JP4496224B2 - Ｌｎｇ蒸気の取扱い構成および方法 - Google Patents

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Description

本発明は、その両方が参照により本明細書に組み込まれる、米国仮特許出願第６０／５１７，２９８号（２００３年１１月３日出願）、および第６０／５２５，４１６号（２００３年１１月２５日出願）の優先権を主張する。
本発明の分野はＬＮＧ処理であり、特にＬＮＧ船の荷卸し中または移送中のＬＮＧ蒸気の取扱いに関係する。
ＬＮＧ船の荷卸しは、多くの場合、再ガス化作業を伴う効率的な統合を必要とする危険な作業である。一般的に、ＬＮＧがＬＮＧ船から貯蔵タンクに荷卸しされる場合、体積の変位、ＬＮＧ移送中および圧送システム内での熱取得、貯蔵タンクボイルオフ、および船と貯蔵タンクの間の圧力差によるフラッシング（ｆｌａｓｈｉｎｇ）のため、ＬＮＧ蒸気が貯蔵タンクから発生する。ほとんどの場合に、蒸気は貯蔵タンクシステム内での炎上および圧力増大を回避するため、回収される必要がある。
一般的なＬＮＧ荷受けターミナルでは、蒸気の一部分はＬＮＧ船に戻され、残りの蒸気部分は、ＬＮＧの送出物からの冷却内容物を使用する蒸気吸収装置内での凝縮用の圧縮器によって圧縮される。したがって、蒸気圧縮および蒸気吸収システムは一般に、かなりのエネルギーと作業者の注意を必要とし、特に通常の保持作業から船の荷卸し作業に移行中に必要とする。あるいは、Ｕｒｓａｎ等の米国特許第６，６４０，５５６号明細書に記載されるようなポンプに供給された極低温の液体および蒸気の比率を流量および蒸気圧が制御する往復ポンプを用いて、蒸気制御が実施可能である。しかし、そのような構成は、しばしば実際的でなく、一般にＬＮＧ荷受けターミナルでの蒸気を再圧縮する必要を無くすことができない。
あるいは、またはさらに、Ｊｏｈｎｓｏｎ等の米国特許第６，４６０，３５０号明細書に記載されるようにターボエキスパンダ駆動の圧縮器が使用できる。ここでは、蒸気再圧縮用のエネルギーの必要条件が一般に、別の供給源から圧縮されたガスの膨張によってもたらされる。しかし、圧縮ガスは別のプロセスから容易に利用できないので、圧縮ガスの生成は、エネルギー集約的であり、経済的でない。
他の知られているシステムでは、Ｐｒｉｍの公開された米国特許出願第２００３／０１５８４５８号明細書に記載されるように、流入するＬＮＧストリーム（ｓｔｒｅａｍ）に対してメタン生成物蒸気（ｍｅｔｈａｎｅ ｐｒｏｄｕｃｔ ｖａｐｏｒ）が圧縮され凝縮される。Ｐｒｉｍのシステムは、その他のシステムと比較してエネルギー効率を向上させるがそれでも様々な欠点が依然として存在する。たとえば、Ｐｒｉｍのシステムの蒸気の取扱いは一般的に、メタンの濃厚なストリームの生成が望ましいプラントに限定される。
米国特許第６，７４５，５７６号明細書に記載されるような、別のシステムでは、複数のミキサー、コレクター、ポンプ、および圧縮器が、ＬＮＧストリームの中のボイルオフガスを再液化するために使用される。このシステムでは、ボイルオフ蒸気が凝縮できるように、大気圧の（ａｔｍｏｓｐｈｅｒｉｃ）ボイルオフ蒸気が蒸気圧縮器を使用してより高い圧力に圧縮される。このようなシステムは一般に、蒸気凝縮システムにおいて制御および混合デバイスの進歩をもたらすが、それでも図１の従来技術に示されるような知られている構成のほとんどの欠点を受け継いでいる。
さらに、ほとんどの輸入されたＬＮＧの組成および発熱量は、非常に多様であり、概して特定の産出源に依存する。より重質の内容物またはより高い発熱量を有するＬＮＧが産出源においてより低いコストで生産できるが、それらはしばしば、北米市場用に適していない。たとえば、カリフォルニア市場向けの天然ガスは、９５０Ｂｔｕ／ＳＣＦ〜１１５０Ｂｔｕ／ＳＣＦの発熱量規格に適合し、またＣ２およびＣ３＋成分の組成制限（ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｌｉｍｉｔａｔｉｏｎｓ）に適合する必要がある。特に、ＬＮＧが輸送燃料として使用される場合、Ｃ２＋含有量は、高い燃焼温度を回避し、温室効果ガス排出を低減させるためにさらに低下させる必要がある。表１は、典型的な輸入ＬＮＧ供給と比較した組成要件（ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ）を示す。したがって同様に、多様なＬＮＧ組成に対応する能力を有するＬＮＧ荷受けターミナルを構成することも望ましい。
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不都合なことに、ほとんどの現在知られているＬＮＧ船の荷卸しおよび再ガス化のためのプロセスおよび構成は、様々な困難に対処することができない。とりわけ、多くの知られているプロセスは、エネルギー集約的な蒸気の圧縮および吸収を必要とする。さらにその上、全てのまたはほとんど全ての知られているプロセスは、厳しい環境基準に適合するためにＬＮＧから重質の炭化水素を経済的に除去することができない。したがって、なおＬＮＧの荷卸しおよび再ガス化ターミナルにおいて改善されたガス処理用の構成および方法を提供する必要がある。
本発明は、ＬＮＧ運搬船から液化天然ガスを受け取り、ＬＮＧの液体およびＬＮＧの蒸気を供給するように構成されたＬＮＧ貯蔵容器および分留塔を備える、ＬＮＧプラント（最も好ましくはＬＮＧ再ガス化ターミナル）に関する様々な構成および方法を対象とする。分留塔は、貯蔵容器に流体的に連結され、分留塔供給物を受け取り、分留塔がＣ２およびそれより軽質の成分を塔頂留出物として生成し、Ｃ３およびそれより重質の成分を塔底留出物として生成する。好ましい構成では、液化天然ガスの液体の冷却内容物はＣ２およびそれより軽質の成分を凝縮させるために使用され、Ｃ３およびそれより重質の成分はＬＮＧ蒸気を吸収するためにＬＮＧの蒸気と結合され、それによって分留塔供給物を形成する。
本発明の主題のさらに好ましい態様では、企図されるプラントが液化天然ガスの液体を冷媒として使用して分留塔供給物を冷却するための第１の熱交換器、および／または分留塔からのＣ３およびそれより重質の成分のストリームを熱源として使用して分留塔供給物を加熱する第２の熱交換器を備える。さらに別に企図されるプラントでは、貯蔵容器からのＬＮＧの蒸気の一部分が第２のＬＮＧ貯蔵容器（ＬＮＧ運搬船）に送られ、または船の荷卸し中に第２のＬＮＧ貯蔵容器に戻るように再び送られる蒸気を第２のＬＮＧ貯蔵容器が生成することができる。
好ましい分留塔は一般に、凝縮されたＣ２およびそれより軽質の成分を液化天然ガスの液体に供給するように構成される。あるいは、またはさらに、分留塔は、（液化天然ガスの液体がＣ２の凝縮およびそれより軽質の成分のための冷却をもたらした後に）液化天然ガスの液体の一部分を分留塔供給物として受け取るようにも構成することもできる。
その上、さらに別に企図される態様では、分留塔はさらに、液化石油ガス（ＬＰＧ）を塔底留出物としてもたらすように構成することができる。そのような構成では、分留塔は、液化天然ガスの液体が、凝縮を向上させるためにＣ２およびそれより軽質の成分の凝縮のための冷却をもたらした後に、液化天然ガスの液体の別の部分を凝縮冷媒として受け取るように構成することができる。
したがって、企図される方法には、液化天然ガスの蒸気を取り扱う方法が含まれ、その方法では、液化天然ガス貯蔵容器がＬＮＧの液体およびＬＮＧの蒸気を供給する。別のステップでは、ＬＮＧの蒸気がＣ３およびそれより重質の成分のストリームと結合され、それによってＬＮＧ蒸気を吸収し、それによって結合生成物を形成する。さらに別のステップでは、結合生成物は分留塔内で、Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームと、Ｃ２およびそれより軽質のストリームとに分離され、Ｃ２およびそれより軽質の成分のストリームがＬＮＧの液体の冷却内容物を使用して凝縮される。
本発明の様々な目的、特徴、態様および利点は、添付の図面および本発明の好ましい実施形態の詳細な説明からさらに明らかになるであろう。
本発明は一般に、ＬＮＧの蒸気の取扱い構成および方法を対象としており、そこでは蒸気（ほとんどの場合、主にＮ２、Ｃ１およびＣ２を含む）がより重質の炭化水素（ほとんどの場合主にＣ３、Ｃ４およびより重質の成分）と結合されて、ＬＮＧ蒸気の凝縮温度よりも高い凝縮温度を有する炭化水素混合物を形成する。そのように生成された混合物は、続いてＬＮＧの液体の冷却内容物を使用して凝縮され、液体は圧送されてより高い圧力にされる。加圧された混合物は、次いで加熱され、（Ｃ２およびそれより軽量の）蒸気は、上昇した圧力で分留塔内の混合物から分離される。分留塔の塔頂部の蒸気は、ＬＮＧの液体の冷却内容物を使用して凝縮され、分留塔によって生成されたより重質の炭化水素がＬＮＧ蒸気と結合する点に再循環される。
本発明の主題の特に好ましい態様では、企図される構成および方法が沿岸のおよび／または沖合のＬＮＧ再ガス化ターミナルでのＬＮＧ船の荷卸しおよび／または再ガス化作業において実現される。そのような構成では、ＬＮＧの液体の冷却内容物を使用して、混合物の少なくとも一部分が凝縮できるような程度まで、混合物の沸点を上昇させる成分と蒸気を混合することによって、蒸気の凝縮用の蒸気圧縮器の必要が無くなることを特に理解されたい。
好ましくは、より重質の炭化水素は、外部の供給源から加えられることが可能であり、またはさらに好ましくは荷卸しされたＬＮＧから抽出された、Ｃ３およびそれより重質の炭化水素成分を含む。したがって、本発明の主題の少なくともいくつかの態様では、企図される構成が熱交換器、ポンプ、およびＬＮＧをより希薄な天然ガスおよびＬＰＧ（液化石油ガス）生成物に分離するために再ガス化プロセスにおいて解放される冷却物を利用するように構成された分留塔を含む分留システムを備える。本明細書に提示される教示に関連して使用できるＬＮＧの再ガス化用に別に企図される構成および方法は、本明細書に参照によって組み込まれる、同時係属中の２００３年８月１３日に提出された国際特許出願第ＰＣＴ／ＵＳ０３／２５３７２号明細書に記載されている。
本発明の主題の構成および方法が、図１の従来技術に概略的に示された従来のＬＮＧ運搬船の荷卸しおよび再ガス化ターミナルと対比されている。ここで、一般に−２５５°Ｆから−２６０°ＦのＬＮＧが、移送ライン１から貯蔵タンク５２に、一般に４０，０００ＧＰＭから６０，０００ＧＰＭの流量で荷卸しアーム５１を介してＬＮＧ運搬船５０から荷卸しされる。荷卸し作業は、一般に約１２から１６時間続き、この期間中、移送作業中の（船のポンプまたは周囲からの熱取得のどちらかによる）エンタルピーゲイン（ｅｎｔｈａｌｐｙ ｇａｉｎ）、貯蔵タンクからの排出蒸気、および船と貯蔵タンクの間の圧力差からフラッシングする液体により、約４０ＭＭｓｃｆｄの蒸気が貯蔵タンクから発生する。
ＬＮＧ運搬船は一般に、貯蔵タンクの圧力よりもわずかに低い圧力で作動し、一般的にＬＮＧ船は、１６．２ポンド／平方インチから１６．７ポンド／平方インチで動作し、貯蔵タンクは、１６．５ポンド／平方インチから１７．２ポンド／平方インチで作動する。貯蔵タンクからの蒸気、ストリーム２は、ストリーム３およびストリーム４の２つの部分に分流される。一般に２０ＭＭｓｃｆｄの流量のストリーム３が、船の荷卸しによって排出された容量を補充するため、蒸気戻りラインおよび戻りアーム５４を介してＬＮＧ船に戻される。一般に２０ＭＭｓｃｆｄの流量のストリーム４が圧縮器５５によって約８０ポンド／平方インチから１１５ポンド／平方インチに圧縮され、蒸気吸収装置５８にストリーム５として供給され、そこで蒸気が緩熱され（ｄｅ−ｓｕｐｅｒｈｅａｔｅｄ）、凝縮され、送出ＬＮＧによってストリーム９から吸収される。圧縮器５５による動力消費量は、蒸気流量および圧縮器の吐出圧力に依存して一般に１，０００ＨＰから２，０００ＨＰである。
貯蔵タンク５２からのＬＮＧは、タンク内プライマリポンプ５３によって圧送されて約１１５から１５０ポンド／平方インチになり、２５０ＭＭｓｃｆｄから１，２００ＭＭｓｃｆｄの典型的な送出率のストリーム６を形成する。ストリーム６は、蒸気凝縮プロセスを制御するために必要に応じて、それぞれの制御バルブ５６および５７を使用してストリーム７およびストリーム８に分流される。−２５５°Ｆから−２６０°Ｆの過冷却された液体のストリーム７は、トレーおよびパッキンなどの熱伝達接触デバイスを使用して圧縮器の放出ストリーム５と混合するために吸収装置５８に送られる。蒸気吸収装置および圧縮器の動作圧力は、ＬＮＧ送出流量によって決定される。より多くの冷却内容物を伴うより高いＬＮＧ送出率は、吸収圧力を低下させ、したがってより小さい圧縮器が必要になる。しかし、吸収装置の設計は、蒸気率がより低い場合に通常の保持動作を考慮する必要もあり、液体率は、最小限に低下される必要がある。
蒸気吸収装置は、一般に約−２００°Ｆから−２２０°Ｆの塔底部のストリーム９を生成し、そのストリームは次いでストリーム８と混合され、ストリーム１０を形成する。ストリーム１０は、セカンダリポンプ５９によって圧送されて一般に１，０００ポンド／平方インチから１，５００ポンド／平方インチになりストリーム１１を形成し、そのストリームは次いでパイプライン規格に適合させるため必要に応じてＬＮＧ蒸発器６０で約４０°Ｆから６０°Ｆに加熱される。ＬＮＧ蒸発器は一般に、海水を使用するオープンラック型の交換器、燃料燃焼式の（ｆｕｅｌ−ｆｉｒｅｄ）蒸発器、または伝熱流体を使用する蒸発器である。
これとは異なり、発明者らは、ＬＮＧ船の荷卸しが動作的にＬＮＧ再ガス化／処理プラントに連結され、ＬＮＧ蒸気取扱いのプロセスおよび効率がかなり改善される構成および方法を発見した。その他の利点の中でも、企図される構成および方法は、蒸気再圧縮の必要を無くし、したがって実質的に資材およびエネルギーの要件を低減させる。１つの例示的構成が図２に示され、そこでは蒸気吸収が、貯蔵タンク頂部の圧力で、分留塔を使用してＬＮＧから分離された重質の炭化水素を伴う、吸収用の重質の炭化水素の（たとえばＣ３より重質の）液体を使用して実行される。ＬＮＧ内の冷却内容物は、吸収および凝縮の熱を除去することによって吸収プロセスにおいて冷却するため、ならびに分留塔内での還流凝縮デューティ（ｄｕｔｙ）を供給するのに使用される。蒸気および重質の炭化水素の液体の混合物はかなり高い温度で凝縮するので、図１の従来技術に示された圧縮器および蒸気吸収装置はもはや必要でないことを認識されたい。その代わりに、これらの要素はかなり低減されたコストで設置され動作される、低圧凝縮器交換器および圧送システムによって代置き換えられる。
その他の観点から見て、企図される構成では、貯蔵タンクからの蒸気の組成は、これらの蒸気を過冷却された重質の炭化水素ストリームと混合することによって調節される（重質の炭化水素を追加することは、沸点温度を上昇させ、したがってＬＮＧとの混合物の凝縮を可能にする）ことを認識されたい。この混合物は、より重質の炭化水素の回収および再利用のために下流側の分留塔に圧送され、そこで分離される。
図２をさらに参照すると、ストリーム１としてのＬＮＧの液体が荷卸しライン５１を介してＬＮＧ運搬船５０から貯蔵タンク５２に供給される。貯蔵タンク５２からの蒸気ストリーム２は、ストリーム３およびストリーム４に分流される。一般には２０ＭＭｓｃｆｄの流量のストリーム３は、船の荷卸しによって排出された容量を補充するために蒸気戻りラインおよび戻りアーム５４を介してＬＮＧ運搬船５０に戻される。一般には２０ＭＭｓｃｆｄの流量のストリーム４は、重質の炭化水素ストリーム１６と混合される（一般にはＣ３、Ｃ４、およびそれより重質の炭化水素を含む）。混合物の沸点を上昇させるには、一般に約２００ＧＰＭから５００ＧＰＭの重質の炭化水素が下流の分留システムから必要とされる。混合物のストリーム１７の沸点を上昇させ凝縮させるＬＮＧ供給源から、重質の炭化水素の留分を利用できない場合、システムは、外部の供給源から重質の炭化水素を用いて充填される。結合されたストリーム１７は、（プライマリポンプ５３を介してタンク５２から供給される）ＬＮＧストリーム６からの冷却内容物を使用して交換器６１で冷却され凝縮され、一般に−２４０°Ｆから−２５５°Ｆのストリーム１８になる。
重質の炭化水素の組成、および重質の炭化水素の留分の流量は、船の荷卸し作業および通常の保持作業の間、貯蔵タンクから蒸気を吸収するため必要に応じて分留塔内で制御できることを理解されたい。たとえば、Ｎ２およびＣ１などのより軽質の成分に富むＬＮＧ蒸気は、吸収および凝縮のためにより多くのＬＮＧの流れおよびより重質の成分を比例して必要とする。したがって、２００ｇｐｍより少ない、および５００ｇｐｍより多い流量も適切であると見なされる。当分野の技術者は、適切な流量を容易に決定するであろうが、その流量は、重質の炭化水素の蒸気の量および組成に主に依存する。
さらに、炭化水素が、ＬＮＧの液体の冷却内容物を使用して、結合されたストリームの凝縮を可能にするのに十分な程度まで沸点温度を上昇させる限り、炭化水素の成分の選択は重要でないことを理解されたい。したがって、蒸気ストリームとの混合物に対する適切な成分は特に、プロパン、ブタン、および高級炭化水素を含む。
交換器６１では、ストリーム６が−２５５°Ｆから約−２４０°Ｆに加熱され、結合されたストリーム１７を凝縮するために必要な冷却を供給する。凝縮物のストリーム１８は次いで、ポンプ６２によって圧送され、約１２０ポンド／平方インチから１７０ポンド／平方インチになりストリーム１９を形成する。ストリーム１９を分留塔６４に給送する前に、加圧されたストリーム１９は、加熱されて約−１０°Ｆから１５０°Ｆになり、分留塔６４からの塔底部の液体２１との熱交換によって交換器６３で部分的に蒸発され、それによって加熱ストリーム２０を形成する。一般に約１００ポンド／平方インチから１５０ポンド／平方インチで動作する分留塔６４は、加熱され結合されたストリーム２０を（ほとんどＣ２およびより軽質の成分を含む）塔頂部の液体ストリーム２２、および（ほとんどＣ３およびより重質の成分を含む）塔底部の液体ストリーム２１に分離する。分留塔は、（分留塔６４と分離、またはそれと一体となることができる）塔頂部の凝縮器６５内でＬＮＧストリーム７からの冷却内容物を使用して還流される。所望であれば、塔頂部の凝縮器６５は、分留塔の外部に配置することも可能であり、液体ストリーム２２は（図示されない）外部に配置されたドラム内で分離できる。分留塔は、燃焼型のリボイラ（ｆｉｒｅｄ ｒｅｂｏｉｌｅｒ）、スチーム、またはその他の熱源を伴う外部の熱源を使用して好ましく再沸騰される。
（Ｃ３およびそれより重質の）重質の炭化水素の乏しい塔頂部のストリーム２２は、ＬＮＧストリーム２３と混合されてストリーム１０を形成する。結合された送出ストリーム１０は次いで、セカンダリポンプ５９によって圧送され、一般に１，０００ポンド／平方インチから１，５００ポンド／平方インチになり、ストリーム１１を形成し、そのストリームは次いで、ＬＮＧ蒸発器６０内でパイプライン規格に適合するために必要に応じて約４０°Ｆから６０°Ｆに加熱される。ＬＮＧ蒸発器は一般に、海水を使用するオープンラック型の交換器、燃料燃焼式の蒸発器、または伝熱流体を使用する蒸発器である。
図３に示されるような、企図される構成の別の態様では、貯蔵タンク５２からの蒸気はＬＮＧ運搬船５０に戻されない。その結果、蒸気戻りラインおよび蒸気戻りアームが全く必要でない。その代わりに、体積的な均衡を維持するために船によって必要とされる蒸気は、船に近接したまたは船上の小さな蒸発器を用いて生成される。ここで、ＬＮＧの液体の小さなストリーム３０が熱交換器６７内で蒸発され、船から排出された容量を補充するために約２０ＭＭｓｃｆｄの蒸気の流れを達成するために蒸気ストリーム３を生成する。蒸発器６７に対する熱源３１は、海水または周囲空気であることができる。そのような構成は、ターミナル設計に、特に船５０と貯蔵タンク５２の間に比較的大きな距離がある場合の施設において、さらに大きなコストの節減をもたらすことになると考えられる。その結果、タンクからの蒸気ストリーム２全体が重質の炭化水素ストリーム１６と結合され、上記と同様の条件の下でＬＮＧストリーム６を用いて吸収され、凝縮される。そのような構成では、ストリーム１６の流量は、より多くのＬＮＧ蒸気の流れの吸収のために必要に応じて、それに対応して約４００ＧＰＭから１，２００ＧＰＭに増加される。図３の残りの構成要素および番号に対して、上記の図２に関してなされるものと同じ考察および指摘が当てはまる。
本発明の主題のさらに別の好ましい態様では、特に粗製のＬＮＧからＬＰＧを抽出することが望まれる場合、またはそうでなくＬＮＧの化学組成を調節することが望まれる場合（たとえば環境規制もしくはパイプライン規格に適合させるなど）、図４の例示的構成に示されるように分留塔にさらなる冷却がもたらされることが可能である。そのような構成では、分留塔６４の塔頂部の凝縮器６５が、ＬＰＧの生成に必要なより高い還流デューティのために、必要に応じてさらなる冷却をもたらすための高圧のＬＮＧを使用するコラムと一体の第２の冷却コイル６６を備える。あるいは、熱交換器コイル６６およびコイル６５は、別々の熱交換器内のコラムの外部に配置することができ、液体ストリーム２２は外部ドラム内で分離できる。ここで、約−２２０°Ｆから−２４０°Ｆで凝縮器コイル６５を出るＬＮＧストリーム２６は、ストリーム２３およびストリーム２４の２つの部分に分流される。ストリーム２４の正確な量は、かなり変化することができ、所望されるＬＰＧの質および量に主に依存することを理解されたい。したがって、ストリーム２４は、ストリーム２６の０から１００％であることができる（ストリーム２４を増加させるとＬＰＧの生成が増加する）。ＬＰＧの生成の増加に伴って、留出物の組成が希薄になることを理解されたい。その他の望ましい効果の中でも、環境規制に適合するために、より低い発熱値を伴うより希薄なＬＮＧがより望ましい可能性がある。
ストリーム２４は好ましくは、塔底部ＬＰＧストリーム２８、および重質の炭化水素の乏しい塔頂留出物の液体ストリーム２２を生成する分留塔の中間区域の周りに給送される。留出物のストリーム２２は次いで、ＬＮＧストリーム２３と混合されて一般に−２２０°Ｆから２３０°Ｆのストリーム１０を形成し、そのストリームはさらにセカンダリポンプ５９によって圧送されて約１，０００ポンド／平方インチから１，４００ポンド／平方インチになりストリーム１１を形成する。高圧のＬＮＧストリームは、一般に約−１８０°Ｆから−２００°Ｆにおいて還流凝縮器コイル６６内で塔頂部の蒸気と熱交換されストリーム２７を形成する。ストリーム２７はさらに、パイプラインガス要件に適合させるため蒸発器６０内で加熱される。塔底部のストリーム２８は一般に、ストリーム２５およびストリーム２１の２つの部分に分流される。ストリーム２１は、その蒸気吸収用の使用の前に交換器６３に戻るように再循環されて、残りのストリーム２５は、ＬＰＧ生成物として販売することができる。図４の残りの構成要素および番号に対して、上記の図２に関してなされるものと同じ考察および指摘が当てはまる。
上記の例示の構成に基づいて、発明者らは（好ましくは第２のＬＮＧ貯蔵容器から、また最も好ましくはＬＮＧ運搬船から）ＬＮＧを受け取るＬＮＧ貯蔵容器を備えるプラントを企図し、その容器はＬＮＧの液体およびＬＮＧ蒸気を提供する。分留塔は、分留塔供給物からＣ２およびそれより軽質の成分のストリーム、ならびにＣ３およびそれより重質の成分のストリームを生成し、液化天然ガスの液体の冷却内容物は、Ｃ２およびそれより軽質の成分を凝縮させ、Ｃ３およびそれより重質の成分は、液化天然ガスの蒸気を吸収し、それによって分留塔の供給物を形成する。
特に好ましいプラント構成では、第１の熱交換器が、冷媒として液化天然ガスを使用して分留塔供給物を冷却し、それによって、ＬＮＧ蒸気とＣ３およびそれより重質の成分との混合物を凝縮し、第２の熱交換器が、熱源として分留塔からのＣ３およびより重質の成分のストリームを使用して（好ましくは加圧された）分留塔供給物を加熱する。さらに好ましい態様では、分離され凝縮されたＣ２およびそれより軽質の成分が（ＬＮＧの液体が冷媒として使用された後に）ＬＮＧの液体と結合される。
さらになお好ましい構成には、分留塔が（好ましくは液化天然ガスの液体がＣ２およびそれより軽質の成分の凝縮のために冷却をもたらした後に）分留塔供給物として液化天然ガスの液体の一部分を受け取り、分留塔が塔底留出物として液化石油ガス（ＬＰＧ）をもたらすように構成されるものも含まれる。そのような構成では、液化天然ガスの液体がＣ２およびそれより軽質の成分の凝縮のために冷却をもたらした後に、ＬＮＧの液体の別の部分が凝縮冷媒として使用されることがさらに好ましい。
その結果、発明者等はＬＮＧの液体およびＬＮＧの蒸気がＬＮＧ貯蔵容器によって提供される、ＬＮＧ蒸気を取り扱う方法を企図する。別のステップでは、ＬＮＧ蒸気がＣ３およびそれより重質の成分のストリームと結合され、それによって液化天然ガスの蒸気を吸収し、それによって結合生成物を形成し、さらに別のステップでは、結合生成物が分留塔内で、Ｃ３およびそれより重質の成分のストリーム、ならびにＣ２およびそれより軽質の成分のストリームに分離される。さらに別のステップでは、Ｃ２およびそれより軽質の成分のストリームが液化天然ガスの液体の冷却内容物を使用して凝縮される。
このように、ＬＮＧ蒸気取扱いおよび再ガス化の特定の実施形態および用途が開示された。しかし、既に説明したもののほかに、より多くの変更が明細書の本発明の概念から逸脱せずに可能であることが当分野の技術者には明らかになるはずである。したがって本発明の主題は、開示の趣旨の範囲にあるものを除いて制限されるものではない。さらに、規格を解釈する際に、全ての用語は、文脈と一致して最も広義にすることが可能なように解釈されるべきである。特に用語「備える」および「備えている」は、非排他的な様式で、要素、構成要素、またはステップに言及していると解釈されるべきであり、言及された要素、構成要素、またはステップが存在し、または利用され、または明示的に言及されていないその他の要素、構成要素、もしくはステップと結び付けられることができることを示す。
ＬＮＧの荷卸し構成の従来技術の概略図である。 外部蒸気戻りラインを備える、例示的なＬＮＧの荷卸し構成の概略図である。 外部蒸気戻りラインを備えない、例示的なＬＮＧの荷卸し構成の概略図である。 外部蒸気戻りラインを備え、ＬＰＧ生成能力を有する例示的なＬＮＧの荷卸し構成の概略図である。

Claims (18)

  1. 液化天然ガスを受け取り、液化天然ガスの液体および液化天然ガスの蒸気を供給するように構成された液化天然ガス貯蔵容器と、
    前記液化天然ガスの蒸気とＣ３およびそれより重質の成分のストリームの組み合わせを可能にし、前記液化天然ガスの蒸気と前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームの組み合わされたストリームを形成するように構成された導管と、
    前記液化天然ガスの蒸気と前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームの前記組み合わされたストリームを、該組み合わされたストリームが凝縮する温度まで冷却して分留塔供給物を形成するように構成された熱交換器と、
    貯蔵容器に流体的に連結され、前記分留塔供給物を受け取るように構成され、（ａ）Ｃ２およびそれより軽質の成分のストリーム、ならびに（ｂ）前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームを生成するように構成された分留塔とを備え、
    前記液化天然ガス貯蔵容器から供給される前記液化天然ガスの液体を用いて分留塔の上部でＣ ２ およびそれより軽質の成分を凝縮させ、該分留塔の還流液として使用する、ＬＮＧ再ガス化プラント。
  2. 貯蔵容器からの前記液化天然ガスの蒸気の一部分を、第２の液化天然ガス貯蔵容器に送ることを可能にする導管をさらに含む請求項１に記載のプラント。
  3. 分留塔からの前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームを熱源として使用して、前記分留塔供給物を加熱するように構成された、第２の熱交換器をさらに備える請求項１に記載のプラント。
  4. 凝縮された前記Ｃ２およびそれより軽質の成分を液化天然ガスの液体に供給することを可能にするように構成された導管をさらに含む請求項１に記載のプラント。
  5. 液化天然ガスを供給し、第２の液化天然ガス貯蔵容器に第２の液化天然ガスの蒸気を供給するように構成された第２の液化天然ガス貯蔵容器をさらに備える請求項１に記載のプラント。
  6. 第２の液化天然ガス貯蔵容器が船上に配置された請求項５に記載のプラント。
  7. 分留塔が、前記液化天然ガスの液体が前記Ｃ２およびそれより軽質の成分の凝縮のために冷却をもたらした後に、該液化天然ガスの液体の一部分を前記分留塔供給物として受け取るように構成された請求項１に記載のプラント。
  8. 分留塔がさらに、塔底留出物として液化石油ガスをもたらすように構成された請求項７に記載のプラント。
  9. 分留塔が、前記液化天然ガスの液体が前記Ｃ２およびそれより軽質の成分の凝縮のため冷却をもたらした後に、前記液化天然ガスの液体の別の部分を凝縮冷媒として受け取るように構成された請求項７に記載のプラント。
  10. ＬＮＧ再ガス化プラントにおいて、液化天然ガスの蒸気を取り扱う方法であって、
    液化天然ガスの液体および液化天然ガスの蒸気を供給する液化天然ガス貯蔵容器を提供するステップと、
    前記液化天然ガスの蒸気をＣ３およびそれより重質の成分のストリームと組み合せて、前記液化天然ガスの蒸気と前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームの組み合わされたストリームを形成するステップと、
    熱交換器内で前記液化天然ガスの蒸気と前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームの前記組み合わされたストリームを、該組み合わされたストリームが凝縮する温度まで冷却して分留塔供給物を形成するステップと、
    分留塔内で前記分留塔供給物をＣ３およびそれより重質の成分のストリーム、ならびにＣ２およびそれより軽質の成分のストリームに分離するステップと、
    前記液化天然ガス貯蔵容器から供給される前記液化天然ガスの液体を用いて分留塔の上部でＣ ２ およびそれより軽質の成分を凝縮させ、該分留塔の還流液として使用するステップとを含む方法。
  11. 分留塔からの前記Ｃ３およびそれより重質の成分のストリームを使用して、前記分留塔供給物が分留塔に給送される前に、該分留塔供給物を加熱するステップをさらに含む請求項１０に記載の方法。
  12. 液化天然ガスを液化天然ガス貯蔵容器に供給する、第２の液化天然ガス貯蔵容器を提供するステップをさらに含む請求項１０に記載の方法。
  13. 第２の液化天然ガス貯蔵容器が前記液化天然ガスの蒸気の一部分を受け取る請求項１２に記載の方法。
  14. 第２の液化天然ガス貯蔵容器が、液化天然ガスの蒸気のストリームを形成するように構成され、該液化天然ガスの蒸気のストリームが第２の液化天然ガス貯蔵容器に戻るように供給される請求項１２に記載の方法。
  15. 第２の液化天然ガス貯蔵容器が船上に配置された請求項１２に記載の方法。
  16. 前記液化天然ガスの液体が前記Ｃ２およびそれより軽質の成分の凝縮のための冷却をもたらした後に、該液化天然ガスの液体の一部分を分留塔に給送するステップをさらに含む請求項１０に記載の方法。
  17. 分留塔が、塔底留出物として液化石油ガスをもたらすように構成された請求項１６に記載の方法。
  18. 前記液化天然ガスの液体が前記Ｃ２およびそれより軽質の成分の凝縮のために冷却をもたらした後に、前記液化天然ガスの液体の別の部分を凝縮冷媒として使用するステップをさらに備える請求項１７に記載の方法。
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