なる冷却及び液化の前に、予冷却された第２の補助天然ガス流から取り出される。天然ガスの第１及び第２の側流１１９、１０９は、予冷却された天然ガス供給流１２８が更に冷却され、主熱交換器の液化熱交換器セクション２３０において液化される前に、予冷却された天然ガス供給流１２６に導入され、組み合わされる。

第１のＬＮＧ流１３２は、Ｊ－Ｔバルブ１３５を横切ってフラッシュされる前に、ＬＮＧ液圧タービン１３３において膨張され、第２のＬＮＧ流１１６は、Ｊ－Ｔバルブ１１７を横切ってフラッシュされ、２つの流れは、次いで組み合わされ、高圧（ＨＰ）フラッシュドラム１３６に導入され、ここで、液体相及び蒸気相に分離される。蒸気相及び液体相は、それぞれ、第１のフラッシュガス流１３７及び第４のＬＮＧ流１４１を形成するＨＰフラッシュドラム１３６から取り出される。

第３のＬＮＧ流１０６及び第４のＬＮＧ流１４１は、組み合わされて低圧（ＬＰ）フラッシュドラム１４４に導入される前に、Ｊ－Ｔバルブ１０７、１４２を横切ってフラッシュされ、ここで、液体相及び蒸気相に分離される。蒸気相及び液体相は、それぞれ、第２のフラッシュガス流１４７及びＬＮＧ生成物流１４５を形成するＬＰフラッシュドラム１４４から取り出される。ＬＮＧ生成物流１４５は、貯蔵のためにＬＮＧ貯蔵タンク１９３に送られる。

第１のフラッシュガス流１３７は、第１のフラッシュガス熱交換器１１４の低温側に送られ、第１の補助天然ガス流１１２を予冷却、冷却、及び液化するための冷却デューティを提供する。第１のフラッシュガス流１３７は、第１のフラッシュガス熱交換器１１４の低温側で加温され、加温された第１のフラッシュガス流１３９を形成する。

第２のフラッシュガス流１４７は、第２のフラッシュガス熱交換器１０４の低温側に送られ、第２の補助天然ガス流１０２を予冷却、冷却、及び液化するための冷却デューティを提供する。第２のフラッシュガス流１４７は、第２のフラッシュガス熱交換器１０４の低温側で加温されて、加温された第２のフラッシュガス流１４８を形成する。

次いで、加温された第１のフラッシュガス流１３９及び加温された第２のフラッシュガス流１４８は、圧縮され、多段式フラッシュガス圧縮機１４９内で組み合わされて、圧縮フラッシュガス流１５１を形成し、次いで、アフタークーラ１５３内で冷却される。ＬＮＧ貯蔵タンク２９３のヘッドスペース内に蓄積された蒸気は、ＬＮＧ貯蔵タンク１９３からＢＯＧ圧縮機１９５に送られるボイルオフガス（ＢＯＧ）流１９４としてＬＮＧ貯蔵タンク１９３から取り出される。ＢＯＧ圧縮機１９５内で圧縮された後、ＢＯＧ流は、ＢＯＧアフタークーラ１９７内で冷却される。アフタークーラ１５３を出る圧縮フラッシュガス流１５５は、ＢＯＧアフタークーラ１９７を出る圧縮ＢＯＧ流１９９と組み合わされ、天然ガス供給流１２２が主熱交換器に導入される前に、天然ガス供給流１００に導入される。

主熱交換器のための冷却は、閉ループ逆Ｂｒａｙｔｏｎ冷却サイクルにおいて循環するメタン系冷媒（典型的には、少量の窒素を伴う天然ガスからなる）によって提供される。簡単に言えば、主熱交換器の予冷却セクション１２４の低温側を出る加温ガス状冷媒１８９は、インタークーラ１６１及びアフタークーラ１６８を有する第１の１５８及び第２の１６５圧縮段階を備える多段式冷媒圧縮機内で圧縮され、次いで、アフタークーラを出る圧縮冷媒流１７０は、２つの流れ１７１及び１７４に分割される。流れ１７１は、加温圧縮膨張器１７２の圧縮機部分において更に圧縮されて、流れ１７３を形成し、流れ１７４は、低温圧縮膨張器１７５の圧縮機部分において更に圧縮されて、流れ１７６を形成する。流れ１７３及び１７６は、次いで、再度組み合わされ、アフタークーラ１７８内で冷却されて、更なる圧縮冷媒流１７９を形成する。

次いで、更に圧縮冷媒流１７９は、２つの流れ、すなわち、圧縮された冷媒の第１の部分からなる流れ１８１、及び圧縮された冷媒の第２の部分からなる流れ１８０に再度分割される。流れ１８１は、主熱交換器の予冷却熱交換器セクション１２４において予冷却され、得られた予冷却された流れ１８４は、次いで、低温圧縮膨張器１７５の膨張機部分において膨張されて、第１の低温冷媒流１８５を形成する。流れ１８０は、加温圧縮膨張器１７２の膨張機部分において膨張されて、第２の低温冷媒流１８７を形成する。

第１の低温冷媒流１８５は、液化セクション１３０の低温側に送られ、ここで、加温されて、予冷却された天然ガス供給蒸気１２８を更に冷却及び液化するための冷却デューティを提供する。次いで、液化セクション１３０を出る第１の低温冷媒流１８６及び第２の低温冷媒流１８７は、組み合わされ、予冷却セクション１２４の低温側に導入され、ここで、加温されて、天然ガス給水蒸気１２２及び圧縮冷媒流の第１の部分からなる流れ１８１を予冷却するための冷却デューティを提供する。次いで、上で考察されたように、予冷却セクション１２４を出る、組み合わされた第１の冷媒流及び第２の冷媒流は、多段式冷媒圧縮機１５８／１６５内で圧縮される加温されたガス状冷媒流２８９を形成する。

図２を参照すると、本発明の第１の実施形態による天然ガスを液化するための方法及びシステムが示される。

典型的には、周囲温度及び高圧、典型的には、２０～１００ｂａｒａである天然ガス供給流２００、２２２は、天然ガス供給流２２２を冷却及び液化するための１つ以上の熱交換器セクションを備える主熱交換器に送られる。好ましくは、天然ガス供給流２００は、天然ガス液体（Ｃ２－Ｃ５＋炭化水素）、重炭化水素（Ｃ６＋炭化水素）及び芳香族化合物（例えば、ベンゼン、トルエン、エチルベンゼン、及びキシレン）を少なくとも実質的に含まない。典型的には、天然ガス供給流２００は、前処理セクション（図示せず）においてすでに前処理されている。天然ガス供給の組成に応じて、当該前処理は、Ｈ₂Ｓ及びＣＯ₂不純物を除去するための酸性ガス除去ユニット、水を除去するための脱水ユニット、及び／又は水銀除去ユニット内で天然ガス供給流を処理することを有し得る。

天然ガス供給流２２２が主熱交換器に導入される前に、天然ガス２０２、２１２の２つの補助流が天然ガス供給流２００から取り出される。より具体的には、初期の天然ガス供給流２００は、３つの部分に分割される。初期の天然ガス供給流２００の流れの５～４０パーセント、好ましくは、１５～３０パーセントを構成する第１の部分は、第１の補助天然ガス流２１２を形成するために取り出される。初期の天然ガス供給流２００の流れの５～３０パーセント、好ましくは、１０～２０パーセントを構成する第２の部分は、第２の補助天然ガス流２０２を形成するために取り出される。最後に、初期の天然ガス供給流２００の流量の残りの部分を構成する第３の（典型的には、主要な）部分は、次いで、冷却及び液化のために主熱交換器に送られ、導入される天然ガス流２２２を形成する。

例解された実施形態では、主熱交換器は、２つの熱交換器セクション２２４、２３０、すなわち、予冷却セクション２２４、及び液化セクション２３０からなる。例解された実施形態では、予冷却セクション２２４及び液化セクション２３０は、両方とも、別々のユニット内に収容されたコイル巻き熱交換器セクションである。しかしながら、他の実施形態では、２つのセクションは、単一のユニット（２つのセクションが同じシェルケーシング内に収容されるコイル巻き熱交換器ユニットなど）に収容することができ、並びに／又は、コイル巻き熱交換器セクションが好ましいが、シェル及びチューブ若しくはプレートフィンタイプの熱交換器セクションなど、異なるタイプの熱交換器セクションであり得る。主熱交換器はまた、２つの熱交換器セクションのみを有する代わりに、１つの熱交換器セクションのみ、又は直列及び／若しくは平行に配置された３つ以上の熱交換器セクションからなることができる。例えば、一実施形態では、予冷却セクション２２４は、並列に配置され、両方とも液化セクション２３０に直列に接続される２つ以上の予冷却セクションに分割され得、流れは、再度組み合わされる前に、予冷却セクションの間で分割される。

天然ガス供給流２２２は、予冷却熱交換器セクション２２４内で、第１及び第３の低温冷媒流２８６、２８７との間接熱交換を介して、－４５℃～－２５℃、より好ましくは、－４０℃～－３０℃に予冷却され、これは以下でより詳細に説明される。得られた予冷却された天然ガス供給流２２６、２２８は、次いで、第１の低温冷媒流２８５との間接熱交換を介して、液化熱交換器セクション２３０において更に冷却及び液化されて、－１１５℃～－９０℃、より好ましくは、－１１０℃～－９５℃の温度で、液化熱交換器セクション２３０から取り出される第１のＬＮＧ流２３２を形成する。

第１の補助天然ガス流２１２は、冷却及び液化のために第１のフラッシュガス熱交換器２１４に送られ、第２の補助天然ガス流２０２は、冷却及び液化のために第２のフラッシュガス熱交換器２０４に送られる。

例解された実施形態では、第１及び第２のフラッシュガス熱交換器２１４及び２０４は、各々、予冷却セクション及び液化セクションの形態で２つの熱交換器セクションからなる。例解された実施形態では、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の予冷却及び液化セクションは、単一のユニット（すなわち、同じシェルケーシング内）に収容されたコイル巻き熱交換器セクションであり、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の予冷却及び液化セクションは、単一のユニット（すなわち、同じシェルケーシング内）に収容されたコイル巻き熱交換器セクションである。しかしながら、他の実施形態では、各熱交換器の２つのセクションは、別々のユニット（別々のシェルケーシングなど）に収容することができ、並びに／又は、コイル巻き熱交換器セクションが好ましいが、シェル及びチューブ若しくはプレートフィンタイプの熱交換器セクションなど、異なるタイプの熱交換器セクションであり得る。各フラッシュガス熱交換器はまた、より多くの、又はより少ない熱交換器セクションからなることができる。

第１の補助天然ガス流２１２は、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の予冷却熱交換器セクションにおいて、－２５℃～－５℃、好ましくは、－２０～－１０℃に予冷却されて、予冷却された第１の補助天然ガス流を形成する。次いで、予冷却された第１の補助天然ガス流は、更に冷却され、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の液化熱交換器セクションにおいて液化されて、－１３５℃～－１１５℃、より好ましくは、－１３０℃～－１２０℃の温度で液化熱交換器セクションから取り出される第２のＬＮＧ流２１６を形成する。第１のフラッシュガス熱交換器２１４内の第１の補助天然ガス流２１２の予冷却、冷却、及び液化は、第１のフラッシュガス流２３７との間接熱交換を介して達成され、これは以下でより詳細に説明される。

第２の補助天然ガス流２０２は、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の予冷却熱交換器セクションにおいて、－２５℃～－５℃、好ましくは、－２０～－１０℃に予冷却されて、予冷却された第２の補助天然ガス流を形成する。次いで、予冷却された第２の補助天然ガス流は、更に冷却され、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の液化熱交換器セクションにおいて液化されて、－１５５℃～－１３５℃、より好ましくは、－１５０℃～－１４０℃の温度で液化熱交換器セクションから取り出される第３のＬＮＧ流２０６を形成する。第２のフラッシュガス熱交換器２０４内の第２の補助天然ガス流２０２の予冷却、冷却、及び液化は、第２のフラッシュガス流２４７との間接熱交換を介して達成され、これは以下でより詳細に説明される。

例解される実施形態では、天然ガスの第１の側流２１９は、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の液化熱交換器セクションにおける予冷却された第１の補助天然ガス流の更なる冷却及び液化の前に、予冷却された第１の補助天然ガス流から取り出され、天然ガスの第２の側流２０９は、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の液化熱交換器セクションにおける予冷却された第２の補助天然ガス流の更なる冷却及び液化の前に、予冷却された第２の補助天然ガス流から取り出される。天然ガスの第１及び第２の側流２１９、２０９は、予冷却された天然ガス供給流２２８が更に冷却され、主熱交換器の液化熱交換器セクション２３０において液化される前に、予冷却された天然ガス供給流２２６に導入され、組み合わされる。これは、様々な熱交換器セクション間の冷却デューティのバランスをより良好にするために行われる。第１の側流２１９は、－２５℃～－５℃、より好ましくは、－２０℃～－１０℃の温度で取り出され、第１の補助天然ガス流２１２の流量の１０～５０パーセント、より好ましくは、２０～４０パーセントの流量を有する。第２の側流２０９は、－２５℃～－５℃、より好ましくは、－２０℃～－１０℃の温度で取り出され、第２の補助天然ガス流２０２の流量の１０～５０パーセント、より好ましくは、２０～４０パーセントの流量を有する。

第１のＬＮＧ流２３２は、主熱交換器の液化セクション２３０から取り出され、第２のＬＮＧ流２１６は、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の液化熱交換器セクションから取り出され、第２の低温冷媒流２９０は、主熱交換器の液化セクション２３０から取り出され、以下で詳細に説明されるが、第４のＬＮＧ流２４１及び第１のフラッシュガス流２３７を組み合わせ、フラッシュさせ、分離する。

例解された実施形態では、第１のＬＮＧ流２３２は、Ｊ－Ｔバルブ２３５を横切ってフラッシュされる前に、流れの圧力を低減させる（それによって液化効率を増加させる）ことによってワークが抽出されるＬＮＧ液圧タービン２３３において膨張される。第２の低温冷媒流２９０は、第２の低温冷媒流２９０の圧力が、第１のＬＮＧ流２３２の圧力以上である（この場合、蒸気は液圧タービン２３３の上流で組み合わされる）か、又は第１のＬＮＧ流２３２の圧力未満である（この場合、蒸気はＪ－Ｔバルブ２３５の下流で組み合わされる）かに応じて、流量制御バルブ２９１を通過し（必要な場合、横切って膨張し）、液圧タービン２３３の上流で第１のＬＮＧ流２３２と組み合わされるか、又は流量制御バルブ２９１Ａを通過及び横切ってフラッシュされ、Ｊ－Ｔバルブ２３５の下流で第１のＬＮＧ流２３２と組み合わされる。第２のＬＮＧ流２１６は、Ｊ－Ｔバルブ２１７を横切ってフラッシュされ、第１のＬＮＧ流２３２及び第２の低温冷媒流２９０（Ｊ－Ｔバルブ２３５の下流）と組み合わされ、組み合わされた流れは、次いで、高圧（ＨＰ）フラッシュドラム２３６の形態で相分離器に導入され、液体相及び蒸気相に分離される。ＨＰフラッシュドラム２３６は、２０～５ｂａｒａの圧力で動作する。蒸気相及び液体相は、それぞれ、第１のフラッシュガス流２３７及び第４のＬＮＧ流２４１を形成するＨＰフラッシュドラム２３６から取り出される。

しかしながら、第１のＬＮＧ流２３２、第２のＬＮＧ流２１６及び第２の低温冷媒流２９０を組み合わせ、フラッシュさせ、及び分離するための任意の好適な配置を使用することができることに留意されたい。ＬＮＧ液圧タービン２３３は、割愛することができる。第１のＬＮＧ流２３２及び第２のＬＮＧ流２１６は、本質的に同じ圧力で取得された場合、組み合わされ、次いで、ともにフラッシュさせることができる。第１のＬＮＧ流２３２、第２の低温冷媒流２９０、及び第２のＬＮＧ流２１６のうちの１つ若しくは各々は、別々にＨＰフラッシュドラム２３６に導入され得、次いで、流れは組み合わされ、又は第１のＬＮＧ流２３２、第２の低温冷媒流２９０、及び第２のＬＮＧ流２１６のうちの１つ若しくは各々は、それぞれの相分離器においてフラッシュされ、及び分離され得、相分離器の蒸気相は、次いで、第１のフラッシュガス流２３７を形成するために組み合わされ、相分離器の液体相は、次いで、第４のＬＮＧ流２４１を形成するために組み合わされる。

次いで、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の液化熱交換器セクションから取り出された第３のＬＮＧ流２０６、及び第４のＬＮＧ流２４１は、組み合わされ、フラッシュされ、及び分離されて、ＬＮＧ生成物流２４５及び第２のフラッシュガス流２４７を形成する。

例解される実施形態では、第３のＬＮＧ流２０６及び第４のＬＮＧ流２４１は、組み合わされ、低圧（ＬＰ）フラッシュドラム２４４の形態で相分離器に導入される前に、Ｊ－Ｔバルブ２０７、２４２を横切ってフラッシュされ、ここで、液体相及び蒸気相に分離される。ＬＰフラッシュドラム２４４は、１０～１ｂａｒａの圧力で動作する。蒸気相及び液体相は、それぞれ、第２のフラッシュガス流２４７及びＬＮＧ生成物流２４５を形成するＬＰフラッシュドラム２４４から取り出される。

しかしながら、第３のＬＮＧ流２０６及び第４のＬＮＧ流２４１を組み合わせ、フラッシュさせ、及び分離するための任意の好適な配置を使用することができることに留意されたい。例えば、第３のＬＮＧ流２０６及び第４のＬＮＧ流２４１は、ＬＰフラッシュドラム２４４に別々に導入され得、次いで、２つの流れは組み合わされ、又は、第３のＬＮＧ流２０６及び第４のＬＮＧ流２４１は、各々独自の相分離器においてフラッシュ分離され得、相分離器の蒸気相が組み合わされて、第２のフラッシュガス流２４７を形成し、相分離器の液体相が、次いで組み合わされて、ＬＮＧ生成物流２４５を形成する。

第１のフラッシュガス流２３７は、上で説明されるように、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の低温側に送られ、第１の補助天然ガス流２１２を予冷却、冷却、及び液化するための冷却デューティを提供する。第１のフラッシュガス流２３７は、第１のフラッシュガス熱交換器２１４の低温側において、（天然ガス供給流２００から取り出された第１の補助天然ガス流２１２との間接熱交換を介して）天然ガス供給流２００の温度の数℃以内に加温されて、加温された第１のフラッシュガス流２３９を形成する。

第２のフラッシュガス流２４７は、上で説明されるように、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の低温側に送られ、第２の補助天然ガス流２０２を予冷却、冷却、及び液化するための冷却デューティを提供する。第２のフラッシュガス流２４７は、第２のフラッシュガス熱交換器２０４の低温側において、（天然ガス供給流２００から取り出された第２の補助天然ガス流２０２との間接熱交換を介して）天然ガス供給流２００の温度の数℃以内に加温されて、加温された第２のフラッシュガス流２４８を形成する。

次いで、加温された第１のフラッシュガス流２３９及び加温された第２のフラッシュガス流２４８は、圧縮され、組み合わされて、圧縮フラッシュガス流２５５を形成する。例解される実施形態では、加温された第１及び第２のフラッシュガス流２３９及び２４８は、例えば、効率を改善させるために（１つ以上のインタークーラの形態で）インタークーリングを有し得、加温された第２のフラッシュガス流２４８が、フラッシュガス圧縮機２４９の入口に送られ、加温された第１のフラッシュガス流２３９がフラッシュガス圧縮機２４９の中間段階に送られる、多段式フラッシュガス圧縮機２４９内で組み合わせられ、圧縮される。この配置では、フラッシュガス圧縮機２４９を横切る総ヘッドは、例えば、２５，０００～４０，０００メートルのヘッドであり得る。次いで、フラッシュガス圧縮機２４９を出る圧縮フラッシュガス流２５１は、例えば、水などの周囲温度流体に対して、アフタークーラ２５３内で冷却されて、例えば、周囲温度で、圧縮フラッシュガス流２５５を形成する。他の実施形態では、多段式フラッシュガス圧縮機２４９は、例えば、直列に（例えば、多段式フラッシュガス圧縮機と同様の様式で）又は並列に（例えば、加温された第１のフラッシュガス流２３９及び加温された第２のフラッシュガス流２４８が別々に圧縮され、次いで組み合わされている状態で）動作する、別々の圧縮機によって置換され得る。

例解された実施形態では、ＬＮＧ生成物流２４５は、貯蔵のためにＬＮＧ貯蔵タンク２９３に送られる。例えば、タンクフラッシュ、ボイルオフガス、及び蒸気変位からなる、ＬＮＧ貯蔵タンク２９３のヘッドスペースに蓄積された蒸気は、ボイルオフガス（ＢＯＧ）流２９４としてＬＮＧ貯蔵タンク２９３から取り出される。ＢＯＧ流２９４は、ＬＮＧ貯蔵タンク２９３からＢＯＧ圧縮機２９５に送られる。ＢＯＧ圧縮機２９５内で圧縮された後、ＢＯＧ流は、例えば、水などの周囲温度流体に対して、ＢＯＧアフタークーラ２９７内で冷却され、例えば、周囲温度で圧縮されたＢＯＧ流２９９を形成する。代替的に、好ましい動作に応じて、ＬＮＧ貯蔵タンク２９３は、気泡点で動作され得る。この場合、ＢＯＧ流２９４、関連するＢＯＧ圧縮機２９５、及びＢＯＧアフタークーラ２９７は、省略されてもよく、又はＢＯＧ流２９４は、ＢＯＧ圧縮機２９５及びＢＯＧアフタークーラ２９７がそれに応じてサイズ設定されている蒸気変位のみからなり得る。

圧縮されたフラッシュガス流２５５は、主熱交換器の予冷却セクション２２４の低温側を出る加温されたガス状冷媒蒸気２８９と組み合わされ、存在する場合、圧縮されたＢＯＧ流２９９と組み合わされ、圧縮されて、圧縮冷媒流２７０を形成する。例解された実施形態では、圧縮フラッシュガス流２５５、加温されたガス状冷媒蒸気２８９、及び圧縮ＢＯＧ流２９９は、インタークーラ及びアフタークーラを有する多段式冷媒圧縮機内で組み合わされ、圧縮された。圧縮されたフラッシュガス、加温されたガス状冷媒、及び圧縮された、組み合わされた流れ２５７は、冷媒流２６０を形成する冷媒圧縮機の第１の圧縮段階２５８内で圧縮され、次いで、インタークーラ２６１内で（例えば、水などの周囲温度流体に対して）冷却される。次いで、インタークーラ２６１を出る冷媒流２６３は、冷媒圧縮機の第２の圧縮段階２６５内で更に圧縮され、圧縮冷媒流２７０を形成するアフタークーラ２６８内で（例えば、水などの周囲温度流体に対して）冷却される。

次いで、圧縮冷媒流２７０は、２つの圧縮膨張器２７２及び２７５の圧縮段階（圧縮機部分）間に流れを分配するために、２つの流れ２７１及び２７４に分割される。圧縮冷媒流２７０の流れの４０～８０パーセント、より好ましくは、５０～７０パーセントを構成する流れ２７１は、加温圧縮膨張器２７２の圧縮機部分において更に圧縮されて流れ２７３を形成し、流れ２７４は、低温圧縮膨張器２７５の圧縮機部分において更に圧縮されて、流れ２７６を形成する。流れ２７３及び２７６は、次いで、再度組み合わされ、（例えば、水などの周囲温度流体に対して）アフタークーラ２７８内で冷却されて、更なる圧縮冷媒流２７９を形成する。代替的な配置では、流れ２７３及び２７６は、再度組み合わされる前に、別々のアフタークーラ内で冷却され得る。

次いで、更なる圧縮冷媒流２７９は、２つの流れ、すなわち、圧縮冷媒流の第１及び第２の部分（以下で更に説明される）からなり、圧縮冷媒流２７９の流量の４０～８０パーセント、より好ましくは、５０～７０パーセントを構成する流れ２８１と、圧縮冷媒流２７９の第３の部分からなる流れ２８０と、に再び分割される。

圧縮冷媒流の第１及び第２の部分からなる流れ２８１は、主熱交換器の予冷却熱交換器セクション２２４内で、第１及び第３の冷媒流２８６、２８７との間接熱交換を介して、－４５℃～－２５℃、より好ましくは、－４０℃～－３０℃に予冷却され、流れ２８１は、天然ガス供給流２２２が通過する回路（すなわち、１つ以上の通路）よりも予冷却熱交換器セクション２２４の加温側における別々の回路（すなわち、１つ以上の通路）を通って送られ、予冷却された天然ガス供給流２２６と同様の温度に予冷却される。次いで、得られた予冷却された流れ２８２は、圧縮冷媒流の第１の部分からなる流れ２８４と、圧縮冷媒流の第２の部分からなる流れ２８３と、に更に分割される。

圧縮冷媒流の第２の部分からなり、流れ２８２の流量の５～３５パーセント、より好ましくは、１０～２０パーセントを構成する流れ２８３は、次いで、上で考察されたように、第１の冷媒流２８５との間接熱交換を介して、主熱交換器の液化熱交換器セクション２３０において更に冷却（及び液化）され、液化熱交換器セクション２３０から－１１５℃～－９０℃、より好ましくは、－１１０℃～－９５℃の温度で取り出され、次いで、第１のＬＮＧ流２３２と組み合わされ、フラッシュされ、分離される第２の低温冷媒流２９０を形成し、流れ２８３は、予冷却された天然ガス供給流２２８が通過し、第１のＬＮＧ流２３２と同様の温度に冷却される回路よりも、液化熱交換器セクション２３０の加温側における別の回路を通って送られる。

圧縮冷媒流の第３の部分からなる流れ２８０は、加温圧縮膨張器２７２の膨張機部分において膨張されて、主熱交換器の予冷却セクション２２４の低温側に送られる、第３の低温冷媒流２８７を形成し、上で説明されたように、天然ガス供給蒸気２２２及び圧縮冷媒流の第１及び第２の部分からなる流れ２８１を予冷却するための冷却デューティを（第１の低温冷媒流と並んで）提供する。圧縮冷媒流の第３の部分は、好ましくは、第３の低温冷媒流２８７がガス状冷媒流として形成されるように、加温圧縮膨張器２７２の膨張機部分において膨張される際にガス状のままである。

圧縮冷媒流の第１の部分からなる流れ２８４は、低温圧縮膨張器２７５の膨張機部分において膨張されて、主熱交換器の液化セクション２３０の低温側に送られる第１の低温冷媒流２８５を形成し、上で説明されたように、予冷却された天然ガス供給蒸気２２８及び圧縮冷媒流の第２の部分からなる流れ２８３を更に冷却及び液化するための冷却デューティを提供する。圧縮冷媒流の第１の部分は、好ましくは、第１の低温冷媒流２８５がガス状冷媒流として形成されるように、低温圧縮膨張器２７５の膨張機部分において膨張される際にガス状のままである。

より具体的には、第１の低温冷媒流は、液化セクション２３０の低温側に導入され、及び加温され、ここで、予冷却された天然ガス供給蒸気２２８と、圧縮冷媒流の第２の部分からなる流れ２８３との間接熱交換を介して加温される。次いで、液化セクション２３０を出る第１の低温冷媒流２８６（液化セクション２３０に入る予冷却された天然ガス供給流２２８の温度の数℃以内に加温されている）は、第３の低温冷媒流２８７と並んで予冷却セクション２２４の低温側を通過し、ここで第１の低温冷媒流２８６は更に加温され、第３の低温冷媒流２８７は、天然ガス供給蒸気２２２及び圧縮冷媒流の第１及び第２の部分からなる流れ２８１との間接熱交換を介して加温される。上で考察されたように、予冷却セクション２２４を出る組み合わされた第１の低温冷媒流及び第３の低温冷媒流（予冷却セクション２２４に入る天然ガス供給流２２２の温度の数℃以内に加温されている）は、加温されたガス状冷媒流２８９を形成し、次いで、圧縮されたフラッシュガス流２５５、及び存在する場合、圧縮されたＢＯＧ流２９９と組み合わされる。

例解された実施形態では、液化セクション２３０を出る第１の低温冷媒流２８６は、組み合わされた流れ２８８が予冷却セクション２２４の低温側に導入され、加温される前に、第３の低温冷媒流２８７と組み合わされる。しかしながら、代替的な実施形態では、液化セクション２３０を出る第１の低温冷媒流２８５及び第３の低温冷媒流２８７は、予冷却セクション２２４の低温側に別々に導入され、組み合わせることができるか、又は（具体的には、予冷却セクション２２４がプレートフィンタイプの熱交換器セクションである場合）、液化セクション２３０を出る第１の低温冷媒流２８５及び第３の低温冷媒流２８７は、予冷却セクション２２４の低温側の別々の通路を通過し、加温され、次いで、予冷却セクション２２４から取り出された後に組み合わせることができる。

フラッシュガス圧縮機２４９、冷媒圧縮機２５８、２６５、及び（存在する場合）ＢＯＧ圧縮機２９５は、任意の好適な手段を介して電力供給され得る。例解される実施形態では、圧縮されたフラッシュガス流２５５の一部分は、（圧縮されたフラッシュガス流２５５が加温されたガス状冷媒流２８９及び存在する場合、圧縮されたＢＯＧ流２９９と組み合わされる前に）燃料流２５６として取り出され、その燃料流は、当該圧縮機を直接駆動するために及び／又は当該圧縮機を駆動するために使用される電気を生成するために使用され得る。代替的に、電力がオフサイトから（例えば、電気グリッドから）利用可能である場合、これは、圧縮機に電力を供給するために使用され得、その場合、追加の燃料の必要性がない可能性があり、燃料流２５６は省略されてもよい。

図２に示されるように、別々のフラッシュガス熱交換器２１４／２０４及び相分離器２３６／２４４を使用する代わりに、図２Ａに示されるように、これらを一体化された熱交換器及び相分離器と置換することが可能である。

この配置では、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット２１４及び第２のフラッシュガス熱交換器ユニット２０４は、各々コイル巻き熱交換器ユニットであり、各ユニットは、予冷却及び液化セクションの両方（この場合、両方のコイル巻き熱交換器セクション）を包含するシェルケーシングと、予冷却及び液化セクションの下方に位置付けられる相分離器セクションと、を備える。

ＬＮＧ液圧タービン２３３を出る第１のＬＮＧ流２３４、第２の低温冷媒流２９０及び第２のＬＮＧ流２１６は、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュされ、組み合わされ、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット２１４の相分離器セクションに導入され、ここで、液体相及び蒸気相に分離され、液体相は、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット２１４の底部から取り出されて、第４のＬＮＧ流２４１を形成し、蒸気相は、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット２１４の液化及び予冷却セクションのシェル側を通って上昇する第１のフラッシュガス流を形成し、第１の補助天然ガス流２１２を予冷却、冷却、及び液化するための冷却デューティを提供する。

第３のＬＮＧ流２０６及び第４のＬＮＧ流２４１は、Ｊ－Ｔバルブを横切ってフラッシュし、組み合わされて、第２のフラッシュガス熱交換器ユニット２０４の相分離器セクションに導入され、液体相及び蒸気相に分離され、液体相は、第２のフラッシュガス熱交換器ユニット２０４の底部から取り出されて、ＬＮＧ生成物流２４５を形成し、蒸気相は、第２のフラッシュガス熱交換器ユニット２０４の液化及び予冷却セクションのシェル側を通って上昇する第２のフラッシュガス流を形成し、第２の補助天然ガス流２０２を予冷却、冷却及び液化するための冷却デューティを提供する。

図１に描写される閉ループ方法及びシステム、同様に従来技術に記載される閉ループＡＰ－Ｃ１（商標）方法及びシステムと比較して、図２の「セミ開」ループ方法及びシステムは、改善された動作性及び低減された機器の複雑さを提供する。具体的には、図２の方法及びシステムでは、フラッシュガス圧縮機２４９の出口は、天然ガス供給流（液化効率のためには相対的に高い圧力である必要がある）に接続する代わりに、冷媒圧縮機２５８／２６５の入口に送られる。これにより、フラッシュガス圧縮機から冷媒圧縮機に冷却力がシフトし、圧縮段階の数の低減を可能にすることによって、フラッシュガス圧縮機を著しく簡素化することを可能にする。例えば、５段階フラッシュガス圧縮機を必要とする閉ループＡＰ－Ｃ１（商標）方法及びシステムと比較して、図２の方法は、３段階圧縮機のみを必要とし得、これはまた、１つ小さい圧縮機ケーシングをもたらすであろう。

ＵＳ２０１８／０１８０３５４Ａ１に記載及び描写される開ループ方法及びシステムと比較して、図２の「セミ開」ループ方法及びシステムは、特に、ターンダウン中に、より効率的に動作することができる。具体的には、ＵＳ２０１８／０１８０３５４Ａ１の方法及びシステムでは、冷媒圧縮機を出る冷媒の一部分は、天然ガス供給部に直接送られ、そのため、冷媒圧縮機は、冷媒圧縮機の出口圧力が天然ガス供給圧力と一致するように動作されなければならない（これは、上述のように、液化効率のために相対的に高い圧力である必要がある）。逆に、図２の方法及びシステムでは、圧縮された冷媒は、天然ガス供給流から分離されたままであり、組み合わされず、それによって、冷媒圧縮機の出口圧力を天然ガス供給圧力から切り離す。これにより、冷媒ループ内の冷媒の圧力を下げることが可能となり、一方で天然ガス供給流をより高く、より効率的な液化圧力で動作させ続けることができ、そのため、より多くの自由度を提供し、異なる動作条件下でのプロセスのより高いレベルの最適化を可能にする。

実施例１
この実施例では、Ａｓｐｅｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ，Ｉｎｃ．から入手可能なＡｓｐｅｎシミュレーションソフトウェア、バージョン１０を使用して、図２に描写されるような天然ガスを冷却及び液化するための方法及びシステムをシミュレートした。

表１は、模擬例からのデータを示す。この実施例では、２段階冷媒圧縮機２５８／２６５は、およそ１２４．６ＭＷのガス馬力を有し、多段式フラッシュガス圧縮機２４９（この実施例では２つのインタークーラを含む）及びＢＯＧ圧縮機２９５は、それぞれ、およそ１４．０ＭＷ及び５．０ＭＷのガス馬力を有し、第２の低温冷媒流２９０は、液圧タービン２３３の上流の第１のＬＮＧ流２３２と組み合わされた。
表１：

本発明は、好ましい実施形態を参照して上で説明された詳細に限定されるものではなく、以下の特許請求の範囲に定義される本発明の趣旨又は範囲から逸脱することなく、多数の修正及び変形を行うことができることが理解されよう。

Claims (20)

1. 天然ガスを液化する方法であって、
   （ａ）少なくとも第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を冷却及び液化して、第１の液化天然ガス流及び加温されたガス状冷媒流を形成する工程と、
   （ｂ）前記第１の液化天然ガス流をフラッシュさせ、分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成する工程と、
   （ｃ）前記第１のフラッシュガス流及び前記加温されたガス状冷媒流を組み合わせ、圧縮して、圧縮冷媒流を形成する工程と、
   （ｄ）前記圧縮冷媒流の少なくとも第１の部分を膨張させて、前記第１の低温冷媒流を形成する工程と、を含み、
   前記天然ガス供給流が、前記第１のフラッシュガス流又は前記圧縮冷媒流のいずれかから分離されたままであり、前記第１のフラッシュガス流又は前記圧縮冷媒流のいずれかと組み合わされない、方法。
2. 工程（ａ）が、主コイル巻き熱交換器ユニット又はユニットのセットのうちの１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われる、請求項１に記載の方法。
3. 工程（ｃ）が、前記第１のフラッシュガス流と、前記加温されたガス状冷媒流とを組み合わせる前に、前記第１のフラッシュガス流を１つ以上のフラッシュガス圧縮段階において圧縮することと、組み合わされた第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流を１つ以上の冷媒圧縮段階において圧縮して、前記圧縮冷媒流を形成することと、を含む、請求項１に記載の方法。
4. 前記方法が、
   （ｅ）前記天然ガス供給流が工程（ａ）において冷却及び液化される前に、前記天然ガス供給流から第１の補助天然ガス流を取り出す工程と、
   （ｆ）前記第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記第１の補助天然ガス流を冷却及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成する工程と、を更に含み、
   前記第１のフラッシュガス流が、工程（ｃ）において圧縮され、前記加温されたガス状冷媒流と組み合わされる前に、工程（ｆ）において加温され、
   工程（ｂ）が、前記第２の液化天然ガス流及び前記第１の液化天然ガス流を組み合わせ、フラッシュさせ、及び分離して、前記液化天然ガス生成物流及び少なくとも前記第１のフラッシュガス流を形成することを含む、請求項１に記載の方法。
5. 工程（ｆ）が、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット又はユニットのセットのうちの１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われる、請求項４に記載の方法。
6. 前記第１のフラッシュガス熱交換器ユニットが、相分離器セクションの上方に位置付けられた１つ以上のコイル巻き熱交換器セクションを包含するシェルケーシングを備える、一体型熱交換器及び相分離器であり、前記相分離器セクションが、工程（ｂ）において使用されて、前記第１のフラッシュガス流を前記第１及び第２の液化天然ガス流から分離する、請求項５に記載の方法。
7. 工程（ｆ）が、前記第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記第１の補助天然ガス流を予冷却、冷却、及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成することを含み、
   前記方法が、前記第１の補助天然ガス流を予冷却した後、及び液化する前に、前記第１の補助天然ガス流から天然ガスの第１の側流を取り出すことと、工程（ａ）において前記天然ガス供給流を予冷却した後、及び前記天然ガス供給流の液化前に、前記天然ガスの第１の側流を、前記天然ガス供給流に導入することと、を更に含む、請求項４に記載の方法。
8. 工程（ｂ）が、前記第１の液化天然ガス流をフラッシュさせ、分離して、前記液化天然ガス生成物流、並びに少なくとも前記第１のフラッシュガス流及び第２のフラッシュガス流を形成することを含み、
   工程（ｃ）が、前記第２のフラッシュガス流、前記第１のフラッシュガス流、及び前記加温されたガス状冷媒流を組み合わせ、圧縮して、圧縮冷媒流を形成することを含み、
   前記天然ガス供給流もまた、前記第２のフラッシュガス流から分離されたままであり、前記第２のフラッシュガス流と組み合わされない、請求項１に記載の方法。
9. 工程（ｃ）が、前記第２のフラッシュガス流と前記第１のフラッシュガス流とを組み合わせる前に、１つ以上のフラッシュガス圧縮段階において前記第２のフラッシュガス流を圧縮することと、次いで、組み合わされた第１及び第２のフラッシュガス流と前記加温されたガス状冷媒流とを組み合わせる前に、前記組み合わされた第１及び第２のフラッシュガス流を１つ以上の更なるフラッシュガス圧縮段階において圧縮することと、前記組み合わされた第１及び第２のフラッシュガス流並びに前記加温されたガス状冷媒流を、１つ以上の冷媒圧縮段階において圧縮して、前記圧縮冷媒流を形成することと、を含む、請求項８に記載の方法。
10. 前記方法が、
    （ｅ）工程（ａ）において前記天然ガス供給流が冷却及び液化される前に、第１の補助天然ガス流及び第２の補助天然ガス流を前記天然ガス供給流から取り出す工程と、
    （ｆ）前記第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記第１の補助天然ガス流を冷却及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成する工程と、
    （ｇ）前記第２のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記第２の補助天然ガス流を冷却及び液化して、第３の液化天然ガス流を形成する工程と、を更に含み、
    前記第１のフラッシュガス流が、工程（ｃ）において圧縮され、前記第２のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流と組み合わされる前に、工程（ｆ）において加温され、
    前記第２のフラッシュガス流が、工程（ｃ）において圧縮され、前記第１のフラッシュガス流及び加温されたガス状冷媒流と組み合わされる前に、工程（ｇ）において加温され、
    工程（ｂ）が、前記第２の液化天然ガス流及び前記第１の液化天然ガス流を組み合わせ、フラッシュさせ、分離して、第４の液化天然ガス流及び前記第１のフラッシュガス流を形成することと、次いで、前記第４の液化天然ガス流及び前記第３の液化天然ガス流を組み合わせ、フラッシュさせ、分離して、前記液化天然ガス生成物流及び少なくとも前記第２のフラッシュガス流を形成することと、を含む、請求項８に記載の方法。
11. 工程（ｆ）が、第１のフラッシュガス熱交換器ユニット又はユニットのセットのうち１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われ、工程（ｇ）が、第２のフラッシュガス熱交換器ユニット又はユニットのセットのうち１つ以上のコイル巻き熱交換器セクション内で行われる、請求項１０に記載の方法。
12. 前記第１のフラッシュガス熱交換器ユニットが、相分離器セクションの上方に位置付けられた１つ以上のコイル巻き熱交換器セクションを包含するシェルケーシングを備える、一体型熱交換器及び相分離器であり、前記相分離器セクションが、前記第１のフラッシュガス流を前記第１及び第２の液化天然ガス流から分離するために工程（ｂ）において使用され、
    前記第２のフラッシュガス熱交換器ユニットが、相分離器セクションの上方に位置付けられた１つ以上のコイル巻き熱交換器セクションを包含するシェルケーシングを備える、一体型熱交換器及び相分離器であり、前記相分離器セクションが、前記第２のフラッシュガス流を前記第３及び第４の液化天然ガス流から分離するために工程（ｂ）において使用される、請求項１１に記載の方法。
13. 工程（ｆ）が、前記第１のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記第１の補助天然ガス流を予冷却、冷却、及び液化して、第２の液化天然ガス流を形成することを含み、
    工程（ｇ）が、前記第２のフラッシュガス流との間接熱交換を介して前記第２の補助天然ガス流を予冷却、冷却、及び液化して、第３の液化天然ガス流を形成することを含み、
    前記方法が、前記第１の補助天然ガス流の予冷却後、液化前に、前記第１の補助天然ガス流から天然ガスの第１の側流を取り出すことと、前記第２の補助天然ガス流の予冷却後、液化前に、前記第２の補助天然ガス流から天然ガスの第２の側流を取り出すことと、工程（ａ）における、前記天然ガス供給流の予冷却後、前記天然ガス供給流の液化前に、前記天然ガスの第１の側流及び前記天然ガスの第２の側流を前記天然ガス供給流に導入することと、を更に含む、請求項１０に記載の方法。
14. 前記方法が、
    （ｈ）前記液化天然ガス生成物流を液化天然ガス貯蔵タンクに導入し、液化天然ガス生成物を前記液化天然ガス貯蔵タンク内に貯蔵する工程と、
    （ｉ）前記液化天然ガス貯蔵タンクからボイルオフガス流を取り出す工程と、を更に含み、
    工程（ｃ）が、前記ボイルオフガス流、前記第１のフラッシュガス流、及び前記加温されたガス状冷媒流を組み合わせ、圧縮して、前記圧縮冷媒流を形成することを含み、
    前記天然ガス供給流もまた、前記ボイルオフガス流から分離されたままであり、前記ボイルオフガス流と組み合わされない、請求項１に記載の方法。
15. 工程（ｃ）が、前記ボイルオフガス流、前記第１のフラッシュガス流、及び前記加温されたガス状冷媒流を組み合わせる前に、１つ以上のボイルオフガス圧縮段階において前記ボイルオフガス流を圧縮することと、１つ以上の冷媒圧縮段階において組み合わされたボイルオフガス流、前記第１のフラッシュガス流、及び前記加温されたガス状冷媒流を圧縮して、前記圧縮冷媒流を形成することと、を含む、請求項１４に記載の方法。
16. 工程（ｄ）が、前記圧縮冷媒流の第１の部分を膨張させて、前記第１の低温冷媒流を形成することを含み、
    工程（ｂ）が、前記第１の液化天然ガス流及び第２の低温冷媒流を組み合わせ、フラッシュさせ、分離して、前記液化天然ガス生成物流及び少なくとも前記第１のフラッシュガス流を形成することを含み、
    前記方法が、
    （ｊ）前記第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒流の第２の部分を冷却して、前記第２の冷却冷媒流を形成する工程を更に含む、請求項１に記載の方法。
17. 前記方法が、
    （ｋ）前記圧縮冷媒流の第３の部分を膨張させて、第３の低温冷媒流を形成する工程を更に含み、
    工程（ａ）が、前記第１及び第３の低温冷媒流との間接熱交換を介して前記天然ガス供給流を予冷却することと、前記第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して天然ガス供給流を更に冷却及び液化して、前記天然ガス供給流から前記第１の液化天然ガス流、及び前記第１及び第３の低温冷媒流から前記加温されたガス状冷媒流を形成することと、を含む、請求項１６に記載の方法。
18. 前記方法が、
    （ｌ）前記圧縮冷媒流の前記第１の部分が工程（ｄ）において膨張される前に、及び前記圧縮冷媒の前記第２の部分が工程（ｊ）において更に冷却される前に、前記第１及び第３の低温冷媒流との間接熱交換を介して、前記圧縮冷媒流の前記第１及び第２の部分を予冷却する工程を更に含む、請求項１７に記載の方法。
19. 前記第１の低温冷媒流が、ガス状冷媒流である、請求項１に記載の方法。
20. 天然ガスを液化するためのシステムであって、
    天然ガス供給流及び少なくとも第１の低温冷媒蒸気を受容することと、少なくとも前記第１の低温冷媒流との間接熱交換を介して前記天然ガス供給流を冷却及び液化して、第１の液化天然ガス流及び加温されたガス状冷媒流を形成することと、を行うように配置及び構成された１つ以上の熱交換器セクションと、
    前記第１の液化天然ガス流を受容し、フラッシュさせ、及び分離して、液化天然ガス生成物流及び少なくとも第１のフラッシュガス流を形成するように配置及び構成された１つ以上の膨張及び分離デバイスと、
    前記第１のフラッシュガス流及び前記加温されたガス状冷媒流を受容し、組み合わせ、及び圧縮して、圧縮冷媒流を形成するように配置及び構成された１つ以上の導管及び冷媒圧縮段階と、
    前記圧縮冷媒流の少なくとも第１の部分を受容し、膨張させて、前記第１の低温冷媒流を形成するように配置及び構成された膨張デバイスと、を備え、
    前記システムが、前記天然ガス供給流が、前記第１のフラッシュガス流又は前記圧縮冷媒流のいずれかから分離されたままであり、前記第１のフラッシュガス流又は前記圧縮冷媒流のいずれかと組み合わされないように配置及び構成される、システム。