JP6827964B2 - 再ガス化ターミナル及びそのような再ガス化ターミナルを動作させる方法 - Google Patents

Description

本発明は、再ガス化ターミナル及び再ガス化ターミナルを動作させる方法に関する。

天然ガスは有用な燃料源である。しかしながら、それは、大抵の場合、市場から比較的遠距離において製造される。そのような場合、天然ガス流の供給源又はその付近においてＬＮＧプラント内の天然ガスを液化することが望ましいことがある。ＬＮＧの形態において、天然ガスは、より小さい体積を占めるため、ガス形態よりも容易に遠距離にわたって貯蔵及び輸送可能である。

ＬＮＧは、再ガス化ターミナル（再気化ターミナル又は輸入ターミナルとも称される）へと適切なＬＮＧ運搬船によって輸送され、そこでガスグリッドに供給される前に再気化される。再ガス化ターミナルにおいて、ＬＮＧ中の低温存在物は、典型的には、冷却空気又は冷却水を介して周囲に輸送される。

ＬＮＧを再気化するために、ＬＮＧに熱を加えることができる。熱を加える前に、ＬＮＧは、大抵の場合、ガスグリッドの要件を満たすために加圧される。典型的には、ガスグリッドは、例えば８０バールなどの６０バールよりも高い圧力である。そして、再気化された天然ガス生成物は、適切にガスグリッドを介して顧客に販売されることができる。

再ガス化ターミナル及びＬＮＧを再ガス化するための方法は、当該技術分野において公知であり、例えば、液化流を加熱するための装置及び方法が記載された米国特許出願公開第２０１０／００００２３３号明細書、米国特許出願公開第２００６／０２４２９６９号明細書、国際公開第２００８０１２２８６号パンフレット、国際公開第２０１３１８６２７１号パンフレット、国際公開第２０１３１８６２７７号パンフレット及び国際公開第２０１３１８６２７５号パンフレットに記載されている。これらの文献は、特に、第１の熱伝達領域から第２の熱伝達領域へと回路を介して熱伝達流体を循環させることによって周囲から液化流へと熱を伝達するための熱交換器に焦点をあてている。

ＬＮＧは、異なる圧力及び関連する温度で製造され、輸送され、貯蔵されることができる。天然ガスが液化する正確な圧力及び温度（沸点）の組み合わせは、天然ガスの正確な組成に依存することが理解される。

大気ＬＮＧは、大気圧に近い圧力で、したがって−１６２℃に近い温度で製造される。大気ＬＮＧは、比較的高い冷却労力を必要とするが、ＬＮＧが大気圧下で輸送されて貯蔵されることができ、輸送及び貯蔵に使用される貯蔵タンクの安全性リスクを最小限に抑え且つコストを削減できるという利点を有する。

加圧ＬＮＧ（低温圧縮ＬＮＧ（ｃｃＬＮＧ）とも称される）は、大気圧よりも高い圧力で且つ天然ガスの沸点に等しい温度で製造され、その正確な値は天然ガスの組成に依存する。加圧ＬＮＧの圧力は、２バールよりも高い又は少なくとも５バールよりも高くすることができる。例えば、加圧ＬＮＧは、約−１１５℃の温度で１５−１７バールの圧力で製造されることができる。加圧ＬＮＧは、少ない冷却労力しか必要とせず、少ないエネルギ消費で製造することができるという利点を有する。

欧州特許第２４４２０５６号明細書は、加圧液化天然ガス（ＰＬＮＧ）の製造方法及びその製造システムを記載している。

しかしながら、加圧ＬＮＧの輸送及び貯蔵は、さらなる安全対策を必要とし、タンクが高圧に耐えるように補強されなければならないことから、貯蔵タンク（加圧容器）を製造するのが比較的高価で且つ困難である。カナダ国特許第２５５０４６９号明細書は、加圧及び液化天然ガスを保持するための繊維強化プラスチック圧力容器の例を提供している。

米国特許出願公開第２０１０／００００２３３号明細書 米国特許出願公開第２００６／０２４２９６９号明細書 国際公開第２００８０１２２８６号パンフレット 国際公開第２０１３１８６２７１号パンフレット 国際公開第２０１３１８６２７７号パンフレット 国際公開第２０１３１８６２７５号パンフレット 欧州特許第２４４２０５６号明細書 カナダ国特許第２５５０４６９号明細書

再ガス化ターミナルによる加圧ＬＮＧの改善された統合を提供し、加圧ＬＮＧバリューチェーンに関連する安全性リスクの少なくとも一部を低減することが目的である。

本発明は、
ａ）第１の圧力にある１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクからＬＮＧの再ガス流を得ることと、
ｂ）再ガス化天然ガス流を得るために再ガス化ユニットを介して再ガス流を送ることとを備える再ガス化ターミナルを動作させる方法において、さらに、
ｃ）第１の圧力よりも高い第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流を受けることと、
ｄ）再ガス流の少なくとも一部を含む冷却流を生成することと、
ｅ）第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流を、
ｅ１）供給流を膨張させること、及び、
ｅ２）冷却流に接触させて供給流を冷却すること
により、ＬＮＧを含む処理済供給流へと処理することと、
ｆ）処理済供給流をＬＮＧ貯蔵タンクのうちの少なくとも１つに送ることとを備える、方法を提供する。

冷却流は、完全な再ガス流又はその一部、すなわちその副流を含むことができる。

ｅ１）及びｅ２）は、同時を含む任意の適切な順序で実行されることができる。ｅ１）及び／又はｅ２）はまた、１つ以上の段階において実行されてもよく、異なる段階は、任意の適切な順序で実行されることができる。例えば、供給流は、膨張させ、冷却流に接触させて冷却され、その後にさらに膨張させることができる。

ｅ１）は、好ましくは膨張−冷却を含み、それにより、例えば供給流をスロットルバルブ又は膨張器に通すことによって膨張させることによって温度降下が得られる。膨張−冷却は、単一又は複数のＪＴバルブ又は膨張器において行うことができる。

ｅ２）にかかる冷却は、１つ又は複数（並列／直列）の熱交換器において行うことができる。

膨張させることは、第２の圧力からより低い圧力へと、典型的には第１の圧力へと又は第１の圧力よりも高い圧力へと減圧し、ＬＮＧ貯蔵タンクのうちの１つに処理済流を輸送するために十分過圧にすることを備える。したがって、ＬＮＧの処理済供給流は、典型的には、第１の圧力と（略）等しい圧力を有する。

好ましくは、加圧ＬＮＧは、組成に関して（大気）ＬＮＧの仕様を満たす。

好ましくは、加圧ＬＮＧの供給流は、２５０ｐｐｍ未満のＣＯ２、より好ましくは１５０ｐｐｍ未満のＣＯ２、さらにより好ましくは５０ｐｐｍ未満のＣＯ２（ｐｐｍ＝百万分率）を含む。

さらなる態様によれば、
ＬＮＧを再ガス化するための再ガス化ターミナルにおいて、
第１の圧力にある１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと、
ＬＮＧの再ガス流を受けるために１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと流体連通している入口及び再ガス化天然ガス流を排出するための出口を備える再ガス化ユニットと、
第１の圧力よりも高い第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流を受けるための加圧ＬＮＧ入口を備える処理ユニットであって、供給流を処理済流へと処理するための膨張装置及び熱交換ユニットを備え、処理ユニットが１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと流体連通する出口を備え、熱交換ユニットが供給流を冷却するために冷却流を受けるための入口を備え、冷却が再ガス流の少なくとも一部を含む処理ユニットとを備える、再ガス化ターミナルが提供される。

本発明は、以下の例を使用し且つ図面を参照して以下にさらに説明される。

図１は、第１の実施形態を概略的に示している。 図２は、代替実施形態を概略的に示している。 図３は、代替実施形態を概略的に示している。

これらの図において、同一又は同様の部分を指すために同じ参照符号が使用される。さらにまた、単一の参照符号は、導管又はライン並びにそのラインによって運ばれる流れを特定するために使用される。

加圧ＬＮＧ運搬船からの加圧ＬＮＧの供給流が大気圧又はその近くで再ガス化されるようにＬＮＧを貯蔵するように設計されて構築された大気再ガス化ターミナルにおいて受けられる方法及び再ガス化ターミナルを提供することがここで提案される。

ＬＮＧを再ガス化するための再ガス化ターミナルにおいて、
第１の圧力にある１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と、
ＬＮＧの再ガス流（１０）を受けるために１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと流体連通している入口及び再ガス化天然ガス流（３０）を排出するための出口を備える再ガス化ユニット（２０）と、
第１の圧力よりも高い第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受けるための加圧ＬＮＧ入口（６）を備える処理ユニット（５）であって、供給流（４０）を処理済流（４３）へと処理するための膨張装置（４１）及び熱交換ユニット（５０）を備え、処理ユニット（５）が１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と流体連通する出口（７）を備え、熱交換ユニット（５０）が供給流（４０）を冷却するために冷却流（１１）を受けるための入口を備え、冷却が再ガス流（１０）の少なくとも一部を含む処理ユニット（５）とを備える、再ガス化ターミナルが提供される。

再ガス化ターミナルにおける再ガス化中に放出される低温エネルギは無駄にならず、大気再ガス化ターミナルに存在するＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵されることができる大気ＬＮＧへと加圧ＬＮＧを冷却するために少なくとも部分的に使用される。再ガス化プロセスからの低温エネルギを効果的に使用することにより、熱力学的にバランスの取れたプロセス及び潜在的に高い再ガス化率が得られることができる。

加圧ＬＮＧ（又はｃｃＬＮＧ）という用語は、２バールよりも高い、好ましくは１０バールよりも高い、より好ましくは１２バールよりも高い圧力を意味する高圧に維持される液体天然ガスを指すために使用される。例によれば、加圧ＬＮＧは、１５−１７バールの範囲内の圧力とすることができる。加圧ＬＮＧの温度は、天然ガスの組成に依存する所定圧力についての沸点である。

大気ＬＮＧという用語は、大気圧又は周囲圧力近くに、好ましくはそれよりも僅かに高く維持される液体天然ガスを指すために使用される。第１の圧力は、典型的には、０．９−１．３バール又は１．０−１．３バールの範囲内である。貯蔵タンク１内の第１の圧力は、５０−２００ｍｂａｒｇ又は１００−２００ｍｂａｒｇの範囲内であってもよい。

この文書において使用されるバールという用語は、絶対圧力を指すために使用され、ｂａｒｇという用語は、バールゲージ（大気圧に対してゼロ基準）を指すために使用される。

大気ＬＮＧの圧力は、ポンピングされるときに増加することがあることが理解される。

加圧ＬＮＧの供給流は、大気ＬＮＧに変換され、その後にＬＮＧ貯蔵タンクに貯蔵される。ＬＮＧ貯蔵タンクは、大気ＬＮＧを貯蔵するのに適した貯蔵タンクとすることができ、より高い圧力に耐えるように設計される必要はない。それゆえに、再ガス化ターミナルは、加圧ＬＮＧ貯蔵タンクを必要とせずに、加圧ＬＮＧを受けて処理することができる。

ＬＮＧの再ガス流は、ＬＮＧ貯蔵タンクから取り出され、再ガス化天然ガスをガスグリッドに供給するのに適した圧力で天然ガスを製造するために再ガス化ユニットに送られる。

加圧ＬＮＧの供給流は、加圧ＬＮＧの供給流が熱交換器内の再ガス流と熱交換し且つ加圧ＬＮＧの供給流を大気圧まで膨張させることによってエネルギ効率のよい方法で大気ＬＮＧに変換され、それにより、冷却効果を達成する。

例えば、加圧ＬＮＧ運搬船が再ガス化ターミナルに係留されておらず、加圧ＬＮＧの積出に多忙である場合など、加圧ＬＮＧの供給流が存在しない場合、ＬＮＧ貯蔵タンクからのＬＮＧの再ガス流は、例えば、以下の特許文献のいずれかに記載されているように、任意の適切な再ガス化ユニットにおいて再ガス化されることができる：国際公開第２００８０１２２８６号パンフレット、国際公開第２０１３１８６２７１号パンフレット、国際公開第２０１３１８６２７７号パンフレット及び国際公開第２０１３１８６２７５号パンフレット。

加圧ＬＮＧ運搬船が存在し、積出に多忙である場合、貯蔵タンクからのＬＮＧの再ガス流又はその副流は、加圧ＬＮＧの供給流に接触して加温される熱交換器を介してリダイレクトされることができ、それにより、加温された再ガス流が得られ、再ガス化ユニットに送られる。加温された再ガス流は、より少ない熱が加温された流れを再ガス化するために必要とされることから、中間点において再ガス化ユニットに供給されることができる。

加圧ＬＮＧの供給流は、熱交換器に供給され、再ガス流（の副流）に接触して冷却され、大気圧まで膨張され、ＬＮＧを含む処理済供給流を得る。処理済供給流は、（大気）ＬＮＧ貯蔵タンクに直接送られてもよく、又はＬＮＧ貯蔵タンクに送られる液体流及び再液化ユニットを介してＬＮＧ貯蔵タンクに送られるガス流を得るために気液分離器に送られてもよい。

膨張は、熱交換器の上流又は下流において行うことができる。

提案された方法及び再ガス化ターミナルは、加圧ＬＮＧの圧力が第１の圧力まで低下する点までパイピングすること以外に、加圧ＬＮＧを処理及び貯蔵するためのさらなる安全対策又は強化されたハードウェアの必要がないという利点を有する。再ガス化ターミナルは、大気ＬＮＧを受けるのに適するとともに、効率的且つ安全な方法で加圧ＬＮＧをここで受けることができる。大気ＬＮＧ貯蔵タンクを有する既存の再ガス化ターミナルは、最小限の追加設備及びプラント設計の変更によって加圧ＬＮＧバリューチェーンと統合されることができる。大気ＬＮＧを処理するのに適した既存の再ガス化ターミナルは、加圧ＬＮＧを受けるのにも適するように最小限のハードウェア投資によって変更されることができる。

実施形態によれば、第１の圧力は、周囲圧力又は大気圧などの０．９−１．２バールの範囲内であり、第２の圧力は、２バールよりも高い、好ましくは５バールよりも高い、より好ましくは１２バールよりも高い。

第２の圧力は、例えば、１５−１７バールの範囲内であってもよい。

再ガス流は、第１の圧力でＬＮＧの沸点と等しい温度を有する。

加圧ＬＮＧの供給流は、第２の圧力で加圧ＬＮＧの沸点と等しい温度を有する。

実施形態は、図１−図３を参照してより詳細に説明される。

図１は、再ガス化ターミナルを概略的に示している。再ガス化ターミナルは、ＬＮＧを含む貯蔵タンク１を最初に備える。再ガス流１０は、適切なポンプ２を使用することによって得られる。したがって、再ガス流１０は、第１の圧力よりも高い圧力を有する。

ＬＮＧ貯蔵タンク１は、再ガス流導管を介して再ガス化ユニット２０と流体接続されている。再ガス化ユニット２０は、再ガス流を受け、再ガス化天然ガス流３０を生成して排出し、再ガス化天然ガス流を符号３１によって概略的に示されたガスグリッドに送るように構成されている。

実施形態によれば、ｂ）は、
ｂ１）再ガス流１０を第３の圧力まで加圧して加圧再ガス流１３を得て、
ｂ２）再ガス化熱交換器２１内の周囲流２２に接触させて加圧再ガス流１３の少なくとも一部を加温する。

図１は、再ガス流１０を受けるように構成された入口及び加圧再ガス流１３を放出するための出口を有する圧縮機１２を概略的に示している。圧縮機１２の出口１３は、１つ（又はそれ以上）の再ガス化熱交換器２１の入口と流体連通している。再ガス化熱交換器は、第１及び第２の流路が熱交換することができるように、再ガス化熱交換器２１の入口と再ガス化熱交換器２１の出口との間の第１の流路と、周囲入口と周囲出口との間の第２の流路とを備える。

周囲流は、周囲空気を含む流れであってもよく、又は海水などの水を含む流れであってもよい。

ｂ１）は、周囲流に接触する加温がより高い圧力でより効果的に行われることができるため、ｂ２）の前に行われることが好ましい。

第３の圧力は、好ましくは、例えば８０バールなど、典型的には６０バールよりも高いガスグリッド圧力など、再ガス化天然ガス流３０の必要な出力圧力と等しい。

再ガス化熱交換器２１の出口は、ガスグリッド３１と流体連通している。

図１は、さらに、加圧ＬＮＧを含むように構成された１つ以上の加圧ＬＮＧ貯蔵タンク６１を備える運搬船６０を示している。運搬船６０は、再ガス化ターミナルの一部ではない。

加圧ＬＮＧの供給流は、２５０ｐｐｍ未満のＣＯ_２、より好ましくは１５０ｐｐｍ未満のＣＯ_２、さらにより好ましくは５０ｐｐｍ未満のＣＯ_２（ｐｐｍ＝百万分率）を含む。

再ガス化ターミナルは、第１の圧力、すなわち、貯蔵タンク１内の圧力よりも高い第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流４０を受けるための加圧ＬＮＧ入口６を備える処理ユニット５を備える。

再ガス化ターミナルは、運搬船６０から第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流４０を受けるように構成されている。処理ユニット（５）は、膨張装置（４１）と、供給流（４０）を処理済流（４３）へと処理するための熱交換ユニット（５０）とを備える。

膨張器（図示しない）又はスロットルバルブ（図示しない）などの膨張装置４１は、加圧供給管路４０を介して加圧ＬＮＧの供給流を受けるように構成されている。膨張器４１は、第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流を受けるように構成された入口を有し、出口は、膨張した供給流４２を排出するように構成され、熱交換ユニット５０の入口と流体連通している。

熱交換ユニット５０は、１つ以上の（直列／並列）熱交換器を備えることができる。熱交換ユニット５０は、第２の圧力よりも低い圧力を有し且つ加圧ＬＮＧの供給流４０の温度よりも低い温度を有する処理済供給流４３を排出するための出口を備える。熱交換ユニット５０の出口は、ＬＮＧ貯蔵タンク１と流体連通している。

ｄ）において、再ガス流１０の少なくとも一部を含む冷却流１１が得られる。得られた冷却流１１は、好ましくは、以下により詳細に説明されるように、加圧再ガス流１３の少なくとも一部を含む。

冷却流１１及び圧縮ＬＮＧの供給流４０又は膨張供給流４２は、熱交換ユニット５０において熱交換するのが可能とされる。冷却流１１は、典型的には、加圧ＬＮＧの供給流４０又は膨張供給流４２よりも低い温度を有するため、冷却流１１は加温され、加圧ＬＮＧの供給流４０又は膨張供給流４２は冷却される。

実施形態によれば、ｅ２）は、加温された冷却流１４を得て、加温された冷却流１４を再ガス化ユニット２０に送ることを備える。

加温された冷却流１４は、熱交換ユニット５０の出口において得られる。

加温された冷却流１４は、（加圧）再ガス流に対して暖かいことから、再ガス化ユニットの加温デューティは、同様の出力率を維持しながら低減されることができるか、又は再ガス化ユニットの出力率は、同様の加温デューティによって増加することができる。

実施形態によれば、加温された冷却流１４は、中間位置において再ガス化熱交換器２１に導入される。

加温された冷却流は比較的暖かいため、それは再ガス化熱交換器全体を通過する必要はない。再ガス化熱交換器２１は、加圧再ガス流１３’用の入口と、再ガス化天然ガス流３０用の出口と、加温された冷却流１４を受けるための中間入口２３とを備える。

実施形態によれば、再ガス化熱交換器２１は、直列に配置された２つ以上の再ガス化副熱交換器を備え、中間入口２３は、２つの隣接する副熱交換器間に配置される。

あるいは、再ガス化熱交換器２１は、（加圧）再ガス流１０／１３用の入口２３’を備え、加温された冷却流１４は、再ガス化熱交換器２１の入口に送られる。そのような実施形態においては、再ガス化熱交換器２１の加温デューティが低下されることができるか、若しくは処理量が増加してもよく、又は双方の組み合わせとしてもよい。

実施形態によれば、冷却流１１は、再ガス流１０を、再ガス流の副流１３’’、特にｂ２）において得られるような加圧再ガス流（１３）の副流と、再ガス流の残り１３’、特に加圧再ガス流１３の残りとに分離することによって生成される。

副流１３’’は、（加圧）再ガス流１３の一部を分離することによって得られることができる。副流１３’’の部分又は流速は、他の要因の中でも、加圧ＬＮＧの供給流４０の流速、加圧ＬＮＧの供給流４０の温度及び圧力、冷却流１１に対する供給流４０の冷却の効率などに依存することができる。副流は、再ガス流１０の少なくとも１０％、再ガス流の少なくとも２５％、再ガス流の少なくとも５０％又は少なくとも７５％とすることができる。実施形態によれば、副流は、再ガス流の９５％以上、又はさらには再ガス流の１００％である。本方法は、これらの要因のうちの１つ以上に応じて副流１３’’の流速を制御することを備えることができる。

副流は、好ましくは、ｂ１）とｂ２）との間から得られる。加圧再ガス流１０の一部のみが分離される場合、加圧再ガス流１３’の残りは、再ガス化熱交換器２１に送られる。

実施形態によれば、本方法は、ｇ）加温された冷却流１４を再ガス流１３’の残り、特に加圧再ガス流１３の残りと再結合することを備える。

実施形態によれば、ｇ）は、再ガス化ユニット２０における再ガス化熱交換器２１内の中間位置において行われる。

加温された再ガス流は、ＬＮＧ貯蔵タンクから直接得られた再ガス流よりも暖かいため、この流れを再ガス化するためにより少ない労力しか必要とされない。したがって、加温された再ガス流は、例えば周囲流に接触して加温される熱交換器の途中などの中間位置において再ガス化ユニットに導入されることができる。

図２に概略的に示されている実施形態によれば、ｇ）は、再ガス化ユニット２０における再ガス化熱交換器２１の上流位置において行われる。

上流位置は、再ガス化熱交換器２１の入口を含む。

あるいは、再ガス化ユニットは、同じ出力率を維持しつつ低容量で動作させることができる。

処理済供給流４３は、図１に示されるように、ＬＮＧ貯蔵タンク１のうちの少なくとも１つに直接送られることができる。直接という用語は、それ以上の実質的な処理ステップがその間に行われないことを示すために本願明細書において使用される。これは、処理済供給流がガス割合を含まない又は所定の閾値割合未満のガス割合しか含まない場合に好ましいことがある。

図３は、ｆ）が、
ｆ１）気液分離器４４において処理済供給流４３を液体流４５及びガス流４６に分離することと、
ｆ２）液体流４５をＬＮＧ貯蔵タンク１のうちの少なくとも１つに送ることと、
ｆ３）再液化流４７を得るために再液化ユニット７０においてガス流４６を再液化し、ＬＮＧ貯蔵タンク１のうちの少なくとも１つに再液化流４７を送ることとを備える代替実施形態を示している。

この実施形態は、処理済供給流４３が比較的低い液体割合を有する場合に有利であり得る。

気液分離器又はガス蒸気分離器４７は、ノックアウト容器などの任意の適切な分離器とすることができる。

実施形態によれば、本方法は、
加圧ＬＮＧの供給流４０が利用可能である場合にｃ）−ｆ）を実行することと、
加圧ＬＮＧの供給流４０が利用可能でない場合にｃ）−ｆ）を中断することとを備える。

ｃ）−ｆ）は、第２の圧力での加圧ＬＮＧの供給が利用可能である場合に実行されることができ且つ第２の圧力での加圧ＬＮＧの供給が利用可能でない場合に中断されることができる。

第２の圧力での加圧ＬＮＧの供給流４０は、運搬船６０から受けられることができる。ｃ）−ｆ）は、装荷された運搬船が存在し且つ再ガス化ターミナルに接続されている場合にのみ実行される。運搬船が接続されておらず且つ第２の圧力で加圧ＬＮＧを含んでいないか、又は運搬船が存在しない場合、ｃ）−ｆ）は中断され、再ガス化ターミナルは、ａ）−ｂ）のみを実行することによって動作する。

したがって、実施形態によれば、ｃ）−ｆ）は任意である。

実施形態によれば、ａ）は、
ｃ）−ｆ）が実行された場合に第１の流速レベルに再ガス流１０の流速を設定すること、及び、
ｃ）−ｆ）が中断された場合に第２の流速レベルに再ガス流１０の流速を設定することであって、第１の流速レベルが第２の流速レベルよりも高いことにより、
再ガス流１０の流速を制御することを備える。

したがって、第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流が受けられている場合、再ガス化されるＬＮＧの量は、加温デューティの一部が加圧ＬＮＧから得られるため、増加することができる。

実施形態によれば、ｂ）は、
ｃ）−ｆ）が実行された場合に第１のレベルに再ガス化ユニットの加温デューティを設定すること、及び、
ｃ）−ｆ）が中断された場合に第２のレベルに再ガス化ユニットの加温デューティを設定することであって、第２のレベルが第１のレベルよりも低いことにより、
再ガス化ユニットの加温デューティを制御することを備える。

加温デューティは、例えば、再ガス化熱交換器２１内の周囲流２２の流速を制御することによって制御されることができる。

第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流が受けられる場合、再ガス化ユニットは、より効率的に動作することができ、加温デューティの一部が加圧ＬＮＧから得られるため、加温デューティは低下することができる。

当業者は、本発明が添付した特許請求の範囲から逸脱することなく多くの様々な方法で実施できることを理解するであろう。

Claims (14)

1. ａ）０．９−１．２バールの範囲内である第１の圧力にある１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）からＬＮＧの再ガス流（１０）を得ることと、
   ｂ）再ガス化天然ガス流（３０）を得るために再ガス化ユニット（２０）を介して前記再ガス流（１０）を送ることとを備える再ガス化ターミナルを動作させる方法において、さらに、
   ｃ）前記第１の圧力よりも高く２バールよりも高い第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受けることと、
   ｄ）前記再ガス流（１０）の少なくとも一部を含む冷却流（１１）を生成することと、
   ｅ）前記第２の圧力で加圧ＬＮＧの前記供給流（４０）を、
   ｅ１）前記供給流（４０）を膨張させること、及び、
   ｅ２）前記冷却流（１１）に接触させて前記供給流（４０）を冷却すること
   により、ＬＮＧを含む処理済供給流（４３）へと処理することと、
   ｆ）前記処理済供給流（４３）を前記ＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つに送ることとを備え、
   ｅ２）が、加温された冷却流（１４）を得て、前記加温された冷却流（１４）を前記再ガス化ユニット（２０）に送ることをさらに備える、方法。
2. 前記第１の圧力が５０−２００ｍｂａｒｇの範囲内であり、前記第２の圧力が５バールよりも高い、請求項１に記載の方法。
3. 前記第２の圧力が１２バールよりも高い、請求項２に記載の方法。
4. ｂ）が、
   ｂ１）加圧再ガス流（１３）を得るために第３の圧力まで前記再ガス流（１０）を加圧することと、
   ｂ２）前記加圧再ガス流（１３）の少なくとも一部を再ガス化熱交換器（２１）の周囲流（２２）に接触させて加温することとを備える、請求項１から３のいずれか１項に記載の方法。
5. 前記加温された冷却流（１４）が、中間位置において前記再ガス化熱交換器（２１）に導入される、請求項４に記載の方法。
6. 前記冷却流（１１）が、前記再ガス流（１０）を、前記再ガス流の副流（１３’’）、特にｂ２）において得られた前記加圧再ガス流（１３）の副流と、前記再ガス流の残り（１３’）、特に前記加圧再ガス流（１３）の残りとに分離することによって生成される、請求項４又は５に記載の方法。
7. ｇ）前記加温された冷却流（１４）を、前記再ガス流の残り（１３’）、特に前記加圧再ガス流（１３）の残りと再結合すること
   を備える、請求項６に記載の方法。
8. ｇ）が、前記再ガス化ユニット（２０）内の再ガス化熱交換器（２１）における中間位置において行われる、請求項７に記載の方法。
9. ｇ）が、前記再ガス化ユニット（２０）内の再ガス化熱交換器（２１）の上流位置において行われる、請求項７に記載の方法。
10. ｆ）が、
    ｆ１）気液分離器（４４）において前記処理済供給流を液体流（４５）及びガス流（４６）に分離することと、
    ｆ２）前記液体流（４５）を前記ＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つに送ること、及び、
    ｆ３）再液化流（４７）を得るために再液化ユニット（７０）において前記ガス流（４６）を再液化し、前記ＬＮＧ貯蔵タンク（１）のうちの少なくとも１つに前記再液化流（４７）を送ることとを備える、請求項１から９のいずれか１項に記載の方法。
11. 加圧ＬＮＧの供給流（４０）が利用可能である場合にｃ）−ｆ）を実行すること、及び、
    加圧ＬＮＧの供給流（４０）が利用可能でない場合にｃ）−ｆ）を中断することとを備える、請求項１から１０のいずれか１項に記載の方法。
12. ａ）が、
    ｃ）−ｆ）が実行された場合に第１の流速レベルに前記再ガス流（１０）の流速を設定すること、及び、
    ｃ）−ｆ）が中断された場合に第２の流速レベルに前記再ガス流（１０）の流速を設定することであって、前記第１の流速レベルが前記第２の流速レベルよりも高いことにより、前記再ガス流（１０）の流速を制御することを備える、請求項１１に記載の方法。
13. ｂ）が、
    ｃ）−ｆ）が実行された場合に第１のレベルに前記再ガス化ユニットの加温デューティを設定すること、及び、
    ｃ）−ｆ）が中断された場合に第２のレベルに前記再ガス化ユニットの前記加温デューティを設定することであって、前記第２のレベルが前記第１のレベルよりも低いことにより、
    前記再ガス化ユニットの加温デューティを制御することを備える、請求項１１に記載の方法。
14. ＬＮＧを再ガス化するための再ガス化ターミナルにおいて、
    ０．９−１．２バールの範囲内である第１の圧力にある１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と、
    ＬＮＧの再ガス流（１０）を受けるために前記１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンクと流体連通している入口及び再ガス化天然ガス流（３０）を排出するための出口を備える再ガス化ユニット（２０）と、
    前記第１の圧力よりも高く２バールよりも高い第２の圧力で加圧ＬＮＧの供給流（４０）を受けるための加圧ＬＮＧ入口（６）を備える処理ユニット（５）であって、前記供給流（４０）を処理済流（４３）へと処理するための膨張装置（４１）及び熱交換ユニット（５０）を備え、前記処理ユニット（５）が１つ以上のＬＮＧ貯蔵タンク（１）と流体連通する出口（７）を備え、前記熱交換ユニット（５０）が前記供給流（４０）を冷却するために冷却流（１１）を受けるための入口を備え、前記冷却が前記再ガス流（１０）の少なくとも一部を含む処理ユニット（５）とを備え、
    加温された冷却流（１４）が前記再ガス化ユニット（２０）に送られる、再ガス化ターミナル。

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