JP5686755B2 - 液体復元及び生成の汎用性を拡張する統合ｎｇｌを有するｌｎｇ設備 - Google Patents

Description

本発明は、一般的に天然ガスを液化する方法及び装置に関する。別の態様では、本発明は、有意に異なる生成物仕様を満たす液化天然ガス（ＬＮＧ）生成物を効率的に供給可能な改良されたＬＮＧ設備に関する。

天然ガスの低温液状化は、輸送及び／又は貯蔵のために天然ガスをより都合の良い形式に変換する手段として通常実施される。一般に、天然ガスの液状化は天然ガスの体積を約６００倍減少し、それにより結果として大気圧近くで直ちに貯蔵及び輸送可能な液化生成物を生じる。

天然ガスはしばしばパイプラインにより供給源から遠隔の市場へ輸送される。パイプラインを実質的に一定且つ高負荷率で動作することが望ましい。しかしパイプラインの分配可能性又は容量は需要を上回り、またある時には需要がパイプラインの分配可能性を上回る。需要が供給を超える山、又は供給が需要を超える谷を削り取るため、市場が指示した場合に剰余ガスが分配され得るように、剰余ガスを貯蔵することが望ましい。このような業務により、将来の需要の山を貯蔵からの物資で満たすことができる。これを行うある実用的手段は、貯蔵のためにガスを液化状態に変換すること、そして次に液体を需要に応じて気化することである。

天然ガスの液化は、候補の市場から長距離離れた供給源からガスを輸送する場合及びパイプラインが利用不可能か非実用的である場合に更に重要性を増す。これは、特に輸送が遠洋航行船により行われなければならない場合に起こる。気相状態での船舶輸送は、ガスの比体積を有意に減少するためかなりの加圧が必要とし、及びこのような加圧は一層高価な貯蔵容器を必要とするので、一般的に実用的でない。

上述の観点から、天然ガスを液体状態で大気圧前後で貯蔵し輸送することは有利である。天然ガスを液体状態で貯蔵及び輸送するために、天然ガスは−１５１乃至−１６２℃（−２４０度Ｆ乃至−２６０度Ｆ）に冷却される。ここで、液化天然ガス（ＬＮＧ）は約大気中蒸気圧を有する。

天然ガスの液状化のための多数の従来技術が存在する。従来技術では、高圧のガスを、ガスが低温に冷却される複数の冷却段を液状化温度に達するまで逐次通過させることにより、ガスを液化する。冷却は一般的に、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン、メタン、窒素、二酸化炭素、又はそれらの組み合わせ（例えば、混合冷媒システム）のような１又は複数の冷媒を有する間接熱交換により達成される。本発明の１又は複数の実施例に実際に適用可能な液状化手法は、開メタン・サイクルを最終冷却サイクルに利用する。最終冷却サイクルでは加圧ＬＮＧ関連ストリームがフラッシュされ、当該フラッシュ気体は続いて冷却剤として利用され、再圧縮され、冷却され、処理された天然ガス供給ストリームと混合され、そして液化され、それにより加圧ＬＮＧ関連ストリームを生成する。

従来、ＬＮＧ設備は世界の特定地域の単一の市場へＬＮＧを供給するために設計され及び動作されている。ＬＮＧの世界的需要が増加すると、単一のＬＮＧ設備が世界の異なる地域の複数の市場にＬＮＧを供給可能であることは有利である。しかしながら、天然ガス規格は世界中で大きく変化する。標準的にこのような天然ガス規格は、高位発熱量（ＨＨＶ）、ウォッベ指数、メタン含有量、エタン含有量、Ｃ_３＋含有量、及び不活性成分含有量のような基準を含む。例えば、異なる世界市場は、９５０乃至１１６０ＢＴＵ／ＳＣＦの間のＨＨＶを有するＬＮＧ生成物を要求する。既存のＬＮＧ設備は、単一市場の規格の基準セットに最適化されている。従って、異なる市場の予定外の規格を満たすＬＮＧを生成するためＬＮＧ設備の動作パラメーターを努力して変更することは、設備の動作を有意に非効率にする。予定外の規格のＬＮＧ生成に関連するこれらの動作の非効率は、一般に単一のＬＮＧ設備で１より多い市場に供給することを経済的に不可能にする。

本発明は、液体復元及び生成の汎用性を拡張する統合ＮＧＬを有するＬＮＧ設備を提供する。

本発明のある実施例では、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する処理が提供される。処理は以下の段階を有する。つまり（ａ）第１のＬＮＧ生成物を生成する第１の動作モードでＬＮＧ設備を動作する段階、（ｂ）前記ＬＮＧ設備が第２の動作モードで動作するよう、前記ＬＮＧ設備の少なくとも１つの非供給動作パラメーターを調整する段階、及び（ｃ）第２のＬＮＧ生成物を生成する前記第２の動作モードで前記ＬＮＧ設備を動作する段階、である。第１及び第２の動作モードは、ＬＮＧ設備の始動及び停止の間には実行されない。段階（ａ）及び（ｃ）は、任意的に、それぞれ第１及び第２の液体天然ガス（ＮＧＬ）生成物を生成する段階を有し得る。第２のＬＮＧ生成物の平均高位発熱量（ＨＨＶ）は、第１のＬＮＧ生成物の平均ＨＨＶと１５℃で少なくとも約３７３ｋＪ／ｍ^３（１０ＢＴＵ／ＳＣＦ）異なり、及び／又は第２のＬＮＧ生成物の平均プロパン含有量は第１のＬＮＧ生成物の平均プロパン含有量と少なくとも約１モル・パーセント異なる。

本発明の別の実施例では、ＬＮＧ設備から生成されるＬＮＧの発熱量を変化する方法が提供される。方法は以下の段階を有する。つまり（ａ）間接熱交換により天然ガスを冷却し、第１の冷却ストリームを生成する段階、（ｂ）第１の蒸留塔を用い、前記第１の冷却ストリームの少なくとも一部を第１の相対的高揮発性部分及び第１の相対的低揮発性部分に分離する段階、（ｃ）前記第１の相対的高揮発性部分の少なくとも一部を冷却し、ＬＮＧを生成する段階、並びに（ｄ）前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターを調整し、前記生成されたＬＮＧのＨＨＶを少なくとも約１パーセントだけ約７２時間より少ない時間期間に渡り変化する段階、である。

本願明細書で用いられる場合、代替の記載を列挙する際の用語「有する」又は「含む」は、列挙された要素に追加される要素が存在し得ることを意味する。用語「成る」は、記載された材料で「成る」と記載された特徴が当該要素のみから成ることを意味する。

本願明細書で用いられる場合、句「基本的に〜から成る」及び同様の句は、本願明細書に特に言及されない他の段階、要素、又は材料が本発明の基本的特徴及び新規特徴に影響しない限り、当該段階、要素、又は材料の存在を排除せず、更に用いられる要素及び材料に通常関連する不純物を排除しない。

本発明の好適な実施例は図を参照し以下に詳細に説明される。

図１ｂに示される線Ａ、Ｂ、及びＣと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図１ａのＬＮＧ設備と線Ａ、Ｂ、及びＣを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図２ｂに示される線Ｂ、Ｆ、Ｎ、Ｏ、及びＰと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図２ａのＬＮＧ設備と線Ｂ、Ｆ、Ｎ、Ｏ、及びＰを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図３ｂ、３ｃ、３ｄ、及び３ｅに示される線Ｄ、Ｊ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｌ、Ｋ、Ｍ、及びＧと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図３ａのＬＮＧ設備と線Ｄ、Ｊ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｌ、Ｋ、Ｍ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図３ａのＬＮＧ設備と線Ｄ、Ｊ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｌ、Ｋ、Ｍ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図３ａのＬＮＧ設備と線Ｄ、Ｊ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｌ、Ｋ、Ｍ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図３ａのＬＮＧ設備と線Ｄ、Ｊ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｌ、Ｋ、Ｍ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図４ｂに示される線Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｉ、及びＧと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図４ａのＬＮＧ設備と線Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｉ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図５ｂに示される線Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、及びＧと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図５ａのＬＮＧ設備と線Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図６ｂに示される線Ｈ、Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｉ、及びＧと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図６ａのＬＮＧ設備と線Ｈ、Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｉ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。 図７ｂに示される線Ｈ、Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、及びＧと接続するＬＮＧ設備の特定部分を備えた、２以上の異なる市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧを生成する縦列冷却処理の簡略フロー図である。 図７ａのＬＮＧ設備と線Ｈ、Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、及びＧを介し接続された統合重質除去／ＮＧＬ復元システムを示すフロー図である。

本発明は、天然ガスを当該天然ガスの液状化温度まで冷却しそれにより液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するために用いられる処理／設備で実施され得る。ＬＮＧ処理は一般的に１又は複数の冷却剤を利用し、天然ガスから熱を抽出し、そして周囲への熱を排除する。ある実施例では、ＬＮＧ処理は、それぞれ異なる冷媒組成を利用する複数の多段冷却サイクルを用い天然ガス・ストリームを徐々に低温へ逐次冷却する縦列型冷却処理を利用する。別の実施例では、ＬＮＧ処理は、少なくとも１つの混合冷媒を利用し天然ガス・ストリームを冷却する混合冷媒処理である。

天然ガスは、約３４００ｋＰａ乃至約２０７００ｋＰａ（約５００乃至約３０００ポンド／平方インチ絶対圧力（ｐｓｉａ））、約３４００ｋＰａ乃至約６８０００ｋＰａ、又は４１４０乃至５５２０ｋＰａ（約５００乃至約１０００ｐｓｉａ、又は６００乃至８００ｐｓｉａ）の範囲の高圧でＬＮＧ処理へ分配され得る。周囲温度に大きく依存して、ＬＮＧ処理へ分配される天然ガスの温度は、一般に約−１８℃乃至約８２℃（約０乃至約１８０度Ｆ）、約−７℃乃至約６６℃又は１６℃乃至５２℃（約２０乃至約１５０度Ｆ又は６０乃至１２５度Ｆ）の範囲であり得る。

ある実施例では、本発明は、縦列型冷却及びそれに続く膨張式冷却を利用するＬＮＧ処理で実施され得る。このような液化処理では、縦列型冷却は高圧（例えば約６５０ｐｓｉａ）で、それぞれ第１、第２、及び第３の冷媒を利用する第１、第２、及び第３の冷却サイクルを天然ガス・ストリームに逐次通過させることにより実行されて良い。ある実施例では、第１及び第２の冷却サイクルは閉冷却サイクルであり、第３の冷却サイクルは冷媒源として処理された天然ガスの一部を利用する開冷却サイクルである。第３の冷却サイクルは多段膨張サイクルを有し、処理された天然ガス・ストリームの追加冷却を提供し、及び当該天然ガス・ストリームの圧力を大気圧近くまで減少し得る。

一連の第１、第２、及び第３の冷却サイクルでは、最高の沸点を有する冷媒が最初に利用され、続いて中間の沸点を有する冷媒が利用され、そして最後に最低の沸点を有する冷媒が利用される。ある実施例では、第１の冷媒は、大気圧で純粋なプロパンの沸点の約７、３、又は１．５℃（約２０、約１０、又は５度Ｆ）の範囲内の中間沸点を有する。第１の冷媒は、主にプロパン、プロピレン、又はそれらの混合を有し得る。第１の冷媒は、少なくとも約７５モル・パーセントのプロパン、少なくとも９０モル・パーセントのプロパンを有し得るか、又は基本的にプロパンから成って良い。ある実施例では、第２の冷媒は、大気圧で純粋なエチレンの沸点の約７、３、又は１．５℃（約２０、約１０、又は５度Ｆ）の範囲内の中間沸点を有する。第２の冷媒は、主にエタン、エチレン、又はそれらの混合を有し得る。第２の冷媒は、少なくとも約７５モル・パーセントのエチレン、少なくとも９０モル・パーセントのエチレンを有し得るか、又は基本的にエチレンから成り得る。ある実施例では、第３の冷媒は、大気圧で純粋なメタンの沸点の約７、３、又は１．５℃（約２０、約１０、又は５度Ｆ）の範囲内の中間沸点を有する。第３の冷媒は、少なくとも約５０モル・パーセントのメタン、少なくとも約７５モル・パーセントのメタン、少なくとも９０モル・パーセントのメタンを有し得るか、又は基本的にメタンから成り得る。少なくとも約５０、約７５、又は９５モル・パーセントの第３の冷媒は、処理された天然ガス・ストリームから作り出され得る。

第１の冷却サイクルは、第１の冷媒を備えた間接熱交換により複数の冷却段／段階（例えば２乃至４個の冷却段）で天然ガスを冷却し得る。冷却サイクルの各間接冷却段は、別個の熱交換器で実行され得る。ある実施例では、ケトル型熱交換器が利用され、第１の冷却サイクルで間接熱交換を実現する。第１の冷却サイクルで冷却された後、天然ガスの温度は、約−４３℃乃至約−２３℃（約−４５乃至約−１０度Ｆ）、約−４０℃乃至約−２６℃又は−２９℃乃至−３４℃（約−４０乃至約−１５度Ｆ又は−２０乃至−３０度Ｆ）の範囲であり得る。第１の冷却サイクルに渡る天然ガスの標準的な温度低下は、約１０℃乃至約９９℃（約５０乃至約２１０度Ｆ）、約２４℃乃至約８２℃又は３８℃乃至６０℃（約７５乃至約１８０度Ｆ又は１００乃至１４０度Ｆ）の範囲であり得る。

第２の冷却サイクルは、第２の冷媒を備えた間接熱交換により複数の冷却段／段階（例えば２乃至４個の冷却段）で天然ガスを冷却し得る。ある実施例では、第２の冷却サイクルの間接熱交換冷却段は、別個のケトル型熱交換器を利用し得る。一般に、第２の冷却サイクルに渡る温度低下は、約１０℃乃至約８２℃、約２４℃乃至約６６℃、又は３８℃乃至４９℃（約５０乃至約１８０度Ｆ、約７５乃至約１５０度Ｆ、又は１００乃至１２０度Ｆ）の範囲であり得る。第２の冷却サイクルの最終段では、処理された天然ガス・ストリームは大部分、望ましくは全体が凝縮（つまり液化）され、それにより加圧ＬＮＧ関連ストリームを生成し得る。一般に、この時点の処理圧力は、第１の冷却サイクルの第１段へ供給される天然ガスの圧力より僅かに低いだけである。第２の冷却サイクルで冷却された後、天然ガスの温度は、約−１３２℃乃至約−５７℃（約−２０５乃至約−７０度Ｆ）、約−１１５℃乃至約−７１℃又は−９６℃乃至−８７℃（約−１７５乃至約−９５度Ｆ又は−１４０乃至−１２５度Ｆ）の範囲であり得る。

第３の冷却サイクルは、間接熱交換冷却部及び膨張式冷却部の両方を有し得る。間接熱交換を実現するため、第３の冷却サイクルは少なくとも１つのアルミニウムをろう付けしたプレートフィン型熱交換機を利用し得る。第３の冷却サイクルで間接熱交換により提供される冷却の総量は、約−１５℃乃至約１６℃、約−１４℃乃至約１０℃又は−１２℃乃至４℃（約５乃至約６０度Ｆ、約７乃至約５０度Ｆ又は１０乃至４０度Ｆ）の範囲であり得る。

第３の冷却サイクルの膨張式冷却部は、加圧ＬＮＧ関連ストリームを大気圧近くへの逐次減圧を介し更に冷却し得る。このような膨張式冷却は、ＬＮＧ関連ストリームをフラッシュし、それにより２相の気液ストリームを生成することにより達成され得る。第３の冷却サイクルが開冷却サイクルである場合、膨張した２相ストリームは気液分離され、そして分離した気相（つまりフラッシュ・ガス）の少なくとも一部は第３の冷媒として利用され処理された天然ガス・ストリームの冷却を助ける。加圧ＬＮＧ関連ストリームの大気圧近くへの膨張は、複数の膨張段階（つまり２乃至４個の膨張段階）を用いることにより達成され得る。ここで各膨張段階は膨張器を用いて実行される。適切な膨張器は、例えばジュール−トムソン膨張弁又は水圧膨張器のいずれかを含む。ある実施例では、第３の冷却サイクルは３個の逐次膨張冷却段階を利用し得る。各膨張段階の後に気液生成物の分離が続く。各膨張式冷却段階は、約−１２℃乃至約１６℃、約−９℃乃至約１０℃又は−４℃乃至２℃（約１０乃至約６０度Ｆ、約１５乃至約５０度Ｆ又は２５乃至３５度Ｆ）の範囲でＬＮＧ関連ストリームを冷却し得る。第１の膨張段階に渡る減圧は、約５５２ｋＰａ乃至約２ｋＰａ、約８９６乃至約１７２４、又は１２０７乃至約１３４４ｋＰａ（約８０乃至約３００ｐｓｉａ、約１３０乃至約２５０ｐｓｉａ、又は１７５乃至１９５ｐｓｉａ）の範囲であり得る。第２の膨張段階に渡る減圧は、約１３８乃至約７５８ｋＰａ、約２７６乃至約６２１ｋＰａ、又は３７９乃至４８３ｋＰａ（約２０乃至約１１０ｐｓｉａ、約４０乃至約９０ｐｓｉａ、又は５５乃至７０ｐｓｉａ）の範囲であり得る。第３の膨張段階は、約３４乃至約３４５ｋＰａ、約６９乃至約２７６ｋＰａ、又は１０３乃至２０７ｋＰａ（約５乃至約５０ｐｓｉａ、約１０乃至約４０ｐｓｉａ、又は１５乃至３０ｐｓｉａ）の範囲の量だけＬＮＧ関連ストリームの圧力を更に低下し得る。最終膨張段階により生じた液体部分は最終ＬＮＧ生成物である。一般に、最終ＬＮＧ生成物の温度は、約−１２９℃乃至約−１８４℃（約−２００乃至約−３００度Ｆ）、約−１４３℃乃至約−１７１℃（約−２２５乃至約−２７５度Ｆ）又は−１５１℃乃至−１６２℃（−２４０乃至−２６０度Ｆ）の範囲であり得る。最終ＬＮＧ生成物の圧力は、約０乃至約２７６ｋＰａ（約０乃至約４０ｐｓｉａ）、約６９乃至約１３８ｋＰａ（約１０乃至約２０ｐｓｉａ）、又は８６ｋＰａ乃至約１２１ｋＰａ（約１２．５乃至約１７．５ｐｓｉａ）の範囲であり得る。

ＬＮＧ処理への天然ガス供給ストリームは、通常、第２の冷却サイクルの１又は複数の冷却段でＣ_２＋が豊富な液体の構成を生じるような量のＣ_２＋成分を含む。一般に、各冷却段の天然ガスの逐次冷却は、可能な限り多くのＣ_２及びより大きい分子量の炭化水素をガスから除去するよう制御され、それにより主にメタンの気体ストリーム並びに有意な量のエタン及びより重い成分を有する液体ストリームを生成する。この液体は、冷却段の下流の有利な位置で利用される気液分離を介し更に処理され得る。ある実施例では、気／液分離の１つの目的は、Ｃ_５＋物質の排除を最大化し、下流の処理装置での凍結を回避することである。気／液分離はまた、天然ガス生成物に残存し最終ＬＮＧ生成物の特定の特徴に影響するＣ_２乃至Ｃ_４成分の量を変化するために利用されて良い。気液分離の正確な設定及び動作は、天然ガス供給ストリームのＣ_２＋組成、ＬＮＧ生成物の所望のＢＴＵ含有量（つまり発熱量）、他の用途のためのＣ_２＋成分の値、及びＬＮＧ製造所及びガス製造所の当業者により通常考えられる他の因子のような多数のパラメーターに依存して良い。

本発明のある実施例では、ＬＮＧ処理は液体天然ガス（ＮＧＬ）のＬＮＧ設備内への統合を含み得る。１つの設備内の２つの機能を統合することにより、ＬＮＧ生成とＮＧＬ復元の効率を有意に向上し得る。更に、本発明は統合された重質除去／ＮＧＬ復元システムを利用し得る。当該システムは、ＬＮＧ生成物ストリームのＢＴＵ含有量（つまり高位発熱量（ＨＨＶ））の迅速且つ経済的変化を可能にし、従って１つの設備により種々のＬＮＧ市場へ供給し得る。

従って、本発明のある実施例では、異なる動作モードで動作され異なる生成物規格を満たすＬＮＧ及び／又はＮＧＬ生成物を生成するＬＮＧ設備が提供される。例えば、ＬＮＧ設備は低ＢＴＵモードで動作され低ＢＴＵ含有量（例えば９５０−１０６０ＢＴＵ／ＳＣＦ）を有するＬＮＧ生成物を生成し得るか、又は高ＢＴＵモードで動作され高ＢＴＵ含有量（例えば１０７０−１１６０ＢＴＵ／ＳＣＦ）を有するＬＮＧ生成物を生成し得る。ＬＮＧ設備はまた、異なる動作モードで動作され異なるＮＧＬ生成物を生成し得る。例えば、ＬＮＧ設備はプロパン排除モードで動作され低プロパン含有量（例えば０−２０モル・パーセント）を有するＮＧＬ生成物を生成し得るか、又はプロパン復元モードで動作され高プロパン含有量（例えば４０−８５モル・パーセント）を有するＮＧＬ生成物を生成し得る。

ＬＮＧ設備の異なる動作モードの間に生成されたＬＮＧの平均高位発熱量（ＨＨＶ）は、互いに１５℃で少なくとも約３７３ｋＪ／ｍ^３（１０ＢＴＵ／ＳＣＦ）、１５℃で少なくとも約７４０ｋＪ／ｍ^３（２０ＢＴＵ／ＳＣＦ）、又は１５℃で少なくとも約１８６０ｋＪ／ｍ^３（５０ＢＴＵ／ＳＣＦ）だけ異なり得る。更に、異なる動作モードにより生成されたＬＮＧ生成物の平均ＨＨＶは、異なる動作モードで少なくとも約１パーセント、少なくとも３パーセント、又は少なくとも５パーセントだけ変化し得る。ある実施例では、異なる動作モードの間に生成されたＮＧＬの平均プロパン含有量の差は、少なくとも約１モル・パーセント、少なくとも２モル・パーセント、又は少なくとも５モル・パーセントであり得る。本願明細書で議論される異なる動作モードは定常状態の動作モードであり、ＬＮＧ設備の始動及び停止の間の動作ではない。ある実施例では、異なる定常状態動作モードのそれぞれは、少なくとも１週間、少なくとも２週間、又は少なくとも４週間の時間期間に渡り実行される（標準的に始動又は停止に要求される短い時間期間とは対照的である）。

従来のＬＮＧ製造所で生成されたＬＮＧのＨＨＶは、供給組成の変化及び／又は周囲条件の変化により長い時間期間に渡り僅かに変化し得ることが知られている。しかしながら、ある実施例では、本発明はＬＮＧ生成物のＨＨＶ値及び／又はＮＧＬ生成物のプロパン含有量の比較的大きく速い調整を可能にする。ＬＮＧ生成物のＨＨＶ値及び／又はＮＧＬ生成物のプロパン含有量の比較的大きく速い調整を達成するために、ＬＮＧ設備は１週間より少ない、３日より少ない、１日より少ない、又は１２時間より少ない時間期間に渡る異なる動作モード間で遷移し得る。本発明の実施例によると、ＬＮＧの生成は異なる動作モード間を遷移する間に停止しない。代わりに、ＬＮＧ設備は、設備の停止を要求することなく、ある定常状態動作モードから別の定常状態動作モードへ迅速に遷移され得る。

ＬＮＧ設備を第１の動作モードから第２の動作モードへ遷移するために、ＬＮＧ設備の１又は複数の動作パラメーターが調整され得る。ＬＮＧ設備を異なる動作モード間で遷移するために調整される動作パラメーターは、ＬＮＧ設備の非供給動作パラメーターであり得る（つまり動作モード間の遷移はＬＮＧ設備への供給の組成を調整することにより引き起こされない）。例えば、ＬＮＧ設備が、蒸留塔を利用し処理された天然ガスを比揮発度に基づき異なる成分に分離する重質除去／ＮＧＬ復元システムを有する場合、ＬＮＧ設備を異なる動作モード間で遷移するために調整される動作パラメーターは、蒸留塔の動作パラメーターであり得る。このような蒸留塔の動作パラメーターは、例えば塔の供給組成、塔の供給温度、塔の塔頂圧力、還流ストリームの流速、還流ストリームの組成、還流ストリームの温度、ストリッピング・ガスの流速、ストリッピング・ガスの組成、及びストリッピング・ガスの温度を有して良い。

ある実施例では、ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムは、２つの塔構成を利用し得る。このようなシステムは、第１の蒸留塔（例えば重質除去塔）及び第２の蒸留塔（例えば脱メタン装置、脱エタン装置、又は脱プロパン装置）を有し得る。重液は濃縮され重質除去塔の底から除去され得、その後第２の蒸留塔へ送られ得る。第２の塔は、底部生成物を安定させ、より軽い成分を塔頂へ送り、最終的にＬＮＧ生成物にするよう動作され得る。ある実施例によると、蒸留塔は、塔頂に十分に重い物質のみを生成し所望のＬＮＧ ＢＴＵ含有量を提供し及び不要な軽質成分を除去することにより底部ストリームを安定化する方法で動作される。このような２塔構成では、蒸留塔の１つ又は両方の１又は複数の動作パラメーターは、ＬＮＧ設備を異なる動作モード間で遷移するために調整され得る。ＬＮＧ設備を異なる動作モード間で遷移するために調整され得る種々の動作パラメーターは、図１乃至７を参照して以下に詳細に議論される。

本発明に従い動作可能なＬＮＧ設備は種々の構成を有し得る。図１乃至７に示されるフロー図及び装置は、ＬＮＧ生成物を異なる規格を有する２以上の市場へ効率的に供給可能な本発明のＬＮＧ設備のいくつかの実施例を表す。図１ｂ、２ｂ、３ｂ、３ｃ、３ｄ、３ｅ、４ｂ、５ｂ、６ｂ、及び７ｂは、本発明のＬＮＧ設備の統合型重質除去／ＮＧＬ復元システムの種々の実施例を示す。当業者は、図１乃至７が説明のためであり、従って簡単のため、商用工場の通常運用に必要な設備の多くの要素が省略されていることを理解するだろう。このような要素は、例えば圧縮器制御装置、流れ及びレベル測定並びに対応する制御装置、温度及び圧力制御装置、ポンプ、モーター、フィルター、追加熱交換器、及びバルブ等を有し得る。これらの要素は、標準的な技術的手法に従い設けられ得る。

図１乃至７の理解を助けるため、以下の表１は、図１ａ乃至７ｂに示された実施例の容器、装置、及び導管を示すために利用される数字の命名法の概要を提供する。
［表１］

図１乃至７に示された本発明のＬＮＧ設備は、天然ガスを当該天然ガスの液状化温度まで、膨張式冷却と組み合わせた縦列型冷却を用い冷却する。縦列型冷却は、３個の機械冷却サイクル、つまりプロパン冷却サイクル、次にエチレン冷却サイクル、次にメタン冷却サイクルにより実行される。メタン冷却サイクルは、熱交換冷却部及びそれに続く膨張式冷却部を有する。図１乃至７のＬＮＧ設備はまた、重質除去／ＮＧＬ復元システムをプロパン冷却サイクルの下流に有し、重質炭化水素成分を処理された天然ガスから除去し及び結果としてＮＧＬを復元する。

図１ａ及び１ｂは、本発明のＬＮＧ設備のある実施例を示す。図１ａのシステムは、天然ガスを当該天然ガスの液状化温度まで、以下に詳細に記載される膨張式冷却部と組み合わせられた３個の機械冷却段階を介し逐次冷却する。図１ｂは、重質除去／ＮＧＬ復元システムのある実施例を示す。線Ａ、Ｂ、及びＣは、図１ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムが図１ａのＬＮＧ設備にどのように統合されるかを示す。本発明のある実施例によると、ＬＮＧ設備は、ＮＧＬ生成物のプロパン及び重成分の回復（本願明細書では「Ｃ_３＋復元」としても参照される）を最大化する方法で動作され得る。

図１ａに示されるように、プロパン冷却サイクルの主要構成要素は、プロパン圧縮器１０、プロパン冷却器１２、高段プロパン深冷器１４、中段プロパン深冷器１６、及び低段プロパン深冷器１８を有する。エチレン冷却サイクルの主要構成要素は、エチレン圧縮器２０、エチレン冷却器２２、高段エチレン深冷器２４、中段エチレン深冷器２６、低段エチレン深冷器／凝縮器２８、及びエチレン節減器３０を有する。メタン冷却サイクルの間接熱交換部分の主要構成要素は、メタン圧縮器３２、メタン冷却器３４、主メタン節減器３６、及び２次メタン節減器３８を有する。メタン冷却サイクルの膨張式冷却部の主要構成要素は、高段メタン膨張器４０、高段メタン・フラッシュ・ドラム４２、中段メタン膨張器４４、中段メタン・フラッシュ・ドラム４６、低段メタン膨張器４８、及び低段メタン・フラッシュ・ドラム５０を有する。

図１ａに示されたＬＮＧ設備の動作は、プロパン冷却サイクルから以下に詳細に説明される。プロパンは、例えばガス・タービン駆動装置（示されない）により駆動される多段（例えば３段）プロパン圧縮器１０で圧縮される。３段の圧縮は、望ましくは単一装置内に存在する。しかしながら、各圧縮段は、別個の装置及び単一の駆動装置により駆動されるよう機械的に結合された装置であって良い。圧縮されると、プロパンは導管３００を通じてプロパン冷却器１２へ渡され、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却及び液化される。既存のプロパン冷却器１２の液化プロパン冷媒の代表的な圧力及び温度は、約３８℃（１００度Ｆ）及び約１３１０ｋＰａ（約１９０ｐｓｉａ）である。プロパン冷却器１２からのストリームは導管３０２を通じて膨張バルブ５６として示される減圧手段へ渡される。液化プロパンの圧力は減少され、それにより当該液化プロパンの一部を蒸発又はフラッシュさせる。結果として生じた２相生成物は次に、導管３０４を通じて高段プロパン深冷器１４へ流れ込む。高段プロパン深冷器１４は、到来するガス・ストリームを冷却する。到来するガス・ストリームは、それぞれ間接熱交換手段４、６、及び８を介する導管１５２内の再利用ストリーム、導管１００内の天然ガス供給ストリーム、及び導管２０２内のエチレン冷媒再利用ストリームを含む。冷却されたメタン冷媒ガスは導管１５４を通じ高段プロパン深冷器１４を出て、そして以下により詳細に議論される主メタン節減装置３６へ供給される。

高段プロパン深冷器１４からの冷却された天然ガス・ストリームはまた、本願明細書ではメタンの豊富なストリームとしても参照され、導管１０２を介し別個の容器５８へ流れ、気相及び液相が分離される。Ｃ_３＋成分の多い液相は、導管３０３を介し除去される。気相は導管１０４を介し除去され、そして中段プロパン深冷器１６へ供給される。そしてストリームは間接熱交換手段６２を介し冷却される。結果として生じた気体／液体ストリームは次に、導管１１２を介し低段プロパン深冷器１８へ送られ、間接熱交換手段６４により冷却される。冷却されたメタンの豊富なストリームは次に導管１１４を通じて流れ、そして以下に更に詳細に議論される高段エチレン深冷器２４へ入る。

高段プロパン深冷機１４からのプロパン・ガスは、導管３０６を介しプロパン圧縮器１０の高段吸気ポートへ戻される。残液プロパンは、導管３０８を介し、膨張バルブ７２として示される減圧手段を通過し、液化プロパンの追加部分がフラッシュ又は蒸発される。結果として生じた冷却された２相ストリームは、導管３１０を介し中段プロパン深冷器１６へ入り、それにより深冷器１６に冷却剤を供給する。プロパン冷媒の気体部分は導管３１２を介し中段プロパン深冷器１６を出て、そしてプロパン圧縮器１０の中段吸気ポートへ供給される。液体部分は中段プロパン深冷器１６から導管３１４を通じて流れ、膨張バルブ７３として示される減圧手段を通過し、プロパン冷媒ストリームの一部が気化される。結果として生じた気体／液体ストリームは次に導管３１６を介し低段プロパン深冷器１８に入り、ストリームは冷却剤として動作する。気化したプロパン冷媒ストリームは次に、導管３１８を介し低段プロパン深冷器１８を出て、そしてプロパン圧縮器１０の低段吸気ポートへ送られ、圧縮され、そして前述のプロパン冷却サイクルを通じて再利用される。

前述のように、導管２０２内のエチレン冷媒ストリームは、高段プロパン深冷器１４内で間接熱交換手段８を介し冷却される。冷却されたエチレン冷媒ストリームは次に、導管２０４を介し高段プロパン深冷器１４を出る。部分的に凝縮されたストリームは中段プロパン深冷器１６へ入り、間接熱交換手段６６により更に冷却される。２相エチレン・ストリームは次に、導管２０６を介し低段プロパン深冷器１８へ送られる。そしてストリームは間接熱交換手段６８により全て凝縮されるか又はほぼ全体を凝縮される。エチレン冷媒ストリームは次に導管２０８を介し別個の容器７０へ供給され、気体部分がある場合、気体部分は導管２１０を介し除去される。液体エチレン冷媒は次に、導管２１２を介しエチレン節減器３０へ供給される。エチレン冷媒は、処理のこの位置で、一般的に約−３１℃（約−２４度Ｆ）の温度及び約２８５ｐｓｉａの圧力である。

図１ａに示されたエチレン冷却サイクルを検討する。導管２１２内のエチレンはエチレン節減器３０に入り、そして間接熱交換手段７５を介し冷却される。サブクール液体エチレン・ストリームは導管２１４を介し膨張バルブ７４として示される減圧手段を通過し、そしてストリームの一部がフラッシュされる。冷却された気体／液体ストリームは次に、導管２１５を通じ高段エチレン深冷器２４に入る。導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出るメタンの豊富なストリームは、高段エチレン深冷器２４に入り、間接熱交換手段８２を介し更に凝縮される。冷却されたメタンの豊富なストリームは導管１１６を介し高段エチレン深冷器２４を出て、ストリームの一部は導管Ｂを介し図１ｂの処理の重質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。図１ｂの詳細は以下で議論される。残りの冷却されたメタンの豊富なストリームは、中段エチレン深冷器２６へ入る。

エチレン冷媒気体は導管２１６を介し高段エチレン深冷器２４を出て、そしてエチレン節減器３０へ戻され、間接熱交換手段７６を介し温められ、そして続いて導管２１８を介しエチレン圧縮器２０の高段吸気ポートへ供給される。エチレン冷媒ストリームの液体部分は導管２２０を介し高段エチレン深冷器２４を出て、そして次にエチレン節減器３０の間接熱交換手段７８で更に冷却される。結果として生じた冷却されたエチレン・ストリームは、導管２２２を介し、膨張バルブ８０として示される減圧手段を通過し、エチレンの一部がフラッシュされる。

高段エチレン深冷器２４と同様の方法で、２相冷媒ストリームは導管２２４を介し中段エチレン深冷器２６に入り、間接熱交換手段８４を通じて流れる天然ガス・ストリームの冷却剤として動作する。導管Ａを介し中段エチレン深冷器２４を出る冷却されたメタンの豊富なストリームは、全体に凝縮されるか又はほぼ全体に凝縮される。ストリームは次に、後述される図１ｂの処理の重質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。

エチレン冷媒ストリームの気体及び液体部分は、それぞれ導管２２６及び２２８を介し中段エチレン深冷器２６を出る。導管２２６内の気体のストリームは、導管２３８内の未だ記載されていないエチレン気体ストリームと混合される。混合されたエチレン冷媒ストリームは導管２３８を介しエチレン節減器３０に入り、間接熱交換手段８６により温められ、そして導管２３０を介しエチレン圧縮器２０の低段吸気ポートへ供給される。エチレン圧縮器２０の低段からの流出物は、中段冷却器８８へ送られ冷却され、そしてエチレン圧縮器２０の高段ポートへ戻される。望ましくは２つの圧縮段は単一のモジュールであるが、それらはそれぞれ別個のモジュールであって良い。また当該モジュールは共通の駆動装置と機械的に結合されて良い。圧縮されたエチレン生成物は導管２３６を介しエチレン冷却器２２へ流れ、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却される。結果として生じた凝縮されたエチレン・ストリームは次に、前述の追加冷却のために導管２０２を介し高段プロパン深冷器１４へ導入される。

中段エチレン深冷器２６からの導管２２８内のエチレン冷媒ストリームの液体部分は、低段エチレン深冷器／凝縮器２８に入り、そして導管１２０内のメタンの豊富なストリームを間接熱交換手段９０を介し冷却する。導管１２０内のストリームは、導管Ｃの処理の重質除去／ＮＧＬ復元システムからの重質を除去された（つまり軽質炭化水素の豊富な）ストリームと導管１５８内の再利用メタン冷媒ストリームとの組み合わせである。上述のように、重質除去／ＮＧＬ復元システムの詳細は以下に更に詳細に記載される。低段エチレン深冷器／凝縮器２８からの気化エチレン冷媒は導管２３８を介して流れ、そして導管２２６内の中段エチレン深冷器からのエチレン気体と交わる。混合されたエチレン冷媒気体ストリームは次に、上述のエチレン節減器３０内の間接熱交換手段８６により熱せられる。導管１２２を介しエチレン冷却サイクルを出る加圧されたＬＮＧ関連ストリームは、約−１２３℃乃至約−４６℃、約−１１５℃乃至約−７３℃、又は−１０１℃乃至−８７℃（約−２００乃至約−５０度Ｆ、約−１７５乃至約−１００度Ｆ、又は−１５０乃至−１２５度Ｆ）の範囲の温度、及び約３４５０ｋＰａ乃至約４８３０ｋＰａ、又は３７９０ｋＰａ乃至５０００ｋＰａ（約５００乃至約７００ｐｓｉａ、又は５００乃至７２５ｐｓｉａ）の圧力であり得る。

加圧されたＬＮＧ関連ストリームは次に主メタン節減器３６へ送られ、間接熱交換手段９２により更に冷却される。ストリームは導管１２４を通じて出て、メタン冷却サイクルの膨張式冷却部に入る。液化されたメタンの豊富なストリームは次に、高段メタン膨張器４０として示される減圧手段を通過し、ストリームの一部が気化される。結果として生じた２相生成物は、高段メタン・フラッシュ・ドラム４２へ導管１６３を介して入り、そして気相及び液相が分離される。高段メタン・フラッシュ・ガスは、導管１５５を介し主メタン節減器３６へ輸送され、間接熱交換手段９３を介し加熱され、そして導管１６８を介し主メタン節減器３６を出て、メタン圧縮機３２の高段吸気ポートに入る。

高段フラッシュ・ドラム４２からの液体生成物は、導管１６６を介し２次メタン節減器３８に入り、ストリームは間接熱交換手段３９を介し冷却される。結果として生じた冷却されたストリームは導管１７０を介し、中段メタン膨張器４４として示される減圧手段を通過し、液化メタン・ストリームの一部が気化される。結果として生じた導管１７２内の２相ストリームは次に、中段メタン・フラッシュ・ドラム４６に入り、気相及び液相が分離され、そしてそれぞれ導管１７６及び１７８を介して出る。気体部分は２次メタン節減器３８に入り、間接熱交換手段４１により加熱され、そして次に導管１８８を介し主メタン節減器３６へ再び入る。ストリームは、導管１９０を介しメタン圧縮器３２の中段吸気ポートに供給される前に、間接熱交換手段９５により更に加熱される。

中段メタン・フラッシュ・ドラム４６の底部からの液体生成物は次に、導管１７６を介し膨張式冷却部の最終段に入り、低段メタン膨張器４８として示される減圧手段を通じて送られ、液体ストリームの一部が気化される。冷却された混合相生成物は、導管１８６を介し低段メタン・フラッシュ・ドラム５０へ送られ、気体部分及び液体部分が分離される。ＬＮＧ生成物はほぼ大気圧であり、導管１９８を介し低段メタン・フラッシュ・ドラム５０を出て、そしてＬＮＧ貯蔵容器９９により示される貯蔵室へ送られる。

図１ａにより示されるように、気体ストリームは導管１９６を介し低段メタン・フラッシュ・ドラム５０を出て、そして２次メタン節減器３８に入り、間接熱交換手段４３を介して加熱される。ストリームは次に導管１８０を介し主メタン節減器３６へ進み、間接熱交換手段９７により更に冷却される。気体は次に導管１８２を介しメタン圧縮器３２の中段吸気ポートに入る。メタン圧縮器３２の低段からの流出物は、中段冷却器２９へ送られ冷却され、そしてメタン圧縮器３２の中段ポートへ戻される。同様に、中段のメタン気体は、中段冷却器３１へ送られ冷却され、そしてメタン圧縮器３２の高段吸気ポートへ戻される。望ましくは３つの圧縮段は単一のモジュールであるが、それらはそれぞれ別個のモジュールであって良い。また当該モジュールは共通の駆動装置と機械的に結合されて良い。結果として生じた圧縮されたメタン生成物は、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換のために導管１９２を介しエチレン冷却器３４へ流れる。冷却器３４の生成物は次に、前述の追加冷却のために導管１５２を介し高段プロパン深冷器１４へ導入される。

前述のように、高段プロパン深冷器１４からの導管１５４内のメタン冷媒ストリームは、主メタン節減器３６に入る。ストリームは次に間接熱交換手段９８を介し更に冷却される。結果として生じたメタン冷媒ストリームは導管１５８を介し流れ、そして上述のように導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ入る前に、導管Ｃ内の重質を除去された気体ストリームと混合される。

図１ｂは、本発明のＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムのある実施例を示す。図１ｂに示されたシステムの主要構成要素は、第１の蒸留塔４５２、第２の蒸留塔４５４、及び節減熱交換器４０２を有する。ある実施例では、第１の蒸留塔４５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔４５４は脱エタン装置として動作される。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔４５２への還流ストリームは主にエタンを有する。

図１ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムの動作は以下に更に詳細に記載される。導管Ｂ内の部分的に気化されたメタンの豊富なストリームは節減熱交換器４０２に入り、間接熱交換手段４０４を介し更に凝縮される。冷却されたストリームは導管４５３を介し節減熱交換器４０２を出て、導管Ａ内のストリームと混合される。結果として生じたストリームは次に第１の蒸留塔の供給分離容器４０６に入り、気相と液相が分離される。気体成分は導管４５５を介し除去され、次にターボ膨張器４０８として示される減圧手段を通過し、結果として２相ストリームが導管４５６を介し第１の蒸留塔４５２へ供給される。導管４５８を介し第１の蒸留塔の供給分離容器４０６を出る液相は、膨張バルブ４１０として示される減圧手段を通過し、ストリームの一部が気化される。結果として生じた気／液ストリームは導管４６０を介し第１の蒸留塔４５２内へ導入される。

主にメタンの塔頂生成物は導管４６２を介し第１の蒸留塔４５２を出て、望ましくはフロー制御バルブである圧力制御手段４１２を通過し、そして導管Ｃを介し液化段へ再び入る。

図１ｂに示されるように、サイド・ストリームは導管４６４を介し第１の蒸留塔４５２から引き出され、節減熱交換器４０２へ送られ、間接熱交換手段４１４により液体が加熱（再沸騰）される。結果として生じた部分的に気化されたストリームは、導管４６６を介し第１の蒸留塔４５２へ輸送され、ストリッピング・ガスとして利用される。ストリッピング・ガスは、標準的にストリッピング・ガスの不在のために液体生成物のままであり得る塔内の重質炭化水素成分の一部にエネルギーを与え気化する。ストリッピング・ガスは、例えば発熱量のような最終ＬＮＧ生成物の特性を整然と調整する能力を最終的にもたらす第１の蒸留塔４５２内の軽質及び重質成分の分離をより正確に制御可能にする。

図１ｂに示されるように、第１の蒸留塔４５２からの底部液体生成物は導管４６８を介し出て、膨張バルブ４１６として示される減圧手段を通過し、ストリームの一部が気化される。結果として生じた膨張バルブ４１６からの２相ストリームは次に、導管４７０を介し第２の蒸留塔４５４へ供給される。ストリームは第２の蒸留塔４５４の塔頂及び底部のポートの間のポートから導管４７２を介し引き出され、加熱器４１８へ送られる。そしてストリームは外部流体（例えばストリーム又は他の熱伝導流体）との間接熱交換により部分的に気化（再沸騰）される。結果として生じた気体ストリームは、導管４７４を介し第２の蒸留塔４５４へストリッピング・ガスとして戻される。結果として生じた液体ストリームは導管４７６を介し間接熱交換器４１８から除去され、その後、導管４７８内の第２の蒸留塔４５４からの液体底部生成物と混合される。この混合されたストリームは復元されたＮＧＬ生成物であり、貯蔵又は更なる処理のために導管４８０を介し送られる。

第２の蒸留塔４５４の塔頂気体生成物は導管４８２を介し、望ましくはフロー制御バルブである圧力制御手段４２０を通過し、導管４８３を介し節減熱交換器４０２へ流れる。ストリームは間接熱交換手段４２２を介し冷却され部分的に凝縮される。この２相ストリームは次に導管４８６を介し第２の蒸留塔の還流分離容器４２４を通り、気相と液相が分離される。液体ストリームは導管４８８を介し第２の蒸留塔４５４へ還流して戻される。気体ストリームは導管４９０を通過し、節減熱交換器４０２に入る。そして気体は間接熱交換手段４２６を介し冷却され部分的に凝縮される。ストリームは導管４９２を介し節減熱交換器４０２を出て、冷却器４２８へ送られ、間接熱交換を介し更に冷却され凝縮され、望ましくは全体に凝縮される。冷却器４２８は外部冷却器であり得るか、又は図１ａに示された深冷器の１つ（例えばエチレン深冷器２８）の中の通路であり得る。結果として生じた凝縮されたストリームは、導管４９４を介し第１の蒸留塔の分離容器４３０へ入り、その後、導管４９６を介し還流ポンプ４３２へ輸送される。サブクール液体ストリームは次に導管４９８を介し還流ポンプ４３２から還流として第１の蒸留塔４５２へ放出される。

一般に、最終ＬＮＧ生成物の特性は、例えば処理容器の温度若しくは圧力、又は当該処理容器に関連するストリームの温度、圧力、フロー、若しくは組成のような１又は複数の主要処理パラメーターを操作することにより、２以上の市場の異なる規格を満たすよう変更され得る。このような関連したストリームは、例えば塔の還流ストリーム、塔のストリッピング・ガス・ストリーム、及び塔の供給ストリームを含む。処理変数への変化に影響を与えるため、関連する処理装置の設定は変更されて良い。例えば、利用される装置の数、配置、動作、及び／又は種類が変更され所望の結果を達成して良い。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物の高位発熱量（ＨＨＶ）は図１ｂに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、塔４５２及び／又は４５４の動作パラメーターに以下の調整が行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔４５２への供給ストリーム４５６及び／又は４６０に含まれるＣ_２＋成分の量を低下する、（２）第１の蒸留塔４５４への供給ストリーム４５６、４６０の温度を低下する、（３）第１の蒸留塔４５２への還流ストリーム４９８の流速を増大する、（４）第１の蒸留塔４５２への還流ストリーム４９８の温度を低下する、（５）第１の蒸留塔４５２への還流ストリーム４９８に含まれるＣ_２＋成分の量を増大する、（６）第１の蒸留塔４５２へのストリッピング・ガス・ストリーム４６６の流速を低下する、（７）第１の蒸留塔４５２へのストリッピング・ガス・ストリーム４６６の温度を低下する、（８）第１の蒸留塔４５２の塔頂圧力を増大する、（９）第２の蒸留塔４５４への供給ストリーム４７０に含まれるＣ_３＋成分の量を低下する、（１０）第２の蒸留塔４５４への供給ストリーム４７０の温度を低下する、（１１）第２の蒸留塔４５４への還流ストリーム４８８の流速を増大する、（１２）第２の蒸留塔４５４への還流ストリーム４８８の温度を低下する、（１３）第２の蒸留塔４５４への再沸騰ストリーム４７４の流速を低下する、（１４）第２の蒸留塔４５４への再沸騰ストリーム４７４の温度を低下する、及び（１５）第２の蒸留塔４５４の塔頂圧力を増大する、である。

上記の（１）乃至（１５）の調整に影響を与える多くの方法が存在する。例えば、第１の蒸留塔４５２への供給ストリーム４５６及び／又は４６０に含まれるＣ_２＋成分の量は、追加上流分離技術を用い調整され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２への供給ストリーム４５６、４６０の温度は、熱交換器４０２又は他の上流熱交換器内の流速を調整することにより、少なくとも約０．５℃又は少なくとも１．５℃（約１度Ｆ又は少なくとも３度Ｆ）だけ低下され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２への還流ストリーム４９８の流速は、熱交換器４０２（通路４２２）内の、第２の蒸留塔４５４の塔頂ストリーム１４９を更に冷却することにより増大され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２への還流ストリーム４９８の温度は、熱交換器４０２（通路４２６）又は熱交換器４２８内で更に冷却することにより、少なくとも５度Ｆだけ低下され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２への還流ストリーム４９８に含まれるＣ_２＋成分の量は、第２の蒸留塔４５４の動作を変更することにより少なくとも１０モル・パーセントだけ増大され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２へのストリッピング・ガス・ストリーム４６６の流速は、制御バルブ（示されない）を介し低下され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２へのストリッピング・ガス・ストリーム４６６の温度は、熱交換器４０２（通路４１４）内により少ない加熱を提供することにより、少なくとも５度Ｆだけ低下され得る。例えば、第１の蒸留塔４５２の塔頂圧力は、バルブ４１２を介し線４６２内の塔頂フローを制限することにより増大され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４への供給ストリーム４７０に含まれるＣ_３＋成分の量は、追加分離手段を含むか、又は塔４５２と４５４との間のメタンの豊富なストリームを混合することにより低下され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４への供給ストリーム４７０の温度は、導管４７０内のストリームに追加冷却を提供することにより低下され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４への還流ストリーム４８８の流速は、熱交換器４０２（通路４２２）内の第２の蒸留塔４５４の塔頂ストリーム４８２へより多くの冷却を提供することにより増大され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４への還流ストリーム４８８の温度は、熱交換器４０２（通路４２２）内の第２の蒸留塔４５４の塔頂ストリーム４８２へより多くの冷却を提供することにより低下され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４への再沸騰ストリーム４７２の流速は、第２の蒸留塔４５４の再沸騰器内で行われる熱伝導の量を減少することにより低下され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４への再沸騰ストリーム４７２の温度は、第２の蒸留塔４５４の再沸騰器内で行われる熱伝導の量を減少することにより低下され得る。例えば、第２の蒸留塔４５４の塔頂圧力は、バルブ４２０を介し線４８２内の塔頂フローを制限することにより増大され得る。

図１ａ及び１ｂのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物のＨＨＶは上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

以下の表２は、図１ｂから選択されたストリームの種々の特性の広範囲及び狭範囲の概要を提供する。
［表２］

図２ａ及び２ｂは、本発明の、有意に異なる生成物規格を満たすＬＮＧ生成物を効率的に供給可能なＬＮＧ設備の別の実施例を示す。図２ｂは、本発明の重質除去／ＮＧＬ復元システムのある実施例を示す。線Ｂ、Ｆ、Ｎ、Ｏ及びＰは、図２ａに示された液状化部が図２ｂに示されたＬＮＧ設備の重物質除去／ＮＧＬ復元システムにどのように統合されるかを示す。本発明のある実施例によると、ＬＮＧ設備は、ＮＧＬ生成物のＣ_３＋復元を最大化するように設定され動作されて良い。

図２ａにより示された液状化段のプロパン及びエチレン冷却サイクルの主要構成要素は、図１ａに対し前述された構成要素と同様に番号付けされる。更に、図２ａのメタン冷却サイクルは再利用圧縮器３１を利用する。

図２ａに示されたＬＮＧ設備の動作は、図１ａに関し前述された動作と異なるので、以下に詳細に記載される。図２ａでは、冷却されたメタンの豊富なストリームは、導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出る。ストリームは次に高段エチレン深冷器２４へ入り、間接熱交換手段８２により更に冷却される。結果として生じたメタンの豊富なストリームは導管Ｂを介し中段エチレン深冷器２４を出て、図２ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られ、以下に詳細に記載されるように追加処理を行われる。

メタンの豊富なストリームは次に、導管Ｆを介し未だ記載されていない図２ｂの重質除去／ＮＧＬ復元システムから図２ａの中段エチレン深冷器２６に入る。ストリームは次に中段エチレン深冷器２６内で間接熱交換手段８４を介し更に冷却される。サブクール液体ストリームは中段エチレン深冷器２６を出て、導管１５８を介し主メタン節減器３６を出る液体メタン冷媒と混合する。混合されたストリームは導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ送られ、間接熱交換手段９０により冷却される。メタンの豊富なストリームの冷却に加え、低段エチレン深冷器２８はまた、図２ｂの導管Ｎからの未だ議論されていないストリームに対し間接熱交換手段９１を介し凝縮器として動作する。図２ａの加圧されたＬＮＧ関連ストリームは、導管１２２を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出て、上述のメタン冷却サイクルの間接熱交換段及び膨張冷却段を通じて進む。結果として生じた最終膨張段からの液体はＬＮＧ生成物である。

図２ａのメタン冷却サイクルでは、重質除去／ＮＧＬ復元システムからの未だ議論されていないストリームは、導管Ｐを介し主メタン節減器３６に入る。そしてストリームは間接熱交換手段８１を介し冷却される。結果として生じたストリームは次に、導管１９１を介し再利用圧縮器３１へ送られる。圧縮された流出物は導管１９３を介し進み、高段プロパン深冷器１４の排気口からの導管１５４内のメタン冷媒再利用ストリームと混合する。合成ストリームは次に主メタン節減器３６に入り、間接熱交換手段９８を介し冷却される。ストリームは次に導管１５８を介し再利用され、上述のように中段エチレン深冷器２６を出るメタンの豊富なストリームと交わる。全体のストリームは次に導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８に入り、図１ａと関連して前述されたように処理段階を通じて進む。

図２ｂを検討する。本発明のＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの別の実施例が示される。図２ｂのシステムの主要構成要素は、第１の蒸留塔５５２、第２の蒸留塔５５４、節減熱交換器５０２、膨張器５０４、及び供給サージ容器５０６を含む。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔５５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔５５４は脱エタン装置として動作され得る。本発明のＬＮＧ設備のある実施例では、第１の蒸留塔５５２は主にメタンのストリームで還流され得る。

図２ｂに示された本発明のＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの動作は以下に更に詳細に記載される。高段エチレン深冷器２４からの部分的に凝縮された流出物は前述のように図２ａの導管Ｂへ流れ、そして次に図２ｂの供給サージ容器５０６に入り、気体と液体が分離される。気体部分は導管５２０を介し第１の蒸留塔の供給膨張器５０４に入り、ストリームの一部が凝縮される。冷却された気／液ストリームは導管５２４を介し第１の蒸留塔５５２の下部近くに供給される。図２ｂの第１の蒸留塔５５２の塔頂部からの気体生成物は、前述のように導管Ｆを介し図２ａの中段エチレン深冷器２６の吸気へ送られる。主にメタンのストリームは次に冷却され、最終的に最終ＬＮＧ生成物になる。

液体ストリームは導管５２２を介し供給サージ容器５０６を出て、導管５２６内の第１の蒸留塔５５２の底部からの液体生成物と混合する。合成ストリームは導管５２８を介し節減熱交換器５０２へ進み、間接熱交換手段５１４を介し加熱される。結果として生じたストリームは導管５３０を介し第２の蒸留塔５５４へ供給される。第２の蒸留塔５５４の底部からの液体生成物は、最終ＮＧＬ生成物である。図２ｂでは、ＮＧＬ生成物は更なる処理又は貯蔵のために導管５５０を介し送られる。

ストリームは第２の蒸留塔５５４の側方ポートから導管５４０を介し引き出される。ストリームは加熱器５１２に入り、外部流体（例えばストリーム又は熱伝導流体）との間接熱交換を介し加熱（再沸騰）される。結果として生じた気体は、導管５４２を介し第２の蒸留塔５５４へ戻され、ストリッピング・ガスとして利用される。第２の蒸留塔５５４の塔頂部からの気体ストリームは、導管５３２を介し節減熱交換器５０２へ進み、間接熱交換手段５１６を介し部分的に凝縮される。結果として生じた部分的に液化されたストリームは導管５３４を介し第２の蒸留塔の塔頂サージ容器５０８へ送られ、気体と液体が分離される。

気体ストリームは図２ｂの導管Ｐを介し塔頂サージ容器５０８を出て、図２ａの主メタン節減器３６に入る。ストリームは冷却され、圧縮され、そして前述のように低段エチレン深冷器／凝縮器２８の吸気へ再利用され戻される。図２ｂに示されるように、第２の蒸留塔の分離容器５０８からの液相は、導管５３６を介し還流ポンプ５１０の吸入に入る。還流ポンプ５１０の放出の一部は、導管５３８を介し還流として第２の蒸留塔５５４へ送られる。残りのストリームは、図２ｂの導管Ｎを介し、前述のように図２ａの低段エチレン深冷器／凝縮器２８の吸気へ送られる。図２ａに示されるように、ストリームの一部は低段エチレン深冷器／凝縮器２８に入り、間接熱交換手段９１を介し冷却される。冷却されたストリームは、導管Ｏを介し低段エチレン深冷器を出る。導管Ｏ内のストリームの温度を制御する目的で、導管Ｎ内の液体の部分はバルブ１２５により制御されるよう導管１２１を介し低段エチレン深冷器をバイパスし得る。例えば、導管Ｏ内のストリームの温度を低下するため、バルブ１２５は閉じられ導管１２１を通じるフローを減少し、それにより、より多くのストリームが低段エチレン深冷器／凝縮器２８により冷却できる。結果として生じた導管Ｏ内のストリームは次に第１の蒸留塔５５２へ還流として送られる。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物の発熱量は図２ｂに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、蒸留塔５５２及び／又は５５４の動作パラメーターに対し１又は複数の以下の調整が行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔５５２への供給ストリーム５２４の温度を低下する、（２）第１の蒸留塔５５２への還流ストリームＯの流速を増大する、（３）第１の蒸留塔５５２への還流ストリームＯの温度を低下する、（４）第１の蒸留塔５５２の塔頂圧力を増大する、（５）第２の蒸留塔５５４への供給ストリーム５３０の温度を低下する、（６）第２の蒸留塔５５４への還流ストリーム５３８の流速を増大する、（７）第２の蒸留塔５５４への還流ストリーム５３８の温度を低下する、（８）第２の蒸留塔５５４へのストリッピング・ガス５４２の流速を低下する、（９）第２の蒸留塔５５４へのストリッピング・ガス５４２の温度を低下する、及び（１０）第２の蒸留塔５５４の塔頂圧力を増大する、である。

図１ｂに関し前述したように、蒸留及びＬＮＧ製造所の動作の当業者に良く知られた方法を含む、項目（１）乃至（１０）の調整に影響するいくつかの方法が存在する。例えば、この実施例によると、第１の蒸留塔５５２への還流ストリームＯの温度は、バルブ１２５を閉じ、上述のようにより多くのフローを低段エチレン深冷器／凝縮器２８を通じて流し冷却させることにより低下され得る。

図１ａ及び１ｂと同様に、図２ａ及び２ｂのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物の発熱量は上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

図３ａは、本発明の、２以上の市場の有意に異なる規格を満たすＬＮＧ生成物を効率的に供給可能なＬＮＧ設備の更なる実施例を示す。図３ｂ乃至３ｅは、本発明の重質除去／ＮＧＬ復元システムのいくつかの実施例を示す。図３ｂは、還流圧縮器を利用するＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムのある実施例を示す。図３ｃは、本発明の、還流ポンプを利用する重質除去／ＮＧＬ復元システムの別の実施例を示す。図３ｄは、膨張器を利用し蒸留塔供給を冷却し及び部分的に凝縮する重質除去／ＮＧＬ復元システムの更なる実施例を示す。図３ｅに示される更に別の実施例は、重質炭化水素（つまりＣ_４’Ｓ及びＣ_５’Ｓ）を塔の還流に組み込むことによりＮＧＬ生成物のＣ_３＋復元を最大化する（９８＋％）ことを目的とする。線Ｄ、Ｊ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｌ、Ｋ、Ｍ、及びＧは、図３ｂ乃至３ｅに示されるシステムが図３ａのＬＮＧ設備にどのように統合されるかを示す。

図３ａに示される本発明のＬＮＧ設備の液化段階の主要構成要素は、図１ａに関し記載された実施例の構成要素と同様である。図３ａに示された設備の動作は、前述された図１ａの動作と異なるので、以下に示される。

部分的に気化されたメタンの豊富なストリームは導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出る。そしてストリームの一部は導管Ｄを介し図３ｂ、３ｃ、３ｄ、又は３ｅに示されるＬＮＧ設備の重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。本発明の重質除去／ＮＧＬ復元システムのいくつかの代替の実施例は図３ｂ乃至３ｅに示される。各実施例は以下に詳細に議論される。高段エチレン深冷器２４に入る前に、図３ｂ、３ｃ、３ｄ、又は３ｅからの導管Ｊ内の重質除去／ＮＧＬ復元システムからのストリームは、導管１１４内のメタンの豊富なストリームと混合する。図３ａでは、混合されたストリームは高段エチレン深冷器２４へ入り、間接熱交換手段８２により更に冷却される。結果として生じたストリームは次に、導管Ｂを介し図３ｂ、３ｃ、３ｄ、又は３ｅの重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。ストリームは以下に詳細に記載されるように更なる処理を行われ、そして導管Ｆを介し中段エチレン深冷器２６へ戻され、間接熱交換手段８４を介し冷却される。結果として生じたストリームは中段エチレン深冷器２６を出て、図１ａの詳細な記載の１つの方法と同様に導管１５８内のメタン冷媒再利用ストリームと混合する。

図３ａによると、混合されたストリームは導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ流れ、間接熱交換手段９０を介し冷却される。メタンの豊富なストリームの冷却に加え、図３ａの低段エチレン深冷器２８はまた、図３ｂ、３ｃ、３ｄ、又は３ｅにより示される重質除去／ＮＧＬ復元システムの導管Ｎからの未だ議論されていないストリームに対し凝縮器として動作する。結果として生じたメタンの豊富なストリームは、少なくとも部分的に凝縮されるか又は全体に凝縮され、図３ａの低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出て、導管Ｍ内の重質除去／ＮＧＬ復元システムからのストリームと混合する。合成ストリームは主メタン節減器３６に入り、図１ａに関し前述されたようにメタン冷却サイクルの間接熱交換区間及び膨張冷却区間を通過する。同様に、最終膨張段からの液体部分はＬＮＧ生成物である。

図３ａのメタン冷却サイクルでは、未だ議論されていない重質除去／ＮＧＬ復元システムからの導管Ｇ内の追加ストリームは、メタン圧縮器３２の高段吸気ポートに入る前に、導管１６８内の主メタン節減器３６からの流出物と混合する。結果として生じた圧縮されたメタン冷媒ストリームは導管１９２を介しメタン冷却器３４へ流れ、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却される。高段プロパン深冷器１４に入る前に、メタン冷媒の一部は導管Ｅを介し図３ｂ、３ｃ、３ｄ、又は３ｅの重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。図３ａのメタン冷媒ストリームの残りは、前述のように導管１５２を介し高段プロパン深冷器１４へ送られる。

図３ｂを検討する。ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムのある実施例が示される。図３ｂの主要構成要素は、第１の蒸留塔６５２、第２の蒸留塔６５４、節減熱交換器６０２、及び還流圧縮器６０８を含む。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔６５２は主にメタンを有するストリームで還流され得る。

図３ｂに示された本発明のシステムの動作は以下に更に詳細に記載される。上述のように、導管Ｄ及びＢ内のストリームは図３ａに示された液化システム内で生じる。導管Ｄは、図３ａに示された低段プロパン深冷器１８を出る部分的に凝縮されたメタンの豊富なストリームの一部を含む。導管Ｂ内のストリームは、図３ａに示された、高段エチレン深冷器２４の冷却された流出物を示す。図３ｂに示されるように、導管Ｂ及びＤ内のストリームは第１の蒸留塔６５２へ供給される前に混合される。ある実施例では、導管Ｂ内のストリームは冷却され、導管Ｄ内のフローはバルブ６２５を介し必要に応じて増加され、導管６２６内の第１の蒸留塔への供給の温度を調整する。図３ｂの第１の蒸留塔６５２の塔頂部からの気体生成物は導管Ｆを介し出て、前述のように図３ａの中段エチレン深冷器２６に入り、最終的にＬＮＧ生成物になる。

導管６２８及び６３０を介した２つのサイド・ストリームは、第１の蒸留塔６５２から引き出される。導管６２８内のストリームは節減熱交換器６０２に入り、間接熱交換手段６１８を介し加熱（再沸騰）され少なくとも部分的に気化される。導管６３０内のサイド・ストリームは、凝縮器６２０内の第２の蒸留塔６５４からの未だ議論されていない塔頂気体生成物のための冷媒として動作する。結果として生じた、少なくとも部分的に望ましくは全体に気化されたストリームは、第１の蒸留塔６５２に再び入る前に導管６３３内で混合する。これらの主に気化されたストリームは次に第１の蒸留塔６５２内でストリッピング・ガスとして動作する。

第１の蒸留塔６５２の底部からの液体生成物は、導管６３８を介し第２の蒸留塔６５４へ供給される。サイド・ストリームは第２の蒸留塔６５４から導管６６６を介し引き出され、加熱器６１２を通過する。そしてストリームは外部流体（例えばストリーム又は他の熱伝導流体）との間接熱交換を介し再沸騰（加熱）される。ストリームの一部は気化され、導管６６８を介し加熱器６１２から第２の蒸留塔６５４へ送られ、ストリッピング・ガスとして利用される。残りの液体は導管６７２を通じ熱交換器６１２から流れ、導管６７０内の第２の蒸留塔６５４の底部からの液体生成物と混合する。合成ストリームは最終ＮＧＬ生成物であり、ある実施例では主にプロパン及び重質成分から成る。ＮＧＬストリームは更なる処理及び／又は貯蔵のために導管６７６を介し送られる。

第２の蒸留塔６５４の塔頂部からの気体生成物は導管６４０を介し出て、その後、凝縮器６２０を介し上述のように導管６３０内の第１の蒸留塔６５２からのサイド・ストリームとの間接熱交換により凝縮される。結果として生じた少なくとも部分的に凝縮されたストリームは導管６４２を介し第２の蒸留塔の分離容器６０４へ流れ、気相と液相が分離される。液体部分は導管６６２を介し還流ポンプ６０６の吸引へ流れる。ストリームは次に導管６６４内に放出され、第１の蒸留塔６５２の還流ストリームとして利用される。

気体ストリームは導管６３４を介し第２の蒸留塔の分離容器６０４を出る。気体ストリームの一部は導管６４４を介し送られ、他の用途に又は燃料として用いられて良い。気体生成物の別の部分は、導管Ｇを介し上述のように図３ａのメタン圧縮器３２の高段吸気ポートへ送られ得る。

図３ｂによると、残りの気体生成物は導管６４６を介し還流圧縮器６０８の吸引ポートへ送られる。圧縮された気体は導管６４８を進み、節減熱交換器６０２に入る。そして気体は間接熱交換手段６１６を介し冷却される。結果として生じたストリームは導管Ｋを介し節減熱交換器６０２を出て、図３ａの低段エチレン深冷器／凝縮器２８に入る。そして気体は間接熱交換手段９１を介し更に冷却され凝縮される。部分的に凝縮された、望ましくは全体に凝縮されたストリームは、導管Ｌを介し低段エチレン深冷器２６を出て、図６ｂの第１の蒸留塔６５２へ還流として送られる。還流ストリームの一部は導管Ｍを介し送られ、図３ａの導管１２２内の加圧されたＬＮＧ関連ストリームと混合する。前述のように、この合成ストリームは最終的に最終ＬＮＧ生成物になる。

前述のように、高段プロパン深冷器１４に入る前に、導管１５２内のメタン冷媒ストリームの一部は導管Ｅを介し図３ｂ、３ｃ、３ｄ、又は３ｅの重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。図３ｂでは、導管Ｅ内のストリームは節減熱交換器６０２に入り、間接熱交換手段６１４を介し冷却される。結果として生じたストリームは導管Ｊを介し流れ、上述のように導管１１４内の低段プロパン深冷器１８の流出物と混合する。

図３ｃを参照すると、ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの別の実施例が示される。図３ｃのシステムの主要構成要素及び動作は、図３ｂと同様である。しかしながら、図３ｃに示された実施例は、図３ｂで用いられる還流圧縮器の代わりに還流ポンプ６０９を利用する。導管Ｌ内の冷却されたストリームは図３ａの低段エチレン深冷器を出て、次に図３ｃの還流ポンプ６０９の吸引に入る。ストリームは導管６６０内に放出され、一部が上述のように導管Ｍを介し図３ａの導管１２２内の加圧されたＬＮＧ関連ストリームへ送られ得る。図３ｃによると、ストリームの残りの部分は導管６６０内で第１の蒸留塔６５２へ還流として戻る。

図３ｄを参照すると、ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更に別の実施例が示される。図３ｄに示されたシステムの主要構成要素は、図３ｂと同様である。しかしながら、図３ｄは分離容器６１１及び膨張器６１３を第１の蒸留塔６５２への供給のために利用する。

図３ｄに示されたシステムの動作は、図３ｂに関し記載されたシステムの動作と異なるので、以下に詳細に記載される。図３ｄによると、導管Ｂ及びＤ内のストリームは図３ａから入る。図３ｄでは、導管６２６内のストリームは分離容器６１１へ送られる。そして気体及び液体部分は分離され、そしてそれぞれ導管６６０及び６６２を介して出る。液体ストリームは次に第１の蒸留塔６５２へ直接供給される。分離容器６１１からの気体部分は膨張器６１３に入る。そして減圧され、ストリームの一部が凝縮される。結果として生じた気／液ストリームは次に導管６６４を介し第１の蒸留塔６５２へ供給される。残りの処理は、図３ｂに示された実施例に従い記載された方法と同様に動作する。

図３ｅはＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更に別の実施例を示す。図３ｅの主要構成要素は、図３ｂに示された実施例に記載された構成要素と同様である。更に、図３ｅに示されたシステムは、図３ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムと同様の方法で動作し得る。しかしながら、図３ｅは、重質炭化水素成分（例えばＣ_４’Ｓ及びＣ_５’Ｓ）を有する追加還流ストリームを利用し、ＮＧＬ生成物の高プロパン復元を達成する。

図３ｅに示されたシステムの動作は、図３ｂに関し示されたシステムの動作と異なるので、以下に詳細に記載される。導管６４６内の第２の蒸留塔６５４からの気体は再利用圧縮器６０８により圧縮される。結果として生じたストリームは導管６４８を介して流れ、導管６８０内の望ましくはＣ_４’Ｓ及びＣ_５’Ｓである重質炭化水素成分を有する追加還流ストリームと混合する。合成ストリームは節減熱交換器６０２に入り、間接熱交換手段６１６を介し冷却される。冷却されたストリームは導管Ｋを介し図３ａの低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ進む。図３ａ及び３ｂで前述されたように、ストリームは第１の蒸留塔６５２へ還流として戻される前に更に冷却され凝縮される。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物のＨＨＶは図３ｂ乃至３ｅに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、蒸留塔６５２及び／又は６５４の動作パラメーターに対し１又は複数の以下の調整が行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔６５２への供給ストリーム６２６の温度を低下する、（２）第１の蒸留塔６５２への還流ストリームＬの温度を低下する、（３）第１の蒸留塔６５２へのストリッピング・ガス６３６の温度を低下する、（４）第１の蒸留塔６５２への還流ストリームＬのフローを増大する、（５）第２の蒸留塔６５４への供給ストリーム６３８の温度を低下する、（６）第２の蒸留塔６５４への還流ストリーム６６４の温度を低下する、（７）第２の蒸留塔６５４へのストリッピング・ガス６６８の温度を低下する、（８）第２の蒸留塔６５４への還流ストリーム６６４のフローを増大する、（９）第２の蒸留塔６５４の塔頂気体ストリームのフローを増大し導管６４４を介し燃料を供給する、である。図１ｂに関し前述したように、蒸留及びＬＮＧ設備及び蒸溜の当業者に良く知られた方法を含む、項目（１）乃至（９）の調整に影響するいくつかの方法が存在する。

図１ａ及び１ｂと同様に、図３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ及び３ｅのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物の発熱量は上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

図４ａは本発明のＬＮＧ設備の更に別の実施例を示す。図４ｂは、ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更なる実施例を示す。線Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｉ、及びＧは、図４ｂに示されたシステムが図４ａに示された本発明のＬＮＧ設備にどのように統合されるかを示す。本発明のある実施例によると、ＬＮＧ設備は、ＮＧＬ生成物のＣ_３＋復元を最大化するように動作され得る。別の実施例によると、設備はＮＧＬ生成物のＣ_５＋復元を最大化するよう動作され得る。

図４ａを参照すると、本発明のＬＮＧ設備の主要構成要素は、図１ａに関し前述された構成要素と同様である。図４ａに示されたシステムの動作は、図１ａを参照して記載されたシステムと異なるので、以下に詳細に記載される。

図４ａによると、メタンの豊富なストリームは導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出る。そして一部が導管Ｄを介し図４ｂに示された重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。図４ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムの詳細は以下に更に詳細に議論される。図４ａの残りのメタンの豊富なストリームは高段エチレン深冷器２４へ入り、間接熱交換手段８２を介し更に冷却される。結果として生じたストリームは導管Ｂを介し高段エチレン深冷器２４を出て、図４ｂの重質除去／ＮＧＬ復元システムへ流れる。後述される追加処理の後、メタンの豊富なストリームは導管Ｆを介し図４ａへ戻り、中段エチレン深冷器２６へ入る。そしてストリームは間接熱交換手段８４を介し冷却される。結果として生じたストリームは続いて導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ流れ、間接熱交換手段９０を介し冷却され、そして導管１２２を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出る。導管１２２内の加圧されたＬＮＧ関連ストリームは次に、図１ａに関し前述されたようにメタン冷却サイクルの間接熱交換部分及び膨張式冷却部分を通じて送られる。上述のように、最終膨張冷却段階の後に結果として生じた液体は最終ＬＮＧ生成物である。

図４ａのメタン冷却サイクルでは、図４ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムからの導管Ｇ内の未だ議論されていないストリームは、メタン圧縮器３２の高段吸気ポートに注入される前に、導管１６８を介し主メタン節減器３６から出る図４ａに示されたメタン冷媒ストリームと混合する。圧縮されたメタン冷媒ストリームは導管１９２を介しメタン冷却器３４へ送られ、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却される。導管１５２を介しメタン冷却器３４を出るストリームの一部は次に導管Ｅを介し更なる処理のために図４ｂへ送られる。残りの冷媒は高段プロパン深冷器１４へ入り、上述のように間接熱交換手段４により更に冷却される。結果として生じたストリームは導管１５４を通じて流れ、主メタン節減器３６に入る。そしてメタン冷媒ストリームは間接熱交換手段９８を介し更に冷却される。結果として生じたストリームは導管１５８を介し主メタン節減器３６を出て、低段エチレン深冷器／凝縮器２８に入る。続いて、メタン冷媒ストリームは間接熱交換手段９１を介し更に冷却される。間接熱交換手段９１は図１ａに詳細に記載されたエチレン冷媒を冷却剤として利用する。図４ａの結果として生じたストリームは導管Ｉを介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出て、図４ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。

図４ｄを検討する。ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更に別の実施例が示される。図４ｂの主要構成要素は、第１の蒸留塔７５２、第２の蒸留塔７５４、及び節減熱交換器７０２を含む。本発明のＬＮＧ設備のある実施例によると、第１の蒸留塔７５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔７５４は脱エタン装置として動作され得る。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔７５２は主にメタンを有するストリームで還流される。

図４ｂに示されたシステムの動作は以下に更に詳細に記載される。上述のように、図４ａでは、導管Ｂは低段プロパン深冷器１８を出て、及び導管Ｄは高段エチレン深冷器２４を出る。図４ｂでは、導管Ｂ及びＤ内のストリームは導管７６２を介し第１の蒸留塔７５２へ供給される前に混合される。図２ｂにより記載されたように、ストリームＢ及びＤの相対フローはバルブ７２５を介し調整され、導管７２６内の供給ストリームの特定温度に影響を与え得る。第１の蒸留塔７５２の塔頂部からの気体生成物は導管Ｆを介して出て、図４ａの高段エチレン深冷器２４の吸気へ送られる。上述のように、図４ａの高段エチレン深冷器２４を出るメタンの豊富なストリームは、続いて冷却され、最終ＬＮＧ生成物になる。

図４ａで前述されたように、メタン冷媒再利用ストリームの一部は導管Ｅを介し図４ｂへ送られる。ストリームは節減熱交換器７０２に入り、間接熱交換手段７１６を介し加熱される。結果として生じた少なくとも部分的に気化されたストリームは導管７３６を介し第１の蒸留塔７５２に入り、加熱された気体はストリッピング・ガスとして利用される。

図４ａでも述べたように、導管１５８内のメタン冷媒再利用ストリームは、低段エチレン深冷器２８内で間接熱交換手段９３を介し冷却される。結果として生じたストリームは、導管Ｉを介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出る。この冷却された、主にメタンの豊富なストリームは図４ｂへ送られ、第１の蒸留塔７５２に対し還流として機能する。

図４ｂによると、第１の蒸留塔７５２の底部からの液体生成物は導管７８８を介して出る。そしてストリームは導管７３０及び７３２に分離する。導管７３２内のストリームは節減熱交換器７０２に入り、間接熱交換手段７１８を介し冷却される。結果として生じた冷却されたストリームは、導管７３８を介し節減熱交換器７０２を出る。導管７３８内のストリームの一部は、凝縮器７２０をバイパスするためにバルブ７４３を介し導管７４４を通じて送られて良い。凝縮器７２０をバイパスする導管７４４は、第２の蒸留塔の供給及び／又は塔頂気体生成物の温度制御のための１つの機構であり得る。

図４ｂの導管７３０内の第２の蒸留塔の底部液体生成物の残りの部分を参照すると、ストリームは節減熱交換器７０２をバイパスし、バルブ７３７を通過し、そして導管７４７内の冷却されたストリームと再び混合する。合成ストリームは導管７４０を介し凝縮器７２０に入る。導管７４０内のストリームの温度は、バルブ７３７を開く又は閉じることにより導管７３０を通る流速を調整することにより制御され得る。例えば、導管７４０内のストリームの温度を減少するために、バルブ７３７を更に閉じ、それによりフローのより多くの部分を節減熱交換器７０２を通して冷却させ、従って凝縮器７２０に入る合成ストリームの温度を低下し得る。凝縮器７２０は間接熱交換手段のように動作し、ストリーム７４０を冷却剤として用いることにより未だ議論されていないストリームを冷却する。冷却剤は導管７４２を介し凝縮器７２０を出る。その後、導管７４２及び７４４内のストリームは混合する。そして導管７４６内の合成ストリームは第２の蒸留塔７５４に供給される。

サイド・ストリームは第２の蒸留塔７５４から導管７６６を介し引き出され、加熱器７１２へ送られる。そしてストリームは外部流体（例えばストリーム又は他の熱伝導流体）との間接熱交換を介し加熱（再沸騰）される。ストリームの気化された部分は、導管７６８を介し第２の蒸留塔７５４へ戻され、ストリッピング・ガスとして利用される。結果として生じた液体部分は導管７２７を介し第２の蒸留塔の再沸騰器７１２を出て、導管７７０内の第２の蒸留塔７５４の底部からの液体生成物と混合する。導管７７６内の結果として生じた合成ストリームは最終ＮＧＬ生成物である。ある実施例によると、ＮＧＬ生成物はプロパン及び重質成分が豊富であり得る。本発明の別の実施例によると、第２の蒸留塔７５４は最終ＮＧＬ生成物のＣ_５＋成分復元を最大化するように動作されて良い。ＮＧＬ生成物のＣ_５＋成分復元を最大化することにより、比較的高いＨＨＶを備えたＬＮＧ生成物が生成され得る。

第２の蒸留塔７５４の塔頂部からの気体生成物は導管７７８を介して出る。そしてストリームは凝縮器７２０により冷却され少なくとも部分的に凝縮される。結果として生じたストリームは導管７８０を介し凝縮器７２０を出て、第２の蒸留塔の分離容器７０４に入り、気相と液相が分離される。主にエタンを有する気体部分は導管Ｇを介し図４ａへ送られ、上述のようにメタン圧縮器の高段吸気ポートに注入される前に、導管１６８内のストリームと混合される。液相は導管７６２を介し第２の蒸留塔の分離容器７０４を出て、還流ポンプ７０６の吸引へ入る。液体は導管７６４を介し第２の蒸留塔７５４へ還流される。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物の発熱量は図４ｂに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、以下の調整の１又は複数が蒸留塔７５２及び／又は７５４の動作パラメーターに対し行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔７５２への供給ストリーム７２６の温度を低下する、（２）第１の蒸留塔７５２へのストリッピング・ガス・ストリーム７３６のフローを減少する、（３）第１の蒸留塔７５２への還流ストリームＩのフローを増加する、（４）第２の蒸留塔７５４への還流ストリーム７６４の温度を低下する、及び（５）第２の蒸留塔７５４へのストリッピング・ガス・ストリーム７６８の温度を低下する、である。図１ｂを参照し前述したように、当業者に良く知られた方法を含む、上述の項目（１）乃至（５）に記載された調整に影響するいくつかの方法が存在する。

図１ａ及び１ｂと同様に、図４ａ及び４ｂのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物の発熱量は上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

図５ａは、有意に異なる生成物規格有するＬＮＧ生成物を効率的に供給可能な、２以上の市場の必要を満たすＬＮＧ設備の更に別の実施例を示す。図５ｂは、本発明のＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更なる実施例を示す。線Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、及びＧは、図５ｂに示されたシステムが図５ａに示されたＬＮＧ設備にどのように統合されるかを示す。本発明のある実施例によると、ＬＮＧ設備は、ＮＧＬ生成物のプロパン及び重質成分の復元を最大化するように動作され得る。別の実施例によると、設備はＮＧＬ生成物のＣ_５＋復元を最大化するよう動作され得る。

図５ａのシステムの主要構成要素は、図１ａに記載された構成要素と同様である。図５ａの動作は図１ａと異なるので、以下に詳細に説明される。メタンの豊富なストリームは導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出る。そしてストリームの一部は図５ｂに示された重物質除去／ＮＧＬ復元システムでの更なる処理のため導管Ｄを介し送られる。図５ｂに示されたシステムの詳細は以下に更に記載される。

残りのメタンの豊富なストリームは高段エチレン深冷器２４へ入り、間接熱交換手段８２を介し冷却される。結果として生じたストリームは、導管Ｂを介し図５ｂの重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。後述される追加処理の後、メタンの豊富なストリームは導管Ｆを介し図５ａへ戻り、中段エチレン深冷器２６へ入り、そして間接熱交換手段８４を介し冷却される。結果として生じたストリームは導管１１９を介して流れ、導管１５８内のメタン冷媒再利用ストリームと混合する。合成ストリームは導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ流れ、間接熱交換手段９０を介し更に冷却される。結果として生じた加圧されたＬＮＧ関連ストリームは導管１２２を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出て、主メタン節減器３６へ送られる。加圧されたＬＮＧ関連ストリームは次に、図１ａを参照して前述されたようにメタン冷却サイクルの間接熱交換段及び膨張式冷却段を通じて進み続ける。図１ａと同様に、最終膨張段階からの結果として生じた液体は図５ａの最終ＬＮＧ生成物である。

図５ａのメタン冷却サイクルでは、導管Ｇ内の未だ議論されていない追加ストリームは、図５ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムで生じ、図５ａに入り、メタン圧縮器３２の高段吸気ポートの上流の導管１６８内のメタン冷媒ストリームと混合する。圧縮された合成ストリームは導管１９２を介しメタン冷却器３４へ送られ、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却される。結果として生じたストリームの一部は更なる処理のために導管Ｅを介し図５ｂへ送られる。メタン冷媒ストリームの残りは、導管１５２を介し高段プロパン深冷器１８流れ、そして図１ａに関し前述されたように処理される。

図５ｂを検討する。ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更に別の実施例が示される。図５ｂに示されたシステムの主要構成要素は、第１の蒸留塔８５２、第２の蒸留塔８５４、及び節減熱交換器８０２を含む。ＬＮＧ設備のある実施例によると、第１の蒸留塔８５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔８５４は脱エタン装置として動作され得る。別の実施例では、第１の蒸留塔８５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔８５４は脱ブタン装置として動作され得る。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔８５２は還流されない。

図５ｂに示されたシステムの動作は、図４ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムに関して記載された動作と同様である。しかしながら、図５ｂの第１の蒸留塔８５２は還流ストリームなしに動作され得る。図５ｂの線及び構成要素は、図４ｂの対応する線より１００だけ大きい値で数字を付される。文字を付された線（例えばＢ、Ｄ、Ｅ、Ｆ，Ｇ）は図５ｂ及び４ｂで同じである。図５ｂの対応する線及び構成要素の機能及び動作は、図４ｂを参照して前述された機能及び動作と同様である。例えば、図５ｂの第１の蒸留塔８５２へのストリッピング・ガス・ストリーム８３６の機能及び動作は、図４ｂの第１の蒸留塔７５２へのストリッピング・ガス・ストリーム７３６の機能及び動作と直接対応する。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物の発熱量は図５ｂに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、以下の調整の１又は複数が蒸留塔８５２及び／又は８５４の動作パラメーターに対し行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔８５２への供給ストリーム８２６の温度を低下する、（２）第１の蒸留塔８５２へのストリッピング・ガス・ストリーム８３６のフローを減少する、（３）第１の蒸留塔８５２への還流ストリームＩのフローを増加する、（４）第２の蒸留塔８５４への還流ストリーム８６４の温度を低下する、及び（５）第２の蒸留塔８５４へのストリッピング・ガス・ストリーム８６８の温度を低下する、である。図１ｂを参照し前述したように、当業者に良く知られた方法を含む、上述の項目（１）乃至（５）に記載された調整に影響するいくつかの方法が存在する。

図１ａ及び１ｂと同様に、図５ａ及び５ｂのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物の発熱量は上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

図６ａは、本発明の、２以上の市場の異なる市場の必要を満たす有意に異なる規格を備えたＬＮＧ生成物を効率的に供給可能な設備の更に別の実施例を示す。図６ｂは、本発明の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更に別の実施例を示す。線Ｈ、Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、Ｉ及びＧは、図６ｂに示されたシステムが図６ａに示されたＬＮＧ設備にどのように統合されるかを示す。本発明のある実施例によると、ＬＮＧ設備は、最終ＮＧＬ生成物のエタン及び重質成分の復元を最大化するように動作され得る。

図６ａのシステムの主要構成要素は、図１ａに記載された構成要素と同じである。図６ａの動作は、前述された図１ａのシステムの動作と異なるので、以下に詳細に記載される。メタンの豊富なストリームは導管１１２を介し中段プロパン深冷器１６を出て、図６ｂからの導管Ｈ内の未だ議論されていないストリームと混合する。図６ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムの動作は以下に更に詳細に記載される。合成ストリームは低段プロパン深冷器１８に入る。そしてストリームは間接熱交換手段６４を介し冷却される。結果として生じた冷却されたストリームは導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出る。そしてストリームの一部は後述される図６ｂに示された重物質除去／ＮＧＬ復元システムでの更なる処理のため導管Ｄを介し送られる。

図６ａの残りのメタンの豊富なストリームは高段エチレン深冷器２４へ入り、間接熱交換手段８２を介し更に冷却される。結果として生じたストリームは導管Ｂを介し高段エチレン深冷器２４を出て、図６ｂの重質除去／ＮＧＬ復元システムへ流れる。後述される追加処理の後、メタンの豊富なストリームは導管Ｆを介し図６ａへ戻り、中段エチレン深冷器２６へ入る。そしてストリームは間接熱交換手段８４を介し冷却される。結果として生じたストリームは続いて導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ流れ、間接熱交換手段９０を介し冷却され、そして導管１２２を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出る。導管１２２内の加圧されたＬＮＧ関連ストリームは次に、図１ａに関し前述されたようにメタン冷却サイクルの間接熱交換部分及び膨張式冷却部分を通じて送られる。上述のように、最終膨張冷却段階の後に結果として生じた液体は最終ＬＮＧ生成物である。

図６ａのメタン冷却サイクルでは、図６ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムからの導管Ｇ内の未だ議論されていないストリームは、メタン圧縮器３２の高段吸気ポートに注入される前に、主メタン節減器３６から出る図６ａの導管１６８内のメタン冷媒ストリームと混合する。圧縮されたメタン冷媒ストリームは導管１９２を介しメタン冷却器３４へ送られ、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却される。結果として生じたストリームはメタン冷却器３４を出る。そして再利用メタン冷媒ストリームの一部は更なる処理のために導管Ｅを介し図６ｂへ送られる。図６ａの導管１５２内の残りのメタン冷媒ストリームは高段プロパン深冷器１８へ入り、上述のように間接熱交換手段４により更に冷却される。結果として生じたストリームは次に導管１５４を通じて流れ、主メタン節減器３６に入る。そしてメタン冷媒ストリームは間接熱交換手段９８を介し更に冷却される。結果として生じたストリームは導管１５８を介し主メタン節減器３６を出て、低段エチレン深冷器／凝縮器２８に入る。続いて、メタン冷媒ストリームは間接熱交換手段９１を介し更に冷却される。間接熱交換手段９１は図１ａに詳細に記載されたエチレン冷媒を冷却剤として利用する。図６ａの結果として生じたストリームは導管Ｉを介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出て、図６ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。

図６ｂを検討する。ＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの更なる実施例が示される。図６ｂに示された主要構成要素は、第１の蒸留塔９５２、第２の蒸留塔９５４、主節減熱交換器９０４、第１の蒸留塔の節減熱交換器９０２、中段分離器の熱交換器９０６、及び中段フラッシュ・ドラム９５６を含む。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔９５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔９５４は脱エタン装置として動作され得る。ある実施例によると、第１の蒸留塔９５２は主にメタンを有するストリームにより還流される。

図６ｂに示されたシステムの動作は、第１の蒸留塔９５２から開始し以下に更に詳細に記載される。図６ａに関し上述されたように、導管Ｂ内のストリームは低段プロパン深冷器１８の排気から出て、及び導管Ｄ内のストリームは高段エチレン深冷器２４の排気から出る。図６ｂによると、２つのストリームは第１の蒸留塔９５２へ入る前に導管９２６で混合される。相対的に温かいストリームＤのフローはバルブ９２５を介し操作され、第１の蒸留塔９２６への所望の温度を維持し得る。図６ｂの第１の蒸留塔９５２の塔頂部からの気体生成物は導管Ｆを介し出て、図６ａで前述のように中段エチレン深冷器２６に入る。このストリームは最終的に最終ＬＮＧ生成物になる。

図６ａのメタン再利用ストリームの一部は導管Ｅを介し図６ｂへ送られる。その後、導管Ｅ内のストリームはいくつかの導管に分離される。導管Ｅ内のストリームの一部は導管９２８を通じて流れる。そしてストリームの別の一部は導管９３６を介し主節減熱交換器９０４へ送られる。ここでストリームは間接熱交換手段９６３を介し加熱され及び少なくとも部分的に気化される。結果として生じたストリームは導管９３８を介し主節減熱交換器９０４を出て、導管９３４内の未だ議論されていないストリームと混合される。導管９２８を再び参照すると、ストリームの残りの部分は中段分離器の節減熱交換器９０６に入り、間接熱交換手段９３０を介し冷却される。結果として生じた冷却されたストリームは導管Ｈを介して出て、前述のように図６ａの低段プロパン深冷器１８の吸気へ送られる。図６ｂでは、導管Ｅ内のストリームの残りは第１の蒸留塔の節減熱交換器９０２に入る。ここでストリームは間接熱交換手段９１６を介し加熱（再沸騰）される。結果として生じた少なくとも部分的に気化されたストリームは導管９３４を介し第１の蒸留塔の節減熱交換器９０２を出て、上述のように導管９３８内の加熱されたストリームと混合する。合成ストリームは、導管９４０を介し第１の蒸留塔９５２へ流れ、ストリッピング・ガスとして利用される。上述のように、導管Ｉ内のストリームは、図６ａの中段エチレン深冷器２６の排気から入る。図４ｂによると、この主にメタンのストリームは図６ｂの第１の蒸留塔９５２へ還流され戻される。

第１の蒸留塔９５２の底部からの液体生成物は、導管９４２を介して出る。ストリームの一部は次に導管９４４を介し中段分離器９５６へ送られ、気相及び液相が分離される。気相は導管９４６を介して出て、そして中段分離器の節減熱交換器９０６へ送られる。そしてストリームは間接熱交換手段９３２を介し温められる。結果として生じたストリームは中段分離器の節減熱交換器９０６を出て、導管Ｇを介し上述のように図６ａのメタン圧縮器３２の高段吸気ポートへ送られ得る。

図６ｂによると、液体ストリームは導管９４８を介し中段分離容器９５６を出て、導管９７４内の未だ議論されていないストリームと混合される。２つのサイド・ストリームは中段フラッシュ・ドラム９５６から除去される。１つのサイド・ストリームは導管９５０を介し中段分離容器９５６から引き出される。サイド・ストリームは主節減熱交換器９０４へ流れ、間接熱交換手段９６２を介し加熱（再沸騰）される。結果として生じたストリームは導管９６４内の未だ議論されていないストリームと混合され、そして導管９６０を介し中段分離容器９５６へ戻される。別のサイド・ストリームは中段分離容器９５６から引き出され、導管９６６を介し主節減熱交換器９０４へ戻される。ストリームは次に間接熱交換手段９７０を介し加熱され及び少なくとも部分的に気化される。結果として生じたストリームは導管９７２を介し主節減熱交換器９０４を出て、中段分離容器９５６へ戻される。

導管９４２内の第１の蒸留塔９５２からの底部液体生成物の残りを検討する。ストリームは第１の蒸留塔の節減熱交換器９０２に入り、間接熱交換手段９１８を介し冷却される。結果として生じた冷却された液体は導管９７６を介し凝縮器９２０へ進む。導管９７６内のストリームは導管９７８内の未だ議論されていないストリームに対し冷却剤として動作する。凝縮器９２０を出た後、導管９６８内の結果として生じた加熱されたストリームは導管９６４及び９７４内の２つのストリームに分かれる。導管９６４内のストリームの一部は、上述のように中段分離容器９５６に入る前に、主節減熱交換器９０４を出るストリームと混合する。導管９７４内の加熱されたストリームの一部は、導管９４８を介し中段分離容器９５６を出る液相と混合する。結果として生じた合成ストリームは導管９８０を介し第２の蒸留塔９５４に入る。

第２の蒸留塔９５４の塔頂部からの気体生成物は導管９７８を介し出て、凝縮器９２０に入る。そしてストリームは、上述のように導管９７６内の第１の蒸留塔９５２の底部からの液体ストリームとの間接熱交換を介し凝縮される。少なくとも部分的に凝縮されたストリームは導管９８２を介し第２の蒸留塔の分離容器９０８へ進み、気相と液相が分離される。主にエタンの豊富な気相は第２の蒸留塔の分離容器９０８を出て、更なる処理及び／又は貯蔵のために導管９８４を介し送られる。液相は導管９８６を介し第２の蒸留塔の分離容器９０８を出て、還流ポンプ９１０の吸引へ入る。還流ポンプ９１０は導管９８８を介し第２の蒸留塔９５４へ還流としてストリームを放出する。

サイド・ストリームは第２の蒸留塔９５４から導管９９０を介し引き出される。ストリームは加熱器９１２へ送られ、外部流体（例えばストリーム又は熱伝導流体）との間接熱交換を介し加熱（再沸騰）される。ストリームの気化された部分は、導管９９２を介し第２の蒸留塔９５４へ戻され、ストリッピング・ガスとして利用される。結果として生じた液体部分は導管９９４を介し第２の蒸留塔の再沸騰器９１２を出て、導管９９６内の第２の蒸留塔９５４の底部からの液体生成物と混合する。結果として生じた合成ストリームは最終ＮＧＬ生成物である。最終ＮＧＬ生成物はエタン及び重質成分を有し、貯蔵及び／又は更なる処理のために導管９９８を介し送られる。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物の発熱量は図６ｂに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、以下の調整の１又は複数が蒸留塔９５２及び／又は９５４の動作パラメーターに対し行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔９５２への供給ストリーム２６の温度を低下する、（２）第１の蒸留塔９５２へのストリッピング・ガス・ストリーム９４０のフローを減少する、及び（３）第１の蒸留塔９５２への還流ストリームＩのフローを増加する、である。図１ｂを参照し前述したように、当業者に良く知られた方法を含む、上述の項目（１）乃至（３）に記載された調整に影響するいくつかの方法が存在する。

図１ａ及び１ｂと同様に、図６ａ及び６ｂのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物の発熱量は上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

図７ａ及び７ｂは本発明のＬＮＧ設備の更に別の実施例を示す。図７ｂは当該設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムの別の実施例を示す。線Ｈ、Ｄ、Ｂ、Ｆ、Ｅ、及びＧは、図７ｂに示されたシステムが図７ａに示されたＬＮＧ設備にどのように統合されるかを示す。本発明のある実施例によると、ＬＮＧ設備は、最終ＮＧＬ生成物のＣ_２＋復元を最大化するように動作され得る。

図７ａのシステムの主要構成要素は、図１ａに記載された構成要素と同様である。図７ａの動作は、前述された図１ａのシステムの動作と異なるので、以下に詳細に記載される。メタンの豊富なストリームは導管１１２を介し中段プロパン深冷器１６を出て、図７ｂからの導管Ｈ内の未だ議論されていないストリームと混合する。図７ｂに示されたシステムの動作は以下に更に詳細に記載される。合成ストリームは低段プロパン深冷器１８に入る。そしてストリームは間接熱交換手段６４を介し冷却される。結果として生じた冷却されたストリームは導管１１４を介し低段プロパン深冷器１８を出る。そしてストリームの一部は後述される図７ｂに示された重物質除去／ＮＧＬ復元システムでの更なる処理のため導管Ｄを介し送られる。

残りのメタンの豊富なストリームは高段エチレン深冷器２４へ入り、間接熱交換手段８２を介し冷却される。結果として生じたストリームは、導管Ｂを介し図７ｂの重物質除去／ＮＧＬ復元システムへ送られる。後述される追加処理の後、メタンの豊富なストリームは導管Ｆを介し図７ａへ戻り、中段エチレン深冷器２６へ入り、そして間接熱交換手段８４を介し冷却される。結果として生じたストリームは導管１１９を介して流れ、導管１５８内のメタン冷媒再利用ストリームと混合する。合成ストリームは導管１２０を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８へ流れ、間接熱交換手段９０を介し更に冷却される。結果として生じた加圧されたＬＮＧ関連ストリームは導管１２２を介し低段エチレン深冷器／凝縮器２８を出て、主メタン節減器３６へ送られる。加圧されたＬＮＧ関連ストリームは次に、図１ａを参照して前述されたようにメタン冷却サイクルの間接熱交換段及び膨張式冷却段を通じて進み続ける。図１ａと同様に、最終膨張段階からの結果として生じた液体は図７ａの最終ＬＮＧ生成物である。

図７ａのメタン冷却サイクルでは、導管Ｇ内の未だ議論されていないストリームは、図７ｂに示され重質除去／ＮＧＬ復元システムで生じ、図７ａに入り、メタン圧縮器３２の高段吸気ポートの上流の導管１６８内のメタン冷媒ストリームと混合する。圧縮された合成ストリームは導管１９２を介しメタン冷却器３４へ送られ、外部流体（例えば空気又は水）との間接熱交換を介し冷却される。結果として生じたストリームの一部は更なる処理のために導管Ｅを介し図７ｂへ送られる。冷媒ストリームの残りは、導管１５２を介し高段プロパン深冷器１４流れ、そして図１ａに関し前述されたように処理される。

図７ｂを検討する。本発明のＬＮＧ設備の重質除去／ＮＧＬ復元システムが示される。図７ｂに示されたシステムの主要構成要素は、第１の蒸留塔１０５２、第２の蒸留塔１０５４、主節減熱交換器１００４、第１の蒸留塔の節減熱交換器１００２、中段分離器の熱交換器１００６、及び中段フラッシュ・ドラム１０５６を有する。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔１０５２は脱メタン装置として動作され、第２の蒸留塔１０５４は脱エタン装置として動作され得る。本発明のある実施例によると、第１の蒸留塔１０５２は還流されない。

図７ｂに示されたシステムの動作は、図７ｂの第１の蒸留塔１０５２が還流ストリームを有さないことを除き、図６ｂに示された重質除去／ＮＧＬ復元システムに関して記載された動作と同様である。図７ｂの線及び構成要素は、図６ｂの対応する線より１００だけ大きい値で数字を付される。文字を付された線（例えばＢ、Ｄ、Ｅ、Ｆ，Ｇ、Ｈ）は図７ｂ及び６ｂで同じである。図７ｂの対応する線及び構成要素の機能及び動作は、図６ｂを参照して前述された機能及び動作と同様である。例えば、図７ｂの第１の蒸留塔１０５２へのストリッピング・ガス・ストリーム１０４０は、図６ｂの第１の蒸留塔９５２へのストリッピング・ガス・ストリーム９４０の機能及び動作と直接対応する。

本発明のある実施例によると、ＬＮＧ生成物の発熱量は図７ｂに示されたシステムの１又は複数の動作パラメーターを変化することにより調整され得る。例えば、低位発熱量のＬＮＧを生成するために、以下の調整の１又は複数が蒸留塔１０５２及び／又は１０５４の動作パラメーターに対し行われ得る。つまり（１）第１の蒸留塔１０５２への供給ストリーム２６の温度を低下する、（２）第１の蒸留塔１０５２へのストリッピング・ガス・ストリーム１０４０のフローを減少する、及び／又は（３）第２の蒸留塔１０５４への還流ストリーム１０８８のフローを増加する、である。図１ｂを参照し前述したように、当業者に良く知られた方法を含む、上述の項目（１）乃至（３）に記載された調整に影響するいくつかの方法が存在する。

図１ａ及び１ｂと同様に、図７ａ及び７ｂのＬＮＧ設備からのＬＮＧ生成物の発熱量は上述の１又は複数の動作の逆を実行することにより増大され得ることが理解される。

本発明のある実施例では、図１乃至７に示されたＬＮＧ生成システムは従来の処理シミュレーション・ソフトウェアを用いコンピューターでシミュレートされる。適切なシミュレーション・ソフトウェアの例は、ハイプロテック（Ｈｙｐｒｏｔｅｃｈ）社のＨＹＳＹＳ（登録商標）、アスペンテクノロジー社（Ａｓｐｅｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｉｎｃ．）のＡｓｐｅｎ Ｐｌｕｓ（登録商標）、及びシミュレーションサイエンス社（Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ Ｓｃｉｅｎｃｅｓ Ｉｎｃ．）のＰＲＯ／ＩＩ（登録商標）を含む。

上述の本発明の好適な形式は、説明のためのみであり、本発明の範囲を限定すると解釈されるべきではない。以上に説明された例である実施例への明らかな変更は、本発明の精神から逸脱することなく当業者により直ちに行われ得る。

発明者等はここに均等論に依存する意図を述べ、請求項に記載された本発明の文言の範囲から実質的に逸脱せずに、しかし最大限に本発明の正当公正な範囲を如何なる装置に関しても定め判断する。

［数値範囲］
本願明細書は本発明に関連する特定のパラメーターを定量化するために数値範囲を用いる。数値範囲が設けられた場合、当該範囲は、範囲の下限値のみを述べる請求項の制限及び範囲の上限のみを述べる請求項の制限のために文字による支援を提供するものとして見なされるべきである。例えば、開示された１０乃至１００の数値範囲は、「１０より大きい」（上限を有さない）を述べる請求項、及び「１００より小さい」（下限を有さない）を述べる請求項の文字による支援を提供する。

本発明は特定の数値を用い本発明に関する特定のパラメーターを定量化する。当該特定の数値は明示的に数値範囲の一部ではない。本願明細書で提供される各特定の数値は、広、中、及び狭範囲の文字による支援を提供するものとして見なされるべきである。各特定の数値に関連した広範囲は、数値範囲±数値範囲の６０％の値を２有効数字に丸めたものである。各特定の数値に関連した中範囲は、数値範囲±数値範囲の３０％の値を２有効数字に丸めたものである。各特定の数値に関連した狭範囲は、数値範囲±数値範囲の１５％の値を２有効数字に丸めたものである。例えば、本願明細書が特定の温度６２度Ｆを記載した場合、当該記載は広範囲２５度Ｆ乃至９９度Ｆ（６２度Ｆ＋／−３７度Ｆ）、中範囲４３度Ｆ乃至８１度Ｆ（６２度Ｆ＋／−１９度Ｆ）、狭範囲５３度Ｆ乃至７１度Ｆ（６２度Ｆ＋／−９度Ｆ）の文字による支援を提供する。これらの広、中、及び狭数値範囲は、特定の値に適用されるだけでなく、これら特定の値の間の差にも適用されるべきである。従って、本願明細書が第１の圧力１１０ｐｓｉａ及び第２の圧力４８ｐｓｉａ（差は６２ｐｓｉａである）を記載した場合、これら２つのストリームの間の圧力差の広、中、及び狭範囲は、それぞれ２５乃至９９ｐｓｉ、４３乃至８１ｐｓｉ、及び５３乃至７１ｐｓｉである。

［定義］
本願明細書で用いられるように、用語「天然ガス」は、エタン、高級炭化水素、窒素、二酸化炭素、及び／又は水銀、硫化水素、及びメルカプタンのような少量の他の成分と均衡を保っている、少なくとも６５モル・パーセントのメタンを有するストリームを意味する。

本願明細書で用いられるように、用語「混合冷媒」は、如何なる単一成分も冷媒の７５モル・パーセントより多くない複数の異なる成分を有する冷媒を意味する。

本願明細書で用いられるように、用語「純粋な成分の冷媒」は混合冷媒でない冷媒を意味する。

本願明細書で用いられるように、用語「縦列冷却処理」は、それぞれ異なる純粋な成分の冷媒を利用し天然ガスを連続的に冷却する複数の冷却サイクルを利用する冷却処理を意味する。

本願明細書で用いられるように、用語「開サイクル縦列冷却処理」は、少なくとも１つの閉冷却サイクルと１つの開冷却サイクルを有する縦列冷却処理を参照する。ここで、開サイクルで利用される冷媒の沸点は閉サイクルで利用される冷媒の沸点より低く、及び開サイクルの冷媒を凝縮するための冷却剤の一部は、１又は複数の閉サイクルにより提供される。本発明のある実施例では、主にメタンのストリームは開冷却サイクルで冷媒として利用される。この主にメタンのストリームは、処理された天然ガス供給ストリームから生じ、圧縮された開メタン・サイクルのガス・ストリームを含み得る。

本願明細書で用いられるように、用語「膨張式冷却」は、ガス、液体又は２相システムの圧力が、減圧手段を通過することにより低減される場合に生じる冷却を参照する。ある実施例では、膨張手段はジュール−トンプソン膨張弁である。本発明の別の実施例では、膨張手段は水圧又はガスエキスパンダーである。

本願明細書で用いられるように、用語「中間沸点」は、物理的成分の混合の重量の半分が特定の圧力で気化する（つまり沸騰して除去される）温度を参照する。

本願明細書で用いられるように、用語「間接熱交換」は、冷媒が冷却されるべき物質を、冷媒と冷却されるべき物質との間の実際の物理的接触なしに冷却する処理を参照する。ケトル型熱交換器及びアルミニウムをろう付けしたプレートフィン型熱交換機は、間接熱交換を実現する装置の特定の例である。

本願明細書で用いられるように、用語「節減器」又は「節減熱交換器」は、間接熱交換手段を利用し効率的に処理ストリーム間で熱伝導する複数の熱交換器を利用する構成を参照する。一般に、節減器は処理ストリームを互いに熱統合することにより外部エネルギー入力を最小化する。

本願明細書で用いられるように、用語「高位発熱量」又は「ＨＨＶ」は、ＬＮＧ生成物が燃やされる場合に放出される熱量を参照し、燃焼反応の結果として生じる水を気化するために必要なエネルギーの主な原因である。

本願明細書で用いられるように、用語「ＢＴＵ含有量」は用語「高位発熱量」と同義である。

本願明細書で用いられるように、用語「蒸留塔」又は「分離器」は相対揮発度に基づきストリームを分離する装置を参照する。

本願明細書で用いられるように、用語「定常状態動作」は始動と停止との間の比較的安定な連続的動作の期間を意味する。

本願明細書で用いられるように、用語「非供給動作パラメーター」は、装置又は設備の要素への主供給の組成ではない装置又は設備の要素の如何なる動作パラメーターも意味する。

本願明細書で用いられるように、用語「液体天然ガス」又は「ＮＧＬ」は、例えば標準的にエタンより重い成分を有する炭化水素の混合を参照する。ＮＧＬストリームの炭化水素成分のいくつかの例は、プロパン、ブタン、及びペンタン異性体、ベンゼン、トルエン、及び他の芳香族分子を有する。エタンもＮＧＬ混合に含まれて良い。

本願明細書で用いられるように、用語「上流」及び「下流」は、製造所を通じて天然ガスが主に流れる経路に沿って、天然ガス液化設備の種々の構成要素の相対位置を参照する。

本願明細書で用いられるように、用語「主に」、「主として」、「基本的に」及び「大部分」は、流体ストリームの特定成分の存在を記載するために用いられる場合、当該流体ストリームが少なくとも５０モル・パーセントの記載された成分を有することを意味する。例えば、「主に」メタン・ストリーム、「主」メタン・ストリーム、メタンを「主」に有するストリーム、又は「主として」メタンを有するストリームは、それぞれ、少なくとも５０モル・パーセントのメタンを有するストリームを示す。

本願明細書で用いられるように、用語「及び／又は」は、２以上の要素の記載に用いられる場合、記載された要素の何れの１つも単独で利用され得るか、又は記載された要素の２以上の如何なる組み合わせも利用され得ることを意味する。例えば、組成が成分Ａ、Ｂ、及び／又はＣを含むとして記載される場合、組成はＡを単独で、Ｂを単独で、Ｃを単独で、ＡとＢを組み合わせて、ＡとＣを組み合わせて、ＢとＣを組み合わせて、又はＡとＢとＣを組み合わせて含み得る。

本願明細書で用いられるように、用語「有する（comprise）」は、上限が決められていない用語であり、当該用語の前に述べられた主語から当該用語の後に述べられた１又は複数の要素への移行のために用いられる。ここで、当該用語の後に記載された１又は複数の要素は必ずしも当該主語を構成する要素のみでなくても良い。 本願明細書で用いられるように、用語「含む（include）」は、「有する（comprise）」と同じ上限が決められていない意味である。

本願明細書で用いられるように、用語「有する（have）」は「有する（comprise）」と同じ上限が決められていない意味である。

本願明細書で用いられるように、用語「含む（contain）」は「有する（comprise）」と同じ上限が決められていない意味である。

本願明細書で用いられるように、単数を示す語は１又は複数を意味する。

上述の本発明の好適な形式は説明のためのみに用いられ、本発明の範囲を限定すると解釈されるべきではない。以上に説明された例である実施例への明らかな変更は、本発明の精神から逸脱することなく当業者により直ちに行われ得る。

４、６、８、６４、６６、６８、７８、８２、８４、８６、９０ 間接熱交換手段
１０ プロパン圧縮器
１２ プロパン冷却器
１４ 高段プロパン深冷器
１６ 中段プロパン深冷器
１８ 低段プロパン深冷器
２０ エチレン圧縮器
２４ 高段エチレン深冷器
２６ 中段エチレン深冷器
３０ エチレン節減器
３６ 主メタン節減装置
５６、７２、７３、７４、８０ 膨張バルブ
５８、７０ 容器
１００、１０２、１０４、１１２、１１４、１１６、１５２、１５４、２０２、２０６、２０８、２１０、２１２、２１４、２１５、２２２、２２４、２２６、２２８、２３８、２３８、３００、３０２、３０３、３０４、３０６、３０８、３１０、３１２、３１４、３１６、３１８ 導管

Claims (33)

1. ＬＮＧ設備から生成されるＬＮＧの発熱量を変化する方法であって、
   （ａ）間接熱交換により天然ガスを冷却し、それにより第１の冷却ストリームを生成する段階、
   （ｂ）第１の蒸留塔を用い、前記第１の冷却ストリームの少なくとも一部を第１の相対的高揮発性部分及び第１の相対的低揮発性部分に分離する段階、
   （ｃ）前記第１の相対的高揮発性部分の少なくとも一部を冷却し、それによりＬＮＧを生成する段階、
   （ｄ）前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターを調整し、それにより前記生成されるＬＮＧの高位発熱量（ＨＨＶ）を１パーセント以上変化し、所定期間に渡り維持する段階、
   を有し、
   段階（ｂ）は、主に気体のストリッピング・ガス・ストリームを前記第１の蒸留塔の下側部分へ導入する段階を含み、
   前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８７乃至−４６度Ｃの範囲の温度を有し、前記ストリッピング・ガス・ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−４６乃至３８度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前のストリッピング・ガス・ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記ストリッピング・ガス・ストリームの温度を３度Ｃ以上低下し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含む、方法。
2. 前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、前記第１の冷却ストリームの温度、前記第１の冷却ストリームの組成及び前記第１の蒸留塔の塔頂圧力を有するグループから選択され、
   前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、装置又は設備の要素への主供給の組成以外の装置又は設備の要素の動作パラメーターであり、
   段階（ｄ）は、前記第１の蒸留塔の塔頂圧力を調整する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを３パーセント以上変化し２４時間より短い期間にわたり維持する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを５パーセント以上変化し１２時間より短い期間にわたり維持する段階を含み、
   段階（ｂ）は、主に液体の還流ストリームを前記第１の蒸留塔の上側部分へ導入する段階を含み、
   前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８７乃至−４６度Ｃの範囲の温度を有し、前記還流ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−１１８乃至−６２度Ｃの範囲の温度を有し、
   段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の還流ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記還流ストリームの温度を３度Ｃ以上低下させ、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下させる段階を含む、請求項１に記載の方法。
3. 段階（ｄ）は前記第１の蒸留塔へ導入する前に前記第１の冷却ストリームの温度を調整する段階を含む、請求項１に記載の方法。
4. 段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の冷却ストリームの温度を低下し、生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下させる段階を含む、請求項３に記載の方法。
5. 前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８７乃至−４６度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の冷却ストリームの温度を０．６度Ｃ以上低下する段階を含み、又は
   前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８１．７乃至−５４度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の冷却ストリームの温度を２度Ｃ以上低下する段階を含む、請求項４に記載の方法。
6. 段階（ｂ）は主に液体の還流ストリームを前記第１の蒸留塔の上側部分へ導入する段階を含む、請求項１に記載の方法。
7. 前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、前記還流ストリームの流速、前記還流ストリームの温度、前記還流ストリームの組成、前記第１の冷却ストリームの温度、前記第１の冷却ストリームの組成、及び前記第１の蒸留塔の塔頂圧力を有するグループから選択され、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記還流ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を変化する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記還流ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を増大し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記還流ストリームのＣ_２＋含有量を変化する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記還流ストリームの温度を変化する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を変化する段階を含み、及び／又は
   段階（ｄ）は、前記第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を増大し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含む、請求項６に記載の方法。
8. 段階（ｄ）は前記還流ストリームのＣ_２＋含有量を初期Ｃ_２＋含有量から調整されたＣ_２＋含有量まで増大し、生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下させる段階を含む、請求項６に記載の方法。
9. （ｅ）第２の蒸留塔を用い、前記第１の相対的低揮発性部分の少なくとも一部を第２の相対的高揮発性部分と第２の相対的低揮発性部分とに分離する段階、を更に有する請求項１に記載の方法。
10. （ｆ）前記第２の相対的低揮発性部分の少なくとも一部を前記第１の蒸留塔の上側部分に還流ストリームとして導入する段階、を更に有する請求項９に記載の方法。
11. （ｇ）前記第２の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターを調整し、生成されるＬＮＧのＨＨＶを変化する段階、を更に有する請求項９に記載の方法。
12. 前記第２の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、前記第２の蒸留塔へ導入される前記第１の相対的低揮発部分の温度、前記第２の蒸留塔へ導入される前記第１の相対的低揮発部分の組成、及び前記第２の蒸留塔の塔頂圧力を有するグループから選択され、及び／又は
    （ｈ）前記第２の相対的低揮発性部分の少なくとも一部を前記第１の蒸留塔の上側部分に還流ストリームとして導入する段階、を更に有し、段階（ｇ）は前記還流ストリームのＣ_２＋含有量を変化する段階を含む、請求項１１に記載の方法。
13. 段階（ａ）は、主にプロパンを有する第１の冷媒を利用する第１の冷却サイクルを用い、前記天然ガスの少なくとも一部を冷却する段階を含む、請求項１に記載の方法。
14. 段階（ｃ）は、主にエタン、エチレン、及び／又はメタンを有する第２の冷媒を利用する第２の冷却サイクルを用い、前記第１の相対的高揮発性部分の少なくとも一部を冷却する段階を含む、請求項１３に記載の方法。
15. 前記第２の冷媒は主にメタンを有する、請求項１４に記載の方法。
16. （ｉ）主にエタン及び／又はエチレンを有する第３の冷媒を利用する第３の冷却サイクルを用い、前記第１の冷却ストリームの少なくとも一部及び／又は前記第１の相対的高揮発性部分の少なくとも一部を冷却する段階、を更に有する請求項１５に記載の方法。
17. ＬＮＧ設備から生成されるＬＮＧの発熱量を変化する方法であって、
    （ａ）間接熱交換により天然ガスを冷却し、それにより第１の冷却ストリームを生成する段階、
    （ｂ）第１の蒸留塔を用い、前記第１の冷却ストリームの少なくとも一部を第１の相対的高揮発性部分及び第１の相対的低揮発性部分に分離する段階、
    （ｃ）前記第１の相対的高揮発性部分の少なくとも一部を冷却し、それによりＬＮＧを生成する段階、
    （ｄ）前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターを調整し、それにより前記生成されるＬＮＧの高位発熱量（ＨＨＶ）を１パーセント以上変化し所定期間に渡り維持する段階、
    を有し、
    段階（ｂ）は、主に液体の前記第１の相対的低揮発性部分を第１の還流ストリームとして前記第１の蒸留塔の上側部分へ導入する段階を含み、
    前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８７乃至−４６度Ｃの範囲の温度を有し、前記第１の還流ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−１１８乃至−６２度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の還流ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の還流ストリームの温度を３度Ｃ以上低下し、それにより生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含む、
    方法。
18. 前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、前記第１の還流ストリームの流速、前記第１の還流ストリームの温度、前記第１の還流ストリームの組成、前記第１の冷却ストリームの温度、前記第１の冷却ストリームの組成、及び前記第１の蒸留塔の塔頂圧力を有するグループから選択され、
    前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、装置又は設備の要素への主供給の組成以外の装置又は設備の要素の動作パラメーターであり、
    段階（ｄ）は、前記第１の蒸留塔の塔頂圧力を調整する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記第１の還流ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を変化する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記第１の還流ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を増大し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記第１の還流ストリームのＣ_２＋含有量を変化する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記第１の還流ストリームの温度を変化する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を変化する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を増大し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを３パーセント以上変化し２４時間より短い期間にわたって維持する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを５パーセント以上変化し１２時間より短い期間にわたって維持する段階を含む、請求項１７に記載の方法。
19. 段階（ｄ）は前記第１の蒸留塔へ導入する前に前記第１の冷却ストリームの温度を調整する段階を含む、請求項１７に記載の方法。
20. 段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の冷却ストリームの温度を低下し生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下させる段階を含む、請求項１９に記載の方法。
21. 前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８７乃至−４６度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の冷却ストリームの温度を０．６度Ｃ以上低下する段階を含む、請求項２０に記載の方法。
22. 前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８２乃至−５４度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前の第１の冷却ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記第１の冷却ストリームの温度を２度Ｃ以上低下する段階を含む、請求項２１に記載の方法。
23. 段階（ｂ）は主に気体のストリッピング・ガス・ストリームを前記第１の蒸留塔の下側部分へ導入する段階を含む、請求項１７に記載の方法。
24. 前記第１の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、前記ストリッピング・ガス・ストリームの流速、前記ストリッピング・ガス・ストリームの温度、前記ストリッピング・ガス・ストリームの組成、前記第１の冷却ストリームの温度、前記第１の冷却ストリームの組成、及び前記第１の蒸留塔の塔頂圧力を有するグループから選択され、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記ストリッピング・ガス・ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を変化する段階を含み、及び／又は
    段階（ｄ）は、前記ストリッピング・ガス・ストリームの前記第１の蒸留塔への流速を低下し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含み、及び／又は
    前記第１の冷却ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−８７乃至−４６度Ｃの範囲の温度を有し、前記ストリッピング・ガス・ストリームは、前記第１の蒸留塔へ導入されるとき、−４６乃至３８度Ｃの範囲の温度を有し、段階（ｄ）は、ＬＮＧの発熱量を低下させる前のストリッピング・ガス・ストリームの前記第１の蒸留塔への導入温度に対し、前記ストリッピング・ガス・ストリームの温度を３度Ｃ以上低下し、それにより前記生成されるＬＮＧのＨＨＶを低下する段階を含む、請求項２３に記載の方法。
25. 段階（ｄ）は前記第１の還流ストリームのＣ_２＋含有量を初期Ｃ_２＋含有量から調整されたＣ_２＋含有量まで増大し、それにより前記ＬＮＧ生成物のＨＨＶを低下させる段階を含む、請求項１９に記載の方法。
26. （ｅ）第２の蒸留塔を用い、前記第１の相対的低揮発性部分の少なくとも一部を第２の相対的高揮発性部分と第２の相対的低揮発性部分とに分離する段階、を更に有する請求項１７に記載の方法。
27. （ｆ）前記第２の相対的低揮発性部分の少なくとも一部を前記第１の蒸留塔の上側部分に第２の還流ストリームとして導入する段階、を更に有する請求項２６に記載の方法。
28. （ｇ）前記第２の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターを調整し、生成されるＬＮＧのＨＨＶを変化する段階、を更に有する請求項２６に記載の方法。
29. 前記第２の蒸留塔の少なくとも１つの動作パラメーターは、前記第２の蒸留塔へ導入される前記第１の相対的低揮発部分の温度、前記第２の蒸留塔へ導入される前記第１の相対的低揮発部分の組成、及び前記第２の蒸留塔の塔頂圧力を有するグループから選択され、及び／又は
    （ｈ）前記第２の相対的低揮発性部分の少なくとも一部を前記第１の蒸留塔の上側部分に第２の還流ストリームとして導入する段階、を更に有し、段階（ｇ）は前記第２の還流ストリームのＣ_２＋含有量を変化する段階を含む、請求項２８に記載の方法。
30. 段階（ａ）は、主にプロパンを有する第１の冷媒を利用する第１の冷却サイクルを用い、前記天然ガスの少なくとも一部を冷却する段階を含む、請求項１７に記載の方法。
31. 段階（ｃ）は、主にエタン、エチレン、及び／又はメタンを有する第２の冷媒を利用する第２の冷却サイクルを用い、前記第１の分離されたストリームの少なくとも一部を冷却する段階を含む、請求項３０に記載の方法。
32. 前記第２の冷媒は主にメタンを有する、請求項３１に記載の方法。
33. （ｉ）主にエタン及び／又はエチレンを有する第３の冷媒を利用する第３の冷却サイクルを用い、前記第１の冷却ストリームの少なくとも一部及び／又は前記第１の分離されたストリームの少なくとも一部を冷却する段階、を更に有する請求項３２に記載の方法。

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