JP7393607B2 - ガス液化方法およびガス液化装置 - Google Patents
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Description
たとえば特許文献1では、LNGを蒸発させる際に放出される寒冷を利用し、圧縮機で圧縮された高圧窒素ガスを熱交換器において冷却し、次いで減圧弁で減圧させることにより液体窒素を得る方法が開示されている。
液化量が減少することは、減圧弁において窒素ガスを減圧する際に発生する窒素ガス量が増加することを意味する。減圧の際に発生した窒素ガスは低圧であるため、再度圧縮してリサイクルするか、放出する必要があることから、LNG温度が高い場合には、窒素ガスの液化が非効率となる。
高い天然ガス圧力を得るためには、タンクに貯留されたLNGをポンプで昇圧させた後に蒸発させることが一般的である。しかしLNGをポンプで昇圧すると、ポンプからの入熱によりLNG温度が上昇する。したがって、高い圧力にLNGを昇圧させることは、LNG温度を高めることとなる。その結果LNGの寒冷を利用する窒素ガスの液化効率が低下するという問題があった。
本発明に係るガス液化方法は、
第一圧力で送られる液化天然ガスを、主熱交換器に導入させた後に、前記第一圧力よりも高い第二圧力まで昇圧する昇圧工程と、
前記昇圧工程において昇圧された液化天然ガスの少なくとも一部を、前記主熱交換器を経由させて、天然ガスとして前記主熱交換器から導出させる第一天然ガス導出工程と、
フィードガスを圧縮するフィードガス圧縮工程と、
前記フィードガス圧縮工程において圧縮されたフィードガスを第一温度まで冷却するフィードガス冷却工程と、
前記フィードガス冷却工程において冷却されたフィードガスを減圧、冷却した後に気液分離する気液分離工程と、
前記気液分離工程で得られる液化フィードガスを液体状態で導出する液化フィードガス導出工程と、を含み、
前記フィードガス冷却工程は、前記主熱交換器において、前記第一圧力の液化天然ガスおよび前記第二圧力の液化天然ガスと、前記フィードガスとの熱交換により、前記フィードガスを冷却する工程である。
すなわち、従来よりも、主熱交換器に導入される液化天然ガスの圧力を低くしておき、次いで、主熱交換器の途中から液化天然ガスを導出して、第二圧力まで昇圧してから再度主熱交換器へ返送することで、ポンプからの入熱による液化天然ガスの温度上昇を抑えることができる。
上記のガス液化方法は、
液化天然ガスを第一圧力まで昇圧する第一昇圧工程と、
前記第一昇圧工程において昇圧された液化天然ガスを、主熱交換器に導入させた後に、前記第一圧力よりも高い第二圧力まで昇圧する第二昇圧工程と、含んでいてもよい。
このように液化天然ガスを昇圧させる工程を2段階とする構成とすることにより、高い圧力(たとえば、80barA以上)の天然ガスを供給する必要がある場合においても、主熱交換器の冷端に導入される液化天然ガスの圧力を低く抑えることができる。第一昇圧工程で昇圧される圧力(第一圧力)を低くすることで、昇圧の圧力が高い場合と比較して、第一昇圧工程における液化天然ガスの温度上昇が低減される。このため、主熱交換器では温度が低い液化天然ガスとフィードガスとの熱交換を実施することが可能となり、フィードガスの液化効率が上昇する。
本発明に係るガス液化方法は、気液分離工程において気液分離して得られる気体状態のフィードガスを、前記フィードガス圧縮工程に供されるフィードガスに合流させるフィードガスリサイクル工程をさらに含むこともできる。
一方、液化されず、冷却された気体状態のフィードガスは、再度圧縮工程と、それに続くフィードガス冷却工程に供されるためのリサイクルフィードガスとして、フィードガスに合流される。
このように液化しなかった部分のフィードガスをリサイクルすることにより、フィードガスの損失を避けることが可能となる。
上記の本発明に係るガス液化方法は、フィードガスを、第一温度よりも高い第二温度まで冷却する予冷工程をさらに含み、
前記予冷工程で冷却されたフィードガスは圧縮されたのちにフィードガス冷却工程に供されることもできる。
上記の本発明に係るガス液化方法は、フィードガス圧縮工程において圧縮されたフィードガスを第一温度より高い第三温度まで冷却する中間冷却工程をさらに含み、前記中間冷却工程で冷却されたフィードガスはさらに圧縮された後に前記フィードガス冷却工程に供されることもできる。
本発明に係るガス液化方法は、
昇圧工程または第二昇圧工程において昇圧された第二圧力の液化天然ガスのうち、主熱交換器に導入されない部分を蒸発器において気化させて、天然ガスとして蒸発器から導出させる第二天然ガス導出工程をさらに含むこともできる。
そこで、主熱交換器で蒸発させることができない分の液化天然ガスを蒸発器に導入し、蒸発器において気化させる。これにより、昇圧工程または第二昇圧工程で昇圧される液化天然ガスの全量を蒸発させることが可能となる。
上記の本発明に係るガス液化方法は、液化フィードガス導出工程において導出された液体状態の液化フィードガスをさらに冷却するためのサブクール工程をさらに含むこともできる。
液化フィードガス導出工程において液体状態として導出される液化フィードガスの温度は、比較的フィードガスの液化点に近い温度であることが多い。しかしその温度において貯蔵すると、貯蔵中に多量のボイルオフガスが発生し、液体状態での貯蔵効率が低下することがある。そこで本発明にかかるサブクール工程を経由させて液体状態の液化フィードガスをさらに冷却すれば、ボイルオフガスを低減させ、液化フィードガスが気化することによるフィードガスの損失を抑制させることが可能となる。
上記の本発明において、フィードガスは圧縮し、液化天然ガスによって冷却されることで液化するガスであればよく、例えば窒素ガス、アルゴンガス、または酸素ガスであってもよい。
本発明に係るガス液化装置は、
フィードガスを圧縮する第一圧縮機と、フィードガスを第一圧縮機に導入するフィードガスラインと、圧縮されたフィードガスを主熱交換に導入する圧縮フィードガスラインと、
前記第一圧縮機により圧縮されたフィードガスを冷却する主熱交換器と、
前記主熱交換器の冷端から導出されるフィードガスを減圧・冷却する第一減圧弁と、
前記第一減圧弁から導出されるフィードガスを気液分離する気液分離器と、
前記気液分離器の液相から液体状態の液化フィードガスを導出する液化フィードガス導出ラインと、
第一圧力で送られる液化天然ガスを、当該第一圧力よりも高い第二圧力まで昇圧する昇圧ポンプと、
前記第一圧力の液化天然ガスを、前記主熱交換器の冷端に導入する第一液化天然ガスラインと、
前記第一液化天然ガスラインを経由して前記主熱交換器に導入される液化天然ガスを、前記主熱交換器の中間部から液化天然ガスの臨界温度よりも低い温度において導出して、前記昇圧ポンプに導入する第二液化天然ガスラインと、
前記昇圧ポンプから導出される液化天然ガスの少なくとも一部を前記主熱交換器の中間部に導入する第三液化天然ガスラインと、
前記第三液化天然ガスラインを経由して前記主熱交換器に導入される液化天然ガスを、前記主熱交換器の温端から導出する第一天然ガスラインと、を備える。
上記第一ポンプは、液化天然ガスを貯留するタンク内のインタンクポンプ、タンクと接続される配管に設けられるインラインポンプでもよく、一つでもよく、複数でもよいが、ポンプによる入熱が従来よりも低く抑えられるように構成されることが好ましい。 主熱交換器では、フィードガスと、液化天然ガスとの熱交換が行われ、液化天然ガスの寒冷によりフィードガスが冷却される。液化天然ガスは所定の圧力(第一圧力とする)まで第一ポンプにより昇圧され、主熱交換器の冷端に導入され、フィードガスとの熱交換により寒冷を放出する。その後、液化天然ガスは主熱交換器の中間部から導出されて、第二ポンプへ導入され、該第二ポンプにより、第二圧力にまで昇圧される。第二圧力は、第一圧力よりも高く、第一圧力から第二圧力に昇圧されることにより、液化天然ガスの温度は上昇する。温度が上昇した液化天然ガスは再度主熱交換器へ導入され、さらにフィードガスとの熱交換により寒冷を放出して、気化され、主熱交換器の温端から導出される。
第一圧力を有する液化天然ガスとの熱交換を実施した後に、第二圧力にまで第二ポンプにより液化天然ガスを昇圧させる。第二圧力にまで上昇させることにより、液化天然ガスを気化させた後の、気体状態の天然ガスを高圧で供給することが可能となる。第二圧力に到達した液化天然ガスの寒冷は、フィードガスを液化させるために十分ではないが、液化前の気体状態のフィードガスを冷却させるためには十分である。このため、第二圧力に到達した液化天然ガスは再度主熱交換器に導入されて、その寒冷をフィードガスの冷却に利用する。
上記発明に係るガス液化装置は、気液分離器の気相から気体状態のフィードガスを導出し、前記第一圧縮機の前段に合流させるリサイクルフィードガスラインをさらに有することもできる。
リサイクルフィードガスラインは、前記主熱交換器を経由することとしてもよい。
上記発明に係るガス液化装置において、フィードガスラインは、前記主熱交換器を経由することとしてもよい。
上記発明に係るガス液化装置において、圧縮されたフィードガスをさらに圧縮する第二圧縮機と、前記主熱交換器を経由して前記第二圧縮機に圧縮されたフィードガスを導入するフィードガス中間冷却ラインと、前記第二圧縮機にて圧縮されたフィードガスを前記主熱交換器に導入する昇圧フィードガスラインを備えることもできる。
上記発明に係るガス液化装置において、第二圧力の液化天然ガスのうち、前記主熱交換器に導入されない部分の液化天然ガスを気化させる蒸発器と、
前記蒸発器から気体状態の天然ガスを導出する第二天然ガスラインと、をさらに備えてもよい。
上記発明に係るガス液化装置において、液化フィードガス導出ラインから導出される液化フィードガスを冷却するためのサブクーラと、
前記サブクーラから導出される液化フィードガスの一部を減圧冷却する第二減圧弁と、
前記第二減圧弁から導出されたフィードガスを、低圧リサイクルフィードガスとして前記サブクーラの冷端に導入する第一低圧リサイクルガスラインと、
前記サブクーラの温端から導出される低圧リサイクルフィードガスを前記主熱交換器の冷端に導入する第二低圧リサイクルガスラインと、
前記低圧リサイクルフィードガスを圧縮して前記第一圧縮機の前段に合流させる第三圧縮機と、
前記第二低圧フィードガスラインを経由して前記主熱交換器の温端から導出される低圧リサイクルフィードガスを、第三圧縮機で圧縮して、前記第一圧縮機の前段に合流させる第三低圧リサイクルガスラインと、をさらに備えることもできる。
前記第三圧縮機に、フィードガスよりも圧力の低い低圧フィードガスを導入する低圧フィードガスラインをさらに備えることもできる。
上記発明において、フィードガスは圧縮し、液化天然ガスによって冷却されることによって液化するガスであればよく、例えば窒素ガス、アルゴンガス、または酸素ガスであってもよい。
実施形態1のガス液化装置100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。
本実施形態では、例えば、液化の対象となるフィードガスとして窒素ガスがガス液化装置100の第一圧縮機11に導入される。このガスは常温(25℃)より低温でもよいが、例えば0℃以上65℃以下であってもよい。
第一圧縮機1は、主熱交換器2に供給され、冷却されるフィードガスを、主熱交換器2の前段で圧縮するための圧縮機である。フィードガスは、主熱交換器2において冷却されたのちに液化されるガスであり、例えば窒素ガス、アルゴンガス、または酸素ガスであってもよいし、それらの混合ガスであってもよい。
第一圧縮機1に導入されるフィードガスが窒素ガスである場合、第一圧縮機11導入時の窒素ガスの圧力は例えば1barA以上12barA以下である。主熱交換器2に導入されるフィードガスの圧力は例えば40barA以上60barA以下である。
第一温度は、第一減圧弁3の後段において、フィードガスの少なくとも一部が液化する温度である必要があり、例えば-160℃以上-130℃以下の温度である。
フィードガスは、主熱交換器2の内部で、後述する液化天然ガスとの熱交換により冷却される。
なお、フィードガス圧縮工程に供されるフィードガスは、あらかじめ冷却されていてもよい。
第一圧力は、第二ポンプ12がキャビテーションを起こさないように、液化天然ガスの第二ポンプ12に導入されるときの圧力における飽和温度が、第二ポンプに導入される際の温度よりも高くなるように設定される。
第一ポンプ11から導出される液化天然ガスは、第一液化天然ガスライン22を経由して主熱交換器2の冷端に導入され、さらに主熱交換器2の中間部から第二液化天然ガスライン23を経由して、第二ポンプ12へと導入される。
主熱交換器2の中間部から第二液化天然ガスライン23へと導出される液化天然ガスの温度は、液化天然ガスの飽和温度よりも低い温度である。
このように、第一液化天然ガスライン22を経由した、十分に低い温度の液化天然ガスとの熱交換を行うことにより、フィードガスが効率的に液化される。さらに、その後に第二ポンプ12により昇圧することにより、気体状態の天然ガスが十分な圧力で消費地に供給されることが可能となる。
上述の実施形態1において、高圧(95barA)の天然ガスを流量3700Nm3/hで導出させる場合、液化天然ガスは、第一ポンプ11により圧力20barAまで昇圧され、さらに第二ポンプ12により圧力95barAまで昇圧される。この場合のフィードガス(窒素ガス)の液化量は1000Nm3/hとなる。
一方、昇圧の工程を本実施形態のように2段階にせず、液化天然ガスを1つの昇圧機構により1段階で昇圧させて、同等の圧力を有する天然ガスを導出させる場合には、1段階で液化天然ガスを95barAまで昇圧させる必要がある。この1段階の昇圧工程において、本実施形態では-155℃であった主熱交換器2への液化天然ガス導入温度は、-147℃まで上昇する。したがって、液化天然ガスが主熱交換器2において放出する寒冷が減少し、フィードガスの冷却が不十分となる。その結果、フィードガスの液化量は810Nm3/hとなり、実施形態1の場合よりも減少する。
このように、昇圧工程を2段階とする本実施形態に係る方法では、昇圧工程を1段階とする従来のフィードガス液化方法と比較して、高い効率で液化することができる。
気液分離工程において気液分離器4の気相側に分離される気体状態のフィードガス(たとえば流量371Nm3/hである)は、図1に示すように系外へ放出されることもできるが、別の実施形態として図2に示すようにリサイクルフィードガスライン26を経由して、第一圧縮機1の前段に合流させて、フィードガスとともに再度フィードガス圧縮工程に供されることもできる。このようなフィードガスリサイクル工程を設けることにより、気液分離器4の気相部のフィードガスをリサイクルフィードガスとして再度フィードガス圧縮工程へ供して、気体状態のフィードガスの損失を抑制することが可能となる。
本実施形態1において、第一ポンプ11は、液化天然ガスを貯留するタンク内のインタンクポンプでもよく、タンクと接続される配管に設けられるインラインポンプでもよい。他の実施形態でも同様である。
さらに別の実施形態として、図3に示すように、気液分離器4の気相側から導出されるリサイクルフィードガス(たとえば流量371Nm3/hである)を、主熱交換器2を経由させた後に、第一圧縮機1の前段に合流させることもできる。気液分離器4の気相側から導出される気体状態のリサイクルフィードガスは冷却されており、例えば-180℃以上-160以下の低温であることから、その寒冷を主熱交換器2において放出させ、フィードガスの冷却に利用することで、液化効率をさらに高めることが可能となる。
主熱交換器2を経由したリサイクルフィードガスは、主熱交換器2の冷端から導出されてもよく、主熱交換器2の中間部から導出されてもよい。
実施形態2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4を参照し説明する。上記実施形態のガス液化装置と同じ符号の要素は同じ機能を有するので、その説明を省略する。
フィードガス予冷工程において、フィードガスは主熱交換器2の温端から主熱交喚器2の内部へと導入され、冷却される。主熱交喚器2の温端に導入される際のフィードガスの温度は、例えば0℃以上65℃以下であり、主熱交換器2の内部で例えば-110℃以上-50℃以下にまで予冷されたのちに、主熱交換器2の中間部から導出される。ここで、予冷されたフィードガスを導出させる、主熱交換器2の中間部は、第二ポンプ12によって主熱交喚器2に液化天然ガスが再導入される点より、主熱交喚器2の温端側にある。
主熱交喚器2の中間部から導出されたフィードガスは、第一圧縮機1へと導入され、圧縮される。
実施形態3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5を参照し説明する。上記実施形態のガス液化装置と同じ符号の要素は同じ機能を有するので、その説明を省略する。
フィードガス圧縮工程において第一圧縮機1により圧縮されたフィードガスは、続く中間冷却工程において、主熱交換器2の温端から主熱交換器2の内部へと導入され、冷却される。主熱交換器2の温端に導入される際の圧縮フィードガスの温度は、例えば0℃以上65℃以下であり、主熱交換器2の内部で例えば-110℃以上-50℃以下にまで中間冷却されたのちに、主熱交換器2の中間部から導出される。ここで、中間冷却されたフィードガスを導出させる、主熱交換器2の中間部は、第二ポンプ12によって主熱交喚器2に液化天然ガスが再導入される点より、主熱交喚器2の温端側にある。
第二圧縮機6から導出されたフィードガスは、昇圧フィードガスライン32を経由して、主熱交換器2の温端から再度主熱交換器2の内部へと導入され、続くフィードガス冷却工程に供される。
実施形態4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6を参照し説明する。実施形態1のガス液化装置と同じ符号の要素は同じ機能を有するので、その説明を省略する。
実施形態5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7を参照し説明する。上記実施形態のガス液化装置と同じ符号の要素は同じ機能を有するので、その説明を省略する。
サブクール工程では、気液分離器4において、例えば、-180℃以上-160℃以下にまで冷却され、液相側に分離された液化フィードガス(たとえば流量1281Nm3/hである)は、液化フィードガス導出ライン21を経由してサブクーラ8に導入される。ここで、液化フィードガスは、例えば-196℃以上-175℃以下の温度にまで冷却される。サブクーラ8の内部で冷却された液化フィードガス(たとえば流量1281Nm3/hである)は、過冷却液化フィードガスライン41を経由して、サブクーラ8から導出される。導出された液化フィードガスの一部(たとえば流量1000Nm3/hである)は、液体状態で消費地まで送液されてもよく、貯槽に貯留されてもよい。
第三圧縮機7は、低温液化ガスを圧縮することができる低温圧縮機とすることができる。
供給されるフィードガスの圧力が、気液分離器4の気相部の圧力よりも高い場合には、第一圧縮機1の前段にフィードガスを導入することが好ましい(図6参照)。逆に、供給されるフィードガスの圧力が、気液分離器4の気相部の圧力よりも低い場合には、第三圧縮機7の前段にフィードガスを導入することが好ましい(図7参照)。
なお、フィードガスの温度は、圧縮機で圧縮されることにより上昇するため、これを冷却するためのアフタークーラが圧縮機の後段に設けられてもよい。
るリサイクルフィードガスおよび/またはサブクーラ8から導出される低圧リサイクルフィードガスは、主熱交換器2の中間部から導出される。リサイクルフィードガスは、主熱交換器2で予冷されたフィードガスとともに第一圧縮機1により圧縮される。低圧リサイクルガスは、第三圧縮機7によって圧縮される。
第三圧縮機7から導出されるガスは、主熱交換器2で冷却されてから第一圧縮機1に導入されてもよい。
フィードガスは、第三圧縮機7から導出される低圧リサイクルフィードガスと合流されたのちに、第一圧縮機1に導入されてもよい。
第一圧縮機1と第二圧縮機7のそれぞれの出口には、アフタークーラが設置されてもよい。
主熱交換器2の中間部から導出されるリサイクルフィードガスまたは低圧リサイクルフィードガスの温度は、例えば-120℃以上-50℃以下である。この構成により低温のガス圧縮が可能になることで、圧縮機の動力の削減が可能となる。
2. 主熱交換器
3. 第一減圧弁
4. 気液分離器
5. 蒸発器
6. 第二圧縮機
7. 第三圧縮機
8. サブクーラ
9. 第二減圧弁
11.第一ポンプ
12.第二ポンプ
21.液化フィードガス導出ライン
22.第一液化天然ガスライン
23.第二液化天然ガスライン
24.第三液化天然ガスライン
25.第一天然ガスライン
26.リサイクルフィードガスライン
27.第二天然ガスライン
28.フィードガス予冷ライン
29.フィードガスライン
30.圧縮フィードガスライン
31.フィードガス中間冷却ライン
32.昇圧フィードガスライン
33.第二低圧リサイクルフィードガスライン
34.第三低圧リサイクルフィードガスライン
41.過冷却液化フィードガスライン
42.第一低圧リサイクルフィードガスライン
100.ガス液化装置
Claims (11)
- 第一圧力で送られる液化天然ガスを、主熱交換器に導入させた後に、前記第一圧力よりも高い第二圧力まで昇圧する昇圧工程と、
前記昇圧工程において昇圧された液化天然ガスの少なくとも一部を、前記主熱交換器を経由させて、天然ガスとして前記主熱交換器から導出させる第一天然ガス導出工程と、
フィードガスを、前記主熱交換器を経由させて、第一温度よりも高い第二温度まで冷却する予冷工程と、
前記予冷工程で冷却されたフィードガスを圧縮するフィードガス圧縮工程と、
前記フィードガス圧縮工程において圧縮されたフィードガスを前記第一温度まで冷却するフィードガス冷却工程であって、前記主熱交換器において、前記第一圧力の液化天然ガスおよび前記第二圧力の液化天然ガスと、前記フィードガスとの熱交換により、前記フィードガスを冷却する、フィードガス冷却工程と、
前記フィードガス冷却工程において冷却されたフィードガスを減圧、冷却した後に気液分離する気液分離工程と、
前記気液分離工程で得られる液化フィードガスを液体状態で導出する液化フィードガス導出工程と、
前記気液分離工程で気液分離して得られる気体状態のフィードガスを、前記フィードガス圧縮工程に供されるフィードガスに合流させるフィードガスリサイクル工程と、
を含み、
前記フィードガスは窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか2以上のガスを含む混合ガスである、
ガス液化方法。 - フィードガス圧縮工程において圧縮されたフィードガスを第一温度より高い第三温度まで冷却する中間冷却工程をさらに含み、前記中間冷却工程で冷却されたフィードガスはさらに圧縮された後に前記フィードガス冷却工程に供される、請求項1に記載のガス液化方法。
- 前記第二圧力の液化天然ガスのうち、前記主熱交換器に導入されない部分を蒸発器において気化させて、天然ガスとして前記蒸発器から導出させる第二天然ガス導出工程をさらに含む、請求項1または2に記載のガス液化方法。
- 前記液化フィードガス導出工程において導出された液体状態の液化フィードガスをさらに冷却するためのサブクール工程をさらに含む、請求項1ないし請求項3のいずれか1項に記載のガス液化方法。
- 主熱交換器を経由して第一温度よりも高い第二温度まで冷却したフィードガスを圧縮する第一圧縮機と、
フィードガスを、主熱交換器を経由して第一温度よりも高い第二温度まで冷却した後で第一圧縮機に導入するフィードガスラインと、
圧縮されたフィードガスを主熱交換器に導入する圧縮フィードガスラインと、
前記第一圧縮機により圧縮されたフィードガスを前記第一温度まで冷却する主熱交換器と、
前記主熱交換器の冷端から導出されるフィードガスを減圧・冷却する第一減圧弁と、
前記第一減圧弁から導出されるフィードガスを気液分離する気液分離器と、
前記気液分離器の液相から液体状態の液化フィードガスを導出する液化フィードガス導出ラインと、
前記気液分離器の気相から気体状態のフィードガスを導出し、前記第一圧縮機の前段に合流させるリサイクルフィードガスラインと、
第一圧力で送られる液化天然ガスを、当該第一圧力よりも高い第二圧力まで昇圧する昇圧ポンプと、
前記第一圧力の液化天然ガスを、前記主熱交換器の冷端に導入する第一液化天然ガスラインと、
前記第一液化天然ガスラインを経由して前記主熱交換器に導入される液化天然ガスを、前記主熱交換器の中間部から液化天然ガスの臨界温度よりも低い温度において導出して、前記昇圧ポンプに導入する第二液化天然ガスラインと、
前記昇圧ポンプから導出される液化天然ガスの少なくとも一部を前記主熱交換器の中間部に導入する第三液化天然ガスラインと、
前記第三液化天然ガスラインを経由して前記主熱交換器に導入される液化天然ガスを、前記主熱交換器の温端から導出する第一天然ガスラインと、を備え、
前記フィードガスは窒素ガス、アルゴンガス、酸素ガス、またはこれらのうちいずれか2以上のガスを含む混合ガスである、
ガス液化装置。 - 前記リサイクルフィードガスラインは、前記主熱交換器を経由することを特徴とする、請求項5に記載のガス液化装置。
- 前記第一圧縮機により圧縮されたフィードガスをさらに圧縮する第二圧縮機と、前記主熱交喚器を経由して前記第二圧縮機に圧縮されたフィードガスを導入するフィードガス中間冷却ラインと、前記第二圧縮機にて圧縮されたフィードガスを前記主熱交喚器に導入する昇圧フィードガスラインをさらに有する、請求項5または6に記載のガス液化装置。
- 前記第二圧力の液化天然ガスのうち、前記主熱交換器に導入されない部分の液化天然ガスを気化させる蒸発器と、
前記蒸発器から気体状態の天然ガスを導出する第二天然ガスラインと、をさらに備える、請求項5ないし請求項7のいずれか1項に記載のガス液化装置。 - 前記液化フィードガス導出ラインから導出される液化フィードガスを冷却するためのサブクーラと、
前記サブクーラから過冷却状態の液化フィードガスを導出する過冷却液化フィードガスラインと、
前記過冷却液化フィードガスラインから導出される過冷却液化フィードガスの一部を減圧冷却する第二減圧弁と、
前記第二減圧弁から導出された低圧リサイクルフィードガスを前記サブクーラの冷端に導入する第一低圧リサイクルフィードガスラインと、
前記サブクーラの温端から導出される低圧リサイクルフィードガスを前記主熱交換器の冷端に導入する第二低圧リサイクルフィードガスラインと、前記低圧リサイクルフィードガスを圧縮して前記第一圧縮機の前段に合流させる第三圧縮機と、前記主熱交換器を経由して第三圧縮機に低圧リサイクルフィードガスを導入する第三低圧リサイクルフィードガスラインと、をさらに備える、請求項5ないし請求項8のいずれか1項に記載のガス液化装置。 - 前記第三圧縮機に、フィードガスよりも圧力の低い低圧フィードガスを導入する低圧フィードガスラインをさらに備える、請求項9に記載のガス液化装置。
- 前記フィードガスおよび前記低圧フィードガスの少なくともいずれか一つは、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以上のガスを含む混合ガスである、請求項10に記載のガス液化装置。
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