JP7246285B2 - リーンｌｎｇの処理方法及び装置 - Google Patents
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Description
本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ：Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）から天然ガス液（ＮＧＬ：Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｌｉｑｕｉｄｓ、炭素数２以上の炭化水素からなる）あるいは液化石油ガス（ＬＰＧ：Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇａｓ、炭素数３～４の炭化水素を主成分とする）を分離して得られるリーンＬＮＧの処理方法及び装置に関する。
液化天然ガスは産ガス国で液化、輸出され、消費国のＬＮＧ受入基地にてＬＮＧタンクに受け入れ、貯蔵される。ＬＮＧはポンプにて昇圧後、気化して天然ガスパイプラインに送出されるか、液体状態のまま輸送されたのちエンドユーザーにて燃料ガスとして利用される。
プロパン、ブタン、ペンタン等の重質炭化水素が多く含まれると発熱量が高くなるため、消費地の天然ガスパイプライン規格に適合しないことがある。このような場合を含めて、受け入れたＬＮＧすなわち原料ＬＮＧから、重質炭化水素を分離、回収することが望ましい場合がある。そのため、原料ＬＮＧからＮＧＬあるいはＬＰＧを抽出し、メタンが富化されたあるいはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧを得ることが行われている。
特許文献１～４には、蒸留塔を用いて原料ＬＮＧから炭化水素を分離するプロセスが開示される。
特許文献１～４に開示されるＬＮＧからの炭化水素分離方法においては、蒸留塔を用いて原料ＬＮＧから比較的重質な炭化水素を抽出し、蒸留塔から温度－７０～－１０５℃程度、圧力２，０００～３，０００ｋＰａＡ程度のリーンＬＮＧを得ることができる。なお、圧力単位における「Ａ」は絶対圧を意味し、「Ｇ」はゲージ圧を意味する。
しかし、このようなリーンＬＮＧを、大気圧付近で運転されるＬＮＧタンク又は輸送用タンクローリーに送液すると、多量の気化ガス（以下、「ＢＯＧ（Ｂｏｉｌ Ｏｆｆ Ｇａｓ）」ということがある）が発生することがある。これは蒸留塔への入熱によってリーンＬＮＧ中のエンタルピーが増加していることに起因する。
ＢＯＧをガスの状態で圧縮機を用いて圧縮する場合の昇圧に要する消費エネルギーは、液の昇圧に必要となる消費エネルギーに比べて大きい。従い、ＢＯＧが多量に発生すると、ＢＯＧを処理するために多くのエネルギーを要する。
なお、製品ＬＮＧまたは製品ガスのガス送出先として、都市ガス、ＬＮＧローリー出荷、または発電用燃料供給があり、それぞれ要求されるガス発熱量が異なる。例えば、都市ガスは４５ＭＪ／Ｎｍ３、ＬＮＧローリー出荷は４３．５ＭＪ／Ｎｍ３、発電用燃料は発電機により絶対値として共通の規定はないものの、概ね４０ＭＪ／Ｎｍ３前後がガス発熱量の目安である。産ガス国より受け入れるＬＮＧの発熱量が４５ＭＪ／Ｎｍ３より低い、例えば４１～４３ＭＪ／Ｎｍ３である場合、都市ガス用、ＬＮＧローリー出荷は増熱が必要である一方、発電用燃料は軽質化したガスを使用してよいことになる。そこで、後者の場合に、ＬＮＧを加温、分離し、発熱量の高いリッチＬＮＧと、発熱量の低いリーンＬＮＧを得ることが行われることがある。
本発明の目的は、原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタンおよびエタンが富化されたリーンＬＮＧを、大気圧付近で運転されるタンク等に送液する場合においてもＢＯＧを発生させない、あるいはＢＯＧ発生量を低減することのできる、リーンＬＮＧの処理方法及び装置を提供することである。
本発明の一態様により、
原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する製品ＬＮＧとを得る、リーンＬＮＧの処理方法であって、
ａ）前記リーンＬＮＧを分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧとを得る工程；
ｂ）前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを、冷媒を用いる冷却器において冷却する工程；
ｃ）工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに由来する液体流を分岐して、前記冷媒として使用される冷媒ＬＮＧと、その残部である残ＬＮＧとを得る工程；
ｄ）前記残ＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流とを得る工程；
ｅ）前記冷媒ＬＮＧを減圧する工程；
ｆ）工程ｅからの流れを、前記冷却器の冷媒として用いる工程；
ｇ）工程ｆの前又は後に、工程ｅからの流れに、圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる工程；
ｈ）工程ｆ及び工程ｇを経た流れに対して、昇圧及び前記製品ガス用リーンＬＮＧとの熱交換による冷却を施して、工程ｆ及び工程ｇを経た流れを液化させる工程；
ｉ）工程ｈの熱交換に用いる前の前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧する工程；
ｊ）工程ｈ及び工程ｉを経た後の前記製品ガス用リーンＬＮＧを気化させて、前記製品ガスを得る工程；
ｋ）工程ｈで液化した流れを、工程ａで得られた前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに合流させる工程
を含むリーンＬＮＧの処理方法が提供される。
原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する製品ＬＮＧとを得る、リーンＬＮＧの処理方法であって、
ａ）前記リーンＬＮＧを分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧとを得る工程；
ｂ）前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを、冷媒を用いる冷却器において冷却する工程；
ｃ）工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに由来する液体流を分岐して、前記冷媒として使用される冷媒ＬＮＧと、その残部である残ＬＮＧとを得る工程；
ｄ）前記残ＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流とを得る工程；
ｅ）前記冷媒ＬＮＧを減圧する工程；
ｆ）工程ｅからの流れを、前記冷却器の冷媒として用いる工程；
ｇ）工程ｆの前又は後に、工程ｅからの流れに、圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる工程；
ｈ）工程ｆ及び工程ｇを経た流れに対して、昇圧及び前記製品ガス用リーンＬＮＧとの熱交換による冷却を施して、工程ｆ及び工程ｇを経た流れを液化させる工程；
ｉ）工程ｈの熱交換に用いる前の前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧する工程；
ｊ）工程ｈ及び工程ｉを経た後の前記製品ガス用リーンＬＮＧを気化させて、前記製品ガスを得る工程；
ｋ）工程ｈで液化した流れを、工程ａで得られた前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに合流させる工程
を含むリーンＬＮＧの処理方法が提供される。
本発明の別の態様により、
原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する製品ＬＮＧとを得る、リーンＬＮＧの処理装置であって、
前記リーンＬＮＧを分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧとを得る第１の分岐手段；
前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを、冷媒を用いて冷却する冷却器；
前記冷却器により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに由来する液体流を分岐して、前記冷媒として使用される冷媒ＬＮＧと、その残部である残ＬＮＧとを得る第２の分岐手段；
前記残ＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流とを得るための、減圧及び気液分離手段；
前記冷媒ＬＮＧを減圧する冷媒ＬＮＧ用減圧器；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れを、前記冷媒として前記冷却器に導くライン；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器より上流又は下流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れに、圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる第１の合流手段；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器及び前記第１の合流手段のうちの下流側にある一方から得られた流れに対して、昇圧及び前記製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱との熱交換による冷却を施して、前記下流側の一方から得られた流れを液化させるための圧縮機及び熱交換器；
前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記熱交換器より上流で前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧するポンプ；及び
前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記熱交換器より下流かつ前記ポンプより下流の前記製品ガス用リーンＬＮＧを気化させて、前記製品ガスを得る蒸発器；
前記圧縮機及び熱交換器によって液化した流れを、前記第１の分岐手段で得られた前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに合流させる第２の合流手段
を含むリーンＬＮＧの処理装置が提供される。
原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する製品ＬＮＧとを得る、リーンＬＮＧの処理装置であって、
前記リーンＬＮＧを分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧとを得る第１の分岐手段；
前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを、冷媒を用いて冷却する冷却器；
前記冷却器により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに由来する液体流を分岐して、前記冷媒として使用される冷媒ＬＮＧと、その残部である残ＬＮＧとを得る第２の分岐手段；
前記残ＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流とを得るための、減圧及び気液分離手段；
前記冷媒ＬＮＧを減圧する冷媒ＬＮＧ用減圧器；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れを、前記冷媒として前記冷却器に導くライン；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器より上流又は下流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れに、圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる第１の合流手段；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器及び前記第１の合流手段のうちの下流側にある一方から得られた流れに対して、昇圧及び前記製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱との熱交換による冷却を施して、前記下流側の一方から得られた流れを液化させるための圧縮機及び熱交換器；
前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記熱交換器より上流で前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧するポンプ；及び
前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記熱交換器より下流かつ前記ポンプより下流の前記製品ガス用リーンＬＮＧを気化させて、前記製品ガスを得る蒸発器；
前記圧縮機及び熱交換器によって液化した流れを、前記第１の分岐手段で得られた前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに合流させる第２の合流手段
を含むリーンＬＮＧの処理装置が提供される。
本発明により、原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタンおよびエタンが富化されたリーンＬＮＧを、大気圧付近で運転されるタンク等に送液する場合においてもＢＯＧを発生させない、あるいはＢＯＧ発生量を低減することのできる、リーンＬＮＧの処理方法及び装置が提供される。
本発明では、原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、製品ＬＮＧとを得る。製品ＬＮＧは、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する。以下図面を参照しつつ本発明の形態について説明するが、本発明はこれによって限定されるものではない。
〔リーンＬＮＧ〕
リーンＬＮＧは、消費地で受け入れた原料ＬＮＧに、加温、気液分離及び液化処理を施してメタンまたはメタン及びエタンを富化することによって得ることができる。加温により原料ＬＮＧ（液体）の一部を気化して気液二相流を得、これを気液分離することにより、原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化された気体画分と、それよりも重質な成分が富化された液体画分（ＮＧＬ）を得ることができる。この気体画分を液化することによりリーンＬＮＧを得ることができる。前記液体画分に、さらに加温、気液分離及び液化処理を施すことによって、ＬＰＧを得ることもできる。ＬＰＧを取り出した後の他の成分は適宜燃焼等に利用できる。このように、リーンＬＮＧを製造する際に、原料ＬＮＧを加温するため、前述のようにエンタルピーが増加する。
リーンＬＮＧは、消費地で受け入れた原料ＬＮＧに、加温、気液分離及び液化処理を施してメタンまたはメタン及びエタンを富化することによって得ることができる。加温により原料ＬＮＧ（液体）の一部を気化して気液二相流を得、これを気液分離することにより、原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化された気体画分と、それよりも重質な成分が富化された液体画分（ＮＧＬ）を得ることができる。この気体画分を液化することによりリーンＬＮＧを得ることができる。前記液体画分に、さらに加温、気液分離及び液化処理を施すことによって、ＬＰＧを得ることもできる。ＬＰＧを取り出した後の他の成分は適宜燃焼等に利用できる。このように、リーンＬＮＧを製造する際に、原料ＬＮＧを加温するため、前述のようにエンタルピーが増加する。
〔製品ガス、製品ＬＮＧ〕
製品ガスは、リーンＬＮＧを気化させたガスであり、天然ガスパイプラインに送出することができる。製品ＬＮＧは、リーンＬＮＧのエンタルピーを冷却によって減少させたのち大気圧付近の圧力Ｐ１まで減圧した液体である。製品ＬＮＧは、ＬＮＧタンク又は輸送用タンクローリーに送液することができる。圧力Ｐ１は、典型的には送液先（ＬＮＧタンク又は輸送用タンクローリー）の運転圧力に、製品ＬＮＧを送液する際の圧力損失を加えた圧力である。圧力Ｐ１は、例えば５～５０ｋＰａＧ程度の圧力である。
製品ガスは、リーンＬＮＧを気化させたガスであり、天然ガスパイプラインに送出することができる。製品ＬＮＧは、リーンＬＮＧのエンタルピーを冷却によって減少させたのち大気圧付近の圧力Ｐ１まで減圧した液体である。製品ＬＮＧは、ＬＮＧタンク又は輸送用タンクローリーに送液することができる。圧力Ｐ１は、典型的には送液先（ＬＮＧタンク又は輸送用タンクローリー）の運転圧力に、製品ＬＮＧを送液する際の圧力損失を加えた圧力である。圧力Ｐ１は、例えば５～５０ｋＰａＧ程度の圧力である。
〔第１の形態〕
以下、本発明の一形態に係るリーンＬＮＧの処理方法について図１を用いて説明する。この処理方法は、以下の工程ａ～ｋを含む。
以下、本発明の一形態に係るリーンＬＮＧの処理方法について図１を用いて説明する。この処理方法は、以下の工程ａ～ｋを含む。
ａ）リーンＬＮＧ３１を分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧ３３と製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２とを得る工程
この分岐を行うための第１の分岐手段は、適宜配管を分岐させて形成することができる。リーンＬＮＧ３１は、製品ＬＮＧと製品ガスのエンドユーザーの需要に鑑みて分岐される。分岐比は、弁（減圧器として使用される減圧弁）、昇圧手段（ポンプまたは圧縮機）などの適宜の手段を利用して調整することができる。
この分岐を行うための第１の分岐手段は、適宜配管を分岐させて形成することができる。リーンＬＮＧ３１は、製品ＬＮＧと製品ガスのエンドユーザーの需要に鑑みて分岐される。分岐比は、弁（減圧器として使用される減圧弁）、昇圧手段（ポンプまたは圧縮機）などの適宜の手段を利用して調整することができる。
ｂ）製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２を、冷媒を用いる第１の冷却器１において冷却する工程
第１の冷却器１は、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２と、冷媒（ストリーム４０）との熱交換構造を備えることができる。
この冷却では、例えば－１０５℃程度で液体状態のＬＮＧの温度を－１５０℃程度まで冷却する。この冷却は、過冷却とも呼ばれる。したがって、第１の冷却器１は製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの過冷却器として機能する。この冷却は、リーンＬＮＧ中のエンタルピーを減少させるために行う。
第１の冷却器１は、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２と、冷媒（ストリーム４０）との熱交換構造を備えることができる。
この冷却では、例えば－１０５℃程度で液体状態のＬＮＧの温度を－１５０℃程度まで冷却する。この冷却は、過冷却とも呼ばれる。したがって、第１の冷却器１は製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの過冷却器として機能する。この冷却は、リーンＬＮＧ中のエンタルピーを減少させるために行う。
ｃ）工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３４ａに由来する液体流を分岐して、第１の冷却器１で冷媒として使用される冷媒ＬＮＧ３４ｂと、その残部である残ＬＮＧ３４ｃとを得る工程
この分岐を行うための第２の分岐手段は、適宜配管を分岐させて形成することができる。分岐比は、冷媒ＬＮＧ３４ｂが、工程ｂにおいて製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２を例えば－１５０℃程度まで冷却するために必要な冷熱量を供給できるよう決められる。分岐比は、弁（減圧器として使用される減圧弁）、昇圧手段（ポンプまたは圧縮機）などの適宜の手段を利用して調整することができる。
工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３４ａに由来する液体流は、当該製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３４ａの少なくとも一部からなる。本形態では、工程ｃにおいて、工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの全量を分岐して、前記冷媒ＬＮＧと前記残ＬＮＧとを得る。そのために、第１の冷却器１により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ（３４ａ）の全量を第２の分岐手段に導くラインを用いる。
この分岐を行うための第２の分岐手段は、適宜配管を分岐させて形成することができる。分岐比は、冷媒ＬＮＧ３４ｂが、工程ｂにおいて製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２を例えば－１５０℃程度まで冷却するために必要な冷熱量を供給できるよう決められる。分岐比は、弁（減圧器として使用される減圧弁）、昇圧手段（ポンプまたは圧縮機）などの適宜の手段を利用して調整することができる。
工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３４ａに由来する液体流は、当該製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３４ａの少なくとも一部からなる。本形態では、工程ｃにおいて、工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの全量を分岐して、前記冷媒ＬＮＧと前記残ＬＮＧとを得る。そのために、第１の冷却器１により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ（３４ａ）の全量を第２の分岐手段に導くラインを用いる。
ｄ）残ＬＮＧ３４ｃに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流３６と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流３７とを得る工程
この工程における減圧によって、減圧される流体の一部が気化する。この減圧及び気液分離を行うための減圧及び気液分離手段は、残ＬＮＧ用減圧器３と、残ＬＮＧ用気液分離器４を備える。残ＬＮＧ３４ｃを残ＬＮＧ用減圧器３で圧力Ｐ１に減圧することによりその一部を気化させ、得られた気液二相流３５を残ＬＮＧ用気液分離器４で分離する。残ＬＮＧ用気液分離器４の頂部から圧力Ｐ１の気相流（気化ガス）３６を得、底部から圧力Ｐ１の液相流３７を得る。液相流３７は製品ＬＮＧとして払い出し、ＬＮＧタンクに貯蔵する。残ＬＮＧ用減圧器３として、適宜の減圧弁を用いることができる。
この工程における減圧によって、減圧される流体の一部が気化する。この減圧及び気液分離を行うための減圧及び気液分離手段は、残ＬＮＧ用減圧器３と、残ＬＮＧ用気液分離器４を備える。残ＬＮＧ３４ｃを残ＬＮＧ用減圧器３で圧力Ｐ１に減圧することによりその一部を気化させ、得られた気液二相流３５を残ＬＮＧ用気液分離器４で分離する。残ＬＮＧ用気液分離器４の頂部から圧力Ｐ１の気相流（気化ガス）３６を得、底部から圧力Ｐ１の液相流３７を得る。液相流３７は製品ＬＮＧとして払い出し、ＬＮＧタンクに貯蔵する。残ＬＮＧ用減圧器３として、適宜の減圧弁を用いることができる。
ｅ）冷媒ＬＮＧ３４ｂを減圧する工程
この工程を行うために冷媒ＬＮＧ用減圧器２を用いる。冷媒ＬＮＧ用減圧器２としても、適宜の減圧弁を用いることができる。この工程では、典型的には大気圧付近の圧力（Ｐ１と同程度）まで冷媒ＬＮＧ３４ｂを減圧する。この工程における減圧によって、冷媒ＬＮＧ３４ｂは一部が気化し、気液二相流となる（ストリーム４０）。
この工程を行うために冷媒ＬＮＧ用減圧器２を用いる。冷媒ＬＮＧ用減圧器２としても、適宜の減圧弁を用いることができる。この工程では、典型的には大気圧付近の圧力（Ｐ１と同程度）まで冷媒ＬＮＧ３４ｂを減圧する。この工程における減圧によって、冷媒ＬＮＧ３４ｂは一部が気化し、気液二相流となる（ストリーム４０）。
ｆ）工程ｅからの流れを、第１の冷却器１の冷媒として用いる工程
この工程を行うために、工程ｅからの流れすなわち冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れを、冷媒として第１の冷却器１に導くライン（図１ではストリーム４０のライン）を用いる。この流れ（ストリーム４０）は、第１の冷却器１で加熱される。これにより、この流れの全部を気体にすることができる。
この工程を行うために、工程ｅからの流れすなわち冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れを、冷媒として第１の冷却器１に導くライン（図１ではストリーム４０のライン）を用いる。この流れ（ストリーム４０）は、第１の冷却器１で加熱される。これにより、この流れの全部を気体にすることができる。
ｇ）工程ｆの前又は後に、工程ｅからの流れに、圧力Ｐ１の気相流３６を合流させる工程
この工程を行うために、第１の冷却器１より上流又は下流で（冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として）、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、圧力Ｐ１の気相流３６を合流させる第１の合流手段を用いる。第１の合流手段は、適宜配管を合流させて形成することができる。
この工程を行うために、第１の冷却器１より上流又は下流で（冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として）、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、圧力Ｐ１の気相流３６を合流させる第１の合流手段を用いる。第１の合流手段は、適宜配管を合流させて形成することができる。
・合流箇所
図１に示す形態では、工程ｅからの流れ（ストリーム４０）を、工程ｆで冷媒として用い（ストリーム４１）、さらに第２の熱交換器１４で冷媒として用いた後（ストリーム４１ａ）に、気相流３６を合流させる。すなわち、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１及び第２の熱交換器１４より下流で、気相流３６を合流させる。しかし後述する実施形態２のように、気相流３６が保有する冷熱を回収するため、工程ｆの前に、すなわち冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１より上流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、気相流３６を合流させてもよい。あるいは、図示しないが、工程ｆの後、かつ第２の熱交換器１４で冷媒として用いる前に、すなわち冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１より下流、かつ第２の熱交換器１４より上流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、気相流３６を合流させてもよい。
図１に示す形態では、工程ｅからの流れ（ストリーム４０）を、工程ｆで冷媒として用い（ストリーム４１）、さらに第２の熱交換器１４で冷媒として用いた後（ストリーム４１ａ）に、気相流３６を合流させる。すなわち、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１及び第２の熱交換器１４より下流で、気相流３６を合流させる。しかし後述する実施形態２のように、気相流３６が保有する冷熱を回収するため、工程ｆの前に、すなわち冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１より上流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、気相流３６を合流させてもよい。あるいは、図示しないが、工程ｆの後、かつ第２の熱交換器１４で冷媒として用いる前に、すなわち冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１より下流、かつ第２の熱交換器１４より上流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れに、気相流３６を合流させてもよい。
ｈ）工程ｆ及び工程ｇを経た流れ（ストリーム４２）に対して、昇圧及び製品ガス用リーンＬＮＧとの熱交換による冷却を施して、工程ｆ及び工程ｇを経た流れを液化させる工程
この工程を行うために、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１及び第１の合流手段のうちの下流側にある一方から得られた流れ（ストリーム４２）に対して、昇圧及び製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱との熱交換による冷却を施して、前記下流側の一方から得られた流れ（ストリーム４２）を液化させるための圧縮機及び熱交換器を用いる。典型的には、ストリーム４２は気体であり、その流れを全凝縮させ、過冷却させる。この工程では、製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱が回収される。
この工程を行うために、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１及び第１の合流手段のうちの下流側にある一方から得られた流れ（ストリーム４２）に対して、昇圧及び製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱との熱交換による冷却を施して、前記下流側の一方から得られた流れ（ストリーム４２）を液化させるための圧縮機及び熱交換器を用いる。典型的には、ストリーム４２は気体であり、その流れを全凝縮させ、過冷却させる。この工程では、製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱が回収される。
・二段階の昇圧・冷却
図１に示す形態では、この工程で行う昇圧及び冷却を、二段階で行っている。すなわちこの工程の昇圧を、第１の圧縮機１１によって、その後第２の圧縮機１３によって行う。つまり、この工程で用いる圧縮機が、第１の圧縮機１１と、第１の圧縮機１１で圧縮される流れの方向を基準として第１の圧縮機１１の下流に配された第２の圧縮機１３を含む。第１の圧縮機１１及び第２の圧縮機１３は同軸の圧縮機であってもよいが、その限りではない。
図１に示す形態では、この工程で行う昇圧及び冷却を、二段階で行っている。すなわちこの工程の昇圧を、第１の圧縮機１１によって、その後第２の圧縮機１３によって行う。つまり、この工程で用いる圧縮機が、第１の圧縮機１１と、第１の圧縮機１１で圧縮される流れの方向を基準として第１の圧縮機１１の下流に配された第２の圧縮機１３を含む。第１の圧縮機１１及び第２の圧縮機１３は同軸の圧縮機であってもよいが、その限りではない。
また、この工程の冷却を、製品ガス用リーンＬＮＧ３３の冷熱を利用して、第２の圧縮機の吐出流体４５を冷却し、その後第１の圧縮機の吐出流体４３を冷却することによって行う。つまり、この工程で用いる熱交換器が、第１の圧縮機１１の吐出流体４３を冷却する第１の熱交換器（圧縮機一段目クーラー）１２と、第２の圧縮機１３の吐出流体４５を冷却する第２の熱交換器（圧縮機二段目クーラー）１４と、を含む。製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として、第２の熱交換器１４が第１の熱交換器１２よりも上流に配される。
ストリーム４２に関して言えば、例えば、この流れを第１の圧縮機１１で７８０ｋＰａＡまで圧縮し（ストリーム４３）、次いで第１の熱交換器１２で－４９．８℃まで冷却し（ストリーム４４）、次いで第２の圧縮機１３で４，１００ｋＰａＡまで圧縮し（ストリーム４５）、次いで第２の熱交換器１４で－９４．０℃まで冷却することにより、液化した流れを得る（ストリーム４６）。製品ガス用リーンＬＮＧ３３に関して言えば、この流れをポンプ２１で昇圧し（ストリーム５１）、第２の熱交換器１４において冷媒として用いてその冷熱を回収し（ストリーム５２）、次いで第１の熱交換器１２で冷媒として用いてその冷熱を回収する（ストリーム５３）。
・水冷、空冷
図示しないが、圧縮機の動力の低減を目的として、第１の圧縮機１１の吐出流体４３及び第２の圧縮機１３の吐出流体４５の少なくとも一方を、水冷式または空冷式の熱交換器を用いて冷却することができる。第１の圧縮機１１の吐出流体４３は、水冷もしくは空冷を行った後に、第１の熱交換器１２において製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して冷却することができる。第２の圧縮機１３の吐出流体４５は、水冷もしくは空冷を行った後に、第２の熱交換器１４において製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して冷却することができる。
図示しないが、圧縮機の動力の低減を目的として、第１の圧縮機１１の吐出流体４３及び第２の圧縮機１３の吐出流体４５の少なくとも一方を、水冷式または空冷式の熱交換器を用いて冷却することができる。第１の圧縮機１１の吐出流体４３は、水冷もしくは空冷を行った後に、第１の熱交換器１２において製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して冷却することができる。第２の圧縮機１３の吐出流体４５は、水冷もしくは空冷を行った後に、第２の熱交換器１４において製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して冷却することができる。
ｉ）工程ｈの熱交換に冷媒として用いる前の前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧する工程
この工程を行うために、工程ｈで用いる熱交換器より上流で（製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向基準）、製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧するポンプを用いる。この昇圧は、製品ガス５４を天然ガスパイプラインへ送出するに好適な圧力（実施例１では９，４６１ｋＰａＡ）にするために行う。熱交換器１２及び１４よりも上流において（製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向基準）、製品ガス用リーンＬＮＧ３３をポンプ２１で昇圧する。昇圧された製品ガス用リーンＬＮＧ５１は、第２の熱交換器１４、次いで第１の熱交換器１２において、冷媒として使用される。
この工程を行うために、工程ｈで用いる熱交換器より上流で（製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向基準）、製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧するポンプを用いる。この昇圧は、製品ガス５４を天然ガスパイプラインへ送出するに好適な圧力（実施例１では９，４６１ｋＰａＡ）にするために行う。熱交換器１２及び１４よりも上流において（製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向基準）、製品ガス用リーンＬＮＧ３３をポンプ２１で昇圧する。昇圧された製品ガス用リーンＬＮＧ５１は、第２の熱交換器１４、次いで第１の熱交換器１２において、冷媒として使用される。
ｊ）工程ｈ及び工程ｉを経た後の製品ガス用リーンＬＮＧ５３を気化させて、製品ガス５４を得る工程
この工程を行うために、製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準としてポンプ２１より下流かつ熱交換器１２及び１４より下流の製品ガス用リーンＬＮＧ（ストリーム５３）を気化させて、製品ガス５４を得る蒸発器２２を用いる。製品ガス５４は、天然ガスパイプラインへと送出される。
蒸発器２２は、加熱源として海水や空気等、０℃以上の外部熱媒を使用する熱交換構造を含むことができる。
この工程を行うために、製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準としてポンプ２１より下流かつ熱交換器１２及び１４より下流の製品ガス用リーンＬＮＧ（ストリーム５３）を気化させて、製品ガス５４を得る蒸発器２２を用いる。製品ガス５４は、天然ガスパイプラインへと送出される。
蒸発器２２は、加熱源として海水や空気等、０℃以上の外部熱媒を使用する熱交換構造を含むことができる。
ｋ）工程ｈで液化した流れを、工程ａで得られた製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２に合流させる工程
この工程を行うために、工程ｈで用いる圧縮機及び熱交換器によって液化した流れを、第１の分岐手段で得られた製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２に合流させる第２の合流手段を用いることができる。この合流手段は、適宜配管を合流させて形成することができる。この工程によって冷媒ＬＮＧがリサイクルされる。
この工程を行うために、工程ｈで用いる圧縮機及び熱交換器によって液化した流れを、第１の分岐手段で得られた製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２に合流させる第２の合流手段を用いることができる。この合流手段は、適宜配管を合流させて形成することができる。この工程によって冷媒ＬＮＧがリサイクルされる。
工程ｋの合流の前に、前記液化した流れをさらに冷却することができる。その後、適宜その流れを、工程ａで得られた製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２の圧力まで減圧することができる。図１に示した形態では、まず、第２の熱交換器１４で得られる液化した流れ（ストリーム４６）を、第１の冷却器１においてストリーム４０の冷媒ＬＮＧによって冷却してストリーム４６ａを得る。次いでストリーム４６ａを、循環ＬＮＧ用減圧器１５で減圧し（ストリーム４７）、その後に製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２と合流させている。循環ＬＮＧ用減圧器１５としても適宜の減圧弁を用いることができる。
・冷却、減圧及び気液分離の多段化
図１に示した形態では、第１の冷却器１および減圧器３、気液分離器４を用いて、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの冷却、減圧及び気液分離を一段階で行っている。しかし、図３に示すように、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの冷却、減圧及び気液分離を複数段階、例えば二段階で行うこともできる。例えば、工程ｃにおいて、工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ（ストリーム２３４）に対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１より高い圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）と圧力Ｐ２の液相流（ストリーム２３６）とを得、その後、圧力Ｐ２の液相流を冷却する。そして、冷却した圧力Ｐ２の液相流（ストリーム３４ａ）を分岐して、冷媒ＬＮＧ（３４ｂ）と残ＬＮＧ（３４ｃ）とを得る。このために、減圧及び気液分離を行う減圧及び気液分離手段と、圧力Ｐ２の液相流の冷却のための冷却器（熱交換器）７と、冷却した圧力Ｐ２の液相流を第２の分岐手段に導くラインを用いる。減圧及び気液分離手段として、減圧器（適宜の減圧弁）５と、気液分離器６を用いることができる。
図１に示した形態では、第１の冷却器１および減圧器３、気液分離器４を用いて、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの冷却、減圧及び気液分離を一段階で行っている。しかし、図３に示すように、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの冷却、減圧及び気液分離を複数段階、例えば二段階で行うこともできる。例えば、工程ｃにおいて、工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ（ストリーム２３４）に対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１より高い圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）と圧力Ｐ２の液相流（ストリーム２３６）とを得、その後、圧力Ｐ２の液相流を冷却する。そして、冷却した圧力Ｐ２の液相流（ストリーム３４ａ）を分岐して、冷媒ＬＮＧ（３４ｂ）と残ＬＮＧ（３４ｃ）とを得る。このために、減圧及び気液分離を行う減圧及び気液分離手段と、圧力Ｐ２の液相流の冷却のための冷却器（熱交換器）７と、冷却した圧力Ｐ２の液相流を第２の分岐手段に導くラインを用いる。減圧及び気液分離手段として、減圧器（適宜の減圧弁）５と、気液分離器６を用いることができる。
具体的には、工程ｂにおいて第１の冷却器１で製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを例えば－１１０℃程度まで冷却し（ストリーム２３４）、次いで減圧器５による第１の減圧を行い（ストリーム２３５）、次いで気液分離器６による第１の気液分離を施して、圧力Ｐ１より高い圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）と液相流（ストリーム２３６）とを得る。その後、得られた圧力Ｐ２の液相流を第２の冷却器７において－１５０℃程度まで冷却し（ストリーム３４ａ）、これを分岐する（ストリーム３４ｂ及び３４ｃ）。分岐した一方の液相流（ストリーム３４ｃ）に、さらに減圧器３による第２の減圧及び気液分離器４による第２の気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流（ストリーム３６）と液相流（ストリーム３７）とを得ることができる。分岐した残りの液相流（ストリーム３４ｂ）は減圧器２にて減圧されたのち（ストリーム２４０）、第１の気液分離により得られる圧力Ｐ２の液相流（ストリーム２３６）を冷却する冷媒として第２の冷却器７で使用され（ストリーム２４１）、次いで第１の冷却器１で冷媒として使用される。
圧力Ｐ２は、第１の冷却器１の出口のリーンＬＮＧ（ストリーム２３４）の圧力よりも低く、圧力Ｐ１よりも高い。第１の気液分離により得た気相流（ストリーム２３７）は第２の圧縮機１３に吸い込まれるため、圧力Ｐ２は第１の圧縮機１１の吐出圧力と同程度となる。
圧力Ｐ２は、第１の冷却器１の出口のリーンＬＮＧ（ストリーム２３４）の圧力よりも低く、圧力Ｐ１よりも高い。第１の気液分離により得た気相流（ストリーム２３７）は第２の圧縮機１３に吸い込まれるため、圧力Ｐ２は第１の圧縮機１１の吐出圧力と同程度となる。
図３に示した形態のように工程ｈでストリーム４２の昇圧及び冷却を二段階で行う場合、圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）を、工程ｈ（第１の熱交換器１２）で冷却する前（ストリーム４３）または冷却した後（ストリーム４４）の第１の圧縮機の吐出流体に、合流させることができる。合流して得た流れはその後第２の圧縮機１３で圧縮する。
あるいは、圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）を、工程ｂにおける製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ（ストリーム３２）の冷却のための冷媒として用いることができる。このために第１の冷却器１の中に、又は第１の冷却器１とは別に、圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）によって製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを冷却する熱交換構造を設けることができる。第１の冷却器１とは別にこの熱交換構造を設ける場合、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの流れの流れ方向を基準として第１の冷却器１より上流又は下流にこの熱交換構造を設けることができる。圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）を、このように冷媒として用いた後に、工程ｈ（第１の熱交換器１２）で冷却する前（ストリーム４３）または冷却した後（ストリーム４４）の第１の圧縮機の吐出流体に、合流させることができる。
あるいは、工程ｈと並行して、あるいは工程ｈの後に、圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）を、工程ｆ及び工程ｇを経た流れ（例えばストリーム４５、４６又は４６ａ）の冷却のための冷媒として用いることができる。このために第２の熱交換器１４の中に、又は第２の熱交換器１４とは別に、圧力Ｐ２の気相流によって工程ｆ及び工程ｇを経た流れ（例えばストリーム４５、４６又は４６ａ）を冷却する熱交換構造を設けることができる。第２の熱交換器１４とは別にこの熱交換構造を設ける場合、冷媒ＬＮＧの流れ方向を基準として第１の冷却器１より上流又は下流にこの熱交換構造を設けることができる。第１の冷却器１より上流の場合はストリーム４６に対して、下流の場合はストリーム４６ａに対する熱交換器となる。圧力Ｐ２の気相流（ストリーム２３７）を、このように冷媒として用いた後に、工程ｈ（第１の熱交換器１２）で冷却する前（ストリーム４３）または冷却した後（ストリーム４４）の第１の圧縮機の吐出流体に、合流させることができる。
・外部冷媒の使用
外部冷媒を利用して工程ｆ及び工程ｇを経た流れ（例えば第２の圧縮機１３の吐出流体４５）を冷却することができる。このために、第２の熱交換器１４の中にまたは第２の熱交換器１４の上流に、プロパン冷媒等の外部冷媒との熱交換構造を設けることができる。これによって第２の熱交換器１４へ流れるガスの温度を例えば－３５℃程度まで冷却できる。
外部冷媒を利用して工程ｆ及び工程ｇを経た流れ（例えば第２の圧縮機１３の吐出流体４５）を冷却することができる。このために、第２の熱交換器１４の中にまたは第２の熱交換器１４の上流に、プロパン冷媒等の外部冷媒との熱交換構造を設けることができる。これによって第２の熱交換器１４へ流れるガスの温度を例えば－３５℃程度まで冷却できる。
〔実施形態２〕
実施形態２について、図２を用いて説明する。実施形態１と同様の点については、説明を省略する。
本形態では、工程ｇにおいて、工程ｆの前に、工程ｅからの流れに、工程ｄで得た圧力Ｐ１の気相流を合流させる。このために、第１の合流手段が、冷媒ＬＮＧの流れ方向基準で第１の冷却器１より上流において、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れ（ストリーム１４０ａ）に圧力Ｐ１の気相流３６を合流させるよう配される。合流後の流れ（ストリーム１４０ｂ）が、第１の冷却器１において工程ｂの冷媒として使用される。第１の冷却器１で冷媒として使用された後の流れ（ストリーム１４１）が、第２の熱交換器１４においてストリーム４５を冷却するための冷媒として使用される。第２の熱交換器１４で冷媒として使用した後の流れ（ストリーム１４２）が、第１の圧縮機１１に供給される。
実施形態２について、図２を用いて説明する。実施形態１と同様の点については、説明を省略する。
本形態では、工程ｇにおいて、工程ｆの前に、工程ｅからの流れに、工程ｄで得た圧力Ｐ１の気相流を合流させる。このために、第１の合流手段が、冷媒ＬＮＧの流れ方向基準で第１の冷却器１より上流において、冷媒ＬＮＧ用減圧器２からの流れ（ストリーム１４０ａ）に圧力Ｐ１の気相流３６を合流させるよう配される。合流後の流れ（ストリーム１４０ｂ）が、第１の冷却器１において工程ｂの冷媒として使用される。第１の冷却器１で冷媒として使用された後の流れ（ストリーム１４１）が、第２の熱交換器１４においてストリーム４５を冷却するための冷媒として使用される。第２の熱交換器１４で冷媒として使用した後の流れ（ストリーム１４２）が、第１の圧縮機１１に供給される。
〔その他〕
冷却器、熱交換器、気液分離器、ポンプ、圧縮機、減圧器など、前述される機器に関して、個々の機器の構造や材料については、ＬＮＧの分野で公知のものを適宜使用することができる。また、各機器は適宜のラインで接続することができ、それらのラインは適宜の配管材を用いて形成することができる。
冷却器、熱交換器、気液分離器、ポンプ、圧縮機、減圧器など、前述される機器に関して、個々の機器の構造や材料については、ＬＮＧの分野で公知のものを適宜使用することができる。また、各機器は適宜のラインで接続することができ、それらのラインは適宜の配管材を用いて形成することができる。
本発明によれば、供給されるリーンＬＮＧを、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに分岐してそれぞれ処理する。製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの冷却に、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ（冷媒ＬＮＧとしてリサイクルされる部分）自身が保有する冷熱を利用する。また、気化した冷媒ＬＮＧを再凝縮させるために、製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用している。そのため外部冷凍を必要とせずに、製品ＬＮＧを低温化かつ低圧化することができる。したがって、ＢＯＧを発生させることなく、あるいは少量のＢＯＧ発生量で、製品ＬＮＧ（ストリーム３７）として液体画分を得ることができる。
〈実施例１〉
図１に示す実施形態１に係るプロセスについてプロセスシミュレーションを行った。リーンＬＮＧ（ストリーム３１）の条件は表１に示す（組成は、窒素０．４５モル％、メタン９０．３４モル％、エタン９．２１モル％とした）。なお、単位「ｋｇ－ｍｏｌ」は「１０３ｍｏｌ」を意味する。
図１に示す実施形態１に係るプロセスについてプロセスシミュレーションを行った。リーンＬＮＧ（ストリーム３１）の条件は表１に示す（組成は、窒素０．４５モル％、メタン９０．３４モル％、エタン９．２１モル％とした）。なお、単位「ｋｇ－ｍｏｌ」は「１０３ｍｏｌ」を意味する。
なお、極低温の装置と外部の周辺環境との熱の授受は十分小さいものとして計算には含めていない。市場で購入できる保冷材を極低温の装置に施工することで、外部との熱の授受は十分小さくできるため、上記の仮定は妥当と考えられる。
リーンＬＮＧ３１は温度－１０４．６℃、圧力２，０１５ｋＰａＡで供給され、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２と製品ガス用リーンＬＮＧ３３とに分岐される。ここでは、リーンＬＮＧのうち、４０モル％が製品ＬＮＧとして出荷するためにストリーム３２へ送液され、６０モル％が製品ガスとして出荷するためにストリーム３３へ送液される。
分岐した製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２は、冷媒ＬＮＧをリサイクルする循環ラインにおいて再凝縮された－１０８．５℃のＬＮＧ（ストリーム４７）と合流したのちに、第１の冷却器１に送液され、－１４８．８℃まで過冷却される。過冷却されたＬＮＧ（ストリーム３４ａ）は分岐し、そのうち３０モル％（ストリーム３４ｂ）は、冷媒ＬＮＧ減圧器２において１５０ｋＰａＡまで減圧される。減圧により冷媒ＬＮＧは－１５６．６℃まで温度が低下し（ストリーム４０）、第１の冷却器１において冷媒として利用されて－９６．０℃まで昇温され（ストリーム４１）、次いで第２の熱交換器１４に冷媒として供給されて－４９．６℃まで昇温される（ストリーム４１ａ）。過冷却されたＬＮＧ（ストリーム３４ａ）のうち、７０モル％（ストリーム３４ｃ）は、残ＬＮＧ用減圧器３に送液され、１５０ｋＰａＡまで減圧され、気液二相流３５となる。この気液二相流は残ＬＮＧ用気液分離器４において二相に分離され、底部より製品ＬＮＧが液体画分で得られる（ストリーム３７）。
残ＬＮＧ用気液分離器４において、頂部より得られる気化ガス３６は第２の熱交換器１４出口の冷媒ＬＮＧ（ストリーム４１ａ）と合流して、ストリーム４２となる。
ストリーム４２は、第１の圧縮機１１の吐出ライン（ストリーム４３）において７８０ｋＰａＡまで昇圧され、次いで第１の熱交換器１２において６５．１℃から－４７．５℃まで冷却され、次いで第２の圧縮機１３の吐出ライン（ストリーム４５）において４，１００ｋＰａＡまで昇圧されたのち、第２の熱交換器１４において８９．９℃から－９４．０℃まで冷却されて再凝縮される。再凝縮された循環ＬＮＧ（ストリーム４６）は第１の冷却器１において－１０８．０℃まで過冷却され（ストリーム４６ａ）、次いで製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２の圧力まで循環ＬＮＧ減圧器１５にて減圧されて（ストリーム４７）、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２のラインにリサイクルされる。
製品ガス用リーンＬＮＧ３３は、ポンプ２１により９，４６１ｋＰａＡまで昇圧され（ストリーム５１）、第２の熱交換器１４において－９６．０℃から－４９．６℃まで昇温され（ストリーム５２）、次いで第１の熱交換器１２において－３５．５℃まで昇温される（ストリーム５３）。ストリーム５３は蒸発器２２において気化され（ストリーム５４）、０℃、９，４１１ｋＰａＡにてパイプラインへ送出される。
本例の物質収支とエネルギー消費量をまとめたものが表１及び表２である。なお、図１に示した各ストリームのうち、ストリーム３６、４１、４１ａ、４２、４３、４４、４５及び５４は気体である。また、ストリーム３１、３２、３３、５１、５２、３４ａ、３４ｂ、３４ｃ、３７、４６、４６a、４７は液体である。他のストリームは気液二相流である。
〈実施例２〉
図２に示す実施形態２に係るプロセスについてプロセスシミュレーションを行った。
図２に示す実施形態２に係るプロセスについてプロセスシミュレーションを行った。
実施例１と同様に、リーンＬＮＧ３１が製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２と製品ガス用リーンＬＮＧ３３に分岐される。
分岐した製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２は、冷媒ＬＮＧをリサイクルする循環ラインにおいて再凝縮された－１０８．５℃のＬＮＧ（ストリーム４７）と合流したのちに、第１の冷却器１に送液され、－１５１．０℃まで過冷却される。過冷却されたＬＮＧ（ストリーム３４ａ）は分岐し、そのうち３０モル％（ストリーム３４ｂ）は、冷媒ＬＮＧ減圧器２において１５０ｋＰａＡまで減圧される。減圧により冷媒ＬＮＧは－１５６．６℃まで温度が低下し、第１の冷却器１において冷媒として利用される。過冷却されたＬＮＧ（ストリーム３４ａ）のうち、７０モル％（ストリーム３４ｃ）は、残ＬＮＧ用減圧器３に送液され、１５０ｋＰａＡまで減圧され、気液二相流３５となる。この気液二相流は残ＬＮＧ用気液分離器４において二相に分離され、底部より製品ＬＮＧが液体画分で得られる（ストリーム３７）。
残ＬＮＧ用気液分離器４において、頂部より得られる気化ガス３６は冷媒ＬＮＧ減圧器２出口の冷媒ＬＮＧ（ストリーム１４０ａ）と合流し、合流したストリーム１４０ｂが第１の冷却器１において冷媒として使用されて－９６．０℃まで昇温され（ストリーム１４１）、次いで第２の熱交換器１４で冷媒として使用されて－５１．９℃まで昇温される（ストリーム１４２）。
ストリーム１４２は第１の圧縮機１１の吐出ライン（ストリーム４３）において７８０ｋＰａＡまで昇圧され、次いで第１の熱交換器１２において７９．６℃から－４９．５℃まで冷却され（ストリーム４４）、次いで第２の圧縮機１３の吐出ライン（ストリーム４５）において４，１００ｋＰａＡまで昇圧されたのち、第２の熱交換器１４において８６．４℃から－９４．０℃まで冷却されて再凝縮される。再凝縮された循環ＬＮＧ（ストリーム４６）は第１の冷却器１において－１０８．０℃まで過冷却され（ストリーム４６ａ）、次いで製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２の圧力まで循環ＬＮＧ減圧器１５にて減圧されて（ストリーム４７）、製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧ３２のラインにリサイクルされる。
製品ガス用リーンＬＮＧ３３は、ポンプ２１により９，４６１ｋＰａＡまで昇圧され（ストリーム５１）、第２の熱交換器１４において－５１．９℃まで昇温され（ストリーム５２）、次いで第１の熱交換器１２において－３６．６℃まで昇温される（ストリーム５３）。ストリーム５３は蒸発器２２において気化され（ストリーム５４）、０℃、９，４１１ｋＰａＡにてパイプラインへ送出される。
本例の物質収支とエネルギー消費量をまとめたものが表３及び表４である。なお、図２に示した各ストリームのうち、ストリーム３６、１４１、１４２、４３、４４、４５及び５４が気体である。また、ストリーム３１、３２、３３、５１、５２、３４ａ、３４ｂ、３４ｃ、３７、４６、４６a、４７が液体である。他のストリームは気液二相流である。
１ 第１の冷却器
２ 冷媒ＬＮＧ用減圧器
３ 残ＬＮＧ用減圧器
４ 残ＬＮＧ用気液分離器
５ 減圧器
６ 気液分離器
７ 第２の冷却器
１１ 第１の圧縮機
１２ 第１の熱交換器（圧縮機一段目クーラー）
１３ 第２の圧縮機
１４ 第２の熱交換器（圧縮機二段目クーラー）
１５ 循環ＬＮＧ減圧器
２１ ポンプ
２２ 蒸発器
２ 冷媒ＬＮＧ用減圧器
３ 残ＬＮＧ用減圧器
４ 残ＬＮＧ用気液分離器
５ 減圧器
６ 気液分離器
７ 第２の冷却器
１１ 第１の圧縮機
１２ 第１の熱交換器（圧縮機一段目クーラー）
１３ 第２の圧縮機
１４ 第２の熱交換器（圧縮機二段目クーラー）
１５ 循環ＬＮＧ減圧器
２１ ポンプ
２２ 蒸発器
Claims (18)
- 原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する製品ＬＮＧとを得る、リーンＬＮＧの処理方法であって、
ａ）前記リーンＬＮＧを分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧとを得る工程；
ｂ）前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを、冷媒を用いる冷却器において冷却する工程；
ｃ）工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに由来する液体流を分岐して、前記冷媒として使用される冷媒ＬＮＧと、その残部である残ＬＮＧとを得る工程；
ｄ）前記残ＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流とを得る工程；
ｅ）前記冷媒ＬＮＧを減圧する工程；
ｆ）工程ｅからの流れを、前記冷却器の冷媒として用いる工程；
ｇ）工程ｆの前又は後に、工程ｅからの流れに、圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる工程；
ｈ）工程ｆ及び工程ｇを経た流れに対して、昇圧及び前記製品ガス用リーンＬＮＧとの熱交換による冷却を施して、工程ｆ及び工程ｇを経た流れを液化させる工程；
ｉ）工程ｈの熱交換に用いる前の前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧する工程；
ｊ）工程ｈ及び工程ｉを経た後の前記製品ガス用リーンＬＮＧを気化させて、前記製品ガスを得る工程；
ｋ）工程ｈで液化した流れを、工程ａで得られた前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに合流させる工程
を含むリーンＬＮＧの処理方法。 - 工程ｇにおいて、工程ｆの前に、工程ｅからの流れに、工程ｄで得た圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる、請求項１に記載の方法。
- 工程ｈにおいて、前記昇圧を第１の圧縮機を用いて、その後第２の圧縮機を用いて行い、前記製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して、前記第２の圧縮機の吐出流体を冷却し、その後前記第１の圧縮機の吐出流体を冷却する、請求項１または２に記載の方法。
- 工程ｈにおいて、前記昇圧を第１の圧縮機によって、その後第２の圧縮機によって行い、前記第１の圧縮機の吐出流体及び前記第２の圧縮機の吐出流体の少なくとも一方を、水冷式または空冷式の熱交換器を用いて冷却する、請求項１～３のいずれか一項に記載の方法。
- 工程ｃにおいて、工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの全量を分岐して、前記冷媒ＬＮＧと前記残ＬＮＧとを得る、請求項１～４のいずれか一項に記載の方法。
- 工程ｃにおいて、工程ｂにより冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、前記圧力Ｐ１より高い圧力Ｐ２の気相流と液相流とを得、
圧力Ｐ２の前記液相流を冷却した後に分岐して、前記冷媒ＬＮＧと前記残ＬＮＧとを得る、請求項１～４のいずれか一項に記載の方法。 - 工程ｈにおいて、前記昇圧を第１の圧縮機によって、その後第２の圧縮機によって行い、前記製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して、前記第２の圧縮機の吐出流体を冷却し、その後前記第１の圧縮機の吐出流体を冷却し、
圧力Ｐ２の前記気相流を、前記第１の圧縮機の吐出流体に、合流させる、請求項６に記載の方法。 - 圧力Ｐ２の前記気相流を、工程ｂにおける製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの冷却のための冷媒として用いる、請求項６に記載の方法。
- 工程ｈにおいて、前記昇圧を第１の圧縮機によって、その後第２の圧縮機によって行い、前記製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱を利用して、前記第２の圧縮機の吐出流体を冷却し、その後前記第１の圧縮機の吐出流体を冷却し、
外部冷媒を使用して前記第２の圧縮機の吐出流体の冷却を行う、請求項１～８のいずれか一項に記載の方法。 - 原料ＬＮＧよりもメタンが富化されたまたはメタン及びエタンが富化されたリーンＬＮＧから、製品ガスと、大気圧付近の圧力Ｐ１を有する製品ＬＮＧとを得る、リーンＬＮＧの処理装置であって、
前記リーンＬＮＧを分岐して、製品ガス用リーンＬＮＧと製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧとを得る第１の分岐手段；
前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを、冷媒を用いて冷却する冷却器；
前記冷却器により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに由来する液体流を分岐して、前記冷媒として使用される冷媒ＬＮＧと、その残部である残ＬＮＧとを得る第２の分岐手段；
前記残ＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、圧力Ｐ１の気相流と、製品ＬＮＧとしての圧力Ｐ１の液相流とを得るための、減圧及び気液分離手段；
前記冷媒ＬＮＧを減圧する冷媒ＬＮＧ用減圧器；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れを、前記冷媒として前記冷却器に導くライン；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器より上流又は下流で、冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れに、圧力Ｐ１の前記気相流を合流させる第１の合流手段；
前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器及び前記第１の合流手段のうちの下流側にある一方から得られた流れに対して、昇圧及び前記製品ガス用リーンＬＮＧの冷熱との熱交換による冷却を施して、前記下流側の一方から得られた流れを液化させるための圧縮機及び熱交換器；
前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記熱交換器より上流で前記製品ガス用リーンＬＮＧを昇圧するポンプ；及び
前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記熱交換器より下流かつ前記ポンプより下流の前記製品ガス用リーンＬＮＧを気化させて、前記製品ガスを得る蒸発器；
前記圧縮機及び熱交換器によって液化した流れを、前記第１の分岐手段で得られた前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに合流させる第２の合流手段
を含むリーンＬＮＧの処理装置。 - 前記第１の合流手段が、前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れの流れ方向を基準として前記冷却器より上流で、前記冷媒ＬＮＧ用減圧器からの流れに圧力Ｐ１の前記気相流を合流させるよう配された、請求項１０に記載の装置。
- 前記圧縮機が、第１の圧縮機と、前記第１の圧縮機で圧縮される流れの方向を基準として前記第１の圧縮機の下流に配された第２の圧縮機を含み、
前記熱交換器が、前記第１の圧縮機の吐出流体を冷却する第１の熱交換器と、前記第２の圧縮機の吐出流体を冷却する第２の熱交換器と、を含み、
前記第２の熱交換器が、前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記第１の熱交換器よりも上流に配された、請求項１０または１１に記載の装置。 - 前記圧縮機が、第１の圧縮機と、前記第１の圧縮機で圧縮される流れの方向を基準として前記第１の圧縮機の下流に配された第２の圧縮機を含み、
前記第１の圧縮機の吐出流体及び前記第２の圧縮機の吐出流体の少なくとも一方を冷却する水冷式または空冷式の熱交換器を含む、請求項１０～１２のいずれか一項に記載の装置。 - 前記冷却器により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧの全量を前記第２の分岐手段に導くラインを含む、請求項１０～１３のいずれか一項に記載の装置。
- 前記冷却器により冷却された製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧに対して、減圧及び気液分離を施して、前記圧力Ｐ１より高い圧力Ｐ２の気相流と液相流とを得るための、減圧及び気液分離手段と、
圧力Ｐ２の前記液相流を冷却する冷却器と、
冷却した圧力Ｐ２の前記液相流を前記第２の分岐手段に導くラインを含む、請求項１０～１３のいずれか一項に記載の装置。 - 前記圧縮機が、第１の圧縮機と、前記第１の圧縮機で圧縮される流れの方向を基準として前記第１の圧縮機の下流に配された第２の圧縮機を含み、
前記熱交換器が、前記第１の圧縮機の吐出流体を冷却する第１の熱交換器と、前記第２の圧縮機の吐出流体を冷却する第２の熱交換器と、を含み、
前記第２の熱交換器が、前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記第１の熱交換器よりも上流に配され、
圧力Ｐ２の前記気相流を、前記第１の圧縮機の吐出流体に、合流させるラインを含む、請求項１５に記載の装置。 - 前記製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを冷媒を用いて冷却する前記冷却器の中に又はこの冷却器とは別に、圧力Ｐ２の前記気相流によって製品ＬＮＧ用リーンＬＮＧを冷却する熱交換構造を含む、請求項１５に記載の装置。
- 前記圧縮機が、第１の圧縮機と、前記第１の圧縮機で圧縮される流れの方向を基準として前記第１の圧縮機の下流に配された第２の圧縮機を含み、
前記熱交換器が、前記第１の圧縮機の吐出流体を冷却する第１の熱交換器と、前記第２の圧縮機の吐出流体を冷却する第２の熱交換器と、を含み、
前記第２の熱交換器が、前記製品ガス用リーンＬＮＧの流れ方向を基準として前記第１の熱交換器よりも上流に配され、
前記第２の熱交換器の中に、又は前記第１の圧縮機で圧縮される流れの方向を基準として前記第２の熱交換器の上流に、外部冷媒を使用して前記第２の圧縮機の吐出流体の冷却を行う熱交換構造を含む、請求項１０～１７のいずれか一項に記載の装置。
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