JP5795003B2 - 天然ガスの産出を促進する超伝導システム - Google Patents

Description

本発明は、ガス処理並びに天然ガスの冷却又は加温の分野に関する。特に、本発明は、液化天然ガス施設における超伝導コンポーネントの使用に関する。

〔関連出願の説明〕
本願は、２０１０年１月２７日に出願された米国特許仮出願第６１／２９８，７９９号（発明の名称：Superconducting System for Enhanced Liquefied Natural Gas Production）及び２０１０年１２月１５日に出願された米国特許仮出願第６１／４２３，３９６号（発明の名称：Superconducting System For Enhanced Natural Gas Production）の優先権及び権益主張出願であり、これら米国特許仮出願を参照により引用し、これらの記載内容を本明細書の一部とする。

化石燃料に対する世界の需要が高まっているので、エネルギー会社は、陸地（オンショア）と海洋（オフショア）の両方における世界の遠隔且つ悪条件の地域に埋蔵されている炭化水素資源を追い求めている。化石燃料の一形式は、天然ガスである。「天然ガス」という用語は、通常、メタンを意味している。天然ガスは、エタン、プロパン、微量のヘリウム、微量の窒素、微量のＣＯ₂及び微量のＨ₂Ｓを更に含む場合がある。

市販されている量の天然ガスは、既存の天然ガス市場から遠くに位置した場所で発見される場合が多い。かくして、天然ガスを長距離にわたって輸送することが必要である。これは、広い海域を横切るタンカーによって行われる場合が多い。

輸送されるべきガス状貨物に関するタンカーの積載に体積を増大させるため、天然ガスを液化することが知られている。液化は、気相製品を冷却してこれを凝縮させて気相にすることによって行われる。これにより、その体積が減少して遠隔に位置する市場までの経済的な運搬が得られる。

凝縮された天然ガス製品は、通常、液化天然ガス、即ち“ＬＮＧ”と呼ばれる。ＬＮＧは、気相では天然ガスの体積の約１／６００を占める。ＬＮＧは、一般に、無臭無色無毒且つ非腐食性である。専用ＬＮＧ船は、ＬＮＧを輸送するために設計されている。加うるに、揚荷（ようか）されたＬＮＧを受け取り、これを気化させてその天然ガス状態に戻すＬＮＧ基地が架設された。幾つかの場合、揚荷されたＬＮＧは、タンクに入れた状態で陸上又は岸の近くで又は地下の貯蔵所内に貯蔵される。他の場合、揚荷されたＬＮＧは、既存の天然ガス市場用の天然ガス伝送網中に放出される。

元の産出領域では、液化プロセスは、ＬＮＧプラントで実施され、ＬＮＧプラントは、極めて資本集約的である場合がある。天然ガスを液体状態への相変化に必要な温度まで下げるが大型冷凍ユニットが必要である。メタンの場合、凝結点は約−１６２℃（−２６０°Ｆ）である。

ＬＮＧプラントでは、１つ又は２つ以上の冷媒流が産出状態の天然ガスと熱交換関係をなす。冷媒は、典型的には、純粋成分としての炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン又はこれら成分の混合物である。混合物中に窒素も又使用される場合がある。ＬＮＧ液化プラントのサイズが極めて大きいことは、世界において単価が最も低い極低温冷凍システムのうちの幾つかに役立っている。

ＬＮＧプラントは、大型圧縮機を利用している。大抵のＬＮＧプラントでは、冷凍圧縮機は、大型ガスタービンエンジンによって直接駆動される。ＬＮＧプラントは、小さな負荷を駆動する電気モータのための電力を提供する発電機を採用している場合がある。圧縮機及び発電機は、相当な発電及び相当に大きな配電システムを必要とする。

また、現在産出されていて、液化天然ガスの処理のために利用される貯留槽のうちの多くは、比較的深い海域（水域）内に存在することも又注目される。かかる海域は、陸から見て遠くに位置する傾向がある。産出されたガスを岸まで運搬するインフラストラクチャ及びコストを減少させるため、ＬＮＧ業界は、浮きＬＮＧ処理プラントの開発を検討した。この場合、天然ガスは、現場で冷却され、直ちに輸送できるようＬＮＧタンカーに直接揚荷される。

かかるオフショアプロジェクトに関連した課題のうちの１つは、極めて大きなＬＮＧ産出施設のスペース及び重量上の要件に関する。かかる大型施設を甲板上に載せ、そして船殻内に配置することは、商業的に実行可能ではない場合がある。別法としては、例えば構造鋼を用いてプラットホームを架設する。これにも、相当大きなインフラストラクチャコストが必要である。

ＬＮＧ受け入れ基地及び再ガス化施設は又、オフショアに位置するかオンショアに位置するかのいずれかである場合があり、ポンプ及び他の回転機器が必要になる。これら施設は、スタンドアロン型発電機器を有する場合が多く又は場合によっては複合サイクル発電を含むガスタービン及び発電機を介する発電のための燃料源として利用する発電施設の隣りに建設される。

したがって、現在利用されているガス処理コンポーネントよりもフットプリントが小さい機器を利用するガス処理プラント、発電プラント、ＬＮＧ受け入れ及び再ガス化施設が要望されている。さらに、電力の利用効率が高く、その結果として、燃料需要及び温室ガスエミッションが少ないコンポーネントを利用したガス処理プラント、発電プラント、ＬＮＧ受け入れ及び再ガス化施設が要望されている。

本明細書において説明する施設及び方法は、天然ガスの処理において種々の利点を有する。種々の実施形態では、かかる利点は、ＬＮＧプラントに用いられている公知の発電機器よりもフットプリントが小さく且つ／或いは重量が軽い電気コンポーネントの使用を含む場合がある。かかる利点は又、電気系統の効率の向上をもたらすために発電、電送、配電及び利用のために超伝導電気コンポーネント例えば、モータ、発電機、変圧器、開閉装置、電送導体、変速駆動装置又は他の機器の組み込みを更に含む。提供される施設は、ＬＮＧプラントと関連したタービン及びシャフトを駆動するのにエネルギーを減少させる。

提供される施設は、発電効率、配電効率及び機械的動力又は電力の利用を向上させ、それによりＬＮＧ液化プロセスに利益をもたらす。効率の向上により、資本費や燃料に関する要件が軽減される。かかる効率の向上は又、可燃性燃料駆動発電と関連した空気エミッションを減少させることができる。さらに、小型処理コンポーネントの使用により、大型ガス駆動機器及び電動的な発電機を船上又はオフショアプラットホーム上に支持することと関連したインフラストラクチャが回避されるのでコストが節約される。

提供される天然ガス処理施設は、電力を施設に提供する電力源、天然ガスを冷却し又は加温する主処理ユニット、例えば冷凍ユニット、少なくとも１つの超伝導電気コンポーネント、流入冷媒ライン及び流出冷媒ラインを有する。この施設は、天然ガスを加温／再ガス化し又は天然ガスを液体状態に冷却するよう働く。

本発明を良好に理解できるように、或る特定の図解、図表及び／又は流れ図が本明細書に添付されている。しかしながら、図面は、本発明の選択された実施形態のみを示しており、従って、本発明の範囲を限定するものと解されてはならないことは注目されるべきである。というのは、本発明は、他の同様に効果的な実施形態及び用途に利用できる余地があるからである。

一実施形態としての液化天然ガス液化プロセスの支援に用いることができる超伝導電気システムの略図である。 一実施形態としての天然ガス液化施設のための冷凍プロセスの略図であり、この場合、主ＬＮＧ熱交換器内で過冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒が超伝導電気コンポーネントを冷却するためにも用いられている状態を示す図である。 別の実施形態としての天然ガス液化施設のための冷凍プロセスの略図であり、天然ガス液化のための熱交換器と超伝導コンポーネント冷却のための熱交換器が制御及び設計を容易にするために分離されており、主エネルギー熱交換器内で過冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒がこの場合も又、超伝導電気コンポーネントを冷却するために用いられている状態を示す図である。 更に別の実施形態としての天然ガス液化施設のための冷凍プロセスの略図であり、この場合、過冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒が超伝導電気コンポーネントを冷却するために用いられる冷媒とは別個独立のループ内に存在する状態を示す図である。 更に別の実施形態としての天然ガス液化施設のための冷凍プロセスの略図であり、この場合、ＬＮＧ製品それ自体が超伝導電気コンポーネントを冷却するために用いられている状態を示す図である。 更に別の実施形態としての天然ガス液化施設のための冷凍プロセスの略図であり、この場合、過冷却ＬＮＧそれ自体が超伝導コンポーネントを冷却するための冷媒として用いられ、超伝導コンポーネントからのＬＮＧ戻り分がエンドフラッシュドラム中に投入され、エンドフラッシュガスが主冷凍ユニットに戻されている状態を示す図である。 一実施形態としての天然ガス液化施設ための補助冷凍プロセスの略図であり、この場合、ＬＮＧプラントからのエンドフラッシュガス又は他の低温オフガス流が超伝導コンポーネントを冷却する冷媒を過冷却するために用いられている状態を示す図である。

定義

本明細書で用いられる「炭化水素」という用語は、主として元素としての水素及び炭素（これらが全てであるというわけではない）を含む有機化合物を意味している。炭化水素は、他の元素、例えば、ハロゲン、金属元素、窒素、酸素及び／又は硫黄を更に含む場合がある。炭化水素は、一般に、２つの種類、即ち、脂肪族又は直鎖炭化水素及び環状テルペンを含む環状又は閉リング炭化水素に分類される。炭化水素含有物質の例としては、任意形式の天然ガス、石油、石炭及び燃料として使用でき又は燃料にアップグレードできるビチューメンが挙げられる。

本明細書で用いられる「炭化水素流体」という用語は、気体又は液体である炭化水素又は炭化水素の混合物を意味している。例えば、炭化水素流体は、地層条件において、処理条件において又は周囲条件（１５℃及び１気圧）において気体又は液体である炭化水素又は炭化水素の混合物を含むのが良い。炭化水素流体としては、例えば、石油、天然ガス、炭層メタン、頁岩油（シェールオイル）、熱分解油、熱分解ガス、石炭の熱分解生成物及び気体状又は液体状の他の炭化水素が挙げられる。

本明細書で用いられる「流体」という用語は、気体、液体及び気体と液体の組み合わせ並びに気体と固体の組み合わせ及び液体と固体の組み合わせを意味している。

本明細書で用いられる「ガス」という用語は、１気圧１５℃で蒸気相にある流体を意味している。

本明細書で用いられる「凝縮性（の）炭化水素」という用語は、約１５℃及び１絶対気圧で凝縮する炭化水素を意味している。凝縮性炭化水素としては、例えば、炭素数が４を超える炭化水素の混合物が挙げられる。

本明細書で用いられる「非凝縮性」という用語は、約１５℃且つ１絶対気圧では液体には凝縮しない化学種を意味している。非凝縮性種としては、非凝縮性炭化水素や非凝縮性非炭化水素種、例えば二酸化炭素、水素、一酸化炭素、硫化水素及び窒素が挙げられる。非凝縮性炭化水素としては、炭素の数が５未満の炭化水素が挙げられる。

「液化天然ガス」、即ち“ＬＮＧ”という用語は、高い割合のメタンを含むが、オプションとして、他の元素及び／又は化合物（エタン、プロパン、ブタン、二酸化炭素、窒素、ヘリウム、硫化水素又はこれらの組み合わせを含むが、これらには限定されない）を含むものとして一般に知られており、１種類若しくは２種類以上の成分（例えば、ヘリウム）又は不純物（例えば、水及び／又は重炭化水素）を除去するよう処理され、次に、冷却によりほぼ大気圧の状態において液体に凝縮された天然ガスである。

本明細書で用いられる「油」という用語は、主として凝縮性炭化水素の混合物を含む炭化水素流体を意味している。

本明細書において本発明を或る特定の実施形態と関連して説明する。しかしながら、以下の詳細な説明が特定の実施形態又は特定の使用に特有である程度まで、かかる説明は、例示であるに過ぎず、本発明の範囲を限定するものと解されてはならない。

上述したように、大型の可燃性燃料を動力源とするタービン又は従来型電気駆動装置／発電機を小型の発電機器で置き換えることが望ましい。近年、モータ及び発電機が電力と機械的動力を極めて高い効率で、しかしながら小さなフットプリントで変換することができるようにする技術が開発された。かかる技術は、超伝導と呼ばれる現象を利用している。

第１に、天然ガスの再ガス化又は液化施設が提供される。一観点では、この施設は、電力を施設に提供する電力源を有する。電力源は、代表的には、送電網、少なくとも１つのガスタービン発電機又はこれらの組み合わせを有するであろう。

施設は、幾つかの実施形態では施設内の唯一の処理ユニットであると理解される主処理ユニット、例えば冷凍ユニットを更に有する。主冷凍ユニットは、天然ガスを少なくとも液化温度まで冷却する。主冷凍ユニット中を第１の冷媒が循環する。第１の冷媒は、好ましくは、主冷凍ユニット内の冷媒循環ラインを通って循環する。

施設は、天然ガスを再ガス化し又は天然ガスを液化状態に冷却するよう稼動する。したがって、施設は、天然ガス入口ライン及び天然ガス出口ラインを有する。天然ガス入口ラインは、天然ガスを主冷凍ユニットに送り、天然ガス出口ラインは、液化天然ガスを主冷凍ユニットから放出する。幾つかの場合、天然ガス入口ライン内の天然ガスは、先の冷凍ユニットを通って予備冷却される場合がある。

液化のために天然ガスを冷却するため、施設は、第１の冷媒入口ラインを有する。第１の冷媒入口ラインは、第１の冷媒を主冷凍ユニットに送る。第１の冷媒は、次に、冷媒循環ラインに送られる。

液化プロセスを容易にするため、施設は、種々の電気コンポーネントを採用している。本発明では、これらコンポーネントのうちの少なくとも幾つかは、超伝導電気コンポーネントである。超伝導電気コンポーネントには、コンポーネントにより提供されるサービスの電気効率を従来型電気コンポーネントの使用によって得られる電気効率よりも少なくとも１パーセントだけ向上させるよう超伝導物質が用いられている。超伝導電気コンポーネントは、１つ又は２つ以上のモータ、１つ又は２つ以上の発電機、１つ又は２つ以上の変圧器、１つ又は２つ以上の送電導体、１つ又は２つ以上の開閉装置、１つ又は２つ以上の可変変速駆動装置又はこれらの組み合わせである場合がある。

好ましくは、超伝導電気コンポーネントの重量は、同等の非超伝導コンポーネントの重量の少なくとも約１／３以下である。加うるに、超伝導電気コンポーネントは、好ましくは、同等の非超伝導コンポーネントのフットプリントの少なくとも約１／３以下のフットプリントを有する。

超伝導電気コンポーネントは、ＬＮＧ又は第２の冷媒の循環による冷却を必要とする。具体的に説明すると、超伝導電気コンポーネントは、超伝導性が続くよう臨界温度未満のままであることが必要である。これを行うため、施設は、流入冷媒ライン及び流出冷媒ラインを有する。流入冷媒ラインは、ＬＮＧ又は第２の冷媒を超伝導電気コンポーネントに送る。これは、超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する。流出冷媒ラインは、冷媒を超伝導電気コンポーネントから放出する。

一構成例では、少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントはシャフトを回すためのモータである。シャフトは、ＬＮＧ又は冷媒流を施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの機械的コンポーネントを回す。より好ましい場合、施設は、ガスや液体流を圧縮し又は圧送する複数個の圧縮機及びポンプを有し、超伝導電気コンポーネントは、シャフトをそれぞれ回す複数個のモータを含む。シャフトはそれぞれ、ガス又は液体流を施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの対応の機械的コンポーネントを回す。

一観点では、施設は、オフショアに配置される。この場合、施設は、天然ガスの液化又はガス化のための施設を支持するオフショアユニットを更に有する。オフショアユニットは、浮船、船舶形容器又は海底に基礎を置く機械的構造体を含む。

一実施形態では、第１の冷媒と第２の冷媒は、同一の冷媒である。この実施例の一具体化例では、第２の冷媒は、主冷凍ユニットによって少なくとも部分的に冷却される。この具体化のため、施設は、冷媒スリップラインを更に有する。冷媒スリップラインは、第２の冷媒を少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる流入冷媒ラインに第１の冷媒の一部分を送る。

この実施例の別の具体化例では、第２の冷媒は、別個の冷凍ユニットによって少なくとも部分的に冷却される。この具体化のため、施設は、補助冷凍ユニット並びに補助冷凍ユニットのための流入冷媒スリップライン及び流出冷媒スリップラインを更に有する。流入冷媒スリップラインは、第１の冷媒入口ラインから第１の冷媒の一部分を取り出して第１の冷媒の一部分を第３の冷媒として補助冷凍ユニットに送る。流出冷媒スリップラインは、第２の冷媒を少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる流入冷媒ラインに第３の冷媒の一部分を送る。一観点では、補助冷凍ユニットのデューティは、主冷凍ユニットとは独立して制御される。

別の実施形態では、少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する第２の冷媒は、第１の冷媒とは異なる組成を有すると共に第１の冷媒と流体連絡状態にはない独立の冷媒から成る。実施形態の一具体化例では、第２の独立した冷媒は、主冷凍ユニットで冷却され、第２の冷媒を少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインと流体連絡状態にある。加温された独立冷媒は、次に、主冷凍圧縮機とは独立した圧縮システムで圧縮される。

実施形態の別の具体化例では、少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する第２の冷媒は、天然ガス出口ラインからの液化天然ガスの一部分を含む。液化天然ガスのこの一部分は、スリップ流として天然ガス出口ラインから取り出され、スリップ流は、第２の冷媒を少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインと流体連絡状態にある。第２の天然ガス出口ラインは、一実施形態では、冷却の中間段階か最終段階かのいずれかで液化天然ガスの一部分を受け取る。冷却の中間又は最終段階は、ＬＮＧ液化に通常必要であるが、超伝導コンポーネントを臨界温度未満に維持するのに十分な温度未満の過冷却を提供することができる。

「通常」状態の導体の場合、電流は、電子の連続した又は交互の「流れ」の形態で導体を通って流れる。電子は、導体内の重いイオン格子を横切る。電子がイオン格子を通って動いているときに、これら電子は、格子中のイオンと常時衝突する。各衝突の際、電流によって運ばれているエネルギーのうちの何割かがイオン格子によって吸収される。その結果、電子の流れによって運ばれるエネルギーが散逸される。この状態は、電気抵抗と呼ばれている。

金属導体の電気抵抗率は、温度が低くなるにつれて次第に減少することが知られている。通常用いられる導体、例えば銅及び銀では、不純物及び欠陥は、下限を定める。銅の典型的な一例は、絶対零度の近くであっても、正の抵抗を示す。しかしながら、超伝導体と呼ばれる幾つかの物質は、欠陥にもかかわらずほぼゼロの抵抗に達する。

超伝導性は、極めて低い温度では電流に対する電気抵抗が事実上ゼロの物質のことである。これは、内部磁界が存在していない場合に生じる。超伝導性に達する物質は、超伝導体と呼ばれている。

各超伝導体は、抵抗がほぼゼロまで低下するそれ自体の温度を有する。この温度は、「臨界温度」又はＴ_cと呼ばれている。

超伝導性は、オランダのヘイケ・カメルリング・オンス（Heike Kamerlingh Onnes）により１９１１年に発見された。この時点では、オンスは、極低温での固体水銀の電気抵抗を研究していた。オンスは、冷媒として液体ヘリウムを用いた。オンスは、４．２Ｋの温度では、固体水銀の抵抗が急激にゼロになることを観察した。

次の数十年の間に、超伝導性は、幾つかの他の物質で発見された。例えば、１９１３年、鉛は、７Ｋで（超伝導）を示すことが発見された。超伝導性は、今や、種々の物質で生じることが知られている。これら物質としては、錫及びアルミニウムのような単純な元素並びに或る特定の金属合金が挙げられる。超伝導性は、一般に、金や銀のような貴金属では生じず、強磁性金属の純粋な試料でも生じない。

高い温度で超伝導性を示す物質を見出すことが望ましい。具体的に言えば、超伝導性が窒素の沸点よりも高い温度で存在するかかる物質を見出すことが望ましい。大気圧では、窒素の沸点は、７７Ｋである。冷媒としての窒素の使用は、商業上重要である。というのは、液体窒素は、空気から現場で容易に得ることができるからである。

１９８６年、ゲオルグ・ベトノルツ（Georg Bednorz）及びカール・ミュラー（Karl Muller）は、チューリッヒのＩＢＭ実験室で働いているとき、或る特定の半導体酸化物が３５Ｋの温度で超伝導状態になることを発見した。この物質は、ランタンバリウム銅酸化物であり、これは、酸素欠乏ペロブスカイト関連物質である。しかしながら、臨界温度は、窒素の沸点よりもかなり低かった。

その後まもなく、エム・ケイ・ウー他（M.K. Wu, et al）により、ランタン成分をイットリウムに置き換え、それによりイットリウムバリウム銅酸化物、即ち“ＹＢＣＯ”が作られるということを発見した。ＹＢＣＯは、化学式ＹＢａ₂Ｃｕ₃Ｏ₇を持つ結晶性化合物である。ＹＢＣＯは、窒素の沸点よりも高い温度で超伝導を達成することが分かった。具体的に説明すると。ＹＢＣＯは、超伝導性の臨界温度を約９２Ｋにまで上昇させた。

以来、他の銅酸化物超伝導体が発見された。極めて重要なものとしてビスマスストロンチウムカルシウム銅酸化物、即ちＢＳＣＣＯが開発された。ＢＳＣＣＯは、一般化された化学式Ｂｉ₂Ｓｒ₂Ｃａ_nＣｕ_n+1Ｏ_2n+6-dを有する高温超伝導体の系列である。ＢＳＣＣＯは、１９８８年に発見され、希土類元素を含んでいない最初の高温超伝導体であった。

特定の種類のＢＳＣＣＯは、通常、金属イオンの数のシーケンスを用いて記載される。例えば、ＢＳＣＣＯ‐２２１２は、Ｂｉ₂Ｓｒ₂Ｃａ₁Ｃｕ₂Ｏ₈として示され、ＢＳＣＣＯ‐２２２３は、（Ｂｉ₂Ｓｒ₂Ｃａ₂Ｃｕ₃Ｏ₁₀）として示される。これらＢＳＣＣＯ物質の各々は、９０Ｋを超える臨界温度を有し、この温度は、液体窒素の沸点よりもかなり高い。ＹＢＣＯの発見の重要性は、物質を臨界温度未満に冷却するのに必要な冷媒のコストが極めて低くなったということである。

発電用のコンポーネントの構成において超伝導物質が用いられている。これら物質は、電気の流れに対する抵抗が小さい。超伝導物質は、有益には、電力ケーブル、ロータ及びステータ用の磁石等に採用可能である。標準の電気コンポーネントに代えて超伝導電気コンポーネントを用いることにより、発電から最終用途までの配電効率が規模的に同等の機器に関し、約１〜３パーセントだけ増大すると考えられる。超伝導コンポーネントの高い電流密度に鑑みて、モータ及び発電機のサイズ及び重量をこれらの従来型対抗品と比較して１／３にすることができる。

本明細書において、超伝導電気コンポーネントを使用することが提案される。かかる電気コンポーネントとしては、超伝導モータ、発電機、変圧器及び送電線が挙げられる。超伝導物質は、かかるコンポーネントの抵抗を減少させることができ、それによりＬＮＧ生産施設において電気を送ると共にこの施設において電力利用、発電及び消費効率を向上させるのに必要な材料の重量及び体積を減少させることができる。超伝導電気コンポーネントを冷却する方法も又本明細書において提供される。

超伝導コンポーネントをＬＮＧ施設において必要な大きな電気的負荷のうちの任意のものに利用することができる。かかる負荷は、大抵の場合、入口ガスを取り扱い、ＬＮＧボイルオフガスをタンク及び積み込みシステムから回収し、プラントを全体として稼働させるのに必要な電力を発生させる圧縮機を駆動するシャフトと関連している。超伝導電気コンポーネントの使用は、大型冷凍圧縮機を伝統的なガスタービン駆動冷凍圧縮機ではなく、電気モータで駆動することができるよう全電気式ＬＮＧシステムを提供する際に特に有利である。

電気モータは、ガスタービン駆動圧縮機と比較して向上した信頼性を提供する。電気モータは又、高効率複合サイクル発電プラントの使用を可能にすることによって燃料消費量及びエミッションを減少させることができる。最後に、電気の形態への発電の統合により、代表的には単価が安い大型ガスタービン駆動装置の選択によりコスト削減を得ることができる。かくして、全ての冷媒圧縮機のところにガスタービンを設けるのではなく、電気システムに電力供給する少数の大型ガスタービンを採用することができる。

超伝導コンポーネントの欠点は、これらが極低温で動作するということにある。上述したように、物質が通常の伝導と超伝導との間で移行する温度は、臨界温度と呼ばれている。いわゆる高温超伝導（ＨＴＳ）物質は、液体窒素の大気圧沸点（７７Ｋ）よりも高い臨界温度を有する物質である。今日まで知られている中で最も高い温度は、１３８Ｋである。ビスマスストロンチウムカルシウム銅酸化物（ＢＳＣＣＯ）は、約９５Ｋ〜１０７Ｋの臨界温度を有する。有益には、ＢＳＣＣＯ物質は、超伝導線材の状態に形成可能である。ＬＮＧの大気圧沸点が約１０５Ｋであるということに注目する価値がある。

超伝導物質を低温状態に保つため、冷却剤又は「冷媒」を提供しなければならない。代表的には、ＨＴＳ物質の場合、液体窒素が容易に使えるので用いられる。液体窒素は、外部供給源から得られ又は「冷凍機（cryo-cooler）」を用いて大気から作られる。窒素は、代表的には、液化のために天然ガス産出物を冷却する上で単独では用いられず、炭化水素ガス、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン又はこれら成分の混合物が用いられる。窒素は、好ましくは、１種類又は２種類以上の炭化水素ガスとの混合物に用いられ、場合によっては、純粋な形態であるが、従来の炭化水素冷凍サービスとの関連で用いられる。天然ガス液化は、商業的に大規模に行われるので、超伝導コンポーネントのために安価な冷却を調達するために有利に使用できる単価が極めて低く且つ低温の冷凍源である。

図１は、一実施形態としての液化天然ガス液化プロセスの支援に用いることができる超伝導電気システム１００の略図である。システム１００では、全ての電気コンポーネントは、効率の最大化及び軽量化のために超伝導性である。しかしながら、理解されるように、システム１００は、コンポーネントのサブセットのみ又は１つ又は２つ以上の選択された個々のコンポーネントのみが超伝導性であるように改造されても良い。本明細書で用いられる「全て非超伝導電気コンポーネント」という表現は、従来型コンポーネントと称される場合がある。

システム１００では、先ず最初に、機械的エネルギー源１１０を用意する。機械的エネルギー源１１０は、ガスタービンであるのが良い。変形例として、機械的エネルギー源１１０は、ディーゼルエンジン、蒸気タービン又はプロセスガス若しくは液体膨張タービンであっても良い。機械的エネルギー源１１０は、超伝導発電機１２０を駆動する。超伝導発電機１２０は、電力を生じさせる。

好ましくは、電力は、超伝導送電線１０により伝送される。次に、電力は、超伝導変圧器１３０により適当な配電電圧に変換され又はステップアップ又はステップダウンされるのが良い。

機械的エネルギー源１１０、発電機１２０、送電線１０及び変圧器１３０は、ＬＮＧ生産施設内の多数の電気的負荷のうちの任意のものにエネルギーを提供するよう発電ユニットとして一緒に働く。大型ＬＮＧ施設は、多数の発電ユニットをまとめて採用するのが良い。図１の構成例では、電気エネルギー又は電力は、超伝導送電線２０により電気的負荷に供給される。しかしながら、理解されるように、機械的エネルギー源１１０、発電機１２０、送電線１０及び変圧器１３０は、既存の商用送電網との提携で置き換えられても良く又は保管されても良い。この場合、送電網は、「ラストマイル（last mile）」提携として超伝導送電線２０を介して電力を送る。

ＬＮＧ生産施設の電気的負荷は、種々の電気コンポーネントを表している。かかる負荷のうちの１つは、圧縮機１４０である。圧縮機１４０は、ガス蒸気を圧縮する。蒸気入力ラインが符号１４２で示されている。この場合、圧縮機１４０は、ガス蒸気を高圧で吐出する。高圧流が符号１４４で示されている。圧縮機１４０は、種々の圧縮機のうちの任意のものであって良い。例えば、圧縮機１４０は、液化天然ガスから放出されたガス（「ボイルオフガス」と呼ばれている）を加圧する圧縮機であるのが良い。当業者であれば理解されるように、天然ガスの液化プロセスにより、付随的に、種々の段階で低温メタン又は他の冷媒の蒸発が生じる。圧縮機は、加温冷媒を圧縮するためにも使用できる。

圧縮機１４０は、超伝導モータ１４５により駆動される。モータ１４５には、超伝導送電線３０と超伝導変圧器１５０の組み合わせによって所要の電圧を供給することができる。

他の重要な電気的負荷は、天然ガス液化プラント内に存在する場合がある。これらは、追加の圧縮機を表す場合がある。図１は、２つの追加の圧縮機１６０，１８０を示している。圧縮機１６０は、例えば、第１の冷媒圧縮機であるのが良く、圧縮機１８０は、例えば、冷却水ポンプ、第２の冷媒圧縮機又は他の機械的負荷であるのが良い。

圧縮機１６０，１８０は各々、ガス流を圧縮し又は液体蒸気を圧送する。蒸気入力ラインがそれぞれ、参照符号１６２，１８２で示されている。圧縮機１６０，１８０は、この場合、ガス流を高圧で吐出する。高圧蒸気は、参照符号１６４，１８４で示されている。

圧縮機１６０，１８０は、それぞれの超伝導モータ１６５，１８５によって駆動される。モータ１６５，１８５には、超伝導送電線４０，５０の組み合わせによって所要の電力が供給され、これらモータは、対応の超伝導変圧器１７０，１９０を必要とする場合がある。かくして、追加の圧縮機１６０，１８０と関連したコンポーネントにも超伝導体が利用されるのが良い。

超伝導電気システム１００は、追加の圧縮機及びポンプ並びに関連の変圧器、モータ及びガス又は液体流を有するのが良い。これは、点線１０５で概略的に示されている。加うるに、上述したように、超伝導電気システム１００それ自体が、追加の発電ユニット、即ち、電力発生コンポーネント、例えば電気エネルギー源１１０、発電機１２０、送電線１０及び変圧器１３０を有するのが良いＬＮＧ施設の一部である。

超伝導電気コンポーネントの全ては、極低温に維持されなければならない。超伝導コンポーネントは、例えば、発電機１２０、モータ１４５，１６５，１８５、送電線３０，４０，５０及び変圧器１３０，１５０，１７０，１９０であるのが良い。これら超伝導コンポーネントは、循環冷媒によって冷却される。以下に説明する図面において、超伝導コンポーネントは、ボックス１０００で概略的にまとめて示されている。このように、以下に説明する図面では、コンポーネント１０００を冷却する流入冷媒ラインは、符号１０１０で示され、流出加温冷媒ラインは、符号１０２０で示されている。

図２は、一実施形態としての天然ガス液化施設２００のための第１の冷媒プロセスの略図である。超伝導電気コンポーネントは、ボックス１０００で示されている。電気コンポーネント１０００は、電力を発生させ又は配分するよう施設２００又はＬＮＧ処理プラントと一体化されている。

図２の施設２００では、先ず最初に、大型冷凍ユニット１０３０が見える。適当な冷凍ユニットの例としては、ろう付けアルミニウムプレートフィン型熱交換器、１組の平行多管式熱交換器又は螺旋巻き形熱交換器が挙げられる。天然ガスは、ガス供給ライン１０３２を通って冷凍ユニット１０３０に入る。オプションとして、供給ライン１０３２内の天然ガスは、１つ又は２つ以上の冷却用交換器内で周囲媒体（図示せず）により既に予備冷却されている。加うるに、供給ライン１０３２内の天然ガスの追加の予備冷却は、１つ又は２つ以上の早期段冷凍ユニット（図示せず）により行われるのが良い。かくして、冷凍ユニット１０３０は、施設２００のための液化プロセスにおける最後の又は最も低温の熱交換器であるのが良い。幾つかの場合、冷凍ユニット１０３０は、唯一の冷凍ユニットであっても良い。

冷却された天然ガスは、低温液化天然ガス又はＬＮＧとして冷凍ユニット１０３０から出る。ＬＮＧは、ＬＮＧライン１０３４を通って液化施設２００から出る。一実施形態では、ライン１０３４内のＬＮＧは、約−２６０°Ｆ（−１２６．２℃）の状態にある。ＬＮＧは、代表的には、冷凍ユニット１０３０の最も低温の箇所から出る。変形例として、ＬＮＧは、冷凍ユニット１０３０の中程度の温度の箇所のところを出ても良い。ＬＮＧは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された貯蔵タンク又は断熱タンカートラックに移される。しかしながら、当業者であれば理解されるように、ＬＮＧは、幾つかの場合、更に処理を必要とする。例えば、圧力ドラム（例えば、図６に示されているドラム６５２）を最終の冷却のため及び供給ガス又は燃料として使用できる「エンドフラッシュ」ガスを発生させるために用いられるのが良い。

冷媒は、冷凍ユニット１０３０内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒としては、成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン、ペンタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。代替的に又は追加的に、冷媒は、窒素を含む場合がある。冷媒は、ライン２１０を通って冷凍ユニット１０３０内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約１２０°Ｆ（４８．９℃）の周囲温度まで冷却される。しかしながら、プロパンを用いたそれ以上の予備冷却が適用される場合がある。その目的は、ライン２１０内の冷媒をこれよりも低い温度、例えば約−４０°Ｆ（−４０℃）まで予備冷却することにある。

ライン２１０からの冷媒は、冷凍ユニット１０３０を通って循環して送られる。冷媒循環ラインは、符号２２０で示されている。循環ライン２２０が冷凍ユニット１０３０の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン２２０は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット１０３０の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン２２０内の作動流体は、冷凍ユニット１０３０中の循環により、一実施形態では、約−１５０°Ｆ（−１０１．１℃）まで冷却される。

循環ライン２２０内の作動流体の大部分は、膨張弁２２２中に通されるのが良い。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁２２２に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン２２４を通って移動する。ライン２２４内の一段と冷却された作動流体は、一実施形態では、約−２７０°Ｆ（−１６７．８℃）である。ライン２２４内の一段と冷却された作動流体は、循環して冷凍ユニット１０３０内に戻されてライン１０３２からの天然ガス及びライン２１０からの温かい冷媒と更に熱交換する。ライン２２４を通って作動流体を再利用することにより、液化プロセスのための冷却エネルギーの保存が可能である。

温かい低圧冷媒が冷凍ユニット１０３０から出る。これは、温かい冷媒流２２６で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン２１０からの初期冷媒が予備冷却されない場合、冷媒は、約１００°Ｆ（３７．８℃）の温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン２２６内の加温冷媒の温度は、約−６０°Ｆ（−５１．１℃）であるのが良い。次に、冷媒は、再圧縮のために圧縮機２３０に通される。

当業者であれば理解されるように、変形例としての冷凍プロセスでは、冷凍ユニット１０３０は、数個の熱交換部門に分解されても良く、この場合、ライン１０３２からの到来天然ガスと別個の直列又は並列熱交換部門内の予備冷却冷媒２１０との間で熱が交換される。

ライン２２６内の冷媒は、好ましくは、圧縮機２３０への途中で、ライン１０２０を通って超伝導電気コンポーネント１０００を出た冷媒と合流する。図２の構成例では、ライン１０２０内の冷媒は、ライン２１０内の冷媒と同一である。一実施形態では、ライン１０２０内の冷媒の温度は、約−３２０°Ｆ（−１９５．６℃）から最高約−２４０°Ｆ（−１５１．１℃）までである。

当業者であれば理解されるように、ほぼ同じ温度を有する流体ラインを互いに結合することがより効率的である。ライン１０２０内の冷媒は、ライン２２６内の加温冷媒よりも極めて温度が低い。したがって、ライン１０２０内の冷媒は、実際には、冷凍ユニット１０３０を通って戻され、その後ライン２２６内の加温冷媒と合流することが好ましい。例えば、ライン１０２０内の冷媒をライン２２４のところの冷却作動流体と合流させるのが良い。これにより、システム１００は、ライン１０２０内の冷媒から得られる冷却エネルギーを利用することができる。変形例として、ライン１０２０内の冷媒を超伝導コンポーネントのための低い温度に達する必要性により、ライン２２６内の冷媒よりも低い圧力まで減圧されるのが良い。したがって、ライン１０２０は、ライン２２６内の加温冷媒との合流に先立って、圧縮機（図示せず）に冷媒を供給して圧力を等しくするのが良い。

上述したように、ライン２２６からの加温冷媒は、圧縮機２３０に送られる。圧縮機２３０は、電気モータによって駆動されるのが良い。モータ（図示せず）は、圧縮機２３０内のシャフト又は他の機械的部分を回すシャフトを有する。モータ（図示せず）は、ボックス１０００の超伝導電気コンポーネントのうちの１つであるのが良い。

冷媒は、圧縮機２３０を出ると、ライン２３２を通って流れ、そして冷却のために熱交換器２４０ａに送られる。熱交換器２４０ａは、冷却のために周囲媒体を用いることができる。上述したように、冷媒は、代表的には、約１２０°Ｆの温度まで冷却される。好ましくは、冷媒は、更に、第２の熱交換器２４０ｂに通される。上述したように、別の冷媒系による一段の予備冷却により、冷媒が冷却される。プロパン冷媒系の場合、ライン２３２からの冷媒は、これよりも低い温度、例えば約−４０°Ｆまで冷却されるのが良い。かくして、低温冷媒流２１０が再び作られる。

ライン２２０内の冷媒に戻ってこれを参照すると、部分的に伝達された冷媒の一部分は、スリップ流２２５として保存される。スリップ流２２５中の冷媒の温度は、ライン２２０内の冷媒の温度と同じであり、即ち、約−１５０°Ｆである。スリップ流２２５は、膨張弁２２８に通され、冷媒が一段と冷却される。変形例として、水車又はガスエキスパンダを膨張弁２２８内に代えて用いても良い。いずれの場合においても、一層冷却された冷媒は、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる流入冷媒ライン１０１０になる。ライン１０１０内の冷媒は、超伝導コンポーネントに関する臨界温度未満に冷却されなければならない。一実施形態では、膨張弁２２８（又は他の冷却装置）は、流入冷媒ライン１０１０の冷媒を約−３２０°Ｆ（−１９５．６℃）に冷やす。

液化施設２００では、ライン１０３２からの天然ガスを冷やすために用いられる冷媒は、超伝導コンポーネント１０００を冷却するための流入冷媒ライン１０１０内で用いられる冷媒でもあることが理解できる。これは又、超伝導電気コンポーネント１０００のためのすぐに利用できる且つ安価な冷却剤源となる。

理解されるように、図２に示されている冷却プロセスでは、超伝導コンポーネント１０００がＬＮＧ冷媒流２２５の膨張により達成可能な温度よりも高い臨界温度を有することが必要である。したがって、窒素系の冷媒が図２の施設２００において最も適当な冷媒であると言える。

一実施形態では、施設２００は、分離器、例えば重力分離器又はハイドロサイクロン（図示せず）を有する。分離器は、冷媒が物質の混合物である場合に用いられる。分離器は、軽い成分、例えば窒素やメタンを他の冷媒成分、例えばエタン又は重炭化水素から分離するためにライン２２４に沿って配置される。次に、軽い成分は、超伝導電気コンポーネント１０００の専用冷媒の一部又は全てとしてライン２２５を通って送られるのが良い。

始動の際、超伝導コンポーネント１０００の幾分かの初期冷却が必要な場合がある。これにより、電気システム１００は、ＬＮＧ冷凍システム２００を始動させる前に完全に機能することができる。この課題は、冷媒源を保持する貯蔵タンク１０４０を提供することにより解決できる。タンク１０４０からの冷媒は、外部冷却流としてライン１０４２を通って電気コンポーネント１０００に送られる。

タンク１０４０からの冷媒として用いられる初期作動流体は、超伝導コンポーネントの連続冷却のための通常の作業中に用いられる冷媒と同一種類のものであるのが良い。変形例として、異なる組成物を用いても良い。液体窒素は、この目的にとって好ましい冷媒である。初期作動流体は、施設２００から出口ライン１０４４を通って適当な処理に回されなければならない場合がある。この処理としては、燃料ガスオンサイトとしての使用が挙げられる。窒素又はヘリウムの場合、これら物質は、単に逃がしても良い。軽い炭化水素の場合、この物質を燃やしても良い。

一観点では、ライン１０４２を通って運ばれる初期作動流体の温度は、後のＬＮＧスリップ流２２５の温度よりも温かい。それにもかかわらず、初期作動流体の温かい温度は、電気コンポーネント１０００を予備冷却してこれらの電気抵抗を実質的に減少させるのに十分低く、その後、低温のＬＮＧによる連続冷却が行われる。例えば、ライン１０４２を通って運ばれる初期作動流体の温度は、約−１００°Ｆ（−７３．３℃）であるのが良い。

図３は、図２のガス処理施設の変形例を記載している。図３は、天然ガス液化施設３００のための冷凍プロセスの別の略図である。施設３００は、施設２００のコンポーネントの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス１０００で示されている。電気コンポーネント１０００は、動作電力を提供するよう施設３００と一体化されている。

この場合も又、大型冷凍ユニット１０３０が見える。天然ガスは、ガス供給ライン１０３２を通って冷凍ユニット１０３０に入る。好ましくは、供給ライン１０３２内の天然ガスは、１つ若しくは２つ以上の冷却塔内で又は１つ若しくは２つ以上の早期段冷凍ユニット（図示せず）を通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット１０３０は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。

冷やされた天然ガスは、低温液化天然ガス又はＬＮＧとして冷凍ユニット１０３０から出る。ＬＮＧは、ＬＮＧライン１０３４を通って液化施設３００から出る。一実施形態では、ライン１０３４内のＬＮＧは、約−２６０°Ｆ（−１２６．２℃）の状態にある。ＬＮＧは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された断熱貯蔵タンクに移される。しかしながら、この場合も又、ＬＮＧは、ＬＮＧの「エンドフラッシュ」のために圧力降下ドラム（図示せず）を通って更に処理されるのが良い。

冷媒は、冷凍ユニット１０３０内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒としては、成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ペンタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。施設３００の場合、窒素が好ましくは、混合物の大部分として用いられる。冷媒は、ライン３１０を通って冷凍ユニット１０３０内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約１２０°Ｆ（４８．９℃）の周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン３１０内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、ライン３１０からの冷媒を約−４０°Ｆ（−４０℃）まで冷やすのが良い。

ライン３１０からの冷媒は、冷凍ユニット１０３０を通って循環して送られる。その目的は、ライン１０３０からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うことにある。冷媒循環ラインが符号３３０で示されている。循環ライン３３０は、冷凍ユニット１０３０の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン３３０は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット１０３０の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン３３０内の作動流体は、冷凍ユニット１０３０中の循環により、一実施形態では、約−１５０°Ｆ（−１０１．１℃）まで冷やされる。図２の場合と同様、ライン１０３２内の天然ガス及びライン３１０からの温かい冷媒の冷却は、直列又は並列熱交換部門で達成可能である。

図３の施設３００では、ライン３３０内の作動流体は、全て膨張弁３３２に通される。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁３３２に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン３３４を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット１０３０内に戻されてガスライン１０３２からの天然ガス及びライン２１０からの天然ガスとの別途熱交換が行われる。図２のスリップ流２２５は、用いられない。

温かい低圧冷媒が冷凍ユニット１０３０から出る。これは、温かい冷媒流３３６で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン３１０からの初期冷媒が予備冷却されない場合、冷媒は、約１００°Ｆの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン３３６内の加温冷媒の温度は、約−６０°Ｆであるのが良い。次に、冷媒は、再圧縮のために圧縮機２３０に通される。

ライン３３６内の冷媒は、好ましくは、圧縮機２３０への途中で、ライン３２６を通って超伝導電気コンポーネント１０００を出た冷媒と合流する。一実施形態では、ライン３２６内の冷媒の温度は、ライン２２６内の冷媒の温度とほぼ同じである。

超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するため、ライン３１０から冷媒の一部分が取り出される。ライン３１２は、ライン３１０から取り出されたＬＮＧスリップ流を示している。ＬＮＧスリップ流３１２は、第２の冷凍ユニット１０５０内に差し向けられる。ライン３１２からの冷媒は、冷却のために循環して第２の冷凍ユニット１０５０に通される。

ライン３１２からの冷媒は第２の冷凍ユニット１０５０を循環させられる。冷媒は、ライン３２０を通って送られる。ライン３２０内の作動流体は、膨張弁３２８に通されるのが良い。変形例として、膨張弁３２８に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。一段と冷却された作動流体は、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するため、ライン１０１０に通される。ライン３２８中の一段と冷却された作動流体は、一実施形態では、約−３２０°Ｆの状態にある。

この冷媒は、ライン１０２０を通って超伝導コンポーネントから出る。ライン１０２０内の冷媒は、作動流体に冷却作用を与えるよう第２の冷凍ユニット１０５０に再導入される。すると、温かい低圧冷媒が第２の冷凍ユニット１０５０から出る。これは、温かい冷媒流３２６で示されている。次に、温かい冷媒は、再圧縮のために圧縮機２３０中に通される。ライン３２６内の冷媒は、圧縮機２３０への途中で、好ましくは、ライン１０２０を通って超伝導電気コンポーネント１０００から出た冷媒と合流する。加うるに、ライン３２６内の温かい冷媒は、ライン３３６からの温かい冷媒と合流する。

当業者であれば理解されるように、ほぼ同じ温度を有する流体ラインを結合することが一層効率的である。ライン３２６，３３６内の冷媒は、必ずしも同一ではないが、ほぼ同じ温度の状態にあり、約−６０°Ｆから最高約１００°Ｆまでである。幾つかの場合、ライン３２６内の冷媒は、ライン３３６内の冷媒よりも低い圧力のものであろう。したがって、ライン３２６内の流体は、ライン３３６との合流前に、ブースタ圧縮機（図示せず）により圧縮を必要とする場合がある。

上述したように、ライン３２６，３３６からの加温冷媒は、圧縮機２３０に送られる。圧縮機２３０は、電気モータによって駆動されるのが良い。モータ（図示せず）は、圧縮機２３０内のシャフト又は他の機械的部分を回すシャフトを有する。モータ（図示せず）は、ボックス１０００の超伝導電気コンポーネントのうちの１つであるのが良い。

ライン３２６，３３６からの合流状態の冷媒は、圧縮機２３０を出ると、ライン２３２を通って流れて冷却のために熱交換器３４０ａに送られる。熱交換器２４０ａは、冷却のために周囲媒体を用いるのが良い。好ましくは、冷媒は、更に、第２の熱交換器３４０ｂに通され、ここで、冷媒は、別の冷凍ユニットによって例えば約−４０°Ｆまで冷却される。かくして、低温冷媒流３１０及びスリップ流３１２が再び作られる。

理解できるように、液化施設３００では、ＬＮＧを冷やすために用いられる冷媒は、この場合も又、超伝導電気コンポーネント１０００を冷やすために用いられる。しかしながら、システム３００では、天然ガス液化のための熱交換器１０３０は、超伝導コンポーネントの冷却のために用いられる熱交換器１０５０とは別体である。かかる構成は、２つの機能相互に必要な冷凍デューティの大きな差に起因して有利である。２つの冷凍ユニット１０３０，１０５０の使用により、設計、制御及び作動が容易になる。

図４は、更に別の実施形態としての天然ガス液化施設４００のための冷凍プロセスの略図である。施設４００は、施設２００のコンポーネントのうちの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス１０００で示されている。電気コンポーネント１０００は、動作電力を提供するよう施設４００と一体化されている。

この場合も又、大型冷凍ユニット１０３０が見える。天然ガスは、ガス供給ライン１０３２を通って冷凍ユニット１０３０に入る。好ましくは、供給ライン１０３２内の天然ガスは、１つ若しくは２つ以上の冷却塔内で又は１つ若しくは２つ以上の早期段冷凍ユニット（図示せず）を通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット１０３０は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。

冷やされた天然ガスは、低温液化天然ガス又はＬＮＧとして冷凍ユニット１０３０から出る。ＬＮＧは、ＬＮＧライン１０３４を通って液化施設４００から出る。一実施形態では、ライン１０３４内のＬＮＧは、約−２６０°Ｆの状態にある。ＬＮＧは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された断熱貯蔵タンクに移される。変形例として、断熱路上タンカーを積み込んでも良い。更なる変形例として、ＬＮＧをＬＮＧの「エンドフラッシュ」及び追加の冷却のために圧力降下タンク（図示せず）中で一段と処理されても良い。

冷媒は、冷凍ユニット１０３０内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒としては、純粋窒素であっても良く、或いは純粋若しくは混合炭化水素冷媒又はヘリウムや他の低沸点ガス出会っても良い。冷媒は、ライン４４２を通って冷凍ユニット１０３０内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約１２０°Ｆの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン４４２内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、ライン４４２からの冷媒を約−４０°Ｆまで冷やすのが良い。

ライン４４２からの冷媒は、冷凍ユニット１０３０を通って循環して送られる。その目的は、ライン１０３２からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うことにある。冷媒循環ラインが符号４２０で示されている。循環ライン４２０は、冷凍ユニット１０３０の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン４２０は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット１０３０の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン４２０内の作動流体は、冷凍ユニット１０３０中の循環により、一実施形態では、約−１５０°Ｆまで冷やされる。

図４の施設４００では、ライン４２０内の作動流体は、全て膨張弁４２２に通される。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁４２２に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン４２４を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット１０３０内に戻されてガスライン１０３２からの天然ガス及びライン４４２からの元の冷媒との熱交換が別途行われる。図２の場合と同様、ライン１０３２内の天然ガス及びライン４４２からの温かい冷媒の冷却は、直列又は並列熱交換部門で達成できる。

温かい低圧冷媒が冷凍ユニット１０３０から出る。これは、温かい冷媒流４２６で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン４１０からの初期冷媒が予備冷却されない場合、冷媒流４２６の冷媒は、約１００°Ｆの温度状態にある。ライン４１０からの冷媒がプロパンで予備冷却される場合、冷媒流４２６の加温冷媒の温度は、約−６０°Ｆ（−５１．１℃）であるのが良い。次に、冷媒流４２６の冷媒は、再圧縮のために圧縮機４３０に通される。図４の施設４００では、温かい冷媒流４２６は、施設２００，３００の場合のようにライン１０２０を通って超伝導電気コンポーネント１０００から出た冷媒と合流されることはない。

温かい冷媒流４２６は、ライン４３２を通って圧縮機４３０から出る。ライン４３２内の作動流体をこれが熱交換器４４０を通過することにより一段と冷却することができる。熱交換器４４０内の冷却回路から好ましくは周囲媒体に熱が奪われる。次に、冷却された作動流体は、ライン４４２を通って冷凍ユニット１０３０に流入する。上述したように、ライン４１０から初期冷媒は、例えばプロパンによる冷凍により−４０°Ｆまで一段と予備冷却されるのが良い。

超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するため、独立した冷媒流が用いられる。これは、ライン４２５で示されている。これは、冷媒のスリップ流が施設２００，３００の場合のように用いられることがないということを意味している。独立冷媒の組成は、ライン４４２内の作動流体の組成とは異なっている。

ライン４２５内の独立冷媒は、膨張弁４２８に通されてライン４２５内の冷媒が一段と冷却される。膨張弁４２８に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、冷却された独立冷媒は、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる流入冷媒ライン１０１０になる。流入冷媒ライン１０１０内の冷媒の温度は、約−３０°Ｆである。この到来冷媒は、オプションとして、液相と気相の混合状態であっても良い。

独立冷媒は、ライン１０２０として電力システム１０００から出る。独立冷媒は、今や、加温されると共に蒸発した条件にあり、超伝導電気コンポーネント１０００との熱交換が済んでいる。独立冷媒は、約−３２０°Ｆから最高約−２４０°Ｆの温度状態にある。ライン１０２０内の独立冷媒は、圧縮機２３０に通される。圧縮された冷媒又は作動流体は、ライン２３２のところで圧縮機２３０から出る。幾つかの実施形態では、独立冷媒は、冷凍ユニット１０３０に戻って通されて追加の冷却が行われ、その後、圧縮機２３０内に送り込まれる。

次に、作動流体は、熱交換器４５０を通ることにより冷却される。熱が熱交換器４５０内の冷却回路から奪われる。作動流体は、ＬＮＧ液化プロセスに応じて、周囲媒体又は中位の温度の冷媒によって冷却されるのが良い。かくして、低温冷媒流４１０が再び作られる。幾つかの場合、ライン２３２内の作動流体の温度がライン４４２内の冷媒の温度よりも低い場合、熱交換器４４０を完全にバイパスするのが良い。

理解できるように、液化施設４００では、超伝導電気コンポーネント１０００のための冷却流１０１０は、ＬＮＧ流１０３４から物理的に分離されている。換言すると、ライン１０３２からの過冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒は、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる冷媒とは独立したループ内に存在する。超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる冷却流１０１０は、ガス供給ライン１０３２内の予備冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒４１０と同一の組成を有しても良く又はそうでなくても良い。しかしながら、冷却流１０１０は、冷凍ユニット１０３０からのＬＮＧ冷媒を用いる。独立冷媒及び圧縮機により、独立冷媒の組成及び圧力及びかくして温度を設定する際の融通性の実現が可能である。これにより、独立冷媒の温度を制御してこれを独立冷媒の要件とは無関係に、超伝導コンポーネントの臨界温度未満に維持することができる。

図４の施設４００は、超伝導コンポーネント１０００が臨界温度未満の冷却を行うための液体窒素温度を必要とするが、選択されたＬＮＧプロセスが大きな窒素冷媒ループを備えていない場合に特に有益である。

図３の場合と同様、冷媒ユニット１０３０をＬＮＧの良好な設計、制御及び作動並びに超伝導コンポーネントの冷却のための別個独立の並列熱交換器に分離されても良い。かかる実施形態では、ライン４４２内の流体は、分割され、次に並列熱交換器に差し向けられる。並列熱交換器からの温かい冷媒流は、次に互いに合流して圧縮機４３０に至る前に加温冷媒流４２６を形成する。

超伝導電気コンポーネントをＬＮＧ処理プラント中に組み込む更に別の構成例が図５に提供されている。図５は、変形実施形態としてのガス処理施設５００の略図である。施設５００は、施設２００のコンポーネントの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス１０００で示されている。電気コンポーネント１０００は、動作電力を提供するよう施設５００と一体化されている。

この場合も又、大型冷凍ユニット１０３０が見える。天然ガスは、ガス供給ライン１０３２を通って冷凍ユニット１０３０に入る。好ましくは、供給ライン１０３２内の天然ガスは、１つ若しくは２つ以上の冷却塔内で又は１つ若しくは２つ以上の早期段冷凍ユニット（図示せず）を通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット１０３０は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。

冷却された天然ガスは、低温液化天然ガス又はＬＮＧとして冷凍ユニット１０３０から出る。ＬＮＧは、ＬＮＧライン１０３４を通って液化施設５００から出る。ＬＮＧは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された断熱貯蔵タンクに移される。しかしながら、この場合も又、ＬＮＧは、ＬＮＧの「エンドフラッシュ」のために圧力降下ドラム（図示せず）を通って更に処理されるのが良い。

冷媒は、冷凍ユニット１０３０内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒は、純粋成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。窒素も又、混合物中に用いられる場合がある。冷媒は、ライン５１０を通って冷凍ユニット１０３０内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約１２０°Ｆの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン５１０内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、ライン３１０からの冷媒を約−４０°Ｆまであらかじめ冷やすのが良い。

ライン５１０からの冷媒は、冷凍ユニット１０３０を通って循環して送られる。その目的は、ライン１０３０からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うこと及びライン５１０内の冷媒を一段と冷却することにある。冷媒循環ラインが符号５２０で示されている。循環ライン５２０は、冷凍ユニット１０３０の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン５２０は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット１０３０の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン５２０内の作動流体は、冷凍ユニット１０３０中の循環により、一実施形態では、約−１５０°Ｆまで冷やされる。

図５の施設５００では、ライン５２０内の作動流体は、全て膨張弁５２２に通される。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁５２２に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン５２４を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット１０３０内に戻されてガスライン１０３２からの天然ガス及びライン５１０からの冷媒との別途熱交換が行われる。図２のスリップ流２２５は、用いられない。図２の場合と同様、ライン１０３２からの天然ガスをＬＮＧへ冷却したり、及びライン４１０からの温かい冷媒を冷却することは、別々の熱交換部門で実施可能である。

温かい低圧冷媒が冷凍ユニット１０３０から出る。これは、温かい冷媒流５２６で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン５１０からの初期冷媒が予備冷却されない場合、約１００°Ｆの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン５２６内の加温冷媒の温度は、約−６０°Ｆであるのが良い。次に、温かい冷媒流５２６の冷媒は、再圧縮のために圧縮機２３０に通される。

冷媒は、圧縮機２３０を出ると、ライン２３２を通って流れて冷却のために熱交換器５４０ａに送られる。熱交換器５４０ａは、冷却のために周囲媒体を用いることができる。好ましくは、冷媒は、更に第２の熱交換器５４０ｂに通される。かくして、低温冷媒流５１０が再び作られる。

超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するため、液化天然ガスのスリップ流がＬＮＧライン１０３４から取り出される。スリップ流は、ライン１０３６で示されている。ライン１０３６内のスリップ流は、実質的に液相の状態にあるが、代表的には、混合気相も有する。一実施形態では、スリップ流１０３６中のＬＮＧは、−２６０°Ｆの状態にある。

ライン１０３６内のスリップ流は、好ましくは、膨張弁５２８に通される。変形例として、膨張弁５２８に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。その結果として、ライン１０３６内のＬＮＧスリップ流が一段と冷却される。冷却されたＬＮＧは、流入冷媒ライン１０１０に差し向けられ、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる。

図５の施設５００では、流入冷媒ライン１０１０内の冷媒は、超伝導コンポーネント１０００を冷却し、次に、流出加温冷媒ライン１０２０として出る。加温冷媒は、この場合も又蒸発天然ガスを構成し、約−２５０°Ｆの状態にある。加温冷媒は、ライン５３４のところで到来する他の低圧極低温天然ガス流と合流する。合流した流れは、圧縮機５３０中に差し向けられ、ここで、加圧され、その後冷媒は、ライン５３２を通って放出される。低圧極低温天然ガス流は、例えば、ＬＮＧタンカーの積荷（せきか）中、タンクから押しのけられたエンドフラッシュガス又はＬＮＧ貯蔵タンクから気化したガスであるのが良い。

ライン１０４０内の天然ガスは、オプションとして、主ＬＮＧ冷凍ユニット１０３０に戻される。加うるに、ライン５３２内の加温ガスの一部分は、ライン５３６を通って差し向けられて天然ガス液化施設５００のところで燃料ガスとして用いられるのが良い。

図５の施設構成例５００では、天然ガスからの重い炭化水素成分は、超伝導コンポーネント１０００が冷却されると、液体の形態で蓄積する場合がある。もしそうでなければ、重炭化水素により、超伝導コンポーネントの臨界温度を超える冷媒温度の上昇が生じる。これら重い炭化水素成分は、液体として重力分離されてライン１００２内に集められて沈着物が除去されるのが良い。次に、ライン１００２内の蓄積した重い炭化水素液体をポンプ１０４４で加圧し、ライン１００４と天然ガス流１０３２との合流によって熱交換器１０３０に再導入するのが良い。

図５で理解できるように、施設５００では、ＬＮＧライン１０３４からのＬＮＧ製品の一部分は、超伝導電気コンポーネント１０００のための冷却用流体１０１０として用いられる。冷却用流体を循環させて圧縮機２３０をすぐに通って冷凍ユニット１０３０に戻すのではなく、ライン１０２０内の冷却用流体を別個の圧縮機５３０に送り、そしてライン５３４内の種々の低圧極低温ガス流と合流させる。ライン１０２０内の加温冷媒（これは、今や蒸発した天然ガス産出物である）と低圧極低温ガスは、合流してライン５３６になる。合流状態の天然ガスは、例えば図１の大型発電タービン１１０を点火する際の燃料に使用できる。

幾つかの場合、過剰の天然ガスは、ライン５３６を通って送られるのが良い。このことは、ＬＮＧ液化プラントがライン５３６により提供される燃料ガスの全てを必要としているわけではないということを意味している。この状況では、過剰天然ガスは、冷凍ユニット１０３０に戻されるのが良い。これは、ライン１０４０で示されている。幾つかの場合、ライン１０４０は、熱交換器１０３０を通り、その後、例えば図６ではライン６５４で示されたライン１０３２と合流する。

施設５００は、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために液化天然ガスを利用している。これは、ＬＮＧが超伝導物質の臨界温度以下に冷えるほど十分低温である場合に特に有益である。

超伝導電気コンポーネントをＬＮＧ処理プラント中に組み込む更に別の構成例が図６に提供されている。図６は、変形実施形態としてのガス処理施設６００の略図である。施設６００は、施設５００のコンポーネントの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス１０００で示されている。電気コンポーネント１０００は、動作電力を提供するよう施設６００と一体化されている。

この場合も又、大型冷凍ユニット１０３０が見える。天然ガスは、ガス供給ライン１０３２を通って冷凍ユニット１０３０に入る。好ましくは、供給ライン１０３２内の天然ガスは、１つ若しくは２つ以上の冷却塔内で又は１つ若しくは２つ以上の早期段冷凍ユニット（図示せず）を通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット１０３０は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。

冷やされた天然ガスは、低温液化天然ガス又はＬＮＧとして冷凍ユニット１０３０から出る。ＬＮＧは、ＬＮＧライン１０３４を通って液化施設６００から出る。図６の施設６００では、製品ライン１０３４内の液化天然ガスは、エンドフラッシュシステム６５０に差し向けられる。エンドフラッシュシステム６５０は、ＬＮＧ製造プロセスにとって型破りなものではない。ライン１０３４内のＬＮＧ製品は、エンドフラッシュシステム６５０の一部として、好ましくは、先ず最初に、膨張装置６１８に通される。膨張装置６１８は、例えば、弁又は水車であるのが良い。膨張装置６１８は、ＬＮＧ製品を例えば−２６０°Ｆまで一段と冷却する。次に、一段と冷却されたＬＮＧ製品は、ライン６１２を通って放出される。

ライン６１２内の一段と冷却されたＬＮＧ製品は、フラッシュドラム６５２に送られる。理解されるように、図６に示されているフラッシュドラム６５２は、概略的であるに過ぎない。実際には、フラッシュドラム６５２は、複数個の互いにほぼ同じ容器であるのが良い。ライン６３８は、一段と冷却されたＬＮＧ製品をフラッシュドラム６５２から送り出すものとして示されている。

フラッシュドラム６５２は、ＬＮＧ製品をＬＮＧ移送容器又は恐らくはより永続的な貯蔵施設への送り出しまでＬＮＧ製品を液化状態に保つ。フラッシュドラム６５２は、ＬＮＧ貯蔵圧力よりも僅かに高い圧力、即ち、渡洋船上で維持され又はより永続的な貯蔵施設内に維持される圧力に維持される。

フラッシュドラム６５２は、ＬＮＧ製品をライン６３８中に放出する。ＬＮＧ製品は、約−２６０°Ｆの状態にある。ＬＮＧ製品は、ライン６３８を通って渡洋船又はより永続的な貯蔵施設に送られる。

幾分かの天然ガス蒸気がフラッシュドラム６５２内における保持中に圧力の降下に起因して放出される。天然ガス蒸気は、「エンドフラッシュガス」と呼ばれる。エンドフラッシュガスは、ライン６５４を通って放出される。ライン６５４内のエンドフラッシュガスは、追加の冷却を行うために冷凍ユニット１０３０に送り戻される。一実施形態では、フラッシュガスは、冷凍ユニット１０３０内での冷却のための専用ライン６３０内で循環し、次に、ＬＮＧ施設６００のための燃料ガスとして用いられる。別の実施形態では、ライン１０３０内のガスの幾分か又は全ては、圧縮されて再液化のためにライン１０３２に戻されるのが良い。

超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するため、液化天然ガスのスリップ流がＬＮＧライン１０３４から取り出される。スリップ流は、ライン１０３６で示され、このスリップ流は、これがフラッシュドラム６５２を通って施設６００を出る前に抜き取られたライン１０３４からのＬＮＧの一部である。ライン１０３６内のスリップ流は、実質的に液相の状態にあるが、代表的には、混合気相をも有する。一実施形態では、ライン１０３６内のＬＮＧスリップ流は、約−２５０°Ｆの状態にある。

ライン１０３６内のスリップ流は、好ましくは、膨張弁６２８に通される。変形例として、膨張弁６２８に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。その結果、ライン１０３６内のＬＮＧスリップ流が一段と冷却される。一実施形態では、ライン１０３６からのスリップ流は、約−２６０°Ｆに冷却される。冷却されたＬＮＧ冷媒は、流入冷媒ライン１０１０に差し向けられ、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる。

流入冷媒ライン１０１０内のＬＮＧ冷媒は、超伝導電気コンポーネント１０００を通って循環して超伝導物質を臨界温度未満に維持する。次に、この冷媒は、流出冷媒ライン１０２０を通って超伝導コンポーネント１０００から出る。好ましくは、流出冷媒ライン１０２０内の冷媒は、ライン６１２と合流してフラッシュドラム６５２に入る。液体炭化水素と気体炭化水素の両方をライン１０２０を通じてパージし、冷媒温度を上昇させる場合のある重炭化水素の蓄積を回避することが重要である。

冷媒は、冷凍ユニット１０３０内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒は、純粋成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ペンタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。窒素も又、混合物中に用いられる場合がある。冷媒は、窒素を含む場合がある。冷媒は、ライン６１０を通って冷凍ユニット１０３０内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約１２０°Ｆの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン６１０内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、冷媒を例えば約−４０°Ｆまであらかじめ冷やすのが良い。

ライン６３０からのフラッシュガスの一部分は、冷媒補充のためにライン６２６内の冷媒と合流するのが良い。これは、ライン６３２で示されている。ライン６３２は、施設６００内での他の冷媒補充ガスの利用性に応じて、これがオプションであることを示すために破線で示されている。

ライン６１０からの冷媒は、冷凍ユニット１０３０を通って循環して送られる。その目的は、ライン１０３０からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うことにある。冷媒循環ラインが符号６２０で示されている。循環ライン６２０は、冷凍ユニット１０３０の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン６２０は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット１０３０の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン６２０内の作動流体は、冷凍ユニット１０３０中の循環により、一実施形態では、約−１５０°Ｆまで冷やされる。

図６の施設６００では、ライン６２０内の作動流体は、全て膨張弁６２２に通される。変形例として、水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、膨張により、ライン６２０からの作動流体は一段と冷却される。一段と冷却された作動流体は、ライン６２４を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット１０３０内に戻されてガスライン１０３２からの天然ガス及びライン６１０からの元の冷媒との熱交換が行われる。

温かい低圧冷媒が冷凍ユニット１０３０から出る。これは、温かい冷媒流６２６で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン６１０からの初期冷媒が予備冷却されない場合、ライン６２６内の冷媒は、約１００°Ｆの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン６２６内の加温冷媒の温度は、約−６０°Ｆであるのが良い。次に、加温冷媒は、再圧縮のために圧縮機２３０に通される。

図６の施設６００では、温かい冷媒流６２６は、施設２００，３００で行われているようにライン１０２０を通って超伝導電気コンポーネント１０００を出た冷媒と合流するということがない。これとは異なり、温かい冷媒流６２６は、再圧縮のために圧縮機２３０中に差し向けられる。冷媒は、圧縮機２３０を出ると、ライン２３２を通って流れ、冷却のために熱交換器６４０ａに送られる。熱交換器６４０ａは、冷却のために周囲媒体を用いることができる。好ましくは、冷媒は、更に、第２の熱交換器６４０ｂに通されて別の冷媒、例えばプロパンにより約−４０°Ｆまで予備冷却されるのが良い。かくして、低温冷媒流６１０が再び作られる。

理解できるように、図６の施設６００は、ＬＮＧそれ自体が超伝導コンポーネント１０００の冷却用流体として用いられる別の実施形態を示している。冷却用流体を循環させて圧縮機２３０をすぐに通って冷凍ユニット１０３０に戻すのではなく、冷却用流体をシステム６５０内のエンドフラッシュガスと合流させてライン６５４を通って冷凍ユニット１０３０に直接戻す。これも又、ＬＮＧ製品ライン１０３４内のＬＮＧが超伝導コンポーネント１０００を臨界温度以下に冷やすほど充分に低温である場合に有利である。

図６の施設構成例６００を改造することができる。一観点では、ＬＮＧ製品流１０３４は、ＬＮＧを生産するのに通常必要な温度、例えば−２７０°Ｆ未満に過冷却されるのが良い。次に、ＬＮＧ製品流１０３４全体は、ライン１０１０を通って冷却のために超伝導コンポーネント１０００に差し向けられるのが良い。次に、加温ＬＮＧ出口流１０２０は、膨張装置６１８に差し向けられ、次にフラッシュドラム６５２に送られるのが良い。

本発明の一観点では、蒸発したＬＮＧは、超伝導コンポーネントの冷却の際に用いられるのが良い。図７は、これが行われる一実施形態としての天然ガス液化施設７００の略図である。施設７００では、補助冷凍ユニット７７０が超伝導コンポーネントを冷却するために用いられる。補助冷凍ユニット７７０は、液化施設７００でフラッシュし又は押し退けられた低温メタンガスを利用する。

第１に、図７は、貯蔵タンク７５０を示している。貯蔵タンク７５０は、液化天然ガスをＬＮＧ船に積荷する前に液化天然ガスの一時的貯蔵手段となる。ＬＮＧ船は、参照符号７６０で示されている。ジャンパライン７５３が貯蔵タンク７５０から液化天然ガスを送り出すものとして示されている。ＬＮＧは、積荷ポンプ７５４を通り、次に、積荷ライン７５６を通り、その後ＬＮＧ船７６０に入る。

液化天然ガスがＬＮＧ船７６０に設けられているＬＮＧコンパートメントを満たすと、これは、残留蒸気をＬＮＧコンパートメントから押しのける。残留蒸気は、主として、メタンで構成されており、少量の窒素を含む。残留蒸気は、揚荷ライン７６２を通ってＬＮＧ船から放出される。揚荷ライン７６２からの残留蒸気は、次に、補助冷凍ユニット７７０に通される。

また、別個の蒸気流が貯蔵タンク７５０から得られる。これは、オーバーヘッドフラッシュライン７５８として示されている。ボイルオフガスが貯蔵タンク７５０からオーバーヘッドフラッシュライン７５８を通って流れる。次に、ボイルオフガスは、ＬＮＧ船７６０からの残留蒸気と一緒に補助冷凍ユニット７７０に運ばれる。ボイルオフガスが揚荷ライン７６２内の残留蒸気と合流するのを助けるために圧縮機（図示せず）がオプションとしてオーバーヘッドフラッシュライン７５８に沿って設けられるのが良い。

貯蔵タンク７５０からのボイルオフガス及びＬＮＧ船７６０から残留蒸気は、補助冷凍ユニット７７０内への供給のための低圧極低温天然ガス流の２つの源を表している。極低温天然ガス流は、補助冷凍ユニット７７０を通過する冷媒のための冷却エネルギーを提供する。

補助冷凍ユニット７７０のための冷却エネルギーの更に第３の源は、ドラム７５２からフラッシュすることができるエンドフラッシュガスである。ドラム７５２は、ＬＮＧライン１０３４からＬＮＧを受け取る。ライン１０３４内のＬＮＧは、主冷凍ユニット（図７には示されていない）によって配分される。フラッシュドラム７５２により、システムは、主冷凍ユニットの高い作動圧力（例えば、１０００ｐｓｉｇ）から貯蔵圧力までステップダウンすることができる。

図７は、フラッシュドラム７５２からのＬＮＧ出口ライン７５７を示している。出口ライン７５７には、液化天然ガスが入っている。図７は又、オーバーヘッドフラッシュライン７５９を示している。圧力降下がフラッシュドラム７５２内で起こると、ＬＮＧの一部が蒸発し、オーバーヘッドフラッシュライン７５９を通って捕捉される。低温蒸気の一部は、オプションとして、再液化のためにライン７１０′を通って主冷凍ユニットに運ばれる。しかしながら、低温蒸気の少なくとも何割かは、ライン７６４に通される。ライン７６４は、ライン７６２，７５８と合流し、補助冷凍ユニット７７０内に導入される。

低圧極低温天然ガス流（ライン７６２，７５８，７６４）が補助冷凍ユニット７７０を通過すると、これらは加温される。天然ガス流は、ライン７７２を通って単一流として補助冷凍ユニット７７０から出る。次に、ライン７７２からの加温天然ガス流は、ＬＮＧ施設全体のための燃料ガスとして用いられ又は再液化のために再利用される。

最後に、冷凍ループが図７に示されている。冷凍ループは、超伝導電気コンポーネント１０００を冷却するために用いられる冷媒の冷却を行う。理解できるように、流入冷媒ライン１０１０がコンポーネント１０００を冷却するために提供され、流出加温冷媒ラインが参照符号１０２０で示されている。流入冷媒ライン１０１０内の冷媒を一段と冷却するために膨張弁７２８が設けられている。冷媒は、ライン１０２０を通ってループをなして補助冷凍ユニット７７０内に戻される。

加温冷媒は、補助冷凍ユニット７７０を通って戻り、それにより最後の僅かな低温エネルギーを取り出す。次に、冷媒は、一段と加温された冷媒としてライン７４４を通って出る。ライン７４４内の一段と加温された冷媒は、圧縮機７３０に通され、次にライン７３２を通って出る。冷媒は、熱交換器７４０により予備冷却され、次に、補助冷凍ユニット７７０に送り戻される。

図７の実施形態の一利点を挙げると、このシステムは、小型であり且つ超伝導コンポーネントをこれらの臨界温度未満に維持するよう冷却負荷に良好にマッチする。加うるに、このシステムは、主液化システムとは独立して制御可能であり、超伝導コンポーネントのための冷凍システムに何らかの異常があっても、主液化プロセスを乱すことなく燃料システム内でこれを管理することができる。

ＬＮＧ液化プロセスのための電力効率を向上させる種々の施設を本明細書において開示した。効率は、超伝導電気コンポーネントをＬＮＧプラントのための発電に組み込むことにより向上する。超伝導コンポーネントは、ＬＮＧプラントで既に利用可能な流れ及び圧縮部門を利用することができる。また、発電への超伝導電気コンポーネントの使用により、ＬＮＧプラントの建造又は拡張のための資本費が減少する。

また、発電への超伝導電気コンポーネントの使用により、ＬＮＧ生産に必要な機器のスペース及び重量が減少する。これは、オフショア用途では特に有益である。任意の用途において、本明細書において開示した本発明は、ＬＮＧ生産と関連した単価の安い冷凍を活用して超伝導コンポーネントに安価な冷却を提供する。本発明は、或る特定の実施形態では、ガス駆動タービン又は複合サイクルタービンを超伝導電気モータ、発電機、変圧器、送電導体又はこれらの組み合わせで置き換えることにより効率を一段と向上させると共に温室ガスエミッションを一段と減少させる。

超伝導電気コンポーネントの使用により、ＬＮＧ処理施設の電気コンポーネントの電気効率を従来型電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して少なくとも１パーセント向上させることができると考えられる。効率の向上は、単位電力当たりのＬＮＧ又は単位燃料需要当たりのＬＮＧ若しくは単位エミッション当たりのＬＮＧ中の天然ガスの液化効率の向上の点において表すことができる。これら測定値の各々を超伝導電気コンポーネントの使用により増大させることができ、電気コンポーネントは、従来型電気コンポーネントと比較して少なくとも１パーセント、好ましくは少なくとも３パーセント向上する。

以下の実施態様Ａ〜ＬＬは、本明細書において提供される施設を更に説明している。

〔実施態様項Ａ〕：天然ガス処理施設であって、
電力源を有し、
液化天然ガスを加温し又は天然ガスを液化温度に冷却する主ユニットを有し、
熱交換媒体を前記主処理ユニットに送る第１の冷媒入口ラインを有し、
天然ガスを前記主処理ユニットに送る天然ガス入口ライン有し、
天然ガス出口ラインを有し、
少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを有し、前記超伝導電気コンポーネントには、非超伝導電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して前記超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも１パーセント向上させるよう超伝導物質が用いられ、
前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持するための冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインを有し、
前記冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントから放出する流出冷媒ラインを有する、天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｂ〕：前記施設は、天然ガス液化施設であり、前記主処理ユニットは、主冷凍ユニットであり、前記熱交換媒体は、第１の冷媒であり、前記天然ガス出口ラインは、実質的に液化された天然ガスを前記主冷凍ユニットから放出するためのものである、実施態様項Ａ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｃ〕：前記電力源は、送電網、少なくとも１つのガスタービン発電機、蒸気タービン発電機、ディーゼル又はこれらの組み合わせを含む、実施態様項Ａ又はＢ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｄ〕：前記天然ガス入口ラインからの前記天然ガスは、前記主処理ユニット内への導入前に予備冷却される、実施態様項Ａ〜Ｃのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｅ〕：前記主冷凍ユニットは、最終の冷凍ユニットである、実施態様項Ｂ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｆ〕：前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントは、１つ又は２つ以上のモータ、１つ又は２つ以上の発電機、１つ又は２つ以上の変圧器、１つ又は２つ以上の開閉装置、１つ又は２つ以上の変速駆動装置、１つ又は２つ以上の送電導体又はこれらの組み合わせを含む、実施態様項Ａ〜Ｅのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｇ〕：天然ガスの液化又はガス化のための施設を支持するオフショアユニットを更に有し、前記オフショアユニットは、浮船、船舶形容器又は海底に基礎を置く機械的構造体を含む、実施態様項Ａ〜Ｆのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｈ〕：前記超伝導電気コンポーネントは、（ｉ）同等の非超伝導コンポーネントの重量の少なくとも約１／３以下である重量を有し、（ｉｉ）同等の非超伝導コンポーネントのフットプリントの少なくとも約１／３以下であるフットプリントを有し、或いは（ｉｉｉ）これら両方を有する、実施態様項Ａ〜Ｇのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｉ〕：前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントは、シャフトを回転させるモータを含み、
前記シャフトは、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの機械的コンポーネントを回す、実施態様項Ａ〜Ｈのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｊ〕：前記施設は、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する複数個の圧縮機及びポンプを有し、
前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントは、シャフトをそれぞれ回す複数個のモータを含み、
前記シャフトはそれぞれ、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの対応の機械的コンポーネントを回す、実施態様項Ｂ〜Ｉのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｋ〕：前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記冷媒は、液化天然ガス、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン、窒素又はこれら物質の混合物を含む、実施態様項Ａ〜Ｊ記載の天然ガス処理施設
〔実施態様項Ｌ〕：冷媒スリップラインを更に有し、前記冷媒スリップラインは、第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる前記流入冷媒ラインに第１の冷媒の一部分を送り、前記第１の冷媒と前記第２の冷媒は、同一の冷媒である、実施態様項Ｂ〜Ｋのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｍ〕：前記施設は、加温された冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する加温冷媒出口ラインと、前記加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記第１の冷媒の一部分として前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する圧縮機とを更に有し、
前記加温冷媒出口ラインからの前記加温冷媒は、前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントから放出するために用いられる流出冷媒ライン内の第２の冷媒と合流し、前記加温冷媒と前記第２の冷媒は、一緒になって前記圧縮機に通される、実施態様項Ｂ〜Ｌのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｎ〕：補助冷凍ユニットを更に有し、
流入冷媒スリップラインを更に有し、前記流入冷媒スリップラインは、前記第１の冷媒入口ラインから前記第１の冷媒の一部分を取り出して前記第１の冷媒の前記一部分を第３の冷媒として前記補助冷凍ユニットに送り、
前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる流入冷媒ラインに前記第３の冷媒の一部分を送る流出冷媒スリップラインを更に有する、実施態様項Ｂ〜Ｍのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｏ〕：前記第３の冷媒と前記第２の冷媒は、同一の冷媒である、実施態様項Ｎ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｐ〕：前記補助冷凍ユニットのデューティは、前記主冷凍ユニットから独立して制御される、実施態様項Ｎ又はＯ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｑ〕：前記主冷凍ユニットは、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを有し、
前記補助冷凍ユニットは、加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出する補助加温冷媒出口ラインを有し、
前記施設は、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する第１の圧縮機を有する、実施態様項Ｂ〜Ｐのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｒ〕：前記補助加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、前記加温冷媒出口ライン内の前記主加温冷媒が前記第１の圧縮機内で再圧縮される前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、
前記補助加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、第１の冷媒として前記第１の圧縮機から放出される、実施態様項Ｑ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｓ〕：前記第２の冷媒は、前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントから放出されるために用いられる前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒は、前記補助冷凍ユニットに差し向けられる、実施態様項Ｑ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｔ〕：前記補助加温冷媒出口ライン内の出口加温冷媒は、第２の圧縮機に通され、次に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒が前記第１の圧縮機を通過する前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、それにより、前記補助冷凍ユニットと前記主冷凍ユニットとの間の独立温度制御が行われる、実施態様項Ｑ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｕ〕：前記施設は、独立した冷媒を前記主冷凍ユニットから前記第２の冷媒として前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに放出する第２の出口ラインを更に有し、
前記独立冷媒は、前記第１の冷媒とは異なる組成を有する、実施態様項Ｂ〜Ｔのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｖ〕：前記第２の冷媒は、前記臨界温度未満における前記超伝導電気コンポーネントの動作を保証するよう前記第１の冷媒入口ライン内の前記第１の冷媒とは独立して制御される前記流入冷媒ライン内の冷却温度を有する、実施態様項Ｕ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｗ〕：前記施設は、補助冷凍ユニットを更に有し、
前記補助冷凍ユニットは、前記主冷凍ユニットとは独立して前記第２の冷媒を生じさせ、
前記補助冷凍ユニットは、前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントから作動流体として放出するために用いられる前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒の少なくとも一部分を受け入れる、実施態様項Ｂ〜Ｖのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｘ〕：前記主冷媒の一部分は、前記補助冷凍ユニットに差し向けられ、
主加温冷媒出口ラインが加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出し、
主加温冷媒出口ラインが加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出し、
前記主冷凍ユニット及び前記補助冷凍ユニットからの前記主加温冷媒のための前記出口ラインは、組み合わせ加温冷媒出口ラインの状態に合体し、
前記組み合わせ加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第１の圧縮機が設けられ、前記組み合わせ加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記第１の冷媒として前記主冷凍ユニット及び前記補助冷凍ユニットに戻され、
前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒を再圧縮する第２の圧縮機が設けられ、前記第２の冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項Ｗ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｙ〕：前記施設は、
加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを更に有し、
前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第１の圧縮機を更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は部分的に冷却され、次に循環して前記第２の冷媒として前記主冷凍ユニットに戻され、
前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒を再圧縮する第２の圧縮機を更に有し、前記第２の冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項Ｕ〜Ｘのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項Ｚ〕：前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記第２の冷媒は、前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスの一部分を含み、
前記液化天然ガスの前記一部分は、スリップ流として前記天然ガス出口ラインから取り出され、
前記スリップ流は、前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送るための前記流入冷媒ラインと流体連絡状態にある、実施態様項Ｂ〜Ｙのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＡＡ〕：前記施設は、
加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを更に有し、
前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第１の圧縮機を更に有し、前記加温冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記第１の冷媒として前記主冷凍ユニット内に戻され、
前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒を再圧縮する第２の圧縮機を更に有し、前記第２の冷媒は、（ｉ）循環して再冷却のために前記主冷凍ユニット内に戻され、（ｉｉ）前記施設のための燃料ガスとして用いられ、或いは（ｉｉｉ）前記（ｉ）と前記（ｉｉ）の両方である、実施態様項Ｚ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＢＢ〕：前記天然ガス出口ライン内の前記液化天然ガスは、重い炭化水素を含み、
前記重い炭化水素は、前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送る冷却ラインから除去され、
前記除去された重い炭化水素は、前記天然ガス入口ライン内に再導入される、実施態様項ＡＡ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＣＣ〕：前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒は、循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項ＡＡ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＤＤ〕：前記施設は、
（ｉ）前記天然ガス出口ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、（ｉｉ）前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、（ｉｉｉ）前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又は永続的なオンショア貯蔵所に送り、（ｉｖ）エンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出するエンドフラッシュシステムを更に有し、
前記第２の冷媒は、前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントの冷却後、前記エンドフラッシュシステムに差し向けられる、実施態様項Ａ〜ＣＣのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＥＥ〕：前記エンドフラッシュガスは、循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項ＤＤ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＦＦ〕：前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒は、前記エンドフラッシュガスと合流する、実施態様項Ｚ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＧＧ〕：前記天然ガス出口ライン内の液化天然ガスは、前記主冷凍ユニット内で前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントの臨界温度未満に過冷却され、
前記過冷却液化天然ガスの少なくとも一部分は、前記第２の冷媒として用いられ、
前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒は、（ｉ）前記天然ガス出口ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、（ｉｉ）前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、（ｉｉｉ）前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又は永続的なオンショア貯蔵所に送り、（ｉｖ）エンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出するエンドフラッシュシステム中に導入される、実施態様項Ｂ〜ＦＦのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＨＨ〕：冷媒源を保持する貯蔵装置と、
前記冷媒源を冷却し、前記冷媒源を前記施設の始動の際に前記超伝導電気コンポーネントに放出する膨張装置とを更に有する、実施態様項Ａ〜ＧＧのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＩＩ〕：前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒からガスを放出し、（ｉ）前記ガスを前記施設のための燃料として送り、（ｉｉ）前記ガスを再液化のために前記主冷凍ユニットに送り戻し、又は（ｉｉｉ）前記ガスを逃がす出口ラインを更に有する、実施態様項Ａ〜ＨＨのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＪＪ〕：ボイルオフ天然ガスは、ＬＮＧ貯蔵タンク、積み込みライン、ＬＮＧ船の積み込み中に押しのけられる蒸気、又はこれらの組み合わせから回収され、そして前記第２の圧縮機への供給前に前記第２の冷媒出口ラインと合流する、実施態様項ＡＡ記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＫＫ〕：前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスは、ＬＮＧエンドフラッシュガスを生じさせ、
前記第２の冷媒は、（ｉ）ＬＮＧエンドフラッシュガス、（ｉｉ）ＬＮＧ貯蔵タンクの沸騰から生じたガス、（ｉｉｉ）積み込みライン内のボイルオフ天然ガスから生じたガス、（ｉｖ）ＬＮＧ船の積み込み中に押しのけられたガス又は（ｖ）これらの組み合わせとの熱交換の際に冷やされることにより冷却される、実施態様項Ａ〜ＪＪのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。
〔実施態様項ＬＬ〕：従来型電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して前記超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも１パーセント向上させることは、（ｉ）単位電力当たりのＬＮＧ、（ｉｉ）単位燃料需要当たりのＬＮＧ又は（ｉｉｉ）単位エミッション当たりのＬＮＧの面における天然ガスの液化効率を向上させることから成る、実施態様項Ａ〜ＫＫのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。

本明細書において説明した本発明は、上述の利益及び利点を達成するよう十分に計算されていることは明らかであるが、本発明は、その精神から逸脱することなく、改造、変形及び変更が可能であることは理解されよう。

Claims (10)

1. 天然ガス液化施設であって、
   電力源と、
   天然ガスを液化温度に冷却する主冷凍ユニットと、
   第１の冷媒を前記主冷凍ユニットに送る第１の冷媒入口ラインと、
   天然ガスを前記主冷凍ユニットに送る天然ガス入口ラインと、
   実質的に液化された天然ガスを前記主冷凍ユニットから放出する天然ガス出口ラインと、
   少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントであって、該超伝導電気コンポーネントには、非超伝導電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して該超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも１パーセント向上させるよう超伝導物質が用いられた超伝導電気コンポーネントと、
   前記主冷凍ユニットからの液化天然ガスを、前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持するための第２の冷媒として、前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインと、
   前記第２の冷媒として使用された前記液化天然ガスを、前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントから放出する流出冷媒ラインと、を有する、天然ガス液化施設。
2. 前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントは、１つ又は２つ以上のモータ、１つ又は２つ以上の発電機、１つ又は２つ以上の変圧器、１つ又は２つ以上の開閉装置、１つ又は２つ以上の変速駆動装置、１つ又は２つ以上の送電導体又はこれらの組み合わせを含む、請求項１記載の天然ガス液化施設。
3. 前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記第２の冷媒として使用される前記液化天然ガスは、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン、窒素又はこれら物質の混合物を含む、請求項１又は２記載の天然ガス液化施設。
4. 前記天然ガス液化施設は更に、ラインを有し、該ラインは、天然ガスを液化するための前記第１の冷媒の流れを分岐させて前記第２の冷媒を得ることにより、共通の冷媒で天然ガスを液化して超伝導電気コンポーネントを冷却するための循環ラインを少なくとも備え、該ラインは前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送る、請求項１−３のいずれか１項に記載の天然ガス液化施設。
5. 前記天然ガス液化施設は、加温された冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する加温冷媒出口ラインと、前記加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記第１の冷媒の一部分として前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する圧縮機とを更に有し、
   前記加温冷媒出口ラインからの前記加温冷媒は、前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントから放出するために用いられる流出冷媒ライン内の第２の冷媒と合流し、前記加温冷媒と前記第２の冷媒は、一緒になって前記圧縮機に通される、請求項４記載の天然ガス液化施設。
6. 前記天然ガス液化施設は更に、
   補助冷凍ユニットと、
   流入ラインであって、該流入ラインは、前記第１の冷媒入口ラインから前記第１の冷媒の一部分を取り出して前記第１の冷媒の前記一部分を第３の冷媒として前記補助冷凍ユニットに送る、流入ラインと、
   前記第２の冷媒を前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる前記流入冷媒ラインに前記第３の冷媒の一部分を送る流出ラインを更に有する、請求項１記載の天然ガス液化施設。
7. 前記主冷凍ユニットは、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを有し、
   前記補助冷凍ユニットは、加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出する補助加温冷媒出口ラインを有し、
   前記天然ガス液化施設は、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する第１の圧縮機を有する、請求項６記載の天然ガス液化施設。
8. 前記補助加温冷媒出口ライン内の加温冷媒は、第２の圧縮機に通され、次に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒が前記第１の圧縮機を通過する前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、それにより、前記補助冷凍ユニットと前記主冷凍ユニットとの間の独立温度制御が行われる、請求項７記載の天然ガス液化施設。
9. 前記天然ガス出口ライン内の液化天然ガスは、前記主冷凍ユニット内で前記少なくとも１つの超伝導電気コンポーネントの臨界温度未満に過冷却され、
   前記過冷却液化天然ガスの少なくとも一部分は、前記第２の冷媒として用いられ、
   前記流出冷媒ライン内の前記第２の冷媒は、（ｉ）前記流出冷媒ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、（ｉｉ）前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、（ｉｉｉ）前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又はオンショア貯蔵所に送り、（ｉｖ）エンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出する、エンドフラッシュシステム中に導入される、請求項８記載の天然ガス液化施設。
10. 前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスは、ＬＮＧエンドフラッシュガスを生じさせ、
    前記第２の冷媒は、（ｉ）ＬＮＧエンドフラッシュガス、（ｉｉ）ＬＮＧ貯蔵タンクの沸騰から生じたガス、（ｉｉｉ）積み込みライン内のボイルオフ天然ガスから生じたガス、（ｉｖ）ＬＮＧ船の積み込み中に押しのけられたガス又は（ｖ）これらの組み合わせとの熱交換の際に冷やされることにより冷却される、請求項１記載の天然ガス液化施設。

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