JP7204888B2 - 天然ガス液化プラントにおけるボイルオフガス再循環サブシステム - Google Patents
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（関連出願の相互参照）
本出願は、名称が「ＢＯＩＬ－ＯＦＦ ＧＡＳ ＲＥＣＹＣＬＥ ＳＵＢＳＹＳＴＥＭ ＩＮ ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＬＩＱＵＥＦＡＣＴＩＯＮ ＰＬＡＮＴＳ」である、２０１８年８月１４日に出願された米国仮特許出願第６２／７１８７４２号の優先権を主張する。
本出願は、名称が「ＢＯＩＬ－ＯＦＦ ＧＡＳ ＲＥＣＹＣＬＥ ＳＵＢＳＹＳＴＥＭ ＩＮ ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＬＩＱＵＥＦＡＣＴＩＯＮ ＰＬＡＮＴＳ」である、２０１８年８月１４日に出願された米国仮特許出願第６２／７１８７４２号の優先権を主張する。
（技術分野）
本開示は、一般に、天然ガス液化プラントにおける再循環液化天然ガス（ＬＮＧ）ボイルオフガス（ＢＯＧ）のためのサブシステム及びそれに関連する方法に関する。
本開示は、一般に、天然ガス液化プラントにおける再循環液化天然ガス（ＬＮＧ）ボイルオフガス（ＢＯＧ）のためのサブシステム及びそれに関連する方法に関する。
天然ガスは、そのクリーンな燃焼性及び利便性の理由から、近年広く用いられるようになっている。しかしながら、大量の天然ガス（すなわち、主としてメタン）は、世界の遠隔の地域にある。このガスは、経済的に市場に移送できる場合には、大きな価値がある。ガス埋蔵量が市場に適度に近接してあり、２つの場所の間の地形が許容される場合、ガスは、典型的には、生産された後、水中及び／又は陸上ベースのパイプラインを通じて市場に移送される。しかしながら、ガスが、パイプラインの敷設が不可能であるか、又は経済的に法外な場所で生産されるときには、このガスを市場に導入するためには他の技術を用いる必要がある。
ガスの非パイプライン移送に一般的に用いる技術は、産出現場又はその近くでガスを液化すること、及び移送船に搭載された特別設計の貯蔵タンクにて液化天然ガスを市場に移送することを含む。天然ガスは、冷却されて液体状態に凝縮され、実質的に大気圧で－１６２°Ｃ（－２６０°Ｆ）の温度で液化天然ガス（「ＬＮＧ」）を生成し、これによって、現場で又は移送船に搭載できる貯蔵タンクに貯蔵できるガスの量が大幅に増加する。
貯蔵中に、周囲環境からの熱は、本質的にＬＮＧ貯蔵タンク内に漏出し、これにより貯蔵ＬＮＧの一部が気化してタンク内でＬＮＧ「ボイルオフガス」（ＢＯＧ）を生じさせる。追加の貯蔵タンクＬＮＧ ＢＯＧは、（ｉ）フラッシュタンクから貯蔵タンクへのＬＮＧ移送を行うのに十分な圧力を提供するランダウンポンプによるＬＮＧへのエネルギー入力、(ｉｉ)ＬＮＧランダウンラインでの断熱材を通じた熱漏れ、(ｉｉｉ)ＬＮＧ装荷及び再循環ラインでの断熱材を通じた熱漏れ、及び（ｉｖ）再循環ポンプによる貯蔵ＬＮＧへのエネルギー入力によって生成される。このＬＮＧ ＢＯＧは、典型的には、プラントエリア内で燃料ガスとして使用するために回収及び圧縮される。しかしながら、中程度から高濃度の窒素と共に天然ガスを用いる天然ガス液化プラントはまた、エンドフラッシュガス（ＥＦＧ）を発生させ、これは燃料ガスとして用いることができる。プラント燃料の需要に応じて、ＬＮＧ ＢＯＧを燃料として消費する能力がない場合があるので、使用又は廃棄の代替手段が必要となる。ＬＮＧ ＢＯＧは燃えることができるが、これは、一般的には、通常の運転モードとしては許可されない。
米国特許第３，８５７，２４５号（Ｊｏｎｅｓ）では、窒素含有ボイルオフを凝縮するプロセスが開示されており、ここでは、ＬＮＧが窒素含有ボイルオフ蒸気中に注入され、次いで組み合わされた混合物が凝縮される。窒素含有ボイルオフへのＬＮＧの注入は、再液化する必要がある蒸気量を増加させる。
米国特許第６，１９２，７０５号（Ｋｉｍｂｌｅ）では、圧縮及び冷却ステージに続いて熱交換器にボイルオフを通過させ、次いで熱交換器を通じてボイルオフを再循環させて戻すプロセスを開示している。圧縮、冷却、及び次いで加熱されたボイルオフは、その後、膨張されて液化ボイルオフの除去のために気液分離器に通される。次いで、液化ボイルオフは、第２の液化ガスストリームと組み合わせられて所望の生成物ストリームを生成する。
ＬＮＧ ＢＯＧを用いた複雑でない他の方法が望ましい。
本開示は、一般に、天然ガス液化プラントにおける再循環ＬＮＧ ＢＯＧのためのサブシステム及びそれに関連する方法に関する。より具体的には、本開示は、双方向ラインを利用して、ＬＮＧ ＢＯＧを再循環モードでの液化を目的とすること、又は燃料モードでの燃料ガスを目的とすることを可能にした。このような方法及びサブシステムは、有利には、簡単で複雑でない実装設計でオペレータに価値をもたらすＬＮＧ ＢＯＧの使用に対する簡単な解決策を提供することができる。
第１の実施形態では、天然ガス液化プラントは、液化サブシステムに流体接続されてフィードガスを液化サブシステムに供給するフィードガスラインと、液化サブシステムを１又は２以上のＬＮＧタンクに流体接続してＬＮＧを液化サブシステムから１又は２以上のＬＮＧタンクに供給するＬＮＧラインと、液化サブシステムを燃料ガスサブシステムに流体接続してＥＦＧを液化サブシステムから燃料ガスサブシステムに供給するＥＦＧラインと、１又は２以上のＬＮＧタンクを圧縮機に流体接続してＬＮＧ ＢＯＧを１又は２以上のＬＮＧタンクから圧縮機に供給するするＬＮＧ ＢＯＧヘッダーと、圧縮機を燃料ガスライン及び双方向ラインに流体接続する圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインと、を備えることができ、燃料ガスラインが、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン及び双方向ラインを燃料ガスサブシステムに流体接続し、双方向ラインが、フィードガスラインを燃料ガスラインに流体接続し、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインをフィードガスラインに流体接続し、再循環モードにあるときに、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインは圧縮機からの圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを双方向ラインに供給し、双方向ラインは、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインからの圧縮ＬＮＧ ＢＯＧをフィードガスラインに供給し、燃料モードにあるときに、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインは、圧縮機からの圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを燃料ガスラインに供給し、双方向ラインはフィードガスラインからの天然ガスを燃料ガスラインに供給する。
第２の実施形態では、天然ガス液化プラントを運転する方法は、フィードガスを液化サブシステムに供給するステップと、天然ガスを液化してＬＮＧ及びＥＦＧを生成するステップと、ＥＦＧを圧縮ＥＦＧに圧縮するステップと、圧縮ＥＦＧを燃料ガスとして用いるステップと、１又は２以上のＬＮＧタンクにＬＮＧを貯蔵するステップと、１又は２以上のＬＮＧタンクからのＬＮＧ ＢＯＧを圧縮して圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを生成するステップと、（１）双方向ラインを介して圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの少なくとも一部をフィードガスに供給することによって再循環モードで運転するステップ、又は（２）（ａ）双方向ラインを介してフィードガスの一部を燃料ガスに供給すること及び（ｂ）圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを燃料ガスに供給することによって燃料モードで運転するステップの何れかと、を含む。
以下の図は、実施形態の特定の態様を例示するために含まれており、排他的な実施形態とみなされるべきではない。開示された主題は、当業者には想起され、本開示の利益を有する形態及び機能において相当な修正、変更、組み合わせ、及び均等物が可能である。
本開示は、一般に、天然ガス液化プラントにおける再循環液化天然ガス（ＬＮＧ）ボイルオフガス（ＢＯＧ）のためのサブシステム及びそれに関連する方法に関する。より具体的には、本開示は、双方向ラインを利用してＬＮＧ ＢＯＧを再循環モードでの液化を目的とすること、又は燃料モードでの燃料ガスを目的とすることを可能にした。
図１は、天然ガス液化プラントの一部１００の例示的な図である。この天然ガス液化プラントの一部１００は、液化サブシステム１０４に流体接続されて液化サブシステム１０４にフィードガスを供給するフィードガスライン１０２を含む。フィードガスは、液化に好適であるように必要な処理を受けた天然ガスである。処理は、天然ガスの組成物（例えば、硫黄、水、及び水銀含有物）に依存し、限定ではないが、凝縮物除去、酸性ガス除去、脱水、水銀除去、重質炭化水素除去、及びこれらの組み合わせを含むことができる。
本明細書で用いられる場合、２つの構成要素を流体接続するラインを説明する場合、ラインは、ラインに沿って設置可能なポンプ、コネクタ、熱交換器、及びバルブのような、２つの構成要素及び他のハードウェアを流体接続する１又は複数のラインを包含する一般用語として用いられる。
再度図１を参照して、液化サブシステム１０４は、天然ガスを液化して、実質的に周囲圧力でＬＮＧを生成する。本明細書で用いられる場合、「実質的に周囲圧力」とは、周囲圧力±５バーゲージ（ｂａｒｇ）を指す。液化サブシステムは、当技術分野で公知であり、幾つかの異なる構成を有することができる。典型的には、液化サブシステムは、１又は２以上の熱交換器、膨張バルブ又は液圧タービン、１又は２以上のポンプ、及び分離器を含む。液化サブシステムの実施例は、限定ではないが、米国特許第５，９１６，２６０号及び米国特許第６，６５８，８９２号、米国特許出願第２００７／０１９３３０３号及びＰＣＴ国際出願第ＷＯ２０１１／１０９１１７号に記載されたものを含み、これらの各々は引用により本明細書に組み込まれる。
一般に、フィードガスは、液化サブシステム１０４に導入される場合、約５５ｂａｒｇ（約７９８ｐｓｉゲージ（ｐｓｉｇ））～約７０ｂａｒｇ（約１，０１５ｐｓｉｇ）とすることができる。液化サブシステム１０４におけるフィードガスの圧力を低下させるために、フィードガスは、典型的には、分離器（すなわち、フラッシュタンク）に入る前に、極低温熱交換器システムから膨張バルブ又は液圧タービンにわたって通過する（すなわち、フラッシュされる）。冷却されたフィードガスの圧力が低下して、実質的に周囲圧力にてＬＮＧを生成すると、ガスの一部がフラッシュして、エンドフラッシュガス（ＥＦＧ）として知られる蒸気になる。ＬＮＧは、フラッシュタンクから除去されて、液化サブシステム１０４及びＬＮＧ貯蔵タンク１０８を流体的に結合するＬＮＧライン１０６を介して、液化サブシステム１０４からＬＮＧ貯蔵タンク１０８に圧送される。ＥＦＧは、液化サブシステム１０４及びＥＦＧ圧縮機１１２を流体的に結合するＥＦＧライン１１０を介して、液化サブシステム１０４におけるフラッシュタンクから除去されて、ＥＦＧ圧縮機１１２に圧送される。
ＥＦＧ圧縮機１１２は、約５５ｂａｒｇ（約７９８ｐｓｉｇ）～約７０ｂａｒｇ（約１，０１５ｐｓｉｇ）の圧力でＥＦＧを圧縮し、圧縮ＥＦＧを生成する。圧縮ＥＦＧは、ＥＦＧ圧縮機１１２及び燃料ガスサブシステム１１６を流体的に結合する圧縮ＥＦＧライン１１４を介して、燃料ガスサブシステム１１６に供給される。燃料ガスサブシステム１１６は、天然ガス液化プラントの種々の構成要素に燃料ガスを供給する。
上記で説明したように、ＬＮＧ貯蔵タンク１０８中のＬＮＧは、少なくとも一つにはＬＮＧを加温する周囲環境からの熱に起因して、時間と共にＬＮＧ ＢＯＧに気化する。ＬＮＧ ＢＯＧは、ＬＮＧ貯留タンク１０８をＬＮＧ ＢＯＧ圧縮機１２０に流体結合するＬＮＧ ＢＯＧヘッダー１１８にて捕捉される。ＬＮＧ ＢＯＧ圧縮機１２０は、約５５ｂａｒｇ（約７９８ｐｓｉｇ）～約７０ｂａｒｇ（約１，０１５ｐｓｉｇ）の圧力でＬＮＧ ＢＯＧを圧縮し、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを生成する。圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン１２２は、ＬＮＧ ＢＯＧ圧縮機１２０を燃料ガスライン１２４及び双方向ライン１２６に流体結合する。
圧縮ＬＮＧ ＢＯＧは、天然ガス液化プラントを稼働するのに必要な燃料ガスを供給又は供給を増強するのに必要な量で燃料ガスライン１２４に供給される。これは、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの全て、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの一部、又は圧縮ＬＮＧ ＢＯＧなしとすることができる。燃料ガスに必要とされない過剰な圧縮ＬＮＧ ＢＯＧが存在する場合、過剰な圧縮ＬＮＧ ＢＯＧは、矢印Ａの流れ方向で双方向ライン１２６を介してフィードガスライン１０２に搬送される。過剰な圧縮ＬＮＧ ＢＯＧは、液化のためにフィードガスと同伴される。流れ方向Ａのこの構成は、本明細書では「再循環モード」にあると呼ばれる。
或いは、ＬＮＧ ＢＯＧの全てが、天然ガス液化プラントを稼働するのに必要な燃料ガスの供給又は供給を増強するのに不十分である場合、フィードガスライン１０２からのフィードガスの少なくとも一部は、矢印Ｂの流れ方向に双方向ライン１２６を介して燃料ガスライン１２４に搬送することができる。流れ方向Ａのこの構成は、本明細書では「燃料モード」であると呼ばれる。
従って、本開示の方法は、フィードガスを液化サブシステムに供給するステップと、天然ガスとすることができるフィードガスを液化して、ＬＮＧ及びＥＦＧを生成するステップと、ＥＦＧを圧縮ＥＦＧに圧縮するステップと、圧縮ＥＦＧを燃料ガスとして用いるステップと、１又は２以上のＬＮＧタンクにＬＮＧを貯蔵するステップと、１又は２以上のＬＮＧタンクからＬＮＧ ＢＯＧを圧縮して圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを生成するステップと、（１）双方向ラインを介して圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの少なくとも一部をフィードガスに供給することによって再循環モードで運転するステップ、又は（２）（ａ）双方向ラインを介してフィードガスの一部を燃料ガスに供給すること及び（ｂ）圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを燃料ガスに供給することによって、燃料モードで運転するステップの何れかと、を含むことができる。一部の事例では、再循環モードで運転するステップは更に、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの少なくとも一部を燃料ガスに供給するステップを含むことができる。
天然ガス液化プラントの燃料需要は、稼働するプロセスによって異なる。例えば、典型的には、複数の液化サブシステム１０４が並行して運転している。メンテナンスのため、或いは供給又は需要が少ないために、一部がオフラインであるときには、圧縮ＥＦＧは、プラントの燃料ガス需要を供給するのに十分な場合がある。このような場合、圧縮ＥＦＧの供給を増強するのに、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの一部が必要とされるか、又は必要でないことがある。このような場合、天然ガス液化プラントの一部１００は、再循環モードで運転することができる。
別の実施例では、天然ガス液化プラントは、圧縮ＥＦＧ及び圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの組み合わせた量が、プラントを運転するのに必要な燃料ガス量を提供するのには不十分であるように、複数の液化サブシステム１０４を並行して運転している場合がある。このような場合には、天然ガス液化プラントの一部１００は、燃料モードで運転することができる。
更に別の実施例では、天然ガスの供給は、低濃度の窒素を有することができ、より少ない量のＥＦＧをもたらす。その結果、天然ガス液化プラントの一部１００は、天然ガスの供給が中程度から高濃度の窒素を有している場合よりも多くの頻度で燃料モードで運転する可能性がある。
天然ガス液化プラントの一部１００において、フィードガス、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧ、及び圧縮ＥＦＧは、それぞれ個別に、約５５ｂａｒｇ（約７９８ｐｓｉｇ）～約７５ｂａｒｇ（約１，０８８ｐｓｉｇ）、又は約５８ｂａｒｇ（約８４１ｐｓｉｇ）～約７２ｂａｒｇ（約１，０４４ｐｓｉｇ）、或いは約６０ｂａｒｇ（約８７０ｐｓｉｇ）～約７０ｂａｒｇ（約１，０１５ｐｓｉｇ）、又は約６２ｂａｒｇ（約８９９ｐｓｉｇ）～約６８ｂａｒｇ（約９８６ｐｓｉｇ）の圧力とすることができる。
図２は、例示的な天然ガス液化プラントのサブシステム２３０の例示的な流れ図である。代替の実施形態では、サブシステム２３０の一部は、除外又は迂回することができ、サブシステム２３０を並べ替えることができ、及び／又は追加サブシステム２３０を含めることができる。
例示のサブシステム２３０では、天然ガスの供給２３２が、ガス受入サブシステム２３４に提供され、凝縮物除去サブシステム２３６に移送される。凝縮物除去サブシステム２３６は、非安定化凝縮物２３８を抽出し、これは、縮合物安定化サブシステム２４０に移送される。次いで、凝縮物除去サブシステム２３６からの生成物は、酸性ガス除去サブシステム２４２、脱水サブシステム２４４、水銀除去サブシステム２４６、及び予冷サブシステム２４８を通して処理された後、重質炭化水素除去サブシステム２５０における重質炭化水素２５２が除去される。重質炭化水素２５２は、分別サブシステム２５４において、安定化凝縮物２５６、液体天然ガス２５８（ＮＧＬ）（例えば、エタン、プロパン、ブタン、及びより重質の炭化水素）、及びメタン２６０に分別することができる。安定化凝縮物２５６は、凝縮物貯蔵サブシステム２６２に移送することができ、ここは、凝縮物安定化サブシステム２４０からの安定化凝縮物２６４が貯蔵される場所でもある。ＮＧＬ２５８は、ＮＧＬ貯蔵サブシステム２６６に移送することができる。メタン２６０は、冷凍サブシステム２６８に移送することができ、冷却されたメタンを重質炭化水素除去サブシステム２５０のフィードガス２７０生成物と組み合わせることができる。
次いで、図１にて記載されるように、フィードガス２７０は、液化サブシステム２７２に提供される。ＥＦＧ２７４は、圧縮されて燃料ガスサブシステム２７６に移送される。液化サブシステム２７２にて生成されたＬＮＧ２７８は、ＬＮＧ貯蔵サブシステム２８０に貯蔵することができる。ＬＮＧ貯蔵サブシステム２８０からのＬＮＧ ＢＯＧ２８２を圧縮することができる。次いで、再循環モードでは、ＬＮＧ ＢＯＧ２８２の少なくとも一部分は、フィードガス２７０と同伴するように、双方向回ライン２８４を介して移送することができる。或いは、燃料モードでは、ＬＮＧ ＢＯＧ２８２は、流れ矢印Ｂに従って、双方向ライン２８４を介してフィードガス２７０の一部と共に燃料ガスサブシステム２７６に移送することができる。
最終的には、必要に応じて、ＬＮＧ貯蔵サブシステム２８０中のＬＮＧは、運送船２８６（例えば、タンカートラック、タンカー鉄道車両、及び船舶）に移送することができる。
本開示の方法は、１又は２以上の方法によって天然ガス供給装置を処理し、液化のためのフィードガスを生成するステップを含むことができ、１又は２以上の方法は、凝縮物除去、酸性ガス除去、脱水、水銀除去、予冷、重質炭化水素除去、及びこれらの組み合わせから成るグループから選択される。
特に明記しない限り、本明細書及び関連する特許請求の範囲で使用される成分の量、分子量、反応条件などの特性を表す全ての数字は、全ての事例において用語「約」によって修正されると理解されるべきである。従って、それとは反対に示されない限り、以下の明細書及び添付の特許請求の範囲に記載される数値パラメータは、本発明の実施形態によって得られることが求められる所望の特性に応じて変化し得る近似値である。少なくとも、均等論の適用を特許請求の範囲に限定する試みとしてではなく、各数値パラメータは、少なくとも報告された有効桁数に照らして、通常の丸め手法を適用することによって解釈されるべきである。
本明細書に開示される本発明の実施形態を組み込んだ１又は２以上の例示的な実施形態が本明細書に提示される。明確にするために、物理的実装の全ての機能が本出願において記載され又は図示されているとは限らない。本発明の実施形態を組み込んだ物理的実施形態の開発において、多くの実装時固有の決定は、システム関連、ビジネス関連、政府関連、及び他の制約への準拠など、実装毎に且つ適宜異なる開発者の目標を実現するために行う必要があることは理解される。開発者の努力は時間がかかる場合があるが、それでも尚、このような努力は、本開示の利益を当業者にとって日常的な業務であろう。
構成及び方法は、本明細書では種々の構成要素又はステップを「含む」という観点から記載されているが、構成及び方法はまた、種々の構成要素及びステップから「本質的に成る」又は「から成る」ことができる。
従って、本発明は、上述の目的及び利点並びに本明細書で内在されるものを実現するように良好に適応される。上記で開示された特定の実施形態は、単に例証に過ぎないので、本発明は、本明細書の教示の利益を有する当業者には明らかな異なる同等の手法で修正及び実施することができる。更に、以下の請求項で説明する以外に、本明細書に示す構造又は設計の詳細事項に限定されるものではない。従って、上記で開示された特定の例示の実施形態は、変更、組み合わせ、又は修正することができ、全てのこのような変形形態は、本発明の範囲及び精神内にあるものとみなされる点は明らかである。好適には、本明細書で例示的に開示される本発明は、本明細書で具体的に開示されないあらゆる要素及び／又は本明細書で開示されるあらゆる任意の要素がない限り、実施することができる。構成及び方法は、本明細書では種々の構成要素又はステップを「含む」という観点から記載されているが、構成及び方法はまた、種々の構成要素及びステップから「本質的に成る」又は「から成る」ことができる。上記で開示された全ての数及び範囲は、ある量までは異なる可能性がある。下限及び上限を有する数値範囲が開示されるときは常に、この範囲内に含まれるあらゆる数及びあらゆる包含範囲は、具体的に開示される。詳細には、本明細書で開示される（「約ａから約ｂまで」、又は同等に「ほぼａからｂまで」、或いは同等に「ほぼａ～ｂ」の形態の）値の全ての範囲は、値のより広い範囲内に包含される全ての数及び範囲を記載していることを理解されたい。また、特許請求の範囲における用語は、特許権所有者によって明示的に明確に定義されない限り、これらの明白な通常の意味を有する。更に、特許請求の範囲で用使用される不定冠詞「ａ」又は「ａｎ」は、本明細書では、導入する要素の１又は２以上を意味するものと定義される。
１００ 一部分
１０２ フィードガスライン
１０４ 液化サブシステム
１０６ ＬＮＧライン
１０８ ＬＮＧ貯蔵タンク
１１０ ＥＦＧライン
１１２ ＥＦＧ圧縮機
１１４ 圧縮ＥＦＧライン
１１６ 燃料ガスサブシステム
１１８ ＬＮＧ ＢＯＧヘッダー
１２０ ＬＮＧ ＢＯＧ圧縮機
１２２ 圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン
１２４ 燃料ガスライン
１２６ 双方向ライン
Ａ、Ｂ 流れ方向
１０２ フィードガスライン
１０４ 液化サブシステム
１０６ ＬＮＧライン
１０８ ＬＮＧ貯蔵タンク
１１０ ＥＦＧライン
１１２ ＥＦＧ圧縮機
１１４ 圧縮ＥＦＧライン
１１６ 燃料ガスサブシステム
１１８ ＬＮＧ ＢＯＧヘッダー
１２０ ＬＮＧ ＢＯＧ圧縮機
１２２ 圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン
１２４ 燃料ガスライン
１２６ 双方向ライン
Ａ、Ｂ 流れ方向
Claims (10)
- 天然ガス液化プラントであって、
液化サブシステムに流体接続されて、フィードガスを前記液化サブシステムに供給するフィードガスラインと、
前記液化サブシステムを１又は２以上のＬＮＧタンクに流体接続して、ＬＮＧを前記液化サブシステムから前記１又は２以上のＬＮＧタンクに供給する液化天然ガス（ＬＮＧ）ラインと、
前記液化サブシステムを燃料ガスサブシステムに流体接続して、エンドフラッシュガス（ＥＦＧ）を前記液化サブシステムから燃料ガスサブシステムに供給するＥＦＧラインと、
前記１又は２以上のＬＮＧタンクを圧縮機に流体接続して、ＬＮＧボイルオフガス（ＢＯＧ）を前記１又は２以上のＬＮＧタンクから前記圧縮機に供給するＬＮＧ ＢＯＧヘッダーと、
前記圧縮機を燃料ガスライン及び双方向ラインに流体接続する圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインと、
を備え、
前記燃料ガスラインが、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン及び前記双方向ラインを前記燃料ガスサブシステムに流体接続し、前記ＥＦＧラインは、前記燃料ガスラインと別であり、ＥＦＧが前記ＬＮＧ ＢＯＧ又は前記フィードガスと別に前記燃料ガスサブシステムに供給され、前記双方向ラインが、前記フィードガスラインを前記燃料ガスラインに流体接続し且つ前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインを前記フィードガスラインに流体接続し、
再循環モードにあるときに、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインは、前記圧縮機からの圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを前記双方向ラインに供給し、前記双方向ラインは、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインから前記フィードガスラインに供給し、
燃料モードにあるときに、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインは、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを前記圧縮機から前記燃料ガスラインに供給し、前記双方向ラインは、前記天然ガスを前記フィードガスラインから前記燃料ガスラインに供給し、
前記燃料ガスサブシステムは、前記システムが前記再循環モードにあるときに、前記ＥＦＧ、及び、付加的に前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの一部のみを受け入れ、又は、前記燃料ガスサブシステムは、前記システムが燃料モードにあるときに、前記ＥＦＧ、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧ、及び、前記フィードガスの一部のみを受け入れる、ことを特徴とする天然ガス液化プラント。 - 前記システムが前記再循環モードにあるときに、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧラインは、圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを前記圧縮機から前記燃料ガスライン及び双方向ラインに供給する、請求項１に記載の天然ガス液化プラント。
- 前記フィードガスライン、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン、及び前記双方向ラインは、約５５バーゲージ～約７０バーゲージで加圧される、請求項１又は請求項２に記載の天然ガス液化プラント。
- 前記フィードガスライン、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧライン、及び前記双方向ラインは、約６０バーゲージ～約６５バーゲージで加圧される、請求項１～３の何れかに記載の天然ガス液化プラント。
- 前記液化サブシステムの上流側に１又は２以上のサブシステムを更に備え、前記サブシステムは、ガス受入サブシステム、凝縮物除去サブシステム、酸性ガス除去サブシステム、脱水サブシステム、水銀除去サブシステム、予冷サブシステム、重質炭化水素除去サブシステム、及びこれらの何れかの組み合わせから成るグループから選択される、請求項１～４の何れか１項に記載の天然ガス液化プラント。
- 天然ガス液化プラントを運転する方法であって、
フィードガスを液化サブシステムに供給するステップと、
前記フィードガスを液化して、液化天然ガス（ＬＮＧ）及びエンドフラッシュガス（ＥＦＧ）を生成するステップと、
前記ＥＦＧを前記圧縮ＥＦＧに圧縮するステップと、
燃料ガスサブシステムで前記圧縮ＥＦＧを燃料ガスとして用いるステップと、
１又は２以上のＬＮＧタンクに前記ＬＮＧを貯蔵するステップと、
前記１又は２以上のＬＮＧタンクからのＬＮＧボイルオフガス（ＢＯＧ）を圧縮して、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを生成するステップと、
（１）双方向ラインを介して前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの少なくとも一部を前記フィードガスに供給することによって再循環モードで運転するステップ、
又は、
（２）（ａ）前記双方向ラインを介して前記フィードガスの一部を前記ＥＦＧと別に前記燃料ガスサブシステムに供給すること及び（ｂ）前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧを前記ＥＦＧと別に前記燃料ガスサブシステムに供給することによって、燃料モードで運転するステップ
の何れかと、
を含み、
前記燃料ガスサブシステムは、前記再循環モードで作動するときに、前記ＥＦＧ、及び、付加的に前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの一部のみを受け入れ、又は、前記燃料ガスサブシステムは、前記燃料モードで作動するときに、前記ＥＦＧ、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧ、及び、前記フィードガスの一部のみを受け入れる、方法。 - 前記再循環モードで運転するステップは、前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧの少なくとも一部を前記ＥＦＧと別に前記燃料ガスサブシステムに供給するステップを更に含む、請求項６に記載の方法。
- 前記フィードガス及び前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧは、個別に約５５バーゲージ～約７０バーゲージの圧力である、請求項６又は請求項７に記載の方法。
- 前記フィードガス及び前記圧縮ＬＮＧ ＢＯＧは、個別に約６０バーゲージ～約６５バーゲージの圧力である、請求項６又は請求項７に記載の方法。
- １又は２以上の方法によって天然ガス供給を処理して、液化のために前記フィードガスを生成するステップを更に含み、前記１又は２以上の方法は、凝縮物除去、酸性ガス除去、脱水、水銀除去、予冷、重質炭化水素除去、及びこれらの何れかの組み合わせから成るグループから選択される、請求項６～９の何れか１項に記載の方法。
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