KR102248010B1 - Natural gas pretreatment facility - Google Patents

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Abstract

(과제) 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 전처리 설비에 있어서, 전처리에 적절한 온도로 천연가스를 냉각하는 기술을 제공한다. (해결수단) 천연가스에 포함된 수분을 제거하는 흡착탑에 공급되는 천연가스를 제1 냉각기에 의해, 냉각수와의 열교환에 의해 냉각하도록 구성하고, 더욱이 상기 냉각수를 제2 냉각기에 의해, 0℃ ~ 10℃로 냉각한 비탄화수소 냉매와의 열교환에 의해 냉각하고 있다. 그 때문에, 비탄화수소 냉매와의 직접적인 열교환을 회피하면서, 천연가스를 적절히 냉각할 수 있다.(Task) In a pretreatment facility that removes impurities contained in natural gas, a technology for cooling natural gas to a temperature suitable for pretreatment is provided. (Solution means) The natural gas supplied to the adsorption tower for removing moisture contained in the natural gas is configured to be cooled by heat exchange with the cooling water by a first cooler, and further, the cooling water is cooled by a second cooler, from 0°C to It is cooled by heat exchange with a non-hydrogen refrigerant cooled to 10°C. Therefore, natural gas can be appropriately cooled while avoiding direct heat exchange with the non-hydrogen refrigerant.

Description

천연가스의 전처리 설비Natural gas pretreatment facility

본 발명은, 액화되기 전의 천연가스의 액화 전처리를 실시하는 전처리 설비에 관한 것이다.The present invention relates to a pretreatment facility that performs pretreatment for liquefaction of natural gas before it is liquefied.

웰(well)로부터 산출된 탄화수소 가스인 천연가스를 액화하기 위한 천연가스 액화장치에는, 액화하기 전의 천연가스로부터 각종 불순물을 제거하는 전처리를 실시하는 전처리 설비와, 전처리 후의 천연가스를 액화하여 LNG(Liquefied Natural Gas)를 얻는 액화 설비가 설치되어 있다.A natural gas liquefaction device for liquefying natural gas, which is a hydrocarbon gas calculated from a well, includes a pretreatment facility that performs pretreatment to remove various impurities from natural gas before liquefaction, and LNG ( Liquefied Natural Gas) has been installed.

전처리 설비에 있어서는, -150℃ 이하로까지 냉각되는 천연가스의 액화 설비 내에서의 폐색 등을 방지하기 위해, 수분이나 이산화탄소를 제거하는 것 외에, 황화수소의 제거 등이 실시된다.In the pretreatment facility, in order to prevent clogging in the liquefaction facility of natural gas cooled to -150°C or less, in addition to removing moisture and carbon dioxide, hydrogen sulfide is removed.

전처리 설비의 예로서, 특허문헌 1에는, 천연가스 또는 CSG(탄층가스)로부터 액화천연가스(LNG)를 생성함에 있어, 액화 전의 천연가스를 MDEA(N-메틸디에탄올아민)와 접촉시켜, 황화수소나 이산화탄소를 흡수하여 제거하고, 그 다음에, 분자사(分子篩) (흡착제) 용기를 구비한 탈수 플랜트(흡착탑)에 천연가스를 통과시켜, 수분 등을 흡착시키고, 수분 함유량을 1ppm까지 감소시키는 기술이 기재되어 있다.As an example of a pretreatment facility, Patent Document 1 discloses that in generating liquefied natural gas (LNG) from natural gas or CSG (coal seam gas), natural gas before liquefaction is brought into contact with MDEA (N-methyldiethanolamine), and hydrogen sulfide B. Technology that absorbs and removes carbon dioxide, and then passes natural gas through a dehydration plant (adsorption tower) equipped with a molecular sand (adsorbent) container to adsorb moisture, etc., and reduce the moisture content to 1 ppm. Is described.

일반적인 기체와 마찬가지로, 천연가스의 포화수증기량은, 그 온도가 높아짐에 따라 많아지는 경향이 있다. 그 때문에 특허문헌 1에 기재된 바와 같이, 수분을 흡착하는 흡착제에 천연가스를 통과시켜 천연가스 중의 수분을 흡착 제거하고자 할 때, 처리 대상인 천연가스의 온도가 높으면, 흡착탑에 가져오는 수분량이 많아질 우려가 있다. 그 결과, 보다 저온으로 천연가스가 공급되는 경우에 비해, 흡착탑으로의 흡착제의 충전량이 많아져 버리는 경향이 있다.Like general gases, the amount of saturated water vapor in natural gas tends to increase as its temperature increases. Therefore, as described in Patent Document 1, when natural gas is passed through an adsorbent that adsorbs moisture to adsorb and remove moisture from natural gas, there is a concern that the amount of moisture brought to the adsorption tower increases when the temperature of the natural gas to be treated is high. There is. As a result, compared with the case where natural gas is supplied at a lower temperature, the amount of the adsorbent to be filled in the adsorption tower tends to increase.

이 점에 대해, 특허문헌 1에는, 질소와, 메탄이나 에탄 등의 탄화수소를 포함한 혼합냉매를 이용하여 전처리전의 가스를 15℃ 정도로 냉각시켜, 가스 중에 포함되는 대부분의 수분을 제거하는 기술이 기재되어 있다. 또 특허문헌 2에는, 혼합냉매를 이용하여 냉각된 냉각수에 의해 전처리 전의 가스를 냉각시키는 기술이 기재되어 있다. 그렇지만 이들 특허문헌에는, 천연가스의 이송 정지나 냉매의 누설 등의 문제 발생을 고려한 천연가스의 냉각 기술은 개시되어 있지 않다.In this regard, Patent Document 1 describes a technology for removing most of the moisture contained in the gas by cooling the gas before pretreatment to about 15°C using a mixed refrigerant containing nitrogen and hydrocarbons such as methane or ethane. have. In addition, Patent Document 2 describes a technique of cooling the gas before pretreatment with cooling water cooled using a mixed refrigerant. However, these patent documents do not disclose a technology for cooling natural gas in consideration of the occurrence of problems such as stopping the transport of natural gas or leakage of refrigerant.

일본 특표2010-532796호 공보Japanese Patent Publication No. 2010-532796 미국 공개 제2017/0067684호 공보U.S. Publication No. 2017/0067684

본 발명은, 이러한 배경 아래에서 이루어진 것으로서, 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 전처리 설비에 있어서, 전처리에 적절한 온도로 천연가스를 냉각시키는 기술을 제공하고자 하는 것이다.The present invention has been made under this background, and an object of the present invention is to provide a technology for cooling natural gas to a temperature suitable for pretreatment in a pretreatment facility for removing impurities contained in natural gas.

본 발명의 천연가스의 전처리 설비는, 주위에 철제 구조물이 설치되고, 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 전처리를 실시하는 전처리 설비로서, The natural gas pretreatment facility of the present invention is a pretreatment facility in which a steel structure is installed around it, and a pretreatment is performed to remove impurities contained in natural gas,

수분을 포함한 천연가스를 공급하는 처리가스 라인에 접속되고, 상기 처리가스 라인으로부터 공급되는 천연가스 중의 수분을 흡착 제거하기 위한 흡착제가 충전된 흡착탑과, An adsorption tower connected to a process gas line for supplying natural gas including moisture and filled with an adsorbent for adsorbing and removing moisture from the natural gas supplied from the process gas line;

상기 흡착탑의 입구측의 상기 처리가스 라인에 설치되어, 냉각수와의 열교환에 의해, 상기 흡착탑에 공급되는 천연가스를 냉각시키는 제1 냉각기와, A first cooler installed in the processing gas line on the inlet side of the adsorption tower to cool the natural gas supplied to the adsorption tower by heat exchange with cooling water,

0℃ ~ 10℃의 범위 내의 온도로 냉각된 비탄화수소 냉매와의 열교환에 의해, 상기 냉각수를 냉각시키는 제2 냉각기를 구비하는 것을 특징으로 한다.It characterized in that it comprises a second cooler for cooling the cooling water by heat exchange with the non-hydrogen refrigerant cooled to a temperature in the range of 0 ℃ to 10 ℃.

상기 천연가스의 전처리 설비는 이하의 특징을 구비할 수 있다.The natural gas pretreatment facility may have the following features.

(a) 상기 전처리 설비는, 상기 전처리를 실시한 후의 천연가스를 액화하는 액화 설비를 포함하는 천연가스 액화 장치에 설치되어 있는 것.(a) The pretreatment facility is installed in a natural gas liquefaction device including a liquefaction facility that liquefies natural gas after the pretreatment has been performed.

(b) 상기 액화 설비 주위에는 내냉(耐冷) 피복된 철제 구조물이 설치되어 있는 경우에, 상기 전처리 설비 주위의 철제 구조물은 내냉 피복되어 있지 않은 것.(b) When a cold-resistant coated steel structure is installed around the liquefaction facility, the steel structure around the pretreatment facility is not cold-resistant coated.

(c) 상기 액화 설비는, 상기 천연가스의 액화에 이용되어 기체가 된 액화용 냉매를 압축하는 가스터빈 구동식 압축기를 구비하고, 상기 비탄화수소 냉매는 상기 가스터빈에 들어가는, 연료가스의 연소용 공기의 냉각에도 사용되는 것.(c) The liquefaction facility includes a gas turbine driven compressor for compressing a liquefied refrigerant used for liquefaction of the natural gas and turned into a gas, and the non-hydrogen refrigerant enters the gas turbine for combustion of fuel gas. What is also used for air cooling.

(d) 상기 천연가스 액화 장치는, 해상에 부유하는 부유체 상에 설치되는 것.(d) The natural gas liquefaction device is installed on a floating body floating on the sea.

(e) 상기 흡착탑의 상류측에 설치되고, 천연가스와 흡수액을 접촉시켜 상기 천연가스에 포함된 산성가스를 흡수액에 흡수시켜 제거하는 흡수탑을 구비하는 것과, (e) having an absorption tower installed on the upstream side of the adsorption tower and configured to contact the natural gas and the absorption liquid to absorb and remove acidic gas contained in the natural gas into the absorption liquid; and

상기 처리가스 라인은, 상기 흡착탑 대신에 상기 흡수탑에 접속되고, 상기 제1 냉각기는, 상기 흡수탑에 공급되는 천연가스의 냉각을 실시하는 것.The process gas line is connected to the absorption tower instead of the absorption tower, and the first cooler cools natural gas supplied to the absorption tower.

(f) 상기 비탄화수소 냉매는, 외부의 냉각기구에 의해 냉각되는 것.(f) The non-hydrogen refrigerant is cooled by an external cooling mechanism.

(g) 상기 비탄화수소 냉매는, 글리콜 워터 또는 물인 것.(g) The non-hydrocarbon refrigerant is glycol water or water.

본 발명은, 제1 냉각기를 이용하여, 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 전처리 설비에 공급되는 천연가스를, 냉각수와의 열교환에 의해 냉각시키고 있다. 더욱이 제2 냉각기를 이용하여, 상기 냉각수를 0℃ ~ 10℃로 냉각한 비탄화수소 냉매와의 열교환에 의해 냉각시키고 있다. 그 때문에, 비탄화수소 냉매와의 직접적인 열교환을 회피하면서, 천연가스를 전처리에 적절한 온도로 냉각시킬 수 있다.In the present invention, the first cooler is used to cool natural gas supplied to a pretreatment facility for removing impurities contained in natural gas by heat exchange with cooling water. Furthermore, the cooling water is cooled by heat exchange with a non-hydrogen refrigerant cooled to 0°C to 10°C using a second cooler. Therefore, it is possible to cool the natural gas to a temperature suitable for pretreatment while avoiding direct heat exchange with the non-hydrogen refrigerant.

도 1은 천연가스 액화 장치에서 실시되는 각종 처리공정을 나타내는 공정도이다.
도 2는 상기 천연가스 액화 장치에 설치되어 있는 수분제거 설비의 구성도이다.
도 3은 포화 천연가스의 온도와, 그 한계 처리유량과의 대응관계를 나타내는 그래프이다.
도 4는 부유체인 선체에 설치된 천연가스 액화 장치의 구성도이다.
도 5는 다른 실시형태에 따른 천연가스의 전처리 설비에 대응하는 공정도이다.
도 6은 산성가스의 제거를 실시하는 설비의 구성도이다.1 is a process chart showing various treatment processes performed in a natural gas liquefaction apparatus.
2 is a block diagram of a moisture removal facility installed in the natural gas liquefaction device.
3 is a graph showing the relationship between the temperature of saturated natural gas and its limit processing flow rate.
4 is a block diagram of a natural gas liquefaction device installed on a floating hull.
5 is a process chart corresponding to a natural gas pretreatment facility according to another embodiment.
6 is a configuration diagram of a facility that removes acidic gas.

처음에, 도 1을 참조하면서 본 예의 천연가스 액화 장치에 있어서의 천연가스의 처리 흐름에 대해 설명한다.First, with reference to FIG. 1, the processing flow of natural gas in the natural gas liquefaction apparatus of this example is demonstrated.

본 예의 천연가스(각 도면에는 NG라고 기재되어 있다)에는, 적어도 황화수소 또는 이산화탄소가 포함되어 있고, 더욱이, 수분, 수은이나 산소가 포함되어 있다.The natural gas of this example (indicated as NG in each drawing) contains at least hydrogen sulfide or carbon dioxide, and further contains moisture, mercury, or oxygen.

도 1에 도시된 바와 같이, 천연가스는, 기액 분리 공정(11)에서 천연가스 중에 포함된 액체가 분리된 후, 계속되는 산성가스 제거 공정(12)에서는, 이산화탄소나 황화수소 등(이것들을 함께 "산성가스"라고 하는 경우가 있다)의 제거를 실시한다.As shown in Figure 1, natural gas, after the liquid contained in the natural gas is separated in the gas-liquid separation process 11, in the subsequent acid gas removal process 12, carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc. It may be called "gas") and remove it.

산성가스 제거 공정(12)에서 처리된 천연가스는, 나아가서 수분 제거 공정(13)에서 수분이 제거된다. 도 1 중에서 부호 31은, 수분 제거 공정(13)에 보내지기 전의 천연가스를 냉각하는 제1 냉각기이며, 부호 32는, 제1 냉각기(31)에서 이용되는 냉매를 냉각하기 위한 제2 냉각기이다. 제1 냉각기(31), 및 제2 냉각기(32)에 대해서는, 수분 제거 공정(13)을 실시하는 설비의 설명과 함께 아래에서 설명한다. 나아가서 수분 제거 공정(13)에서 처리된 천연가스는, 수은 제거 공정(14)에서 수은이 제거된다.The natural gas treated in the acidic gas removal process 12 is further removed from moisture in the moisture removal process 13. In FIG. 1, reference numeral 31 denotes a first cooler for cooling natural gas before being sent to the water removal step 13, and 32 denotes a second cooler for cooling the refrigerant used in the first cooler 31. In FIG. The 1st cooler 31 and the 2nd cooler 32 are demonstrated below together with the description of the facility which performs the moisture removal process 13. Furthermore, in the natural gas treated in the water removal process 13, mercury is removed in the mercury removal process 14.

기액 분리 공정(11), 산성가스 제거 공정(12), 수분 제거 공정(13) 및 수은 제거 공정(14)은, 액화 처리를 실시하기 전의 전처리 설비(101)에서 실시된다.The gas-liquid separation process 11, the acidic gas removal process 12, the moisture removal process 13, and the mercury removal process 14 are performed in the pretreatment facility 101 before performing the liquefaction treatment.

여기서, 기액 분리 공정(11)에서 NG로부터 기액 분리된 액체 성분은, 증기압 조정 공정(108)을 실시한 후, 저장 공정(109)을 거쳐 콘덴세이트로서 출하된다. 또, 산성가스 제거 공정(12)에서 천연가스로부터 제거된 산성가스는 소각로에서 열분해함으로써 무해화한 후에 대기에 방출된다.Here, the liquid component gas-liquid separated from NG in the gas-liquid separation step 11 is shipped as a condensate through a storage step 109 after performing the vapor pressure adjustment step 108. Further, the acidic gas removed from the natural gas in the acidic gas removal step 12 is detoxified by pyrolysis in an incinerator and then released into the atmosphere.

또한 산성가스에 대해, 예를 들어 산성가스에 포함되는 유황분을 회수하는 유황 회수 공정, 유황 고체화 공정을 거쳐 유황의 생성을 실시하고 유황 저장 공정을 거쳐 제품 유황으로서 출하하도록 할 수도 있다.Further, the acidic gas may be produced as sulfur through a sulfur recovery process for recovering the sulfur content contained in the acid gas, a sulfur solidification process, and a sulfur storage process to be shipped as product sulfur.

전처리 설비(101)에서 각종 불순물이 제거된 천연가스는, 액화 공정(15)에서 액화되어 액화천연가스(LNG)가 된다. 액화 공정(15)은 액화 설비(102)에서 실시된다. 액화 설비(102)는, 천연가스 일부를 냉각, 액화하여 중질분을 제거하는 천연가스 증류부나, 중질분이 제거된 천연가스를 주 냉매(액화용 냉매; 메탄, 에탄, 프로판, 부탄 및 질소 등으로 이루어지는 혼합냉매 또는 질소냉매)에 의해 예를 들어-145℃ 내지 -155℃로 냉각하여 액화하는 주 열교환부를 구비하고 있다.Natural gas from which various impurities have been removed in the pretreatment facility 101 is liquefied in the liquefaction process 15 to become liquefied natural gas (LNG). The liquefaction process 15 is carried out in the liquefaction facility 102. The liquefaction facility 102 is a natural gas distillation unit that cools and liquefies a part of natural gas to remove heavy substances, or a natural gas from which heavy substances have been removed as a main refrigerant (refrigerant for liquefaction; methane, ethane, propane, butane, nitrogen, etc.). It is provided with a main heat exchanger for liquefying by cooling to, for example, -145°C to -155°C with a mixed refrigerant or nitrogen refrigerant).

또 액화 설비(102)에는, 주 냉매를 냉각하기 위한 냉매 냉각 설비(105)가 병설되어 있다. 냉매 냉각 설비(105)는 냉매를 압축하기 위한 압축기(43)를 구비하고, 압축기(43)는 가스터빈에 의해 구동되도록 구성되어 있다.In addition, the liquefaction facility 102 is provided with a refrigerant cooling facility 105 for cooling the main refrigerant. The refrigerant cooling facility 105 includes a compressor 43 for compressing a refrigerant, and the compressor 43 is configured to be driven by a gas turbine.

액화 공정(15)에서 액화된 LNG는, 예를 들어 엔드 플래시 설비(103)에 있어서의 엔드 플래시 공정(16), LNG 탱크(저장설비)(104) 내에 있어서의 저장 공정(17)을 거쳐 LNG 탱커로 출하된다.The LNG liquefied in the liquefaction process 15 is LNG through the end flash process 16 in the end flash facility 103 and the storage process 17 in the LNG tank (storage facility) 104, for example. Shipped as a tanker.

한편, 천연가스 증류부에서 천연가스로부터 제거된 중질분은, 정류 공정(106)에서 에탄, 프로판, 부탄, 및 콘덴세이트에 분류되고, 에탄은 액화 공정(15)(액화 설비(102))으로 되돌아간다. 또, 프로판, 부탄은 에탄과 마찬가지로 액화 공정(15)(액화 설비(102))으로 되돌아갈 수도 있고, 제품으로서 출하하는 것도 가능하다.On the other hand, the heavy matter removed from the natural gas in the natural gas distillation unit is classified into ethane, propane, butane, and condensate in the rectification step 106, and the ethane is returned to the liquefaction step 15 (liquefaction equipment 102). Goes. In addition, propane and butane can be returned to the liquefaction process 15 (liquefaction equipment 102), similarly to ethane, and can be shipped as a product.

콘덴세이트는 증기압 조정 공정(108)으로부터 배출된 콘덴세이트와 혼합된 후, 제품으로서 출하된다(도 1에는, 콘덴세이트의 출하 흐름만을 나타내고 있다). 또한 에탄, 프로판, 부탄의 일부는, 주 냉매 등의 냉매에 이용하기 위한 냉매 저장 공정(107)으로 보내진다. 또 산성가스 제거 공정(12), 엔드 플래시 공정(16) 및 저장 공정(17)에서 발생하는 가스는, 예를 들어 연소 가스로 사용된다.The condensate is mixed with the condensate discharged from the vapor pressure adjustment step 108 and then shipped as a product (Fig. 1 shows only the shipment flow of the condensate). In addition, some of ethane, propane, and butane are sent to a refrigerant storage process 107 for use in refrigerants such as main refrigerants. Moreover, the gas generated in the acidic gas removal process 12, the end flash process 16, and the storage process 17 is used as a combustion gas, for example.

계속해서, 전술한 전처리 설비(101)에 포함되어, 수분 제거 공정(13)을 실시하는 설비의 상세에 대하여 설명한다.Subsequently, details of the equipment included in the pretreatment equipment 101 described above and performing the water removal step 13 will be described.

도 2에 도시된 바와 같이 산성가스 제거 공정(12)에서 산성가스 제거를 실시한 수분을 포함하는 천연가스는, 후술하는 냉각부(3), 분리 드럼(29)이 설치된 공급 라인(처리가스 라인)(201)을 통하여 수분의 흡착 제거를 실시하는 흡착탑(21 ~ 23)에 공급된다. 흡착탑(21 ~ 23)에는 예를 들어 몰레큘러시브로 이루어지는 수분 흡착제가 충전되어 있다. 도 2에 나타내는 예에서는 3기의 흡착탑(21 ~ 23)을 이용하여 하나의 흡착탑(21 ~ 23)에서 수분의 흡착 제거(수분 제거 공정(13))를 실시하고 있는 기간 중에, 다른 흡착탑(21 ~ 23)에서는 흡착제의 재생(흡착탑 재생 공정)을 실시하는 것이 가능한 구성으로 되어 있다. 도 2에 도시된 바와 같이, 천연가스의 공급 라인(201)은, 분리 드럼(29)의 출구측에서 분기하여 각 흡착탑(21 ~ 23)의 입구부에 접속되어 있다.As shown in Fig. 2, the natural gas containing moisture obtained by removing the acid gas in the acid gas removal process 12 is a supply line (processing gas line) in which a cooling unit 3 and a separation drum 29 to be described later are installed. It is supplied to the adsorption towers 21 to 23 through which moisture is adsorbed and removed through 201. The adsorption towers 21 to 23 are filled with a moisture adsorbent made of, for example, a molar sieve. In the example shown in FIG. 2, during the period in which the adsorption and removal of moisture (moisture removal process 13) is performed in one adsorption tower 21 to 23 using three adsorption towers 21 to 23, the other adsorption tower 21 In to 23), the adsorbent can be regenerated (adsorption tower regeneration step). As shown in FIG. 2, the natural gas supply line 201 is branched from the outlet side of the separation drum 29 and is connected to the inlet portions of each of the adsorption towers 21 to 23.

한편, 각 흡착탑(21 ~ 23)의 출구부에는, 건조 천연가스의 배출 라인(202)이 접속되어 있다. 이들 배출 라인(202)은, 하류측에서 합류하여 수은 제거 공정(14)을 실시하는 설비에 접속되어 있다.On the other hand, a dry natural gas discharge line 202 is connected to the outlet of each of the adsorption towers 21 to 23. These discharge lines 202 are connected to a facility that merges on the downstream side and performs the mercury removal process 14.

나아가서, 상기 합류 위치의 하류측의 배출 라인(202)으로부터는, 흡착탑 재생 공정을 실행하기 위한 재생가스로서, 흡착탑(21 ~ 23)의 출구부 측에 건조 천연가스를 공급하기 위한 재생가스 라인(203)이 분기하고 있다. 이 구성에 의해, 흡착탑(21 ~ 23)에서 수분을 제거한 후의 건조 천연가스를 재생가스로서 이용할 수 있다.Further, from the discharge line 202 on the downstream side of the confluence position, as a regeneration gas for executing the adsorption tower regeneration process, a regeneration gas line for supplying dry natural gas to the outlet side of the adsorption towers 21 to 23 ( 203) is diverging. With this configuration, dry natural gas after moisture has been removed in the adsorption towers 21 to 23 can be used as the regeneration gas.

배출 라인(202)으로부터 분기한 재생가스 라인(203)에는, 열교환기 등에 의해 구성되어, 재생가스(건조 천연가스)의 가열을 실시하는 가열부(27)가 설치되어 있다. 가열부(27)는, 예를 들어 가열로에 의해 구성할 수도 있다.The regeneration gas line 203 branched from the discharge line 202 is provided with a heating unit 27 configured by a heat exchanger or the like to heat the regeneration gas (dry natural gas). The heating unit 27 can also be configured by, for example, a heating furnace.

이것들에 더해서, 각 흡착탑(21 ~ 23)의 입구부에는, 흡착제의 재생을 실시한 후의 재생가스를 흡착탑(21 ~ 23)의 상류측으로 되돌리기 위한 리사이클 가스 라인(204)이 접속되어 있다. 이러한 리사이클 가스 라인(204)은, 하류측에서 합류하여 재생가스를 냉각하기 위한 예를 들어 에어 핀 쿨러로 이루어지는 냉각부(25)를 거쳐, 응축된 수분 등과 재생가스를 분리하는 분리 드럼(26)에 접속되어 있다. 분리 드럼(26)에서 배기가스로부터 분리된 수분은, 필요한 배수 처리를 실시한 후, 외부로 배출된다. 한편 유리(遊離) 수분이 제거된 재생가스(천연가스)는, 압축기(28)에서 압축된 후, 제1 냉각기(31)의 상류측으로 되돌아간다. 리사이클 가스 라인(204)은 연료가스에 합류될 수도 있다.In addition to these, a recycling gas line 204 for returning the regenerated gas after regeneration of the adsorbent to the upstream side of the adsorption towers 21 to 23 is connected to the inlet portion of each of the adsorption towers 21 to 23. The recycling gas line 204 is joined at the downstream side and passes through a cooling unit 25 made of, for example, an air fin cooler for cooling the regeneration gas, and a separation drum 26 for separating the condensed moisture from the regeneration gas. Is connected to. The water separated from the exhaust gas by the separation drum 26 is discharged to the outside after performing the necessary drainage treatment. On the other hand, the regeneration gas (natural gas) from which free water has been removed is compressed by the compressor 28 and then returned to the upstream side of the first cooler 31. The recycle gas line 204 may be joined to the fuel gas.

각 흡착탑(21 ~ 23)에 접속된 분기 후의 공급 라인(201)에는, 개폐 밸브(V1 ~ V3)가 설치되어 있는 한편, 분기 후의 리사이클 가스 라인(204)에는 개폐 밸브(V1a ~ V3a)가 설치되어 있다. 또 각 흡착탑(21 ~ 23)에 접속된 배출 라인(202)에는, 개폐 밸브(V4 ~ V6)가 설치되어 있는 한편, 동일하게 재생가스 라인(203)에는 개폐 밸브(V4a ~ V6a)가 설치되어 있다.On/off valves V1 to V3 are installed in the supply line 201 after branching connected to each adsorption tower 21 to 23, while on/off valves V1a to V3a are installed in the recycle gas line 204 after branching. Has been. In addition, on the discharge line 202 connected to each of the adsorption towers 21 to 23, on/off valves V4 to V6 are provided, while the regeneration gas line 203 is also provided with on/off valves V4a to V6a. have.

이 구성에 의해, 각 흡착탑(21 ~ 23)은, 입구부에 접속되는 배관 라인을, 공급 라인(201)과 리사이클 가스 라인(204)으로 전환시킬 수 있다. 또 출구부에 접속되는 배관 라인을, 배출 라인(202)과 재생가스 라인(203)으로 전환시킬 수 있다. 또한, 도 2에는 흡착탑(21, 22)에서 수분의 흡착 제거를 실시하고, 흡착탑(23)에서 흡착제의 재생을 실시하는 경우의 천연가스의 흐름을 굵은 선으로 나타내고 있다.With this configuration, each of the adsorption towers 21 to 23 can switch the piping line connected to the inlet portion to the supply line 201 and the recycle gas line 204. Further, the piping line connected to the outlet can be switched to the discharge line 202 and the regeneration gas line 203. In Fig. 2, the flow of natural gas in the case of adsorbing and removing moisture in the adsorption towers 21 and 22 and regenerating the adsorbent in the adsorption tower 23 is shown by a thick line.

전술한 구성을 구비한 수분 제거 공정(13)의 실시 설비에 있어서는, 이미 설명한 바와 같이, 수분 흡착제가 충전된 흡착탑(21 ~ 23)에 수분을 포함한 천연가스를 통과시켜, 수분의 제거를 실시한다. 이 때, 포화 수분을 포함한 천연가스가 흡착탑(21 ~ 23)에 공급될 때의 온도와 흡착탑(21 ~ 23)에서 처리 가능한 천연가스의 유량과의 관계에 대해 설명한다. 도 3의 가로축은, 흡착제의 충전층을 통과하는 천연가스의 온도를 나타내고, 세로축은, 단위 용량의 흡착제를 이용하여 25℃의 포화 천연가스에 포함된 수분을 1중량ppm까지 저감시키는 것이 가능한 한계 처리유량을 100%로 했을 때의 상대적인 한계 처리유량을 나타내고 있다. 도 3에 도시된 바와 같이 흡착제에 공급되는 천연가스의 온도가 높아짐에 따라, 한계 처리유량이 감소하고 있는 것을 알았다. 따라서, 흡착탑(21 ~ 23)에 공급되는 천연가스의 공급 온도를 저하시키는 것에 의해, 단위 용량당 한계 처리유량이 증가하고, 흡착제의 충전량을 저감시키는 것이 가능하다고 할 수 있다.In the facility for implementing the moisture removal process 13 having the above-described configuration, as previously described, natural gas containing moisture is passed through the adsorption towers 21 to 23 filled with a moisture adsorbent to remove moisture. . At this time, the relationship between the temperature when the natural gas containing saturated moisture is supplied to the adsorption towers 21 to 23 and the flow rate of natural gas that can be processed by the adsorption towers 21 to 23 will be described. The horizontal axis of FIG. 3 represents the temperature of natural gas passing through the packed bed of the adsorbent, and the vertical axis represents the limit in which moisture contained in saturated natural gas at 25°C can be reduced to 1 ppm by weight using a unit capacity of the adsorbent. It shows the relative limit processing flow rate when the processing flow rate is 100%. As shown in FIG. 3, it was found that as the temperature of the natural gas supplied to the adsorbent increased, the limit processing flow rate was decreasing. Accordingly, it can be said that by lowering the supply temperature of the natural gas supplied to the adsorption towers 21 to 23, the limit processing flow rate per unit capacity increases, and it is possible to reduce the filling amount of the adsorbent.

이 관점에 있어서 도 2에 도시된 바와 같이, 흡착탑(21 ~ 23) 입구측의 공급 라인(201)에는, 냉각부(3)가 설치되어 있다. 냉각부(3)는, 냉각수와의 열교환에 의해, 천연가스를 냉각하는 제1 냉각기(31)와, 제1 냉각기(31)에서 이용되는 냉각수를, 비탄화수소 냉매인 글리콜 워터와의 열교환에 의해 냉각하는 제2 냉각기(32)를 구비하고 있다. 제2 냉각기(32)에서 이용되는 글리콜 워터는, 예를 들어 냉각부(3)의 외부에 설치된 냉각 기구(33)에 의해 냉각되도록 구성되어 있다. 냉각 기구(33)는, 예를 들어 불소냉매인 HFC(Hydro-Fluorocarbon)를 이용하여 글리콜 워터를 0℃ ~ 10℃로 냉각한다.From this point of view, as shown in FIG. 2, a cooling unit 3 is provided in the supply line 201 on the inlet side of the adsorption towers 21 to 23. The cooling unit 3 uses heat exchange between the first cooler 31 for cooling natural gas and the coolant used in the first cooler 31 by heat exchange with the coolant with glycol water, which is a non-hydrogen refrigerant. A second cooler 32 to cool is provided. The glycol water used in the second cooler 32 is configured to be cooled by, for example, a cooling mechanism 33 installed outside the cooling unit 3. The cooling mechanism 33 cools the glycol water to 0°C to 10°C using, for example, a fluorine refrigerant HFC (Hydro-Fluorocarbon).

냉각부(3)에서 냉각된 천연가스는, 이미 설명한 분리 드럼(29)에서 유리수가 분리된 후, 소정의 흡착탑(21 ~ 23)으로 보내진다.The natural gas cooled by the cooling unit 3 is sent to predetermined adsorption towers 21 to 23 after the free water is separated by the separation drum 29 described above.

또한, 제2 냉각기(32)에서 이용되는 비탄화수소 냉매는 글리콜 워터 외에도, 가압수, 순수를 포함하는 물일 수도 있다.In addition, the non-hydrogen refrigerant used in the second cooler 32 may be water including pressurized water or pure water in addition to glycol water.

이상에서 설명한 구성을 구비하는 전처리 설비(101)는, 천연가스를 상기 흡착탑(21 ~ 23)에 공급하기 전에, 냉각부(3)에서 천연가스의 온도를 낮추고 있다. 그리고 냉각된 천연가스는 결로점이 저하하고, 응축된 수분은 흡착탑(21 ~ 23)의 입구측에 배치된 분리 드럼(29)에서 분리된다. 따라서 흡착탑(21 ~ 23)에 공급되는 천연가스의 온도가 낮고 수분함량이 적어져, 흡착탑(21 ~ 23)에 충전하는 흡착제의 충전량을 줄일 수 있다.The pretreatment facility 101 having the above-described configuration lowers the temperature of the natural gas in the cooling unit 3 before supplying the natural gas to the adsorption towers 21 to 23. In addition, the cooled natural gas lowers the dew point, and the condensed moisture is separated from the separation drum 29 disposed at the inlet side of the adsorption towers 21 to 23. Accordingly, the temperature of the natural gas supplied to the adsorption towers 21 to 23 is low and the moisture content is reduced, so that the amount of the adsorbent to be filled in the adsorption towers 21 to 23 can be reduced.

또 본 예의 천연가스 액화 장치(100)에 있어서는, 냉각 기구(33)에서 냉각된 글리콜 워터는, 도 1을 이용하여 설명한 냉매의 압축기(43)를 구동하는 가스터빈(41)에 들어가는 연소용 공기의 냉각에도 이용된다. 즉, 도 2에 도시된 바와 같이 냉각 기구(33)에서 HFC를 이용하여 냉각된 글리콜 워터는, 가스터빈(41)에 병설된 공기 냉각기(34)에 공급되어, 연료가스의 연소용 공기에 사용된다.In addition, in the natural gas liquefaction apparatus 100 of this example, the glycol water cooled by the cooling mechanism 33 is the combustion air entering the gas turbine 41 that drives the compressor 43 of the refrigerant described with reference to FIG. It is also used for cooling of. That is, glycol water cooled using HFC in the cooling mechanism 33 as shown in FIG. 2 is supplied to the air cooler 34 attached to the gas turbine 41 and used for combustion air of the fuel gas. do.

계속해서 수분 제거 공정(13)을 실시하는 설비의 작용에 대해 설명한다.Subsequently, the operation of the equipment that performs the water removal step 13 will be described.

산성가스 제거 공정(12)에서 산성가스의 제거를 실시하고 공급 라인(201)으로 유출시킨 천연가스는, 예를 들어 40 ~ 60℃의 범위 내의 온도로, 포화량의 수분을 포함한 상태가 된다. 이 천연가스는, 흡착탑(21 ~ 23)의 상류측에 설치된 제1 냉각기(31)에서, 예를 들어 20 ~ 25℃의 범위 내의 온도로 냉각된다. 그 결과, 천연가스의 포화 수증기량이 저하하여, 잉여의 수분이 유리수로서 응축한다. 유리수는 분리 드럼(29)에서 천연가스로부터 제거된다.In the acid gas removal step 12, the acid gas is removed and the natural gas flows out to the supply line 201 is, for example, at a temperature within the range of 40 to 60° C. and contains a saturated amount of water. This natural gas is cooled to a temperature within the range of, for example, 20 to 25°C in the first cooler 31 provided on the upstream side of the adsorption towers 21 to 23. As a result, the amount of saturated water vapor of natural gas decreases, and excess moisture condenses as free water. Free water is removed from the natural gas in a separating drum 29.

위에서 설명한 바와 같이 천연가스의 냉각을 실시함에 있어, 냉각 기구(33)에서 냉각된 글리콜 워터(비탄화수소 냉매)를 이용하여 천연가스의 직접 냉각을 실시하는 쪽이, 2개의 냉각기(제1 냉각기(31), 제2 냉각기(32))를 설치할 필요도 없고, 냉각효율도 좋다고 생각된다. 그렇지만, 0℃ ~ 10℃ 정도의 온도 범위의 저온의 냉매에 의해 천연가스를 직접 냉각시키면, 천연가스를 감소시켜 운전할 때, 또는 이송 정지 등의 문제가 발생했을 때 등에, 냉각기 내의 천연가스가 과냉각된 상태가 되어 버리는 경우가 있다. 그 결과, 천연가스에 포함된 메탄이나 에탄과 수분이 하이드레이트를 생성하고, 냉각기를 포함해서 그 이후의 공급 라인(201)의 폐색을 일으킬 우려가 있다.As described above, in the cooling of natural gas, the direct cooling of natural gas using glycol water (non-hydrocarbon refrigerant) cooled by the cooling mechanism 33 is two coolers (the first cooler ( 31), it is not necessary to install the second cooler 32), and it is considered that the cooling efficiency is also good. However, if natural gas is directly cooled by a low-temperature refrigerant in the temperature range of 0°C to 10°C, the natural gas in the cooler is supercooled when operating with reduced natural gas or when problems such as stop of transport occur. In some cases, it may become in a state of being. As a result, methane or ethane and moisture contained in natural gas generate hydrate, and there is a concern that the supply line 201 including the cooler may be clogged thereafter.

때문에 본 예의 냉각부(3)는, 제1 냉각기(31)에서 천연가스의 냉각에 이용하는 냉각수를, 제2 냉각기(32)에서 미리 냉각하는 간접 냉각 방식을 채용하고 있다. 이와 같이 간접적으로 냉각시키는 것에 의해, 제1 냉각기(31)에서 이용하는 냉각수의 온도가, 예를 들어 15 ~ 20℃의 범위 내의 온도로 조절되어 있으므로, 천연가스의 공급 정지 등의 문제가 발생한 경우에도, 공급 라인(201)을 흐르는 천연가스를 과도하게 냉각하지 않고 폐색의 발생하기 어려운 온도로 유지할 수 있다.Therefore, the cooling unit 3 of this example adopts an indirect cooling method in which the cooling water used for cooling the natural gas in the first cooler 31 is previously cooled by the second cooler 32. By indirectly cooling in this way, since the temperature of the cooling water used in the first cooler 31 is adjusted to a temperature within the range of, for example, 15 to 20°C, even when a problem such as stopping the supply of natural gas occurs In addition, the natural gas flowing through the supply line 201 can be maintained at a temperature that is unlikely to cause clogging without excessive cooling.

또, 도 2를 이용하여 설명한 바와 같이, 냉각 기구(33)에서 냉각된 글리콜 워터가 가스터빈(41)의 연소용 공기의 냉각에도 이용되는 경우에는, 해당 글리콜 워터는 고온으로 연소하는 가스터빈(41)의 부근을 흐르게 된다. 때문에, 본 예의 공기 냉각기(34)는, 고온의 기기 근방에서 이용해도 안전한 비탄화수소 냉매인 글리콜 워터를 이용하여 연소용 공기의 냉각을 실시하고 있다.In addition, as described with reference to FIG. 2, when the glycol water cooled by the cooling mechanism 33 is also used for cooling the combustion air of the gas turbine 41, the glycol water burns at a high temperature. It flows in the vicinity of 41). Therefore, the air cooler 34 of this example cools the combustion air using glycol water, which is a non-hydrogen refrigerant that is safe even to be used in the vicinity of high-temperature equipment.

이 때 만일, 천연가스의 직접 냉각에 상기 글리콜 워터를 이용하면, 설비의 경년 열화 등에 기인하여 공급 라인(201)을 흐르는 천연가스의 일부가 글리콜 워터 측으로 누출되는 사고가 발생할 수도 있다. 이 경우에는, 천연가스 유래의 탄화수소를 포함하는 글리콜 워터가 냉각 기구(33)를 통하여 공기 냉각기(34) 측의 글리콜 워터와 합류하여, 고온의 기기 근방에서 이용할 때의 안전성을 저하시켜 버릴 우려도 있다.At this time, if the glycol water is used for direct cooling of natural gas, a part of the natural gas flowing through the supply line 201 may leak to the glycol water side due to aging deterioration of the facility. In this case, there is a fear that glycol water containing hydrocarbons derived from natural gas merges with glycol water on the side of the air cooler 34 through the cooling mechanism 33, thereby deteriorating safety when used in the vicinity of high-temperature equipment. have.

이것에 비해, 본 예의 냉각부(3)는, 제1 냉각기(31)를 흐르는 천연가스와 제2 냉각기(32)를 흐르는 글리콜 워터가 분리되어 있으므로, 글리콜 워터 측으로의 천연가스 성분(탄화수소 성분)의 누출이 발생하기 어렵다. 그 결과, 비탄화수소 냉매인 글리콜 워터를, 고온의 기기 근방에서 이용해도 안전한 상태로 유지할 수 있다.In contrast, in the cooling unit 3 of this example, the natural gas flowing through the first cooler 31 and the glycol water flowing through the second cooler 32 are separated, so the natural gas component (hydrocarbon component) toward the glycol water side It is difficult to cause leakage of. As a result, glycol water, which is a non-hydrogen refrigerant, can be maintained in a safe state even if it is used near a high-temperature device.

천연가스 처리의 설명으로 돌아가면, 수분 제거 공정(13)을 실시하는 흡착탑(21, 22) 전후의 개폐 밸브(V1, V2, V4, V5)는 개방 상태가 되어 있다. 분리 드럼(29)에서 유리수가 제거된 천연가스는, 이들 흡착탑(21, 22)에 유입되어, 흡착제와 접촉해서 수분이 흡착 제거된 후, 배출 라인(202)으로 유출된다.Returning to the description of the natural gas treatment, the on-off valves V1, V2, V4, and V5 before and after the adsorption towers 21 and 22 that perform the water removal step 13 are in an open state. The natural gas from which the free water has been removed from the separation drum 29 flows into these adsorption towers 21 and 22, comes into contact with the adsorbent to adsorb and remove moisture, and then flows out to the discharge line 202.

또, 흡착탑 재생 공정을 실시하는 기간 중에는, 해당 공정의 실시 대상인 흡착탑(23)에 접속된 재생가스 라인(203), 리사이클 가스 라인(204)의 각 개폐 밸브(V6a, V3a)가 개방 상태로 된다. 그 결과, 수분이 흡착 제거된 후의 건조 천연가스의 일부가 가열부(27)를 통과해서 가열된 후, 흡착탑(23)에 공급된다. 가열된 건조 천연가스와 접촉한 흡착제로부터 수분이 방출되는 것에 의해, 해당 흡착제가 재생된다. 흡착제로부터 방출된 수분을 포함한 천연가스는, 냉각부(25)에서 냉각되고 분리 드럼(26)에서 유리수가 제거된 후, 압축기(28)를 이용해서 승압되고 공급 라인(201)을 흐르는 천연가스와 합류한다.In addition, during the period in which the adsorption tower regeneration process is performed, the on/off valves V6a and V3a of the regeneration gas line 203 and the recycle gas line 204 connected to the adsorption tower 23 that are the targets of the process are opened. . As a result, a part of the dried natural gas after moisture is adsorbed and removed is heated by passing through the heating unit 27 and then supplied to the adsorption tower 23. The adsorbent is regenerated by the release of moisture from the adsorbent in contact with the heated dry natural gas. Natural gas including moisture discharged from the adsorbent is cooled in the cooling unit 25 and free water is removed from the separating drum 26, and then boosted by using the compressor 28 and flowing through the supply line 201 and the natural gas. Join.

본 실시형태에 따른 천연가스의 전처리 설비(101)에 의하면, 제1 냉각기(31)를 이용하여 천연가스에 포함된 수분을 제거하는 흡착탑(21 ~ 23)에 공급되는 천연가스를, 냉각수와의 열교환에 의해 냉각하고 있다. 나아가서 제2 냉각기(32)를 이용하여 상기 냉각수를, 0℃ ~ 10℃로 냉각한 비탄화수소 냉매인 글리콜 워터와의 열교환에 의해 냉각하고 있다. 그 때문에, 비탄화수소 냉매와의 직접적인 열교환을 피하면서, 천연가스를 적절히 냉각할 수 있다. 그 결과, 천연가스의 냉각을 실시하지 않는 경우와 비교해서, 더욱이 천연가스의 냉각을 냉각수만으로 실시하는 경우에 비교해서도, 흡착탑(21 ~ 23)에 충전되는 흡착제의 충전량을 저감시킬 수 있다.According to the natural gas pretreatment facility 101 according to the present embodiment, the natural gas supplied to the adsorption towers 21 to 23 for removing moisture contained in the natural gas using the first cooler 31 is mixed with the cooling water. It is cooled by heat exchange. Furthermore, the second cooler 32 is used to cool the cooling water by heat exchange with glycol water, which is a non-hydrogen refrigerant cooled to 0°C to 10°C. Therefore, natural gas can be appropriately cooled while avoiding direct heat exchange with the non-hydrogen refrigerant. As a result, compared with the case where natural gas is not cooled, and also compared with the case where natural gas is cooled only with cooling water, the amount of the adsorbent filled in the adsorption towers 21 to 23 can be reduced.

또 도 2를 이용하여 설명한 냉각부(3)는, 해상(바다일 수도 있고 호수일 수도 있다)에서 부유하는 부유체인 선체(90)에 설치된 천연가스 액화 장치(100)에도 적합하다. 도 4는, 도 1을 이용하여 설명한 천연가스 액화 장치(100)를 선체(90)에 설치한 예를 모식적으로 나타내고 있다. 또한, 도시의 편의상, 증기압 조정 공정(108) 등을 실시하기 위한 기기, 산성가스 소각로(110) 등의 기재는 적절히 생략 되어 있다.Further, the cooling unit 3 described with reference to FIG. 2 is also suitable for the natural gas liquefaction apparatus 100 installed in the hull 90, which is a floating body floating on the sea (may be a sea or a lake). 4 schematically shows an example in which the natural gas liquefaction device 100 described with reference to FIG. 1 is installed on the hull 90. In addition, for convenience of illustration, descriptions of equipment for performing the vapor pressure adjustment process 108 and the like, and the acid gas incinerator 110 are omitted as appropriate.

도 4에 나타내는 천연가스 액화 장치(100)는, 예를 들어 선체(90)의 갑판 상에, 계류 설비(터릿)(91), 전처리 설비(101) 및 액화 설비(102)가 설치됨과 함께, 선체(90)의 본체 내부가 액화천연가스 등의 저장설비(104)를 형성하는 탱커로서 구성되어 있다. 예를 들어 전처리 설비(101)에는, 도 1을 이용하여 설명한 기액 분리 공정(11), 산성가스 제거 공정(12), 수분 제거 공정(13), 수은 제거 공정(14)의 각 공정을 실시하기 위한 설비가 설치되어 있다. 전처리 설비(101)에 있어서, 이러한 설비는, 선체(90)의 갑판이나 각 설비를 지지하는 프레임(80) 등의 철제 구조물에 둘러싸이도록 설치되어 있다. 도 4 중의 부호 81은, 각 설비 사이에서 천연가스를 반송하기 위한 파이프이다.In the natural gas liquefaction device 100 shown in FIG. 4, for example, a mooring facility (turret) 91, a pretreatment facility 101, and a liquefaction facility 102 are installed on the deck of the hull 90, The inside of the main body of the hull 90 is configured as a tanker forming a storage facility 104 such as liquefied natural gas. For example, in the pretreatment facility 101, the gas-liquid separation process 11, the acid gas removal process 12, the moisture removal process 13, and the mercury removal process 14 described with reference to FIG. 1 are performed. There are facilities for this. In the pretreatment facility 101, these facilities are installed so as to be surrounded by steel structures such as a deck of the hull 90 and a frame 80 supporting each facility. Reference numeral 81 in FIG. 4 denotes a pipe for conveying natural gas between each facility.

전술한 구성을 갖춘 천연가스 액화 장치(100)에 설치된 액화 설비(102)는, 극저온의 액체인 LNG나 액화용 냉매(예를 들어 이미 설명한 주 냉매)를 취급한다. 그 때문에 만일, 극저온의 액체가 누출되는 문제가 발생하여, 해당 액체가 갑판이나 프레임 등의 주위의 철제 구조물과 접촉하면, 저온 취성에 수반하는 손상이 발생할 우려가 있다. 때문에, 액화 설비(102) 주위의 철제 구조물에는, 극저온의 액체의 누설에 수반하는 손상을 막기 위해서, 내냉 피복제의 도장 등에 의한 내냉 피복이 되어 있다. 도 4에 있어서는, 철제 구조물의 내냉 피복이 실시되어 있는 범위를 해칭으로 나타내었다.The liquefaction facility 102 installed in the natural gas liquefaction apparatus 100 having the above-described configuration handles LNG, which is a cryogenic liquid, or a refrigerant for liquefaction (for example, the main refrigerant described above). Therefore, if a cryogenic liquid leaks out, and the liquid comes into contact with a steel structure around a deck or frame, there is a fear that damage accompanying low temperature brittleness may occur. Therefore, in order to prevent damage caused by leakage of cryogenic liquid, the steel structures around the liquefaction facility 102 are cold-resistant coated by coating or the like with a cold-resistant coating. In Fig. 4, the range in which the cold-resistant coating of the steel structure is applied is shown by hatching.

한편, 전처리 설비(101) 내에서 처리되는 천연가스의 온도는 20 ~ 60℃ 정도이기 때문에, 만일 해당 천연가스가 누설되는 문제가 발생하더라도, 저온 취성에 수반하여 주위의 철제 구조물이 손상되는 문제는 발생하지 않는다.On the other hand, since the temperature of the natural gas processed in the pretreatment facility 101 is about 20 ~ 60 ℃, even if a problem of leakage of the natural gas occurs, the problem that the surrounding steel structures are damaged due to low temperature brittleness is Does not occur.

또 도 2에서 설명한 바와 같이 전처리 설비(101)에 있어서는, 냉매로서 냉각수 및 0℃ ~ 10℃의 비탄화수소 냉매인 글리콜 워터를 이용하고 있다. 따라서, 전처리 설비(101) 내에서는 극저온의 유체를 취급하지 않는다. 이 때문에, 전처리 설비의 주위를 둘러싸는 철제 구조물을 내냉 피복시킬 필요가 없다.In addition, as described in Fig. 2, in the pretreatment facility 101, cooling water and glycol water, which is a non-hydrogen refrigerant at 0°C to 10°C, are used as refrigerants. Therefore, cryogenic fluid is not handled in the pretreatment facility 101. For this reason, it is not necessary to cold-resistant coat the steel structure surrounding the pretreatment facility.

이러한 점에서, 만일, 액화 설비(102) 측에서 사용하고 있는 주 냉매 등의 액화용 냉매를 이용하여 천연가스의 냉각을 실시한다고 하면, 액화 설비(102)로부터 천연가스의 냉각기를 향하여 액화용 냉매를 공급하는 배관을, 전처리 설비(101) 측까지 연장시켜야 한다. 그 결과, 액화용 냉매가 흐르는 넓은 범위에 걸쳐, 주위의 철제 구조물의 내냉 피복이 새롭게 필요하게 되고, 천연가스 액화 장치(100)의 건설비를 끌어 올리는 요인이 될 우려도 있다. 이러한 점에서, 본 실시형태에 따른 천연가스의 전처리 설비(101)에 의하면, 극저온의 냉매를 이용한 천연가스의 냉각을 실시하지 않기 때문에, 내냉 피복의 범위를 액화 설비(102)로 한정하는 효과가 있다.In this regard, if natural gas is cooled by using a liquefaction refrigerant such as a main refrigerant used by the liquefaction facility 102, the liquefaction refrigerant is directed from the liquefaction facility 102 toward the natural gas cooler. The piping supplying the oil must be extended to the pretreatment facility 101 side. As a result, a new need for cold-resistant coating of surrounding steel structures is required over a wide range in which the liquefied refrigerant flows, and there is a concern that it may be a factor that raises the construction cost of the natural gas liquefaction device 100. In this respect, according to the natural gas pretreatment facility 101 according to the present embodiment, since the natural gas is not cooled using a cryogenic refrigerant, the effect of limiting the range of the cold-resistant coating to the liquefaction facility 102 is have.

또한 천연가스 액화 장치(100)를 육상에 설치하는 경우에 있어서도, 각 설비를 둘러싸도록 설치되는 철제 구조물 가운데, 전처리 설비(101)를 둘러싸도록 설치되는 철제 구조물에 내냉 피복을 실시할 필요가 없기 때문에 마찬가지 효과를 얻을 수 있다.In addition, even when the natural gas liquefaction device 100 is installed on land, it is not necessary to apply cold-resistant coating to the steel structure installed to surround the pretreatment facility 101 among the steel structures installed to surround each facility. The same effect can be obtained.

또, 액화 설비(102) 측에서 사용하고 있는 주 냉매를 이용하여, 전처리 설비(101)에서의 천연가스의 냉각을 실시한다고 하면, 전처리 설비(101)보다 먼저 후단 설비인 액화 설비(102)의 운용을 개시할 필요가 있다, 또는 후단 설비인 액화 설비(102)를 기다리지 않고 전처리 설비(101)만으로 운용 개시하는 경우에는 부하를 감소시켜 운전을 실시할 필요가 있는 등 운용제한이 생기게 된다.In addition, supposing that the natural gas is cooled in the pretreatment facility 101 using the main refrigerant used by the liquefaction facility 102, the liquefaction facility 102, which is a downstream facility before the pretreatment facility 101, When it is necessary to start the operation, or when the operation is started only with the pretreatment facility 101 without waiting for the liquefaction facility 102 as a downstream facility, there are operational restrictions, such as the need to reduce the load and perform the operation.

이러한 점에서, 본 실시형태에 따른 냉각 방법에 의하면, 글리콜 워터를 냉각하는 냉각 기구(33)는 다른 어떤 처리설비의 운용상황에 따르지 않고 독립하여 운전할 수 있으므로, 전술한 운용제한을 회피하는 효과가 있다.In this regard, according to the cooling method according to the present embodiment, the cooling mechanism 33 for cooling the glycol water can be operated independently without depending on the operating conditions of any other treatment facility, so that the effect of avoiding the above-described operation limitation is effective. have.

또 공급 라인(201)을 냉각하는 냉각부(3)의 구성이, 제1 냉각기(31)뿐인 경우, 냉각수의 온도는 계절, 일시, 설치장소에 의해 변동하는 것이므로, 그에 따라 공급 라인(201)을 흐르는 가스가 냉각되는 온도도 변동한다. 그 결과 냉각수의 온도에 따른 설비의 운전 조정이 필요할 수 있다. 이러한 점에서, 본 실시형태에 따른 냉각 방법에 의하면, 제2 냉각기(32)에 의해, 제1 냉각기(31)로의 공급 수온을 일정하게 유지할 수 있어 설비의 운전 조정을 저감시키는 효과가 있다.In addition, when the configuration of the cooling unit 3 that cools the supply line 201 is only the first cooler 31, the temperature of the cooling water fluctuates depending on the season, the date and time, and the installation location. Accordingly, the supply line 201 The temperature at which the flowing gas is cooled also fluctuates. As a result, it may be necessary to adjust the operation of the facility according to the temperature of the cooling water. From this point of view, according to the cooling method according to the present embodiment, the second cooler 32 can keep the temperature of the water supplied to the first cooler 31 constant, and there is an effect of reducing the operation adjustment of the facility.

더 나아가서, 제1 냉각기(31)와 제2 냉각기(32)를 구비한 냉각부(3)를 이용한 천연가스의 냉각은, 수분 제거 공정(13)에 공급되는 천연가스의 냉각에 적용하는 경우로 한정되지 않는다. 예를 들어 도 5에 도시된 바와 같이, 산성가스 제거 공정(12)에 공급되는 천연가스의 냉각을 실시할 수도 있다.Furthermore, the cooling of natural gas using the cooling unit 3 provided with the first cooler 31 and the second cooler 32 is applied to the cooling of natural gas supplied to the moisture removal process 13. Not limited. For example, as shown in FIG. 5, natural gas supplied to the acid gas removal process 12 may be cooled.

이하, 도 6을 참조하면서, 산성가스의 흡수 제거를 실시하는 흡수탑(51)으로의 공급 라인(201)에 냉각부(3)를 설치한 예에 대해 설명한다.Hereinafter, an example in which the cooling unit 3 is provided in the supply line 201 to the absorption tower 51 for absorbing and removing acidic gas will be described with reference to FIG. 6.

도 6에 나타내는 예에서는, 기액 분리 공정(11)을 통과한 천연가스가 흐르는 공급 라인(201)에 대해서, 도 2에 나타낸 예와 같은 구성의 냉각부(3)가 설치되어 있다. 해당 냉각부(3)에 있어서, 제1 냉각기(31)의 후단에는, 수분의 흡착 제거를 실시하는 흡착탑(21 ~ 23) 대신에, 산성가스 제거 공정(12)을 실시하기 위한 흡수탑(51)이 설치되어 있다. 흡수탑(51)에 있어서는, 탑 상단 측으로부터 아민 화합물을 포함하는 흡수액이 분산 공급되는 한편, 탑 하단 측으로부터 냉각된 천연가스를 공급한다. 그 결과, 흡수탑(51) 내에서 흡수액과 천연가스가 향류 접촉하고, 액화시 LNG 중에서 고체화될 우려가 있는 산성가스인 이산화탄소나 황화수소가 천연가스로부터 흡수액으로 흡수되어 제거된다.In the example shown in FIG. 6, a cooling unit 3 having the same configuration as the example shown in FIG. 2 is provided in the supply line 201 through which the natural gas that has passed through the gas-liquid separation step 11 flows. In the cooling unit 3, at the rear end of the first cooler 31, instead of the adsorption towers 21 to 23 for adsorbing and removing moisture, an absorption tower 51 for performing the acid gas removal step 12 ) Is installed. In the absorption tower 51, an absorbent liquid containing an amine compound is distributed and supplied from the top side of the tower, while the cooled natural gas is supplied from the bottom side of the tower. As a result, in the absorption tower 51, the absorbent liquid and natural gas are brought into countercurrent contact, and carbon dioxide or hydrogen sulfide, which are acid gases that may be solidified in LNG during liquefaction, are absorbed from the natural gas into the absorbing liquid and removed.

또한 흡수액으로서 이용하는 소정의 아민 흡수액의 선정이나, 액부하(단위시간 당 흡수탑(51)으로의 흡수액 공급량), 흡수탑(51)의 단수 조절을 실시하는 것에 의해, 이산화탄소뿐만 아니라, 황화수소 등의 산성가스도 흡수하여 제거할 수 있다.In addition, not only carbon dioxide but also hydrogen sulfide can be selected by selecting a predetermined amine absorbing liquid to be used as the absorbing liquid, adjusting the liquid load (the amount of absorbed liquid supplied to the absorption tower 51 per unit time), and the number of stages of the absorption tower 51. Acidic gases can also be absorbed and removed.

흡수탑(51)에서 이산화탄소나 황화수소 등을 흡수한 흡수액은, 압력 차이에 의해 재생탑(52)으로 이송되고 리보일러(55)에 의해 탑 내의 흡수액을 가열하는 것에 의해, 흡수액에 흡수된 산성가스를 방산시켜 재생된다. 재생 후의 흡수액은, 이송 펌프(56)에 의해 다시 흡수탑(51)에 공급된다.The absorbent liquid that has absorbed carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc. in the absorption tower 51 is transferred to the regeneration tower 52 due to a pressure difference, and the acid gas absorbed in the absorbent liquid by heating the absorbent liquid in the tower by the reboiler 55 It is reproduced by dissipating it. The absorbent liquid after regeneration is supplied to the absorption tower 51 again by the transfer pump 56.

다른 한편, 흡수액으로부터 방산된 각종 산성가스는, 쿨러(54)에서 냉각되고, 분리 드럼(58)에서 기액 분리된 후, 연소가스로 이용된다. 분리 드럼(58)에서 산성가스로부터 분리된 액체는, 펌프(57)에 의해 재생탑(52)으로 되돌아간다.On the other hand, various acidic gases dissipated from the absorbent liquid are cooled by the cooler 54, separated by gas and liquid by the separation drum 58, and then used as combustion gas. The liquid separated from the acidic gas in the separation drum 58 is returned to the regeneration tower 52 by the pump 57.

이 산성가스 제거 공정(12)을 실행하기 전에 처리 대상의 천연가스를 냉각시킴으로써 중질분을 응축시키고 분리 제거해 두는 것에 의해, 천연가스와 흡수액을 접촉시켰을 때 흡수액으로 중질분이 녹아들어가는 것을 저감시킬 수 있고, 그 결과 흡수탑(51)에 있어서, 천연가스 중의 산성가스가 흡수액으로 흡수되는 것을 안정시킬 수 있다.By cooling the natural gas to be treated before performing this acidic gas removal step 12, the heavy matter is condensed and separated and removed, so that when the natural gas and the absorbent liquid are brought into contact, the melting of the heavy matter into the absorbent liquid can be reduced. As a result, in the absorption tower 51, it is possible to stabilize the absorption of acidic gas in natural gas into the absorption liquid.

이 냉각부(3)로의 냉매로서, 액화 설비(102) 측에서 사용하고 있는 주 냉매를 이용하는 것이 아니라, 냉각수 및 글리콜 워터를 이용함으로써, 이미 설명한 것과 마찬가지로 내냉 피복의 적용범위 밖으로 할 수 있는 것, 액화 설비(102)의 운전상황에 따르지 않는 운용이 가능한 것, 및 하이드레이트 생성에 의한 공급 라인(201)의 폐색을 회피하는 것이 가능하다.As the refrigerant to the cooling unit 3, not using the main refrigerant used on the liquefaction facility 102 side, but using cooling water and glycol water, it is possible to be outside the scope of application of the cold-resistant coating as described above, It is possible to operate the liquefaction facility 102 not in accordance with the operating conditions, and it is possible to avoid clogging of the supply line 201 due to hydrate generation.

냉각부(3)는, 흡착탑(21 ~ 23) 및 흡수탑(51) 양쪽 모두의 입구측에 설치할 수도 있다.The cooling part 3 can also be installed on the inlet side of both the adsorption towers 21-23 and the absorption tower 51.

또 제2 냉각기(32)에서 이용하는 비탄화수소 냉매로서는, 이미 설명한 글리콜 워터를 대신하여 가압수, 순수를 이용할 수도 있다.In addition, as the non-hydrogen refrigerant used in the second cooler 32, pressurized water or pure water may be used instead of the glycol water described above.

100: 천연가스 액화 장치
101: 전처리 설비
102: 액화 설비
21 ~ 23: 흡착탑
31: 제1 냉각기
32: 제2 냉각기
33: 냉각 기구
34: 공기 냉각기
41: 가스터빈
201: 공급 라인100: natural gas liquefaction device
101: pretreatment facility
102: liquefaction equipment
21 to 23: adsorption tower
31: first cooler
32: second cooler
33: cooling mechanism
34: air cooler
41: gas turbine
201: supply line

Claims (8)

주위에 철제 구조물이 설치되고, 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 전처리를 실시하는 전처리 설비로서,
수분을 포함한 천연가스를 공급하는 처리가스 라인에 접속되고, 상기 처리가스 라인으로부터 공급되는 천연가스 중의 수분을 흡착 제거하기 위한 흡착제가 충전된 흡착탑과,
상기 흡착탑의 입구측의 상기 처리가스 라인에 설치되어, 냉각수와의 열교환에 의해, 상기 흡착탑에 공급되는 천연가스를 냉각시키고, 천연가스에 포함된 수분을 부분적으로 유리수로서 응축시키는 제1 냉각기와,
0℃ ~ 10℃의 범위 내의 온도로 냉각된 비탄화수소 냉매와의 열교환에 의해, 상기 냉각수를 냉각시키는 제2 냉각기와,
상기 제1 냉각기의 하류에 설치되어, 천연가스로부터 상기 유리수를 분리하는 분리 드럼
을 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.As a pretreatment facility, a steel structure is installed around it and pretreatment is performed to remove impurities contained in natural gas.
An adsorption tower connected to a process gas line for supplying natural gas including moisture and filled with an adsorbent for adsorbing and removing moisture from the natural gas supplied from the process gas line;
A first cooler installed in the processing gas line at the inlet side of the adsorption tower to cool the natural gas supplied to the adsorption tower by heat exchange with cooling water, and partially condense moisture contained in the natural gas as free water,
A second cooler for cooling the cooling water by heat exchange with the non-hydrogen refrigerant cooled to a temperature in the range of 0°C to 10°C,
Separation drum installed downstream of the first cooler to separate the free water from natural gas
Natural gas pretreatment facility comprising a. 청구항 1에 있어서,
상기 전처리 설비는, 상기 전처리를 실시한 후의 천연가스를 액화하는 액화 설비를 포함하는 천연가스 액화 장치에 설치되어 있는 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 1,
The pretreatment facility for natural gas, characterized in that the pretreatment facility is installed in a natural gas liquefaction device including a liquefaction facility for liquefying the natural gas after the pretreatment has been performed. 청구항 2에 있어서,
상기 액화 설비 주위에 내냉(耐冷) 피복된 철제 구조물이 설치되어 있는 경우에, 상기 전처리 설비 주위의 철제 구조물은 내냉 피복되어 있지 않은 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 2,
A natural gas pretreatment facility, characterized in that when a cold-resistant coated steel structure is installed around the liquefaction facility, the steel structure around the pretreatment facility is not cold-resistant coated. 청구항 2에 있어서,
상기 액화 설비는, 상기 천연가스의 액화에 이용되어 기체가 된 액화용 냉매를 압축하는 가스터빈 구동식 압축기를 구비하고, 상기 비탄화수소 냉매는 상기 가스터빈에 들어가는, 연료가스의 연소용 공기의 냉각에도 사용되는 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 2,
The liquefaction facility includes a gas turbine-driven compressor that compresses a liquefied refrigerant used for liquefaction of the natural gas to become a gas, and the non-hydrogen refrigerant enters the gas turbine, cooling air for combustion of fuel gas. Natural gas pretreatment facility, characterized in that it is also used. 청구항 2에 있어서,
상기 천연가스 액화 장치는, 해상에 부유하는 부유체 상에 설치되는 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 2,
The natural gas liquefaction device is a natural gas pretreatment facility, characterized in that it is installed on a floating body floating on the sea. 청구항 1에 있어서,
상기 흡착탑의 상류측에 설치되고, 천연가스와 흡수액을 접촉시켜 상기 천연가스에 포함된 산성가스를 흡수액에 흡수시켜 제거하는 흡수탑을 구비하는 것과,
상기 처리가스 라인은, 상기 흡착탑 대신에 상기 흡수탑에 접속되고, 상기 제1 냉각기는, 상기 흡수탑에 공급되는 천연가스의 냉각을 실시하는 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 1,
And an absorption tower installed on the upstream side of the adsorption tower and configured to contact the natural gas and the absorption liquid to absorb and remove acidic gas contained in the natural gas into the absorption liquid,
The processing gas line is connected to the absorption tower instead of the absorption tower, and the first cooler cools the natural gas supplied to the absorption tower. 청구항 1에 있어서,
상기 비탄화수소 냉매는, 외부의 냉각기구에 의해 냉각되는 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 1,
The non-hydrogen refrigerant is cooled by an external cooling mechanism. 청구항 1에 있어서,
상기 비탄화수소 냉매는, 글리콜 워터 또는 물인 것을 특징으로 하는 천연가스의 전처리 설비.The method according to claim 1,
The non-hydrogen refrigerant is a natural gas pretreatment facility, characterized in that glycol water or water.
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