JP7355979B2 - ガス液化装置 - Google Patents

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Description

本発明は、ガス液化装置に関する。
特許文献１は、液体ガスを効率的に製造するために、液化天然ガス（ＬＮＧ）の受入及びガス化基地において、ＬＮＧを蒸発させる際に放出される冷熱を利用してガスを冷却する構成を記載している。
特許文献２は、ＬＮＧ寒冷を利用してガスを圧縮することによって高圧のガスを得て、高圧ガスを減圧弁で減圧することによって液体ガスを得る方法を記載している。
上記特許文献１または２の技術は、一般的にＬＮＧ再ガス化基地において適用されうる。ＬＮＧ再ガス化基地ではＬＮＧを蒸発させて、天然ガスを例えば発電所や都市ガスパイプライン等に供給する。これらの需要家が必要とする天然ガス圧力はしばしば異なるが、設備の簡素化のために高圧の需要家向けに天然ガスを製造し、低圧の需要家には膨張させて供給することが一般的であった。
特許文献３は、膨張時に回収できるエネルギーは、天然ガスを膨張タービンで膨張させる際に得られる動力で発電機を駆動して電力として回収したり、ガスを圧縮する方法を記載している。
しかしながら、特許文献３で記載されたような、得られた電力またはガス圧縮動力を、ガス液化装置で利用することについて、具体的かつ実現可能な方法は開示も教示もされていない。
さらに、ガス液化装置では、ＬＮＧ寒冷を有効活用することによって効率的にガスを液化する必要性、要求があり、特許文献３にはこの点についても開示されてはいない。
特許第４１４２５５９号公報 特許第６０８７１９６号公報 米国特許第９．９０３，２３２ 号公報（Ｆｉｇ．３の「ｏｐｅｎ ｃｙｃｌｅ」）
上記実情に鑑みて、本発明は、天然ガスをタービンで膨張させる際の動力を、液化天然ガスによって冷却されたプロセスガスの圧縮に利用し、効率的にプロセスガスを圧縮することによって液化効率を向上させることができる、ガス液化装置を提供することを目的とする。
本発明のガス液化装置は、
第一圧力（例えば、０．１ＭＰａ）の供給ガス（Ｆｅｅｄ ｇａｓ）を供給するための供給ライン（Ｌ１）と、
前記供給ライン（Ｌ１）に配置され、供給ガスを第二圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に圧縮する第一ガス圧縮機（６）と、
前記第一ガス圧縮機（６）で圧縮された供給ガス（圧縮供給ガス）が、前記供給ラインＬ１を介して、導入される主熱交換器（１）と、
前記熱交換器（１）の中間から（供給ラインＬ１を介して）導出された供給ガスを第三圧力（例えば、５ＭＰａ）に昇圧する低温ガス昇圧機（７）と、
前記低温ガス昇圧機（７）で第三圧力（例えば、５ＭＰａ）に昇圧された昇圧後の供給ガス（昇圧供給ガス）を（供給ラインＬ１を介して）主熱交換器（１）で熱交換させて導出した後で、第四圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に減圧（膨張）する第一膨張弁（２）と、
前記第一膨張弁（２）で減圧された供給ガス（気液混合ガス）を気体成分と液体成分に分離するセパレータ（３）と、
前記セパレータ（３）から導出される第五圧力の液体成分（中圧液体ガス）を、サブクーラ（４）を通過させて、液化ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ ｇａｓ）として取り出す第一取出ライン（Ｌ２）と、
前記第一取出ライン（Ｌ２）から分岐した一部の液体成分を第六圧力（第二圧力＞第六圧力＞第一圧力）に減圧する第二膨張弁（５）と、
前記第二膨張弁（５）が配置され、かつ、前記第一取出ライン（Ｌ２）から分岐し、前記第二膨張弁（５）で減圧されたガス（低圧リサイクルガス）を前記サブクーラ（４）へ冷媒として使用させた後、前記主熱交換器（１）へ送り、次いで前記供給ライン（Ｌ１）（の前記第一ガス圧縮機（６）よりも上流側）へ戻すための第一循環ライン（Ｌ２１）と、
前記セパレータ（３）から導出される第７圧力の気体成分（中圧リサイクルガス、第７圧力＞第二圧力）を、前記主熱交換器（１）へ送った後で、前記供給ライン（Ｌ１）（の前記第一ガス圧縮機（６）よりも下流側）へ戻すための第二循環ライン（Ｌ３）と、
前記低温ガス昇圧機（７）と連結され、駆動するための動力を提供するための天然ガスタービン（８）と、
液化天然ガス（ＬＮＧ）を前記主熱交換器（１）へ導入した後、前記天然ガスタービン（８）で使用させた後、天然ガス（ＮＧ）として取り出す第二取出ライン（Ｌ１０）と、
を備える。
上記プロセスでは、原料である供給ガスがサブクーラ（４）から供給される低圧リサイクルガスと合流して、第一ガス圧縮機（６）で圧縮され、圧縮された供給ガスはセパレータ（３）から供給される中圧リサイクルガスと合流した後、主熱交換器（１）で冷却されてから低温ガス圧縮機（７）によって圧縮され、高圧ガスが得られる。
高圧ガスは、主熱交換器（１）で冷却された後、第一膨張弁（２）で膨張され、セパレータ（３）によって気液分離される。セパレータ（３）で得られた中圧液体ガスは、サブクーラ（４）によって冷却されたのち、一部が製品として導出される。残りの中圧液体ガスは、第二膨張弁（５）で減圧されたのち、サブクーラ（４）に冷媒として供給され、さらに主熱交換器（１）で寒冷を放出した後に第一ガス圧縮機（６）よりも上流側で供給ライン（Ｌ１）と合流する。
ＬＮＧは主熱交換器（１）に供給されて寒冷を放出した後に主熱交換器（１）の温端から導出され、少なくともその一部が天然ガスタービン（８）によって膨張され、低温ガス圧縮機（７）を駆動する。
この構成によって、天然ガスタービン（８）によって得られる動力を活用してガス圧縮するのみならず、ガスをＬＮＧ寒冷によって予冷してからガス圧縮することによって圧縮効率を大幅に改善することができる。
本発明において、気体状態、液体状態、気液混合状態における「高圧」は、２ＭＰａ以上であり、「中圧」は０．２ＭＰａ以上２ＭＰａ未満、「低圧」は０．２ＭＰａ未満である。
上記ガス液化装置は、
前記第一ガス圧縮機（６）より下流側の供給ライン（Ｌ１）に配置され、供給ガスを第八圧力（例えば、１ＭＰａ）に圧縮する第二ガス圧縮機（９）をさらに備えていてもよい。
前記第二循環ライン（Ｌ３）は、前記第一ガス圧縮機（６）よりも下流側であって、前記第二ガス圧縮機（９）よりも上流側の前記供給ライン（Ｌ１）へ合流してもよい。第八圧力＜第三圧力の関係である。第二ガス圧縮機（９）が、第二循環ライン（Ｌ３）で供給される中圧リサイクルガスを効果的に圧縮する。
この構成では、第一ガス圧縮機（６）によって圧縮されたガスを中圧リサイクルガスと合流して第二ガス圧縮機（９）で圧縮し、主熱交換器（１）で冷却した後に低温ガス昇圧機（７）で昇圧することによって高圧ガスが得られる。よって、天然ガスの膨張比に制限があって天然ガスタービン（８）で得られる動力が少なくても、効率的にガスが液化できる圧力までガスを圧縮することができる。
上記ガス液化装置は、
前記主熱交換器（１）に導入されてその途中から導出された後の位置の供給ライン（Ｌ１）に配置され、供給ガスを第九圧力（例えば、１ＭＰａ）に圧縮する第二ガス圧縮機（９）を備えていてもよい。
上記ガス液化装置は、
前記第二ガス圧縮機（９）で圧縮された供給ガスを冷却するインタークーラ（１０）を備えていてもよい。
第二ガス圧縮機（９）が、主熱交換器（１）の前段から後段に配置を変更した構成である。
第二ガス圧縮機（９）が低温圧縮機となり、低温ガス昇圧機（７）との間にインタークーラ（１０）が配置される。第二ガス圧縮機（９）の吸入ガスは、主熱交換器（１）で冷却されてから供給され、第二ガス圧縮機（９）の吐出ガスはインタークーラ（１０）で冷却されてから低温ガス昇圧機（７）に供給される。
別実施形態として、インタークーラ（１０）は主熱交換器（１）と組み合わせていてもよく、別個に設置されて、ＬＮＧの一部を（ラインＬ１１を介して）冷媒としてもよい。インタークーラ（１０）の替わりに、主熱交換器（１）を利用してもよい。
上記ガス液化装置は、
天然ガスタービン（８）の下流側に天然ガスヒータ（１１）を備えていてもよい。
天然ガスは任意の圧縮機出口の高温ガスや海水、または発電機の排熱によって加温されて、需要地に供給されうる。例えば、天然ガスは、天然ガスタービン（８）（膨張タービン）で膨張されることによって、温度が低下し、下流の天然ガスパイプラインで求められる供給条件を満たせなく場合がある。本構成によって、天然ガスが膨張によって不都合な温度に下がったしても、下流パイプラインの供給条件を満たすことができる。
上記ガス液化装置は、
天然ガスタービン（８）の入口側（上流側）に天然ガスヒータ（１１）を備えていてもよい。
天然ガスは任意の圧縮機出口の高温ガス、海水、蒸気、天然ガスバーナ、または発電機の排熱によって加温される。例えば発電機の排熱を利用すれば、天然ガスを１００℃程度に加温することも可能になり、膨張の際に回収できる動力をより大きくすることができるため、効率改善が可能となる。
上記ガス液化装置は、
前記供給ライン（Ｌ１）は、前記主熱交換器（１）へ導入され、前記主熱交換器（１）の途中から導出されて前記第一ガス圧縮機（６）へ、供給ガスを導くように構成されていてもよい。
さらに、前記第一循環ライン（Ｌ２１）は、前記主熱交換器（１）へ導入され、前記主熱交換器（１）の途中から導出され、前記供給ライン（Ｌ１）（の前記第一ガス圧縮機（６）よりも上流側）へ合流する構成であってもよい。
この構成では、第一ガス圧縮機（６）は低温で運用される。供給ガスは主熱交換器（１）で冷却されてから第一ガス圧縮機（６）に供給され、低圧リサイクルガスは主熱交換器（１）から低温で導出され、第一ガス圧縮機（６）に供給される。この構成によって、第一ガス圧縮機（１）の動力を低減でき、さらなる効率改善が可能になる（図１Ｂ、２Ｂ、６など参照）。
実施形態１のガス液化装置を示す図である。 実施形態１の変形例のガス液化装置を示す図である。 実施形態２のガス液化装置を示す図である。 実施形態２の変形例のガス液化装置を示す図である。 実施形態３のガス液化装置を示す図である。 実施形態４のガス液化装置を示す図である。 実施形態５のガス液化装置を示す図である。 実施形態６のガス液化装置を示す図である。
以下に本発明のいくつかの実施形態について説明する。以下に説明する実施形態は、本発明の一例を説明するものである。本発明は以下の実施形態になんら限定されるものではなく、本発明の要旨を変更しない範囲において実施される各種の変形形態も含む。なお、以下で説明される構成の全てが本発明の必須の構成であるとは限らない。
（実施形態１）
実施形態１のガス液化装置について図１を用いて説明する。
ガス液化装置は、第一圧力（例えば、０．１ＭＰａ）の供給ガス（Ｆｅｅｄ ｇａｓ）を供給するための供給ラインＬ１を備える。
供給ラインＬ１は、第一ガス圧縮機６、低温ガス昇圧機７が配置され、また主熱交換器１を少なくとも１度は通過し、供給ガスを熱交換するように構成されている。。
第一ガス圧縮機６は、供給ラインＬ１に配置され、供給ガスを第二圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に圧縮する。
主熱交換器１は、第一ガス圧縮機６で圧縮された供給ガス（圧縮供給ガス）が、供給ラインＬ１を介して、導入される他、後述する各サイクルガス、ＬＮＧが導入されて熱交換される。
低温ガス昇圧機７は、主熱交換器１の中間（途中）から、供給ラインＬ１を介して導出された供給ガスを第三圧力（例えば、５ＭＰａ）に昇圧する。
第一膨張弁２は、低温ガス昇圧機７で第三圧力（例えば、５ＭＰａ）に昇圧された昇圧後の供給ガス（昇圧供給ガス）を供給ラインＬ１を介して主熱交換器１で熱交換させて導出した後で、第四圧力（例えば、０．５ＭＰａ）に減圧（膨張）する。
セパレータ３は、第一膨張弁２で減圧された供給ガス（気液混合ガス）をガス成分と液体成分に分離する。
第一取出ラインＬ２は、セパレータ３から導出される第五圧力の液体成分（中圧液体ガス）を、サブクーラ４を通過させて、液化ガス（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ ｇａｓ）として取り出すためのラインである。
第二膨張弁５は、第一取出ラインＬ２から分岐した一部の液体成分を第六圧力（第二圧力＞第六圧力＞第一圧力）に減圧する。
第一循環ラインＬ２１は、第二膨張弁５が配置され、かつ、第一取出ラインＬ２から分岐し、第二膨張弁５で減圧されたガス（低圧リサイクルガス）をサブクーラ４へ冷媒として使用させた後、主熱交換器（１）へ送り、次いで供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも上流側へ戻すためのラインである。
第二循環ラインＬ３は、セパレータ３から導出される第七圧力の気体成分（中圧リサイクルガス、第七圧力＞第二圧力）を、主熱交換器１へ送った後で、供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも下流側へ戻すためのラインである。
天然ガスタービン８は、低温ガス昇圧機７と連結され、駆動するための動力を提供する。
第二取出ラインＬ１０は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を主熱交換器１へ導入した後、天然ガスタービン８で使用させた後、天然ガス（ＮＧ）として取り出すためのラインである。
本実施形態のプロセスでは、原料である供給ガスがサブクーラ（４）から供給される低圧リサイクルガスと合流して、第一ガス圧縮機（６）で圧縮され、圧縮された供給ガスはセパレータ（３）から供給される中圧リサイクルガスと合流した後、主熱交換器（１）で冷却されてから低温ガス圧縮機（７）によって圧縮され、高圧ガスが得られる。
高圧ガスは、主熱交換器（１）で冷却された後、第一膨張弁（２）で膨張され、セパレータ（３）によって気液分離される。セパレータ（３）で得られた中圧液体ガスは、サブクーラ（４）によって冷却されたのち、一部が製品として導出される。残りの中圧液体ガスは、第二膨張弁（５）で減圧されたのち、サブクーラ（４）に冷媒として供給され、さらに主熱交換器（１）で寒冷を放出した後に第一ガス圧縮機（６）よりも上流側で供給ライン（Ｌ１）と合流する。
ＬＮＧは主熱交換器（１）に供給されて寒冷を放出した後に主熱交換器（１）の温端から導出され、少なくともその一部が天然ガスタービン（８）によって膨張され、低温ガス圧縮機（７）を駆動する。
この構成によって、天然ガスタービン（８）によって得られる動力を活用してガス圧縮するのみならず、ガスをＬＮＧ寒冷によって予冷してからガス圧縮することによって圧縮効率を大幅に改善することができる。
上記各ラインには、弁（仕切弁、流量調整弁、圧力調整弁など）が設けられていてもよい。
（実施形態１の別実施形態）
別実施形態のガス液化装置について図１Ｂを用いて説明する。実施形態１の図１Ａと異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
供給ラインＬ１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出されて第一ガス圧縮機６へ、供給ガスを導くように構成されている。
第一循環ラインＬ２１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出され、供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも上流側へ合流する構成である。
（実施形態２）
実施形態２のガス液化装置について図２Ａを用いて説明する。実施形態１（図１Ａ）と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
第二ガス圧縮機９は、第一ガス圧縮機６より下流側の供給ラインＬ１に配置され、供給ガスを第八圧力（例えば、１ＭＰａ）に圧縮する。
第二循環ラインＬ３は、第一ガス圧縮機６よりも下流側であって、第二ガス圧縮機９よりも上流側の供給ラインＬ１へ合流する。第八圧力＜第三圧力の関係が成立する。
（実施形態２の別実施形態）
別実施形態のガス液化装置について図２Ｂを用いて説明する。実施形態２の図２Ａと異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
供給ラインＬ１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出されて第一ガス圧縮機６へ、供給ガスを導くように構成されている。
第一循環ラインＬ２１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出され、供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも上流側へ合流する構成である。
（実施形態３）
実施形態３のガス液化装置について図３を用いて説明する。実施形態１、２（図１Ａ、２Ａ）と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
実施形態３では、実施形態２で主熱交換器１の上流側に配置されていた第二ガス圧縮機９が、主熱交換器１の後段に配置されている。
第二ガス圧縮機９は、主熱交換器１に導入されて、主熱交換機１の中断（途中）から導出された後の位置の供給ラインＬ１に配置され、第二ガス圧縮機９の下流側の供給ガスを第九圧力（例えば、１ＭＰａ）に圧縮する。
インタークーラ１０は、供給ラインＬ１に配置され、第二ガス圧縮機９で圧縮された供給ガスを冷却する。インタークーラ１０で冷却された供給ガスは、その後段の低温ガス昇圧機７に送られる。供給ガスは、低温ガス圧縮機７によって圧縮され高圧ガスとなり、主熱交換器１で冷却された後、第一膨張弁２へ送られ、膨張される。その後は、実施形態１と同様の処理が行われる。
本実施形態では、第二ガス圧縮機９が低温圧縮機として機能する。第二ガス圧縮機９の吸入ガスは、主熱交換器１で冷却されてから供給され、第二ガス圧縮機９の吐出ガスはインタークーラ１０で冷却されてから低温ガス昇圧機７に供給される。本実施形態では、インタークーラ１０の冷媒は、ＬＮＧの一部をラインＬ１１を介して供給される。
（実施形態３の別実施形態）
実施形態３の図３と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
供給ラインＬ１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出されて第一ガス圧縮機６へ、供給ガスを導くように構成されている。第一循環ラインＬ２１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出され、供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも上流側へ合流する構成である。
（実施形態４）
実施形態４のガス液化装置について図４を用いて説明する。実施形態３（図３）と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
天然ガスヒータ１１は、天然ガスタービン８の下流側の第二取出ラインＬ１０に配置されている。
（実施形態４の別実施形態）
実施形態４の図４と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
供給ラインＬ１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出されて第一ガス圧縮機６へ、供給ガスを導くように構成されている。第一循環ライン２１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出され、供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも上流側へ合流する構成である。
（実施形態５）
実施形態５のガス液化装置について図５を用いて説明する。実施形態３（図３）と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
天然ガスヒータ１１は、天然ガスタービン８の入口側（上流側）の第二取出ラインＬ１０に配置されている。
（実施形態６）
実施形態６のガス液化装置について図６を用いて説明する。実施形態５（図５）と異なる構成について説明し、同じ構成については説明を省略または簡単にする。
供給ラインＬ１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出されて第一ガス圧縮機６へ、供給ガスを導くように構成されている。第一循環ライン２１は、主熱交換器１へ導入され、主熱交換器１の途中から導出され、供給ラインＬ１の第一ガス圧縮機６よりも上流側へ合流する構成である。
（実施例１）
上記実施形態１（図１）の装置をより具体的に説明する。
ここでは窒素ガスをフィードガスとする。
原料である供給ガスが０．１２ＭＰａ、２０℃、１０００Ｎｍ３／ｈで供給され、サブクーラ４から供給される低圧リサイクルガス（２３０Ｎｍ３／ｈ）と合流して、第一ガス圧縮機６で０．７７ＭＰａに圧縮される。
圧縮された供給ガスは、セパレータ３から供給される中圧リサイクルガス（４１６Ｎｍ３／ｈ）と合流した後、主熱交換器１で－１０４℃に冷却されてから低温ガス昇圧機７によって５．０ＭＰａに圧縮され、高圧ガスが得られる。
得られた高圧ガスは、主熱交換器１で－１５６℃に冷却されたのち、第一膨張弁２で０．７７ＭＰａに膨張され、セパレータ３によって気液分離される。
セパレータ３で得られた中圧液体ガス（１２３０Ｎｍ３／ｈ）は、サブクーラ４によって－１９４℃に冷却されたのち、液化ガス（１０００Ｎｍ３／ｈ）が製品として導出される。残りの中圧液体ガス（２３０Ｎｍ３／ｈ）は、第二膨張弁５で０．１３ＭＰａに減圧されたのち、サブクーラ４に冷媒として供給され、さらに主熱交換器１で寒冷を放出した後に第一ガス圧縮機６に供給される。
ＬＮＧは７．３ＭＰａ、－１５５℃、３７００Ｎｍ３／ｈで主熱交換器１に供給されて寒冷を放出した後に主熱交換器１の温端から７．１ＭＰａ、１０℃で導出され、その全量が天然ガスタービン８によって０．７ＰＭａに膨張され、天然ガスとして取り出せる。天然ガスタービン８は、低温ガス昇圧機７を駆動する。
本実施形態１のプロセスでは、天然ガスの膨張時に放出されるエネルギーを回収しつつ、かつＬＮＧ寒冷を有効利用してガスを液化することができた。
（優位性評価）
実施形態１～５に相当する実施例１～６の優位性を、比較例と対比して説明する。
比較例：特許文献１（特許第４１４２５５９号公報）
実施例１：実施形態１（図１Ａ）
実施例２：実施形態２（図２Ａ）
実施例３：実施形態３（図３）
実施例４：実施形態４（図４）
実施例５：実施形態５（図５）
実施例６：実施形態６（図６）
実施例１と比較例とを対比する。
比較例として、特許文献１（特許第４１４２５５９号）のプロセスにおいて窒素を液化する構成とし、本実施例１と比較評価する。
比較例では、０．９ＭＰａのＬＮＧを装置に供給して蒸発させ、０．７ＭＰａの天然ガスを得る場合、回収される寒冷を利用して液体窒素を得る際の液化原単位は約０．３ｋＷｈ／Ｎｍ３である。これに対して、本実施例１では、ＬＮＧを０．９ＭＰａから７．３ＭＰａに昇圧するのに、２３ｋＷのエネルギーが必要となるが、天然ガスタービン８（膨張タービン）で１２３ｋＷのエネルギーを回収してガスの圧縮（低温ガス昇圧機７））に利用しているため、全体で１００ｋＷのエネルギー削減が可能である。
実施例１では、１０００Ｎｍ３／ｈの液体窒素を得て、液化原単位では０．１ｋＷｈ／Ｎｍ３の削減ができており、比較例に対して約０．３３％の効率改善がなされた。
実施例２は、実施例１と比べて、第一ガス圧縮機６の吐出ライン（L1）に、第二ガス圧縮機９が追加された構成である。この構成によって、天然ガスタービン８（膨張タービン）で回収できる動力が小さい場合でも、ガスを液化に十分な圧力に昇圧することが可能となる。
実施例３は、実施例２と比べて、第二ガス圧縮機９へ供給される吸入ガスを主熱交換器１で冷却し、かつ第二ガス圧縮機９から吐出された吐出ガスをインタークーラ１０（ＬＮＧ寒冷）で冷却してから、低温ガス昇圧機７に供給ガスを供給する。この構成によって、実施例２と同様に、天然ガスタービン８（膨張タービン）で回収できる動力が小さい場合でも、ガスを液化に十分な圧力に昇圧することが可能となる。
実施例４は、実施例３と比べて、天然ガスタービン８（膨張タービン）の吐出側に天然ガスヒータ１１を備えた構成である。一般的に、天然ガスパイプラインに供給される天然ガス温度には、例えば－１０℃以上の温度範囲の制限がある。仮に天然ガスが膨張比１０倍として天然ガスタービン８（膨張タービン）で膨張されると、７０℃程度温度低下するので、天然ガスを主熱交換器１から１０℃で導出できたとしても、天然ガスタービン８（膨張タービン）出口で―６０℃となって、下流で求められる仕様を満たせなくなる可能性があるが、実施形態４の天然ガスヒータ１１によってこの問題を解決し、天然ガスを膨張させた後でも供給が可能となる。
実施例５は、実施例３と比べて、天然ガスタービン８（膨張タービン）の吸入側に天然ガスヒータ１１を備えた構成である。例えば、天然ガスヒータ１１によって膨張される前の天然ガスを、実施例１の１０℃から１００℃にすると、回収できるエネルギーを１２３ｋＷから１８３ｋＷに増やすことができ、さらにガス圧縮の効率を向上できる。
実施例６は、実施例５と比べて、第一ガス圧縮機６は低温圧縮機として機能し、供給ガスは主熱交換器１で冷却されてから第一ガス圧縮機６に供給される。第一循環ラインＬ２１によって、低圧リサイクルガスは、主熱交換器１から低温で導出され、第一ガス圧縮機６に供給される。この構成によって、第一ガス圧縮機６の動力が低減でき、さらなる効率改善が可能になる。第一ガス圧縮機６の動力が８４ｋＷとなり、実施例１では１１０ｋＷであり、つまり、２７ｋＷ（２５％）のエネルギー削減が可能となる。
実施例６の構成は、実施例１から４のいずれにも適用できる。
（別実施形態）
特に明示していないが、各ラインに圧力調整装置、流量制御装置などが設置され、圧力調整または流量調整が行われていてもよい。
１ 主熱交換器
２ 第一膨張弁
３ セパレータ
４ サブクーラ
５ 第二膨張弁
６ 第一ガス圧縮機
７ 低温ガス昇圧機
８ 天然ガスタービン
９ 第二ガス圧縮機
１０ インタークーラ
１１ 天然ガスヒータ

Claims (5)

  1. 第一圧力の供給ガスを供給するための供給ライン（Ｌ１）と、
    前記供給ライン（Ｌ１）に配置され、供給ガスを第二圧力に圧縮する第一ガス圧縮機（６）と、
    前記第一ガス圧縮機（６）で圧縮された供給ガスが、前記供給ラインＬ１を介して、導入される主熱交換器（１）と、
    前記熱交換器（１）の中間から導出された供給ガスを第三圧力に昇圧する低温ガス昇圧機（７）と、
    前記低温昇圧機（７）で第三圧力に昇圧された昇圧後の供給ガスを主熱交換器（１）で熱交換させて導出した後で、第四圧力に減圧させる第一膨張弁（２）と、
    前記第一膨張弁（２）で減圧された供給ガスを気体成分と液体成分に分離するセパレータ（３）と、
    前記セパレータ（３）から導出される第五圧力の液体成分（中圧液体ガス）を、サブクーラ（４）を通過させて、液化ガスとして取り出す第一取出ライン（Ｌ２）と、
    前記第一取出ライン（Ｌ２）から分岐した一部の液体成分を第六圧力に減圧する第二膨張弁（５）と、
    前記第二膨張弁（５）が配置され、かつ、前記第一取出ライン（Ｌ２）から分岐し、前記第二膨張弁（５）で減圧されたガス（低圧リサイクルガス）を前記サブクーラ（４）へ冷媒として使用させた後、前記主熱交換器（１）へ送り、次いで前記供給ライン（Ｌ１）へ戻すための第一循環ライン（Ｌ２１）と、
    前記セパレータ（３）から導出される第７圧力の気体成分（中圧リサイクルガス）を、前記主熱交換器（１）へ送った後で、前記供給ライン（Ｌ１）へ戻すための第二循環ライン（Ｌ３）と、
    前記低温ガス昇圧機（７）と連結され、駆動するための動力を提供するための天然ガスタービン（８）と、
    液化天然ガス（ＬＮＧ）を前記主熱交換器（１）へ導入した後、前記天然ガスタービン（８）で使用させた後、天然ガス（ＮＧ）として取り出す第二取出ライン（Ｌ１０）と、
    を備える、ガス液化装置。
  2. 前記第一ガス圧縮機（６）より下流側の供給ライン（Ｌ１）に配置され、供給ガスを第八圧力に圧縮する第二ガス圧縮機（９）をさらに備える、請求項１に記載のガス液化装置。
  3. 前記主熱交換器（１）に導入されてその途中から導出された後の位置の供給ライン（Ｌ１）に配置され、供給ガスを第九圧力に圧縮する第二ガス圧縮機（９）を備える、請求項１に記載のガス液化装置。
  4. 天然ガスタービン（８）の下流側または上流側に天然ガスヒータ（１１）を備える、請求項１～３のいずれか１項に記載のガス液化装置。
  5. 前記供給ライン（Ｌ１）は、前記主熱交換器（１）へ導入され、前記主熱交換器（１）の途中から導出されて前記第一ガス圧縮機（６）へ、供給ガスを導くように構成され、
    前記第一循環ライン（２１）は、前記主熱交換器（１）へ導入され、前記主熱交換器（１）の途中から導出され、前記供給ライン（Ｌ１）へ合流する構成である、請求項１から４のいずれか１項に記載のガス液化装置。
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