JP7265482B2 - コンテナ化されたｌｎｇ液化ユニット及び関連するｌｎｇを生産する方法 - Google Patents

Description

コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット及び関連するＬＮＧを生産する方法が開示される。ユニット及び方法は、追加のＬＮＧ液化ユニットを切り替えることによって、必要に応じてＬＮＧ生産を拡大又は縮小するために使用されてもよい。

ＬＮＧの大規模生産は、多くの場合、数百億米ドルのオーダーの巨大な設備投資を要求する。例えば、シェブロンのゴルゴンプロジェクトにおいては、３つのＬＮＧトレインからの１５．６ＭＴＰＡの生産容量のために、５４０億米ドルのオーダーのコストが報告されている（http://www.energy-pubs.com.au/blog/cost-of-gorgon-increases/）。

ＬＮＧトレインは、水、酸性ガス、水銀、及びＣ５＋を除去するための前処理プラント、極低温熱交換器、圧縮機、ガス、電気、又は蒸気駆動部、及び空冷熱交換器のバンクを含む、多くの相互接続された処理プラント、システム、並びに機器を備える非常に複雑な構造である。

設備投資を削減するために、ＬＮＧトレインを、続いて生産サイトに輸送され、互いに相互接続される、オフサイトの複数（例えば３～５）の別個のモジュールとして構築することが提案されている。別個のモジュールは、生産サイトに輸送される前に検査及び試験されることができる。このようなモジュラートレインは、３～５ＭＰＴＡのオーダーの容量で提案される。

上記の方法におけるＬＮＧトレインのモジュール化は、全体的な設備投資を削減することに役立つと考えられる一方で、それでもなお、数十億米ドルのオーダーのままである。加えて、生産容量の向上は、一般的に、続いて更なるトレインを設置することによってのみ達成可能であり、そして３～５ＭＰＴＡの「単位」においてのみ達成可能である。

背景技術に対する上記言及は、その技術が当業者の共通の一般知識の一部を形成することを認めるものではない。上記言及はまた、本明細書に開示されるようなＬＮＧ液化ユニット及びＬＮＧを生産する方法の用途を制限することが意図されない。

一態様においては、コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットが開示され、ＬＮＧ液化ユニットは、
ＬＮＧ液化プラントと、
輸送可能なコンテナであって、ＬＮＧ液化プラントは、輸送可能なコンテナ内に完全に収容される、輸送可能なコンテナと、
コンテナにおいて支持された１つ以上のコネクタであって、１つ以上のコネクタは、供給及び流体の別個の分離された流れを可能にするように配置され、１つ以上のコネクタは、供給流ガスがコンテナの中に流れること、コンテナの外へのＬＮＧの流れ、及びＬＮＧ液化プラントの外部電源への接続を可能にするように配置される、１つ以上のコネクタと
を備える。

一実施形態においては、１つ以上のコネクタは、コンテナから熱を除去することを容易にするように更に配置される。この目的のために、１つ以上のコネクタが、コンテナの中及び外への熱伝達流体の流れを可能にするように配置されてもよい。流体は、例えば水であってもよい。

一実施形態においては、１つ以上のコネクタは、供給及び流体の各々のための対応する導管及び継手への同時接続を可能にする単一のマルチポートコネクタを備える。

一実施形態においては、輸送可能なコンテナは密閉される。

一実施形態においては、コネクタは、コンテナからエネルギーを除去することを可能にする熱伝達流体入口ポート及び出口ポートを含む。

一実施形態においては、コネクタは、コンテナからガス又は液体を除去することを可能にする排出管を含む。

一実施形態においては、コネクタは、ＬＮＧ液化プラントの機器及び／又は計装の動作を容易にするために流体の供給を可能にする１つ以上の用役流体ポートを含む。

一実施形態においては、コンテナは不活性流体で充填される。

一実施形態においては、不活性流体は窒素ガスを含む。

一実施形態においては、不活性流体は、大気圧に対して正圧である。

一実施形態においては、コンテナは、ＩＳＯの輸送コンテナの外部サイズ及び形状である。

一実施形態においては、ユニットは、ＬＮＧ液化プラントの状態及び性能を監視し、液化ユニットに関連する遠隔アクセスできる状態及び性能情報を提供することができる監視システムを備える。

一実施形態においては、監視システムは更に、コンテナ内の環境特性を監視することができる。

一実施形態においては、環境特性は、コンテナ内の大気圧、コンテナにおける雰囲気の組成、コンテナ内の温度、及びＬＮＧ生産プラントの１つ以上の選択された構成要素の温度のうちの１つ以上を含む。

一実施形態においては、ＬＮＧ生産プラントは、主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）と、ＭＣＨＥを通って冷媒を循環させるための冷媒回路とを備え、冷媒回路は、少なくとも１つの圧縮機と、少なくとも１つの圧縮機を駆動するための少なくとも１つの電気モータとを含む。

一実施形態においては、ＭＣＨＥは、≧１のアスペクト比を有し、幅及び／又は深さは高さより大きい。

一実施形態においては、ＭＣＨＥは、２つ以上の別個の熱交換器を備える。

一実施形態においては、ＭＣＨＥの冷却デューティは、２つ以上の別個の熱交換器間で分割される。

一実施形態においては、各別個の熱交換器は、≧1のアスペクト比を有する。

一実施形態においては、ＭＣＨＥは、垂直方向に１メートル当たり最大１００℃の熱応力で動作するように配置される。

一実施形態においては、ＭＣＨＥは３Ｄ印刷熱交換器を含む。

一実施形態においては、電気モータは、少なくとも１つの圧縮機を少なくとも４，０００ｒｐｍ又は最大約２５，０００ＲＰＭの速度で回転させるように配置される。

一実施形態においては、少なくとも１つの圧縮機は、低圧圧縮機及び高圧圧縮機を含む。

一実施形態においては、少なくとも１つのモータは、低圧圧縮機と高圧圧縮機との両方を駆動する単一のモータを含む。

一実施形態においては、冷媒回路は、冷媒の液相と気相とを分離するための少なくとも１つの分離器を含み、少なくとも１つの分離器は、より大きい≧１のアスペクト比を有する。

一実施形態においては、ＬＮＧ液化ユニットは、少なくとも１つの圧縮機と分離器との間で冷媒回路において少なくとも１つの中間冷却器を備える。

一実施形態においては、コンテナはベントを備える。

一実施形態においては、ＬＮＧ液化ユニットは、空気がコンテナに蓄積することを防ぎ、又はコンテナから空気を移すことができる材料の注入を容易にするように配置されたキルポートを備える。

一実施形態においては、液化プラントは、液化の前に、水、酸性ガス、水銀、及び二酸化炭素のうちの１つ以上を、供給流ガスから除去するように配置された前処理設備を備える。

一実施形態においては、ＬＮＧ液化プラントは、最大０．３０ＭＴＰＡのＬＮＧを生産するように構成される。

一実施形態においては、ＬＮＧ液化プラントは、最大０．１０ＭＴＰＡのＬＮＧを生産するように構成される。

第２の態様においては、複数のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを備えるＬＮＧ生産プラントが開示され、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、０．０１～０．３０ＭＴＰＡのオーダーのＬＮＧの所定量を生産するように配置され、マニホールドシステムが、複数のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットと、少なくとも天然ガスの供給流、電源、及びＬＮＧ貯蔵設備との間の接続を可能にする。幾つかの実施形態においては、ＬＮＧの所定量は、０．０１～０．１０ＭＴＰＡのオーダーである。

一実施形態においては、複数のＬＮＧ液化ユニットの一部は、互いの上に積み重ねられる。

一実施形態においては、ＬＮＧ生産プラントは、積み重ねられたＬＮＧ液化ユニットの少なくとも１つのバンクを備え、マニホールドシステムは、ＬＮＧ液化ユニットの少なくとも１つのバンクに隣接して延びる。

一実施形態においては、少なくとも１つのバンクは、積み重ねられたＬＮＧ液化ユニットの少なくとも２つのバンクを含み、マニホールドシステムは、相互に隣接するバンク間又はバンクの外側の周りを延びる。

一実施形態においては、ＬＮＧ液化ユニット及びマニホールドシステムは、全てのＬＮＧ液化ユニットの１つの面がマニホールドシステムに直接アクセスできることを可能にするように配置される。

一実施形態においては、各ＬＮＧ液化ユニットは、長さＸｍ、高さＹｍ、及び幅Ｚｍを有し、Ｘ＞Ｙであり、各バンクは、長さＬｍ、高さＨｍ、及び幅Ｗｍを有し、Ｌｍ＞Ｗｍであり、各バンクにおいて、各液化ユニットの長さ方向は、バンクの長さ方向に垂直である。

一実施形態においては、ＬＮＧ生産プラントは、ＬＮＧ液化ユニットの各バンクを構築及び解体するように構成された１つ以上のクレーンを備える。

一実施形態においては、クレーンは、ＬＮＧ生産プラントの幅に及び、ＬＮＧ液化ユニットをバンクに設置し、又はＬＮＧ液化ユニットをバンクから取り外すことができるガントリークレーンを備える。

一実施形態においては、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、閉ループ冷媒回路を備える。

一実施形態においては、各コンテナ化された液化ユニットは、熱伝達流体が各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの中に及び外に流れることを可能にするマニホールドシステムに接続するように配置された開ループ熱伝達流体回路を備える。

一実施形態においては、ＬＮＧ生産プラントは、マニホールドシステムと流体連通し、熱伝達流体の冷却を容易にするように配置された冷却設備を備える。

一実施形態においては、冷却設備は、空冷及び／又は水冷設備を備える。

一実施形態においては、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、第１の態様、及びその関連する実施形態によるＬＮＧ液化ユニットを含む。

一実施形態においては、ＬＮＧ生産プラントは、第１の態様、及びその関連する実施形態による複数のＬＮＧ液化ユニットと、各コンテナにおけるコネクタを介して１つ以上のＬＮＧ液化ユニットを、供給流ガス、ＬＮＧ貯蔵設備、及び電源に選択的に接続するように配置されたマニホールドシステムとを備え、ＬＮＧ生産プラントは、生産プラントにおける液化ユニットの各々の生産容量の合計に等しい最大生産容量を有する。

第３の態様においては、ＬＮＧを生産する方法が開示され、方法は、天然ガス供給流に対して、供給流における天然ガスの質量流量に一致させるために、要求に応じて個別の増分ＬＮＧ液化容量を接続又は切断するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、個別の増分ＬＮＧ液化容量を０．０１ＭＴＰＡ～０．３０ＭＴＰＡの間の単位で接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、個別の増分ＬＮＧ液化容量を、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットとして提供するステップを含み、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、天然ガス供給流に対して、供給流から天然ガスの少なくとも一部を受け取るように接続され、ある量のＬＮＧを天然ガスの一部から生産することができる。

一実施形態においては、方法は、コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの各々の動作状態を監視してユニットにおける障害又は故障を検出するステップと、ユニットにおける障害又は故障の検出の際には、天然ガス供給流からユニットを切断又はさもなければ分離するステップとを含む。

一実施形態においては、方法は、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットが障害又は故障があるとして検出される場合には、天然ガス供給流に対して、新しいコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットによって生産されたＬＮＧをＬＮＧ貯蔵設備に移送するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、天然ガス供給流に対して接続されたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット、及び熱伝達流体熱交換器を通って熱伝達流体を循環させるステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを、第１の態様、及びその関連する実施形態による液化ユニットとして提供するステップを含む。

第４の態様においては、約－１６１℃の温度及び約１ｂａｒの圧力でＬＮＧを供給する方法が開示され、方法は、
固定位置において、－１６１℃より高い温度及び１ｂａｒより大きい圧力でＬＮＧを生産するステップと、
生成されたＬＮＧを保持するための加圧貯蔵タンクを有する輸送船に、生成されたＬＮＧを移送するステップと、
輸送船を目的地の港に航行する一方で、ＬＮＧを約－１６１℃に冷却し、ＬＮＧの格納圧力を約１ｂａｒに低下させるステップと
を含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットにおいてＬＮＧを生産するステップを含み、各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、－１６１℃より高い温度及び１ｂａｒより大きい圧力でＬＮＧを生産するように構成される。

一実施形態においては、方法は、固定位置においてＬＮＧを生産するステップを含み、第３の態様、及びその関連する実施形態によるＬＮＧを生産するステップを含む。

第５の態様においては、生産サイトにおいてＬＮＧ生産プラントを構築する方法が開示され、方法は、天然ガス供給流に対して、天然ガス供給流における天然ガスの質量流量に一致させるために、要求に応じて個別の増分ＬＮＧ液化容量を接続又は切断するステップを含む。

一実施形態においては、個別の増分ＬＮＧ液化容量を接続するステップは、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを生産サイトに輸送するステップであって、各ユニットは天然ガス供給流からＬＮＧの所定量を生産することができる、ステップと、天然ガス供給流に対して１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを接続するステップとを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを積み重ねて、積み重ねられたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの１つ以上のバンクを形成するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを自律的に積み重ねて、１つ以上のバンクを形成するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、接続されたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット及び外部熱交換器の各々を通る熱伝達流体の流れを可能にするように配置された熱伝達流体回路に、コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを、電源に接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを、ＬＮＧ貯蔵設備に接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを、不活性ガスの供給部に接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットに、電源、ＬＮＧ貯蔵設備、及びガスの供給部のうちの１つ以上を自律的に接続するステップを含む。

一実施形態においては、方法は、１つ以上のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットに、電源、熱伝達流体回路、及び不活性ガスの供給部を同時に接続するステップを含む。

第６の態様においては、天然ガスの液化を容易にするための冷却システムが開示され、冷却システムは、ある量の単一の混合冷媒（ＳＭＲ）と、ＳＭＲが少なくとも第１のＬＭＲ冷媒流、第１の熱交換器主冷媒流、過冷却ＬＭＲ流、及び第２の熱交換器主冷媒流を有する複数の冷媒流として通って循環する閉ループ冷却回路とを備え、回路は、第１及び第２の熱交換器と、ＳＭＲを圧縮するための少なくとも１つの圧縮機とを有し、
第１の熱交換器は、過冷却されたＬＭＲ冷媒流を生成するために、第１の熱交換器主冷媒流に対して第１のＬＭＲ冷媒流を冷却するように配置され、
第２の熱交換器は、液化天然ガスを生成するために、第２の熱交換器主冷媒流に対して天然ガス供給流を冷却するように配置され、第２の熱交換器主冷媒流は、少なくとも部分的に過冷却ＬＭＲ流から得られ、
少なくとも第１及び第２の熱交換器主冷媒流は、少なくとも１つの圧縮機によって作り出された冷却システムを通じる圧力差のみによって循環する。

一実施形態においては、第１の熱交換器は、第１の熱交換器主冷媒流が第１の熱交換器を通って流れ、第１のＬＭＲ冷媒流との熱伝達によって蒸発して、第１の蒸気冷媒流を生成するように構成される。

一実施形態においては、過冷却されたＬＭＲ流は、第１の膨張流及び第２の膨張流を形成するために分流され、第１の熱交換器主冷媒流は、少なくとも部分的に第１の膨張流を含み、第２の熱交換器主冷媒流は、少なくとも部分的に第２の拡張流を含む。

一実施形態においては、複数の冷媒流は、過冷却されたＨＭＲ流を生成するために、第２の熱交換器において第２の熱交換器主冷媒流に対して冷却される第１のＨＭＲ冷媒流を含む。

一実施形態においては、過冷却されたＨＭＲ流は、第３の膨張流及び第４の膨張流を形成するために分流されて膨張され、第３の膨張流は、第２の熱交換器主冷媒流を形成するために第２の膨張流と組合され、第４の膨張流は、第１の熱交換器主冷媒流を形成するために第１の膨張流と組合される。

一実施形態においては、第２の熱交換器主冷媒流は、第２の蒸気冷媒流を形成するために、第２の熱交換器において蒸発する。

一実施形態においては、冷却回路は、第１の蒸気冷媒流及び第２の蒸気冷媒流を受け取る第１の分離器を備える。

一実施形態においては、少なくとも１つの圧縮機は、低圧圧縮機、高圧圧縮機を含み、冷媒システムは、低圧圧縮機と高圧圧縮機との間で流体連通する第２の分離器を含み、第２の分離器からの蒸気は、第１のＬＭＲ冷媒流を形成するために高圧圧縮機によって圧縮される。

一実施形態においては、第２の分離器からの底部液体は、第１のＨＭＲ冷媒流を形成する。

一実施形態においては、第１及び第２の蒸気冷媒流は、第１の圧縮機によって圧縮される。

第２の実施形態においては、冷媒システムは、高圧圧縮機と流体連通する第３の分離器を備え、第３の分離器からの蒸気は、第１のＬＭＲ流を形成し、第３の分離器からの底部液体は、第１のＨＭＲ流を形成する。

第７の態様においては、天然ガスの液化を容易にするための冷却システムが開示され、冷却システムは、ある量の単一の混合冷媒（ＳＭＲ）と、ＳＭＲが少なくとも第１のＬＭＲ冷媒流、第１の熱交換器主冷媒流、過冷却ＬＭＲ流、及び第２の熱交換器主冷媒流を有する複数の冷媒流として通って循環する閉ループ冷却回路とを備え、回路は、第１及び第２の熱交換器を有し、
第１の熱交換器は、過冷却されたＬＭＲ冷媒流を生成するために、第１の熱交換器主冷媒流に対して第１のＬＭＲ冷媒流を冷却するように配置され、
第２の熱交換器は、液化天然ガスを生成するために、第２の熱交換器主冷媒流に対して天然ガス供給流を冷却するように配置され、第２の熱交換器主冷媒流は、少なくとも部分的に過冷却されたＬＭＲ流から得られ、
少なくとも第１のＬＭＲ冷媒流は混合相冷媒流である。

一実施形態においては、第１の熱交換器主冷媒流は混合相冷媒流である。

一実施形態においては、第２の熱交換器主冷媒流は混合相冷媒流である。

一実施形態においては、第１の熱交換器の中に流れる第１の熱交換器主冷媒流における単一の混合冷媒の組成は、第２の熱交換器の中に流れる第２の熱交換器主冷媒流における単一の混合冷媒の組成とは異なる。

第８の態様においては、天然ガスの液化を容易にするための冷却システムが開示され、冷却システムは、ある量の単一の混合冷媒（ＳＭＲ）と、ＳＭＲが複数の冷媒流として通って循環する閉ループ冷却回路とを備え、冷却回路は、少なくとも１つの圧縮機、及び互いから離間された少なくとも２つの熱交換器を有し、第１の熱交換器は、予冷されたＬＭＲ冷媒流を生成するために、ＳＭＲをそれ自体に対して冷却するように配置され、第２の熱交換器は、液化天然ガスを生成するために、予冷されたＬＭＲ冷媒流から部分的に供給される第２の熱交換器主冷媒流に対して天然ガスを冷却するように配置される。

第９の態様においては、天然ガスの液化を容易にするための冷却システムが開示され、冷却システムは、ある量のＳＭＲと、ＳＭＲが通って流れる閉ループ冷媒回路とを備え、回路は２つの離間された熱交換器を有し、ＳＭＲは、第１の熱交換器主冷媒流、及び第１の熱交換器に別個の入口において提供される第１のＬＭＲ流、並びに第２の熱交換器主冷媒流、及び第２の熱交換器に別個の入口において提供される第１のＨＭＲ流として循環し、入口の各々におけるＳＭＲ冷媒流の組成は互いから異なる。

第６～第９の態様の何れか１つの実施形態においては、第１の熱交換器及び第２の熱交換器の一方又は両方は、１より大きいアスペクト比を有する（すなわち「水平」熱交換器）。

第６～第９の態様の何れか１つの実施形態においては、ＳＭＲ冷媒は、圧縮機によって作り出された圧力差によってのみ熱交換器を通って循環する。

第１０の態様においては、液化システムが開示され、液化システムは、
少なくとも第１の熱交換器及び第２の異なる熱交換器を有する冷媒回路と、
回路を通って流れ、軽い及び重い混合冷媒分画を含むある量のＳＭＲと
を備え、
第１の熱交換器は、軽い及び重い冷媒分画の第１の割合を有するＳＭＲ流によって冷却され、第２の熱交換器は、軽い及び重い冷媒分画の第２の異なる割合を有するＳＭＲ流によって冷却される。この配置の例は、破線で示される弁が含まれる図５に示される。

一実施形態においては、第１又は第２の熱交換器の何れか一方のためのＳＭＲ流における重い冷媒分画の割合はゼロである。これは、破線で示される弁が省略される図５における配置によって例示される。

第１１の態様においては、液化システムが開示され、液化システムは、
少なくとも第１の熱交換器及び第２の熱交換器を有する冷媒回路と、
回路を通って流れ、軽い及び重い混合冷媒分画を含むある量のＳＭＲと、
少なくとも第１の熱流部分と第２の熱流部分とに分割される流体の熱流であって、第１の熱流部分は第１の熱交換器を通って流れるように導かれ、第２の熱流部分は第２の熱交換器を通って流れるように導かれる、熱流と
を備える。この配置の例は、図７及び図８に示される。

一実施形態においては、分割される熱流は、システムによって液化される天然ガス流である。これはまた、図７及び図８に例示される。加えて、この実施形態においては、第１及び第２の熱交換器は互いから異なってもよい。表現言語又は必要な暗示により文脈が別途要求する場合を除き、本明細書全体を通して、「異なる熱交換器」又は「異なるタイプの交換器」という表現及び「異なる交換器」のような変形は、少なくとも以下の熱交換器間の違いを含むことが意図される。
・異なる数のパス又はチャネル。
・交換機のサイズが異なるが、同じ数のパス又はチャネル。
・（ａ）異なる圧力、（ｂ）異なる流量、及び（ｃ）異なる組成のうちの１つ又は２つ以上の任意の組合せの冷媒流での動作。

第１２の態様においては、液化システムが開示され、液化システムは、
少なくとも第１の熱交換器及び第２の熱交換器を有する冷媒回路と、
回路を通って流れ、軽い及び重い混合冷媒分画を含むある量のＳＭＲと
を備え、第１の熱交換器は、軽い及び重い冷媒分画の第１の割合を有するＳＭＲ流によって冷却され、第２の熱交換器は、軽い及び重い冷媒分画の第２の異なる割合を有するＳＭＲ流によって冷却され、流体の熱流は、少なくとも第１の熱流部分と第２の熱流部分とに分割され、第１の熱流部分は、第１及び第２の熱交換器の一方を通って流れるように導かれ、第２の熱流部分は、第１及び第２の熱交換器の他方を通って流れるように導かれる。この配置の例は、図１０に示される。加えて、この態様の一実施形態においては、第１及び第２の熱交換器は互いから異なってもよい。

概要に記載されたようなＬＮＧ液化ユニット及び関連するＬＮＧを生産する方法の範囲内にあり得る任意の他の形態にもかかわらず、次に、具体的な実施形態が、添付の図面を参照して、例としてのみ説明される。

開示されるコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの一実施形態の概略等角図である。 図１に示されるコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットのプラント及び機器の１つの角度からの等角図である。 図２に示されるプラント及び機器の第２の角度からの等角図である。 図２に示されるプラント及び機器の第３の角度からの等角図である。 ＬＮＧ液化ユニットの一実施形態のフロー図である。 ＬＮＧ液化ユニットの第２の実施形態のフロー図である。 ＬＮＧ液化ユニットの第３の実施形態のフロー図である。 ＬＮＧ液化ユニットの第４の実施形態のフロー図である。 ＬＮＧ液化ユニットの第５の実施形態のフロー図である。 ＬＮＧ液化ユニットの第６の実施形態のフロー図である。 ＬＮＧ液化ユニットの第７の実施形態のフロー図である。 ２００個の開示されるＬＮＧ液化ユニットを組み込む９．９ＭＰＴＡ ＬＮＧ生産設備の概略図であり、各液化ユニットは、０．０５ＭＰＴＡの名目上のＬＮＧ生産容量を有する。

添付の図面を参照すると、コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０の実施形態は、ＬＮＧ液化プラント１２（図２～図４に示される）と、輸送可能なコンテナ１４（図１に示される）とを備える。ＬＮＧ液化プラント１２は、輸送可能なコンテナ１４内に完全に収容される。示される実施形態においては、複数のコネクタ１６ａ～１６ｆ（以下、概して「コネクタ１６」と呼ばれる）がコンテナ１４において支持されて、コンテナ１４の中及び／又は外への供給、流体、及び用役の別個の相互に分離された流れを可能にする。

コネクタ１６の各々は、容器１４の共通壁１１に設けられる。コネクタは、以下を含むがこれらに限定されない。
・液化のためのガスの供給流がプラント１２に供給されることを可能にする供給ガス入口コネクタ１６ａ。
・プラント１２によって生成されたＬＮＧがコンテナ１４を出て、例えば貯蔵タンクの中に流れることを可能にするＬＮＧ出口コネクタ１６ｂ。
・プラント１２を形成する機器に電力を供給する電源コネクタ１６ｃ。
・窒素ガス等のこれに限定されない不活性ガスがコンテナ１４の中に流れて、不活性環境を提供することを可能にし、並びに／又は計装及び制御を動作させるための、不活性ガス入口コネクタ１６ｄ。
・水等の熱伝達流体がコンテナ１４内の１つ以上の中間冷却器又は他の熱交換器に提供されることを可能にするための熱伝達流体入口コネクタ１６ｅ。
・熱伝達流体がコンテナ１４から例えば熱除去プラントに出ることを可能にし、熱伝達流体入口１６ｅに再循環することを可能にし、それによって、コンテナ１４から熱エネルギーが除去されることを可能にする熱伝達流体出口コネクタ１６ｆ。
・ユニット１０を作動させ、メンテナンスの前にユニットを停止させ、及び／又は炭化水素の吹き出し等の緊急対応のために使用されるための、コンテナ１４から不要な液体を除去することを可能にする排出コネクタ１６ｇ。
・不要な蒸気の除去又は炭化水素の放出のためのベント１６ｈ。
・ＬＮＧプラント１２を完全に停止して無害にするために、ガス、液体、又はスラリーを注入することを可能にするできるキルポートコネクタ（示されない）。

コンテナ１４は、コンテナ１４の中及び外への流体の制御されない流れを防ぐために密閉されてもよい。更に、コンテナ１４には、外側環境に対して正圧が提供されてもよい。

コンテナ１４が一般的な形状及び構成にあり、その上、ＩＳＯのコンテナの外部サイズ及び形状を有することは有利であるが必須ではない場合がある。ＩＳＯのコンテナは、広い範囲の標準寸法を有し、世界中の出荷港並びに鉄道及び道路輸送車両において取り扱われる。従って、このようなコンテナの輸送及び移動のためのインフラストラクチャが容易に利用可能であり、簡単に複製される。ＩＳＯのコンテナは、１０フィートから５３フィートまで（約３ｍから１６ｍ）の標準長において利用可能である。大部分の標準長のために、幅又は高さにおいて異なる範囲のコンテナサイズがまたある。開示されるコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０の幾つかの実施形態は、標準のＩＳＯの４０フィート（１２ｍ）コンテナ内に収まるように配置される。適切な寸法である一方、標準のＩＳＯのコンテナは、液化ユニットの重量に適合するために構造的な補強及び強化を要求する可能性がある。比較として、標準のＩＳＯの４０フィートコンテナは約３０トンの定格最大容量を有する一方、液化ユニット１２の重量は８０～９０トンのオーダーになる可能性がある。

次に、具体的に図２～図４を参照すると、液化ユニット１２は単一の混合冷媒（ＳＭＲ）プロセスを利用する。液化ユニット１２は主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）を使用し、そのデューティサイクルは、２つの別個の、この例においては異なる極低温熱交換器１７及び１８に分流される。（熱交換器１７は２つとしての全てのチャネルを通過させ、一方、熱交換器１８は３つのチャネルを有する。）後により詳細に説明されるように、熱交換器１７は冷媒の予冷を提供し、一方、熱交換器１８は天然ガス供給物の液化をもたらす。

熱交換器１７及び１８は、プレート熱交換器又は３Ｄ印刷熱交換器を含むがこれらに限定されない様々なタイプであってもよい。本実施形態において使用される技術に関係なく、熱交換器は≧１のアスペクト比を有し、これは、それらの長さＬがそれらの高さＨより大きいことを意味する。これは、高さの寸法がその長さ／幅の寸法より大きい従来のＭＣＨＥとは正反対である。加えて、熱交換器１７及び１８は、少なくとも９０℃～１００℃／ｍの高さのオーダーの熱応力を取り扱うことが要求される。例えば、図５に示されるＳＭＲ回路の一実施形態においては、熱交換器１７は、周囲温度（例えば、約２５℃）のＬＭＲ入口供給部と、約－１５９℃の拡張主冷媒供給部とを有し、熱交換器自体は、約２ｍ未満の高さ寸法Ｈを有する。熱交換器１７は少なくとも２つのチャネルを要求し、一方、熱交換器１８は少なくとも３つのチャネルを要求する。

液化ユニット１２には、低圧圧縮機２０及び高圧圧縮機２２が設けられる。圧縮機２０、２２は、共通の電気駆動部２３によって駆動される。圧縮機２０及び２２は、密閉される。気相冷媒は、分離器２４を介して低圧圧縮機２０の入口に供給される。低圧圧縮機２０は、蒸気を約１５ｂａｒ及び約１００℃の温度に圧縮する。圧縮された冷媒は、圧縮された冷媒の温度を約２５℃に低下させる中間冷却器２６（水流との熱交換により冷却が行われる）を通過する。

圧縮された冷媒は分離器２８に供給される。分離器２８は、一般的な垂直配置ではなく水平配置にある。分離器２８内の気相と液相との間をより明確に分離するために、その水平配置により、分離器２８は、蒸気容器２９ａ（図２を参照）と、マニホールド２９ｃを介して互いに流体連通する液体容器２９ｂとを備える。

分離器２８からの蒸気相は、蒸気容器２９ａから高圧圧縮機２２の入口に供給される。圧縮機２２は、（水流との熱交換によってまた冷却される）後方冷却器３０を通る流れによって約２５℃に冷却され、導管３２を介して二相の軽い混合冷媒（ＬＭＲ）として熱交換器１７の入口３４に供給される冷媒を圧縮する。分離器２８からの液相は、液体容器２９ｂ及び導管３６を介して、重い混合冷媒（ＨＭＲ）として第２の熱交換器１８の入口３８に供給される。

入口３４に提供されるＬＭＲは、熱交換器１７において、導管４０を介して熱交換器１７の入口４２提供される第１の熱交換器主冷媒流に対して冷却される。ＬＭＲは冷却され、導管４４を介して熱交換器１６を出て、そこで分流器４６に供給される。分流器４６は、冷却されたＬＭＲを、導管５２を通って第１の膨張弁５２に流れる第１の流れと、導管５４を通って第２の膨張弁５６に流れる第２の流れとに分流する。この実施形態における第１の流れと第２の流れとの間の流量は同じではなく、約１．５：１の比率である（すなわち、導管５０を通る流量は、導管５４を通って流れる流量の約１．５倍である）。

入口３８に提供されるＨＭＲは、第２の熱交換器１８において、導管５８によって入口６０に提供される第２の熱交換器主冷媒流に対して冷却される。ＨＭＲは冷却され、導管６２を介して熱交換器１８を出て、分流器６４に流れる。分流器６４は、冷却されたＨＭＲを、導管を通って第３の膨張弁６８に流れる第１の流れと、導管を通って第４の膨張弁７２に流れる第２の流れとに分流する。導管６６及び７０を通過する流れの間の流量は、約１：１３の比率である（すなわち、膨張弁７２への流量は、膨張弁６８への流量の１３倍である）。

膨張弁５２は、導管７４を通る第１の膨張冷媒流を提供する。膨張弁５６は、導管７６を通る第２の膨張冷媒流を提供する。第３の膨張弁６８は、導管７８を通る第３の膨張冷媒流を提供する。第４の膨張弁７２は、導管８０を通る第４の膨張冷媒流を提供する。導管４０を通って入口４２に流れる第１の熱交換器主冷媒流は、導管７４及び８０を介して提供される第１及び第４の膨張冷媒流の組合せである。導管５８を通って入口６０に流れる第２の熱交換器主冷媒流は、それぞれ導管７６及び７８を介して提供される第２及び第３の膨張冷媒流の組合せを含む。

第１及び第２の熱交換器主冷媒流間の相対質量流量は約２：１である（すなわち、入口４２への質量流量は入口６０での質量流量の約２倍である）。

蒸発された冷媒は、出口６３を介して第１の熱交換器１７を出て、導管６５を通って第１の分離器２４に流れる。蒸発された冷媒は、出口６７を介して第２の熱交換器１８を出て、導管６９そして導管６５を通って第１の分離器２４に流れる。

天然ガス供給流は、約２５℃の温度及び約８０ｂａｒの圧力で、コネクタ１６ａによって第２の熱交換器１８の入口８２に提供される。天然ガス供給流は、熱交換器１８内で液化され、約－１５７℃の温度及び約７８ｂａｒの圧力で、出口８４においてＬＮＧとして出る。ＬＮＧは導管８６を通って膨張弁８８に流れ、約－１６１℃～－１６２℃の間の温度に冷却され、１ｂａｒに減圧され、そしてコネクタ１６ｂに供給される。コネクタ１６ｂに接続された導管９０は、ＬＮＧを、コンテナ１４の外側にあってそれから離れたＬＮＧ貯蔵タンク９２に供給する。この配置の小さい変形例においては、弁８８はコンテナ１４の外側にあってもよい。

液化ユニット１０は単一の混合冷媒を利用する一方、熱交換器１７、１８の各々における冷媒の組成は異なる。これは、入口３４及び３８において提供されるＬＭＲ及びＨＭＲがそれぞれ、蒸気相及び液相で異なる割合の冷媒の組成を有するために生じる。入口３４において提供されるＬＭＲは、液相と蒸気相との両方の冷媒を有し、ＨＭＲは入口３８において液相のみで提供される。

図５に示されるプラント１２の実施形態においては、膨張弁６８は、これが任意の弁であることを示すために破線で示される。この弁が含まれる場合には、熱交換器１７、１８の各々に供給する弁があって、両方が２つの冷媒分画（すなわち、ＬＭＲ及びＨＭＲ）の混合物を受け取ることができる。１つの交換器のための理想的な冷媒組成が１００％のより軽い分画である場合には、簡素化するために弁６８を省くことができる。

図２はまた、水の形態の熱交換器流体を中間冷却器２６及び後方冷却器３０に提供する導管９４を示す。導管９４は、コネクタ１６ｅと流体連通する。導管９６は、使用済みの熱交換器流体を冷却器２６及び３２からコネクタ１６ｆに供給する。

本実施形態においては、モータ２３は、圧縮機２０及び２２を駆動するために両端において同軸駆動シャフトを有する単一のモータである。理想的には、圧縮機２０及び２２は同じ速度で駆動されるように配置され、それによって、１つ以上のギアボックスの必要性を回避する。しかし、ギアボックスの使用を介して圧縮機が同じモータによって異なる速度で駆動される実施形態がまた考えられる。実際、後に以下で議論されるように、圧縮機２０及び２２が異なるモータによって駆動されることがまた可能である。

各ユニット１０は、ＬＮＧ液化プラント１２の状態及び性能を監視し、液化ユニットに関連する遠隔アクセスできる状態及び性能情報を提供することができる監視システム（示されない）を備える。監視システムは、コンテナ内の環境特性を更に監視してもよい。環境特性は、コンテナ１４内の雰囲気の圧力、コンテナ１４における雰囲気の組成、コンテナ１４内の雰囲気温度、及びＬＮＧ生産プラントの１つ以上の選択された構成要素の温度のうちの１つ以上が含むが、これらに限定されない。

図６は、代替の液化プラント１２ａのためのＳＭＲ回路の実施形態を示す。図６においては、図５と同じ参照番号が、同じ機能を示すために使用される。液化プラント１２と１２ａとの間の主な違いは以下である。
・プラント１２の２チャネル熱交換器１７と比較して、プラント１２ａにおける３チャネル熱交換器１７ａの使用。この結果、プラント１２ａのこの実施形態においては、同様の熱交換器を有する。
・高圧圧縮機２２と水冷却器３０とが直列に接続されたプラント１２ａにおける第３の分離器３１の組み込み。
・分離器２８からの底部液体の、熱交換器１７ａの入口７３に提供される第２のＨＭＲ流としての提供。
・熱交換器１７ａからの冷却された第２のＨＭＲ冷媒流を受け取って膨張させ、これを、導管４０において入口４２に流れる第１の熱交換器主冷媒流に加える膨張弁７１。

分離器３１からの蒸気は、導管３２を介して熱交換器１７ａの入口３４に供給される軽い混合冷媒（ＬＭＲ）を構成する。分離器３１からの底部液体は、第２の熱交換器１８の入口３８に供給される第１のＨＭＲ冷媒流を提供する。これは、過冷却された第１のＨＭＲ流を生成するために、導管５８によって入口６０に提供される第２の熱交換器主冷媒流に対して第２の熱交換器１８において冷却される。

液化プラント１２と１２ａとの両方において、冷媒は、圧縮機２０、２２によって生成される圧力差のみによって循環する。プラント１２、１２ａ又は冷媒を循環させるための対応するユニット１０においては、ポンプは要求されない。

図７は、代替の液化プラント１２ｂのためのＳＭＲ回路の実施形態を示す。図７においては、図６と同じ参照番号が、同じ機能を示すために使用される。液化プラント１２ａと１２ｂとの間の主な違いは以下である。
・プラント１２ｂは、２つの４チャネル（又は４パス）熱交換器１７ｂ及び１８ｂを有する。
・この図においては、コネクタ１６ａにおいて提供される天然ガス流が、分流器１２０において分割され、少なくとも１つの高温供給流が、熱交換器１７ｂと１８ｂとの両方にそれぞれ入口８２ｘ及び８２ｙに供給される。この分割は、分流器又は異なる熱交換器への追加の弁が動的に制御されることを含めて制御されることができる。
・天然ガス供給物は、熱交換器１７ｂ、１８ｂを通過することによって液化され、混合器１２２において組合され、その後、膨張機８８を通過して貯蔵設備９２に入る。
・熱交換器１７ａ及び１７ｂに天然ガスを供給するための分流の割合は、熱交換器１７ａ、１７ｂの各々のための複合曲線のデューティ及び形状を制御するために（動的に変えることを含めて）変えることができる。
・分離器２８からのＨＭＲは、熱交換器１７ｂの入口７３に供給され、分離器３１からのＨＭＲは（液化ユニット１２ａのように）熱交換器１８ｂの入口３８に供給される。
・分離器３１からのＬＭＲは、分流器１２４において分割され、熱交換器１７ｂの入口３４及び熱交換器１８ｂの入口１２６に供給される。
・熱交換器１７ｂ及び１８ｂを通過するＬＭＲ及びＨＭＲは、導管１３０を通って流れ、続いて分流器１３２において、導管４０を通って熱交換器１７ｂの入口４２に流れる第１のＳＭＲ流、及びに導管５８を通って熱交換器１８ｂの入口６０に流れる第２のＳＭＲ流に分割される、ＳＭＲを生成するために、混合器１２８において組合される。
・そして、それぞれのＳＭＲ流は、混合器１３１において組合され、低圧圧縮機２０及び高圧圧縮機２２の圧縮のために分離器２４に供給される。
・この配置では、熱交換器１７ｂ及び１８ｂが互いに物理的に異なることが可能である。

図７に示される液化ユニット１２ｂの可能な変更が、弁制御分離器によって熱交換器１７ｂ及び１８ｂからＬＭＲ及びＨＭＲがまた供給される、混合器１２８と並行する第２の混合器を提供することである。例えば、弁制御分離器が、熱交換器１７ｂからのＨＭＲが混合器１２８及び第２の混合器（示されない）にユーザ制御比率で提供されることを可能にするように、導管１３４において交換されることができる。これは、熱交換器１７ｂ、１８ｂからのＬＭＲ／ＨＭＲラインの各々のために行われることができる。混合器１２８は、導管５８を通ってＭＲを熱交換器１８ｂに供給するように配置されることができ、一方、第２の混合器は、導管４０を通ってＭＲを交換器１７ｂに供給することができる。次に、熱交換器１７ｂ及び１８ｂに供給されるＭＲ（特に、各ＭＲ供給におけるＬＭＲ／ＨＭＲの比率）は変えることができる。これは、「ＭＲ」供給流の１つにゼロＨＭＲを有することを含む。

この重要性は、それが異なる特性の熱交換器の使用を容易にすることである（すなわち、複数の熱交換器が使用される場合、全てが同じである必要はない）。２つの非同一又は異なる熱交換器を使用することの考えられる利点、少なくとも２つの熱交換器を使用することの利点が、以下で説明される。

当業者が認識するように、冷却プロセスの効率性のために、冷媒熱放出曲線は、温度駆動力を提供するような小さいオフセットで、冷却される流れのものと一致する必要がある。

ＬＮＧを製造するための従来のアプローチは、複数の熱流を単一の冷媒流によって冷却するマルチ蒸気熱交換器を使用することである。

冷媒流の組成及び条件は、複数の高温流の複合曲線の組合せに一致するような温度プロファイルを生成するように慎重に選択される。複数の高温流は、天然ガスと高圧冷媒自体との両方を含む。

要求される処理量が単一の熱交換器において構築されることできるものを超える状況においては、典型的には、複数の同一の熱交換器、例えば、２つの並列コイル巻き熱交換器が使用される。各熱交換器を通る正しい流れを保証するために、対称配管を使用することが慣例である。これは、一方の熱交換器を通る流路が、他方の熱交換器を通る平行流路より制限されることを保証する。場合によっては、製造公差を考慮するように流れを付勢するための予備の計量器として釣り合い弁がまた使用されてもよい。

複数の同一（又は鏡像）コア（例えば４～１０コア）が使用されるプレートフィン熱交換器の場合、各コアを通じる圧力降下が実際に同一であることを保証するように大径ヘッダが使用される。

両方の場合において、同一のコアの使用は、全ての供給が個々の各熱交換器の区分に導管で導かれる必要があることを意味する。これは、制限的且つ高価な配管設計、及び熱交換器自体の複雑化につながる。

代替案は、複数の異なる熱交換器における熱流の各々を冷却することである。これは、複数の熱交換器への接続数を低減させることができ、また、対称配管の必要性を除去することができる。

同一ではない熱交換器を使用することの欠点は、各々が冷媒によって冷却される流れのための異なる複合曲線を有することである。この結果、冷媒冷却曲線は完全には最適化されない。本実施形態（すなわち、第２の混合器を有する）の上記説明の変更された形態は、２つの異なる方法におけるこの懸念を克服することを目的とする。第１に、各熱交換器１７ｂ、１８ｂにおいて使用される冷媒組成は、各熱交換器のために独立して調整されてもよい。この組成の変化は、各交換器における低温冷媒の加熱曲線を変え、各区分において高温複合曲線をより一致させることを可能にする。第２に、高温流の１つを分流し、それを複数の熱交換器に通して、複合曲線のデューティと形状との両方が調整されてもよい。この結果、高温複合曲線の形状を、可能な限り類似させるために調整することができる。これは、単一の冷媒組成が効率を損なうことなく両方の熱交換器を冷却するために使用されることを可能にする。

最後に、高温流の少なくとも１つを分流して各交換器において可能な限り類似する高温複合曲線を作り出し、更に、各熱交換器に供給される冷媒の組成を調整して各熱交換器において温度プロファイルを一致させるという、２つのアプローチの組合せが使用されることができる。図７に示される例においては、熱交換器１７ｂ及び１８ｂに供給される天然ガス（「高温流」を構成してもよい天然ガス流）の分流は、この目的のために変えてもよい。それぞれの熱交換器１７ｂ及び１８ｂに供給されるＨＭＲ（「高温流」をまた構成する）は、少なくとも圧力及び温度に関して互いから異なることがまた理解されるであろう。最後に、それぞれの熱交換器１７ｂ及び１８ｂに供給されるＬＭＲの分流比はまた、例えば弁の使用によって分流器１２４において変えてもよい。

冷媒の組成を調整するために、「重い」冷媒分画と「軽い」冷媒分画との間の流れの比率が調整されてもよい。これによって、混合冷媒の平均分子量は、設計段階と動的に動作する際との両方において制御されることができる。

従って、要約すると、図７に示される液化プラント１２の実施形態は、熱交換器１７ｂ、１８ｂ（それらが同一であっても意図的に異なっていても）が異なる組成のＳＭＲ流によって冷却されることを可能にする。

図８は、図７に示されるプラント１２ｂの簡素化された形態である液化プラント１２ｃを示す。簡素化は、排出分離器３１の削除によってもたらされ、その結果、２つの４パス交換器を２つの３パス交換器１７ｃ及び１８ｃと交換することができることによってもたらされる。プラント１２ｂと同様に、プラント１２ｃは、２つの熱交換器１７ｃ、１８ｃ間で天然ガスを（この場合不均一に）分流することができて、両熱交換器において実質的に同じ高温側冷却曲線を可能にする。従って、効率の低下を最小限にしながら、同じ組成の冷媒が両方の熱交換器に送られることができる。

分離器２８からの底部液体は、熱交換器１７ｃを通過し、その後、弁Ｖ１を通過することによって膨張されるＨＭＲを構成する。高圧圧縮機２２及び冷却器３０を通過した後の圧縮された冷媒は、交換器１８ｃに供給され、その後、弁Ｖ２を通って膨張される。弁Ｖ１及びＶ２からの膨張された冷媒は、熱交換器１７ｃ及び１８ｃの入口４２及び５８への第１及び第２の混合冷媒を形成するように組み合わされる。

図５のプラント１２の配置とは異なり、各例を通過する冷媒の割合は、動作中に可変ではない。低温冷媒流は、各経路を通じる圧力降下に基づいて釣り合う。各交換器を通る天然ガス流を制御することができることは、補償を可能にし、両方の交換器が負荷を共有することができることを保証する。

一方、液化プラント１２、１２ａ、１２ｂ、及び１２ｃはそれぞれ、２つの熱交換器を有するものとして示される。しかし、単一の熱交換器を有する実施形態が、ユニット１０における組み込みのために可能である。そのような例の１つが、図９に示される液化ユニット１２ｄである。図９において、図６と同じ参照番号が、同じ機能を示すために使用される。液化プラント１２ｄとプラント１２ａとの間の実質的な違い、又は液化プラント１２ｄの重要な機能は次のように要約される。
・プラント１２ｃは、単一の４パス熱交換器１７を有する。
・プラント１２ｄのためのＭＲ圧縮回路は、プラント１２ａのＭＲ圧縮回路と同じように、初期分離器２４、低圧圧縮機２０、中間冷却器２６、第２の分離器２８、高圧圧縮機２２、中間冷却器３０、及び最終分離器３１を有する。
・分離器２８からの底部液体は、熱交換器１７の入口７３に供給されるＨＭＲ流を構成する。
・分離器３１からのオーバーヘッド蒸気及び底部液体は混合器１３８で混合され、入口１４０への混合相供給が熱交換器１７に供給される。
・交換器１７を通過した後、ＨＭＲは弁Ｖ１を通って膨張される。一方、熱交換器１７を通過した後の混合相供給は、弁Ｖ２を通って膨張される。
・弁Ｖ１及びＶ２からの流れは入口４２に供給される混合相の混合冷媒を形成し、天然ガスを冷却すると共に、交換器１７を通って流れる流れを予冷する。

図１０は、両方の熱流（天然ガス流）が複合曲線形状を均一にするように両方の熱交換器１７ｅ、１８ｅに分流され、両方の熱交換器が重い分画と軽い分画との両方を有する混合冷媒流を受け取る、液化プラント１２ｅの更に別の実施形態を示す。

具体的には、プラント１２ｅにおいては、コネクタ１６ａに提供される天然ガス供給物は、それぞれの熱交換器の入口８２ｘ及び８２ｙに流れる２つの流れに分流される。加えて、熱交換器１７ｅを通過した後の分離器２８からの重い混合冷媒は、２つの流れに分流され、弁Ｖ１及びＶ３を通って流れる。交換器１８ｅを通過した後の圧縮機２２及び冷却器３０からのＬＭＲは、２つの流れに分流され、弁Ｖ２及びＶ４を通って流れる。弁Ｖ１及びＶ２からの重い及び軽い冷媒流は、熱交換器１７ｅの入口４２に供給される第１の混合冷媒流を形成するために組合される。同様に、弁Ｖ３及びＶ４からの重い及び軽い冷媒流は、熱交換器１８ｅの入口５２に供給される第２の混合冷媒流を形成するために組合される。

先の言及のように、天然ガスは、高温側の複合曲線に非常に類似する形状を与えるように両方の熱交換器を通過する。しかし、これは、冷却される必要がある冷媒の異種の流れが完全に一致することはないので完全ではない。

この実施形態においては、各熱交換器に供給される冷媒組成を微調整することによって、追加の効率が得られることができる。これは、重い及び軽い冷媒の流れの割合が変化する場合には、様々な条件に亘って最適化を援助する。

全体として、これは、図８に示されるプラント１２ｃ及び図５に示されるプラント１２より僅かに複雑であるが、それは、効率及び柔軟性を向上させる。

また、熱交換器１７ｅ及び１８ｅは、サイズ及び構成が同一として描写されることに留意されたい。それらの両方が３つの流れを有し、それらのうちの２つは同じで、天然ガスと低温冷媒との両方が両方を通過する。しかし、それらは互いに異なる。具体的には、それぞれを通過する第３の流れにおいて大きい違いがある。交換器１８ｅの第３のチャネルは、凝縮されて完全に液化される二相混合物として入る、圧縮機２２からの高圧冷媒の流れを有する。交換器１７ｅは、分離器２８から液体として入り、過冷却される、より高い分子量を有する中圧冷媒を有する。しかし、最大の違いはそれぞれの相対的なサイズである。前者の流れの質量流量は、実際には液体のみの流れの約１０倍である。その結果、交換器１８ｅの相対サイズ／デューティは、交換器１７ｅよりはるかに大きい（＞５倍）。

これは、「異なる交換機」又は「同一でない交換機」という意味の例である。違いは、例えば以下によって明らかにすることができる。
・異なる数のパス又はチャネル。
・交換機のサイズが異なるが、同じ数のパス又はチャネル。
・（ａ）異なる圧力、（ｂ）異なる流量、及び（ｃ）異なる組成のうちの１つ又は２つ以上の任意の組合せの冷媒流での動作。

図１１は、ＬＮＧ液化ユニット１０の実施形態に組み込まれてもよい液化プラント１２ｆの更に別の設計を示す。ここで、プラント１２ｆは、高圧圧縮機２２及び冷却器３０に続く分離器３１を含むという、図６及び図７に示されるような混合冷媒圧縮回路を有する。しかし、プラント１２ｆは、第３の３パス熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３の提供によって図６及び図７とは異なる。

各熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３の第１のパス又はチャネルＣ１は、コネクタ１６ａから天然ガスの供給を受け取る。各熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３の第２のパス又はチャネルＣ２は混合冷媒「ＭＲ」を再び受け取り、天然ガスが冷却され液化される。

熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３のそれぞれの第３のパス又はチャネルＣ３１、Ｃ３２、Ｃ３３はそれぞれ、第２のパス又はチャネルを通って流れる混合冷媒ＭＲに対して予冷される異なる冷媒分画を受け取る。その上、分離器２８からの冷媒の重い分画は、熱交換器Ｈ１の第３のチャネルＣ３１を通って流れる。分離器３１からの冷媒の重い分画は、熱交換器Ｈ２の第３のチャネルＣ３２を通って流れる。そして、分離器３１からの冷媒の軽い分画は、熱交換器Ｈ３の第３のチャネルＣ３３を通って流れる。

それぞれの熱交換器を通過した後のこれらの冷媒画分は、それぞれの弁Ｖ１、Ｖ２、及びＶ３を通って流れ、熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３の各々を通過する混合冷媒ＭＲを形成するために組合される。

プラント１２ｆにおいては、熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３の各々に流れる天然ガスの割合を制御して、熱交換器への流れがそれ自体で釣り合うことを可能にするための弁は示されない。しかし、変形例においては、３つの独立した天然ガス弁は、各熱交換器の各々に対する天然ガスの割合を制御するように組み込まれることができる。これは、熱交換器Ｈ１、Ｈ２、及びＨ３における高温側の冷却曲線を制御する。

コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０は、約０．０１ＭＰＴＡ～０．３ＭＰＴＡの間の固定流量にＬＮＧを提供するように構成されることができることが想定される。例えば、ユニット１０は、０．０５ＭＰＴＡの液化容量を提供するように構成されてもよい。
従って、１０ＭＰＴＡの生産率を有するＬＮＧ生産設備は、２００個の０．０５ＭＰＴＡのコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０を要求する。先の言及のように、ユニット１０は、同じ寸法の標準のＩＳＯのコンテナより重い可能性がある。それにも関わらず、ユニット１０は、通常のＩＳＯのコンテナと同様の方法で取り扱われることができ、従って、クレーン及び他のリフト機械、並びにフォークリフトトラックを含む車両の使用によって積み上げて移動されることができるが、クレーン及び機械は追加の重量に対応する必要がある。このようにして、多数のユニット１０が１つ以上のバンクに積み重ねられることができる。

図１２は、複数のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０を組み込んだＬＮＧ生産プラント１００を示す。プラント１００は複数のユニット１０を備えるので、プラント１００からのＬＮＧ生産は、ユニット１０の容量に等しい増分ユニットで増加（又は実際に減少）することができる。これは、供給ガスの生産が増加し、又は更なる供給ガス源が追加されると、プラント１００を比較的容易に拡大することを可能にする。

この例においては、プラント１００は、１９８個のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０を組み込む。ユニット１０は、各々が９９個の液化ユニット１０を有する２つのバンクＢ１及びびＢ２に配置される。各バンクＢ１、Ｂ２は、ユニット１０の３層の積み重ねられた列から構成され、各列は、３３個の並んだユニット１０から構成される。各ユニット１０が０．０５ＭＰＴＡの液化容量を有する場合には、プラント１００の全体の容量は９．９ＭＰＴＡである。

ユニット１０の取り扱いを容易にするために、可動ガントリークレーン１０２がプラント１００に設けられる。クレーン１０２は、バンクＢ１及びＢ２を構築するために、ユニット１０を持ち上げ、移動させることできる。バンクＢ１及びＢ２は、互いに平行に形成され、バンク間に廊下１０４を形成するように離間される。マニホールドシステム１０６が廊下１０４において延び、供給ガス、並びに他の供給、用役、及び電力を、バンクを形成する個々のユニット１０の各々に接続するために使用される。この目的のために、バンクが構築される場合には、個々のユニット１０は、それらのそれぞれの共通壁１１が廊下１０４に面するように配向される。これは、マニホールド１０６と全てが壁１８にあるコネクタ１６との間の接続を容易にする。この配向にある場合には、各ユニットの主な長さＸは、それぞれのバンクの長さＬに直交する。

図１２に例示される実施形態においては、９．９ＭＰＴＡのＬＮＧプラント１００のための並んだバンクＢ１及びＢ２の全長Ｌは約８０ｍであり、全高Ｈは約９ｍであり、廊下１０４を含む幅Ｗは約４０ｍである。この結果、液化設備のために要求される設置面積は約３，２００ｍ^２である。比較すると、同等のスティック状に構築された液化設備のための設置面積は、１０，５００ｍ^２（フィンファンを含む）のオーダーである。

プラント１００は、ガス供給流１１０に１つ以上の前処理ステップを提供するための前処理設備１０８をまた備えるように示される。前処理設備１０８は、例えば、水、酸性ガス（例えば、ＣＯ_２及びＨ_２Ｓ）、水銀、及び重炭化水素Ｃ５＋のうちの１つ以上を除去することができる。前処理された供給ガスは、それぞれのユニット１０へのその後の分配のために、導管１１１によってマニホールド１０６に提供される。

冷却器２６及び３０から戻された水を冷却するために熱交換器１１２が設けられる。熱交換器１１２は、複数のフィン付きラジエータと１つ以上の大型空気ファンを収容する建物の形態であってもよい。冷却器２６及び３０からの水は、各ユニット１０から、その導管９６及びコネクタ１６ｆによって、マニホールド１０６及び導管１１３を介して、それがラジエータを通って流れ、空冷又は水冷される熱交換器１１２に送られる。そして、冷却された水は、それが導管９４を通ってそれぞれの冷却器２６及び３０に流れることができるそれらのコネクタ１６ｅへの導管１１５及びマニホールド１０６を介してそれぞれのユニット１０に供給される。

マニホールドシステム１０６は、ユニット１０を、前処理設備１０８、熱交換器１１２、及びＬＮＧ貯蔵設備９２を含むプラント１００の別のシステム及び設備に相互接続する。加えて、マニホールドシステム１０６は、電源（示されない）からの電力を分配する。電源の形態又はタイプは、ユニット１０の動作にとって重要ではない。電源は、例えば、ボイルオフガス若しくはＬＮＧを含む独立した化石燃料生成プラント、遠隔発電設備の変電所、地熱発電所、水力発電所、太陽光発電所、風力発電所、又は波力発電所のうちの１つ、又は任意の２つ以上の組合せを含むことができる。

ユニット１０は、メンテナンスフリーとして具体的に設計され、点検又はメンテナンスの委託を受けた人々がユニット１０に入ることを可能にすることが意図されない。結果として、コンテナ１４内の機器は、メンテナンス及び修理のためにコンテナ内の機器への人間のアクセスを可能にするのではなく、利用可能な空間を最も効率的に使用させることを目的として構成されることができる。使用の１つの方法においては、ユニット１０で故障が発生した場合には、ユニットは、それをマニホールド１０６から切断することによってプラント全体から簡単に切り離されることが想定される。これは、マニホールドとコネクタ１６との間の物理的切断を介し、又はマニホールドから各ユニット１０への接続供給パイプライン、若しくはそれぞれのコネクタの何れかにおけるそれぞれの弁及びスイッチの動作によるものとすることができる。

故障したユニット１０は、バンクＢ１、Ｂ２から取り外され、又は単にバンクに残して、別のユニット１０がマニホールド１０６に追加若しくはさもなければ接続されることができる。この目的のために、ＬＮＧ生産プラント１００を構築する場合には、１つ以上の冗長ユニット１０ｒが、ユニット１０が故障した場合に生産容量が低下する時間を最小限にするために設けられることができる。例えば、図１２を参照して、ユニット１０ｆが故障を発生してマニホールド１０６から切断されることを推定して、バンクＢ１の一端において冗長ユニットとして３つの冗長ユニット１０ｒ１、１０ｒ２、及び１０ｒ３が設けられる。ユニット１０ｆは、バンクＢ１のユニットの最下列にある。

プラント１００のオペレータは、ユニット１０ｆを切断し、該ユニット１０ｒ１に接続することができる。これは、ユニット１０ｒ１～１０ｒ３が、マニホールド１０６に事前に接続され、要求される全てが、コネクタ１６又はマニホールド１０６とコネクタ１６との間の供給パイプラインの何れかにおける様々なスイッチ及び弁のスイッチング又はオン／オフの切り替えである場合には、ほぼ瞬時に行われることができる。オペレータが故障したユニット１０ｆを物理的に取り外すことを望む場合には、以下を行うことができる。
・２つの他の冗長ユニット１０ｒ２及び１０ｒ３に切り替える。
・故障したユニット１０ｆの直ぐ上の２つの故障していないユニット１０を切り離し、「切り離し」によってまだ達成されない場合には、故障していないユニット１０をマニホールド１０６から物理的に切断する。
・ユニット１０ｆ及び直ぐ上の２個の故障していないユニットを物理的に取り外すためにガントリークレーン１０２を使用する。
・２個の故障していないユニットを新しいユニット１０と共にバンクＢ１に戻すためにガントリークレーン１０２を使用する。
・故障していないユニット及び新しいユニットをマニホールド１０６に再接続して冗長ユニット１０ｒ１－１０ｒ３を切断し、又は冗長ユニットのマニホールド１０６との接続を維持し、次に２つの故障していないユニット及び新しいユニットを冗長ユニットとして使用する。

上記の説明から、ユニット１０は、供給流１１０におけるガスの質量流量を一致させるために、要求に応じて個別のＬＮＧ液化容量を接続又は切断することによって、生産サイトにおいてＬＮＧ生産プラントを構築する方法を容易にすることを理解されたい。これは、それが、ＬＮＧ生産を可能にし、この結果、そうでない場合よりかなり早い時期における非常に低い初期設備投資での収入源を可能にし、また、プラントオペレータがそうでない場合より早く生産契約を確立することを可能にするので、莫大な経済的利益があると考えられ、それによって、競合のオペレータより実質的な利点を得る。

コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット１０及び関連する生産プラント１００の具体的な実施形態が説明されたが、ユニット１０及びプラント１００は多くの他の形態で実施されてもよいことを理解されたい。

例えば、ユニット１０に関して、低圧圧縮機２０のための１つ及び高圧圧縮機２２のための１つである、２つの別個の圧縮機本体が示される。しかし、低圧圧縮と高圧圧縮との両方が、複数のステージを有する単一の本体内で提供されることができる。更に、高圧及び低圧圧縮機／ステージの両方を駆動する単一のモータの代わりに、各圧縮ステージのために１個の別個のモータが提供されることができる。例えば、４，０００ＲＰＭより大きい、例えば２５，０００ＲＰＭで動作する高速モータの提供によって、各ユニットの全体サイズを更に小さくすることができると更に考えられる。加えて、各ユニット１０は、それ自体の前処理設備を備えることができ、それによって、図１２に現在示される共有設備１０８の必要性を回避することができる。或いは、各ユニット１０は、例えば二酸化炭素を除去するための選択された前処理設備を備えることができる。

また、ユニット１０は、１ｂａｒの圧力及び約－１６１℃の温度で出口コネクタ１６ｂにＬＮＧを提供するものとして説明される。しかし、ユニット１０は、より高圧及びより高温でＬＮＧを提供するように構成及び動作されことができ、そして、それは、加圧容器で輸送され、－１６１℃及び１ｂａｒに輸送中に冷却及び減圧されてもよい。この変形例においては、ユニット１０は、ＬＮＧではなく冷却された圧縮された天然ガスを提供するように動作されてもよい。

更に、ユニット１０は、多数の別個のコネクタ１６を有する共通壁１１を有するものとして示される。しかし、図１に現在示されるような供給／用役の各々のための個々のコネクタを有するより、ユニット１０に接続される供給及び用役の全て又はサブセットとの同時接続を可能にする単一のマルチポートコネクタが使用されることができる。例えば、図１におけるコンテナ１４の共通壁１１に現在示される別個のコネクタ１６ａ～１６ｇによって接続される供給及び用役の各１つのための接続を可能にするために、マルチポートコネクタが提供されることができる。

図１２は、バンクＢ１及びＢ２に積み重ねられた複数のユニット１０を備えるプラント１００を示す。しかし、複数のユニット１０が使用される場合、それらが積み重ねられることは必須ではない。積み重ねは、プラント１００の設置面積を小さくすることに関して利点を提供する。設置面積のサイズが重大ではなく重要でもない場合には、ユニット１０が積み重ねられる必要はない。

更なる供給又は用役のための追加のコネクタがコンテナ１４に提供されてもよい。例えば、空気ポート又はコネクタが、人々がメンテナンス／改修のために機器／配管を開けることを可能にする前に、コンテナ１４内から不活性ガスを除去することを可能にするために組み込まれてもよい。

上記説明の実施形態に対する更なる可能な変形例は、以下を含む。
・熱交換器１７及び１８を組合せて単一の熱交換器にする。
・バンクＢ１とバンクＢ２との間の廊下を通るのではなく、バンクＢ１及びバンクＢ２の外側の周りに延伸する構造及び／又は構成でマニホールドシステム１０６を提供する。ここで任意に、分岐構造として、又は代替的に開ループとしてマニホールド１０６を形成することを含む。
・マニホールドシステム１０６を複数の別個のマニホールド又は供給パイプラインとして設ける。例えば、１つのマニホールドがユニット１０の各々に天然ガス供給流を提供するために設けられることができ、別のマニホールドがユニット１０の各々から貯蔵設備９２にＬＮＧを供給するために設けられることができ、別のマニホールド又は供給パイプラインが電力及び不活性流体をユニット１０の各々に供給するために設けられることができ、一方、外部熱交換器１１２におけて冷却される熱伝達流体のための流路をまた設ける。
・図１２は、コンテナ１４の移動及び積み重ねのためのガントリークレーンの使用を示すが、当然ながら、異なるタイプのクレーンが使用されることができる。
・図５～１１は、コンテナ化されたユニット１０の異なる実施形態における液化プラントのための様々な可能なＳＭＲ回路を描写する。しかし、これらの図に示される回路は、ユニット１０のコンテナのみの用途に限定されない。加えて、熱交換器ための＞１のアスペクト比は、液化プラントが本明細書で説明されたコンテナ化されたユニット１０にある場合の特定の用途を有してもよい任意の特性であることを理解されたい。

添付の特許請求の範囲及び先の説明においては、表現言語又は必要な暗示によって文脈が別途要求する場合を除き、単語「ｃｏｍｐｒｉｓｅ」及び「ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ」又は「ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ」のような変形は、包括的な語義で使用され、すなわち、記載された機能の存在を特定するが、本明細書において開示されるようなユニット、プラント、及び方法の様々な実施形態における更なる機能の存在又は追加を排除しない。

Claims (44)

1. コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットであって、
   ＬＮＧ液化プラントと、
   輸送可能なコンテナであって、前記ＬＮＧ液化プラントは、前記輸送可能なコンテナ内に完全に収容されている、輸送可能なコンテナと、
   前記コンテナにおいて支持された１つ以上のコネクタであって、前記１つ以上のコネクタは、供給、流体、及び用役の別個の分離された流れを可能にするように配置され、前記１つ以上のコネクタは、供給流ガスが前記コンテナの中に流れること、前記コンテナの外へのＬＮＧの流れ、及び前記ＬＮＧ液化プラントの外部電源への接続を可能にするように配置されている、１つ以上のコネクタと
   を備える、ＬＮＧ液化ユニット。
2. 前記輸送可能なコンテナは密閉されている、請求項１に記載のＬＮＧ液化ユニット。
3. 前記コネクタは、前記コンテナから熱エネルギーを除去することを可能にする熱伝達流体入口ポート及び出口ポートを含む、請求項１又は２に記載のＬＮＧ液化ユニット。
4. 前記コネクタは、（ａ）前記コンテナからガス又は液体を除去することを可能する排出管及び（ｂ）前記ＬＮＧ液化プラントの機器及び／又は計装の動作を容易にするための流体の供給を可能にする１つ以上の用役流体ポートの何れか１つ又は両方を含む、請求項１～３の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
5. 前記コンテナは、（ａ）不活性流体、（ｂ）窒素ガス、又は（ｃ）大気圧に対して正圧に加圧された不活性流体の何れか１つで充填されている、請求項１～４の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
6. 前記ＬＮＧ液化プラントの状態及び性能を監視し、前記液化ユニットに関連する遠隔アクセスできる状態及び性能情報を提供することができる監視システムを備える、請求項１～５の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
7. 前記監視システムは、前記コンテナ内の環境特性を更に監視することができる、請求項６に記載のＬＮＧ液化ユニット。
8. 前記環境特性は、前記コンテナ内の大気圧、前記コンテナにおける雰囲気の組成、前記コンテナ内の温度、及び前記ＬＮＧ液化プラントの１つ以上の選択された構成要素の温度のうちの１つ以上を含む、請求項７に記載のＬＮＧ液化ユニット。
9. 前記ＬＮＧ液化プラントは、主極低温熱交換器（ＭＣＨＥ）と、前記ＭＣＨＥを通って冷媒を循環させるための冷媒回路とを備え、前記冷媒回路は、少なくとも１つの圧縮機と、前記少なくとも１つの圧縮機を駆動するための少なくとも１つの電気モータとを含む、請求項１～８の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
10. 前記ＭＣＨＥは、≧１のアスペクト比を有し、幅及び／又は深さは高さより大きい、請求項９に記載のＬＮＧ液化ユニット。
11. 前記ＭＣＨＥは、２つ以上の別個の熱交換器を備える、請求項９又は１０に記載のＬＮＧ液化ユニット。
12. 各別個の熱交換器は、≧１のアスペクト比を有する、請求項１１に記載のＬＮＧ液化ユニット。
13. 前記ＭＣＨＥは、垂直方向に１メートル当たり最大１００℃の熱応力で動作するように配置されている、請求項９～１２の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
14. 前記電気モータは、前記少なくとも１つの圧縮機を１０，０００ｒｐｍ～２５，０００ｒｐｍの間の速度で回転させるように配置されている、請求項９～１３の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
15. 前記少なくとも１つの圧縮機は、低圧圧縮機及び高圧圧縮機を備える、請求項９～１４の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
16. 前記少なくとも１つのモータは、前記低圧圧縮機と前記高圧圧縮機との両方を駆動する単一のモータを含む、請求項１５に記載のＬＮＧ液化ユニット。
17. 前記冷媒回路は、前記冷媒の液相と気相とを分離するための少なくとも１つの分離器を含み、前記少なくとも１つの分離器は≧１のアスペクト比を有する、請求項９～１６の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
18. 前記少なくとも１つの圧縮機と前記分離器との間で前記冷媒回路において少なくとも１つの中間冷却器を備える、請求項１７に記載のＬＮＧ液化ユニット。
19. 空気が前記コンテナに蓄積することを防ぎ、又は前記コンテナから空気を移すことができる材料の注入を容易にするように配置されたポートを備える、請求項１～１８の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
20. 前記ＬＮＧ液化プラントは、０．３０ＭＴＰＡ以下のＬＮＧを生産するように構成されている、請求項１～１９の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
21. 前記ＬＮＧ液化プラントは、０．１０ＭＴＰＡ以下のＬＮＧを生産するように構成されている、請求項２０に記載のＬＮＧ液化ユニット。
22. 複数のコンテナ化された請求項１～２１の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニットを備えるＬＮＧ生産プラントであって、
    各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、ＬＮＧの所定量を生産するように配置され、マニホールドシステムが、前記１つ以上のコネクタに接続可能であり、前記複数のコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットと、少なくとも天然ガスの供給流、電源、及びＬＮＧ貯蔵設備との間の接続を可能にする、ＬＮＧ生産プラント。
23. 前記複数のＬＮＧ液化ユニットの一部は、互いの上に積み重ねられている、請求項２２に記載のＬＮＧ生産プラント。
24. 積み重ねられたＬＮＧ液化ユニットの少なくとも１つのバンクを備え、前記マニホールドシステムは、前記ＬＮＧ液化ユニットの前記少なくとも１つのバンクに隣接して延びる、請求項２２又は２３に記載のＬＮＧ生産プラント。
25. 前記少なくとも１つのバンクは、前記積み重ねられたＬＮＧ液化ユニットの少なくとも２つのバンクを含み、前記マニホールドシステムは、相互に隣接するバンク間又はバンクの外側の周りを延びる、請求項２４に記載のＬＮＧ生産プラント。
26. 前記ＬＮＧ液化ユニット及び前記マニホールドシステムは、全てのＬＮＧ液化ユニットの１つの面が前記マニホールドシステムに接続されることを可能にするように配置されている、請求項２２～２５の何れか一項に記載のＬＮＧ生産プラント。
27. 各ＬＮＧ液化ユニットは、長さＸｍ、高さＹｍ、及び幅Ｚｍを有し、Ｘ＞Ｙであり、各バンクは、長さＬｍ、高さＨｍ、及び幅Ｗｍを有し、Ｌｍ＞Ｗｍであり、各バンクにおいて、各液化ユニットの長さ方向は、前記バンクの長さ方向に垂直である、請求項２３～２６の何れか一項に記載のＬＮＧ生産プラント。
28. ＬＮＧ液化ユニットの各バンクを構築及び解体するように構成された１つ以上のクレーンを備える、請求項２４～２７の何れか一項に記載のＬＮＧ生産プラント。
29. 前記クレーンは、ＬＮＧ液化ユニットをバンクに設置し、又はＬＮＧ液化ユニットをバンクから取り外すことができるガントリークレーンを備える、請求項２８に記載のＬＮＧ生産プラント。
30. 各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、閉ループ冷媒回路を備える、請求項２２～２９の何れか一項に記載のＬＮＧ生産プラント。
31. 各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットは、熱伝達流体が各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの中に及び外に流れることを可能にする前記マニホールドシステムに接続するように配置された開ループ熱伝達流体回路を備える、請求項２２～３０の何れか一項に記載のＬＮＧ生産プラント。
32. 前記マニホールドシステムと流体連通し、前記熱伝達流体の冷却を容易にするように配置された冷却設備を備える、請求項３１に記載のＬＮＧ生産プラント。
33. 前記冷却設備は、空冷及び／又は水冷設備を備える、請求項３２に記載のＬＮＧ生産プラント。
34. 前記液化プラントは、液化の前に、水、酸性ガス、水銀、及び二酸化炭素のうちの１つ以上を、前記供給流ガスから除去するように配置された前処理設備を備える、請求項１～１３の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニット。
35. 液化の前に、水、酸性ガス、水銀、及び二酸化炭素のうちの１つ又は任意の２つ以上の組合せを、前記供給流ガスから除去するように配置された前処理設備を備える、請求項２２～３３の何れか一項に記載のＬＮＧ生産プラント。
36. 生産サイトにおいてＬＮＧ生産プラントを構築する方法であって、
    ＬＮＧ液化容量を天然ガス供給流における天然ガスの質量流量に等しくさせるために、要求に応じて、複数のコンテナ化された請求項１～２１の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニットを接続又は切断して、前記ＬＮＧ液化容量の個別の増分変化を可能にするために、マニホールドを使用するステップと、
    前記マニホールドを通って、前記天然ガス供給流からの天然ガスの流れ及び電力を前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの接続された一部に導通し、前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの前記接続された一部によって液化されたＬＮＧをＬＮＧ貯蔵設備に導通するステップと
    を含む方法。
37. １つ以上の前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを積み重ねて、積み重ねられたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの１つ以上のバンクを形成するステップを含む、請求項３６に記載の方法。
38. 前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを熱伝達流体回路に接続するために、前記マニホールドを使用するステップを含み、前記熱伝達流体回路は、前記接続されたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット及び外部熱交換器の各々を通る熱伝達流体の流れを可能にするように配置されている、請求項３６又は３７に記載の方法。
39. １つ以上の前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを、不活性ガスの供給部に接続するために、前記マニホールドを使用するステップを含む、請求項３６～３８の何れか一項に記載の方法。
40. ＬＮＧを生産する方法であって、
    １つ以上のコンテナ化された請求項１～２１の何れか一項に記載のＬＮＧ液化ユニットに対してマニホールドを選択的に接続又は切断するステップであって、各ユニットは、個別の量のＬＮＧを天然ガスから生産するように動作可能であり、前記接続又は切断は、前記生産された量のＬＮＧを天然ガス供給流からの前記天然ガスの質量流量に等しくさせるために実行される、ステップと、
    前記マニホールドを通って、前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの接続された一部に前記天然ガス及び電力を導通するステップと、
    前記天然ガスを液化して前記天然ガスからＬＮＧを生産するために、前記接続されたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットを動作するステップと、
    前記マニホールドを通って、ＬＮＧ貯蔵設備に前記ＬＮＧを導通するステップと
    を含む方法。
41. 前記個別の量のＬＮＧは、０．０１ＭＴＰＡ～０．３０ＭＴＰＡの間にある、請求項４０に記載の方法。
42. 前記コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットの各々の動作状態を監視して前記ユニットにおける障害又は故障を検出するステップと、ユニットにおける障害又は故障の検出の際には、前記天然ガス供給流から前記ユニットを切断又はさもなければ分離するステップとを含む、請求項４０又は４１に記載の方法。
43. 各コンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットが障害又は故障があるとして検出される場合には、前記マニホールドを、新しいコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットに接続するステップを含み、それによって、天然ガスが、前記新しいコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニットに接続される、請求項４２に記載の方法。
44. 前記マニホールドを介して前記接続されたコンテナ化されたＬＮＧ液化ユニット及び外部熱伝達流体熱交換器を通って熱伝達流体を循環させるステップを含む、請求項４０～４３の何れか一項に記載の方法。

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