JP4317187B2 - 液化天然ガスの再ガス化の構成および方法 - Google Patents

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Description

本願は、２００３年６月５日に出願された米国特許仮出願第６０／４７６７７０号の恩恵を主張する。
本発明は、ガス処理に関し、詳しくは、Ｃ２、Ｃ３および／またはより高級な成分を回収または除去するための、液化天然ガスの再ガス化に関する。
アメリカ合衆国における天然ガスの需要は、最近急激に上昇してきているので、天然ガスの市場価格は、ますます不安定さを増している。従って、天然ガスの代替エネルギー源として液化天然ガス（ＬＮＧ）を輸入することに対する関心が復活している。しかし、ほとんどの輸入ＬＮＧは、北米天然ガスパイプライン仕様が認めているものより大きな発熱量を有し、重質の炭化水素に、より富んでいる。例えば、いくつかの国では、より重質の、発熱量の大きいＬＮＧの使用が、通常、認められているが、北米市場のための必要条件は、環境上の（ｅｃｏｌｏｇｉｃａｌ ａｎｄ ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌ）懸念によって決定され、さらにＬＮＧの個々の使用方法に依存することになりうる。
大部分の米国パイプラインの操業者は、輸送用に比較的高級炭化水素含有量の少ない天然ガス（リーンガス：ｌｅａｎ ｇａｓ）を求めおり、いくつかの州では、非メタン内容物の量に制限を設けている。さらに、中西部地域のいくつかの州では、天然ガスの総発熱量は９６０〜１０５０Ｂｔｕ／ｓｃｆ（約３５〜３９ＭＪ／標準ｍ３）の範囲に限定されているが、カリフォルニア州では、容認されている総発熱量は９７０〜１１５０Ｂｔｕ／ｓｃｆ（約３６〜４３ＭＪ／標準ｍ３）の範囲である。大部分のＬＮＧ源（例えば、中東地域または東南アジアからのもの）は、通常、北米の要求よりも発熱量が大きく、Ｃ２〜Ｃ６成分をより多く含有している。表１には、現在のカリフォルニア州のパイプラインガス基準および輸入ＬＮＧ組成物の典型的な範囲が示されている。
Figure 0004317187
環境規制がより厳しくなるにつれて、現行の仕様よりも、より厳格にＬＮＧ組成物を管理することが北米市場において予期されており、ＬＮＧからＣ２＋成分をより経済的に除去することのできる新しい方法が求められている。さらに、そのような方法は、輸入業者が、北米仕様を満たすＬＮＧ源に限定されず、さまざまな低価格市場からＬＮＧを購入することができるように、広範囲のＬＮＧを取り扱うことができる十分な柔軟性を装置に、有利には与えなければならない。
リッチ（ｒｉｃｈ）ＬＮＧ（例えば、インドネシアからのＬＮＧは、通常、１２００〜１３００Ｂｔｕ／ＳＣＦ（約４４〜４８ＭＪ／標準ｍ３）である）を再ガス化するための従来の方法は、燃料燃焼加熱器の中で、または海水加熱器によりＬＮＧを加熱し、次いで、気化したＬＮＧを窒素またはリーンガスにより希釈して発熱量の仕様を満たすようにすることを含んでいる。しかし、燃料ガス加熱器は燃焼排出物質およびＣＯ２汚染物質を発生させ、海水加熱器は高価な海水システムを必要とする上に、海洋環境に負の影響を与えるので、いずれの加熱方法も望ましくない。さらに、天然ガスの発熱量を制御するために窒素を用いて希釈することは、稼働するのにかなりのコストが掛かる窒素源（例えば、空気分離装置）が通常必要になるので、通例経済的でない。希釈法は、「規格に適合する」発熱量を生み出すことができるが、ＬＮＧ組成物に及ぼす効果は比較的小さく、最終組成物（特に、Ｃ２およびＣ３＋成分に関して）は、北米またはその他の環境に敏感な市場の環境基準にとって、依然として受け入れられないものである。従って、ＬＮＧのストリッピング工程または他のガスの精留段階を使用しなければならず、通常、これには、脱メタン塔のオーバーヘッドが再凝縮されて液体の形になり、次いで、汲み上げられ、蒸発器において蒸発させられるリボイラを使用して、脱メタン塔においてＬＮＧを蒸発することが必要であり、資本および操業コストをさらに押し上げる。例示的な再ガス化方法および構成は、ＭｃＣａｒｔｎｅｙの米国特許第６５６４５７９号に記載されている。
従って、ＬＮＧ再ガス化のための多くの方法および構成は、当業界において知られているが、それらのすべて、またはほとんどすべては、１つまたは複数の欠点に悩まされている。最も顕著なのは、現在知られている方法の多くは、エネルギー効率が悪く、発熱量および組成の必要条件を満たす際の柔軟性がないことである。従って、ＬＮＧの再ガス化におけるガス処理に対して、改善された構成および方法を提供するという要求は、依然として存在する。
本発明は、熱源（例えば、装置と一体化されたまたは熱的に結合された）がＬＮＧを加熱し、次いでＬＮＧが膨張させられて仕事を生み出す装置内において、ＬＮＧを処理する構成および方法を対象とする。特に好ましい熱源には、複合サイクル発電装置からの排熱が含まれる。さらにいっそう好ましい装置においては、ＬＮＧの加工処理には、脱メタン塔および脱エタン塔が使用され、脱メタン塔では、ストリッピング媒質として膨張させられた蒸気を用いてＬＮＧからのＣ２＋成分を除去し、脱エタン塔オーバーヘッド凝縮器の冷却負荷は、ＬＮＧが加熱される前にＬＮＧ内に存在していた冷凍容量によって供給される。さらに、ＬＮＧ中の冷凍容量を利用して、ガスタービン燃焼空気（ブレイトンサイクル）、および蒸気タービン（ランキンサイクル）内の表面凝縮器を冷却することにより、複合サイクル発電装置の発電効率を上昇させる。
従って、本発明の内容の一態様においては、企図された装置は、液化天然ガスの第１部分を加熱する熱源（例えば、複合サイクル発電装置）および加熱された液化天然ガスの前記第１部分が膨張させられて仕事を生み出す膨張器を含むことになる。膨張させられたガスの少なくとも一部が、ストリッピングガスとして脱メタン塔に供給され、リーンガス（エタンが部分的にまたは全体的に減少させられた）および脱メタン残油を生み出し、リーンガスは膨張器によってもたらされる仕事の、少なくとも一部を用いて再圧縮できることが、さらに好ましい。脱メタン残油は、次いで、エタン製品および液化石油ガス製品を生み出す脱エタン塔に供給され、少なくともいくつかの構成においては、エタン製品は、複合サイクル発電装置における燃料として使用される。
そのような装置のさらに好ましい態様においては、脱エタン塔の還流凝縮器の負荷の少なくとも一部は、熱源が液化天然ガスを加熱する前に、液化天然ガスの部分の冷凍容量によってもたらされること、および／または液化天然ガスの第２部分が、脱メタン塔内で分離されてリーンガスおよび脱メタン残油（第２部分および第１部分は、好ましくは約０．４〜０．７の間の比率を有する）となることが企図されている。
従って、本発明の内容の別の態様においては、企図された装置は、第１部分および第２部分に分割された液化天然ガスを含み、第１部分は脱メタン塔に入る前に加熱されて膨張させられ、第２部分は脱メタン塔の還流として使用される。第１部分は膨張器内で膨張させられ、仕事（例えば、電力）を生み出すことが通常好ましく、膨張させられた蒸気は、膨張器によって供給される仕事を用いることにより、パイプラインの圧力になるように圧縮されるリーンガスを製造するための、脱メタン塔のストリッピングガスを形成する。加えて、企図された装置は脱エタン塔を含み、ＬＮＧの第１部分は、第１部分が加熱され膨張させられる前に、脱エタン塔の還流凝縮器の負荷を供給する。適切な装置においては、脱メタン塔において脱エタン塔へ供給される残油が製造され、脱エタン塔では、液化石油ガス（Ｃ３＋）製品およびエタン製品が製造され、次に、石油化学供給原料として売られるかまたは複合サイクル発電装置におけるタービン燃料として燃焼される。該当する場合は（例えば、安全性に対する懸念を低減するために）、第１部分の加熱は、ガスタービン燃焼空気、蒸気タービン吐出、熱回収装置、および／または煙道ガス流れから熱を移動させる伝熱流体（例えば、グリコールと水の混合物）により行われる。ＬＮＧの使用によって、複合サイクル、つまり、ガスタービンサイクル（ブレイトンサイクル）および蒸気タービンサイクル（ランキンサイクル）の発電効率が改善されるので、発電装置へ統合することは、特に有利である。
本発明の内容のさらなる態様においては、装置には、複合サイクル発電装置に動作的に結合されている再ガス化装置が含まれており、液化天然ガスは、複合サイクル発電装置からの排熱により加熱され、加熱された液化天然ガスから生じたリーン天然ガスは、加熱された液化天然ガスが膨張することにより生じた動力を用いて圧縮される。そのような装置においては、再ガス化装置により、液化石油ガス（Ｃ３＋）製品およびエタン燃焼燃料が複合サイクル発電装置に供給され、エタンが液化天然ガスから製造されることが、特に企図されている。脱メタン塔からリーン天然ガスが製造され、場合により、さらに、脱メタン塔残油（Ｃ２＋）が脱エタン塔に供給され、脱エタン塔において石油化学供給原料または燃焼燃料として、液化石油ガス（Ｃ３＋）製品およびエタン製品が製造されることがさらに好ましい。そのような装置においては、発電装置へ統合することにより、複合サイクル発電装置の全体としての発電効率が上昇することが企図されている。
本発明のさまざまな目的、特徴、態様および利点は、以下の本発明の好ましい実施形態の詳細な記述および添付図から、より明らかになるはずである。
本発明者らは、ＬＮＧにおける比較的大量の冷凍容量を利用するようなやり方でＬＮＧを加工処理できることを発見した。より具体的には、本発明者らは、ＬＮＧ流れを所望の圧力で汲み出し、第１および第２部分に分割し、第１部分は脱メタン塔内で還流流れとして使用し、冷凍容量およびエネルギーを一段階またはそれ以上の段階において、第２部分から取り出すことができることを発見した。
図１において描かれている本発明の内容の、ある好ましい態様においては、ＬＮＧが汲み出され、２つの部分に分割される。第１部分は、冷還流として脱メタン塔に送られ、第２部分は、発電に利用される。ここで、第２部分は、（ａ）脱エタン塔内に凝縮還流負荷を供給すること、（ｂ）ガスタービンへの燃焼空気を冷却すること、および（ｃ）流れサイクル中の表面凝縮器を冷却すること、および（ｄ）複合サイクル発電装置内のＨＲＳＧ（Ｈｅａｔ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｓｔｅａｍ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ：排熱回収ボイラ）からの排熱を用いてさらに加熱することによって加熱される。
より具体的には、図１の例示的な構成において、ＬＮＧの装置への流量は、上の表１に示された典型的なガス組成を有する天然ガスの１．２ＢＳＣＦＤ（ｂｉｌｌｉｏｎ ｓｔａｎｄａｒｄ ｃｕｂｉｃ ｆｅｅｔ ｐｅｒ ｄａｙ）（約３４Ｍ標準ｍ３／日）に等しい。貯蔵所（または他の適切な供給源）からのＬＮＧ流れ１は、約１５ｐｓｉａ（ｐｏｕｎｄ ｐｅｒ ｓｑｕａｒｅ ｉｎｃｈ ａｂｓｏｌｕｔｅ：ｐｓｉ絶対圧）（約大気圧）の圧力で、通常、約−２６０°Ｆ〜−２５５°Ｆ（約−１６２〜−１５９℃）の温度である。流れ１は、ＬＧＮポンプ１０１によって、脱メタン塔に入るのに必要とされる適切な圧力、通常、約４００〜５００ｐｓｉｇ（ｐｓｉゲージ圧）（約２．８〜３．４ＭＰａ・ゲージ）にされ、圧力を掛けられたＬＮＧ流れ２を形成する。圧力を掛けられたＬＮＧ流れ２は、次いで、好ましくは、０．４〜０．７の比率（すなわち、流れ４の流量を流れ３の流量で割り算した値）で、流れ４および流れ３に分割される。流れ４の流量が大きくなると、脱メタン塔１０４への還流が増大させられることになり、Ｃ２＋成分の除去を増大させる。例えば、０．５〜０．６の分割比率の場合は、除去水準は、エタンについて約９０％、プロパンについて約９９％である。分割比率を０．４〜０．５に低下させると、それに対応して、除去水準はエタンについて１０％〜５０％へ低下する。還流の比率を変化させることは、９０％またはそれ以上の水準に維持できるプロパンの回収に、通常、ほんの僅かな影響しか及ぼさないはずであり、液化石油ガスはより価値のある製品となるので、好ましい。従って、分割比率を変化させることにより、販売ガスのＣ２＋成分の量は、はっきりした市場の要求を満たすように制御できることが認められるべきである。０．４〜０．７の分割比率が通常好ましいが、適切な分割比率には、０．３〜０．３９、および０．７１〜０．９が含まれる。
流れ３は、さらに、ポンプ１０２において約１５００ｐｓｉｇ〜２５００ｐｓｉｇ（約１０．３〜１７．２ＭＰａ・ゲージ）になるように汲み上げられ、流れ５を形成し、いくつかの段階において加熱される。まず、流れ５は、脱エタン塔装置の脱エタン塔オーバーヘッド凝縮器１０８において加熱されて約−２００°Ｆ（約−１２９℃）で流れ６となる。流れ６は、燃焼空気がガスタービン１１２へ供給される前に、周囲温度から約３０°Ｆ〜６０°Ｆ（約−５〜１５℃）（流れ２１）の温度に冷却される燃焼空気１９を冷却することによって、熱交換器１１１においてさらに加熱される。燃焼空気から凝縮された水は、熱交換器１１１からの流れ２０として、除去される。低温の燃焼空気は、より高密度であり、ガスタービン１１２および発電機１１４の発電効率および容量を増大させる。勿論、流れ２１の最適温度の選択は、ガスタービンの性能によって決まることが認められるべきである。理論的には、ガスタービンの入口空気は、さらに冷却できるものであり、より大きな発電が得られる。しかし、入口空気温度を下げた場合の最大出力限界が存在し、これは、ガスタービン性能特性および機械的制約の関数である。
熱交換器１１１からの高圧天然ガス流れ７は、蒸気サイクルにおける表面凝縮器１１６の冷却水を冷却するために、さらに利用される。ＬＮＧを低温吸熱源として使用することにより、蒸気タービンサイクルにおいて使用されるランキンサイクルの発電効率が大きく改善される。高圧天然ガスは、ＨＲＳＧ（Ｈｅａｔ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｓｔｅａｍ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ：排熱回収ボイラ）からの煙道ガス流れ２２／２３の排熱により、１２５°Ｆ〜３００°Ｆ（約５２〜１４９℃）へとさらに加熱される。蒸気タービンによって生じる出力は、発電機１１８を用いて発電するために使用される。蒸気凝縮器から生じたボイラ供給水の流れ２４は、蒸気サイクル発電装置に戻る前に、ＨＲＳＧ１１５において汲み上げられ、蒸発させられ、過熱されて流れ２５になる。１２５°Ｆ〜３００°Ｆ（約５２〜１４９℃）の温度、および１４５０ｐｓｉｇ〜２４５０ｐｓｉｇ（約１０．０〜１６．９ＭＰａ・ゲージ）の圧力で加熱された高圧天然ガス８は、次いで、膨張器１１９内で膨張させられる。膨張力の一部は、残留ガス圧縮機１０３を駆動するために使用され、余分な出力は、発電機１１７において発電するために使用される。市場の条件およびその他の要因に応じて、エタンのオフガス流れ１５および場合により、Ｃ３＋ＮＧＬ（液体天然ガス）流れ１８は、ガスタービン１１２の燃料ガスとして使用できる。
４０°Ｆ〜−４０°Ｆ（約４〜−４０℃）の膨張器の出口流れ９は、４００ｐｓｉｇ〜５００ｐｓｉｇ（約２．８〜３．４ＭＰａ・ゲージ）の圧力で稼働している脱メタン塔１０４に供給される。流れ９は、脱メタン塔が必要としているリボイラの加熱のすべてではないとしても、少なくとも一部を供給していることは、特に注目されるべきである。脱メタン塔１０４の還流の負荷は、流れ４により供給される。そのような還流／ストリッピング構成は自己充足的であり、通常、いかなる燃料消費も必要としないことは、特に注目されるべきである。必要な場合は、ボトムリボイラ１０５を使用して加熱に必要なものを補うことができ、複合サイクル設備からの排熱を使用することができる。脱メタン塔のオーバーヘッド１０は、次いで、圧縮機１０３により再圧縮され、通常はパイプラインの圧力で、流れ１１を形成する。
脱メタン塔１０４からの残油流れ１２は、圧力を徐々に下げられ、脱エタン塔１０６へ送られる。脱エタン塔のオーバーヘッド流れ１３は、冷却液としてＬＮＧ流れ５を用いてオーバーヘッド凝縮器１０８において冷却される。冷却されたオーバーヘッド流れ１４は、還流ドラム１０９において分離され、液体流れ１６は、還流ポンプ１１０により汲み上げられ、還流として脱エタン塔の頂点へ送られる流れ１７になる。脱エタン塔のリボイラ負荷は、複合サイクル装置からの排熱を使用して、リボイラ１０７により供給される。脱エタン塔内で、石油化学装置への供給原料または複合サイクルの燃料ガスとして使用できるエタン流れ１５が製造され、液体製品として販売することができる残油Ｃ３＋ＮＧＬ流れ１８がさらに製造される。
別法として、図２の例示的な装置構成において描かれているように、熱源をＬＮＧ処理と熱的に結合させることにより、熱の統合も達成できる。ここでは、加熱され、仕事を実行するＬＮＧの部分は、複合サイクル発電装置からＬＮＧ処理装置へ熱を供給する伝熱（例えば、グリコールベースの伝熱流体）を使用して、加熱される。
ここでは、上の図１の方法と同様に、ＬＮＧ流れ１は、貯蔵所またはその他の供給源から−２５５°Ｆ（約−１５９℃）で供給され、ＬＮＧポンプ１０１によって、脱メタン塔１０４に入るのに必要な圧力、約４５０〜５５０ｐｓｉｇ（約３．１〜３．８ＭＰａ・ゲージ）に加圧される。加圧されたＬＮＧの約５０％（または、５０００ＧＰＭ（ガロン／分）（約１１００ｍ３／時））は、分離され、塔還流（ｃｏｌｕｍｎ ｒｅｆｌｕｘ）として脱メタン塔１０４へ送られる。残りの５０％は、ＬＮＧ出力サイクルポンプ１０２により、約２０００ｐｓｉｇ（約１３．８ＭＰａ・ゲージ）に押し上げられ、統合された脱エタン塔還流凝縮器１０８において加熱され、発電機１１７を使用した発電のために膨張器１１９において膨張される前に、熱交換器１２０においてさらに加熱される。また、統合された熱交換器１０８は、内部流れ（ｉｎｔｅｒｎａｌ ｓｔｒｅａｍ）の形態で脱エタン塔還流を供給し、図１の還流ドラム１０９および還流ポンプ１１０が削除されている。２０００ｐｓｉｇ（約１３．８ＭＰａ・ゲージ）を超える膨張器の入口圧力を利用して、出力および効率を上げることができるが、より高い出力による収入とより高い装置のコストとの間には経済的なトレードオフが存在しており、より高い膨張器の圧力は、電力をプレミアム付きで販売することができる場合に、正当化できるのみである。
脱エタン塔のオーバーヘッドは、次いで、膨張器１１９からの出力を使用している圧縮機１０３によって、パイプラインの圧力にまで圧縮される。脱エタン塔１０６は脱メタン塔１０４の残油を受け入れ、販売することもできるが装置の他の部分で（例えば、複合サイクル発電装置として）使用されるまたは合成原料として使用されるエタンオーバーヘッド製品１５およびＬＰＧ製品１８を製造する。この例示的な構成の複合サイクル発電装置には、図１のような熱交換器１１１、１１５、および１１６が含まれ、伝熱媒体はポンプ１２１により汲み上げられる。
従って、１０２からの高圧ＬＮＧは、２つの熱交換器、１０８および１２０において加熱される。脱エタン塔オーバーヘッド内の還流凝縮器１０８は、ＬＮＧの温度を−２５５°Ｆ（約−１５９℃）から約−１９０°Ｆ（約−１２３℃）に上昇させる。ＬＮＧを利用して分別工程における冷凍条件を満たすことができ、従って、コストの掛かる冷凍圧縮機装置および電力消費を削除することができる。ＬＮＧは、発電装置からの排熱を利用してグリコール熱交換器１２０内で約３００°Ｆ（約１４９℃）に、さらに加熱される。グリコール／水熱混合物（ｇｌｙｃｏｌ／ｗａｔｅｒ ｈｅａｔ ｍｉｘｔｕｒｅ）、または類似の他の伝熱流体は、発電（ｐｏｗｅｒ）ブロックおよびＬＮＧ再ガス化設備の間の伝熱媒体として好ましく使用される。間接熱交換工程においては、発電ブロックによる直接熱交換からＬＮＧを孤立させることが有利であり、装置の故障による、ＬＮＧに関連した、起こる可能性のある危険（ｒｉｓｋ ａｎｄ ｈａｚａｒｄｓ）を避ける。
冷却されたグリコール系の別の利点には、表面凝縮器へ送る冷却水の供給温度が低下することが含まれ、温度がより低くなると、蒸気タービン発電装置内で使用されているランキンサイクルの効率を上げることができる。このことは、通常、表面凝縮器の温度および圧力を低下させるという結果をもたらすはずであり、従って、復水蒸気タービンの背圧はより低くなる。通常、復水蒸気タービンの背圧を１ｐｓｉ（約６．９ＫＰａ）だけ低くすると、蒸気タービンの出力は約６％増大することになる。図２に示されたグリコール流れの構成は、単なる概略であり、現実のグリコール巡回路はより複雑であり、２つの設備の間の最適熱統合に必要とされる多数の流れ巡回路を含む。
図２の例示的な構成においては、高温、高圧の天然ガスが約４００〜５００ｐｓｉｇ（約２．８〜３．４ＭＰａ・ゲージ）にまで膨張させられた場合は、約３７０００ＨＰ（馬力）（約２７６００ｋｗ）が発電される。この電力の約６０％は、脱メタン塔オーバーヘッドを４４０から４９０ｐｓｉｇ（約３．０〜３．４ＭＰａ・ゲージ）から約１１００ｐｓｉｇ（約７．６ＭＰａ・ゲージ）（典型的なパイプラインの圧力）に加圧するために必要とされる残留ガス圧縮機１０３を運転するために使用される。余分の１５０００ＨＰ（約１１２００ｋｗ）は、内部の使用および／または輸出用に使用できる。
従って、適切な熱源には、ガスタービン燃焼空気、表面凝縮器の冷却水、および／またはガスタービンからの煙道ガスが、特に含まれる。しかし、多数の他の熱源も企図されており、複合サイクル装置以外の装置も、熱源として適切であると考えられることが認められるべきである。例えば、適切な代替熱源には、ＬＮＧが空気または他のガスを冷却する多数の極低温工程（例えば、空気分離装置）、煙道ガス（例えば、燃焼タービン、改質煙道ガスなど）をもたらす工程、および低温吸い込み（ｃｏｌｄ ｓｉｎｋ）（例えば、液体二酸化炭素製造装置、脱塩装置、または食物冷凍設備）の役割を果たすその他の工程が含まれる。しかし、適切な装置には、ＬＮＧ再ガス化設備およびＬＮＧ受け入れ末端施設が含まれていることが、通常好ましい。従って、特定の熱源に応じて、ＬＮＧの再ガス化に必要なエネルギーは、全体が、またはほんの一部が、企図されている熱源によって供給できることが認められるべきである。熱源の熱供給量が不十分で、ＬＮＧを完全にはガス化できない場合は、補充の熱を供給することが認められるべきである。適切な補充熱源には、蒸気タービンの吐出による排熱、煙道ガスからの凝縮負荷、空気（ビルディングへ空調を施すことによる）、海水または煙道ガスによる周囲の加熱が、含まれる。従って、企図されている構成および工程は、現存する再ガス化装置を改良して発電効率および柔軟性を改善するために使用できるか、または新しい設備において使用できることが、認められるべきである。
従って、本発明の内容による構成を用いて、多くの利点を達成できることが認められるべきである。例えば、企図された構成は、従来の複合サイクル発電装置と結合できる高効率のＬＮＧ発電サイクルを提供する。さらに、ほとんどの構成において、外部からの加熱は必要とされず、従って、従来のＬＮＧ再ガス化において、これまで存在してきたＬＮＧを加熱することのできる燃料ガスまたは海水の必要性がなくなる。さらなる特に好ましい態様においては、企図された構成は（圧縮されたＬＮＧ流れの分割比を変更したお陰で）、北米市場またはその他の排出物に敏感な市場向けの、「規格に適合した」天然ガスおよび／またはＬＮＧ輸送燃料を製造しながら、さまざまな組成物および熱含量を有するＬＮＧの加工処理ができることが認められるべきである。さらに、企図された構成は、商業製品としてまたは複合サイクル発電装置用のエネルギー源として、高純度エタンを製造することになる。
さらに、企図された構成および工程は、発電用の動作流体としてＬＮＧを用い、膨張器吐出を用いたＬＮＧのストリッピングを使用し、通常、別の販売ガス圧縮機の駆動装置を必要としない（例えば、販売ガス圧縮機を駆動し、電力を発生させるために、ＬＮＧ膨張工程からの膨張器が使用される）。さらに、従来の発電サイクル効率を上げるために、燃焼空気の冷却用にＬＮＧを使用することは、これまで認められていない。暑い間は、通常、出力低下に見舞われ、発電効率の低下に苦しめられる従来の発電装置と較べて、ガスタービン燃焼空気を冷却することにより、暑い夏の時期でもタービン出力は最適水準に維持できる。ガスタービン燃焼空気を冷却することにより、発電装置は、高い周囲温度からの影響から保護され、出力および効率は、年間を通じて最適水準に維持できる。この方法は、暑い気候の場所（例えば、中東）における装置に特に適しており、有利である。ＬＮＧの冷熱（ｃｏｌｄ）を利用してガスタービン燃焼空気を冷却する場合は、出力は劇的に、２０％も多く増大できる。通常、入口空気温度が１°Ｆ低下する毎に、ガスタービンの出力は約０．４％増大できる。これは、冷たい空気はより密であり、その結果、ガスタービンへの質量流量が大きくなり、従って、ガスタービンの出力および効率が高くなるからである。９０°Ｆ（約３２℃）の環境で４１５ＭＷ（メガワット）の出力と評価された場所にある発電装置については、入口空気が４０°Ｆ（約４℃）に冷却された場合、ガスタービンの出力は４８７ＭＷに増大できる。
選択された流体成分の計算例：図１に示された装置の構成と実質的に同一の例示的な構成において、選択されたさまざまな成分のモル分率を計算し、その結果を下表に掲げる。ＬＰＧは、脱エタン塔のＣ３＋ボトム留分であり、パイプラインガスは、脱メタン塔のオーバーヘッド製品である。
Figure 0004317187
 (Btu/SCF≒8.9kcal/標準ｍ３≒37KJ/標準ｍ３、MMSCF≒28.300標準ｍ３、バレル≒0.16ｍ３)
知られている再ガス化との例示的な比較：この比較のために、図２の装置構成を使用して、統合されたＬＮＧ再ガス化設備の出力収支および熱効率を、海水加熱を備えた従来の再ガス化装置および別々の（熱的に結合されていない）発電装置と比較した。本発明の内容による例示的な構成においては、ＬＮＧの再ガス化用に発電装置からの排熱を使用しており、海水加熱装置は必要とされていない。通常、２０°Ｆ（約１１℃）の温度降下を有する７５０００ＧＰＭ（約１７０００ｍ３／時）の海水装置が、１．２ＢＳＣＦＤ（約３４Ｍ標準ｍ３／日）のＬＮＧを気化させるために必要とされるが、企図された構成では、海水取り入れ口および吐き口設備を含む海水装置を削除できる。また、そのような構成により、海水ポンプが必要とする約５２００ｋＷの電力が節約できる。一方、ＬＮＧポンプによる電力の要求は、ＬＮＧ出力サイクルポンプ１０２によって消費される余分な電力のために、８２００ｋＷと比較して若干大きい８５００ｋＷである。残留ガス圧縮機１０３によって消費された後の、ＬＮＧ膨張器サイクルからの正味の電力発生は、１１６００ｋＷである。要約すると、熱的に結合されていない従来の装置は、１３４００ｋＷを消費するのに対して、熱的に結合された本発明の方法は、３１００ｋＷを発生させる。
複合サイクルにおける冷却にＬＮＧ冷熱が利用される場合は、発電ブロックにおける発電の改善はより顕著である。出力サイクルの性能は、２つの大きな商業用ガスタービン駆動装置、例えば、ＧＥ（ゼネラルエレクトリック）のＦｒａｍｅ７電力システムに基づく。ガスタービン燃焼空気を冷却すること、および蒸気タービンの背圧を低下させることにより、発電装置の出力は４１５０００ｋＷから４８７０００ｋＷへ増加する。正味の結果は、電力発生が４０１６００ｋＷから４９０１００ｋＷへ増加し、正味の増分は約８９００ｋＷであり、これに対応する発電効率の増加は、７０２７Ｂｔｕ／ｋＷｈ（約１７７０ｋｃａｌ／ｋＷｈ）から６４２７Ｂｔｕ／ｋＷｈ（約１６２０ｋｃａｌ／ｋＷｈ）である。下表に、これらの結果を要約した。
Figure 0004317187
 （ガロン／分≒227リットル／時、ＭＭＢｔｕ≒252000kcal）
従って、１つの全体像から見えるように、本発明者らは、液化天然ガスの第１部分を加熱する熱源、および加熱された液化天然ガスの前記第１部分が膨張させられて仕事を生み出す膨張器を備えた装置を企図している。
特に好ましい装置は、熱源として複合サイクル発電装置を含むはずであり、膨張させられた液化ガスの少なくとも一部が、脱メタン塔内に供給され、リーンガスおよび脱メタン残油を生じさせる。次いで、リーンガスは、膨張器によってもたらされる仕事の少なくとも一部を用いて圧縮できる。脱メタンされた残油は、エタン製品および液化石油ガス製品を生み出す脱エタン塔に供給されること、および／またはエタン製品は複合サイクル発電装置において燃料として使用されることが、さらに好ましい。
別の態様においては、本発明者らは、第１部分と第２部分とに分割される液体天然ガス供給原料を含み、第１部分は、脱メタン塔に入る前に加熱され、膨張させられ、第２部分は脱メタン塔の還流として使用される装置を、通常、企図している。そのような装置においては、第１部分が膨張器内で膨張させられて仕事を生み出すこと、および／または脱メタン塔がリーンガスを生み出し、そのリーンガスは、膨張器によってもたらされた仕事を用いてパイプラインの圧力に圧縮されることが、通常好ましい。特に好ましい構成においては、第１部分の加熱は、ガスタービンの入口空気流れ、蒸気サイクルにおける表面凝縮器、熱回収装置、および煙道ガス流れの少なくとも１つから熱を受け取る伝熱流体により、行われる。
従って、企図されている装置は、再ガス化装置が複合サイクル発電装置に動作的に結合されており、液化天然ガスは、複合サイクル発電装置から供給される熱により加熱され、加熱された液化天然ガスから製造された加工処理された液化天然ガスは、加熱された液化天然ガスの膨張により生じた動力を用いて圧縮される装置を特に含む。
従って、液化天然ガスの再ガス化構成および方法の詳細な実施形態および用途が開示されたことになる。しかし、本明細書における発明の概念から逸脱することなしに、すでに記載されたものの他に、はるかに多くの変更が可能であることは、当業者には明らかなはずである。従って、本発明の内容は、添付の特許請求の範囲の精神の範囲にあること以外に、限定されるべきではない。さらに、明細書および特許請求の範囲を解釈する際には、すべての用語は、文脈と矛盾しないように、できる限り広いやり方で解釈されるべきである。特に、「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」および「含んでいる（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」という用語は、要素、構成要素、または段階を非排他的に参照しており、参照された要素、構成要素、または段階が、存在しうる、または利用できる、または明確には参照されていない他の要素、構成要素、または段階と組み合わせられることを示すものとして解釈されるべきである。
複合サイクル発電装置と直接統合されている、本発明の内容による、一つの例示的な装置を示す概略図である。 グリコール伝熱媒体により、複合サイクル発電装置と間接統合されている、本発明の内容による別の例示的な装置を示す概略図である。

Claims (17)

  1. 液化天然ガスの第１部分の冷凍容量により冷却され、それによって液化天然ガスの第１部分を加熱する熱源、および加熱された液化天然ガスの前記第１部分が、電力を発生させるための動作流体として膨張させられる膨張器を含み、膨張させられた液化ガスの少なくとも一部が脱メタン塔内に供給され、リーンガスおよび脱メタン化された残油を生み出し、脱メタン化された残油が、エタン製品および液化石油ガス製品を生み出す脱エタン塔に供給される装置。
  2. 熱源が複合サイクル発電装置を含む請求項１に記載の装置。
  3. 膨張器によってもたらされた仕事の少なくとも一部を用いて、リーンガスが圧縮される請求項１に記載の装置。
  4. エタン製品が、複合サイクル発電装置における燃料または石油化学装置の供給原料として使用される請求項１に記載の装置。
  5. 脱エタン塔の還流凝縮器の負荷が、熱源が液化天然ガスを加熱する前に、液化天然ガスの第１部分の冷凍容量によって供給される請求項１に記載の装置。
  6. 液化天然ガスの第２部分が、脱メタン塔において分離され、リーンガスおよび脱メタン化された残油になる請求項１に記載の装置。
  7. 第１部分に対する第２部分の比率が約０．４から０．７の間である請求項６に記載の装置。
  8. 第１部分および第２部分に分割される液体天然ガス供給部を含み、第１部分の冷凍容量は装置内の熱源を冷却して、加熱された第１部分を発生させ、加熱された第１部分は脱メタン塔に入る前に、電力を発生させるための動作流体として膨張させられ、第２部分は脱メタン塔の還流として使用され、第１部分が加熱され、膨張させられる前に、第１部分が脱エタン塔の還流凝縮器の負荷を供給する脱エタン塔をさらに備えた装置。
  9. 第１部分が膨張器内で膨張させられて、仕事を生み出す請求項８に記載の装置。
  10. 脱メタン塔が、膨張器によってもたらされた仕事を用いて、パイプラインの圧力に圧縮されるリーンガスを生み出す請求項９に記載の装置。
  11. 脱メタン塔が、脱エタン塔に供給される残油を生み出し、脱エタン塔は液化石油ガス製品およびエタン製品を生み出す請求項８に記載の装置。
  12. エタン製品が、複合サイクル発電装置においてタービンの燃料として燃焼される請求項１１に記載の装置。
  13. 第１部分の加熱が、ガスタービンの入口空気流れ、熱回収装置、および煙道ガス流れの少なくとも１つから熱を受け取る伝熱流体によって行われる請求項８に記載の装置。
  14. 複合サイクル発電装置に動作的に結合されている再ガス化装置を含み、液化天然ガス中の冷凍容量が、複合サイクル発電装置内の熱源を冷却し、それによって加熱された液化天然ガスを生み出し、加熱された液化天然ガスから生成した液化天然ガスのメタンに富む留分は、加熱された液化天然ガスの膨張により生じた動力を用いて圧縮され、および加熱された液化天然ガスは、電力を発生させるための動作流体として膨張させられる装置。
  15. 再ガス化装置が、複合サイクル発電装置へ燃焼燃料を供給し、燃焼燃料は液化天然ガスから調製される請求項１４に記載の装置。
  16. 脱メタン塔が、液化天然ガスのメタンに富む留分を生み出す請求項１４に記載の装置。
  17. 脱メタン塔が、脱メタン化された残油を脱エタン塔に供給し、脱エタン塔は燃焼燃料としてエタン製品をもたらす請求項１６に記載の装置。
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