JP6561196B2 - 天然ガス給送ストリームを予冷することによるｌｎｇ生産システムにおける効率増大 - Google Patents

Description

〔関連出願への相互参照〕
この出願は、本明細書に引用によりその全体が組み込まれている「天然ガス給送ストリームを予冷することによるＬＮＧ生産システムおける効率増大」という名称の２０１５年７月１５日出願の米国特許出願第６２／１９２，６５７号の優先権利益を主張するものである。

この出願は、この出願と同じ本発明者及び譲受人を有し、かつそれと同じ日付に出願され、本明細書に引用によりその開示が全体的に組み込まれている「温室効果ガス除去を備えた液化天然ガス生産システム及び方法」という名称の米国仮特許出願第６２／１９２，６５４号明細書に関連している。

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を形成するための天然ガスの液化に関し、より具体的には、主要施設の建設及び／又は保守、及び／又は従来型ＬＮＧプラントの環境影響に弊害がある場合がある遠隔又は敏感な区域でのＬＮＧの生産に関する。

ＬＮＧ生産は、天然ガスの豊富な供給を有する場所から天然ガスの強い需要を有する遠くの場所まで天然ガスを供給する急速成長中の手段である。従来型ＬＮＧサイクルは、ａ）水、硫黄化合物、及び二酸化炭素のような汚染物質を除去するための天然ガス資源の初期処理と、ｂ）自己冷凍、外部冷凍、又は希薄オイルなどを含む様々な可能な方法によるプロパン、ブタン、ペンタンなどのような一部のより重い炭化水素ガスの分離と、ｃ）ほぼ大気圧及び約−１６０℃でＬＮＧを形成するための実質的に外部冷凍による天然ガスの冷凍と、ｄ）この目的に対して設計された船又はタンカーによるＬＮＧ製品の市場場所への輸送と、ｅ）天然ガス顧客に流通することができる加圧天然ガスへのＬＮＧの再加圧及び再ガス化とを含む。従来型ＬＮＧサイクルの段階（ｃ）は、通常は、実質的な炭素及び他のエミッションを排出する大型ガスタービンドライバによって多くの場合に給電される大型冷凍圧縮機の使用を必要とする。数十億米ドルの大型資本投資及び大規模なインフラストラクチャが液化プラントの一部として必要である。従来型ＬＮＧサイクルの段階（ｅ）は、一般的に、低温ポンプを使用して必要な圧力までＬＮＧを再加圧する段階と、次に、中間流体を通してであるが最終的には海水を通して熱を交換することにより、又は天然ガスの一部分を燃焼させてＬＮＧを加熱かつ気化させることによってＬＮＧを加圧天然ガスに再ガス化する段階とを含む。一般的に、低温ＬＮＧの利用可能なエネルギは利用されない。

液化窒素ガス（「ＬＩＮ」）のような異なる場所で生成される冷間冷媒は、天然ガスを液化するのに使用することができる。ＬＮＧ−ＬＩＮ概念として公知の工程は、少なくとも上記段階（ｃ）が、開ループ冷凍供給源として液体窒素（ＬＩＮ）を実質的に使用する天然ガス液化工程によって置換され、かつ上記段階（ｅ）が、低温ＬＮＧのエネルギを利用して窒素ガスの液化を容易にし、資源場所にその後に輸送されてＬＮＧの生産のための冷凍供給源として使用することができるＬＩＮを形成するように修正された非従来型ＬＮＧサイクルに関連している。米国特許第３，４００，５４７号明細書は、液体窒素又は液体空気を市場から天然ガスを液化するのにそれが使用される現場まで出荷する段階を説明している。米国特許第３，８７８，６８９号明細書は、ＬＮＧを生産するための冷凍供給源としてＬＩＮを使用する工程を説明している。米国特許第５，１３９，５４７号明細書は、ＬＩＮを生産するための冷媒としてのＬＮＧの使用を説明している。

ＬＮＧ−ＬＩＮ概念は、資源場所から市場場所までの船又はタンカーによるＬＮＧの輸送と市場場所から資源場所までのＬＩＮの逆輸送とを更に含む。同じ船又はタンカーの使用と恐らくは共通陸上タンク設備の使用とは、費用と必要なインフラストラクチャとを最小にすると予想される。その結果、ＬＩＮによるＬＮＧの何らかの汚染及びＬＮＧによるＬＩＮの何らかの汚染が予想される場合がある。ＬＩＮによるＬＮＧの汚染は、パイプラインのための天然ガス仕様（「米国連邦エネルギ規制委員会」によって公布されたもののような）としての主要な問題にならない可能性が高く、類似の流通手段は、何らかの不活性ガスが存在することを考慮している。しかし、資源場所でのＬＩＮは、最終的に大気に放出されることになるので、ＬＮＧによるＬＩＮの汚染（「二酸化炭素」の２０倍を超える影響力の強い温室効果ガス）は、そのような放出に許容可能なレベルまで低減しなければならない。タンクの残留内容物を除去する技術は公知であるが、それは、ガス状窒素（ＧＡＮ）を放出する前に資源場所でのＬＩＮ又は気化した窒素の処理を回避するのに必要な低レベルの汚染を達成するのに経済的ではなく又は環境的に受け入れられない場合がある。

米国特許出願公開第２０１０／０２５１７６３号明細書は、冷媒としてＬＩＮ及び液化二酸化炭素（ＣＯ₂）の両方を使用するＬＮＧ液化工程の変形を説明している。ＣＯ₂はそれ自体温室効果ガスであるが、液化ＣＯ₂は、ＬＮＧ又は他の温室効果ガスと貯蔵又は輸送施設を共有することになる可能性は低いので、汚染の可能性は少ない。しかし、ＬＩＮは、上述のように同様に汚染される場合があり、得られるＧＡＮストリームを放出する前に除染しなければならない。これに加えて、ＬＮＧ液化システムは、ＬＩＮの気化によって提供されるワンススルー冷凍に加えて、プロパン、混合成分、又は他の閉冷凍サイクルを用いた天然ガスの予冷によって補足される場合がある。これらの場合に、ＧＡＮを放出する前にガス状窒素の除染が依然として要求される場合がある。必要とされるのは、ＬＮＧを生産するための冷却剤としてＬＩＮを使用する方法であって、ＬＩＮ及びＬＮＧが共通貯蔵施設を使用する場合にＬＩＮに存在するあらゆる温室効果ガスを効率的に除去することができる方法である。

米国仮特許出願第６２／１９２，６５４号明細書 米国特許第３，４００，５４７号明細書 米国特許第３，８７８，６８９号明細書 米国特許第５，１３９，５４７号明細書 米国特許出願公開第２０１０／０２５１７６３号明細書

本発明は、液化天然ガス生産システムを提供する。天然ガスストリームは、天然ガスのサプライから供給される。冷媒ストリームは、冷媒サプライから供給される。少なくとも１つの熱交換器が、冷媒ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換し、冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させ、かつ天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる。天然ガス圧縮機が、天然ガスストリームを少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する。天然ガス冷却機が、天然ガス圧縮機によって圧縮された後で圧縮天然ガスストリームを冷却する。天然ガス膨脹器が、天然ガス冷却機によって冷却された後で、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで圧縮天然ガスを膨脹させる。天然ガス膨脹器は、少なくとも１つの熱交換器にそれに天然ガスを供給するために接続される。

本発明はまた、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法を提供する。天然ガスストリームは、天然ガスのサプライから供給される。冷媒ストリームは、冷媒サプライから提供される。天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、冷媒ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換し、冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる第１の熱交換器を通される。天然ガスストリームは、天然ガス圧縮機内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成する。圧縮天然ガスストリームは、天然ガス圧縮機によって圧縮された後に天然ガス冷却機内で冷却される。天然ガス冷却機によって冷却された後に、圧縮天然ガスストリームは、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨脹器内で膨脹される。天然ガスは、天然ガス冷却機から少なくとも１つの熱交換器にそこで少なくとも部分的に凝結されるように供給される。

本発明は、天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法を更に提供する。天然ガスストリームは、天然ガス圧縮機内で少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成する。圧縮天然ガスストリームは、天然ガス圧縮機によって圧縮された後に天然ガス冷却機内で冷却される。天然ガス冷却機によって冷却された後に、圧縮天然ガスストリームは、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨脹器内で膨脹される。天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、液化窒素ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換して液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させ、かつ天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる第１の熱交換器を通される。液化窒素ストリームは、第１の熱交換器を通して少なくとも３回循環される。少なくとも部分的に気化した窒素ストリームの圧力は、少なくとも１つの膨脹機サービスを使用して低減される。蒸留塔及び熱ポンプ凝縮機、及び再沸騰機システムを含む温室効果ガス除去ユニットが提供される。蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝結温度は上昇する。蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔のボトムストリームは、交差交換されて蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器デューティ及びボトム再沸騰器デューティの両方に影響を与える。減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成するための交差交換段階後の蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力は低減される。減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームは、分離されて第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する。第１の分離器オーバーヘッドストリームは、温室効果ガスが除去されて温室効果ガス除去ユニットを出るガス状窒素である。第１の分離器オーバーヘッドストリームは、大気に放出される。

唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 唯一の冷媒として液体窒素を使用する天然ガスを液化してＬＮＧを形成するシステムの概略図である。 補足冷凍システムの概略図である。 天然ガスを液化してＬＮＧを形成する方法のフローチャートである。 天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法のフローチャートである。

本明細書に採用された好ましい実施形態及び定義を含む本発明の様々な具体的実施形態及びバージョンをここで以下に説明する。以下の詳細説明は、特定の好ましい実施形態を与えるが、当業者は、それらの実施形態が例示的に過ぎず、本発明は他の方法を使用して実施することができることを認めるであろう。「本発明」へのあらゆる参照は、特許請求の範囲によって定められる実施形態の１又は２以上であるが必ずしも全てではないものを指す場合がある。見出しの使用は便宜目的に過ぎず、本発明の範囲を限定するものではない。明瞭化及び簡略化のために、いくつかの図内の類似の参照番号は、類似の品目、段階、又は構造を表し、全ての図において詳細に説明しない場合がある。

本明細書の詳細説明及び特許請求の範囲内の全ての数値は、「ほぼ」又は「約」指示値によって修正され、かつ当業者によって予想される実験誤差及び変動を考慮している。

本明細書に使用される時に、「圧縮機」は、仕事の印加によってガスの圧力を増大する機械を意味する。「圧縮機」又は「冷媒圧縮機」は、ガスストリームの圧力を増大することができるあらゆるユニット、デバイス、又は装置を含む。これは、単一圧縮工程又は段階を有する圧縮機、又は多段圧縮又は段階を有する圧縮機、又はより具体的に単一ケーシング又はシェル内の多段圧縮機を含む。圧縮されることになる気化ストリームは、異なる圧力で圧縮機に提供することができる。冷却工程の一部の段又は段階は、並列、直列、又は両方で１よりも多い圧縮機を伴う場合がある。本発明は、特にあらゆる冷媒回路における１又は複数の圧縮機のタイプ又は配置又はレイアウトによって限定されない。

本明細書に使用される時に、「冷却」は、あらゆる適切な、望ましい、又は必要な量だけの物質の温度及び／又は内部エネルギの低下及び／又は下降を広く意味する。冷却は、少なくとも約１℃、少なくとも約５℃、少なくとも約１０℃、少なくとも約１５℃、少なくとも約２５℃、少なくとも約３５℃、又は少なくとも約５０℃、又は少なくとも約７５℃、又は少なくとも約８５℃、又は少なくとも約９５℃、又は少なくとも約１００℃の温度低下を含むことができる。冷却は、蒸気発生、熱水加熱、冷却水、空気、冷媒、他の工程ストリーム（統合）、及びそれらの組合せのようなあらゆる適切なヒートシンクを使用することができる。１又は２以上の冷却ソースは、望ましい出口温度に到達するように組み合わせる及び／又はカスケード式にすることができる。冷却段階は、あらゆる適切なデバイス及び／又は機器を有する冷却ユニットを使用することができる。一部の実施形態により、冷却は、１又は２以上の熱交換器を用いるような間接的熱交換を含むことができる。代替では、冷却は、気化（又は気化の熱）冷却及び／又は液体が工程ストリーム内に直接噴霧されるような直接熱交換を使用することができる。

本明細書に使用される時に、用語「膨脹デバイス」は、一列の流体（例えば、液体ストリーム、蒸気ストリーム、又は液体及び蒸気の両方を含有する多相ストリーム）の圧力を低減するのに適切な１又は２以上のデバイスを指す。具体的に特定のタイプの膨脹デバイスを指定した場合を除き、膨脹デバイスは、（１）少なくとも部分的に等エンタルピー手段による場合があり、又は（２）少なくとも部分的に等エントロピー手段による場合があり、又は（３）等エントロピー手段及び等エンタルピー手段の両方の組合せである場合がある。天然ガスの等エンタルピー膨脹に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、かつ一般的に、以下に限定されるものではないが、例えば、弁、制御弁、ジュール−トムソン（Ｊ−Ｔ）弁、又はベンチュリデバイスのような手動又は自動的に起動される絞りデバイスを含む。天然ガスの等エントロピー膨脹に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、かつ一般的にそのような膨脹から仕事を抽出又は導出する膨脹機又はターボ膨脹機のような機器を含む。液体ストリームの等エントロピー膨脹に適切なデバイスは、当業技術で公知であり、かつ一般的にそのような膨脹から仕事を抽出又は導出する油圧膨脹機、油圧膨脹機、液体タービン、又はターボ膨脹機のような機器を含む。等エントロピー手段と等エンタルピー手段の両方の組合せの例は、並列のジュール−トムソン弁及びターボ膨脹機である場合があり、これは、Ｊ−Ｔ弁及びターボ膨脹機をいずれか単独に使用するか又は両方を同時に使用する機能を提供する。等エンタルピー又は等エントロピー膨脹は、全て液相、全て蒸気相、又は混合相で行うことができ、かつ蒸気ストリーム又は液体ストリームから多相ストリーム（蒸気相及び液相の両方を有するストリーム）への又はその初期相とは異なる単一相ストリームへの相変化を促進するように行うことができる。本明細書の図面の説明では、あらゆる図面における１よりも多い膨脹デバイスへの参照は、必ずしも各膨脹デバイスが同じタイプ又はサイズであることを意味するとは限らない。

用語「ガス」は、「蒸気」と同義的に使用され、かつ液体又は固体状態と区別してガス状の物質又は物質の混合物として定義される。同様に、用語「液体」は、ガス又は固体状態と区別して液体状態の物質又は物質の混合物を意味する。

「熱交換器」は、少なくとも２つの異なる流体間のような１つの媒体から別の媒体まで熱エネルギ又は冷熱エネルギを伝達することができるあらゆるデバイスを広く意味する。熱交換器は、「直接熱交換器」及び「間接熱交換器」を含む。従って、熱交換器は、並流又は逆流熱交換器、間接熱交換器（例えば、螺旋巻き熱交換器又はろう付けアルミニウムプレートフィンタイプのようなプレートフィン熱交換器）、直接接触熱交換器、シェル・アンド・チューブ熱交換器、螺旋、ヘアピン、コア、コア・アンド・ケトル、プリント回路、二重パイプ、又はあらゆる他のタイプの公知の熱交換器のようなあらゆる適切な設計のものとすることができる。「熱交換器」はまた、そこを通る１又は２以上のストリームの通過を可能にし、かつ冷媒の１又は２以上のラインと１又は２以上の給送ストリームとの間の直接又は間接熱交換に影響を与えるようになったあらゆるカラム、タワー、ユニット、又は他の配置を指す場合がある。

本明細書に使用される時に、用語「間接熱交換」は、互いとの流体のいずれの物理的接触又は混合もなしに２つの流体を熱交換関係にもたらすことを意味する。コア・イン・ケトル熱交換器及びろう付けアルミニウムプレートフィン熱交換器は、間接熱交換を促進する機器の例である。

本明細書に使用される時に、用語「天然ガス」は、原油田（関連ガス）から又は地下ガス担持地層（非関連ガス）から得られる多成分ガスを指す。天然ガスの組成及び圧力は、有意に変化する場合がある。典型的な天然ガスストリームは、有意成分としてメタン（Ｃ₁）を含有する。天然ガスストリームはまた、エタン（Ｃ₂）、高分子量炭化水素、及び１又は２以上の酸性ガスを含有する場合がある。天然ガスはまた、水、窒素、硫化鉄、ワックス、及び原油のような少量の汚染物質を含有する場合がある。

ある一定の実施形態及び特徴は、１組の数値上限及び１組の数値下限を使用して説明される。別途指示がない限り、いずれかの下限からいずれかの上限までの範囲が考えられていることを認めなければならない。全ての数値は、「ほぼ」又は「約」指示値であり、当業者によって予想されると考えられる実験誤差及び変動を考慮に入れている。

この出願に列挙する全ての特許、試験手順、及び他の文書は、そのような開示がこの出願に矛盾しない範囲までかつ組み込みが許容される全ての法域に対して引用によって完全に組み込まれている。

本明細書に説明するのは、ガス状水素を放出する前にＬＩＮの残留ＬＮＧ汚染物質の実質的な部分を除去するのに１次冷媒としてワンススルーＬＩＮを使用する天然ガス液化工程に関連するシステム及び工程である。本発明の具体的実施形態は、図を参照して説明するような以下の段落に列挙するものを含む。一部の特徴は、１つだけの図（図１、２、又は３など）を特に参照して説明するが、それらは、他の図にも等しく適用可能である場合があり、かつ他の図又は以上の議論との組合せで使用される場合がある。

図１は、唯一の外部冷媒として液体窒素（ＬＩＮ）を使用して天然ガスを液化してＬＮＧを生産するシステム１０を示している。システム１０は、ＬＮＧ生産システムと呼ばれる場合がある。ＬＩＮストリーム１２は、１又は２以上のタンカー、タンク、パイプライン、又はその組合せを含むことができるＬＩＮ供給システム１４から受け入れられる。ＬＩＮ供給システム１４は、ＬＩＮ貯蔵とＬＮＧ貯蔵の間で交替サービスを行う場合がある。ＬＩＮストリーム１２は、メタン、エタン、プロパン、又は他のアルカン又はアルケンのような温室効果ガスで汚染される場合がある。ＬＩＮストリーム１２は、温室効果ガスの容積で約１％汚染される場合があるが、汚染のレベルは、ＬＩＮ貯蔵とＬＮＧ貯蔵の間で切換る前にＬＩＮ供給システムを空にしてパージするのに使用する方法に基づいて異なる場合がある。ＬＩＮストリーム１２は、ほぼ純窒素の大気圧沸点に近い約−１９６℃の温度で大気圧又はほぼ大気圧で供給される。ＬＩＮストリーム１２は、好ましい圧力が約９０ｂａｒａである約２０ｂａｒａと２００ｂａｒａの間にＬＩＮの圧力を増大するＬＩＮポンプ１６を通して送られる。このポンピング工程は、ＬＩＮストリーム１２内のＬＩＮの温度を上昇させる場合があるが、ＬＩＮは、実質的に液体形態に留まることになると予想される。加圧ＬＩＮストリーム１８は、次に、一連の熱交換器及び膨脹機を通って流れ、流入する天然ガスサプライ２０から熱を除去して天然ガスをＬＮＧに凝結させる。図１を更に参照すると、加圧ＬＩＮストリーム１８は、それが天然ガスストリーム２４を冷却する第１の熱交換器２２を通って流れる。加圧ＬＩＮストリーム１８は、次に、それが天然ガスストリームを再度冷却する第２の熱交換器２６を初めて通って流れる。

ＬＩＮが第１の熱交換器２２及び第２の熱交換器２６を通過した後に、ＬＩＮ及びあらゆる温室効果ガス汚染物質は完全に気化されて汚染ガス状窒素（ｃＧＡＮ）ストリーム２７を形成することになる。ガス状窒素が更に説明するように処理される時に、たとえそれがガス状窒素又はｃＧＡＮとして本明細書に説明するとしても完全に気化しない場合もある。簡単にするために、ガス状及び部分凝結窒素のいずれの混合気も、依然としてｃＧＡＮ又はガス状窒素として示される。

ｃＧＡＮストリーム２７は、第１の膨脹機２８に向けられる。膨脹ｃＧＡＮストリーム２９である第１の膨脹機２８の出口ストリームは、温室効果ガス除去ユニット３０に向けられる。膨脹ｃＧＡＮストリーム２９の圧力は、典型的には、窒素、メタン、エタン、プロパン、及び他の潜在的温室効果ガスの混合気であるｃＧＡＮ混合気の相包絡線に主に基づいて５ｂａｒａから３０ｂａｒａに及ぶ場合がある。一態様では、膨脹ｃＧＡＮストリーム２９の圧力は、１９と２０ｂａｒａの間であり、膨脹ｃＧＡＮストリーム２９の温度は、摂氏約−１５３度である。しかし、膨脹ｃＧＡＮストリームの圧力は、吸着、吸収、又は触媒工程のような代替除去技術が使用される場合に１ｂａｒａほどに低くすることができる。

温室効果ガス除去ユニット３０は、５００ｐｐｍ未満、又は２００ｐｐｍ未満、又は１００ｐｐｍ未満、又は５０ｐｐｍ未満、又は２０ｐｐｍ未満の温室効果ガス内容物を有するＧＡＮストリームを生成することを要求される場合がある。温室効果ガス除去ユニット３０は、８０％未満、又は５０％未満、又は２０％未満、又は１０％未満、又は５％未満の窒素内容物を有する温室効果ガス生成物ストリームを生成することを要求される場合がある。

温室効果ガス除去ユニット３０は、部分還流及び部分再沸騰蒸留塔３２を含む場合がある。蒸留塔３２は、窒素及び温室効果ガスの気化温度の差に基づいて温室効果ガス汚染物質からガス状窒素を分離する。蒸留塔の産出物は、除染したガス状窒素ストリームであるオーバーヘッドストリーム３４、及び温室効果ガス生成物ストリーム３６であるボトム生成物である。側面再沸騰機、側面凝縮機、及び中間取り出し器（図示せず）を含めて、蒸留塔３２の他の場所で生成物を除去することができる。

温室効果ガス除去ユニット３０は、蒸留塔３２に関連付けられてＬＩＮ、ＧＡＮ、ｃＧＡＮ、天然ガス、又は「ＬＮＧ生産システム」の他の部分からの又は更に補足冷凍システムからのＬＮＧ供給源との熱交換によって供給される冷却デューティを有するオーバーヘッド凝縮機を含むことができる。同様に、温室効果ガス除去ユニットは、蒸留塔３２に関連付けられてＬＩＮ、ＧＡＮ、ｃＧＡＮ、天然ガス、又は「ＬＮＧ生産システム」の他の部分又は「ＬＮＧ生産システム」に対して外部の別の工程からのＬＮＧとの熱交換によって供給される加熱デューティを有するボトム再沸騰機を含むことができる。それらのタイプの配置の欠点は、天然ガスをＬＮＧに凝結させる全体加熱及び冷却曲線上での蒸留塔凝縮機及び再沸騰機の主として凝縮及び主として沸騰タイプの加熱要件の悪影響である。これらの影響は、利用可能なＬＩＮサプライの有効性を軽減する熱交換器内の温度ピンチをもたらす場合がある。本発明により、凝縮機及び再沸騰機冷却及び加熱デューティは、再沸騰機からの利用可能な低温デューティを使用して凝縮機の必要とする高温デューティを満たすように交差交換される。これを達成するために、熱ポンプ凝縮機及び再沸騰機システムを使用して、圧縮オーバーヘッドストリームの温度が温室効果ガス生成物ストリーム３６の温度よりも高くなるように、蒸留塔オーバーヘッドストリーム３４の圧力を増大する。具体的には、熱ポンプ凝縮機及び再沸騰機システムは、オーバーヘッドストリーム３４を圧縮して加温するオーバーヘッド圧縮機３８と、オーバーヘッドストリームを冷却して温室効果ガス生成物ストリームを加温する熱ポンプ熱交換器４０と、冷却オーバーヘッドストリームの圧力を低下させてその圧力を低減する圧力低減デバイス４２とを含む。圧力低減デバイス４２は、ジュール−トムソン弁又はターボ膨脹機とすることができる。この時点で、オーバーヘッドストリームは、部分凝縮オーバーヘッドストリーム４３になっている。必要に応じて、第１の分離器４４を使用して、部分凝縮オーバーヘッドストリーム４３を分離してオーバーヘッド生成物ストリーム４５及び塔還流ストリーム４６を形成することができる。蒸留塔３２及び第１の分離器４４の両方のオーバーヘッド生成物であるオーバーヘッド生成物ストリーム４５は、メタン、エタンなどのような温室効果ガスが実質的に除染されたＧＡＮから構成され、本明細書に説明するように更に別の熱交換作動及び放出のために温室効果ガス除去ユニット３０を出る。塔還流ストリーム４６は、一部の温室効果ガスを含む場合があるので、塔還流ストリームは、更に別の分離段階のために蒸留塔３２に送り返される。

熱ポンプ凝縮機及び再沸騰機システムの他方の部分は、増加した圧力で温室効果ガス生成物ストリーム３６を熱ポンプ熱交換器４０に送出することができるボトムポンプ４８を含む。熱ポンプ熱交換器４０内で加熱された後に、温室効果ガス生成物ストリーム３６は、ここで一部は気化され、かつ部分気化温室効果ガス生成物ストリームを分離して分離温室効果ガス生成物ストリーム５４及び塔再沸騰機蒸気ストリーム５６を形成する第２の分離器５０に送ることができる。温室効果ガスポンプ５８を使用して、所要圧力で分離温室効果ガス生成物ストリーム５４をシステム１０内の別の場所に送出することができる。図１に示す実施形態では、分離温室効果ガス生成物ストリーム５４は、天然ガスストリーム２４がシステム１０のＬＮＧ製品ストリームに含まれるように第２の熱交換器２６を通過した後に、天然ガスストリーム２４と混合される。ＧＡＮの一部分を含む場合がある塔再沸騰機ストリーム５６は、更に別の分離段階のために蒸留塔３２に戻される。

実質的に除染したＧＡＮであるオーバーヘッド生成物ストリーム４５は、温室効果ガス除去ユニット３０を出て第２の熱交換器２６、並びに第２及び第３の膨脹機６０、６２を繰返し通過し、天然ガスストリーム２４を更に冷却する。図１では、高圧膨脹機（２８）、中圧膨脹機（６０）、及び低圧膨脹機（６２）として機能する３つの膨脹機が示されており、各膨脹機は、それぞれがそれを通過する窒素ストリームの圧力を低減する。実施形態では、第１、第２、及び第３の膨脹機２８、６０、６２は、ターボ膨脹機である。膨脹機は、半径方向流入タービン、部分吸気軸流タービン、完全吸気軸流タービン、往復エンジン、螺旋状スクリュータービン、又は類似の膨脹デバイスとすることができる。膨脹機は、別々の機械とすることができ、又は共通出力を有する１又は２以上の機械に組み合わせることができる。膨脹機は、発生器、圧縮機、ポンプ、水ブレーキ、又はあらゆる類似の電力消費デバイスを駆動してエネルギをシステム１０から除去するように設計することができる。膨脹機を使用して、システム１０内に使用するポンプ、圧縮機、及び他の機械を直接に駆動する（又は、ギアボックス又は他の伝達デバイスを通じて駆動する）ことができる。実施形態では、各膨脹機は、膨脹を並列又は直列、又は並列及び直列作動の組合せで作用する１又は２以上の個々の膨脹機デバイスによって行うことができる膨脹機サービスである。少なくとも１つの膨脹機又は膨脹機サービスは、システム１０を経済的に作動させることを要求され、一般的に、少なくとも２つの膨脹機サービスが好ましい。３よりも多い膨脹機サービスもこのシステムに使用され、利用可能なＬＩＮサプライによる冷凍の有効性を潜在的に更に改善することができる。

最後に第３の膨脹機６２及び第２の熱交換器２６を通過した後に、オーバーヘッド生成物ストリーム４５は、更にもう一回天然ガスストリーム２４を冷却する第３の熱交換器６４を通過する。上述のようにＧＡＮであるオーバーヘッド生成物ストリームは、ＧＡＮ放出口６６で大気に放出されるか又はそうでなければ処分される。ＧＡＮが放出される場合に、ＧＡＮプルームは、プルームのいずれかの有意な部分が地表面の近くに戻って潜在的に有害な酸素欠乏を引き起こす前に大気によって広く分配されて希釈されるように十分に浮揚性であるべきである。ＧＡＮは、本質的にゼロの相対湿度と周囲空気よりも僅かに低いだけの比重とを有する可能性が高いので、実施形態は、浮揚性を改善してＧＡＮプルームの分散を促進するように局所周囲温度よりも高いＧＡＮ放出温度を保証しなければならない。放出口及び放出口スタック設計の当業者は、プルーム分散を改善するための温度の代替を知っており、それは、スタック高さを修正すること、及び一例としてスタック設計の一部としてのベンチュリ特徴部によって提供することができるより高速のスタック出口を設けることを含む。

システム１０を通る天然ガスの経路を以下に説明する。天然ガスサプライ２０は、加圧状態で受け入れられ、又は望ましい圧力まで圧縮され、次に、直列、並列、又は直列及び並列の組合せで様々な熱交換器を通って流れて１又は複数の冷媒によって冷却される。システム１０に供給される天然ガス圧力は、典型的には、２０ｂａｒａと１００ｂａｒａの間であり、上限圧力は、熱交換機器の経済的選択によってほぼ限定される。熱交換器設計における将来の進歩により、２００ｂａｒａ又はそれよりも高い供給圧力が実行可能であると考えられる。好ましい実施形態では、天然ガス供給圧力は、約９０ｂａｒａで選択される。当業者は、天然ガス供給圧力を増大することは、一般的に、ＬＮＧ液化工程内の熱伝達効果を改善することを知っている。図１に示すように、天然ガスサプライ２０からの天然ガスは、最初に第３の熱交換器６４を通って流れる。第３の熱交換器は、システム１０の主熱交換器である第２の熱交換器２６に入る前に天然ガスを予冷する。第３の熱交換器はまた、オーバーヘッド生成物ストリーム４５内のＧＡＮを天然ガスストリームの流入温度の近くまで加熱する。第３の熱交換機器６４は、必要に応じてシステム１０から取り除くことができる。

第１の熱交換器を出た後に、天然ガスストリーム２４は、第２の熱交換器２６の圧力で冷やされて凝結され、ここで天然ガスストリームは、オーバーヘッド生成物ストリーム４５内のＧＡＮのいくつかの通路によって冷却される。天然ガスストリーム２４は、分離温室効果ガス生成物ストリーム５４と融合され、これは、上述のように、実質的に全てのＧＡＮがそこから除去された温室効果ガスである。天然ガスストリーム２４は、次に、ＬＩＮ供給システム１４からのＬＩＮを使用して天然ガスストリーム２４を冷却する第１の熱交換器２２を通過する。第１の熱交換器２２は、必要に応じてシステム１０から取り除くことができる。この時点で、天然ガスストリーム２４内の天然ガスは、実質的に完全に液化されてＬＮＧを形成している。凝結高圧ＬＮＧは、単相又は多相油圧タービン、ジュール−トムソン弁、又は類似の圧力低減デバイスを含むことができる圧力低減デバイス６８を通過する。図１は、油圧タービンの使用を示している。圧力低減デバイス６８を出たＬＮＧストリーム７０は、次に、タンク設備に貯蔵され、陸上又は水上タンカーに送出され、適切な低温パイプライン又は類似の搬送手段に送出されて最終的にＬＮＧを市場場所に送出することができる。

温室効果ガス除去ユニット３０の蒸留塔３２は、オーバーヘッド生成物ストリーム４５の温室効果ガス内容物及び温室効果ガス生成物ストリーム３６及び／又は分離温室効果ガス生成物ストリーム５４の窒素内容物に対して必要な仕様を満たすように制御することができる。一般的に、膨脹ｃＧＡＮストリーム２９の温度及び気化した割合は、相対的凝縮機及び再沸騰機デューティに影響を与えることになり、膨脹ｃＧＡＮストリーム２９のより高い気化した割合又はより高い温度は、同じ製品仕様で再沸騰機デューティを低減しながら凝縮機デューティを増大する。膨脹ｃＧＡＮストリーム２９の気化したより低い割合又はより低い温度は、反対の効果を有する。更に、熱ポンプ熱交換器４０内の熱伝導率の増加（又は減少）は、凝縮機及び再沸騰機デューティの両方を増大（又は低減）して製品仕様に影響を与える傾向がある。膨脹ｃＧＡＮストリーム２９の温度及び／又は気化した割合の両方及び熱ポンプ熱交換器４０の熱伝導率を調節するコントローラ７２は、凝縮機及び再沸騰機デューティ及び蒸留塔３２の製品仕様の両方の均衡を保つのに使用することができる（余分なエネルギの調節がオーバーヘッド圧縮機３８によって追加される）。実際に、それらの制御は、第１のターボ膨脹機２８の入口温度を調節することによって及び塔オーバーヘッド圧縮機３８の圧力増加を制御することによって達成することができる。これに代えて、システム１０の他の構成要素は、同じ成果を達成するように制御することができる。

本発明の実施形態を説明したところで、追加の態様をここで以下に説明する。図２は、図１のシステム１０と類似のＬＮＧ生産システム２００を示している。ＬＮＧ生産システム２００は、第３、第２、及び第１の熱交換器６４、２６、２２に入る前に、最適圧力及び温度まで天然ガスを加圧して冷却するのに使用される天然ガス圧縮機２０２及び天然ガス冷却機２０４を更に含む。天然ガス圧縮機２０２及び天然ガス冷却機２０４は、複数の個々の圧縮機及び冷却機、又は単一圧縮機段及び冷却機とすることができる。天然ガス圧縮機２０２は、一般的に当業者に公知の圧縮機タイプから選択することができ、遠心分離、軸線方向、スクリュー、及び往復タイプの圧縮機を含む。天然ガス冷却機２０４は、一般的に、当業者に公知の冷却機タイプから選択することができ、空気フィン、二重パイプ、シェル・アンド・チューブ、プレート・アンド・フレーム、螺旋巻き、及びプリント回路タイプの熱交換器を含む。天然ガス圧縮機２０２及び天然ガス冷却機２０４に続く天然ガス供給圧力は、上述の範囲（例えば、熱交換器設計が進歩する時に２０−１００ｂａｒａ及び２００ｂａｒａまで又はそれよりも高く）と同様にしなければならない。

図３は、ＬＮＧ生産システム２００と類似のＬＮＧ生産システム３００を示している。ＬＮＧ生産システム３００は、天然ガス圧縮機２０２及び天然ガス冷却機２０４に続いて天然ガス膨脹機３０２を追加する。天然ガス膨脹機３０２は、ターボ膨脹機又はＪ−Ｔ弁のような別のタイプの圧力低減デバイスのようなあらゆるタイプの膨脹機とすることができる。ＬＮＧ生産システム３００では、天然ガス圧縮機２０２の吐出圧力は、熱交換機器の経済的選択及び天然ガス膨脹機３０２を通じて低下した余分な圧力によって示される範囲を超えて増大させることができる。圧縮、冷却、及び膨脹の組合せは、第３の熱交換器６４又は第２の熱交換器２６に入る前に天然ガスサプライを更に予冷する。例えば、天然ガス圧縮機２０２は、天然ガスサプライを１３５ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮することができ、天然ガス膨脹機は、天然ガスの圧力を２００ｂａｒａ未満まで低減することができるが、いずれの場合も天然ガスが天然ガスを圧縮する圧力よりも高くはない。実施形態では、天然ガスストリームは、天然ガス圧縮機によって２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮される。別の実施形態では、天然ガス膨脹機は、天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨脹させる。しかし、天然ガス膨脹機３０２の下流の第３の熱交換器６４の場所は（図３に示すような）、第３の熱交換器６４を通過するＧＡＮの温度を有意に下げる。そのように冷却されたＧＡＮの温度は、局所周囲温度を遥かに下回る場合があり、それによってＧＡＮを大気に安全及び／又は効率的に放出する労力を複雑にする。

図４は、ＬＮＧ生産システム３００と類似のＬＮＧ生産システム４００を示している。ＬＮＧ生産システム４００では、第３の熱交換器６４は、天然ガスサプライ２０からの天然ガスが天然ガス圧縮機２０２を通過する前に第３の熱交換器に入るように位置付けられる。図４に示すように第３の熱交換器６４を置くことは、天然ガス圧縮機２０２に入る天然ガスの温度を低減するので、天然ガス圧縮機２０２が必要とする圧力及び電力を低減する。更に、ＧＡＮ放出口６６の温度は、図１に示す実施形態と同様になるように回復される。

図５は、ＬＮＧ生産システム３００及び４００と類似のＬＮＧ生産システム５００を示している。ＬＮＧ生産システム５００では、第３の熱交換器６４は、天然ガス圧縮機２０２と天然ガス冷却機２０４の間に位置付けられる。この配置は、ＬＮＧ生産システム４００（図４）によって提供される天然ガス圧縮機２０２の潜在的電力低減を犠牲にするが、ＧＡＮ放出温度に対する大幅な増加をもたらしてＧＡＮプルーム浮揚性及び分散を有意に改善する。この配置はまた、天然ガス冷却機２０４の冷却デューティを低減するので、天然ガス冷却機２０４及びそれに関連付けられたサポートシステム（例えば、冷却水、空気フィン電源など）のサイズ、資本費用、及び運用費用を低減する。

図６は、ＬＮＧ生産システム４００と類似のＬＮＧ生産システム６００を示している。ＬＮＧ生産システム６００では、オーバーヘッド生成物ストリーム４５内のＧＡＮは、オーバーヘッド生成物ストリームが第２の熱交換器２６、並びに第２及び第３の膨脹機６０、６２を通じて循環する時に熱ポンプシステムにおいて追加の熱ポンプ冷凍を受ける。図６に示すように、熱ポンプシステムは、窒素圧縮機６０２、窒素冷却機６０４、及び給送−排出熱交換器６０６を含み、第３の膨脹機６２の上流に追加される。窒素圧縮機６０２、窒素冷却機６０４、及び給送−排出熱交換器６０６のこの組合せの追加は、第３の膨脹機６２の入口温度の僅かな上昇と共に第３の膨脹機６２の入口において利用可能な圧力を増大する。窒素圧縮機６０２、窒素冷却機６０４、及び給送−排出熱交換器６０６のこの組合せは、第３の膨脹機６２によって生成されるパワーを増加させ、ＬＮＧ生産システム６００のこの部分を通って流れるオーバーヘッド生成物ストリーム４５内のＧＡＮから除去される熱を増大する。この組合せはまた、図４と比較して第２の熱交換器２６に再び入るより低いＧＡＮ温度をもたらし、ＬＮＧ生産システム６００において利用可能なＬＩＮサプライの有効性の上昇をもたらす。

図７は、ＬＮＧ生産システム１０と類似のＬＮＧ生産システム７００を示し、ここでは、分離温室効果ガス生成物ストリーム５４の代替用途が示されている。図１に示すように、天然ガスストリーム２４と分離温室効果ガス生成物ストリーム５４を混合することに代えて、分離温室効果ガス生成物ストリーム５４は、温室効果ガスポンプ５８において必要な圧力までポンピングされて熱交換器のうちの１又は２以上を通じて再気化された後で、燃料ガスサプライ７０２として使用することができる。一例として、図７は、第３の熱交換器６４を通過する分離温室効果ガス生成物ストリーム５４を示している。分離温室効果ガス生成物ストリームの他の用途が可能であり、一般的に当業者に公知である。

図８は、ＬＮＧ生産システム１０，２００、４００、及び６００と類似のＬＮＧ生産システム８００を示している。ＬＮＧ生産システム８００では、オーバーヘッド生成物ストリーム４５内のＧＡＮの非常に乾燥した組成を使用して、ＬＮＧ生産システム８００内の更に別の冷却を達成する。オーバーヘッド生成物ストリーム４５内のＧＡＮの乾湿冷却は、オーバーヘッド生成物ストリーム４５が図８に示すように第３の熱交換器６４を通過した後に、オーバーヘッド生成物ストリーム４５への水８０２の追加及び飽和によって水の凍結温度の摂氏数度又は摂氏約２〜５度内にそのストリームの温度を低減することができる。この時点で湿った又は飽和したＧＡＮストリーム８０４は、その低温により、第３の熱交換器６４（又は他の適切な熱交換器）を通るように再経路指定して流入天然ガスストリームを更に予冷することができる。当業者は、多くの技術がこの乾湿冷却を達成するのに利用可能であり、それは、雲霧又は他のノズルを通じた流動ＧＡＮストリーム内への水の噴霧、又は塔、円柱、又は冷却塔状デバイス内のトレイ、充填材、又は他の熱及び質量伝達デバイスの上のＧＡＮ及び水の通過を含むことを認識するであろう。これに代えて、冷却水又は別の熱伝達流体は、非常に乾燥したＧＡＮを冷却塔状デバイスに通すことによってそのような乾湿冷却を通じて更に冷やすことができる。この更に冷やした冷却水は、次に、ＬＮＧ生産システム８００内で他のストリームを予冷し、利用可能なＬＩＮサプライの有効性を高めることができる。最後に、そうでなければ非常に乾燥したガス状窒素に水蒸気を追加することは、ＧＡＮの比重を低減し、ＧＡＮが８０６で放出される場合にＧＡＮプルームの浮揚性及び分散を改善する。

含めた図の各々は、ＬＮＧ生産システム１０、２００、３００、４００、５００、６００、７００、８００の一部として温室効果ガス除去ユニット３０を示し、ここで温室効果ガス除去ユニットは、蒸留技術及び方法に基づいて示されている。代替システム及び方法を使用して、ＬＩＮサプライ１４の温室効果ガス汚染物質を除去することができる。これらの代替方法は詳細に示していないが、圧力スイング、温度スイング、又は圧力及び温度スイング吸着の組合せ、バルク吸着又は活性炭床などによる吸着を含む吸着工程、又は触媒工程を含むことができる。

開示した実施形態の熱交換器は、ＬＩＮサプライ１４を供給源とする専らＬＩＮ、ＧＡＮ、又はその組合せによって冷却されると説明した。しかし、ＬＮＧ生産システム１０内の天然ガス又は窒素と流体連通状態にない補足冷凍システムを使用することにより、開示した熱交換器のいずれの冷却機能も高めることができる。補足冷凍システムによって使用される冷媒は、あらゆる適切な炭化水素ガス（例えば、メタン、エタン、エチレン、プロパンなどのようなアルケン又はアルカン）、不活性ガス（例えば、窒素、ヘリウム、アルゴンなど）、又は当業者に公知の他の冷媒を含むことができる。図９は、冷媒としてアルゴンストリーム９０２を使用して温室効果ガス除去ユニット３０の熱ポンプ熱交換器４０に追加の冷却機能を提供する補足冷凍システム９００を示している。補足冷凍システム９００は、アルゴンストリーム９０２を適切な圧力まで圧縮する補足圧縮機９０４を含む。アルゴンストリーム９０２は、次に、冷却機９０６として図９に示す補足熱交換器を通される。アルゴンストリーム９０２は、次に、ジュール−トムソン弁又は膨脹機のような補足圧力低減デバイス９０８を通過する。アルゴンストリーム９０２は、次に、熱ポンプ熱交換器４０を通過して、蒸留塔オーバーヘッドストリーム３４内のＧＡＮの冷却労力を補足し、温室効果ガス生成物ストリーム３６内の温室効果ガスを冷却する。アルゴンストリーム９０２は、次に、上述のように補足圧縮機９０４を通って再循環する。

補足冷凍システム９００と類似の補足冷凍システムを使用して、第１の熱交換器２２、第２の熱交換器２６、第３の熱交換器６４、及び／又は給送−排出熱交換器６０６のような本明細書に開示する他の熱交換器の冷却効果を高めることができる。更に、補足冷凍システム９００の冷媒は、ＬＮＧ生産システム１０に流体的に接続されず、一部の実施形態では、冷媒は、ＬＮＧ生産システムの天然ガスストリーム及び／又は窒素ストリームを供給源とすることができる。更に、補足熱交換器９０４は、ＬＩＮストリーム１２、天然ガスストリーム２４、ｃＧＡＮストリーム２７、又は温室効果ガス生成物ストリーム３６のようなＬＮＧ生産システム１０のガスストリーム及び／又は液体ストリームと熱（又は冷たさ）を交換することができる。

図１０は、開示する態様によるＬＮＧを生産する方法１０００を示している。ブロック１００２において、天然ガスストリームは、天然ガスのサプライから提供される。ブロック１００４において、ＬＩＮストリームのような冷媒ストリームは、冷媒のサプライから提供される。ブロック１００６において、天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、冷媒ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換し、冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる第１の熱交換器を通される。ブロック１００８において、天然ガスストリームは、少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガス圧縮機内で圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１０１０において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却機内で冷却される。天然ガス冷却機によって冷却された後に、ブロック１０１２において、圧縮天然ガスストリームは、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨脹器内で膨脹される。ブロック１１０４において、天然ガス冷却機からの天然ガスは、少なくとも１つの熱交換器にそこで少なくとも部分的に凝結されるように供給される。

図１１は、天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法１１００を示している。ブロック１１０２において、天然ガスストリームは、少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガス圧縮機内で圧縮され、圧縮天然ガスストリームを形成する。ブロック１１０４において、圧縮天然ガスストリームは、天然ガス冷却機内で冷却される。天然ガス冷却機によって冷却された後に、ブロック１１０６において、圧縮天然ガスストリームは、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨脹器内で膨脹される。ブロック１１０８において、天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームは、液化窒素ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換する第１の熱交換器を通過し、液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させ、天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる。液化窒素ストリームは、少なくとも１回、好ましくは、少なくとも３回第１の熱交換器を通して循環される。ブロック１１１０において、少なくとも部分的に気化した窒素ストリームの圧力は、好ましくは、少なくとも１つの膨脹機サービスを使用して低減することができる。ブロック１１１２において、蒸留塔及び熱ポンプ凝縮機及び再沸騰機システムを含む温室効果ガス除去ユニットが与えられる。ブロック１１１４において、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝結温度は上昇する。ブロック１１１６において、蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔のボトムストリームは、蒸留塔のオーバーヘッド凝縮機デューティ及びボトム再沸騰機デューティの両方に影響を与えるために交差交換される。ブロック１１１８において、蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力は、交差交換段階後に低下し、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する。ブロック１１２０において、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームは、分離されて温室効果ガスがそこから除去されて温室効果ガス除去ユニットを出るガス状窒素の第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する。ブロック１１２２において、第１の分離器オーバーヘッドストリームは、大気に放出される。

実施形態及び態様は、天然ガスを液化するのに使用するＬＩＮストリームから温室効果ガス汚染物質を除去する有効な方法を提供するものである。本発明の利点は、温室効果ガス除去ユニット３０内の熱ポンプシステムが、窒素から温室効果ガスを分離するための外部加熱又は冷却供給源の必要性を取り除くことである。

ＬＩＮからの温室効果ガスの効率的な除去の別の利点は、ＬＩＮ貯蔵施設がＬＮＧ貯蔵施設としてより経済的に使用され、それによって天然ガス処理施設の面積フットプリントを縮小することができることである。

更に別の利点は、ガス状窒素を大気中への温室効果ガスの不要な放出なしに放出することができることである。

図１〜図１１に関連して本明細書で議論した例示的実施形態は、１次冷却剤としてＬＩＮを使用するＬＮＧの生産に関連するが、当業者は、この原理が他の冷却方法及び冷却剤に適用されることを理解するであろう。例えば、開示した方法及びシステムは、ＬＮＧ及びＬＩＮのための共通貯蔵器がない場合に使用することができ、ＬＮＧ又は他の液化方法に使用する冷却剤を浄化することが単に望ましい。

本発明の実施形態は、以下の付番した段落に示す方法及びシステムのあらゆる組合せを含むことができる。これは、上記説明からあらゆる数の変形を想定することができるので全ての可能な実施形態の完全なリストと考えるべきではない。
１．天然ガスのサプライからの天然ガスストリームと、冷媒サプライからの冷媒ストリームと、冷媒ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換し、冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる少なくとも１つの熱交換器と、天然ガスストリームを少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する天然ガス圧縮機と、天然ガス圧縮機によって圧縮された後で圧縮天然ガスストリームを冷却する天然ガス冷却機と、天然ガス冷却機によって冷却された後に、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで圧縮天然ガスを膨脹させる天然ガス膨脹器とを含み、天然ガス膨脹器が、少なくとも１つの熱交換器にそこに天然ガスを供給するために接続された液化天然ガス生産システム。
２．天然ガス圧縮機が、２００ｂａｒａよりも高い圧力まで天然ガスストリームを圧縮する段落１による液化天然ガス生産システム。
３．天然ガス膨脹器が、１３５ｂａｒａ未満の圧力まで圧縮天然ガスストリームを膨脹させる段落１又は２による液化天然ガス生産システム。
４．少なくとも１つの熱交換器が、第１の熱交換器を含み、天然ガスストリームが天然ガス圧縮機内で圧縮される前に天然ガスストリームを冷却する第２の熱交換器を更に含む段落１〜３のいずれかによる液化天然ガス生産システム。
５．冷媒ストリームが、第２の熱交換器内で天然ガスストリームを冷却するのに使用される段落４による液化天然ガス生産システム。
６．少なくとも１つの熱交換器が、第１の熱交換器を含み、システムが、圧縮天然ガスストリームが天然ガス冷却機内で冷却される前に圧縮天然ガスストリームを冷却する第２の熱交換器を更に含む段落１〜５のいずれかによる液化天然ガス生産システム。
７．冷媒ストリームが、液化窒素ストリームを含み、少なくとも１つの熱交換器が、窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させる段落１〜６のいずれかによる液化天然ガス生産システム。
８．少なくとも部分的に気化した窒素ストリームから温室効果ガスを除去するように構成された温室効果ガス除去ユニットを更に含む段落７による液化天然ガス生産システム。
９．温室効果ガス除去ユニットが、熱ポンプ凝縮器と再沸騰器システムとを有する蒸留塔を含み、システムが、少なくとも部分的に気化した窒素ストリームの圧力を低減する少なくとも１つの膨脹器サービスを更に含み、蒸留塔の入口ストリームが、少なくとも１つの膨脹器サービスのうちの第１のものの出口ストリームである段落８による液化天然ガス生産システム。
１０．少なくとも部分的に気化した窒素ストリームが少なくとも１つの膨脹器サービスのうちの第１のものを通って流れた後でそれを通って流れる熱ポンプシステムを更に含む段落９による液化天然ガス生産システム。
１１．熱ポンプシステムが、熱ポンプ圧縮機、熱ポンプ冷却機、及び給送−排出熱交換器を含む段落１０による液化天然ガス生産システム。
１２．天然ガスストリームが少なくとも１つの熱交換器に入る前に少なくとも部分的に気化した窒素ストリームを使用して天然ガスストリームを予冷する乾湿熱交換器を更に含む段落１〜９のいずれかによる液化天然ガス生産システム。
１３．天然ガス冷却機が、天然ガス圧縮機によって圧縮された後で圧縮天然ガスストリームを周囲温度の近くまで冷却するように構成される段落１〜１２のいずれかによる液化天然ガス生産システム。
１４．天然ガスのサプライから天然ガスストリームを与える段階と、冷媒サプライから冷媒ストリームを与える段階と、冷媒ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換し、冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる第１の熱交換器に天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームを通す段階と、少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガス圧縮機内で天然ガスストリームを圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、天然ガス圧縮機によって圧縮された後で圧縮天然ガスストリームを天然ガス冷却機内で冷却する段階と、天然ガス冷却機によって冷却された後に２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨脹器内で圧縮天然ガスを膨脹させる段階と、天然ガスを天然ガス冷却機から少なくとも１つの熱交換器にそこで少なくとも部分的に凝結されるように供給する段階とを含む液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法。
１５．天然ガス圧縮機が、２００ｂａｒａよりも高い圧力まで天然ガスストリームを圧縮する段落１４による方法。
１６．天然ガス膨脹器が、１３５ｂａｒａ未満の圧力まで圧縮天然ガスストリームを膨脹させる段落１４又は１５による方法。
１７．少なくとも１つの熱交換器が、第１の熱交換器を含み、方法が、天然ガス圧縮機内で天然ガスストリームを圧縮する前に第２の熱交換器内で天然ガスストリームを冷却する段階を更に含む段落１４〜１６のいずれかによる方法。
１８．冷媒ストリームを使用して第２の熱交換器内で天然ガスストリームを冷却する段落１７による方法。
１９．少なくとも１つの熱交換器が、第１の熱交換器を含み、方法が、天然ガス冷却機内で冷却される圧縮天然ガスストリームを冷却する前に第２の熱交換器内で圧縮天然ガスストリームを冷却する段階を更に含む段落１４〜１８のいずれかによる方法。
２０．冷媒ストリームが、液化窒素ストリームを含み、少なくとも１つの熱交換器が、窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させる段落１４〜１９のいずれかによる方法。
２１．温室効果ガス除去ユニットを使用して少なくとも部分的に気化した窒素ストリームから温室効果ガスを除去する段階を更に含む段落２０による方法。
２２．温室効果ガス除去ユニットが、蒸留塔及び熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムを含み、方法が、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝結温度を上昇させる段階と、蒸留塔のオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔のボトムストリームを交差交換して蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器デューティ及びボトム再沸騰器デューティの両方に影響を与える段階と、交差交換段階後に蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減して減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する段階と、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離して、温室効果ガスがそこから除去された温室効果ガス除去ユニットを出るガス状窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する段階とを更に含む段落２１による方法。
２３．少なくとも１つの膨脹器サービスのうちの第１のものを通って流れた後に熱ポンプシステムを通して少なくとも部分的に気化した窒素ストリームを流す段階を更に含む段落２２による方法。
２４．天然ガス冷却機が、天然ガス圧縮機によって圧縮された後で圧縮天然ガスストリームが周囲温度の近くになるように冷却する段落１４〜２３のいずれかによる方法。
２５．少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガスストリームを天然ガス圧縮機内で圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、天然ガス圧縮機によって圧縮された後で圧縮天然ガスストリームを周囲温度の近くまで天然ガス冷却機内で冷却する段階と、天然ガス冷却機によって冷却された後に２００ｂａｒａ未満の圧力であるが天然ガス圧縮機が天然ガスストリームを圧縮する圧力よりも高くない圧力まで圧縮天然ガスを膨脹させる段階と、液化窒素ストリームと天然ガスストリームの間で熱を交換して液化窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させて天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる第１の熱交換器に天然ガスストリーム及び液化窒素ストリームを通す段階であって、液化窒素ストリームが第１の熱交換器を通して少なくとも３回循環される上記通す段階と、少なくとも１つの膨脹器サービスを使用して少なくとも部分的に気化した窒素ストリームの圧力を低減する段階と、蒸留塔と熱ポンプ凝縮器と再沸騰器システムとを含む温室効果ガス除去ユニットを与える段階と、蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝結温度を上昇させる段階と、蒸留塔オーバーヘッドストリームのオーバーヘッドストリーム及び蒸留塔のボトムストリームを交差交換して蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器デューティ及びボトム再沸騰器デューティの両方に影響を与える段階と、交差交換段階後に蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減して減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する段階と、減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離して、温室効果ガスがそこから除去された温室効果ガス除去ユニットを出るガス状窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する段階と、第１の分離器オーバーヘッドストリームを大気に放出する段階とを含む、天然ガスストリームを液化するのに使用される液体窒素ストリーム内の温室効果ガス汚染物質を除去する方法。

以上は、本発明の実施形態に関するものであるが、本発明の他の及び更に別の実施形態をその基本的範囲から逸脱することなく考案することができ、その範囲は、以下に続く特許請求の範囲によって決定される。

Claims (18)

1. 液化天然ガス生産システムであって、
   天然ガスのサプライからの天然ガスストリームと、
   冷媒サプライからの冷媒ストリームと、
   前記冷媒ストリームと前記天然ガスストリームの間で熱を交換し、該冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させて該天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる少なくとも１つの熱交換器と、
   前記天然ガスストリームを少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する天然ガス圧縮機と、
   前記天然ガス圧縮機によって圧縮された後で前記圧縮天然ガスストリームを冷却する天然ガス冷却機であって、前記圧縮天然ガスストリームを周囲温度の近くまで冷却するように構成されている天然ガス冷却機と、
   前記天然ガス冷却機によって冷却された後で、２００ｂａｒａ未満の圧力であるが前記天然ガス圧縮機が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで該圧縮天然ガスを膨脹させる天然ガス膨脹器と、を備え、
   前記天然ガス膨脹器が、前記少なくとも１つの熱交換器に天然ガスを供給するために前記少なくとも１つの熱交換器に接続されており、
   前記少なくとも１つの熱交換器は、第１の熱交換器と、第２の熱交換器を備え、
   前記第２の熱交換器は、前記天然ガスストリームを該天然ガスストリームが前記天然ガス圧縮機内で圧縮される前に冷却する、又は、前記圧縮天然ガスストリームを該圧縮天然ガスストリームが前記天然ガス冷却機内で冷却される前に冷却する、
   ことを特徴とする液化天然ガス生産システム。
2. 前記天然ガス圧縮機は、前記天然ガスストリームを２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮する、
   請求項１に記載の液化天然ガス生産システム。
3. 前記天然ガス膨脹器は、前記圧縮天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨脹させる、
   請求項１又は２に記載の液化天然ガス生産システム。
4. 前記冷媒ストリームは、前記第２の熱交換器内で前記天然ガスストリームを冷却するために使用される、
   請求項１に記載の液化天然ガス生産システム。
5. 前記冷媒ストリームは、液化窒素ストリームを備え、
   前記少なくとも１つの熱交換器は、前記窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させ、少なくとも部分的に気化した窒素ストリームを生成する、
   請求項１に記載の液化天然ガス生産システム。
6. 前記少なくとも部分的に気化した窒素ストリームから温室効果ガスを除去するように構成された温室効果ガス除去ユニットを更に備えている、
   請求項５に記載の液化天然ガス生産システム。
7. 前記温室効果ガス除去ユニットは、熱ポンプ凝縮器と再沸騰器システムとを有する蒸留塔を備え、
   システムが、
   前記少なくとも部分的に気化した窒素ストリームの圧力を低減する少なくとも１つの膨脹器サービスを更に備え、
   前記蒸留塔の入口ストリームが、前記少なくとも１つの膨脹器サービスのうちの第１のものの出口ストリームである、
   請求項６に記載の液化天然ガス生産システム。
8. 前記少なくとも部分的に気化した窒素ストリームが前記少なくとも１つの膨脹器サービスのうちの第１のものを通って流れた後でそこを通って流れる熱ポンプシステムを更に備えている、
   請求項７に記載の液化天然ガス生産システム。
9. 前記熱ポンプシステムは、熱ポンプ圧縮機、熱ポンプ冷却機、及び給送−排出熱交換器を備えている、
   請求項８に記載の液化天然ガス生産システム。
10. 前記天然ガスストリームが前記少なくとも１つの熱交換器に入る前に前記少なくとも部分的に気化した窒素ストリームを使用して該天然ガスストリームを予冷する乾湿熱交換器を更に備えている、
    請求項７に記載の液化天然ガス生産システム。
11. 液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産する方法であって、
    天然ガスのサプライから天然ガスストリームを与える段階と、
    冷媒サプライから冷媒ストリームを与える段階と、
    前記冷媒ストリームと前記天然ガスストリームの間で熱を交換し、該冷媒ストリームを少なくとも部分的に気化させて該天然ガスストリームを少なくとも部分的に凝結させる第１の熱交換器に該天然ガスストリーム及び該冷媒ストリームを通す段階と、
    前記天然ガスストリームを少なくとも１３５ｂａｒａの圧力まで天然ガス圧縮機内で圧縮して圧縮天然ガスストリームを形成する段階と、
    前記天然ガス圧縮機によって圧縮された後で前記圧縮天然ガスストリームを前記天然ガス冷却機内で冷却する段階であって、前記天然ガス冷却機が、前記圧縮天然ガスストリームを周囲温度の近くまで冷却する段階と、
    前記天然ガス冷却機によって冷却された後で、前記圧縮天然ガスストリームを２００ｂａｒａ未満の圧力であるが前記天然ガス圧縮機が前記天然ガスストリームを圧縮する前記圧力よりも高くない圧力まで天然ガス膨脹器内で膨脹させる段階と、
    天然ガスを前記天然ガス冷却機から前記少なくとも１つの熱交換器にそこで少なくとも部分的に凝結されるように供給する段階と、を含み、
    前記少なくとも１つの熱交換器は、第１の熱交換器と、第２の熱交換器を備え、
    前記第２の熱交換器は、前記天然ガスストリームを該天然ガスストリームが前記天然ガス圧縮機内で圧縮される前に冷却する、又は、前記圧縮天然ガスストリームを該圧縮天然ガスストリームが前記天然ガス冷却機内で冷却される前に冷却する、
    ことを特徴とする方法。
12. 前記天然ガス圧縮機は、前記天然ガスストリームを２００ｂａｒａよりも高い圧力まで圧縮する、
    請求項１１に記載の方法。
13. 前記天然ガス膨脹器は、前記圧縮天然ガスストリームを１３５ｂａｒａ未満の圧力まで膨脹させる、
    請求項１１に記載の方法。
14. 前記冷媒ストリームは、前記第２の熱交換器内で前記天然ガスストリームを冷却するのに使用される、
    請求項１１に記載の方法。
15. 前記冷媒ストリームは、液化窒素ストリームを含み、
    前記少なくとも１つの熱交換器は、前記窒素ストリームを少なくとも部分的に気化させ、少なくとも部分的に気化した窒素ストリームを生成する、
    請求項１１に記載の方法。
16. 温室効果ガス除去ユニットを使用して前記少なくとも部分的に気化した窒素ストリームから温室効果ガスを除去する段階を更に含む、
    請求項１５に記載の方法。
17. 前記温室効果ガス除去ユニットは、蒸留塔及び熱ポンプ凝縮器及び再沸騰器システムを含み、
    方法が、
    前記蒸留塔のオーバーヘッドストリームの圧力及び凝結温度を上昇させる段階と、
    前記圧力及び凝結温度を上昇させる段階の後に、前記蒸留塔のオーバーヘッド凝縮器デューティ及びボトム再沸騰器デューティの両方に影響を与えるために該蒸留塔の前記オーバーヘッドストリーム及び該蒸留塔のボトムストリームを交差交換する段階と、
    前記交差交換する段階の後で前記蒸留塔オーバーヘッドストリームの圧力を低減して減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを生成する段階と、
    前記減圧蒸留塔オーバーヘッドストリームを分離して、温室効果ガスがそこから除去された前記温室効果ガス除去ユニットを出るガス状窒素である第１の分離器オーバーヘッドストリームを生成する段階と、を更に含む、
    請求項１６に記載の方法。
18. 少なくとも１つの膨脹器サービスのうちの第１のものを通って流れた後に熱ポンプシステムを通して前記少なくとも部分的に気化した窒素ストリームを流す段階を更に含む、
    請求項１７に記載の方法。

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