JP6875471B2 - 統合された窒素除去を有する天然ガス液化 - Google Patents

Description

本出願は、天然ガス供給流を液化し、そしてそこから窒素を除去するための方法に関する。本出願はまた、天然ガス供給流を液化し、そしてそこから窒素を除去するための（例えば、天然ガス液化プラントまたは他の形態の処理設備等の）装置に関する。

天然ガスを液化するためのプロセスにおいて、例えば、純度および／または回収の要件により、生成物（メタン）の損失を最小化しながら供給流から窒素を除去することが、多くの場合望ましいかまたは必要である除去された窒素生成物は、燃料ガスとして使用するか、または大気中に放出することができる。燃料ガスとして使用される場合、窒素生成物は、その発熱量を維持するために十分な量（典型的には３０モル％超）のメタンを含有しなければならない。この場合、窒素の分離は、最小限の追加の装置および電力消費を有する窒素除去プロセスの使用を要求する、窒素生成物の純度に関する緩い仕様のために、それほど困難ではない。しかし、電気モーターにより駆動される多くの小規模および中規模の液化天然ガス（ＬＮＧ）設備において、燃料ガスの需要はほとんどなく、窒素生成物は大気中に放出される。放出される場合、窒素生成物は、環境への関心および／またはメタン回収の要件により、例えば、９５モル％を超える、かつ場合によっては９９モル％を超える、より厳しい純度仕様が適用される。

そのようなアプリケーションでは、この比較的高い窒素純度の要件が技術的課題および経済的課題を生じる。天然ガス供給における非常に高い窒素濃度（典型的には１０モル％超、場合によっては２０モル％までまたはそれを超える）の場合、専用の窒素排除ユニット（ＮＲＵ）が、窒素を効率的に除去し、純粋な（９９モル％超）窒素生成物を生成する堅牢な方法を提供することができる。しかし、天然ガス供給が１０モル％以下の窒素を含む多くのアプリケーションがある。そのようなアプリケーションでは、専用のＮＲＵは、高い資本コストおよび装置の複雑さのため、多くの場合現実的に可能でない。また、多くの天然ガス供給においては窒素濃度が比較的大きく変動しやすいという事実により、窒素濃度の変化に適応可能なＮＲＵが要求される。

これらの課題を解決するために、窒素リサイクル流をＮＲＵに加えることまたは専用の精留塔を使用することを含む、いくつかの試みがなされてきた。しかし、これらのプロセスは、多くの場合非常に複雑であり、（関連する資本コストを伴う）大量の装置を必要とし、特に低い窒素濃度（すなわち、５モル％未満）の供給流では運転が難しい、および／または非効率である。さらに、天然ガス供給では窒素濃度が随時変化することが多く、これは、現在のところ窒素含有量の高い供給を取り扱っている場合ですら、将来もそうだとは保証できないことを意味する。

したがって、低い窒素濃度および窒素濃度の変動を有する天然ガス供給から窒素を除去できる単純で効率的かつ費用効率の高い窒素除去プロセスが求められている。

本発明のシステムおよび方法のいくつかの具体的な態様を以下に概説する。

態様１
窒素を枯渇させたＬＮＧ生成物を生成する方法であって、
（ａ）主熱交換器の第１の回路を通して天然ガス供給流を通過させて、天然ガス供給流を冷却しかつ天然ガス流の少なくとも一部を第１の冷媒で液化し、それにより第１の冷却されたＬＮＧ流を生成することと、
（ｂ）主熱交換器から第１の冷却されたＬＮＧ流を回収することと、
（ｃ）第１の冷却されたＬＮＧ流を膨張させて、第１の減圧ＬＮＧ流を形成することと、
（ｄ）第１の減圧ＬＮＧ流を第１の位置において窒素精留塔内に導入することであって、この第１の位置が窒素精留塔の底端に位置付けられている、導入することと、
（ｅ）窒素精留塔の底端から第１のＬＮＧ底部流を回収することと、
（ｆ）窒素精留塔から塔頂流を回収することと、
（ｇ）第１のＬＮＧ底部流を冷却して、過冷却されたＬＮＧ流を生じさせることと、
（ｈ）過冷却されたＬＮＧ流の少なくとも一部をフラッシュドラムまたはＬＮＧ貯蔵タンクに導くことと、
（ｉ）フラッシュドラムからのフラッシュガス流およびＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガス流の群から選択される少なくとも一方を収集して、リサイクル流を形成することと、
（ｊ）主熱交換器の第２の回路を通してリサイクル流を通過させて、リサイクル流を冷却しかつリサイクル流の少なくとも一部を液化し、それにより少なくとも部分的に液化したリサイクル流を生成することと、
（ｋ）少なくとも部分的に液化したリサイクル流を膨張させて、減圧リサイクル流を形成することと、
（ｌ）減圧リサイクル流を第２の位置において窒素精留塔内に導入することであって、この第２の位置が第１の位置の上方にあり、少なくとも１つの分離ステージが窒素精留塔内の第１の位置と第２の位置との間にある、導入することと、を含む、方法。

態様２
（ｍ）過冷却された液体ＬＮＧ流を使用して窒素精留塔に冷却デューティを提供すること、をさらに含む、態様１に記載の方法。

態様３
（ｎ）工程（ｍ）を実行する前に、過冷却された液体ＬＮＧ流を少なくとも部分的に気化させること、をさらに含む、態様２に記載の方法。

態様４
（ｏ）第１の冷媒を冷凍ループ内で圧縮および冷却することと、
（ｐ）第１の冷媒のスリップ流を回収して窒素精留塔に冷却デューティを提供することと、をさらに含む、態様１〜３のいずれかに記載の方法。

態様５
（ｑ）過冷却されたＬＮＧ流の少なくとも一部をフラッシュドラムに導くこと、をさらに含む、態様１〜４のいずれかに記載の方法。

態様６
（ｒ）工程（ｊ）を実行する前にリサイクル流を圧縮および冷却すること、をさらに含む、態様１〜５のいずれかに記載の方法。

態様７
（ｓ）工程（ｂ）を実行した後かつ工程（ｄ）を実行する前に、窒素精留塔の底端からの再沸騰流に対する間接熱交換によって第１のＬＮＧ流をさらに冷却し、それにより暖められた再沸騰流を生成することと、
（ｔ）暖められた再沸騰流を窒素精留塔の底端内に導入することと、をさらに含む、態様１〜６のいずれかに記載の方法。

態様８
工程（ｈ）が、過冷却された液体ＬＮＧ流を、窒素ストリッパ塔内で液体ＬＮＧ生成物流と蒸気ＬＮＧ生成物流とに分離することをさらに含み、
（ｕ）窒素精留塔の上端から窒素を富化した蒸気流を回収し、窒素ストリッパ塔内に位置付けられた凝縮器熱交換器を通してこの窒素を富化した蒸気流を通過させて、窒素ストリッパ塔に沸騰デューティを提供し、それにより少なくとも部分的に液化した窒素を富化した流れを生成することと、
（ｖ）この少なくとも部分的に液化した窒素を富化した流れを窒素精留塔の上端に戻すことと、をさらに含む、態様１〜７のいずれかに記載の方法。

態様９
（ｗ）塔頂熱交換器内で塔頂流をさらに冷却し、さらに冷却された塔頂流を、窒素を富化した流れと水素／ヘリウムを富化した流れとに分離することと、
（ｘ）窒素を富化した流れを膨張させ、膨張した窒素を富化した流れを使用して塔頂熱交換器に冷凍デューティを提供することと、をさらに含む、態様１〜８のいずれかに記載の方法。

態様１０
（ｙ）圧力スイング吸着または膜ユニットを使用して、塔頂流を、窒素を富化した流れと水素／ヘリウムを富化した流れとに分離すること、をさらに含む、態様１〜９のいずれかに記載の方法。

態様１１
（ｚ）過冷却されたＬＮＧ流をＬＮＧ生成物流と蒸気ＮＧ生成物流とに分離することをさらに含み、
工程（ｉ）が、ＬＮＧ生成物流をＬＮＧ貯蔵タンクに導くことをさらに含む、態様１〜１０のいずれかに記載の方法。

態様１２
（ａａ）ボイルオフガス流を蒸気ＮＧ生成物流と混合してリサイクル流を形成すること、をさらに含む、態様１１に記載の方法。

態様１３
工程（ｄ）が、第１の減圧ＬＮＧ流を第１の位置において窒素精留塔内に導入することを含み、この第１の位置が、窒素精留塔内に位置付けられた任意の分離ステージの下方に位置付けられている、態様１〜１２のいずれかに記載の方法。

態様１４
（ａｂ）天然ガス供給流からのスリップ流を窒素精留塔の底端に導くこと、をさらに含む、態様１〜１３のいずれかに記載の方法。

態様１５
窒素を枯渇させたＬＮＧ生成物を生成する装置であって、
天然ガス供給流を受け、熱交換器を通して上記流を通過させて天然ガス供給流を冷却し、第１のＬＮＧ流および過冷却されたＬＮＧ流を生成するように、天然ガス供給流の少なくとも一部を液化するための第１のセットの冷却通路を有する主熱交換器であって、主熱交換器が、リサイクル流を受け、主熱交換器を通してリサイクル流を通過させてリサイクル流を冷却し、少なくとも部分的に液化して、第１の少なくとも部分的に液化したリサイクル流を生成するための第２のセットの通路をさらに含み、この冷却通路が、天然ガス供給流とは別にかつ天然ガス供給流と平行に熱交換器を通してリサイクル流を通過させるように配置されている、主熱交換器と、
第１および第２のセットの冷却通路を冷却するために主熱交換器に冷媒を供給するための冷凍システムと、
第１のＬＮＧ流、または第１のＬＮＧ流の一部から形成されたＬＮＧ流を受け、膨張させ、部分的に気化し、分離して底部流および塔頂流を形成するための、主熱交換器と流体流連通状態にある第１の分離システムであって、リサイクル流入口と、リサイクル流入口の上方に位置付けられたＬＮＧ流入口とを含み、かつリサイクル流入口とＬＮＧ流入口との間に位置付けられた少なくとも１つの分離ステージをさらに含む、第１の分離システムと、
過冷却されたＬＮＧ流を受けて貯蔵するための貯蔵タンクであって、リサイクル流と流体流連通状態にある、貯蔵タンクと、を備え、
底部流が、底部流を過冷却して過冷却されたＬＮＧ流を形成するように動作上構成された主熱交換器の冷たい管束内で第１のセットの通路と流体流連通状態にある、装置。

態様１６
貯蔵タンクからのリサイクル流を受け、このリサイクル流を圧縮して圧縮されたリサイクル流を形成し、圧縮されたリサイクル流を主熱交換器に戻すための圧縮機をさらに備える、態様１５に記載のシステム。

態様１７
第１の分離システムが、過冷却されたＬＮＧ流を使用して第１の分離システムに凝縮デューティを提供するように適合された凝縮器熱交換器をさらに備える、態様１５および１６のいずれかに記載のシステム。

態様１８
凝縮器熱交換器の下流かつ貯蔵タンクの上流に位置付けられたフラッシュドラムをさらに備える、態様１７に記載のシステム。

類似の番号が類似の要素を示す添付の図面と共に本発明を以下で説明する。

図１は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第１の例示的な実施形態のブロック図である。

図２は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第２の例示的な実施形態のブロック図である。

図３は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第３の例示的な実施形態のブロック図である。

図４は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第４の例示的な実施形態のブロック図である。

図４Ａは、図４に示されたシステムに対する任意選択の変形のブロック図である。

図５は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第５の例示的な実施形態のブロック図である。

図６は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第６の例示的な実施形態のブロック図である。

図７は、専用の窒素除去システムを有する天然ガス液化システムの第７の例示的な実施形態のブロック図である。

以下の詳細な説明は、好適な例示的態様のみを提供するもので、本発明の範囲、適用性、または構成を限定することを意図しない。むしろ、好適な例示的実施形態の以下の詳細な説明は、本発明の好適な例示的実施形態を実施することを可能にする説明を当業者に提供するものである。添付の特許請求の範囲に記載されたような本発明の精神および範囲から逸脱することなく、要素の機能および配置において様々な変更を行えることが理解されよう。

本発明の部分を記述するために、方向を示す用語が本明細書および特許請求の範囲で使用されることがある（例えば、上、下、左、右等）。これら方向を示す用語は、単に好適な例示的実施形態を記載することを助けるためのものであり、特許請求された本発明の範囲を限定することを意図しない。本明細書で使用される場合、用語「上流」は、基準点からの、導管内の流体の流れの方向と反対の方向を意味することを意図する。同様に、用語「下流」は、基準点からの、導管内の流体の流れの方向と同じ方向を意味することを意図する。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、用語「流体流連通」は、包含された様式で（すなわち、実質的に漏れなく）２つ以上の構成要素間を液体、蒸気、および／または気体が輸送されることを可能にする、これらの構成要素間の接続性の性質を指す。２つ以上の構成要素を互いに流体連通するように結合させることは、溶接、フランジ付き導管、ガスケット、およびボルトを用いるような、当技術分野で知られた任意の好適な方法を含み得る。２つ以上の構成要素を、それらを分離することができるシステムの他の構成要素を介して連結してもよい。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、用語「天然ガス」は、主にメタンからなる炭化水素ガス混合物を意味する。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、用語「分離ステージ」は、気液接触装置であって、蒸気が液体と平衡してこの装置を去るように、上昇する蒸気と下降する液体との間の物質移動を可能にする、気液接触装置を意味することを意図する。気液接触装置の例として、トレイ（バルブトレイ、シーブトレイ等）またはパッキン（構造化パッキン、ランダムパッキン等）などの業界で通常知られた任意の種類の装置が挙げられる。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、用語「管束」は、シェルと、少なくとも１つの巻回されたチューブの回路と、を含むコイル巻回式熱交換器の一部を指すことを意図する。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、用語「軽い成分」は、メタンよりも低い標準沸点を有する流体の成分を指すことを意図する。

本開示において、実施形態間で共有される要素は、１００の倍数分増加する参照番号によって表される。例えば、図２のフラッシュドラム２４０は図５のフラッシュドラム５４０に対応する。明確化のため、先の実施形態と共有される、実施形態のいくつかの特徴は、後続の図中で番号付けされるが、明細書内では繰り返されない。番号付けされた特徴が後続実施形態で具体的に記載されない場合、この特徴は、その特徴が記載された最後の実施形態内と構造が実質的に同一であり、実質的に同じ機能を実行することが想定され得る。

天然ガス液化システム１００の第１の例示的な実施形態を図１に示す。天然ガス（ＮＧ）供給１０２は、ボイルオフガス（ＢＯＧ）および／またはフラッシュガスを含むリサイクル流１６６と混合されて、暖かい管束１０６内で冷却されて冷却されたＮＧ／ＢＯＧ流１０５を生成する混合されたＮＧ／ＢＯＧ流１０３を形成する。冷却されたＮＧ／ＢＯＧ流１０５は、中央管束１１０内で少なくとも部分的に液化されて、少なくとも部分的に液化したＮＧ流１０７を生成する。少なくとも部分的に液化したＮＧ流１０７は、バルブ１１４を通して圧力が下げられて減圧ＮＧ流１０９を生成し、この減圧ＮＧ流が、全ての分離ステージ１１７の下方の、窒素（Ｎ２）精留塔１１８の底端に入る。

Ｎ２精留塔１１８からの底部液体流１２０は、軽い成分が枯渇され、冷たい管束１２２内で過冷却され続けて、過冷却されたＬＮＧ流１２４となる。過冷却されたＬＮＧ流１２４は、凝縮器熱交換器１２６に入って、Ｎ２精留塔１１８に冷却デューティを提供する。凝縮器熱交換器１２６を出るＬＮＧ流１３４は、バルブ１３６を通して減圧されて第１の減圧ＬＮＧ流１３８を生成し、この第１の減圧ＬＮＧ流が、任意選択でフラッシュドラム１４０内でさらに減圧されて、塔頂ＬＮＧ流１５０および底部ＬＮＧ生成物１４２を生成する。

フラッシュドラム１４０からの底部ＬＮＧ生成物１４２は、ライン１４６およびバルブ１４４を介してＬＮＧ貯蔵タンク１４８に送られる。ＬＮＧ生成物は、ライン１９９を介して貯蔵タンク１４８から排出することができる。フラッシュドラム１４０からの塔頂ＬＮＧ流１５０は、ＬＮＧ貯蔵タンク１４８からのＢＯＧガス流１５６とライン１５４を介して混合されるバルブ１５２を介して減圧されて、リサイクル流１５８を形成する。リサイクル流１５８は、好ましくはＢＯＧ圧縮機１６０内で圧縮されて、圧縮されたリサイクル流１６２を形成し、この圧縮されたリサイクル流が次に、好ましくは空気冷却器１６４内で冷却されて、天然ガス供給１０２と混合されて混合されたＮＧ／ＢＯＧ流１０３を形成するＢＯＧリサイクル流１６６を生じる。

Ｎ２、Ｈ２およびＨｅなどの軽い成分を富化した塔頂流１２８は、Ｎ２精留塔１１８の上端（部分凝縮器１２６の上方）から回収され、燃料として使用されるか、またはバルブ１３０およびライン１３２を介して大気中に放出される。

システム１００は、暖かい管束１０６、中央管束１１０、および冷たい管束１２２に冷凍デューティを提供する冷凍システム１９９を含む。図１に示された冷凍システムは、冷媒が、専用回路内の各管束内で冷却された後に膨張され、各管束のシェル側内に導入されて、天然ガスに冷凍デューティを提供する、例示的な閉ループシステムである。冷媒は、暖かい管束のシェル側の底から回収され、圧縮および冷却された後に管束に再循環される。本明細書に記載の実施形態のいずれかのシステム１９９に代えて、任意の好適な冷凍システムまたはプロセスを使用することができる。図面を単純化するため、図２〜７には冷凍システム１９９が示されていないが、各例示的な液化システムの一部であることを理解されたい。

システム２００の第２の例示的な実施形態を図２に示す。この実施形態は、塔頂流２２８の取り扱いを除き、図１のシステム１００とほぼ同一である。システム２００において、Ｎ２精留塔２１８の塔頂流２２８は、バルブ２３０およびライン２３２を介して熱交換器２６８に移送され、そこでさらに冷却されて冷却された塔頂流２７０となる。冷却された塔頂流２７０は次に、フラッシュドラム２７８内で相分離されて、Ｈ２／Ｈｅを富化した流れ２８０およびＮ２を富化した流れ２７６を生成する。Ｎ２を富化した流れ２７６は、バルブ２７４を介して圧力が下げされて減圧されたＮ２を富化した流れ２７２を生じ、熱交換器２６８に送られて、冷凍を提供した後に大気２８４中に放出される。Ｈ２／Ｈｅを富化した流れ２８０は、任意選択で交換器２６８に送られて、冷凍を提供した後にライン２８２を介してＨ２リサイクルシステム（図示せず）に移送される。

システム２００における図１のシステム１００からの１つの他の変更が、バルブ２２５の位置付けである。このシステム２００において、過冷却されたＬＮＧ流２２４は、バルブ２２５によって減圧されて、減圧された過冷却ＬＮＧ流２２７を生成し、この減圧された過冷却ＬＮＧ流が凝縮器熱交換器２２６内に導入される。

システム３００の第３の例示的な実施形態を図３に示す。図３において、天然ガス供給３０２は、リサイクル流３５８とは別に冷却される。天然ガス供給３０２は、最初に暖かい管束３０６内で冷却されて、冷却されたＮＧ流３０８を生成し、中央管束３１０内で少なくとも部分的に液化されて、少なくとも部分的に液化したＮＧ流３１２を生成する。少なくとも部分的に液化したＮＧ流３１２は、バルブ３１４を通して圧力が下げられて減圧ＮＧ流３１６を生成し、この減圧ＮＧ流がＮ２精留塔３１８に入る。Ｎ２精留塔３１８からの底部液体流３２０は、軽い成分が枯渇され、冷たい管束３２２内で過冷却され続けて、過冷却されたＬＮＧ流３２４を生成する。過冷却されたＬＮＧ流３２４は、凝縮器熱交換器３２６に入り、Ｎ２精留塔３１８に冷却デューティを提供する。凝縮器熱交換器３２６を出るＬＮＧ流３３４は、バルブ３３６を通してさらに減圧されて第１の減圧ＬＮＧ流３３８を生成し、この第１の減圧ＬＮＧ流が、任意選択でフラッシュドラム３４０内でさらに減圧されて、塔頂ＮＧ流３５０および底部ＬＮＧ生成物３４２を生成する。

フラッシュドラム３４０からの底部ＬＮＧ生成物３４２は、ライン３４６およびバルブ３４４を介してＬＮＧ貯蔵タンク３４８に送られる。フラッシュドラム３４０からの塔頂留出物３５０は、バルブ３５２およびライン３５４を介して導かれ、ＬＮＧ貯蔵タンク３４８からのＢＯＧガス３５６と混合してリサイクル流３５８となる。リサイクル流３５８は、ＢＯＧ圧縮機３６０内で圧縮されて、圧縮されたリサイクル流３６２を形成し、この圧縮されたリサイクル流が次に、空気冷却器３６４内で冷却されてＢＯＧリサイクル流３６６を生じる。

この実施形態では、リサイクル流３６６は、暖かい管束３０６および中央管束３１０内で天然ガス供給流３０２とは別にかつ天然ガス供給流３０２と平行に、少なくとも部分的に液化されて、少なくとも部分的に液化したリサイクル流３８８を生じる。少なくとも部分的に液化したリサイクル流３８８は、バルブ３９２を介して圧力が下げられて、減圧リサイクル流３９０を生じる。減圧リサイクル流３９０は、流れ３１６が導入される位置よりも高い位置においてＮ２精留塔３１８内に導入され、これら２つの位置の間に少なくとも１つの分離ステージ３１７がある。

Ｎ２、Ｈ２およびＨｅなどの軽い成分を富化したＮ２精留塔の塔頂留出物３２８は、図２のシステム２００と同様に処理される。

システム４００の第４の例示的な実施形態を図４に示す。この実施形態では、少なくとも部分的に液化したＮＧ流４１２は、再沸騰熱交換器４９７内でさらに冷却されて、さらに冷却された部分的に液化したＮＧ流４１３を生成する。さらに冷却された部分的に液化したＮＧ流４１３は、バルブ４１４を介して圧力が下げられて、減圧された部分的に液化したＬＮＧ流４１６を生成する。図３のシステム３００のように、減圧された部分的に液化したＬＮＧ流４１６は、１つのセットの分離ステージ４１７の上方の位置においてＮ２精留塔４１８に入る。

再沸騰熱交換器４９７は、ライン４９６および戻りライン４９８を介して、Ｎ２精留塔４１８の底部に加熱デューティを提供する。Ｎ２精留塔４１８からの底部液体流４２０は、軽い成分が枯渇され、冷たい管束４２２内で過冷却され続けて、過冷却されたＬＮＧ流４２４となる。過冷却されたＬＮＧ流４２４は、凝縮器熱交換器４２６に入って、Ｎ２精留塔４１８に冷却デューティを提供する。

凝縮器熱交換器４２６を出るＬＮＧ流４３４は、バルブ４３６を通してさらに減圧されて第１の減圧ＬＮＧ流４３８を生成し、この第１の減圧ＬＮＧ流は、任意選択でフラッシュドラム４４０内でさらに減圧されて、塔頂ＬＮＧ流４５０および底部ＬＮＧ生成物４４２を生成する。フラッシュドラム４４０からの底部ＬＮＧ生成物４４２は、ライン４４６を介してＬＮＧ貯蔵タンク４４０に送られ、必要ならば、ポンプ４４４を介して送り込まれる。

システム４００の任意選択の変形を図４Ａに示す。図４Ａにおいて、第１の減圧ＬＮＧ流４３８はバルブ４３６によって減圧され、フラッシュドラム内でさらに分離されるのではなく、ライン４５４を介してＬＮＧ貯蔵タンク４４８に導かれる。

システム５００の第５の例示的な実施形態を図５に示す。図５において、過冷却されたＬＮＧ流５２４は、Ｎ２ストリッパ塔５２５の頂部に入り、Ｎ２ストリッパ塔５２５内に位置付けられた凝縮器熱交換器５２６に凝縮冷却デューティを提供する。第２の塔頂流５４７が、Ｎ２精留塔５１８の上端から回収され、凝縮器熱交換器５２６内で凝縮されて、少なくとも部分的に液化した窒素を富化した流れ５４５を生成し、この少なくとも部分的に液化した窒素を富化した流れがＮ２精留塔５１８の上端内に再導入される。

Ｎ２ストリッパ塔５２５からの底部ＬＮＧ生成物５３７が、ＬＮＧ貯蔵タンク５４８へ送られる。Ｎ２ストリッパ塔５２５の塔頂流５２７が、バルブ５２９およびライン５３１を介して送られ、貯蔵タンクからのＢＯＧガス５３３と混合してリサイクル流５５８を生成する。

任意選択で、流れ５０５および／または流れ５０９などの、暖かい供給ガスのスリップ流を使用して、Ｎ２精留塔５１１の底部に追加のストリッピングおよび再沸騰デューティを提供することができる。

システム６００の第６の例示的な実施形態を図６に示す。この実施形態は、Ｎ２精留塔６１８の部分凝縮器６２６に対する冷却デューティが、ＬＮＧによってではなく、冷凍ループ（例えば、図１参照）からの冷媒のスリップ流６６５によって提供されることを除き、システム３００に非常に類似している。Ｎ２精留塔６１８を出る使用済み冷媒６６７は、冷凍ループに戻される。

この実施形態では、Ｈ２／Ｈｅを富化した流れ６７６は、熱交換器６６８を通して送られず、これにより熱交換器の構造が単純になる。

システム７００の第７の例示的な実施形態を図７に示す。図７において、Ｎ２精留塔の塔頂留出物７２８は、圧力スイング吸着（ＰＳＡ）ユニットまたは膜ユニット７６７内でさらに処理してＮ２からＨ２／Ｈｅをさらに分離するために、バルブ７３０およびライン７３２を介して移送される。

この実施例は、図３のシステム３００の特定の例示的な実装例に基づいている。石炭ガス化ユニットからの天然ガス供給流３０２は、暖かい管束３０６に入り、熱交換器のシェル側（図示せず）の混合冷媒を使用して、チューブ回路内で華氏−３２°（−３５℃）まで冷却される。冷却されたＮＧ流３０８は次に、中央管束３１０内で混合冷媒を使用して華氏−１６３°（−１０８℃）までさらに冷却されて、少なくとも部分的に液化したＮＧ流３１２を形成する。少なくとも部分的に液化したＮＧ流３１２は、バルブ３１４を通して３２３ＰＳＩＡ（２２２７ｋＰａ）まで減圧され、（２相である）減圧ＮＧ流３１６を形成する。減圧ＮＧ流３１６は、Ｎ２精留塔３１８の底端内に導入されて、分離される。結果得られた蒸気が、減圧リサイクル流３９０の蒸気部分と共にＮ２精留塔のトレイまたはパッキン（分離ステージ）を通って上昇し、徐々に（メタンが除去されて）精製され、約０．５モル％のメタンを含んだ塔頂流３２８をもたらす。

塔頂流３２８は、プロセスの加熱または他の用途のための燃料として使用することができる。この実施例では、塔頂流３２８は、熱交換器３６８および分離器３７８を使用して、さらに分離される。塔頂流３２８は、バルブ３３０およびライン３３２を介して熱交換器３６８に導かれ、そこで華氏−２７４°（−１７０℃）まで冷却される。この冷却により窒素およびより重い成分が凝縮し、ドラム３７８内で分離されて、粗水素流３８０および窒素液体流３７６を生成する。窒素液体流３７６は次に、バルブ３７４で減圧され、減圧流３７２が熱交換器３６８内で気化されて、流れ３８４として大気中に放出される。粗水素流３８０も熱交換器３６８内で暖められて、流れ３８２として石炭ガス化プラントへリサイクルされる。

Ｎ２精留塔３１８への供給の大部分は、底部液体流３２０内に回収される。底部液体流３２０は次に、冷たい管束３２２内で過冷却され、華氏−２６３°（−１６４℃）の温度の過冷却されたＬＮＧ流３２４として出ていく。過冷却されたＬＮＧ流３２４は、１８ｐｓｉａ（１２４ｋＰａ）まで減圧されて、凝縮器熱交換器３２６内で部分的に気化されて、Ｎ２精留塔３１８に冷凍を提供する。凝縮器熱交換器３２６を出るＬＮＧ流３３４は、蒸気分率が５モル％であり、フラッシュドラム３４０に送られて、そこで、ＬＮＧ貯蔵タンク３４８へ送られる底部ＬＮＧ生成物３４２と、塔頂ＮＧ流３５０とに分離される。ＬＮＧ貯蔵タンク３４８内のＬＮＧは、大気圧１４．７ｐｓｉａ（１０１ｋＰａ）で貯蔵される。ＬＮＧ貯蔵タンク３４８は、液体ＬＮＧ流３９９と、フラッシュドラム３４０からの液体流３４２が接続ライン３４６を介してＬＮＧ貯蔵タンク３４８に入るときに発生する追加の瞬間的な蒸発、およびＬＮＧ貯蔵タンク３４８内への熱漏洩によるボイルオフに起因するボイルオフガス流３５６とを生成する。

フラッシュドラム３４０からの塔頂ＮＧ流３５０は、ＬＮＧ貯蔵タンク３４８からのＢＯＧ流３５６と混合されてリサイクル流３５８を形成し、このリサイクル流がＢＯＧ圧縮機３６０へ送られる。ＢＯＧ圧縮機３６０がリサイクル流３５８を８８７ｐｓｉａ（６１１６ｋＰａ）まで圧縮し、圧縮されたリサイクル流３６２を形成する。圧縮されたリサイクル流３６２は次に、空気冷却器３６４内で華氏１００°（３８℃）まで冷却されて、ＢＯＧリサイクル流３６６を形成する。ＢＯＧリサイクル流３６６は、暖かい管束３０６に入り、熱交換器のシェル側（図示せず）を通って下降する混合冷媒と接触して華氏−３２°（−３６℃）まで冷却される。結果得られる流れ３８６が次に、中央管束３１０内で華氏−１６３°（−１０８℃）まで冷却される。結果得られる流れ３１２が、バルブ３９２を通して３２０ｐｓｉａ（２２０６ｋＰａ）まで減圧されて減圧リサイクル流３９０を形成し、この減圧リサイクル流がＮ２精留塔３１８内に導入される。

以上本発明の原理が好適な実施形態に関して説明されたが、説明は一例としてなされたに過ぎず、本発明の範囲の限定としてなされたものでないことは、当業者には明確に理解されるであろう。

Claims (17)

1. 窒素を枯渇させたＬＮＧ生成物を生成する方法であって、
   （ａ）主熱交換器の第１の回路を通して天然ガス供給流を通過させて、前記天然ガス供給流を冷却しかつ前記天然ガス流の少なくとも一部を第１の冷媒で液化し、それにより第１の冷却されたＬＮＧ流を生成することと、
   （ｂ）前記主熱交換器から前記第１の冷却されたＬＮＧ流を回収することと、
   （ｃ）前記第１の冷却されたＬＮＧ流を膨張させて、第１の減圧ＬＮＧ流を形成することと、
   （ｄ）前記第１の減圧ＬＮＧ流を第１の位置において窒素精留塔内に導入することであって、前記第１の位置が前記窒素精留塔の底端に位置付けられている、導入することと、
   （ｅ）前記窒素精留塔の前記底端から第１のＬＮＧ底部流を回収することと、
   （ｆ）前記窒素精留塔から塔頂流を回収することと、
   （ｇ）前記第１のＬＮＧ底部流を冷却して、過冷却されたＬＮＧ流を生じさせることと、
   （ｈ）前記過冷却されたＬＮＧ流の少なくとも一部をフラッシュドラムまたはＬＮＧ貯蔵タンクに導くことと、
   （ｉ）前記フラッシュドラムからのフラッシュガス流および前記ＬＮＧ貯蔵タンクからのボイルオフガス流の群から選択される少なくとも一方を収集して、リサイクル流を形成することと、
   （ｊ）前記主熱交換器の第２の回路を通して前記リサイクル流を通過させて、前記リサイクル流を冷却しかつ前記リサイクル流の少なくとも一部を液化し、それにより少なくとも部分的に液化したリサイクル流を生成することと、
   （ｋ）前記少なくとも部分的に液化したリサイクル流を膨張させて、減圧リサイクル流を形成することと、
   （ｌ）前記減圧リサイクル流を第２の位置において前記窒素精留塔内に導入することであって、前記第２の位置が前記第１の位置の上方にあり、少なくとも１つの分離ステージが前記窒素精留塔内の前記第１の位置と前記第２の位置との間にある、導入することと、を含み、
   工程（ｈ）が、前記過冷却された液体ＬＮＧ流を、窒素ストリッパ塔内で液体ＬＮＧ生成物流と蒸気ＬＮＧ生成物流とに分離することをさらに含み、
   （ｕ）前記窒素精留塔の上端から窒素を富化した蒸気流を回収し、前記窒素ストリッパ塔内に位置付けられた凝縮器熱交換器を通して前記窒素を富化した蒸気流を通過させて前記窒素ストリッパ塔に沸騰デューティを提供し、それにより少なくとも部分的に液化した窒素を富化した流れを生成することと、
   （ｖ）前記少なくとも部分的に液化した窒素を富化した流れを前記窒素精留塔の前記上端に戻すことと、をさらに含む、
   方法。
2. （ｍ）前記過冷却された液体ＬＮＧ流を使用して前記窒素精留塔に冷却デューティを提供すること、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
3. （ｎ）工程（ｍ）を実行する前に、前記過冷却された液体ＬＮＧ流を少なくとも部分的に気化させること、をさらに含む、請求項２に記載の方法。
4. （ｏ）前記第１の冷媒を冷凍ループ内で圧縮および冷却することと、
   （ｐ）前記第１の冷媒のスリップ流を回収して前記窒素精留塔に冷却デューティを提供することと、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
5. （ｑ）前記過冷却されたＬＮＧ流の少なくとも一部をフラッシュドラムに導くこと、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
6. （ｒ）工程（ｊ）を実行する前に前記リサイクル流を圧縮および冷却すること、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
7. （ｓ）工程（ｂ）を実行した後かつ工程（ｄ）を実行する前に、前記窒素精留塔の前記底端からの再沸騰流に対する間接熱交換によって前記第１のＬＮＧ流をさらに冷却し、それにより暖められた再沸騰流を生成することと、
   （ｔ）前記暖められた再沸騰流を前記窒素精留塔の前記底端内に導入することと、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
8. （ｗ）塔頂熱交換器内で前記塔頂流をさらに冷却し、さらに冷却された塔頂流を、窒素を富化した流れと水素／ヘリウムを富化した流れとに分離することと、
   （ｘ）窒素を富化した流れを膨張させ、前記膨張した窒素を富化した流れを使用して前記塔頂熱交換器に冷凍デューティを提供することと、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
9. （ｙ）圧力スイング吸着または膜ユニットを使用して、前記塔頂流を、窒素を富化した流れと水素／ヘリウムを富化した流れとに分離すること、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
10. （ｚ）前記過冷却されたＬＮＧ流をＬＮＧ生成物流と蒸気ＮＧ生成物流とに分離することをさらに含み、
    工程（ｉ）が、前記ＬＮＧ生成物流を前記ＬＮＧ貯蔵タンクに導くことをさらに含む、請求項１に記載の方法。
11. （ａａ）前記ボイルオフガス流を前記蒸気ＮＧ生成物流と混合して前記リサイクル流を形成すること、をさらに含む、請求項１０に記載の方法。
12. 工程（ｄ）が、前記第１の減圧ＬＮＧ流を前記第１の位置において前記窒素精留塔内に導入することを含み、前記第１の位置が、前記窒素精留塔内に位置付けられた任意の分離ステージの下方に位置付けられている、請求項１に記載の方法。
13. （ａｂ）前記天然ガス供給流からのスリップ流を前記窒素精留塔の前記底端に導くこと、をさらに含む、請求項１に記載の方法。
14. 窒素を枯渇させたＬＮＧ生成物を生成するための装置であって、
    天然ガス供給流を受け、熱交換器を通して前記流を通過させて前記天然ガス供給流を冷却し、第１のＬＮＧ流および過冷却されたＬＮＧ流を生成するように、前記天然ガス供給流の少なくとも一部を液化するための第１のセットの冷却通路を有する主熱交換器であって、前記主熱交換器が、リサイクル流を受け、前記主熱交換器を通して前記リサイクル流を通過させて前記リサイクル流を冷却し、少なくとも部分的に液化して、第１の少なくとも部分的に液化したリサイクル流を生成するための第２のセットの通路をさらに含み、前記冷却通路が、前記天然ガス供給流とは別にかつ前記天然ガス供給流と平行に前記熱交換器を通して前記リサイクル流を通過させるように配置されている、主熱交換器と、
    前記第１および第２のセットの冷却通路を冷却するために前記主熱交換器に冷媒を供給するための冷凍システムと、
    前記第１のＬＮＧ流、または前記第１のＬＮＧ流の一部から形成されたＬＮＧ流を受け、膨張させ、部分的に気化し、分離して底部流および塔頂流を形成するための、前記主熱交換器と流体流連通状態にある第１の分離システムであって、リサイクル流入口と、前記リサイクル流入口の上方に位置付けられたＬＮＧ流入口とを含み、かつ前記リサイクル流入口と前記ＬＮＧ流入口との間に位置付けられた少なくとも１つの分離ステージをさらに含む、第１の分離システムと、
    前記過冷却されたＬＮＧ流を受けて貯蔵するための貯蔵タンクであって、前記リサイクル流と流体流連通状態にある、貯蔵タンクと、
    窒素ストリッパ塔と、
    を備え、
    前記底部流が、前記底部流を過冷却して前記過冷却されたＬＮＧ流を形成するように動作上構成された前記主熱交換器の冷たい管束内で前記第１のセットの通路と流体流連通状態にあり、
    前記過冷却された液体ＬＮＧ流が、前記窒素ストリッパ塔内で液体ＬＮＧ生成物流と蒸気ＬＮＧ生成物流とに分離される、
    装置。
15. 前記貯蔵タンクからの前記リサイクル流を受け、前記リサイクル流を圧縮して圧縮されたリサイクル流を形成し、前記圧縮されたリサイクル流を前記主熱交換器に戻すための圧縮機をさらに備える、請求項１４に記載のシステム。
16. 前記第１の分離システムが、前記過冷却されたＬＮＧ流を使用して前記第１の分離システムに凝縮デューティを提供するように適合された凝縮器熱交換器をさらに備える、請求項１４に記載のシステム。
17. 前記凝縮器熱交換器の下流かつ前記貯蔵タンクの上流に位置付けられたフラッシュドラムをさらに備える、請求項１６に記載のシステム。

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