JP6928029B2 - モジュール化ｌｎｇ分離装置およびフラッシュガス熱交換器 - Google Patents

Description

本発明は、概して、液化天然ガス（ＬＮＧ）製品を製造する方法およびシステムに関する。より具体的には、本発明は、フラッシュガスをＬＮＧ流から分離してＬＮＧ製品を製造し、冷却をフラッシュガスから回収する装置に関する。本発明はまた、装置を利用するＬＮＧ製品を製造する方法およびシステムに関する。

天然ガスの液化は重要な工業プロセスである。ＬＮＧの全世界の生産能力は、年間３億トン以上（ＭＴＰＡ）である。天然ガスを冷却する、液化する、および任意であるがサブクールする多くの液化システムがこの技術分野において周知である。

代表的な液化システムでは、第１の天然ガス供給流は、主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）で、１種類以上の冷媒との間接熱交換により予冷される、液化される、および任意であるがサブクールされて第１のＬＮＧ流を生成する。次に、第１のＬＮＧ流は、第１のＬＮＧ流をフラッシュ蒸発させて第１のフラッシュ蒸発ＬＮＧ流を生成することにより、さらに処理することができ、次に第１のフラッシュ蒸発ＬＮＧ流を気液分離器（フラッシュドラム）に送給してＬＮＧ製品をフラッシュガスから分離する。

分離されたフラッシュガスは、気液分離器から取り出され、フラッシュガス熱交換器の低温側で暖められて暖められたフラッシュガス流を生成することにより、冷却をフラッシュガスから回収して、冷却負荷をフラッシュガス熱交換器に与える。次に、暖められたフラッシュガス流を圧縮することができ、冷却することができ、再利用して天然ガス供給流に戻すことができる。第２の天然ガス供給流（例えば、第１の天然ガス供給流をＭＣＨＥで液化する前に第１の天然ガス供給流から分離される）をフラッシュガス熱交換器で冷却して液化することにより第２のＬＮＧ流を生成することができ、第２のＬＮＧ流をフラッシュ蒸発させて、第１のフラッシュ蒸発ＬＮＧ流と合流させることができる。あるいは、ＭＣＨＥの冷却回路により循環させる冷媒流のような別の種類の流れを、フラッシュガス熱交換器の高温側を通過させて、高温側で冷却することができる。

先行技術による液化システムの共通の特徴は、気液分離器およびフラッシュガス熱交換器が、配管接続される別々のユニットであることである。年間約３００万トンのＬＮＧを生産する代表的な地上式ＬＮＧプラントでは、上に説明したような気液分離器およびフラッシュガス熱交換器の配置に必要とされる区画スペースは、約１０×２０フィート（約３．０４８ｍ×６．０９６ｍ）であり、約１００〜３００フィート（約３０．４８ｍ〜９１．４４ｍ）の絶縁配管が２４インチ（６０．９６ｃｍ）〜３０インチ（７６．２ｃｍ）の直径を有する。

ＬＮＧ産業における現在の傾向は、天然ガスを液化させるシステムを浮遊式プラットフォーム上に構築することを必要とする離岸距離の大きい沖合ガス田を開発することであり、このような応用例は、この技術分野において浮遊式ＬＮＧ（ＦＬＮＧ）生産設備としても知られている。このようなＬＮＧプラントを設計して浮遊式プラットフォーム上で運転することは、非常に多くの課題を提起する。主な問題の１つは、このような浮遊式プラットフォームで利用可能なスペース量が限定されていることである。通常、ＦＬＮＧ生産設備に利用できる区画スペースは、従来の地上式ＬＮＧプラントの約６０％である。

この産業における別の傾向は、ピークシェービング施設の場合のような小規模の液化施設、または単一の大容量トレインの代わりに、より小さい容量の複数の液化トレインが使用されるモジュール化された液化施設の開発である。

結果として、この技術分野では、ＦＬＮＧ生産設備、ピークシェービング施設、および利用可能な設置面積が従来の地上式ＬＮＧ施設よりも小さい他のシナリオにおける使用に適する天然ガス液化方法およびシステムに対するニーズが高まっている。

本明細書において開示されるのは、ＬＮＧ製品を製造する方法およびシステムである。方法およびシステムは、フラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離してＬＮＧ製品を製造し、冷却をフラッシュガスから回収する装置を使用する。装置は、コイル熱交換器を構成する熱交換ゾーン、および分離ゾーンを取り囲むシェルケーシングを含む。熱交換ゾーンは、分離ゾーンの上方に位置して、分離ゾーンと流体連通している。フラッシュガスは、ＬＮＧ製品から分離ゾーンにおいて分離され、分離ゾーンから上方に流れて熱交換ゾーンに流れ込み、冷却は分離されたフラッシュガスから回収される。本発明の装置は、従来の地上式ＬＮＧ施設に対応する先行技術による液化システムおよび方法よりも小さい設置面積を有するさらに小型でコスト効率の高い液化システムおよび方法を実現する。

本発明による装置、システム、および方法の幾つかの好適な態様について以下に概括する。

態様１：フラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離してＬＮＧ製品を製造し、分離されたフラッシュガスから冷却を回収する装置であって、装置は、熱交換ゾーンおよび分離ゾーンを取り囲むシェルケーシングを備え、熱交換ゾーンは、分離ゾーンの上方に位置して、分離ゾーンと流体連通しており、分離ゾーンは、フラッシュガスをＬＮＧ製品から分離するように構成され、熱交換ゾーンは、分離されたフラッシュガスから冷却を回収するように構成されており、
熱交換ゾーンは、熱交換ゾーンの管側およびシェル側を画定する少なくとも１つの コイル管束を含み、管側は、第１流体流を冷却および／または液化する熱交
換ゾーンを通過する１つ以上の通路を画定し、シェル側は、分離されたフラ
ッシュガスを暖める熱交換ゾーンを通過する通路を画定し、
分離ゾーンは、ＬＮＧ製品から分離ゾーンにおいて分離されるフラッシュガスが、
分離ゾーンから上方に流れて、熱交換ゾーンのシェル側に流れ込んでシェル
側を通過するように構成され、
シェルケーシングは：
熱交換ゾーンの管側と流体流連通して、冷却および／または液化対象の第１
流体流を導入する第１入口と、
熱交換ゾーンの管側と流体流連通して第１冷却流体流および／または液化流
体流を引き出す第１出口と、
熱交換ゾーンのシェル側と流体流連通して暖められたフラッシュガス流を引
き出す第２出口と、
分離ゾーンと流体流連通して分離対象のフラッシュガスを含むＬＮＧ流を導
入する第２入口と、
分離ゾーンと流体流連通してＬＮＧ製品流を引き出す第３出口と、を有する
、装置。

態様２：熱交換ゾーンと分離ゾーンとの間に位置決めされるミストエリミネーターをさらに備える、態様１に記載の装置。

態様３：熱交換ゾーンを取り囲むシェルケーシングの部分、および分離ゾーンを取り囲むシェルケーシングの部分は、実質的に同じ直径を有する、態様１または２に記載の装置。

態様４：分離ゾーンを取り囲むシェルケーシングの部分は、熱交換ゾーンを取り囲むシェルケーシングの部分よりも大きい直径を有する、態様１または２に記載の装置。

態様５：分離ゾーンは、下方に流れる流体を上昇蒸気に接触させる１つ以上の物質移動装置を含み、第２入口は、物質移動装置のうち１つ以上の物質移動装置の上方に位置決めされる、いずれかの前の態様に記載の装置。

態様６：装置は、ＬＮＧの一部を、分離ゾーンの底部側から再沸騰させて、分離ゾーンを通過して上方に流れる蒸気を生成するリボイラー熱交換器をさらに備える、いずれかの前の態様に記載の装置。

態様７：分離ゾーンは、ＬＮＧを回収する回収ゾーン、および回収ゾーンの上方にあり、かつフラッシュガスを回収する熱交換ゾーンの下方にあるヘッドスペースゾーンを画定するシェルケーシングの中空部分である、態様１から４のいずれか一態様に記載の装置。

態様８：熱交換ゾーンは、第２コイル管束の上方に位置する第１コイル管束を含み、当該両コイル管束は、熱交換ゾーンの管側およびシェル側を画定し、管側は、第１流体流を冷却および／または液化する熱交換ゾーンを通過する１つ以上の通路を画定し、シェル側は、分離されたフラッシュガスを暖める熱交換ゾーンを通過する通路を画定し、
第１コイル管束により画定される管側は、第１入口と流体流連通して、第１流体 流を冷却および／または液化する少なくとも１つの通路を画定し、
シェルケーシングは、第１コイル管束の管側と流体流連通して第１流体流の冷却
部分および／または液化部分を第１コイル管束から引き出す第４出口を有し、
第２コイル管束により画定される管側は、第１コイル管束の管側および第１出口
と流体流連通して、第１コイル管束からの第１流体流の別の部分をさらに冷
却および／または液化する少なくとも１つの通路を画定する、
いずれかの前の態様に記載の装置。

態様９：シェルケーシングは、熱交換ゾーンのシェル側と流体流連通し、かつ第２出口の下方に位置して暖められたフラッシュガス流を、第２出口から引き出される暖められたフラッシュガス流よりも低い温度で部分的に引き出す第４出口を有する、態様１から７のいずれか一態様に記載の装置。

態様１０：液化天然ガス（ＬＮＧ）製品を製造するシステムであって、システムは：
天然ガス供給流を冷却および液化してＬＮＧ流を生成する主極低温熱交換器（Ｍ
ＣＨＥ）と、
ＭＣＨＥと流体流連通して主冷媒を循環させて１つ以上の低温冷媒流を、ＭＣＨ
Ｅを通過させて、天然ガス流を液化する冷却負荷を与える冷却回路であって、１
つ以上の低温冷媒流をＭＣＨＥにおいて、天然ガス流との間接熱交換により暖め
る、冷却回路と、
ＭＣＨＥと流体流連通してＬＮＧ流の全部または一部の圧力を減圧して減圧ＬＮ
Ｇ流を形成する第１減圧装置と、
第１減圧装置と流体流連通してフラッシュガスを減圧ＬＮＧ流から分離して、分
離されたフラッシュガスから冷却を回収して、ＬＮＧ製品流および暖められたフ
ラッシュガス流を生成する態様１から９のいずれか一態様に記載の装置と、を備
える、システム。

態様１１：第１流体流は、熱交換ゾーンにおいて冷却および液化されて補助ＬＮＧ流を生成する補助天然ガス供給流であり、システムは、補助ＬＮＧ流の圧力を減圧するように構成され、態様１から９のいずれか一態様に記載の装置は、減圧された補助ＬＮＧ流をさらに流入させ、フラッシュガスを減圧された補助ＬＮＧ流から分離し、分離されたフラッシュガスから冷却を回収するように構成される、態様１０に記載のシステム。

態様１２：冷却回路は、態様１から９のいずれか一態様に記載の装置と流体流連通し、第１流体流は、熱交換ゾーンにおいて冷却および／または液化されて冷却冷媒流および／または液化冷媒流となる冷媒流であり、冷却回路は、冷媒流を装置の第１入口に導入して、冷却冷媒流および／または液化冷媒流を装置の第１出口から引き出して、冷却冷媒流および／または液化冷媒流を、ＭＣＨＥを通過させるように構成される、態様１０に記載のシステム。

態様１３：液化天然ガス（ＬＮＧ）製品を製造する方法であって、方法は、態様１０に記載のシステムを採用し、方法は：
（ａ）天然ガス供給流を、ＭＣＨＥを通過させて、天然ガス供給流をＭＣＨＥにおいて冷却および液化してＬＮＧ流を生成することと、
（ｂ）ＬＮＧ流をＭＣＨＥから引き出して、ＬＮＧ流の全部または一部の圧力を減圧して減圧ＬＮＧ流を形成することと、
（ｃ）減圧ＬＮＧ流を装置の分離ゾーンに導入してフラッシュガスを減圧ＬＮＧ流から分離してＬＮＧ製品流を生成することと、
（ｄ）分離されたフラッシュガスから冷却を装置の熱交換ゾーンにおいて回収して、暖められたフラッシュガス流を生成することと、を含む、方法。

態様１４：第１流体流は、補助天然ガス供給流であり、ステップ（ｄ）は、補助天然ガス供給流を熱交換ゾーンにおいて冷却および液化して、補助ＬＮＧ流を生成することを含み、方法は、補助ＬＮＧ流の圧力を減圧することと、減圧された補助ＬＮＧ流を装置の分離ゾーンに導入して、フラッシュガスを減圧された補助ＬＮＧ流から分離することと、冷却を、分離されたフラッシュガスから回収することと、をさらに含む、態様１３に記載の方法。

態様１５：第１流体流は冷媒流であり、ステップ（ｄ）は、冷媒流を装置の熱交換ゾーンにおいて冷却および／または液化して、冷却冷媒流および／または液化冷媒流とすることを含み、方法は、冷却冷媒流および／または液化冷媒流を装置から引き出すことと、冷却冷媒流および／または液化冷媒流を、ＭＣＨＥを通過させることと、をさらに含む、態様１３に記載の方法。

図１は、先行技術による天然ガス液化方法およびシステムを示す模式フロー図である。

図２は、先行技術による天然ガス液化方法およびシステムを示す模式フロー図である。

図３は、先行技術による天然ガス液化方法およびシステムを示す模式フロー図である。

図４は、第１の実施形態によるフラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離する装置を示す模式フロー図である。

図５は、第２の実施形態によるフラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離する装置を示す模式フロー図である。

図６は、第３の実施形態によるフラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離する装置を示す模式フロー図である。

図７は、第４の実施形態によるフラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離する装置を示す模式フロー図である。

図８は、第５の実施形態によるフラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離する装置を示す模式フロー図である。

図９は、先行技術による天然ガス液化方法およびシステムを示す模式フロー図である。

図１０は、先行技術による天然ガス液化方法およびシステムを示す模式フロー図である。

本明細書に記載されているのは、フラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離してＬＮＧ製品を製造し、冷却をフラッシュガスから回収する装置、および装置を利用する、ＬＮＧ製品を製造する方法およびシステムである。本発明の装置、方法、およびシステムは、浮遊式ＬＮＧ（ＦＬＮＧ）生産設備、ピークシェービング施設、モジュール式液化施設、小規模施設、および／またはプラントに利用可能な設置面積により制限が液化システムのサイズに課される任意の他の応用例に特に適しており、かつ魅力的である。

本明細書において使用されるように、特に断りのない限り、冠詞「ａ」および「ａｎ」は、本明細書および特許請求の範囲に記載される本発明の実施形態における任意の特徴に適用されるときの「ｏｎｅ ｏｒ ｍｏｒｅ（１つ以上）」を意味する。「ａ」および「ａｎ」の使用は、このような限定が具体的に述べられていない限り、意味を単一の特徴に限定しない。単数形または複数形の名詞または名詞句の前に来る冠詞「ｔｈｅ」は、特定の指定された特徴または特定の指定された複数の特徴を指し、単数形または複数形が使用される文脈に応じて単数形または複数形の意味合いを持つことができる。

文字が、ある方法に関して列挙されるステップ（例えば、（ａ）、（ｂ）、および（ｃ））を特定するために本明細書で使用される場合、これらの文字は、方法ステップを指し易くするためにのみ使用され、このような順序が具体的に列挙されていない限り、かつこのような順序が具体的に列挙されている場合を除き、クレームされるステップが実行される特定の順序を指すことを意図していない。

方法またはシステムに関して列挙される特徴を特定するために本明細書で使用される場合、「ｆｉｒｓｔ」、「ｓｅｃｏｎｄ」、「ｔｈｉｒｄ」などのような用語は、問題の特徴を指して区別し易くするためにのみ使用され、このような順序が具体的に列挙されている場合を除き、特徴の任意の特定の順序を指すことを意図していない。

図面の図に関連して本明細書に導入される参照番号は、１つ以上の後続の図で、説明を追加することなく本明細書において繰り返されて、他の特徴に関する前後関係を明らかにしている。これらの図では、他の実施形態の構成要素と同様の構成要素は、値１００だけ増やした参照番号により表わされる。例えば、図１の実施形態に関連する気液分離器１２０は、図２の実施形態に関連する気液分離器２２０に対応している。このような構成要素は、本明細書中で特に断りのない限り、または特に明示されていない限り、同じ機能および特徴を有すると見なされるべきであり、したがってこのような構成要素に関する説明は、複数の実施形態について繰り返されることがない。

本明細書において使用されるように、「ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ（天然ガス）」および「ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｓｔｒｅａｍ（天然ガス流）」という用語は、合成天然ガスおよび／または代替天然ガスを含むガスおよび流れも含む。天然ガスの主成分はメタン（メタンは通常、供給流の少なくとも８５モル％、より多くの場合において、少なくとも９０モル％、および平均で約９５モル％を構成する）である。天然ガスはまた、エタン、プロパン、ブタン、ペンタンなどのような、より少量で、より重い他の炭化水素を含むことができる。生の天然ガスの他の代表的な成分は、窒素、ヘリウム、水素、二酸化炭素、および／または他の酸性ガス、ならびに水銀のような１種類以上の成分を含む。しかしながら、本発明に従って処理される天然ガス供給流は、水分、酸性ガス、水銀、および／またはより重い炭化水素のような任意の（比較的）高い凝固点成分のレベルを、天然ガスが液化および／またはサブクールされることになる熱交換器セクションまたは複数の熱交換器セクションにおける凍結または他の動作上の問題を回避するのに必要なレベルまで低減する必要がある場合に、かつ必要に応じて前処理されることになる。

本明細書において使用されるように、「ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｉｏｎ ｃｙｃｌｅ（冷却サイクル）」という用語は、ステップを循環冷媒に対して行なって、冷却を別の流体に供給する一連のステップを指し、「ｒｅｆｒｉｇｅｒａｔｉｏｎ ｃｉｒｃｕｉｔ（冷却回路）」という用語は、冷媒が循環する一連の接続装置を指し、冷却サイクルの前述のステップを実行する一連の接続装置を指している。通常、冷却サイクルは、１つ以上の高温冷媒流を圧縮して圧縮冷媒を形成することと、圧縮冷媒を冷却することと、冷却圧縮冷媒を膨張させて１つ以上の膨張低温冷媒流を、１つ以上の熱交換器セクションにおいて形成して所望の冷却を供給することと、を含む。圧縮は、１つ以上の圧縮機／圧縮段で行なうことができる。冷却は、１つ以上のインタークーラーおよび／またはアフタークーラーにおいて、および／または膨張低温冷媒が暖められる１つ以上の熱交換器セクションにおいて行なうことができる。膨張は、１つ以上のターボエキスパンダーおよび／またはＪ−Ｔバルブのような任意の適切な形態の減圧装置で行なうことができる。

本明細書において使用されるように、「ｍｉｘｅｄ ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ（混合冷媒）」という用語は、特に断らない限り、メタンと、１種類以上の重質成分および／または軽質成分と、を含む組成物を指している。「ｈｅａｖｉｅｒ ｃｏｍｐｏｎｅｎｔ（重質成分）」という用語は、メタンよりも低い揮発性（すなわち、より高い沸点）を有する混合冷媒の成分を指している。「ｌｉｇｈｔｅｒ ｃｏｍｐｏｎｅｎｔ（軽質成分）」という用語は、メタンと同じ、またはより高い揮発性（すなわち、同じ沸点、またはより低い沸点）を有する成分を指している。代表的な重質成分は、これらに限定されないが、エタン／エチレン、プロパン、ブタン、およびペンタンのような重質炭化水素を含む。さらに別の、または別の重質成分は、ヒドロフルオロカーボン（ＨＦＣ）を含むことができる。窒素も混合冷媒中に含まれることが多く、さらに別の例示的な軽質成分を構成する。

本明細書において使用されるように、「ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ ｓｅｃｔｉｏｎ（熱交換器セクション）」という用語は、間接熱交換が、１つ以上の相対的に冷たい流体（冷媒のような）流と１つ以上の相対的に暖かい他の流体流との間で行なわれて、各流体流が熱交換器セクションを通過するときに相対的に冷たい流体流（群）が暖められ、相対的に暖かい流体流（群）が冷却されるユニットまたはユニットの一部を指している。

本明細書において使用されるように、「ｍａｉｎ ｃｒｙｏｇｅｎｉｃ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ（主極低温熱交換器）」という用語は、主天然ガス供給流が液化される１つ以上の熱交換器セクションを含む熱交換器ユニットを指している。

本明細書において使用されるように、「ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅ ｚｏｎｅ（熱交換ゾーン）」という用語は、間接熱交換が、２つ以上の流体流の間で行なわれているゾーンを指している。

本明細書において使用されるように、「ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｚｏｎｅ（分離ゾーン）」という用語は、気液混合物の分離が行なわれているゾーンを指している。分離ゾーンは、ＬＮＧを回収するシェルケーシングの底部にある回収ゾーンと、回収ゾーンの上方にあり、かつフラッシュガスを回収する熱交換ゾーンの下方にあるヘッドスペースゾーンと、を画定する、装置のシェルケーシングの底部中空部分とすることができる。あるいは、分離ゾーンは、下方に流れる流体を上方に上昇蒸気と接触させる１つ以上の物質移動装置を含むことができる。１つ以上の物質移動装置は、例えばランダム充填層、構造化充填物、および／または１つ以上のプレートまたはトレイのようなこの技術分野で知られている任意の適切な装置とすることができる。

本明細書において使用されるように、「ｉｎｄｉｒｅｃｔ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅ（間接熱交換）」という用語は、２つの流体が所定の形態の物理的障壁により互いに分離された状態に保たれる２つの流体間の熱交換を指している。

本明細書において使用される「ｆｌｕｉｄ ｆｌｏｗ ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ（流体流連通）」という用語は、液体、蒸気、および／または二相混合物を、構成要素間を制御された態様で（すなわち、漏れが生じることなく）直接または間接的に移動させることができる２つ以上の構成要素間の接続性を指している。２つ以上の構成要素を、これらの構成要素が互いに流体流連通するように接続することは、溶接部、フランジ付き導管、ガスケット、およびボルトを使用する場合のような、この技術分野で知られている任意の適切な方法を含むことができる。２つ以上の構成要素は、これらの構成要素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、例えば流体流を選択的に制限または誘導することができるバルブ、ゲート、または他の装置を介して互いに接続することもできる。

本明細書において使用されるように、「ｃｏｉｌ ｗｏｕｎｄ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ（コイル熱交換器）」という用語は、シェルケーシング内に封入される１つ以上のコイル管束を含む、この技術分野で知られている種類の熱交換器を指しており、各管束は、当該管束固有のシェルケーシングを有することができる、または２つ以上の管束は、共通のシェルケーシングを共有することができる。各管束は「ｃｏｉｌ ｗｏｕｎｄ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ ｓｅｃｔｉｏｎ（コイル熱交換器セクション）」を表わすことができ、当該束の管側は通常、セクションの高温側を表わし、かつ当該セクションを通過する１つ以上の通路を画定し、当該束のシェル側は通常、当該セクションを通過する１つの通路を画定するセクションの低温側を表わしている。

「ｂｕｎｄｌｅ（束）」、「ｔｕｂｅ ｂｕｎｄｌｅ（管束）」、および「ｃｏｉｌ ｗｏｕｎｄ ｔｕｂｅ ｂｕｎｄｌｅ（コイル管束）」という用語は、本出願内で同じ意味に使用され、同義語であるものとする。

本明細書において使用されるように、熱交換器セクションの一部を指すために使用される「ｗａｒｍ ｓｉｄｅ（高温側）」という用語は、熱交換器セクションの低温側を通過して流れる流体との間接熱交換により冷却されることになる１つ以上の流体流が通過する熱交換器の側を指している。高温側は、単一の流体流が流れ込む熱交換器セクションを通過する単一の通路、または流体が熱交換器セクションを通過するときに互いに分離された状態に保たれる同じ流体、もしくは異なる流体からなる複数の流体流が流れ込む熱交換器セクションを通過する１つよりも多くの通路を画定することができる。

本明細書において使用されるように、熱交換器セクションの一部を指すために使用される「ｃｏｌｄ ｓｉｄｅ（低温側）」という用語は、熱交換器セクションの高温側を通過して流れる流体との間接熱交換により暖められることになる１つ以上の流体流が通過する熱交換器の側を指している。低温側は、単一の流体流が流れ込む単一の通路、または流体が熱交換器セクションを通過するときに互いに分離された状態に保たれる複数の流体流が流れ込む１つよりも多くの通路を含むことができる。

本明細書において使用されるように、「ｆｌａｓｈｉｎｇ（フラッシュ蒸発させる）」（この技術分野では「ｆｌａｓｈ ｅｖａｐｏｒａｔｉｎｇ（フラッシュ蒸発）」とも表記される）という用語は、液体流または二相（すなわち、気液）流の圧力を減圧して、当該流れを部分的に蒸発させるプロセスを指し、これにより、圧力および温度が低下した二相流である「フラッシュ蒸発」流が生成される。フラッシュ蒸発流に含まれる蒸気（すなわち、ガス）は、本明細書では「ｆｌａｓｈ ｇａｓ（フラッシュガス）」と表記される。液体流または二相流は、当該流れを、当該流れの圧力を減圧することにより当該流れを部分的に蒸発させるのに適する任意の減圧装置、例えばＪ−Ｔバルブまたは油圧タービン（または、他の作動膨張弁）を通過させることによりフラッシュ蒸発させることができる。

本明細書において使用されるように、「Ｊ−Ｔ」バルブまたは「Ｊｏｕｌｅ−Ｔｈｏｍｓｏｎ ｖａｌｖｅ（ジュール−トムソンバルブ）」という用語は、バルブで、かつバルブを通過するように、流体の流れを調整することにより流体の圧力および温度をジュール−トムソン膨張により下げる当該バルブを指している。

本明細書において使用されるように、「ｖａｐｏｒ−ｌｉｑｕｉｄ ｓｅｐａｒａｔｏｒ（気液分離器）」という用語は、これらには限定されないが、フラッシュドラムまたはノックアウトドラムのような容器を指しており、容器の内部に、二相流を導入して、当該流れを、当該流れを構成する気相および液相に分離することにより、気相が容器の上部に回収され、気相を容器の上部から引き出すことができ、液相が容器の下部に回収され、液相を容器の下部から引き出すことができる。容器の上部に回収される蒸気は、本明細書では「ｏｖｅｒｈｅａｄｓ（オーバーヘッド）」または「ｖａｐｏｒ ｏｖｅｒｈｅａｄ（オーバーヘッド蒸気）」とも表記され、容器の下部に回収される液体は、本明細書では「ｂｏｔｔｏｍｓ（ボトム）」または「ｂｏｔｔｏｍ ｌｉｑｕｉｄ（ボトム液体）」とも表記される。Ｊ−Ｔバルブが液相流または二相流をフラッシュ蒸発させるために使用され、気液分離器（例えば、フラッシュドラム）が、結果として生じるフラッシュガスおよび液体を分離するために使用されている場合、バルブおよび分離器を組み合わせて単体装置とすることができ、例えばバルブが分離器の入口に配置され、入口を介して液相流または二相流が導入される単体装置とすることができる。

本明細書において使用されるように、「ｍｉｓｔ ｅｌｉｍｉｎａｔｏｒ（ミストエリミネーター）」という用語は、付随液滴またはミストを蒸気流から取り出す装置を指している。ミストエリミネーターは、これらには限定されないが、メッシュパッドエリミネーターまたはベーンタイプのミストエリミネーターを含む、この技術分野において公知の任意の適切な装置とすることができる。

次に、図１を参照すると、先行技術による天然ガス液化方法およびシステムが示されている。生の天然ガス供給流１５０は、任意であるが、前処理システム１６０において前処理されて、水銀、水、酸性ガス、および重炭化水素のような不純物を除去して、前処理された天然ガス供給流１５１を生成し、この天然ガス供給流１５１を任意であるが、予冷システム１６１において予冷することにより、天然ガス供給流１５２（本明細書では、主天然ガス供給流とも表記される）を生成することができる。

次に、天然ガス供給流１５２を主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）１６２の高温側で予冷し、液化し、サブクールして第１のＬＮＧ流１００を生成する。ＭＣＨＥ１６２は、図１に示すようなコイル熱交換器とすることができる、またはＭＣＨＥ１６２は、プレートアンドフィン熱交換器もしくはシェルアンドチューブ熱交換器のような別の種類の熱交換器、または当業者に知られている任意の他の適切な種類の熱交換器とすることができる。ＭＣＨＥ１６２は、１つのセクションまたは複数のセクションにより構成されていてもよい。これらのセクションは、同じ種類または異なる種類とすることができ、別々のケーシングまたは単一のケーシングに収容されるようにしてもよい。ＭＣＨＥ１６２がコイル熱交換器である場合、セクション群は、熱交換器の管束とすることができる。

図１に示すＭＣＨＥ１６２は、３つの熱交換器セクション、すなわちＭＣＨＥ１６２の高温側に位置する第１熱交換器セクション１６２Ａ（本明細書では、高温セクションとも表記される）であって、天然ガス供給流１５２が予冷されて予冷天然ガス流１５３を生成する、第１熱交換器セクション１６２Ａと、ＭＣＨＥ１６２の中央に位置する第２熱交換器セクション１６２Ｂ（本明細書では、中央セクションとも表記される）であって、第１セクション１６２Ａからの予冷天然ガス流１５３がさらに冷却および液化される、第２熱交換器セクション１６２Ｂと、ＭＣＨＥ１６２の低温側（本明細書では低温セクションとも表記される）にある第３熱交換器部１６２Ｃ（本明細書では、低温セクションとも表記される）であって、第２セクション１６２ＢからのＬＮＧ流がサブクールされてサブクールＬＮＧ流１００を生成する、第３熱交換器部１６２Ｃと、を有する。次に、ＭＣＨＥ１６２の低温セクション１６２Ｃから流出するサブクールＬＮＧ流１００は、当該流れを、第１減圧装置１１０（例えば、Ｊ−Ｔバルブ）を通過させることによりフラッシュ蒸発させて、減圧ＬＮＧ流１０１（本明細書では、フラッシュ蒸発ＬＮＧ流、またはフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流とも表記される）を生成する。

天然ガス供給流１５２は、ＭＣＨＥ１６２において、ＭＣＨＥの低温側を通過して流れる低温蒸発冷媒または蒸発混合冷媒との間接熱交換により、予冷され、液化され、サブクールされる。

ＭＣＨＥ１６２の冷却は、ＭＣＨＥ１６２のセクション１６２Ａ〜１６２Ｃを含む冷却回路；圧縮機／圧縮段１６４、１６７、および１７１、インタークーラー１６５および１６８、ならびにアフタークーラー１７２を含む圧縮機トレイン；相分離器１７３；およびＪ−Ｔバルブ１７４および１７５を循環する冷媒により供給される。この技術分野で周知のように、冷媒は通常、炭化水素（主にメタン）および窒素の混合物を含む混合冷媒（ＭＲ）である。

図１を参照すると、高温ガス混合冷媒流１４１はＭＣＨＥ１６２から引き出され、設計外の動作が一時的に行なわれている間に当該冷媒流中に含まれる液体は、第１ノックアウトドラム１６３において必ず除去することができる。次に、オーバーヘッド高温ガス冷媒流１４２を第１圧縮機１６４において圧縮して、第１圧縮冷媒流１４３を生成し、周囲空気または冷却水に対して第１インタークーラー１６５において冷却して第１冷却圧縮冷媒流１４４を生成する。設計外の動作が一時的に行なわれている間に第１冷却圧縮冷媒流１４４中に含まれる液体は、第２ノックアウトドラム１６６において必ず除去される。第１オーバーヘッド冷却圧縮冷媒流１４５は、第２圧縮機１６７においてさらに圧縮されて第２圧縮冷媒流１４６を生成し、周囲空気または冷却水に対して第２インタークーラー１６８において冷却されて第２冷却圧縮冷媒流１４７を生成する。設計外の動作が一時的に行なわれている間に第２冷却圧縮冷媒流１４７中に含まれる液体は、第３ノックアウトドラム１６９において必ず除去される。第２オーバーヘッド冷却圧縮冷媒流１４８は、第３圧縮機１７１においてさらに圧縮されて第３圧縮混合冷媒流１４９を生成し、周囲空気または冷却水に対してアフタークーラー１７２において冷却されて第３冷却圧縮冷媒流１５３を生成する。

第３冷却圧縮冷媒流１５３は予冷システム１６１に導入され、第３冷却圧縮冷媒流１５３が冷却されて二相冷媒流１５４を生成する。予冷システムは、例えばプロパン冷却サイクルのような、この技術分野で知られている任意の適切な冷媒回路／サイクルを使用することができる。二相冷媒流１５４は相分離器１７３に導入され、二相冷媒流１５４が、混合冷媒蒸気（ＭＲＶ）流１５５および混合冷媒液（ＭＲＬ）流１５６に分離される。

ＭＲＬ流１５６は、ＭＣＨＥ１６２の高温セクション１６２Ａおよび中央セクション１６２Ｂの高温側を、天然ガス供給流１５２が通過する通路とは別の高温側の通路を介して通過して、ＭＣＨＥ１６２において冷却され、次に、Ｊ−Ｔバルブ１７４を通過して膨張することにより、ＭＣＨＥ１６２の低温側に導入される低温冷媒流１５７を形成し、中央セクション１６２Ｂおよび高温セクション１６２Ａの低温側を通過して流れる低温蒸発冷媒または蒸発混合冷媒となる。

ＭＲＶ流１５５は、ＭＣＨＥ１６２の高温セクション１６２Ａ、中央セクション１６２Ｂ、および低温セクション１６２Ｃの高温側を、天然ガス供給流１５２が通過する通路、およびＭＬＲ流１５６が通過する通路とは別の高温側の通路を介して通過して、冷却され、少なくとも部分的に液化され、次に、膨張装置１７５を通過して膨張することにより、ＭＣＨＥ１６２の低温側に導入される低温冷媒流１５９を形成し、低温セクション１６２Ｃ、中央セクション１６２Ｂ、および高温セクション１６２Ｃの低温側を通過して流れる低温蒸発冷媒または蒸発混合冷媒となる。

天然ガス供給流１５２がＭＣＨＥ１６２において液化される前に、天然ガス供給流１５２から分流された補助天然ガス供給流１０５は、フラッシュガス熱交換器１３０において冷却および液化されて補助ＬＮＧ流１０６を生成し、補助ＬＮＧ流１０６は、当該流れを、第２減圧装置１７０を通過させることによりフラッシュ蒸発させてフラッシュ蒸発補助ＬＮＧ供給流１１１を生成し、次に、フラッシュ補助ＬＮＧ供給流１１１をフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流１０１と混合させて混合ＬＮＧ流１１２を生成する。

混合ＬＮＧ流１１２は気液分離器１２０に送給され、混合ＬＮＧ流１１２が、フラッシュガスおよびＬＮＧ製品に分離される。分離されたフラッシュガスは、気液分離器１２０からフラッシュガス流１０３として取り出され、フラッシュガス熱交換器１３０に導入され、分離されたフラッシュガスが暖められて、暖められたフラッシュガス流１０４を生成することにより、冷却負荷をフラッシュガス熱交換器１３０に与える。フラッシュガス熱交換器１３０から流出する暖められたフラッシュガス流１０４は、圧縮および冷却されて圧縮フラッシュガス流を生成し、圧縮フラッシュガス流を再利用するために天然ガス供給流１５２（図示せず）に戻す。補助天然ガス供給流１０５をフラッシュガス熱交換器１３０においてフラッシュガス流１０３との間接熱交換により冷却および液化することにより、冷却をフラッシュガス流１０３から回収することができる。

気液分離器１２０からの塔底流は、ＬＮＧ製品流１０２として取り出され、ＬＮＧ製品流１０２は（図示の通り）第３減圧装置１８０において減圧されて、ＬＮＧ貯留タンク１４０に送給される減圧ＬＮＧ製品流１１５を生成する。ＬＮＧ貯蔵タンク内で生成される、またはＬＮＧ貯蔵タンクに含まれるボイルオフガス（または、別のフラッシュガス）は、タンクからボイルオフガス（ＢＯＧ）流１１６として必ず取り出され、ボイルオフガス流１１６は、プラント内で燃料として使用することができるか、または燃焼させることができる、もしくはフラッシュガス流１０３と混合させて、引き続き再利用するために供給部（図示せず）に戻すことができる。

図２は、図１に示す配置に代わる先行技術による別の配置を示している。図２では、補助天然ガス供給流を冷却および液化するのではなく、フラッシュガス熱交換器２３０を使用して冷媒流を冷却し、次に冷媒流を膨張させてＭＣＨＥ２６２の低温側に導入する。図示の実施形態では、ＭＲＶ流は２つの部分に分流される。第１主要部分は、前述したように、流れ２５２としてＭＣＨＥ２６２の高温側を通過し、次に膨張装置２７５を通過して膨張することにより低温冷媒流２５９を形成し、次に低温冷媒流２５９をＭＣＨＥ２６２の低温側に導入して、ＭＣＨＥ２６２の低温側を通過して流れる低温蒸発冷媒または蒸発冷媒となる。ＭＲＶ流の小さい方の第２部分は、流れ２０５として、フラッシュガス熱交換器２３０を通過し、フラッシュガス熱交換器２３０において冷却され、少なくとも部分的に液化されて、冷却冷媒流２０６を形成する。次に、冷却冷媒流２０６は膨張装置２７０を通過して低温冷媒流２１１を生成し、低温冷媒流２１１は、低温冷媒流２１１をＭＣＨＥ２６２の低温側に導入する前に流れ２５９と合流させる。

図３は、図１に示す配置とはさらに別の先行技術による配置を示している。図３に示す配置では、ＬＮＧ製品流（図１の１０２に対応する）の減圧は、２ステッププロセスであり、ヘリウムで凝縮させた流れを回収するために有用である。この場合、ＭＣＨＥ３６２から流出するＬＮＧ流３００は、第１減圧装置３１０により、約２〜７ｂａｒａ（約１５００〜５２５０ｍｍＨｇ）の中間圧力まで減圧されて、フラッシュ蒸発ＬＮＧ流３０１を形成する。

補助天然ガス供給流３０５はフラッシュガス熱交換器３３０において冷却および液化されて補助ＬＮＧ流３０６を生成し、補助ＬＮＧ流３０６は、当該流れを、第２減圧装置３７０を通過させることにより減圧されてフラッシュ蒸発補助ＬＮＧ流３１１を、フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流３０１と同じ圧力で生成し、補助ＬＮＧ流３０６をフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流３０１と混合させて、混合ＬＮＧ流３１２を生成する。

次に、混合ＬＮＧ流３１２を気液分離器３２２に導入し、気液分離器３２２が、混合ＬＮＧ流３１２を低圧気液分離器３２０に送給されるＬＮＧ流３１３、およびヘリウムで凝縮させた低温フラッシュガス流３０７に分離する。主ＬＮＧ流および補助ＬＮＧ流が減圧される中間圧力は、ほんのわずかな蒸気（通常、混合ＬＮＧ流３１２の１モル％未満）しか得られず、ヘリウムをフラッシュガス流３０７中で凝縮させるように選択される。ＬＮＧ流３１３は、当該流れを、第３減圧装置３９０を通過させることにより、約１ｂａｒａ（約７５０ｍｍＨｇ）の中間圧力まで減圧して、フラッシュ蒸発ＬＮＧ流３１４を形成する。次に、フラッシュ蒸発ＬＮＧ流３１４を低圧気液分離器３２０に導入し、低圧気液分離器３２０が、当該流れを、ＬＮＧ製品流３０２および低温フラッシュガス流３０３に分離する。ＬＮＧ製品流３０２は、（図示の通り）第４減圧装置３８０において減圧されて、ＬＮＧ貯蔵タンク３４０に送給される減圧ＬＮＧ製品流３１５を生成する。ＬＮＧ貯蔵タンク内で生成される、またはＬＮＧ貯蔵タンクに含まれるボイルオフガス（または、別のフラッシュガス）は、タンクからボイルオフガス（ＢＯＧ）流３１６として取り出され、ボイルオフガス流３１６は、燃料としてプラント内で使用することができるか、または燃焼させることができる、もしくはフラッシュガス流３０３と混合させることができ、引き続き、再利用するために供給部（図示せず）に戻すことができる。

次に、フラッシュガス流３０７および３０３は、フラッシュガス熱交換器３３０の低温側の別々の通路で暖められる。補助天然ガス供給流３０５をフラッシュガス熱交換器３３０においてフラッシュガス流との間接熱交換により冷却および液化することにより、冷却をフラッシュガス流３０７および３０３から回収することができる。

図９は、窒素を含有する天然ガスを液化するために使用される先行技術による配置を示している。市販のＬＮＧの代表的な仕様は、窒素含有量が１モル％未満であるが、多くの天然ガス供給原料は、より高い窒素含有量を有する。図９のシステムは、ＬＮＧ製品の窒素含有量を減らすためにストリッピング塔９２０の形態の分離器を採用する。ＭＣＨＥ９６２からの主ＬＮＧ流９００は、リボイラー９６５において、さらに冷却されて、再沸騰負荷をストリッピング塔９２０の底部に与える。次に、ＬＮＧ流を任意の水力タービン９６４内で膨張させ、続いて第１減圧装置（例えば、Ｊ−Ｔバルブ）９１０により減圧ＬＮＧ流９０１を生成し、次に減圧ＬＮＧ流９０１をストリッピング塔９２０の頂部に、約１ｂａｒａ（約７５０ｍｍＨｇ）の圧力で導入する。塔の内部には、蒸留トレイまたは包装部があり、塔を下方に流れるＬＮＧは、リボイラー９６５により生成される上昇蒸気によって窒素が欠乏するようになる。ストリッピング塔９２０の頂部から出て行くフラッシュガス流９０３は、窒素を多く含み、塔の内部への全ＬＮＧ供給流の約５〜２０％を占める。次に、フラッシュガス流９０３は、フラッシュガス熱交換器９３０において、図１と同様に補助天然ガス流９０５（図示のような）のような流体流に対して、あるいは図２と同様に、冷媒流（図示せず）に対して暖められる。

図１、図２、図３、および図９に示す先行技術による配置の不具合は、気液分離器１２０／２２０／３２０／９２０およびフラッシュガス熱交換器１３０／２３０／３３０／９３０が配管接続される別々の容器であることである。別々の容器の使用は、大きな区画面積を必要とし、これは区画面積が限られているＦＬＮＧ生産設備には望ましくない。さらに、ライン１０３／２０３／３０３／９０３に生じる圧力降下により、流れ１０４／２０４／３０４／９０４を圧縮して、当該流れをプラント用燃料として使用するために必要な、または当該流れを再利用するために天然ガス供給流に戻すために必要な動力を著しく増加させる。

図１０は、先行技術による別の配置を示している。この配置では、天然ガスは、ガスエキスパンダー冷却（または、Ｂｒａｙｔｏｎ（ブレイトン））サイクルを使用して液化され、一連のフラッシュステップでさらに冷却される。供給ガス流１０００は、３つの天然ガス流１００２、１０１０、および１０１６に分流される。最大の流れであり、全供給原料の約２／３を占める主天然ガス流１０１６は、再利用フラッシュガス１０２８と混合され、次にＭＣＨＥ１０１８に送給され、主天然ガス流１０１６が、ガス冷媒との間接熱交換により液化されて主ＬＮＧ流１０２０を生成する。次に、主ＬＮＧ流１０２０を減圧装置において約８ｂａｒａ（約６０００ｍｍＨｇ）まで減圧し、気液分離器１０１４に送給し、主ＬＮＧ流１０２０がフラッシュガス流１０２４およびＬＮＧ流１０２２に分離される。次に、気液分離器からのＬＮＧ流１０２２は、別の減圧装置において約１ｂａｒａ（約７５０ｍｍＨｇ）まで減圧され、次に気液分離器１００６に送給されてＬＮＧ製品流１００８および別のフラッシュガス流１０２６を形成する。得られたフラッシュガス流１０２４および１０２６は、フラッシュガス熱交換器１０１２および１００４のそれぞれにおいて、補助天然ガス流１００２および１０１０を冷却および液化しながら暖められる。次に、暖められたフラッシュガス流は、供給圧力に圧縮され、アフタークーラーにおいて冷却されて再利用フラッシュガス流１０２８を形成する。

フラッシュガス熱交換器１００４および１０１２はそれぞれ、高温セクション（例えば、熱交換器がコイル熱交換器である場合の高温管束）および低温セクション（例えば、低温管束）を含む。補助天然ガス流１００２および１０１０は、フラッシュガス熱交換器１００４および１０１２それぞれの高温セクションにおいて冷却される。冷却後、各流れ（１０３０および１０３２）の微小部分（約２０％）が、各フラッシュガス熱交換器から引き出され、ＭＣＨＥにおいて主天然ガス流と合流する。これらの流れを取り出すことにより、フラッシュ熱交換器の冷却曲線が改善される。補助天然ガス流の残りの部分は、フラッシュガス熱交換器１００４および１０１２の低温セクションにおいて、さらに冷却および液化され、減圧装置において減圧され、次に気液分離器１００６および１００４にそれぞれ導入される。

図４は、例えば気液分離器１２０／２２０；フラッシュガス熱交換器１３０／２３０、および関連する配管の代わりに図１または図２の先行技術による配置に使用することができる、本発明による装置の第１の例示的な実施形態を示している。装置は、熱交換ゾーン４３０および分離ゾーン４２０を取り囲むシェルケーシング４２５を含む。したがって、本発明は、ライン１０３／２０３およびラインに関連する圧力降下を無くしながら、図１／図２の気液分離ドラム１２０／２２０およびフラッシュガス熱交換器１３０／２３０の機能を組み合わせて単一の小型容器に組み込んでいるので有利である。

熱交換ゾーン４３０は、分離ゾーン４２０の上方に位置して分離ゾーン４２０と流体連通している。熱交換ゾーン４３０を取り囲むシェルケーシング４２５の部分および分離ゾーン４２０を取り囲むシェルケーシング４２５の部分は、実質的に同じ直径を有する。分離ゾーン４２０は、フラッシュガスをＬＮＧ製品から分離するように構成され、熱交換ゾーン４３０は、冷却を、分離されたフラッシュガスから回収するように構成される。図４に示す実施形態では、分離ゾーン４２０は、シェルケーシング４２５の底部中空部分であり、ＬＮＧを回収する回収ゾーン４２１および回収ゾーン４２１の上方にあり、かつフラッシュガスを回収する熱交換ゾーン４３０の下方にあるヘッドスペースゾーン４２２を画定する。熱交換ゾーン４３０は、管束の管の内側の管側４３２を画定する少なくとも１つのコイル管束と、管束の管の外側表面とシェルケーシング４２５の内壁との間のシェル側４３３と、を含む。

例えば、図１／図２のＬＮＧ流１００または２００のようなＭＣＨＥ（図示せず）から流出するＬＮＧ流４００は、第１減圧装置４１０（例えばＪ−Ｔバルブ）において減圧されて減圧ＬＮＧ流４０１を生成する（本明細書では、「ｆｌａｓｈｅｄ ｍａｉｎ ＬＮＧ ｓｔｒｅａｍ（フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流）」とも表記される）。

図４の１つの実施形態では、補助天然ガス供給流４０５Ａ（例えば、図１の流れ１０５のような）は、熱交換ゾーン４３０に熱交換ゾーン４３０の上部にある第１入口４３５を介して導入され、補助天然ガス供給流４０５Ａが熱交換ゾーン４３０の管側４３２で冷却および液化されて、補助ＬＮＧ流４０６Ａを生成し、補助ＬＮＧ流４０６Ａは、熱交換ゾーン４３０から熱交換ゾーン４３０の底部に位置する第１出口４３６を介して取り出される。補助ＬＮＧ流４０６Ａは、第２減圧装置４７０において減圧されてフラッシュ蒸発補助ＬＮＧ流４１１を生成し、フラッシュ蒸発補助ＬＮＧ流はフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流４０１と混合されて混合ＬＮＧ流４１２を生成する。あるいは、補助ＬＮＧ流４０６Ａを主ＬＮＧ流４００と合流させて混合流を形成し、次に混合流をフラッシュ蒸発させて混合ＬＮＧ流４１２を形成する。

混合ＬＮＧ流４１２は、分離ゾーン４２０に第２入口４２３を介して導入され、ＬＮＧ製品がフラッシュガスから分離される。ＬＮＧ製品は、分離ゾーン４２０の底部にある回収ゾーン４２１に回収され、ＬＮＧ製品が、分離ゾーン４２０から第３出口４２４を介してＬＮＧ製品流４０２として取り出される。ヘッドスペースゾーン４２２に回収される分離されたフラッシュガス流は、任意のミストエリミネーター４２６を通過して付随液滴を除去し、次に熱交換ゾーン４３０のシェル側４３３で暖められて暖められたフラッシュガス流４０４を生成することにより、冷却負荷を熱交換ゾーン４３０に与える。暖められたフラッシュガス流４０４は、熱交換ゾーン４３０から、熱交換ゾーン４３０の上部に位置する第３出口４３４を介して取り出され、任意であるが、圧縮および冷却されて圧縮フラッシュガス流を生成し、圧縮フラッシュガス流を再利用するために天然ガス供給流中に戻すか、または燃料ガス（図示せず）に使用する。補助天然ガス供給流４０５Ａを熱交換ゾーン４３０の管側４３２で、分離されたフラッシュガスとの間接熱交換により冷却および液化することにより、分離されたフラッシュガスから冷却を回収することができる。

別の実施形態では、先行技術の図２と同様に、補助天然ガス供給流４０５Ａを冷却および液化してフラッシュガス流４０３を暖めるのではなく、熱交換ゾーン４３０を代わりに使用して、冷媒流４０５Ｂを冷却することにより、冷却冷媒および／または液化冷媒４０６を生成することができる。冷媒流４０５Ｂ（例えば、図２に関して説明したＭＲＶ流の一部２０５）は、第１入口４３５を介して熱交換ゾーン４３０の管側４３２に導入され、冷媒流４０５Ｂが、冷却されて冷却冷媒流４０６Ｂとなり、冷却冷媒流４０６Ｂは、第１出口４２６を介して引き出される（および、冷却冷媒流４０６Ｂは、例えば次に、図２に関して説明した通りにさらに使用することができる）。

図５は、本発明による装置のさらなる実施形態、および図４の変形例を示している。この実施形態では、分離ゾーン５２０を取り囲むシェルケーシングセクションは、熱交換ゾーン５３０を取り囲むシェルケーシングセクションよりも広い直径を有する。この配置は、熱交換ゾーンの最適直径が、分離ゾーン内での効率的な気液分離に必要な分離ゾーンの最小直径よりも大幅に小さい場合に好ましい。

図６は、図９の先行技術による配置に適用される本発明による装置の実施形態を示している。この実施形態では、分離ゾーン６２０は、例えば複数のプレートまたは蒸留トレイ６１９（図示の通りの）のような１つ以上の物質移動装置を含む。ＬＮＧ流６００（例えば、図９のＬＮＧ流９００のような）はリボイラー６１６において冷却されて冷却ＬＮＧ流６１３を生成する。冷却ＬＮＧ流６１３は、任意のターボエキスパンダー６１４において膨張させ、当該流れを、減圧装置６１５を通過させることによりさらに減圧されて減圧ＬＮＧ流６１７を生成する。減圧ＬＮＧ流６１７は、分離ゾーン６２０に、１つ以上の物質移動装置の上方の分離ゾーン６２０の上部に位置する第１入口６２３を介して導入され、任意の分流器６１８を通過する。分離ゾーン６２０を通過して下方に流れるＬＮＧは、リボイラー６１５により生成される上昇蒸気に接触させる。分離されたフラッシュガス流は、任意のミストエリミネーターを通過して付随液滴（図示せず）を除去し、次に図９と同様に、熱交換ゾーン６３０のシェル側６３３で補助天然ガス流６０５Ａのような流体流に対して暖められる、あるいは、図２と同様に、冷媒流６０５Ｂに対して暖められて、暖められたフラッシュガス流６０４を生成することにより、冷却負荷を熱交換ゾーン６３０に与える。暖められたフラッシュガス６０４は、熱交換ゾーン６３０から、熱交換ゾーン６３０の上部に位置する第３出口６３４を介して引き出され、例えば圧縮されて燃料ガス（図示せず）に使用されるように、任意の適切な目的に使用することができる。

図７は、例えばフラッシュガス熱交換器３３０、気液分離器３２２、低圧気液分離器３２０、および関連する配管の代わりに、図３の先行技術による配置に使用することができる本発明による装置の実施形態を示している。装置は、熱交換ゾーン７３０、高圧分離ゾーン７２２、および低圧分離ゾーン７２０を取り囲むシェルケーシング７２５を含み、２つの分離ゾーンは皿状圧力容器ヘッド７２１により分離されている。熱交換ゾーン７３０は、第１コイル管束７３１Ａおよび第２コイル管束７３１Ｂを含む。

ＬＮＧ流７００（例えば、図３のＬＮＧ流３００のような）は、当該流れを、第１減圧装置７１０を通過させることにより減圧されてフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流７０１を生成する。

図７の１つの実施形態では、補助天然ガス供給流７０５Ａ（例えば、図３の流れ３０５のような）は、熱交換ゾーン７３０に熱交換ゾーン７３０の上部にある第１入口７３５を介して導入され、補助天然ガス供給流７０５Ａは、第１管束７３１Ａの管側で冷却および液化されて補助ＬＮＧ流７０６Ａを生成し、補助ＬＮＧ流７０６Ａは、熱交換ゾーン７３０から、熱交換ゾーン７３０の底部に位置する第１出口７３６を介して取り出される。補助ＬＮＧ流７０６Ａを減圧してフラッシュ蒸発補助ＬＮＧ流を生成することができ、フラッシュ蒸発補助ＬＮＧ流をフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流７０１（図示せず）と混合させることができる。あるいは、補助ＬＮＧ流７０６Ａは、主ＬＮＧ流７００（図示せず）と合流させることができる。

フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流７０１は、高圧分離ゾーン７２２に第２入口７２３を介して導入され、フラッシュ主ＬＮＧ流７０１は、ＬＮＧ流およびヘリウムで凝縮させた低温フラッシュガス流に分離される（図３の高圧気液分離器３２２と同じ機能を果たす）。低温フラッシュガスは、任意のミストエリミネーター７２６を通過し、低温フラッシュガス流７０７として出口７２７を介して引き出される。ＬＮＧ流７１３は、出口７２４を介して、第２減圧装置７９０を通過することにより中間圧力まで減圧されてフラッシュＬＮＧ流７１４を生成する。フラッシュ蒸発ＬＮＧ流７１４は、低圧分離ゾーン７２０に入口７２８を介して導入され、フラッシュＬＮＧ流７１４が、ＬＮＧ製品流７０２および分離されたフラッシュガス７０３に分離される。

分離されたフラッシュガス７０３は、低圧分離ゾーン７２０を通過して上昇し、任意のミストエリミネーター７２９を通過して熱交換ゾーン７３０のシェル側７３３に流れ込み、分離されたフラッシュガス７０３が暖められて暖められたフラッシュガス流７０４を生成することにより、冷却負荷を熱交換ゾーン７３０に与える。暖められたフラッシュガス流７０４は、熱交換ゾーン７３０から、熱交換ゾーン７３０の上部に位置する第３出口７３４を介して取り出される。フラッシュガス流７０７は、第２管束７３１Ｂの管側で暖められて、第２の暖められたフラッシュガス流７０８を生成する。第２の暖められたフラッシュガス流７０８は、熱交換ゾーン７３０から出口７３８を介して取り出される。補助天然ガス供給流７０５Ａを熱交換ゾーン７３０の管側７３２で、分離されたフラッシュガスとの間接熱交換により冷却および液化することにより、冷却を分離されたフラッシュガスから回収することができる。

図７の別の実施形態では、先行技術の図２と同様に、補助天然ガス供給流７０５Ａを冷却および液化して、フラッシュガス流７０３を暖めるのではなく、熱交換ゾーン７３０を代わりに使用して冷媒流７０５Ｂを冷却することにより、冷却冷媒および／または液化冷媒７０６Ａを生成することができる。冷媒流７０５Ｂ（例えば、図２に関して説明したＭＲＶ流の一部２０５）は、熱交換ゾーン７３０に熱交換ゾーン７３０の上部にある第１入口７３５を介して導入され、冷媒流７０５Ｂは、第１管束７３１Ａの管側で冷却および液化されて、第１出口７３６を介して引き出される冷却冷媒流７０６Ｂとなる（および、冷媒流７０５Ｂは、例えば図２に関して説明した通り、次にさらに使用することができる）。

図８は、図１０の先行技術による配置に適用される本発明の装置のさらなる実施形態を示している。本発明によれば、図８の装置は、図１０の気液分離器１０１４および１０１２に代えて用いることができる、あるいは図１０のフラッシュガス熱交換器１００６および１００４に代えて用いることができる。図８では、熱交換ゾーン８３０は、第２（底部）コイル管束８３１Ｂの上方に位置する第１（上部）コイル管束８３１Ａを含む。

ＬＮＧ流８００（例えば、図１０のＬＮＧ流１０００のような）は、第１減圧装置８１０（例えば、Ｊ−Ｔバルブ）を通過させることにより減圧されて、フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流８０１を生成し、フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流８０１は、分離ゾーン８２０に第２入口８２３を介して導入され、ＬＮＧ製品がフラッシュガスから分離される。ＬＮＧ製品は、分離ゾーン８２０の底部にある回収ゾーン８２１に回収され、ＬＮＧ製品は、分離ゾーン８２０から第３出口８２４を介してＬＮＧ製品流８０２として取り出される。ヘッドスペースゾーン８２２に回収される分離されたフラッシュガス流は、任意のミストエリミネーター８２６を通過し、次に底部（低温）コイル管束８３１Ｂにより画定される熱交換ゾーン８３０のシェル側で暖められ、続いて上部コイル管束８３１Ａにより画定される熱交換ゾーン８３０のシェル側で暖めて、暖められたフラッシュガス流８０４を生成することにより、冷却負荷を熱交換ゾーン８３０に与える。暖められたフラッシュガス流８０４は、周囲温度近くの温度で、熱交換ゾーン８３０の上部に位置する出口８３４を介して引き出される。次に、暖められたフラッシュガス流８０４を圧縮機に送給することができ、圧縮機が、暖められたフラッシュガス流８０４を、プラント燃料に必要な圧力に圧縮するか、または流入する供給原料の圧力に圧縮する。

補助天然ガス供給流８０５を第１コイル管束８３１Ａおよび第２コイル管束８３１Ｂにより画定される熱交換ゾーン８３０の管側で分離されたフラッシュガスとの間接熱交換により冷却および／または液化することにより、冷却を分離されたフラッシュガスから回収することができる。

補助天然ガス供給流８０５の冷却部分および／または液化部分８０８は、任意であるが、第１コイル管束８３１Ａから第４出口８３８を介して引き出すことができ、補助天然ガス供給流８０５の残りの部分は、補助ＬＮＧ流８０６として熱交換ゾーン８３０の底部に位置する出口８３６を介して流出する前に、第２コイル管束８３１Ｂの管側でさらに冷却および／または液化することができる。当該部分８０８を第４出口から取り出す利点は、図１０の流れ１０３０および１０３２を取り出すことによる利点と同じである。

図８はまた、先行技術の図１０には示されていない別の構成を示しており、部分的に暖められたフラッシュガス流８０９は、部分的に冷却および／または液化された補助天然ガス供給流の一部を熱交換ゾーン８３０の管側から取り出すのではなく、熱交換ゾーン８３０のシェル側から第４出口８３７を介して取り出される。これは、部分８０８を補助天然ガス供給流８０５から取り出すのと同様の利点をもたらす。

実施例１
この例は、図４に記載され、かつ図示されている本発明による装置の応用例に基づいており、１ＭＴＰＡ（年間百万トン）を製造するＬＮＧプラントの図２の先行技術による配置に使用される。図４の参照番号が使用され、結果は表１〜表３に示される。

冷媒流４０５Ｂ（例えば、図２に関して説明されるＭＲＶ流の一部２０５）は、熱交換ゾーン４３０に第１入口４３５を介して導入される。冷媒流４０５Ｂは、周囲温度近くの温度、および約９００ＰＳＩＡ（約４６５４３ｍｍＨｇ）の圧力を有する。流量は約１１００ ｌｂｍｏｌｅｓ／ｈｒ（約４９８９４９ｍｏｌｅｓ／ｈｒ）であり、ＭＲＶ流の約４％に相当する。冷媒流４０５Ｂは、熱交換ゾーン４３０の管側４３２で冷却および液化される。冷却冷媒流４０６Ｂの流れは、熱交換ゾーン４３０から第１出口４３６を介して約−２４５°Ｆ（約−１１８℃）の温度で引き出される。次に、冷却冷媒流４０６Ｂは、約７５ＰＳＩＡ（約３８７８ｍｍＨｇ）の圧力まで減圧されて、ＭＣＨＥの低温側に導入される冷却冷媒流を生成する。

主ＬＮＧ流４００は、約１９，０００ ｌｂｍｏｌｅ／ｈｒ（８，６１８，２１０ｍｏｌｅ／ｈｒ）の流量を有し、当該流れを、第１減圧装置４１０を通過させる前に、ＭＣＨＥから、約−２３２°Ｆ（約−１１１℃）の温度で流出して、約１６．５ ＰＳＩＡ（約８５３ｍｍＨｇ）の圧力を有するフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流４０１を生成する。減圧により、二相流が約１４％の気化モル分率を有するようになる。フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流４０１は、分離ゾーン４２０に第２入口４２３を介して導入され、フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流４０１は、ＬＮＧ製品およびフラッシュガスに分離される。ＬＮＧ製品は回収ゾーン４２１に回収され、分離ゾーン４２０から第３出口４２４を介して引き出される。ヘッドスペースゾーン４２２に回収される分離されたフラッシュガス流は、ミストエリミネーター４２６を通過して付随液滴を除去し、次に分離されたフラッシュガスは、熱交換ゾーン４３０のシェル側４３３で暖められて暖められたフラッシュガス流を生成することにより、冷却負荷を熱交換ゾーン４３０に与える。暖められたフラッシュガス流４０４は、約９００ＰＳＩＡ（約４６５４３ｍｍＨｇ）の圧力に圧縮され、再利用されて天然ガス供給流と合流する前に、熱交換ゾーン４３０から第３出口４３４を介して約１５ＰＳＩＡ（約７７５ｍｍＨｇ）の圧力で引き出される。

この例の場合、シェルケーシング４２５は、約５．６フィート（約１．７０６ｍ）の全直径および約７０フィート（約２１．３３ｍ）の高さを有する。分離ゾーン４２０の高さは約３０フィート（約９．１４ｍ）である。

表１および表２は、シェルケーシングの直径の代表的サイズをＬＮＧ製造能力の関数として示している。これらの表は、ＭＣＨＥから−２３２°Ｆ（−１１１℃）の温度および約８１０ＰＳＩＡ（４１８８９ｍｍＨｇ）の圧力で流出する主ＬＮＧ流４００に基づいている。ＬＮＧ流の圧力を約１８ＰＳＩＡ（約９３０ｍｍＨｇ）（分離ゾーン４２０の底部における圧力）に下げた後、分離ゾーン４２０に流入する混合ＬＮＧ流４１２は１２％（モル）が蒸気である。

シェルケーシングの直径のサイズは、２つの要因に左右される。具体的には、分離ゾーン４２０における液滴の効果的な分離および離脱の必要性から、分離ゾーン４２０を取り囲むシェルケーシングの最小直径（表１および表２では「ｍｉｎｉｍｕｍ ｓｅｐａｒａｔｏｒ ｄｉａｍｅｔｅｒ（分離器最小直径）」と表記される）が設定されるのに対し、熱交換ゾーン４３０を取り囲むシェルケーシングに最適な直径がさらに設定される（表１および表２では「ｏｐｔｉｍａｌ ｂｕｎｄｌｅ ｄｉａｍｅｔｅｒ（最適束径）」と表記される）。

表１は、ミストエリミネーターが無い状態の気液分離に基づいている。この例の場合、熱交換ゾーン４３０を取り囲むシャルケーシングの最適直径は、分離ゾーン４２０における効果的な分離に必要な最小直径よりも１１％小さい。したがって、ミストエリミネーター装置を設けない場合、熱交換ゾーンを取り囲むシェルケーシングの最適直径よりも大きい合計直径（表１および表２では、「ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｄｅｖｉｃｅ ｄｉａｍｅｔｅｒ（複合装置径）」と表記される）を有するシェルケーシングを採用することが好ましい。あるいは、２つのゾーンに対応する可変直径を有するシェルケーシング、すなわち熱交換ゾーン４３０に対応する直径よりも分離ゾーン４２０に対応する直径が大きいシェルケーシング（図５に示すような）を採用する必要がある。

表２は、ミストエリミネーターを使用して上昇蒸気中の付随液滴を捕捉することにより、分離ゾーンをより小さな最小直径で設計することができる気液分離に基づいている。この例では、ミストエリミネーターの使用により、分離ゾーン４２０を取り囲むシェルケーシングに必要な最小直径を、熱交換ゾーン４３０を取り囲むシェルケーシングの最適直径以下に抑えることができるので、容器を、熱交換ゾーン４３０の最適直径で作製することができる。表示の直径を、この技術分野の当業者に公知の標準的な熱交換器および分離容器設計手順を使用して生成した。

表３のデータは、図１の先行技術による配置と比較したときの区画面積、機器点数、および圧力降下に関する本発明の利点を示している。圧力降下の抑制は、フラッシュドラムの作動圧力が低いので、大きな利点である。フラッシュを再圧縮するために必要な動力は、圧力降下を１ｐｓｉ（５１．７１５ｍｍＨｇ）だけ抑制する場合、約２％減少する。

実施例２
この例は、ＬＮＧプラントが３ＭＴＰＡ（年間３百万トン）を製造する場合の図１０の先行技術による配置に適用される、図８に記載され、かつ図示されている本発明による装置の応用例に基づいている。図８の参照番号を使用する。

ＬＮＧ流８００は、ＭＣＨＥ（図１０の１０００に相当）から−１５９°Ｆ（−７０．５℃）の温度で流出し、１５３ＰＳＩＡ（７９１２ｍｍＨｇ）の圧力まで減圧されて、フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流８０１を生成する。フラッシュ蒸発主ＬＮＧ流８０１は、分離ゾーン８２０に、補助ＬＮＧ流８０６と一緒に導入されて、フラッシュ蒸発流が、１８，０００ ｌｂｍｏｌｅ／ｈ（８，１６４，６２０ｍｏｌｅ／ｈ）の流量を有するようになり、このフラッシュ蒸発流は分離ゾーン８２０に流入する全供給原料の２３％である。

ＬＮＧ製品およびフラッシュガスは分離ゾーン８２０において分離される。ＬＮＧ製品は回収ゾーン８２１に回収され、分離ゾーン８２０から第３出口８２４を介して引き出される。分離されたフラッシュガスは、分離されたフラッシュガスを、底部コイル管束８３１Ｂ（低温セクション管束）により画定される熱交換ゾーン８３０のシェル側を通過させ、次に上部コイル管束８３１Ａ（高温セクション管束）により画定される熱交換ゾーンのシェル側を順次通過させることにより周囲温度（７８°Ｆ（２５．５℃））近くまで暖められる。底部コイル管束８３１Ｂは、７．７フィート（２．３４７ｍ）の直径、および４０フィート（１２．１９ｍ）の長さを有し、上部コイル管束８３１Ａは、７．７フィート（２．３４７ｍ）の直径、および３２フィート（９．７５ｍ）の長さを有する。

分離されたフラッシュガスは、プラントへの全供給原料の約２０％である補助天然ガス供給流８０５を冷却および液化することにより暖められる。補助天然ガス供給流８０５は、１２，０００ ｌｂｍｏｌｅ／ｈｒ（５，４４３，０８０ｍｏｌｅ／ｈｒ）の流量、約１３５０ＰＳＩＡ（６９８１５ｍｍＨｇ）の圧力、および約８５°Ｆ（約２９．４℃）の温度を有する。補助天然ガス供給流８０５は、上部コイル管束８３１Ａで０°Ｆ（−１７．７℃）の温度に冷却され、３６００ ｌｂｍｏｌｅ／ｈｒ（１６３２９２４ｍｏｌｅ／ｈｒ）の流量を有する補助天然ガス供給流８０５の冷却部分および／または液化部分８０８は、出口８３８を介して引き出され、ＭＣＨＥ（図示せず）に送給される。補助天然ガス供給流８０５の残りの部分は、底部コイル管束８３１Ｂでさらに冷却および／または液化され、出口８３６を介して補助ＬＮＧ流８０６として−１９６°Ｆ（−９１．１℃）の温度で引き出される。補助ＬＮＧ流８０６は、１５３ＰＳＩＡ（７９２１２ｍｍＨｇ）に減圧されてフラッシュ蒸発補助ＬＮＧ流８１１となり、次に第１のフラッシュ蒸発主ＬＮＧ流８０１と合流して分離ゾーン８２０に導入され、混合流が、ＬＮＧ製品およびフラッシュガスに分離される。

あるいは、高温分離されたフラッシュガス流の２０％が、出口８３７を介して流れ８０９として取り出される。これにより、フラッシュ熱交換器の冷却曲線がさらに改善される。

この例の場合、分離ゾーンはミストエリミネーターを含む。シェルケーシングは、約８フィート（約２．４３ｍ）の直径、および約１６５フィート（約５０．２９ｍ）の高さを有する。

本発明は、好ましい実施形態を参照して上に説明した詳細に限定されるものではなく、多数の修正および変形を、以下の特許請求の範囲に規定される本発明の趣旨または範囲から逸脱することなく加えることができる。

Claims (14)

1. フラッシュガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）流から分離してＬＮＧ製品を製造し、分離されたフラッシュガスから冷却を回収する装置であって、前記装置は、熱交換ゾーンおよび分離ゾーンを取り囲むシェルケーシングを備え、前記熱交換ゾーンは、前記分離ゾーンの上方に位置して、前記分離ゾーンと流体連通しており、前記分離ゾーンは、前記フラッシュガスを前記ＬＮＧ製品から分離するように構成され、前記熱交換ゾーンは、冷却を前記分離されたフラッシュガスから回収するように構成されており、
   前記熱交換ゾーンは、前記熱交換ゾーンの管側およびシェル側を画定する少な
   くとも１つのコイル管束を含み、前記管側は、第１流体流を冷却および／
   または液化する前記熱交換ゾーンを通過する１つ以上の通路を画定し、前
   記シェル側は、分離されたフラッシュガスを暖める前記熱交換ゾーンを通 過する通路を画定し、
   前記分離ゾーンは、前記ＬＮＧ製品から前記分離ゾーンにおいて分離されるフ
   ラッシュガスが、前記分離ゾーンから上方に流れて、前記熱交換ゾーンの
   前記シェル側に流れ込んで前記シェル側を通過するように構成され、
   前記シェルケーシングは：
   前記熱交換ゾーンの前記管側と流体流連通して、冷却および／または液化
   対象の前記第１流体流を導入する第１入口と、
   前記熱交換ゾーンの前記管側と流体流連通して第１冷却流体流および／ま
   たは液化流体流を引き出す第１出口と、
   前記熱交換ゾーンの前記シェル側と流体流連通して暖められたフラッシュ ガス流を引き出す第２出口と、
   前記分離ゾーンと流体流連通して、分離対象のフラッシュガスを含むＬＮ
   Ｇ流を導入する第２入口と、
   前記分離ゾーンと流体流連通してＬＮＧ製品流を引き出す第３出口と、を
   有し、
   前記装置は、前記熱交換ゾーンと前記分離ゾーンとの間に位置決めされるミス
   トエリミネーターをさらに備える、装置。
2. 前記熱交換ゾーンを取り囲む前記シェルケーシングの部分、および前記分離ゾーンを取り囲む前記シェルケーシングの部分は、実質的に同じ直径を有する、請求項１に記載の装置。
3. 前記分離ゾーンを取り囲む前記シェルケーシングの部分は、前記熱交換ゾーンを取り囲む前記シェルケーシングの部分よりも大きい直径を有する、請求項１に記載の装置。
4. 前記分離ゾーンは、下方に流れる流体を上昇蒸気に接触させる１つ以上の物質移動装置を含み、前記第２入口は、前記物質移動装置のうち１つ以上の物質移動装置の上方に位置決めされる、請求項１に記載の装置。
5. 前記装置は、前記ＬＮＧの一部を、前記分離ゾーンの底部側から再沸騰させて、前記分離ゾーンを通過して上方に流れる蒸気を生成するリボイラー熱交換器をさらに備える、請求項１に記載の装置。
6. 前記分離ゾーンは、ＬＮＧを回収する回収ゾーン、および前記回収ゾーンの上方にあり、かつフラッシュガスを回収する前記熱交換ゾーンの下方にあるヘッドスペースゾーンを画定する前記シェルケーシングの中空部分である、請求項１に記載の装置。
7. 前記熱交換ゾーンは、第２コイル管束の上方に位置する第１コイル管束を含み、両前記コイル管束は、前記熱交換ゾーンの管側およびシェル側を画定し、前記管側は、第１流体流を冷却および／または液化する前記熱交換ゾーンを通過する１つ以上の通路を画定し、前記シェル側は、分離されたフラッシュガスを暖める前記熱交換ゾーンを通過する通路を画定し、
   前記第１コイル管束により画定される前記管側は、前記第１入口と流体流連通
   して、前記第１流体流を冷却および／または液化する少なくとも１つの通路を
   画定し、
   前記シェルケーシングは、前記第１コイル管束の前記管側と流体流連通して前
   記第１流体流の冷却部分および／または液化部分を前記第１コイル管束から引
   き出す第４出口を有し、
   前記第２コイル管束により画定される前記管側は、前記第１コイル管束の前記
   管側および前記第１出口と流体流連通して、前記第１コイル管束からの前記第
   １流体流の別の部分をさらに冷却および／または液化する少なくとも１つの通
   路を画定する、請求項１に記載の装置。
8. 前記シェルケーシングは、前記熱交換ゾーンの前記シェル側と流体流連通し、かつ前記第２出口の下方に位置して暖められたフラッシュガス流を、前記第２出口から引き出される前記暖められたフラッシュガス流よりも低い温度で部分的に引き出す第４出口を有する、請求項１に記載の装置。
9. 液化天然ガス（ＬＮＧ）製品を製造し、冷却をフラッシュガスから回収するシステムであって、前記システムは：
   天然ガス供給流を冷却および液化してＬＮＧ流を生成する主極低温熱
   交換器（ＭＣＨＥ）と、
   前記ＭＣＨＥと流体流連通して主冷媒を循環させて１つ以上の低温冷
   媒流を、前記ＭＣＨＥを通過させて、前記天然ガス流を液化する冷却
   負荷を与える冷却回路であって、前記１つ以上の低温冷媒流を前記Ｍ
   ＣＨＥにおいて、前記天然ガス流との間接熱交換により暖める、前記
   冷媒回路と、
   前記ＭＣＨＥと流体流連通して前記ＬＮＧ流の全部または一部の圧力
   を減圧して減圧ＬＮＧ流を形成する第１減圧装置と、
   前記第１減圧装置と流体流連通してフラッシュガスを前記減圧ＬＮＧ
   流から分離して、冷却を前記分離されたフラッシュガスから回収して
   、ＬＮＧ製品流および暖められたフラッシュガス流を生成する請求項
   １に記載の装置と、を備える、システム。
10. 前記第１流体流は、前記熱交換ゾーンにおいて冷却および液化されて補助ＬＮＧ流を生成する補助天然ガス供給流であり、前記システムは、前記補助ＬＮＧ流の圧力を減圧するように構成され、請求項１に記載の前記装置は、減圧された前記補助ＬＮＧ流をさらに流入させ、フラッシュガスを減圧された前記補助ＬＮＧ流から分離し、冷却を前記分離されたフラッシュガスから回収するように構成される、請求項９に記載のシステム。
11. 前記冷却回路は、請求項１に記載の前記装置と流体流連通し、前記第１流体流は、前記熱交換ゾーンにおいて冷却および／または液化されて冷却冷媒流および／または液化冷媒流となるガス冷媒流であり、前記冷却回路は、前記ガス冷媒流を前記装置の前記第１入口に導入して、前記冷却冷媒流および／または液化冷媒流を前記装置の前記第１出口から引き出して、前記冷却冷媒流および／または液化冷媒流を、前記ＭＣＨＥを通過させるように構成される、請求項９に記載のシステム。
12. 液化天然ガス（ＬＮＧ）製品を製造する方法であって、前記方法は、請求項９に記載の前記システムを採用し、前記方法は：
    （ａ）天然ガス供給流を、前記ＭＣＨＥを通過させて、前記天然ガス供給流を前記ＭＣＨＥにおいて冷却および液化してＬＮＧ流を生成することと、
    （ｂ）前記ＬＮＧ流を前記ＭＣＨＥから引き出して、前記ＬＮＧ流の全部または一部の圧力を減圧して減圧ＬＮＧ流を形成することと、
    （ｃ）前記減圧ＬＮＧ流を前記装置の前記分離ゾーンに導入してフラッシュガスを前記減圧ＬＮＧ流から分離してＬＮＧ製品流を生成することと、
    （ｄ）冷却を前記分離されたフラッシュガスから前記装置の前記熱交換ゾーンにおいて回収して、暖められたフラッシュガス流を生成することと、を含む、方法。
13. 前記第１流体流は、補助天然ガス供給流であり、ステップ（ｄ）は、前記補助天然ガス供給流を前記熱交換ゾーンにおいて冷却および液化して、補助ＬＮＧ流を生成することを含み、前記方法は、前記補助ＬＮＧ流の圧力を減圧することと、減圧された前記補助ＬＮＧ流を前記装置の前記分離ゾーンに導入して、フラッシュガスを減圧された前記補助ＬＮＧ流から分離することと、冷却を、減圧された前記補助ＬＮＧ流からの前記分離されたフラッシュガスから回収することと、をさらに含む、請求項１２に記載の方法。
14. 前記第１流体流は冷媒流であり、ステップ（ｄ）は、前記冷媒流を前記装置の前記熱交換ゾーンにおいて冷却および／または液化して、冷却冷媒流および／または液化冷媒流とすることを含み、前記方法は、前記冷却冷媒流および／または液化冷媒流を前記装置から引き出すことと、前記冷却冷媒流および／または液化冷媒流を、前記ＭＣＨＥを通過させることと、をさらに含む、請求項１２に記載の方法。

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