JP7379763B2 - ガス液化方法およびガス液化装置 - Google Patents
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Description
本発明は、ガス液化装置およびガス液化方法に関し、特に液化天然ガス寒冷を利用する空気分離装置において、天然ガス成分が空気分離プロセスに混入することによる危険性を根本的に解決し、かつ効率的に空気を液化することのできるものを開示する。
液化天然ガス(以下ＬＮＧ)は、蒸発されてから天然ガス（以下ＮＧ）として供給される。蒸発の際には大量の寒冷が放出されるために、その有効活用がエネルギー効率向上のために望ましい。深冷空気分離装置(以下ＡＳＵ)は、ＬＮＧの沸点(例えば-１６２℃)付近で運用されるため、ＬＮＧから放出される寒冷を利用する方法としては効率が良く、現在も複数のＬＮＧ寒冷を利用するＡＳＵが稼動している（たとえば文献１に開示される設備である）。
従来のＬＮＧの寒冷を利用するＡＳＵでは、ＬＮＧをＡＳＵに含まれる熱交換器で蒸発させることによって寒冷を回収する方法や、窒素ガスをＬＮＧの寒冷を利用して液化して液体窒素を得た後、その液体窒素をＡＳＵプロセスに導入するか、あるいは熱交換器で蒸発させることによってＡＳＵに寒冷を与える方法が実施されている。
ＬＮＧの寒冷をＡＳＵで利用する際の安全上の重要な課題として、主にＬＮＧの成分である炭化水素が、ＡＳＵのプロセス空気ラインに漏洩することが挙げられる。
通常ＬＮＧと空気との熱交換器には流体間接触がない間接熱交換が採用される。しかし、炭化水素成分が酸素に富む空気プロセスに混入することは、炭化水素自体の急激な燃焼や、その発熱によって装置内のアルミニウムに着火して急激な燃焼を招く危険性がある。したがって、装置の安全運転のために熱交換器の割れ等の故障によるＬＮＧの漏洩防止対策は必須である。そのため例えば特許文献１では、ＬＮＧをプロセス空気よりも低い圧力で熱交換させるか、中間熱媒体として、ＬＮＧ寒冷を回収しつつプロセス空気よりも低い圧力で運転しながらプロセス空気を冷却することによって、ＬＮＧの寒冷をプロセス空気に供給してきた。
通常ＬＮＧと空気との熱交換器には流体間接触がない間接熱交換が採用される。しかし、炭化水素成分が酸素に富む空気プロセスに混入することは、炭化水素自体の急激な燃焼や、その発熱によって装置内のアルミニウムに着火して急激な燃焼を招く危険性がある。したがって、装置の安全運転のために熱交換器の割れ等の故障によるＬＮＧの漏洩防止対策は必須である。そのため例えば特許文献１では、ＬＮＧをプロセス空気よりも低い圧力で熱交換させるか、中間熱媒体として、ＬＮＧ寒冷を回収しつつプロセス空気よりも低い圧力で運転しながらプロセス空気を冷却することによって、ＬＮＧの寒冷をプロセス空気に供給してきた。
しかしながら、天然ガスパイプラインや発電設備の高圧化により、ＬＮＧの圧力がＡＳＵにおける適当な空気プロセス圧(例えば０．４～５．０ＭＰａＧ)を上回る傾向が高まり、ＬＮＧをプロセス空気よりも低く保って蒸発させて天然ガスを得ると、パイプライン圧力に到達するために圧縮機が必要となって、エネルギー効率の低下を招き、また高いコストとなることがあった。
あるいは、プロセス空気圧をＬＮＧより高くすることも技術的には可能であるが、必要以上の空気の昇圧はエネルギー効率が悪いのみならず、空気がＬＮＧとの熱交換で液化しすぎて、ＡＳＵの精留における液と蒸気の比率が悪化してプロセスが成立しなくなるという問題がある。
あるいは、プロセス空気圧をＬＮＧより高くすることも技術的には可能であるが、必要以上の空気の昇圧はエネルギー効率が悪いのみならず、空気がＬＮＧとの熱交換で液化しすぎて、ＡＳＵの精留における液と蒸気の比率が悪化してプロセスが成立しなくなるという問題がある。
また、窒素や炭化水素等を中間熱媒体として利用することは、ＬＮＧとプロセス空気が熱交換器で熱交換する場合に比べて、少なくとも1つ以上の追加の熱交換器による熱交換を含むので、その熱交換ロス分効率が低下し、非効率である。
従って、ＬＮＧの寒冷を天然ガス供給圧力が高圧化される現況においても、安全かつ高効率でＡＳＵで活用する方法を開発する必要があった。
そこで本発明は、ＬＮＧからプロセス空気圧よりも高圧のＮＧを供給すると同時に、ＬＮＧから放出される寒冷を利用して安全かつ高効率に空気を液化することを目的とする。
そこで本発明は、ＬＮＧからプロセス空気圧よりも高圧のＮＧを供給すると同時に、ＬＮＧから放出される寒冷を利用して安全かつ高効率に空気を液化することを目的とする。
（発明１）
本発明に係るガス液化方法は、
ＬＮＧおよび冷媒との熱交換によりフィードガスを主熱交換器において冷却し液化するフィードガス液化工程と、
前記フィードガスとの熱交換を行ったＬＮＧを、前記フィードガスと熱交換を行った冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧとする蒸発工程と、を備え、
前記フィードガス液化工程において、前記フィードガスの圧力は、前記ＬＮＧまたは前記冷媒のいずれの圧力よりも高いことを特徴とする。
本発明に係るガス液化方法は、
ＬＮＧおよび冷媒との熱交換によりフィードガスを主熱交換器において冷却し液化するフィードガス液化工程と、
前記フィードガスとの熱交換を行ったＬＮＧを、前記フィードガスと熱交換を行った冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧとする蒸発工程と、を備え、
前記フィードガス液化工程において、前記フィードガスの圧力は、前記ＬＮＧまたは前記冷媒のいずれの圧力よりも高いことを特徴とする。
（発明２）
上記発明において、フィードガス液化工程は、
冷媒との熱交換により、第一温度となるまでフィードガスを冷却する第一冷却工程と、
ＬＮＧとの熱交換により、前記第一温度よりも低い第二温度となるまで前記フィードガスを冷却する第二冷却工程と、を有することができる。
上記発明において、フィードガス液化工程は、
冷媒との熱交換により、第一温度となるまでフィードガスを冷却する第一冷却工程と、
ＬＮＧとの熱交換により、前記第一温度よりも低い第二温度となるまで前記フィードガスを冷却する第二冷却工程と、を有することができる。
（発明３）
上記発明において、蒸発工程は、
第二冷却工程で熱交換を行った後に昇圧されたＬＮＧが、第一冷却工程において熱交換を行った後に膨張された冷媒との熱交換によって蒸発される工程であってもよい。
上記発明において、蒸発工程は、
第二冷却工程で熱交換を行った後に昇圧されたＬＮＧが、第一冷却工程において熱交換を行った後に膨張された冷媒との熱交換によって蒸発される工程であってもよい。
（発明４）
上記発明において、フィードガス液化工程は、フィードガスを主熱交換器において前記第二温度よりも高い第三温度まで冷却する予備冷却工程と、
前記予備冷却工程において冷却された前記フィードガスを圧縮して前記第一冷却工程に供するフィードガス圧縮工程と、をさらに含むことができる。
上記発明において、フィードガス液化工程は、フィードガスを主熱交換器において前記第二温度よりも高い第三温度まで冷却する予備冷却工程と、
前記予備冷却工程において冷却された前記フィードガスを圧縮して前記第一冷却工程に供するフィードガス圧縮工程と、をさらに含むことができる。
（発明５）
上記発明の蒸発工程において、冷媒は所定の温度にまで加温されたのちに膨張されてもよい。
上記発明の蒸発工程において、冷媒は所定の温度にまで加温されたのちに膨張されてもよい。
（発明６）
本発明はまた、フィードガスを主熱交換器により冷却液化させるガス液化装置であって、
ＬＮＧを前記主熱交換器の冷端に導入するＬＮＧ導入ラインと、
前記主熱交換器に導入されたＬＮＧを前記主熱交換器の中間部第一位置から導出するＬＮＧ導出ラインと、
前記主熱交換器から導出されるＬＮＧを昇圧するＬＮＧポンプと、
前記ＬＮＧポンプから導出されるＬＮＧを、冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧを得るＬＮＧ蒸発器と、
前記冷媒を、前記ＬＮＧ蒸発器から前記主熱交換器に送出する冷媒ポンプと、
前記冷媒ポンプから導出される前記冷媒を前記主熱交換器の中間部第二位置に導入する冷媒導入ラインと、
前記主熱交換器の温端から前記冷媒を導出する冷媒導出ラインと、
前記冷媒導出ラインから導出される前記冷媒を膨張させて前記ＬＮＧ蒸発器に送る冷媒膨張タービンと、を備え、
前記中間部第一位置および前記中間部第二位置は前記冷端と前記温端との間に位置し、前記中間部第一位置は前記中間部第二位置よりも冷端側に位置する、ガス液化装置である。
本発明はまた、フィードガスを主熱交換器により冷却液化させるガス液化装置であって、
ＬＮＧを前記主熱交換器の冷端に導入するＬＮＧ導入ラインと、
前記主熱交換器に導入されたＬＮＧを前記主熱交換器の中間部第一位置から導出するＬＮＧ導出ラインと、
前記主熱交換器から導出されるＬＮＧを昇圧するＬＮＧポンプと、
前記ＬＮＧポンプから導出されるＬＮＧを、冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧを得るＬＮＧ蒸発器と、
前記冷媒を、前記ＬＮＧ蒸発器から前記主熱交換器に送出する冷媒ポンプと、
前記冷媒ポンプから導出される前記冷媒を前記主熱交換器の中間部第二位置に導入する冷媒導入ラインと、
前記主熱交換器の温端から前記冷媒を導出する冷媒導出ラインと、
前記冷媒導出ラインから導出される前記冷媒を膨張させて前記ＬＮＧ蒸発器に送る冷媒膨張タービンと、を備え、
前記中間部第一位置および前記中間部第二位置は前記冷端と前記温端との間に位置し、前記中間部第一位置は前記中間部第二位置よりも冷端側に位置する、ガス液化装置である。
（発明７）
上記発明のガス液化装置は、主熱交換器において冷却されたフィードガスを、主熱交換器の中間部第三位置から導出する第一中間部フィードガス導出ラインと、
前記第一中間部フィードガス導出ラインから導出されるフィードガスを圧縮する第一フィードガス圧縮機と、
前記第一フィードガス圧縮機で圧縮された前記フィードガスを前記主熱交換器の温端に導入する圧縮フィードガス導入ラインと、を備え、
前記第一フィードガス圧縮機は、冷媒膨張タービンにより駆動されることができる。
上記発明のガス液化装置は、主熱交換器において冷却されたフィードガスを、主熱交換器の中間部第三位置から導出する第一中間部フィードガス導出ラインと、
前記第一中間部フィードガス導出ラインから導出されるフィードガスを圧縮する第一フィードガス圧縮機と、
前記第一フィードガス圧縮機で圧縮された前記フィードガスを前記主熱交換器の温端に導入する圧縮フィードガス導入ラインと、を備え、
前記第一フィードガス圧縮機は、冷媒膨張タービンにより駆動されることができる。
（発明８）
上記発明のガス液化装置は、冷媒膨張タービンの一次側に冷媒ヒータを備えてもよい。
上記発明のガス液化装置は、冷媒膨張タービンの一次側に冷媒ヒータを備えてもよい。
（発明９）
上記発明のガス液化装置は、第一フィードガス圧縮機から導出されるフィードガスをさらに圧縮する第二フィードガス圧縮機と、
前記第二フィードガス圧縮機から導出されたのちに主熱交換器において冷却されたフィードガスの一部を前記主熱交換器の中間部から導出させる第二中間部フィードガス導出ラインと、
前記第二中間部フィードガス導出ライン上に配置されるフィードガスタービンとを有し、
前記第二フィードガス圧縮機は、前記フィードガスタービンにより駆動されることもできる。
上記発明のガス液化装置は、第一フィードガス圧縮機から導出されるフィードガスをさらに圧縮する第二フィードガス圧縮機と、
前記第二フィードガス圧縮機から導出されたのちに主熱交換器において冷却されたフィードガスの一部を前記主熱交換器の中間部から導出させる第二中間部フィードガス導出ラインと、
前記第二中間部フィードガス導出ライン上に配置されるフィードガスタービンとを有し、
前記第二フィードガス圧縮機は、前記フィードガスタービンにより駆動されることもできる。
（発明１０）
上記発明のガス液化装置におけるフィードガスは、空気、窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか２以上のガスを含むことができる。
上記発明のガス液化装置におけるフィードガスは、空気、窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか２以上のガスを含むことができる。
（発明１１）
上記発明のガス液化装置における冷媒は炭化水素および窒素のうちいずれか１種以上を含む流体であってもよい。
上記発明のガス液化装置における冷媒は炭化水素および窒素のうちいずれか１種以上を含む流体であってもよい。
（発明１２）
本発明はまた、上記のガス液化装置を備える空気分離装置である。
本発明はまた、上記のガス液化装置を備える空気分離装置である。
上記発明によれば、ＬＮＧはフィードガスの圧力よりも低い圧力で主熱交換器の冷端に導入され、主熱交喚器の中間部第一位置から液体で導出され、ＬＮＧポンプで昇圧されてからＬＮＧ蒸発器に導入され、蒸発されてからＮＧとして導出される。
冷媒は、ＬＮＧ蒸発器で凝縮された後に冷媒ポンプによって昇圧され、主熱交喚器の中間部第二位置に導入されて蒸発され、温端から導出された後に膨張タービンで膨張された後に、再びＬＮＧ蒸発器に導入される。ここで中間部第二位置は、中間部第一位置よりも温端側である。
冷媒膨張タービンで得られた動力は、発電やガスの圧縮などに利用されることで、高いエネルギー効率を得られる。
フィードガスは、主熱交喚器の温端から導入され、冷却された後に主熱交喚器の冷端から導出される。
冷媒は、ＬＮＧ蒸発器で凝縮された後に冷媒ポンプによって昇圧され、主熱交喚器の中間部第二位置に導入されて蒸発され、温端から導出された後に膨張タービンで膨張された後に、再びＬＮＧ蒸発器に導入される。ここで中間部第二位置は、中間部第一位置よりも温端側である。
冷媒膨張タービンで得られた動力は、発電やガスの圧縮などに利用されることで、高いエネルギー効率を得られる。
フィードガスは、主熱交喚器の温端から導入され、冷却された後に主熱交喚器の冷端から導出される。
本発明では、フィードガスはＬＮＧおよび冷媒によって冷却されるが、ＬＮＧはフィードガスの圧力よりも低い圧力で導入されるので、熱交換器に割れなど故障があったとしても、炭化水素等のＬＮＧ成分がフィードガスに漏洩することがなく、安全である。また、冷媒としてプロパンやエタン等の炭化水素を使用する場合は、冷媒ポンプ吐出圧力をフィードガスのプロセス圧より低くすれば、上記のような炭化水素成分の漏洩の危険性は避けられるし、窒素などの不活性流体を使用すれば、より安全となる。
本発明が高効率である理由は、主熱交喚器の冷端部におけるＬＮＧとフィードガスの熱交換の構成と、冷媒サイクルの冷媒膨張タービンで出力が得られることに由来する。
特に熱交換については、通常メタンを主成分とするＬＮＧは、大気圧付近の圧力で運用される大型タンク内で保存され、ポンプで昇圧されて蒸発器に供給されるために、供給されるＬＮＧ温度は、ほぼ大気圧付近の飽和温度(例えばー１６２℃)に、ポンピングに係る入熱分を加味した温度となる。すなわちポンピングによる昇圧が大きいほど温度は上昇し(例えば１０ＭＰａＧに昇圧すると、－１４５℃に昇温される)、小さいほど温度は低くとどまる。例えば２ＭＰａＧに昇圧すると、－１５５℃に昇温される。)
特に熱交換については、通常メタンを主成分とするＬＮＧは、大気圧付近の圧力で運用される大型タンク内で保存され、ポンプで昇圧されて蒸発器に供給されるために、供給されるＬＮＧ温度は、ほぼ大気圧付近の飽和温度(例えばー１６２℃)に、ポンピングに係る入熱分を加味した温度となる。すなわちポンピングによる昇圧が大きいほど温度は上昇し(例えば１０ＭＰａＧに昇圧すると、－１４５℃に昇温される)、小さいほど温度は低くとどまる。例えば２ＭＰａＧに昇圧すると、－１５５℃に昇温される。)
本発明の構成では、主熱交喚器に導入する前のＬＮＧポンピングは、供給ＮＧ圧力より低く抑えることができるので、より低い温度でＬＮＧを主熱交喚器冷端に供給でき、かつ中間熱媒体を介せずに、プロセス空気と熱交換器で熱交換できるので、高効率である。
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１０１およびそれを用いたガス液化方法について、図１を参照し説明する。
実施形態１のガス液化装置１０１およびそれを用いたガス液化方法について、図１を参照し説明する。
＜ガス液化装置＞
実施形態１のガス液化装置１００は、フィードガスを主熱交換器１により冷却液化させるガス液化装置である。
ＬＮＧを主熱交換器１の冷端に導入するＬＮＧ導入ライン２０と、主熱交換器１に導入されたＬＮＧを主熱交換器１の中間部第一位置３１から導出するＬＮＧ導出ライン２１と、主熱交換器１から導出されるＬＮＧを昇圧するＬＮＧポンプ２と、ＬＮＧポンプ２から導出されるＬＮＧを冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧを得るＬＮＧ蒸発器３と、冷媒をＬＮＧ蒸発器３から主熱交換器１に送出する冷媒ポンプ４と、冷媒ポンプ４から導出される冷媒を主熱交換器１の中間部第二位置３２に導入する冷媒導入ライン４１と、主熱交換器１の温端から冷媒を導出する冷媒導出ライン４２と、冷媒導出ライン４２から導出される冷媒を膨張させてＬＮＧ蒸発器３に送る冷媒膨張タービン５と、を備える。
中間部第一位置３１および中間部第二位置３２は、主熱交換器１の冷端と温端との間に位置し、中間部第一位置３１は中間部第二位置３２よりも冷端側に位置する。
実施形態１のガス液化装置１００は、フィードガスを主熱交換器１により冷却液化させるガス液化装置である。
ＬＮＧを主熱交換器１の冷端に導入するＬＮＧ導入ライン２０と、主熱交換器１に導入されたＬＮＧを主熱交換器１の中間部第一位置３１から導出するＬＮＧ導出ライン２１と、主熱交換器１から導出されるＬＮＧを昇圧するＬＮＧポンプ２と、ＬＮＧポンプ２から導出されるＬＮＧを冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧを得るＬＮＧ蒸発器３と、冷媒をＬＮＧ蒸発器３から主熱交換器１に送出する冷媒ポンプ４と、冷媒ポンプ４から導出される冷媒を主熱交換器１の中間部第二位置３２に導入する冷媒導入ライン４１と、主熱交換器１の温端から冷媒を導出する冷媒導出ライン４２と、冷媒導出ライン４２から導出される冷媒を膨張させてＬＮＧ蒸発器３に送る冷媒膨張タービン５と、を備える。
中間部第一位置３１および中間部第二位置３２は、主熱交換器１の冷端と温端との間に位置し、中間部第一位置３１は中間部第二位置３２よりも冷端側に位置する。
＜フィードガス液化工程＞
フィードガス液化工程は、ＬＮＧおよび冷媒との熱交換によりフィードガスを主熱交換器１において冷却し液化する工程である。
ここで、フィードガスはＬＮＧおよび冷媒により液化されるガスであれば特に限定されず、例えば空気、窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか2以上のガスを含むガスであってもよい。
冷媒は、フィードガスを冷却することができる冷熱を有する熱媒体であればよく、例えば液化させた炭化水素（メタン、エタン等である）や液体窒素であってもよい。
フィードガス液化工程は、ＬＮＧおよび冷媒との熱交換によりフィードガスを主熱交換器１において冷却し液化する工程である。
ここで、フィードガスはＬＮＧおよび冷媒により液化されるガスであれば特に限定されず、例えば空気、窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか2以上のガスを含むガスであってもよい。
冷媒は、フィードガスを冷却することができる冷熱を有する熱媒体であればよく、例えば液化させた炭化水素（メタン、エタン等である）や液体窒素であってもよい。
フィードガスは、フィードガス導入ライン５１から主熱交換器１の温端に導入される。主熱交換器１において、フィードガスは冷媒との熱交換により第一温度まで冷却される（第一冷却工程である）。第一温度は、主熱交換器１に導入される前のフィードガスの温度よりも低く、主熱交換器１に導入される冷媒よりも高い温度であり、例えば－１３８℃以上－８３℃以下の温度であってもよい。
その後、フィードガスはＬＮＧとの熱交換により第二温度まで冷却される（第二冷却工程である）。第二温度は、第一温度よりも低く、主熱交換器１に導入されるＬＮＧよりも高い温度であり、例えばメタンの飽和温度である－１６２℃以上空気の臨界温度である－１４１℃以下の温度であってもよい。
その後、フィードガスはＬＮＧとの熱交換により第二温度まで冷却される（第二冷却工程である）。第二温度は、第一温度よりも低く、主熱交換器１に導入されるＬＮＧよりも高い温度であり、例えばメタンの飽和温度である－１６２℃以上空気の臨界温度である－１４１℃以下の温度であってもよい。
上記のように冷媒とＬＮＧにより冷却されたフィードガスは、主熱交換器１の冷端から冷端部フィードガス導出ライン５２により導出される。
主熱交換器１の温端から導出されるフィードガスの圧力は、主熱交換器１に導入されるＬＮＧおよび冷媒の圧力よりも高くなるように運転される。
主熱交換器１の温端から導出されるフィードガスの圧力は、主熱交換器１に導入されるＬＮＧおよび冷媒の圧力よりも高くなるように運転される。
＜蒸発工程＞
蒸発工程は、フィードガスとの熱交換を行ったＬＮＧを、フィードガスと熱交換を行った冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧとする工程である。
ＬＮＧは、ＬＮＧ導入ライン２０から、主熱交換器１の冷端に導入される。ＬＮＧの温度は、主熱交換器１の冷端に導入される際の圧力において液体である温度であればよく、第二温度の上限値よりも２度程度低い温度としてもよく、例えば－１６２℃以上－１４３℃以下であってもよい。
蒸発工程は、フィードガスとの熱交換を行ったＬＮＧを、フィードガスと熱交換を行った冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧとする工程である。
ＬＮＧは、ＬＮＧ導入ライン２０から、主熱交換器１の冷端に導入される。ＬＮＧの温度は、主熱交換器１の冷端に導入される際の圧力において液体である温度であればよく、第二温度の上限値よりも２度程度低い温度としてもよく、例えば－１６２℃以上－１４３℃以下であってもよい。
主熱交換器１内において、ＬＮＧはフィードガスとの熱交換を行い、中間部第一位置３１から導出され、ＬＮＧ導出ライン２１を経由してＬＮＧポンプ２に導入される。ＬＮＧはＬＮＧポンプ２により昇圧された後にＬＮＧ蒸発器３の冷端側に供給されて加温され、ＮＧとなる。その後、ＮＧとしてＬＮＧ蒸発器３の温端側から導出されてＮＧパイプラインに送られる。
冷媒は、冷媒導入ライン４１から主熱交換器１の中間部第二位置３２に導入される。主熱交換器１に導入される冷媒の温度は、主熱交換器１に導入されるＬＮＧよりも高い温度であればよく、第一温度よりも２度程度低い温度としてもよく、例えば－１４０℃以上－８５℃以下であってもよい。冷媒は主熱交換器１内でフィードガスとの熱交換を行った後に、主熱交換器１の温端側から導出される。導出された冷媒は冷媒導出ライン４２を経由して冷媒膨張タービン５に導入されて膨張される。膨張された冷媒はＬＮＧ蒸発器３の温端側に導入され、ＬＮＧとの熱交換により凝縮される。凝縮された冷媒は冷媒ポンプ４により昇圧されて、再び冷媒導入ライン４１から主熱交換器１の中間部第二位置３２に導入される。
ここで、冷媒をＬＮＧ蒸発器内３内で凝縮させ、昇圧後に主熱交換器１に導入してその冷熱を利用し、主熱交換器１から導出された冷媒を冷媒膨張タービン５で膨張後にＬＮＧ蒸発器３に戻すという冷媒サイクルは１つだけ示すが、これと同組成または異なる組成（たとえばエタンであってもよい）からなる冷媒サイクルを複数設けることもできる。
（実施形態２）
実施形態２のガス液化装置１０２およびそれを用いたガス液化方法について、図２を参照し説明する。なお、実施形態１と同じ符号の要素は同じ機能を有するため、その説明を省略する。
実施形態２のガス液化装置１０２およびそれを用いたガス液化方法について、図２を参照し説明する。なお、実施形態１と同じ符号の要素は同じ機能を有するため、その説明を省略する。
実施形態２のガス液化装置１０２は、主熱交換器１において冷却されたフィードガスを、主熱交換器１の中間部第三位置３３から導出する第一中間部フィードガス導出ライン５３を有する。フィードガス導入ライン５１から主熱交換器１に導入されたフィードガスは、冷媒との熱交換により第三温度にまで冷却されて、中間部第三位置３３から導出される。ここで第三温度は、第一温度よりも高い温度であればよく、第一温度よりも１度程度高い温度としてもよく、例えば－１３７℃以上－８４℃以下であってもよい。
第一中間部フィードガス導出ライン５３から導出されるフィードガスは、第一フィードガス圧縮機６により圧縮され、主熱交換器１の温端から主熱交換器１に再度導入される。その後、フィードガスは冷媒およびＬＮＧとの熱交換により冷却され、主熱交換器１の冷端から冷端部フィードガス導出ライン５２により導出される。
第一中間部フィードガス導出ライン５３から導出されるフィードガスは、第一フィードガス圧縮機６により圧縮され、主熱交換器１の温端から主熱交換器１に再度導入される。その後、フィードガスは冷媒およびＬＮＧとの熱交換により冷却され、主熱交換器１の冷端から冷端部フィードガス導出ライン５２により導出される。
本実施形態によれば、フィードガスを冷却した後に圧縮するため、より少ない動力でフィードガスを圧縮することが可能となる。
第一フィードガス圧縮機６は、冷媒膨張タービン５により駆動されるように構成することができる。
第一フィードガス圧縮機６は、冷媒膨張タービン５により駆動されるように構成することができる。
（実施形態３）
実施形態３のガス液化装置１０３およびそれを用いたガス液化方法について、図３を参照し説明する。なお、実施形態１、２と同じ符号の要素は同じ機能を有するため、その説明を省略する。
実施形態３のガス液化装置１０３およびそれを用いたガス液化方法について、図３を参照し説明する。なお、実施形態１、２と同じ符号の要素は同じ機能を有するため、その説明を省略する。
実施形態３のガス液化装置１０３は、冷媒膨張タービン５の一次側に冷媒ヒータ７を備える。冷媒ヒータ７により、冷媒膨張タービン５導入前の冷媒温度は任意に調整することができるようになり、この冷媒温度は例えば－６７℃以上１３５℃以下に調整されてもよい。
冷媒膨張タービン５の入り口温度を高温にすることで冷媒膨張タービン５の出力を増加させることが可能となる。また、フィードガスの供給温度が変動する場合においても、主熱交換器１の温端側の温度に依存せずに冷媒膨張タービン５の入り口温度を一定に維持することが可能となるため、冷媒膨張タービンの出力を安定させることが可能となる。
（実施形態４）
実施形態４のガス液化装置１０４およびそれを用いたガス液化方法について、図４を参照し説明する。なお、実施形態１、２、３と同じ符号の要素は同じ機能を有するため、その説明を省略する。
実施形態４のガス液化装置１０４およびそれを用いたガス液化方法について、図４を参照し説明する。なお、実施形態１、２、３と同じ符号の要素は同じ機能を有するため、その説明を省略する。
実施形態４のガス液化装置１０４は、第一フィードガス圧縮機６から導出されるフィードガスをさらに圧縮する第二フィードガス圧縮機８と、第二フィードガス圧縮機８から導出されたのちに主熱交換器１において冷却されたフィードガスの一部を主熱交換器１の中間部から導出させる第二中間部フィードガス導出ライン５５と、第二中間部フィードガス導出ライン５５上に配置されるフィードガスタービン９とを有する。
第二フィードガス圧縮機８は、フィードガスタービン９により駆動されるように構成されていてもよい。
第二フィードガス圧縮機８は、フィードガスタービン９により駆動されるように構成されていてもよい。
（実施例１）
実施形態１にかかるガス液化装置を用いてフィードガスであるプロセス空気を液化した例を、図１を参照し説明する。
実施形態１にかかるガス液化装置を用いてフィードガスであるプロセス空気を液化した例を、図１を参照し説明する。
ＬＮＧを、ＬＮＧ導入ライン２０から、温度―１６０℃、圧力２．０ＭＰａＧ流量１０００Ｎｍ３／ｈで主熱交換器１の冷端に導入した。ここでＬＮＧの組成は、窒素０．１１モル％、メタン９９．８５モル％、エタン０．０４モル％であった。
ＬＮＧは主熱交換器１の中間部第一位置３１からー１１８℃で導出され、ＬＮＧ導出ライン２１を経由してＬＮＧポンプ２に送られた。ＬＮＧはＬＮＧポンプ２により８．１ＭＰａＧまで昇圧された。ＬＮＧポンプ２の断熱効率は５０％であるとき、ＬＮＧの温度は－１１０℃まで上昇する。
ＬＮＧポンプ２で昇圧されたＬＮＧは、ＬＮＧ蒸発器３の冷端側に供給されて加温され、ＮＧとなる。その後、ＮＧとしてＬＮＧ蒸発器３の温端側から導出されてＮＧパイプラインに送られる。ＬＮＧ蒸発器３から導出されるＮＧの圧力は８ＭＰａＧであり、高圧のＬＮＧを蒸発するプロセスにも適応可能であった。
ＬＮＧポンプ２で昇圧されたＬＮＧは、ＬＮＧ蒸発器３の冷端側に供給されて加温され、ＮＧとなる。その後、ＮＧとしてＬＮＧ蒸発器３の温端側から導出されてＮＧパイプラインに送られる。ＬＮＧ蒸発器３から導出されるＮＧの圧力は８ＭＰａＧであり、高圧のＬＮＧを蒸発するプロセスにも適応可能であった。
冷媒は、温度―６０℃、圧力０．０１ＭＰａＧ、流量１２０Ｎｍ３／ｈでＬＮＧ蒸発器３の温端側に導入された。ここで冷媒は、ＬＮＧとの熱交換によりー１０７℃にまで冷却され、液化した。なお、使用した冷媒の組成は、エタン７０モル％、プロパン３０モル％である。
液化された冷媒は、冷媒ポンプ４により０．２ＭＰａＧまで昇圧された。ポンプの断熱効率が５０％であったことから、冷媒の温度は、ー１０６℃まで上昇した。
液化された冷媒は、冷媒ポンプ４により０．２ＭＰａＧまで昇圧された。ポンプの断熱効率が５０％であったことから、冷媒の温度は、ー１０６℃まで上昇した。
冷媒ポンプ４で昇圧された冷媒は、主熱交換器１の中間部第二位置３２に導入され、－３７℃に加温、気化されたのちに主熱交換器１の温端から導出され、冷媒導入ライン４２を経由して冷媒膨張タービン５に導入され、膨張された。冷媒膨張タービン５の断熱効率を７５％とした場合に、約２ｋＷの出力が得られる。
冷媒膨張タービン５で膨張された冷媒を、再度ＬＮＧ蒸発器３に温端側から導入した。
フィードガスであるプロセス空気は温度５０℃、圧力３．０ＭＰａＧ、流量６００Ｎｍ３／ｈで主熱交換器１の温端側に導入した。プロセス空気の組成は、窒素７８．１１モル％、アルゴン０．９３モル％、酸素２０．９６モル％であった。
プロセス空気は、主熱交換器１内で冷媒と熱交換して第一温度であるー７９℃まで冷却され、次いでＬＮＧとの熱交換により第二温度であるー１４６℃まで冷却された。
主熱交換器１の冷端側では、約４６モル％液化されたプロセス空気が得られる。主熱交換器１のアプローチ温度は３℃であった。ここで、アプローチ温度とは流体間最少温度差をいう。
以上のように、ＮＧを高圧（たとえば８ＭＰａＧ）で供給する場合であっても、主熱交換器１における熱交換の際には冷媒およびＬＮＧの圧力はフィードガスよりも低い状態で運転することができた。
冷媒膨張タービン５で膨張された冷媒を、再度ＬＮＧ蒸発器３に温端側から導入した。
フィードガスであるプロセス空気は温度５０℃、圧力３．０ＭＰａＧ、流量６００Ｎｍ３／ｈで主熱交換器１の温端側に導入した。プロセス空気の組成は、窒素７８．１１モル％、アルゴン０．９３モル％、酸素２０．９６モル％であった。
プロセス空気は、主熱交換器１内で冷媒と熱交換して第一温度であるー７９℃まで冷却され、次いでＬＮＧとの熱交換により第二温度であるー１４６℃まで冷却された。
主熱交換器１の冷端側では、約４６モル％液化されたプロセス空気が得られる。主熱交換器１のアプローチ温度は３℃であった。ここで、アプローチ温度とは流体間最少温度差をいう。
以上のように、ＮＧを高圧（たとえば８ＭＰａＧ）で供給する場合であっても、主熱交換器１における熱交換の際には冷媒およびＬＮＧの圧力はフィードガスよりも低い状態で運転することができた。
（実施例２）
実施形態２にかかるガス液化装置１０２を用いてフィードガスであるプロセス空気を液化した実施例２について説明する。
プロセス空気を、フィードガス導入ライン５１により主熱交換器１の温端に導入し、第三温度である－５０℃まで冷却した。－５０℃のプロセス空気を第一中間部フィードガス導出ライン５３から導出し、第一フィードガス圧縮機６に導入した。第一フィードガス圧縮機６で圧縮したプロセス空気は主熱交換器１によりさらに冷却し、冷端部フィードガス導出ライン５２から導出した。
実施形態２にかかるガス液化装置１０２を用いてフィードガスであるプロセス空気を液化した実施例２について説明する。
プロセス空気を、フィードガス導入ライン５１により主熱交換器１の温端に導入し、第三温度である－５０℃まで冷却した。－５０℃のプロセス空気を第一中間部フィードガス導出ライン５３から導出し、第一フィードガス圧縮機６に導入した。第一フィードガス圧縮機６で圧縮したプロセス空気は主熱交換器１によりさらに冷却し、冷端部フィードガス導出ライン５２から導出した。
ここで第一フィードガス圧縮機６の断熱効率が７５％の場合、プロセス空気は３．２４ＭＰａＧまで圧縮することができる。実施例１において、冷端部フィードガス導出ライン５２から導出されるプロセス空気を、実施例２の第一フィードガス圧縮機６と同様の断熱効率７５％の圧縮機により圧縮する場合には、３．１２ＭＰａＧまでしか圧縮することができない。以上により、プロセス空気を主熱交換器１で冷却した後に圧縮することで、より少ない動力で空気を圧縮することができると言える。
（実施例３）
実施形態３にかかるガス液化装置１０３を用いてフィードガスであるプロセス空気を液化した実施例３について説明する。
実施形態３にかかるガス液化装置１０３を用いてフィードガスであるプロセス空気を液化した実施例３について説明する。
実施例３では、冷媒ヒータ７により冷媒を２０℃まで加温した。冷媒を加温しない実施例１においては、冷媒膨張タービン５に導入される冷媒の温度はー３７℃であり、冷媒膨張タービン５の動力として２ｋＷが得られた。一方、実施例２においては、冷媒温度が２０℃であったことから、冷媒膨張タービン５の動力として２．５ｋＷが得られた。
以上に述べたとおり、上記発明では、高圧のＮＧを供給する場合であっても、フィードガスを主熱交換器内の冷却工程でＬＮＧの圧力よりも高く維持することができ、かつ、ＮＧを圧縮する圧縮機を使用する必要がない。したがって、ＬＮＧの寒冷を利用して安全にフィードガスを液化することができた。
さらに上記発明では、１つの主熱交喚器でＬＮＧとフィードガスとを熱交換できることで、高いフィードガスの液化効率を実現している。従来技術に見られる、中間熱媒を使用する方法では、ＬＮＧの寒冷でフィードガスを液化しようとすると、少なくとも2つ以上の熱交換器が必要となる。一般的に熱交換器には機械的に実現可能な流体間温度差を考慮されるが、複数の熱交換器が介在することで、ＬＮＧ寒冷でフィードガスをより低温にすることが困難になるという問題があった。
上記発明では、主熱交換器内の流体間最小温度差が３℃の場合に、空気の約４６モル％を液化できた。一方、ＬＮＧとフィードガスの熱交換を行うために中間熱媒を使用する場合は、ＬＮＧと中間熱媒、または中間熱媒とフィードガスの各々に熱交換器が必要となり、例えばそれぞれの熱交換器で流体間最小温度差が３℃考慮されると、ＬＮＧとフィードガスの実質的流体間最小温度差は６℃となって、この時空気の液化量は約３４％にとどまる。
したがって、本発明により、従来技術よりも、約３７％液化効率が向上したといえる。
したがって、本発明により、従来技術よりも、約３７％液化効率が向上したといえる。
１． 主熱交換器
２． ＬＮＧポンプ
３． ＬＮＧ蒸発器
４． 冷媒ポンプ
５． 冷媒膨張タービン
６． 第一フィードガス圧縮機
７． 冷媒ヒータ
８． 第二フィードガス圧縮機
９． フィードガスタービン
１０． 蒸留部
２０． ＬＮＧ導入ライン
２１ ．ＬＮＧ導出ライン
３１． 中間部第一位置
３２． 中間部第二位置
４１． 冷媒導入ライン
４２． 冷媒導出ライン
５１． フィードガス導入ライン
５２． 冷端部フィードガス導出ライン
５３． 第一中間部フィードガス導出ライン
５４． 圧縮フィードガス導入ライン
５５． 第二中間部フィードガス導出ライン
１０１．ガス液化装置
２． ＬＮＧポンプ
３． ＬＮＧ蒸発器
４． 冷媒ポンプ
５． 冷媒膨張タービン
６． 第一フィードガス圧縮機
７． 冷媒ヒータ
８． 第二フィードガス圧縮機
９． フィードガスタービン
１０． 蒸留部
２０． ＬＮＧ導入ライン
２１ ．ＬＮＧ導出ライン
３１． 中間部第一位置
３２． 中間部第二位置
４１． 冷媒導入ライン
４２． 冷媒導出ライン
５１． フィードガス導入ライン
５２． 冷端部フィードガス導出ライン
５３． 第一中間部フィードガス導出ライン
５４． 圧縮フィードガス導入ライン
５５． 第二中間部フィードガス導出ライン
１０１．ガス液化装置
Claims (10)
- ＬＮＧおよび冷媒との熱交換によりフィードガスを主熱交換器において冷却し液化するフィードガス液化工程と、
前記フィードガスとの熱交換を行ったＬＮＧを、前記フィードガスと熱交換を行った冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧとする蒸発工程と、を備え、
前記フィードガス液化工程は、
前記冷媒との熱交換により、第一温度となるまで前記フィードガスを冷却する第一冷却工程と、
前記ＬＮＧとの熱交換により、前記第一温度よりも低い第二温度となるまで前記フィードガスを冷却する第二冷却工程と、を有し、
前記蒸発工程は、
前記第二冷却工程で熱交換を行った後に昇圧されたＬＮＧが、前記第一冷却工程において熱交換を行った後に膨張された前記冷媒との熱交換によって蒸発される工程であり、
前記フィードガス液化工程において、前記フィードガスの圧力は、前記ＬＮＧまたは前記冷媒のいずれの圧力よりも高いことを特徴とする、ガス液化方法。 - 前記フィードガス液化工程は、前記フィードガスを前記主熱交換器において前記第二温度よりも高い第三温度まで冷却する予備冷却工程と、
前記予備冷却工程において冷却された前記フィードガスを圧縮して前記第一冷却工程に供するフィードガス圧縮工程と、をさらに含む、請求項１に記載のガス液化方法。 - 前記蒸発工程において、
前記冷媒は所定の温度にまで加温されたのちに膨張される、請求項１または２に記載のガス液化方法。 - フィードガスを主熱交換器により冷却液化させるガス液化装置であって、
ＬＮＧを前記主熱交換器の冷端に導入するＬＮＧ導入ラインと、
前記主熱交換器に導入されたＬＮＧを前記主熱交換器の中間部第一位置から導出するＬＮＧ導出ラインと、
前記主熱交換器から導出されるＬＮＧを昇圧するＬＮＧポンプと、
前記ＬＮＧポンプから導出されるＬＮＧを、冷媒との熱交換により蒸発させてＮＧを得るＬＮＧ蒸発器と、
前記冷媒を、前記ＬＮＧ蒸発器から前記主熱交換器に送出する冷媒ポンプと、
前記冷媒ポンプから導出される前記冷媒を前記主熱交換器の中間部第二位置に導入する冷媒導入ラインと、
前記主熱交換器の温端から前記冷媒を導出する冷媒導出ラインと、
前記冷媒導出ラインから導出される前記冷媒を膨張させて前記ＬＮＧ蒸発器に送る冷媒膨張タービンと、を備え、
前記中間部第一位置および前記中間部第二位置は前記冷端と前記温端との間に位置し、前記中間部第一位置は前記中間部第二位置よりも冷端側に位置する、ガス液化装置。 - 前記主熱交換器において冷却されたフィードガスを、前記主熱交換器の中間部第三位置から導出する第一中間部フィードガス導出ラインと、
前記第一中間部フィードガス導出ラインから導出されるフィードガスを圧縮する第一フィードガス圧縮機と、
前記第一フィードガス圧縮機で圧縮されたフィードガスを前記主熱交換器の温端に導入する圧縮フィードガス導入ラインと、を備え、
前記第一フィードガス圧縮機は、前記冷媒膨張タービンにより駆動される、請求項４に記載のガス液化装置。 - 前記冷媒膨張タービンの一次側に冷媒ヒータを備える、請求項４または請求項５に記載のガス液化装置。
- 前記第一フィードガス圧縮機から導出されるフィードガスをさらに圧縮する第二フィードガス圧縮機と、
前記第二フィードガス圧縮機から導出されたのちに前記主熱交換器において冷却されたフィードガスの一部を前記主熱交換器の中間部から導出させる第二中間部フィードガス導出ラインと、
前記第二中間部フィードガス導出ライン上に配置されるフィードガスタービンとを有し、
前記第二フィードガス圧縮機は、前記フィードガスタービンにより駆動される、請求項５に記載のガス液化装置。 - 前記フィードガスは、空気、窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか２以上のガスを含む、請求項４ないし請求項７のいずれか１項に記載のガス液化装置。
- 前記冷媒は炭化水素および窒素のうちいずれか１種以上を含む流体である、請求項４ないし請求項８のいずれか１項に記載のガス液化装置。
- 請求項４ないし請求項９のいずれか１項に記載のガス液化装置を備える、空気分離装置。
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