JP4494338B2 - 液化天然ガスの再ガス化によるパワーサイクル - Google Patents

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Description

本発明の分野はガス加工であり、特に本発明は液化天然ガスの再ガス化と加工に関する。
米国における天然ガス需要の増加と共に、液化天然ガス（ＬＮＧ）の輸入がかなりの注目を集めてきた。しかしながら、種々の供給源のＬＮＧの化学組成が変動することによって、天然ガスは、米国市場における工業および環境の標準に合致させるために追加の加工段階をしばしば必要とする。従って、大多数の輸入されたＬＮＧは、実質的な量のエネルギーを必要とするのみならず、著しい冷却容量をもたらす更なる加工（例えば、分留、または窒素による希釈）のために再ガス化される。再ガス化を他の方法と組み合わせて、エネルギー消費を低下させ、および／またはＬＮＧの冷却容量を利用する多数の方法が知られている。
例えば、ＬＮＧの再ガス化は、この再ガス化されたＬＮＧの少なくとも一部が冷却用に、およびＣｈｉｌｄらにより米国特許第５，２９５，３５０号および第５，３９４，６８６号で述べられているバーナーの燃料として使用される部分酸化プラントと熱的に結合可能である。このような構成においては廃熱源は比較的限定されているが、大量に天然ガスを製造するためのＬＮＧの再ガス化は通常行われない。ＭａｎｄｒｉｎおよびＧｒｉｅｐｅｎｔｒｏｇへの米国特許第４，０３６，０２８号および第４，２３１，２２６号、Ｋｅｌｌｅｒへの刊行された米国特許出願２００３／０００５６９８、Ｊｏｈｎｓｏｎらへの欧州特許出願第ＥＰ０６８３８４７号、およびＫｅｌｌｅｒへのＷＯ０２／０９７２５２で述べられている他の例においては、ＬＮＧを再ガス化するための熱は、タービン排気または複合サイクル電力プラントと熱交換する熱交換流体により提供される。これらの構成のあるものはＬＮＧ再ガス化のためにエネルギー消費の著しい低減をもたらす一方で、にも拘わらず、ＬＮＧ冷媒容量の充分な利用を制限しているいくつかの困難が残っている。
最も顕著には、および他の困難のなかで、伝熱は、少なくともこれらの構成のあるものにおいては伝熱媒体の凝固点により制限される。更には、ＬＮＧの冷却容量は少なくともある程度使用されるが、このような構成からはエネルギーは取り出されない。興味のあることとして、欧州特許出願第ＥＰ０４９６２８３号は、ガスタービン排気により加熱され、ＬＮＧ再ガス化回路により冷却される作業流体（水）により駆動される水蒸気膨張タービンにより発電されるシステムを述べている。このような構成はプラントの効率を少なくともある程度増加させるが、にも拘わらずいくつかの問題が残っている。例えば、水（または水グリコール混合物）の凝固点は比較的高いので、ＬＮＧの有価な低温冷却容量は未使用のまま残される。
従って、ＬＮＧを利用および再ガス化するための多数の方法と構成が当分野で公知であるが、これらの殆ど全部は１つまたはそれ以上の難点に悩んでいる。このように、ＬＮＧを利用および再ガス化するための改善された構成および方法を提供する必要性がなお存在する。
本発明は、熱源（例えば、このプラントと一体の、または熱的に結合された）により加圧ＬＮＧを気化させ、引き続いて膨張させて、開放型パワーサイクルにおいて仕事を生み出すプラント中でＬＮＧを加工する構成および方法に向けられている。特に好ましい構成は、分離工程で生じる（好ましくは）作業流体を凝縮させるためのＬＮＧ冷却容量を使用する、閉鎖型パワーサイクル（好ましくは作業流体としてメタンを用いて運転する）を更に含む。有利なこととしては、このような構成は、ＬＮＧおよびＣＮＧ（圧縮天然ガス）輸送用燃料市場用のパワーサイクルから濃縮メタン燃料を更に製造し得る。
従って、本発明の主題事項の一つの側面においては、再ガス化プラントは液化天然ガスのプロセス製品を膨張させて、仕事を生み出すエキスパンダーを含む。特に好ましいプロセス製品は脱メタン装置塔頂蒸気を含んでなり、閉鎖型パワーサイクル（最も好ましくは、少なくとも９５体積％のメタン濃度を有する）からの再循環ガスを更に含み得る。特に好ましいプラントにおいては、脱メタン装置塔頂蒸気と再循環蒸気は、液化天然ガスを冷媒として用いてエキスパンダーの上流にある熱交換器中で液化される。次に、このように発生された蒸気を加熱、気化させて、エキスパンダー中で膨張させる過熱超臨界ガスを形成する。
想定されるプラントは、液化天然ガスの少なくとも一部を膨張させる第２のエキスパンダーを更に含んでなってもよく、ここで液化ガスを圧縮し、第２のエキスパンダー中での膨張の前に熱源（例えば、脱メタン装置塔頂熱交換器、脱エタン装置還流凝縮器、タービン燃焼空気取り入れ冷却器、ガスタービンからの煙道ガス、廃熱回収ユニット、空気分離プラント、海水熱交換器、および／または加熱炉）中で加熱する。更には、プロセス製品の一部をこのプラントから圧縮天然ガスとして取り出してもよく、および／または液化蒸気の一部をこのプラントから液化燃料ガスとして取り出してもよいということを認識すべきである。
本発明の主題事項の別な側面においては、液体天然ガス再ガス化プラントは、天然ガスを受け入れ、塔頂製品ガスを生産する脱メタン装置と、製品ガスを冷却して製品液体を製造する第１の熱交換器を含み得る。このようなプラントにおいては、ポンプは製品液体の少なくとも一部の圧力を上昇させて、加圧製品液体を形成すること、第２の熱交換器は加圧製品液体を気化させ、過熱して、過熱圧縮製品ガスを形成すること、およびエキスパンダーは圧縮製品ガスの少なくとも一部を膨張させて、仕事を生み出すことが更に想定される。好ましくは、圧縮製品ガスは過熱された超臨界領域にある。
有利なこととしては、このようなプラントは、天然ガスが脱メタン装置に入る前に天然ガスから仕事を取り出す第２のエキスパンダーを含み、ここで第２のエキスパンダーに運転可能なように連結されている圧縮器を用いて、塔頂製品ガスの一部をパイプライン圧力まで圧縮してもよい。このような構成のなお更なる好ましい側面においては、膨張された圧縮製品ガスは塔頂製品ガスと合体され、および／または脱メタン装置は加熱された液化天然ガスを脱メタン装置還流物として受け入れ、ここで、第１の熱交換器は液化天然ガスを加熱して、加熱された液化天然ガスを形成する。更には、圧縮製品ガスの一部をこのプラントから圧縮天然ガスとして取り出してもよいということ、および製品液体の一部をこのプラントから液化天然ガス燃料として取り出してもよいということを認識しなければならない。これらの圧縮天然ガスおよび液化天然ガスは９９％を超えるメタンを含有する高品質のものであり、輸送用燃料として、および排出物および汚染物の低減において有利である。
従って、なお更なる想定される側面においては、液化天然ガスの再ガス化用のプラントは、加熱・気化された液化天然ガスを膨張させる第１のエキスパンダー、および加熱・圧縮された脱メタン装置塔頂物を第１の圧力まで膨張させる第２のエキスパンダーを含み得る。場合により第３のエキスパンダーは、膨張された脱メタン装置塔頂物を第１の圧力以下の第２の圧力まで更に膨張させ、ここで、第１、第２、および任意の第３のエキスパンダーを相互に流体的に連結し、液化天然ガスの少なくとも１成分から仕事を生み出す。このような構成においては、第１のポンプは、熱源（例えば、脱メタン装置塔頂熱交換器、脱エタン装置還流凝縮器、タービン燃焼空気取り入れ冷却器、ガスタービンからの煙道ガス、廃熱回収ユニット、空気分離、海水熱交換器、および／または加熱炉）により加熱して、加熱・気化された液化天然ガスを形成する液化天然ガスの少なくとも一部の圧力を上昇させるということが一般的に好ましい。加えて、または別法として、このような構成中の第１の熱交換器は脱メタン装置塔頂物を液化し、第２のポンプは液化された脱メタン装置塔頂物の圧力を上昇させ、および第２の熱交換器は加圧・液化された脱メタン装置塔頂物を加熱し、気化させて、加熱・圧縮された脱メタン装置塔頂物を形成する。第１の熱交換器は、液化天然ガスフィードを冷媒として用いて、脱メタン装置塔頂物を好ましくは冷却し、一方、第２の熱交換器は膨張された脱メタン装置塔頂物を用いて加圧・液化された脱メタン装置塔頂物を好ましくは加熱する。第１の圧力は約７００ｐｓｉと１５００ｐｓｉの間のパイプライン圧力であるということ、および第２の圧力は約３００ｐｓｉと７５０ｐｓｉの間の脱メタン装置運転圧力であるということがなお更に想定される。
本発明の種々の目的、特徴、側面および利点は、図面と、次の本発明の好ましい実施態様の詳細な説明から更に明白になるであろう。
（図面の簡単な説明）
図１は本発明の主題事項による一つの例示のパワーサイクル構成の概略図である。
図２は本発明の主題事項による一つの例示のプラント構成の概略図である。
図３は本発明の主題事項による別の例示のプラント構成の概略図である。
図４は図２による例示の集積化設備の計算された全体バランスを掲げた表である。
（詳細な説明）
本発明者は、ＬＮＧ中の冷却容量を有効に利用する方法でＬＮＧを加工することができるということを見出した。特に、本発明者は、ＬＮＧ流を所望の圧力までポンプ圧送し、第１および第２の部分に分割し、ここで第１の部分は作業流体として動作し、および第２の部分は脱メタン装置用の還流物として動作することができるということを見出した。このような構成においては、ＬＮＧは、メタンを脱メタン装置中でＬＮＧから生成させる閉鎖型メタンランキン（Ｒａｎｋｉｎｅ）パワーサイクルにおいて凝縮デューティを供給する。
閉鎖型発電サイクルがＬＮＧ再ガス化／加工プラントに運転が可能であるように連結されている例示の閉鎖型パワーサイクルを図１に概略的に図示する。ここでは、ＬＮＧを再ガス化／加工プラントへのフィードとして供給し、および閉鎖型サイクルにおいて（および複合サイクル電力プラント（図示せず）と連結されている発電においても）作業流体を凝縮させるためにＬＮＧの冷却容量を使用する。
特に、貯蔵タンクまたは他の供給源からのＬＮＧをポンプＰ１により所定の圧力までポンプ圧送する。次に、このように加圧されたＬＮＧを第１および第２の部分に分割し、これらをそれぞれ熱交換器Ｅ３およびＥ４において冷却媒体として使用する（第２の部分はポンプＰ２により更に加圧され得る）。最終的に、両方の部分を脱メタン装置（例えば、一方の部分を還流物として、他方を脱メタン装置フィードとして）に供給し、脱メタン装置塔頂生成物（９０体積％と９９体積％の間のメタンを通常含んでなるパイプラインガス）を生産する。このように生成された脱メタン装置塔頂生成物の一部を熱交換器Ｅ３中で凝縮される作業流体として使用し、他方の部分を液化自動車燃料（「ＬＮＧ自動車燃料」）として販売してもよい。次に、作業流体として動作する部分をポンプＰ４を用いる圧力までポンプ圧送し、熱交換器Ｅ５、Ｅ６、および／またはＥ７中で気化する。次に、このように生成された加熱・圧縮された超臨界ガスの少なくとも一部を、エキスパンダータービン中で膨張させ、電力を発生させ、一方別の部分を圧縮燃料ガス（「ＣＮＧ」）として販売してもよい。次に、膨張されたガスを脱メタン装置塔頂物との合体前に熱交換器Ｅ５およびＥ４中で冷却し、閉鎖型発電サイクルを完結する。
図２は再ガス化プラントの一つの例示の構成を更に詳細に図示する。ここでは、ＬＮＧをポンプ圧送し、２つの部分に分割する。第１の部分を、閉鎖型ドメタンパワーサイクルにおいて凝縮デューティ部分を供給することにより加熱し、次に脱エタン装置における凝縮還流デューティにより、引き続いて開放型エキスパンダーサイクルにおける発電用の複合サイクル電力プラントからの廃熱により更に加熱する。第２の部分は、また、脱メタン装置中で冷たい還流物として使用される前に閉鎖型メタンパワーサイクル中で凝縮デューティの部分を供給する。
図２の例示の構成においては、このプラントに対するＬＮＧ流量は、下記の表１に示す典型的なガス組成について天然ガスの１．２ＢＳＣＦＤに等価である。貯蔵タンク（または他の好適な供給源）からのＬＮＧ流れ１は約１５ｐｓｉａの圧力と、通常約−２６０゜Ｆから−２５５゜Ｆの温度である。流れ１は、好適な圧力、通常約４００から５００ｐｓｉｇまでＬＮＧポンプ１０１によりポンプ圧送されて、脱メタン装置１１４に入るのに必要とされる加圧されたＬＮＧ流れ２を形成する。次に、加圧されたＬＮＧ流れ２は、好ましくは０．４から０．７の間の比（用語「比」は流れ４の体積流を流れ３の体積流により割ったものを指す）で流れ４と流れ３に分割される。流れ３は、閉鎖型ループメタンランキンサイクル中で熱交換器１０４中で通常−２１０゜Ｆから−１８０゜Ｆまで加熱され、液体流れ２０を形成するメタン蒸気流れ１９を凝縮させる冷却デューティを供給する。本明細書で使用されるように、用語「約」は、数字と一緒にこの数字の絶対値の１０％下からこの数字の絶対値の１０％上までの数字の範囲を指す。例えば、用語「約１００ｐｓｉ」は９０ｐｓｉから１１０ｐｓｉの範囲を指す。
流れ３の流れ比が高くなると、脱メタン装置１１４への還流物が増加し、Ｃ２＋成分の除去が増大することを評価すべきである。例えば０．５から０．６の分割比に対しては、除去レベルはエタンに対しては約９０％およびプロパンに対しては約９９％である。分割比を０．４から０．５まで低下させると、対応して除去レベルはエタンに対しては１０％から５０％まで低下する。還流比の変化は、通常、９０％以上のレベルに維持可能なプロパン回収に対しては少ない影響しか及ぼさず、液化石油ガスはより価値ある製品であるので、望ましい。このように、分割比を変えることにより、販売ガス中のＣ２＋成分の量を特定の市場の要請に合致するように制御することができることを認識しなければならない。０．４と０．７の間の分割比が一般に好ましいが、好適な分割比は０．３から０．３９、および０．７１から０．９も含む。
流れ４は、約２０００ｐｓｉｇから３０００ｐｓｉｇ（超臨界領域）までポンプ１０２中に更にポンプ圧送され、流れ５を形成し、いくつかの段階で加熱される。流れ５は、閉鎖型ループメタンランキンサイクルにおいて熱交換器１０５中で加熱されて、通常−２１０゜Ｆから−１８０゜Ｆの流れ７を形成し、部分的に凝縮された流れ１８までメタン蒸気流れ３０を冷却する冷却デューティを供給する。流れ７は、脱エタン装置塔頂凝縮器１１５中で必要な還流冷却をもたらすことにより加熱されて、通常−８０゜Ｆから−５０゜Ｆの流れ１１を形成する。流れ１１は、複合サイクル電力プラントからの廃熱（廃熱は、好ましくは煙道ガス、廃熱回収ユニット、燃焼タービン空気取り入れ空気などを含む）を用いて、熱交換器１１７中で通常１５０゜Ｆから３５０゜Ｆまで更に加熱されて、流れ１４を形成する。次に、高圧超臨界の加熱天然ガス流れをエキスパンダー１１２中で膨張させる。エキスパンダー電力の部分を使用して、残留ガス圧縮器１１３を駆動してもよく、および過剰の電力を使用して、発電機１１１中で電力を発生させる。
４０゜Ｆから−４０゜Ｆのエキスパンダー出口流れ８は４００ｐｓｉｇから５００ｐｓｉｇで運転される脱メタン装置１１４に供給される。脱メタン装置により必要とされるリボイラーの熱の、全部でなくとも少なくとも一部を流れ８が供給するということを特記すべきである。脱メタン装置１１４に対する還流デューティは流れ６により提供される。このような還流／ストリッピング構成は自己完結的であり、通常いかなる燃料消費も必要としないことを特記すべきである。しかしながら、所望する場合には、ボトムリボイラー１１８を使用して、加熱要件を補うことができる（例えば、複合サイクル設備からの廃熱を用いて）。
脱メタン装置１１４からのボトム生成物流れ１０は脱エタン装置１１６に送られ、塔頂還流デューティはＬＮＧ流れ７を冷媒として用いて塔頂凝縮器１１５中で供給される。塔頂凝縮器１１５は、好ましくは脱エタン装置に内部還流を提供するように設計された一体型凝縮器である。脱エタン装置塔頂流れは、通常０゜Ｆから４０゜ＦまでＬＮＧにより冷却される。一体型熱交換器は、在来のシステムで使用される外部熱交換器、分離器、およびポンプを不用とし、従ってプロットレイアウトと装置コストを著しく低下させることを特記すべきである。脱エタン装置はリボイラー１１９で再沸騰され（好ましくはこの複合サイクルからの廃熱を用いて）、所望のプロパン対エタン比のＣ３＋ボトム生成物を通常約１５０゜Ｆから２５０゜Ｆで生産する。この流れ１２を液体製品（「ＬＰＧ」）として販売することができる。脱エタン装置は、石油化学プラントへの供給原料、または燃料ガスとして使用され得る塔頂エタン流れ１３を生産する。
約−１２０゜Ｆおよび４５０ｐｓｉｇの脱メタン装置塔頂物９は流れ１５と流れ１６に分割され、流れ１５は圧縮器１１３により圧縮されて、通常パイプライン圧力の流れ１７を形成する。２４ＭＭｓｃｆｄの通常の流量（または輸送用燃料市場により必要とされるような流量）の流れ１６は、閉鎖型ループランキンサイクル中で流れ１８と合体し、流れ１９を形成し、熱交換器１０４中で引き続いて冷却され、および完全に冷却され、約−１５０゜Ｆの流れ２０を形成することによりメタンパワーサイクルに入る。約１２ＭＭｓｃｆｄ、または１日当り約２００，０００ガロンのＬＮＧ自動車燃料の等量の流れ２１はこの地点で分割され、工場の外に販売される。
残存する流れの通常約５００ＭＭｓｃｆｄの流れ２２は、約−１５０゜Ｆで約２，０００から３，０００ｐｓｉｇまでパワーサイクルポンプ１０３によりポンプ圧送され、流れ２３を形成し、エキスパンダー１０９出口流れ２９から供給される熱により熱交換器１０６中で更に加熱される。このように生成された流れ２４は、複合サイクル電力プラントからの廃熱を用いて熱交換器１０７中で更に加熱され、流れ２５を形成する。高圧天然ガスの約１２ＭＭｓｃｆｄの流れ２６をこの場所から抜き出して、ＣＮＧ自動車燃料需要に合致させてもよい。この蒸気（流れ２７）の大部分は、廃熱加熱システムを用いて熱交換器１０８中で約３００゜Ｆまで更に過熱され、流れ２９を形成する。次に、高圧および高温の超臨界メタンはエキスパンダー１０９で膨張され、発電機１１０により電力を発生する。次に、１２０゜Ｆのエキスパンダー排出流れ２９は、流入する冷蒸気により熱交換器１０６中で冷却され、ＬＮＧポンプ１０２からのＬＮＧ冷媒含量を用いて熱交換器１０５中で部分的に凝縮される。次に、この２相混合物は脱メタン装置塔頂物からの分割流れと混合され、およびこのサイクルが繰り返される。
この例示の構成においては、高圧高温の超臨界天然ガスを約４００から５００ｐｓｉｇまで膨張させると、約２２，０００ｋＷがオープンサイクルで発電される。この電力の約５０％を使用して、脱メタン装置塔頂物を４４０から４９０ｐｓｉｇから約１１００ｐｓｉｇ（通常のパイプライン圧力）まで圧縮するのに必要とされる残存ガス圧縮器１１３を駆動する。過剰の１１，０００ｋＷを使用して、内部使用および／または輸出用に発電機１１１により発電することができる。このような構成のすべて、または殆どすべてにおいて、閉鎖型ループメタンパワーサイクルは、この電力プラントからの廃熱以外のいかなる燃料消費も熱源として必要としないことを評価すべきである。閉鎖型パワーサイクルからの正味の電力生産は約１５，０００ｋＷである。このように、開放型ループおよび閉鎖型ループパワーサイクルからの合計の発電量は約２６，０００ｋＷである。
１，２００ＭＭｓｃｆｄのＬＮＧ分留工程の全物質収支を表１に示す（実施例を参照）。ＬＮＧおよびＣＮＧ製造に加えて、この工程は、１日当り３７，１００バレルのエタン製品、１日当り５１，０００バレルのＬＰＧ製品および販売ガスパイプライン用の１，０４６ＭＭｓｃｆｄの希薄ガスを製造する。
別法として、複合サイクル電力プラント（熱集積化が熱交換器１０７および１１７によるものである図２の構成と対照的な）の直接的な熱集積化と、閉鎖型サイクルにおける第２の発電エキスパンダーの使用を所望する場合には、図３による例示の構成を使用してもよく、ここで、類似の番号は図２に示すような構成の類似の構成要素を示す。
ここでは、貯蔵タンク（または他の好適な供給源）からのＬＮＧ流れ１は約１５ｐｓｉａの圧力と、通常約−２６０゜Ｆから−２５５゜Ｆの温度である。流れ１は、パイプライン圧力以上の圧力（通常約１５００から３０００ｐｓｉｇ）までＬＮＧポンプ１０１によりポンプ圧送されて、加圧されたＬＮＧ流れ２を形成し、これは熱交換器１０４Ａ中で冷媒として機能して、この閉鎖型パワーサイクルからのメタン作業流体と合体される脱メタン装置塔頂流れ９を少なくとも部分的に凝縮させる。次に、加圧されたＬＮＧ流れ２は、好ましくは０．４から０．７の間の比で流れ４と流れ３に分割される。流れ３は、脱メタン装置運転圧力（通常約３５０ｐｓｉｇから約５００ｐｓｉｇの間、好ましくはＪＴバルブ３Ａを用いて）まで圧力を下げられ、次に脱メタン装置１１４に脱メタン装置還流物として供給される。流れ４は種々の熱交換器中で冷媒として使用され、熱交換器１０４Ｂ中の流れ４は脱メタン装置塔頂物を冷却し、冷却器１１７Ａと熱回収ユニット１１７Ｂ中で燃焼タービン取り込み空気を冷却する前に、脱エタン装置塔頂凝縮器デューティ（熱交換器１１５Ａ中で）を更に供給する。次に、このように加熱・圧縮され、および気化されたＬＮＧは、エキスパンダー１１２中で膨張されて、仕事を生み出し（好ましくは発電機を用いる電気エネルギー）、ほぼ脱メタン装置圧力において脱メタン装置１１４の中に流れ８として導入される。
このような構成においては、開放型パワーサイクルにおけるエキスパンダー１１２は、通常、エキスパンダーに入る前に流れ４の圧力が著しく高いことにより図２の構成と比較して大きな電力出力を提供することを認識すべきである。クローズドサイクル中での高圧の発生を図３に示したのと同じく行ってもよい。ここでは、ポンプ１０３は、次に、熱交換器１０６（例えば、この膨張された作業流体中の熱を用いて）とＨＲＳＧ１１７Ｂ中で加熱・気化される凝縮された脱メタン装置塔頂物およびメタン作業流体の圧力をパイプライン圧力以上の圧力（例えば、約１５００ｐｓｉｇと３０００ｐｓｉｇの間）まで上昇させる。仕事を生み出し、場合によってはメタン製品をパイプライン圧力まで増大させるのに、エキスパンダー１０９Ａ中でこのように発生した高圧メタン蒸気の膨張を使用してもよい。次に、このように発生した希薄天然ガスの少なくとも一部を製品１７として販売してもよい。次に、残存作業流体（今は蒸気として）をエキスパンダー１０９Ｂ中で更に膨張させ（好ましくはほぼ脱メタン装置圧力まで）、脱メタン装置塔頂物と合体し、閉鎖型サイクルループを完結してもよい。
図２の構成に類似して、脱エタン装置１１６は脱メタン装置ボトム生成物１０を受け入れ、脱エタン装置塔頂凝縮器中で少なくとも部分的に凝縮（ＬＮＧによりもたらされる冷却デューティで）されるエタン塔頂生成物１３を生産する。次に、流れ１３’中の液体部分は脱エタン装置に還流物として供給され、一方蒸気部分１３”は、再ガス化プラントに熱的に結合されている複合サイクル電力プラント中でガスタービン用の燃料として機能してもよい。脱エタン装置ボトム生成物１２をＬＰＧ（液化石油ガス）としての商品として販売してもよい。
このように、想定されるプラントは、開放型パワーサイクルと閉鎖型パワーサイクルの少なくとも一方、更に好ましくは両方においてＬＮＧ、またはこの留分を作業流体として使用することを認識しなければならない。好適な熱源は、ガスタービン燃焼空気、表面凝縮器への冷却水、および／またはガスタービンからの煙道ガスを特に含む。しかしながら、多数の他の熱源も想定され、および複合サイクルプラント以外のユニットも熱源として適切であると考えられるということを評価しなければならない。例えば、好適な代替の熱源は、ＬＮＧが空気または他のガスを冷却する多数の深冷法（例えば、空気分離プラント）、煙道ガス（例えば、燃焼タービン、改質装置煙道ガスなど）をもたらす方法、および低温シンク（例えば、二酸化炭素液体製造プラント、脱塩プラント、または食品冷却設備）として動作する他の方法を含む。
しかしながら、好適なプラントはＬＮＧ再ガス化設備およびＬＮＧ受け入れターミナルを含み、および特に好ましい構成は、ＬＮＧの少なくとも一部が仕事を生み出す工程においてＬＮＧを再ガス化させるものを含むことが一般的に好ましい。例示の好適な構成は、２００３年８月１３日出願で、参照により本明細書に組込まれる、ＪｏｈｎＭａｋ、Ｃｕｒｔ Ｇｒａｈａｍ、およびＤａｖｅ Ｓｃｈｕｌｔｅによる「ＬＩＱＵＥＦＩＥＤ ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＲＥＧＡＳＩＦＩＣＡＴＩＯＮ ＣＯＮＦＩＧＵＲＡＴＩＯＮ ＡＮＤ ＭＥＴＨＯＤ」と題する同じ所有者ので同時係属の国際特許出願に述べられている。結果として、および特定の熱源に依って、ＬＮＧの再ガス化に必要とされるエネルギーは、想定される熱源により全部、または部分的にのみ提供され得るということを認識すべきである。熱源がＬＮＧを完全にガス化するのに不充分な量の熱を提供する場合には、補助的な熱を提供してもよいということを認識すべきである。好適な補助的な熱源は、水蒸気タービン排出物からの廃熱、煙道ガスからの凝縮、空気（ビルディングにエアコンディショニングをほどこすことにより）、海水または燃料ガスによる外周加熱を含む。結果として、想定される構成と方法を使用して、発電効率と柔軟性を改善するために現存の再ガス化プラントを改装するか、またはこれを新しい設備で使用してもよいということを評価すべきである。
従って、本発明の主題事項による構成を用いて多数の利点が達成され得るということを認識すべきである。例えば、想定される構成は、在来の複合サイクル発電プラントと連結可能な高効率ＬＮＧ発電サイクルを提供する。更には、大多数の構成においては、外部加熱を必要とせず、従って在来のＬＮＧ再ガス化において燃料ガスまたは海水によりＬＮＧを加熱する現在の必要性が無用となる。更に特に好ましい側面においては、想定される構成（この圧縮されたＬＮＧ流れの分割比を改変することによる）によって、北米市場または他の排出物に敏感な市場に対する「規格に適合した」天然ガスおよび／またはＬＮＧ輸送用燃料を製造する一方で、変動する組成と熱容量を持つＬＮＧの加工が可能となるということを評価すべきである。更には、想定される構成は、高純度のエタンを商品として、または複合サイクル電力プラント用のエネルギー源として製造する。
選択された流れ中の成分の例示的な計算
図２に示すプラントの例示の構成において、選択された流れの種々の成分のモル分率を計算し、および結果を下記の表に掲げる。ここで、「ＬＰＧ」は脱エタン装置のＣ３＋ボトム留分を指し、「パイプラインガス」は脱メタン装置塔頂生成物を指し、および「エタン」は脱エタン装置塔頂生成物を指す。ＣＮＧおよびＬＮＧモーター燃料は脱メタン装置塔頂生成物から取り出される。図４中の表１は計算の結果を掲げる。はっきりと判るように、このエタン生成物流れの中にＣ２成分を特に排除し、Ｃ３＋成分をＬＰＧ流れの中に分離する一方で、このパイプラインガス中のメタン濃度を著しく増加させることができる。
結論として、一つの観点から見て、本発明者は、エキスパンダーが最も好ましくは脱メタン装置塔頂蒸気および／または再循環蒸気を含んでなる液化天然ガスのプロセス製品を膨張させて、仕事を生み出す液化天然ガス用の再ガス化プラントを想定する。本明細書で使用されるような用語「再循環蒸気」は、最も好ましくは希薄天然ガス（すなわち、少なくとも９０体積％のメタンのガス）である、少なくとも部分的に気化された形の閉鎖型サイクルパワーサイクルの作業流体を指す。
別の側面においては、本発明者は、天然ガスを受け入れ、塔頂製品ガスを生産する脱メタン装置を含む再ガス化プラントを想定する。好適なプラントは、製品ガスを冷却して、製品液体を製造する第１の熱交換器、この製品液体の少なくとも一部の圧力を上昇させて、加圧製品液体を形成するポンプ、およびこの加圧された製品液体を気化させて、圧縮された超臨界製品ガスを形成する第２の熱交換器を更に含む。エキスパンダーは、圧縮された超臨界製品ガスの少なくとも一部を膨張させて、仕事を生み出す。上記に更に説明したように、想定されるプラントは、天然ガスが脱メタン装置に入る前に天然ガスから仕事を取り出す第２のエキスパンダーを追加として含んでもよい（ここで、この塔頂製品ガスの一部は、第２のエキスパンダーに運転が可能なように連結されている圧縮器を用いてパイプライン圧力まで圧縮される）。
本発明の主題事項のなお更なる側面においては、液化天然ガスの再ガス化用プラントは、加熱・気化された液化天然ガスを膨張させる第１のエキスパンダー、加熱・圧縮された脱メタン装置塔頂物を第１の圧力（例えば、約７００ｐｓｉと１５００ｐｓｉの間のパイプライン圧力）まで膨張させる第２のエキスパンダー、および膨張された脱メタン装置塔頂物をこの第１の圧力の下の第２の圧力（例えば、約３００ｐｓｉと７５０ｐｓｉの間の脱メタン装置運転圧力）まで更に膨張させる任意の第３のエキスパンダーを含んでもよい。ここで、第１、第２および任意の第３のエキスパンダーを相互に流体的に連結され、液化天然ガスの少なくとも１成分から仕事を生み出す。このようなプラントにおいては、第１のポンプが液化天然ガスの少なくとも一部の圧力を上昇させ、および液化天然ガスの一部が熱源（例えば、脱メタン装置塔頂熱交換器、脱エタン装置還流凝縮器、タービン燃焼空気取り入れ冷却器、ガスタービンからの煙道ガス、廃熱回収ユニット、空気分離プラント、海水熱交換器、および／または加熱炉）により加熱されて、加熱・気化された液化天然ガスを形成するということが一般的に好ましい。加えて、または別法として、第１の熱交換器は脱メタン装置塔頂物を液化し、第２のポンプはこの液化された脱メタン装置塔頂物の圧力を上昇させ、および第２の熱交換器は加圧・液化された脱メタン装置塔頂物を加熱し、気化させて、加熱・圧縮された脱メタン装置塔頂物を形成する。
このように、液化天然ガス再ガス化構成および方法の特定の実施態様および適用を開示した。しかしながら、既述のもの以外の多数の更なる改変が本明細書中の本発明の概念を逸脱することなく可能であるということは明白であるはずである。従って、本発明の主題事項は添付の特許請求の範囲の精神を除いて限定されるべきでない。更には、明細書と特許請求の範囲の両方の解釈において、すべての用語は文脈と矛盾しない可能なかぎり広い方法で解釈されるべきである。特に、用語「含んでなる」および「含んでなって」は、要素、成分、または段階を非排他的に指し、参照された要素、成分、または段階が明確に参照されていない他の要素、成分、または段階と共に存在するか、または使用されるか、または組み合わされるということを示すものと解釈されるべきである。
図１は本発明の主題事項による一つの例示のパワーサイクル構成の概略図である。 図２は本発明の主題事項による一つの例示のプラント構成の概略図である。 図３は本発明の主題事項による別の例示のプラント構成の概略図である。 図４は図２による例示の集積化設備の計算された全体バランスを掲げた表である。

Claims (23)

  1. 液化天然ガスからプロセス製品を形成する脱メタン装置（１１４）を含み、前記脱メタン装置は前記液化天然ガスの一部（６）を脱メタン装置還流物として使用し、および膨張タービン（１０９）が前記プロセス製品を膨張させて、仕事を生み出す、液化天然ガス用の再ガス化プラント（１）。
  2. 前記プロセス製品が脱メタン装置塔頂蒸気（９）を含んでなる、請求項１に記載の再ガス化プラント。
  3. 前記プロセス製品が脱メタン装置塔頂蒸気（９）と販売ガス流れ（２５）からの再循環蒸気（１８）から形成される、請求項２に記載の再ガス化プラント。
  4. 前記脱メタン装置塔頂蒸気（９）と前記再循環蒸気（１８）が、前記液化天然ガス（３）を冷媒として用いて、前記膨張タービン（１０９）の上流にある熱交換器（１０４）中で液化される、請求項３に記載の再ガス化プラント。
  5. 前記液化蒸気が、加熱・気化されて、前記膨張タービン（１０９）中で膨張される超臨界プロセス製品（２９）が形成される、請求項４に記載の再ガス化プラント。
  6. 前記再循環蒸気（１８）が、前記プロセス製品を前記膨張タービン（１０９）中で膨張させた後の前記プロセス製品を含んでなる、請求項３に記載の再ガス化プラント。
  7. 前記液化天然ガスの少なくとも一部（４）を膨張させる第２のエキスパンダー（１１２）を更に含んでなり、前記液化天然ガスが、前記第２のエキスパンダー（１１２）中での膨張の前に圧縮され、および熱源中で加熱される、請求項１に記載の再ガス化プラント。
  8. 前記熱源が、脱メタン装置塔頂熱交換器、脱エタン装置還流凝縮器（１１５）、タービン燃焼空気取り入れ冷却器、ガスタービンからの煙道ガス、熱回収ユニット、空気分離プラント、海水熱交換器、および加熱炉の少なくとも１つである、請求項７に記載の再ガス化プラント。
  9. 前記プロセス製品の一部が、前記プラントから圧縮天然ガス（２６）として取り出され、および前記液化蒸気の一部が前記プラントから液化燃料ガス（２１）として取り出される、請求項４に記載の再ガス化プラント。
  10. 天然ガスの第１の部分（３）を受け入れ、塔頂製品ガスを生産する脱メタン装置（１１４）と前記製品ガスを冷却して、製品液体（２０）を生産する第１の熱交換器（１０４）；
    前記製品液体（２０）の少なくとも一部（２２）の圧力を上昇させて、加圧製品液体（２３）を形成するポンプ（１０３）；
    前記加圧製品液体を気化させて、超臨界圧縮製品ガス（２９）を形成する第２の熱交換器（１０８）；および
    前記超臨界圧縮製品ガス（２９）の少なくとも一部を膨張させて、仕事を生み出すエキスパンダー（１０９）
    を含んでなる液化天然ガス再ガス化プラント。
  11. 前記天然ガスが前記脱メタン装置に入る前に、加圧され加熱されている天然ガスの第２の部分（４）から仕事を取り出す第２のエキスパンダー（１１２）を更に含んでなる、請求項１０に記載のプラント。
  12. 前記塔頂製品ガスの一部（１５）が、前記第２のエキスパンダー（１１２）に運転可能であるように結合されている圧縮器（１１３）を用いて、パイプライン圧力まで圧縮される、請求項１１に記載のプラント。
  13. 前記膨張された圧縮製品ガス（１８）が、前記塔頂製品ガス（１６）と合体される、請求項１０に記載のプラント。
  14. 前記脱メタン装置（１１４）が、加熱液化天然ガス（６）を脱メタン装置還流物として受け入れる、請求項１０に記載のプラント。
  15. 前記第１の熱交換器（１０４）が、液化天然ガスを加熱して、前記加熱液化天然ガス（６）を形成する、請求項１４に記載のプラント。
  16. 前記圧縮製品ガスの他の一部が前記プラントから圧縮天然ガス（２６）として取り出され、および前記製品液体の他の一部が前記プラントから液化天然ガス燃料（２１）として取り出される、請求項１０に記載のプラント。
  17. 加熱された超臨界の液化天然ガス（１４）を第１の圧力にまで膨張させる第１のエキスパンダー（１１２）；
    加熱・圧縮された脱メタン装置塔頂物を第２の圧力まで膨張させる第２のエキスパンダー（１０９）；
    を含んでなり、第１および第２のエキスパンダーは相互に流体的に連結され、前記液化天然ガスの少なくとも１つの成分から仕事を生み出す液化天然ガスを再ガス化するためのプラント。
  18. 第１のポンプ（１０２）が前記液化天然ガス（４）の少なくとも一部の圧力を上昇させ、および前記液化天然ガスの一部を熱源により加熱して、加熱・気化された液化天然ガスを形成する、請求項１７に記載のプラント。
  19. 前記熱源が、脱メタン装置塔頂熱交換器、脱エタン装置還流凝縮器（１１５）、タービン燃焼空気取り入れ冷却器、ガスタービンからの煙道ガス、熱回収ユニット、海水熱交換器および加熱炉の少なくとも１つである、請求項１８に記載のプラント。
  20. 第１の熱交換器（１０４）が脱メタン装置塔頂物を液化し、第２のポンプ（１０３）は前記液化された脱メタン装置塔頂物の圧力を上昇させ、および第２の熱交換器（１０６）は前記加圧された液化脱メタン装置塔頂物を加熱・気化して、加熱・圧縮された脱メタン装置塔頂物を形成する、請求項１７に記載のプラント。
  21. 前記第１の熱交換器（１０４）が、液化天然ガスフィードを冷媒として用いて、前記脱メタン装置塔頂物を冷却する、請求項２０に記載のプラント。
  22. 前記第２の熱交換器（１０６）が、膨張された脱メタン装置塔頂物を用いて、前記加圧・液化された脱メタン装置塔頂物を加熱する、請求項２１に記載のプラント。
  23. 前記第２の圧力が約４．８２６ＭＰａ（７００ｐｓｉ）と１０．３４２ＭＰａ（１５００ｐｓｉ）の間のパイプライン圧力であり、および前記第１の圧力が約２．０６８ＭＰａ（３００ｐｓｉ）と５．１７１ＭＰａ（７５０ｐｓｉ）の間の脱メタン装置運転圧力である、請求項１７に記載のプラント。
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