WO2018070039A1 - 天然ガス液化設備 - Google Patents

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liquefaction
natural gas
fuel gas
pressure
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Inventor
賢二 川端
智英 村岡
洋祐 山本
裕也 林
隼人 浅野
Original Assignee
日揮株式会社
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels

Definitions

  • the present invention relates to an equipment configuration suitable for a small natural gas liquefaction equipment.
  • Natural gas (NG: Natural Gas) produced in gas wells is liquefied in a natural gas liquefaction facility (NG liquefaction facility) and then liquefied natural gas (LNG: Liquefied Natural Gas) via an LNG tanker or pipeline And shipped to the consumption area.
  • NG Natural Gas
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • the NG liquefaction equipment includes various pretreatment devices for removing impurities such as moisture contained in NG, liquefaction treatment devices for liquefying NG, and storage tanks (LNG tanks) for storing liquefied LNG. Etc. and ancillary equipment are provided.
  • NG is cooled using a refrigerant, and the refrigerant gas evaporated by heat exchange with the NG undergoes a temperature drop due to compression or adiabatic expansion using the compressor, and is re-cooled to cool NG. Used.
  • the NG liquefaction facility includes a generator for supplying electric power to an electric motor such as a pump and a power source for driving the above-described refrigerant gas compressor.
  • These power sources are operated by burning fuel gas including boil-off gas (BOG) generated by vaporization of LNG in the LNG tank.
  • BOG boil-off gas
  • Patent Document 1 the applicant provides a gas engine in an LNG receiving facility that receives LNG transported by an LNG tanker, and operates the gas engine using BOG generated in the LNG tank. , Developing power generation technology.
  • the NG liquefaction facility is different from the LNG receiving facility in the configuration of the fuel gas supply facility and the fuel consumption balance, and the technique described in Patent Document 1 cannot be applied as it is.
  • the present invention has been made under such a background, and an object thereof is to provide a facility configuration suitable for a small-sized natural gas liquefaction facility.
  • the natural gas liquefaction facility of the present invention includes a liquefaction processing apparatus that performs a process of liquefying natural gas, A storage tank for storing liquefied natural gas liquefied by the liquefaction processing apparatus; A boil-off gas line having a boil-off gas compression unit for increasing the pressure of the boil-off gas generated in the storage tank; A gas engine that burns fuel gas and drives a generator; A fuel gas line that is pressurized in the boil-off gas compression section and supplies a fuel gas containing boil-off gas discharged from the boil-off gas line to the gas engine; A refrigerant compression unit that is driven by the electric power generated by the generator and compresses the refrigerant gas that has cooled the natural gas by the liquefaction processing apparatus.
  • the natural gas liquefaction facility may have the following characteristics.
  • the natural gas processing capacity of the liquefaction processing apparatus is a value within the range of 100,000 to 1,000,000 tons / year.
  • the pressure of the fuel gas supplied from the fuel gas line to the gas engine is a value within the range of 0.6 to 1.0 MPaG.
  • the fuel gas further includes another combustion device using the fuel gas, and the pressure of the fuel gas supplied from the fuel gas line to the other combustion device is the same as the pressure of the fuel gas supplied to the gas engine. There is.
  • (C) a dehumidifying device that is provided on the inlet side of the liquefaction processing device and removes moisture in the natural gas supplied to the liquefaction processing device, and natural gas before being processed by the dehumidifying device,
  • the natural gas before being liquefied by the liquefaction treatment apparatus is used as the fuel gas.
  • a return gas line for joining the return gas returned from the gas tanker with the boil-off gas of the liquefied natural gas storage tank, and a part of the fuel gas including the gas boosted by the boil-off gas compression unit in the liquefaction processing device A reprocessing gas that is extracted as a reprocessing gas for reprocessing and includes a reprocessing gas compression unit that compresses the reprocessing gas, and supplies the reprocessing gas pressurized by the reprocessing gas compression unit to the inlet side of the liquefaction processing device And having a line.
  • An exhaust heat recovery unit that recovers exhaust heat of the exhaust gas exhausted from the gas engine is provided, and the exhaust heat recovery unit is configured to remove the acid gas contained in the natural gas before being liquefied by the liquefaction treatment apparatus.
  • Supply a heat source to at least one reboiler.
  • the present invention drives a generator using a gas engine when supplying electric power for use in a natural gas liquefaction facility.
  • Gas engines do not need to compress fuel gas at a high pressure compared to gas turbines, and can be operated stably over a wide range of outside air temperatures and loads. It can be set as the apparatus structure suitable for the small-sized natural gas liquefaction installation.
  • FIG. 1 shows a configuration example of a small-sized NG liquefaction facility provided with a natural gas (NG) liquefaction treatment device 12.
  • the NG liquefaction facility of this example includes a liquefaction processing apparatus 12 having a processing capacity of, for example, 300,000 tons / year within a range of 100,000 to 1,000,000 tons / year.
  • Natural gas (NG) transported from a well source is subjected to mercury removal or acid gas removal by a mercury removal device or acid gas removal device (not shown), and then dehumidification device 11 for TEG (Tri Ethylene). Glycol) is used to remove water.
  • the mercury removing device, the acid gas removing device, and the dehumidifying device correspond to the pretreatment device provided in the NG liquefaction facility of this example.
  • the liquefaction processing apparatus 12 is an electrode that liquefies and supercools NG by cooling a NG with a scrub column that removes heavy components contained in NG, and a mixed refrigerant that includes a plurality of refrigerant raw materials such as nitrogen, methane, ethane, and propane.
  • MCHE Main Cryogenic Heat Exchanger
  • a refrigerant compressor 121 composed of a compressor by compressing the mixed refrigerant gas vaporized by heat exchange, and an after-cooler that cools the mixed refrigerant compressed by the refrigerant compressor 121
  • Equipment such as a cooler is provided.
  • the liquefaction treatment device 12 is provided with each fractionation device (ethane fractionation device, propane fractionation device, butane fractionation device) for fractionating ethane, propane, and butane separated from the cooled NG.
  • each fractionation device ethane fractionation device, propane fractionation device, butane fractionation device
  • each fractionation device for fractionating ethane, propane, and butane separated from the cooled NG.
  • individual devices and apparatuses such as a scrub column, MCHE, aftercooler, and each fractionating apparatus constituting the liquefaction processing apparatus 12 are individually shown. The description is omitted.
  • the liquefied natural gas (LNG) obtained by liquefying and supercooling NG in the liquefaction processing device 12 is sent to the LNG tank 13 and stored.
  • the LNG stored in the LNG tank 13 is fed by the LNG pump 131, loaded into the LNG tanker 50 via the payout line 51, and then shipped to the consumption area.
  • the NG liquefaction facility having the above-described configuration includes a generator 41 that supplies electric power to an electric motor such as a motor 122 that drives the refrigerant compressor 121.
  • a fuel gas including boil-off gas (BOG) generated in the LNG tank 13 is used, and the generator 41 is driven using the gas engine 4.
  • the fuel gas containing BOG is also used in other combustion equipment other than the gas engine 4 as boiler fuel provided in the NG liquefaction facility or pilot burner fuel of the flare stack.
  • the fuel gas supply facility will be described with reference to FIG.
  • BOG mainly composed of nitrogen or methane is generated due to heat input from the outer wall or a change in the liquid level of the LNG.
  • the BOG generated in the LNG tank 13 is extracted to the boil-off gas line 601 and sent to the BOG compression unit 211 driven by the motor 212 via the boil-off gas line 601.
  • the BOG compression unit 211 boosts the BOG to, for example, 0.7 MPaG within the range of 0.6 to 1.0 MPaG.
  • the BOG boosted by the BOG compression unit 211 is cooled by the cooling unit 22 such as an air fin cooler and sent to the knockout drum 3 for separating moisture.
  • the cooling unit 22 is not limited to the air fin cooler, but may be configured to cool the BOG by other methods such as a water-cooled heat exchanger.
  • the natural gas line 605 before dehumidification for supplying the natural gas before being processed by the dehumidifier 11 and the liquefaction processor 12 are used.
  • the BOG boosted by the BOG compression unit 211, the NG before dehumidification supplied from the dehumidified exhaust gas line 605, and the NG supplied from the replenishment gas line 606 flow through the fuel gas line 602 and the knockout drum 3. They are mixed and supplied as fuel gas to combustion equipment such as the gas engine 4. From this viewpoint, the knockout drum 3 also has a function of mixing BOG and NG.
  • NG before dehumidification is supplied from the natural gas line 605 before dehumidification, thereby ensuring adjustment of the pressure control valve 242 described later. Further, NG from the supply gas line 606 is supplied to adjust the pressure of the fuel gas.
  • the NG liquefaction facility of this example uses the gas engine 4 to drive the generator 41.
  • the gas engine 4 is a gas turbine (for example, the supply pressure of fuel gas is 3.0 MPaG). It is possible to operate using low-pressure fuel gas.
  • the fuel gas whose pressure is adjusted to, for example, 0.7 MPaG within the range of 0.6 to 1.0 MPaG is supplied to the gas engine 4 and other combustion equipment.
  • the replenishment gas line 606 is provided with a pressure control valve 242.
  • the pressure control valve 242 is, for example, based on the pressure detection result by the pressure gauge 241 provided in the fuel gas line 603 on the outlet side of the knockout drum 3, and the detected pressure approaches a predetermined set pressure (0.7 MPaG in this example). As described above, the supply amount of NG (pressure adjustment NG) supplied via the replenishment gas line 606 is increased or decreased.
  • the knockout drum 3 may be provided with a function of suppressing rapid heat fluctuation of the fuel gas.
  • Moisture is separated by the knockout drum 3 and the mixed fuel gas is heated to a temperature equal to or higher than the dew point temperature by the heating unit 23 and then supplied to the gas engine 4 via the fuel gas line 604A. .
  • the fuel gas having the same pressure as the fuel gas supplied to the gas engine 4 is supplied to the other combustion devices via the fuel gas line 604B branched from the fuel gas line 604A.
  • the heating unit 23 is not limited to the case where the heating unit 23 is configured by a heat exchanger that heats the fuel gas with a heating medium as shown in FIG. 1, and the BOG is formed by other methods such as a heater equipped with a burner. It is good also as a structure heated.
  • the gas engine 4 drives the generator 41 using the fuel gas supplied from the fuel gas supply facility described above.
  • a gas engine 4 having an output of about 5 to 20 MW, including for backup, is required in the liquefaction facility.
  • a plurality of units, for example, about 1 to 5 units are provided according to the amount of electric power.
  • the electric power generated by the generator 41 is supplied to various electric power use devices in the NG liquefaction facility, such as the motors 122 and 212 that drive the refrigerant compression unit 121 and the BOG compression unit 211 described above.
  • the exhaust heat after the fuel gas is burned by the gas engine 4 is recovered as steam or the like by the exhaust heat recovery unit 401.
  • the recovered heat is obtained by using the above-described acidic gas removing device for removing the acidic gas contained in NG, a reboiler for heating the absorbing solution when the absorbing solution for the acidic gas is regenerated, and the liquefaction processing device 12.
  • a reboiler provided in a fractionation column of each fractionator (ethane fractionator, propane fractionator, butane fractionator) that fractionates ethane, propane, and butane separated from NG It is supplied as a heat source for at least one reboiler selected from the reboiler group.
  • the NG liquefaction facility In the NG liquefaction facility according to the present embodiment having the above-described configuration, when LNG is loaded from the LNG tank 13 to the LNG tanker 50, hydrocarbon gas is generated in the LNG tanker 50, and this hydrocarbon is generated.
  • the gas is returned to the NG liquefaction facility as a return gas.
  • the return gas merges with the BOG flowing through the boil-off gas line 601 via the return gas line 52.
  • the amount of the return gas returned from the LNG tanker 50 may reach several times the amount of BOG generated in the LNG tank 13, but as described above, for example, in the range of 0.6 to 1.0 MPaG.
  • the entire amount of the return gas may be absorbed and not clean.
  • the NG liquefaction facility of this example includes reprocessing gas lines 541 and 542 for extracting surplus fuel gas due to the supply of return gas and returning it to the liquefaction processing apparatus 12 for reprocessing.
  • the reprocessing gas lines 541 and 542 are provided with a reprocessing gas compression unit 531 driven by a motor 532 to increase the pressure of the reprocessed fuel gas (reprocessing gas) to the acceptance pressure of the liquefaction processing apparatus 12 and further perform the reprocessing. After cooling in the gas cooling unit 533, the gas is returned to the inlet side of the liquefaction processing apparatus 12.
  • the operation of the NG liquefaction facility having the above-described configuration will be described. If the amount of BOG generated decreases due to a decrease in the outside air temperature or a change in the liquid level in the LNG tank 13, the amount of BOG supplied from the BOG compressor 211 to the fuel gas line 602 is reduced. Less. As a result, the pressure of the fuel gas detected by the pressure gauge 241 changes in a decreasing direction, so that the pressure adjustment valve 242 opens the opening so that the detected pressure is maintained at the pressure setting value described above. Is increased to increase the supply amount of NG from the makeup gas line 606.
  • the supply amount of the fuel gas to the fuel gas line 603 side decreases, so that the pressure control valve 242 maintains the detected pressure in the pressure gauge 241 at the set pressure, so the supply amount of NG from the supply gas line 606 Increase. Furthermore, when the amount of fuel gas generated is in a shortage balance, acceptance of NG before dehumidification through the dehumidified exhaust gas line 605 may be started.
  • the hydrocarbon gas generated in the LNG tanker 50 is returned through the return gas line 52 and merged with the BOG as the return gas.
  • the supply amount of the fuel gas raw material (BOG and return gas mixed gas) from the BOG compression unit 211 side increases, and the detected pressure of the pressure gauge 241 changes in the increasing direction. Therefore, the pressure control valve 242 decreases the supply amount of the pressure adjustment NG that has been increased in advance with the extraction of the reprocessing gas, and adjusts the fuel gas supply balance according to the return gas reception amount. .
  • the reprocessed gas returned to the liquefaction processing apparatus 12 is processed together with NG, liquefied again, and stored in the LNG tank 13.
  • surplus fuel gas that cannot be absorbed by the fuel gas supply facility is reprocessed and recovered as LNG, so that the surplus fuel gas is combusted and discarded by flares, etc.
  • the loss of LNG can be reduced.
  • the reprocessing gas compression unit 531 and the reprocessing gas cooling unit 533 are stopped, and the reprocessing of the fuel gas in the liquefaction processing device 12 is completed. To do. As a result, the fuel gas generation balance in the fuel gas supply facility returns to the state before starting the LNG loading operation.
  • each device in the fuel gas supply facility described above is performed by controlling a control end of the pressure control valve 242 and the like, and a DCS (Distributed Control System) that controls the entire NG liquefaction facility using these control ends. ) And the like.
  • DCS Distributed Control System
  • the NG liquefaction facility has the following effects.
  • the generator 41 When supplying electric power to be used in the NG liquefaction facility, the generator 41 is driven using the gas engine 4.
  • the generator 41 does not need to compress the fuel gas to a high pressure as compared with the gas turbine, and can be stably operated in a wide range of outside air temperature and load. It can be set as the apparatus structure suitable for the small natural gas liquefaction installation to be drive
  • the method of reprocessing the return gas from the LNG tanker 50 by the liquefaction processing device 12 is to merge the return gas into the BOG of the boil-off gas line 601 and then extract the fuel gas from the fuel gas line 602.
  • the present invention is not limited to the example shown in FIG. 1 in which the reprocessing gas is returned to the inlet side of the liquefaction processing apparatus 12.
  • the return gas line 52 is provided with a reprocessing gas compression unit 531 and a reprocessing gas cooling unit 533, and the downstream end thereof is directly connected to the inlet side of the liquefaction processing apparatus 12, thereby reprocessing the return gas. Gas may be used.
  • the position where the reprocessing gas is returned is not limited to the inlet of the liquefaction processing apparatus 12, but may be the inlet side of any pretreatment apparatus upstream of the liquefaction processing apparatus 12.
  • impurities cury, acid gas, moisture
  • FIG. 2 components having the same functions as those of the NG liquefaction facility described with reference to FIG. 1 are denoted by the same reference numerals as those used in FIG. 1.
  • the greatest difference between the NG liquefaction facility according to the reference example (FIG. 2) is that the power source for driving the generator 72 and the refrigerant compressor 121. And a plurality of gas turbines 71 and 73 are provided. Unlike a small NG liquefaction facility, the installation of a pre-cooling heat exchanger is not omitted in a large NG liquefaction facility. Therefore, in addition to the refrigerant compressor 121 that compresses the mixed refrigerant, the pre-cooling refrigerant is compressed in the NG liquefaction facility. A refrigerant compressor 121 is provided.
  • the gas turbines 71 and 73 need to be supplied with high-pressure fuel gas whose pressure is increased to 3.0 MPaG, for example.
  • the BOG compressor 211 boosts the BOG to the pressure
  • the pressure control valve 242 increases or decreases the supply amount of pressure adjustment NG so that the pressure detected by the pressure gauge 241 is maintained at the pressure.
  • high pressure fuel gas is supplied to the gas turbines 71 and 73, and the fuel gas is burned to drive the generator 72 and the refrigerant compressor 121.
  • the combustion exhaust heat of the gas turbines 71 and 73 is recovered as steam or the like by the exhaust heat recovery units 711 and 731.
  • a pressure reducing valve 252 is provided in the fuel gas line 604B that supplies fuel gas to these combustion devices, and the high pressure fuel gas of 3.0 MPaG is decompressed to 0.7 MPaG, for example.
  • the decompressed fuel gas is gas-liquid separated by the knockout drum 3 and then supplied to each combustion device via the low pressure fuel gas line 607 (low pressure fuel gas system).
  • the NG liquefaction facility including the gas turbines 71 and 73 needs to be provided with two high-pressure / low-pressure fuel gas supply facilities, and the gas engine 4 that can be operated only by the low-pressure fuel gas supply facility. It differs from NG liquefaction equipment provided with.
  • the high-pressure fuel gas supply facility has a larger adjustment margin for fuel gas than the low-pressure fuel gas supply facility. For this reason, even if the entire amount of the return gas generated during the loading operation of the LNG into the LNG tanker 50 is received, the surplus fuel gas resulting from the reception of the return gas is adjusted in pressure from the supply gas line 606. By reducing the amount of NG received, it can be balanced with consumption. For this reason, it is not necessary to provide a facility for returning the surplus fuel gas and return gas to the inlet side of the liquefaction processing apparatus 12 for reprocessing. Also in this point of view, the large NG liquefaction facility is different in configuration from the small NG liquefaction facility that requires a facility for reprocessing the surplus fuel gas or the like as reprocessing gas when receiving the return gas.
  • Reference numeral 12 Liquefaction treatment device 121: Refrigerant compression unit 13: liquefied natural gas (LNG) tank 211: boil-off gas (BOG) compression unit 4: gas engine 41: generator 601: boil-off gas lines 602, 603, 604A, 604B Fuel gas line 8 controller

Abstract

【課題】小型の天然ガス液化設備に適した設備構成を提供する。 【解決手段】天然ガス液化設備において、天然ガスを液化する処理を行う液化処理装置１２と、液化された液化天然ガスを貯蔵する貯蔵タンク１３とを備え、貯蔵タンク１３内で発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）は、ボイルオフガスライン６０１に設けられたボイルオフガス圧縮部２１１にて昇圧され、当該ボイルオフガス含む燃料ガスとして発電機４１を駆動するガスエンジン４へ供給される。発電機４１にて発電された電力は、液化処理装置１２にて天然ガスを冷却した冷媒のガスを圧縮する冷媒圧縮部１２１の駆動などに用いられる。

Description

天然ガス液化設備
　本発明は小型の天然ガス液化設備に適した設備構成に関する。
　ガス井などで産出した天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）は、天然ガス液化設備（ＮＧ液化設備）にて液化された後、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）としてＬＮＧタンカーやパイプラインを介して消費地へと出荷される。
　ＮＧ液化設備には、ＮＧに含まれる水分などの不純物の除去を行う各種の前処理装置や、ＮＧを液化する処理を行う液化処理装置、液化されたＬＮＧの貯蔵を行う貯蔵タンク（ＬＮＧタンク）などの装置や付帯機器が設けられている。　
　液化処理装置においては、冷媒を用いてＮＧの冷却が行われ、ＮＧとの熱交換により気化した冷媒ガスは、圧縮機を用いた圧縮や断熱膨張に伴う温度降下を経て、ＮＧの冷却に再利用される。
　またＮＧ液化設備は、ポンプなどの電動機に電力を供給する発電機や、既述の冷媒ガスの圧縮機を駆動するための動力源を備えている。これらの動力源は、ＬＮＧタンク内におけるＬＮＧの気化により発生したボイルオフガス（ＢＯＧ:Boil Off Gas）を含む燃料ガスを燃焼させて稼働している。
　一方、近年の多様なガス田の開発に伴い、年間のＮＧの処理能力が数百万トンにも及ぶ大型のＮＧ液化設備だけではなく、処理能力が百万トン／年以下の小型のＮＧ液化設備の建設も増えてきている。　
　しかしながらこのような小型のＮＧ液化装設備に適した動力源の選択や、選択された動力源に適合した燃料ガスの供給設備の提案が十分に行われているとは言い難い状況である。
　ここで特許文献１に示すように、出願人は、ＬＮＧタンカーにより輸送されてきたＬＮＧを受け入れるＬＮＧの受入設備にガスエンジンを設け、ＬＮＧタンクにて発生したＢＯＧを利用してガスエンジンを稼働させ、発電を行う技術を開発している。　
　しかしながらＮＧ液化設備は、燃料ガスの供給設備の構成や、燃料の消費バランスがＬＮＧの受入設備とは異なり、特許文献１に記載の技術をそのまま適用することはできない。
国際公開第２０１５/１２８９０３号
　本発明は、このような背景の下になされたものであり、その目的は、小型の天然ガス液化設備に適した設備構成を提供することにある。
　本発明の天然ガス液化設備は、天然ガスを液化する処理を行う液化処理装置と、
　前記液化処理装置にて液化された液化天然ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、
　前記貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを昇圧するためのボイルオフガス圧縮部を備えたボイルオフガスラインと、
　燃料ガスを燃焼して発電機を駆動するガスエンジンと、
　前記ボイルオフガス圧縮部にて昇圧され、前記ボイルオフガスラインから払い出されたボイルオフガス含む燃料ガスを前記ガスエンジンへ供給する燃料ガスラインと、
　前記発電機にて発電された電力により駆動され、前記液化処理装置にて天然ガスを冷却した冷媒のガスを圧縮する冷媒圧縮部と、を備えることを特徴とする。
　前記天然ガス液化設備は以下の特徴を備えていてもよい。
（ａ）　前記液化処理装置の天然ガスの処理能力が１０～１００万トン／年の範囲内の値であること。
（ｂ）　前記燃料ガスラインからガスエンジンに供給される燃料ガスの圧力が０．６～１．０ＭＰａＧの範囲内の値であること。このとき、前記燃料ガスを利用する他の燃焼機器をさらに備え、前記燃料ガスラインから他の燃焼機器へ供給される燃料ガスの圧力が、前記ガスエンジンへ供給される燃料ガスの圧力と共通であること。
（ｃ）前記液化処理装置の入口側に設けられ、当該液化処理装置に供給される天然ガス中の水分を除去する脱湿装置と、前記脱湿装置にて処理される前の天然ガスを、前記燃料ガスラインに供給する脱湿前天然ガスラインと、前記燃料ガス供給ラインの圧力を予め設定された圧力に維持するため、前記液化処理装置にて液化される前の天然ガスを前記燃料ガスラインに供給する圧力調整ガスラインと、を備えたこと。
（ｄ）前記貯蔵タンク内の液化天然ガスを液化天然ガスタンカーへと払い出す払い出しラインと、前記払い出しラインからの液化天然ガスの払い出しに伴って前記液化天然ガスタンカーにて発生し、当該液化天然ガスタンカーから戻された戻りガスを液化天然ガス貯蔵タンクのボイルオフガスと合流させる戻りガスラインと、前記ボイルオフガス圧縮部にて昇圧されたガスを含む燃料ガスの一部を前記液化処理装置にて再処理するための再処理ガスとして抜き出し、さらに圧縮する再処理ガス圧縮部を備え、前記再処理ガス圧縮部にて昇圧された再処理ガスを前記液化処理装置の入口側へ供給する再処理ガスラインと、を備えたこと。
（ｅ）前記ガスエンジンから排出される排ガスの排熱を回収する排熱回収部を備え、前記排熱回収部は、前記液化処理装置にて液化される前の天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去装置のリボイラーと、前記液化処理装置にて天然ガスから分離されたエタン、プロパン、ブタンの分留を行う各分留装置に設けられたリボイラーと、からなるリボイラー群から選択された少なくとも一つのリボイラーに熱源を供給すること。
　本発明は、天然ガス液化設備内で使用する電力の供給にあたり、ガスエンジンを用いて発電機を駆動する。ガスエンジンは、ガスタービンと比較して燃料ガスを高圧に圧縮する必要がなく、また幅広い外気温範囲、負荷範囲で安定して稼働することができるなど運転操作性が良いので、小規模で運転される小型の天然ガス液化設備に適した装置構成とすることができる。
本発明の実施の形態に係る小型のＮＧ液化設備の構成例を示す説明図である。 参考例に係る大型のＮＧ液化設備の構成例を示す説明図である。
　図１は天然ガス（ＮＧ）の液化処理装置１２を備えた小型のＮＧ液化設備の構成例を示している。本例のＮＧ液化設備は、１０～１００万トン／年の範囲内の例えば３０万トン／年の処理能力を有する液化処理装置１２を備えている。
　井戸元などから輸送された天然ガス（ＮＧ）は、不図示の水銀除去装置や酸性ガス除去装置にて水銀除去や酸性ガス除去などが行われた後、脱湿装置１１にてＴＥＧ（Tri Ethylene Glycol）などの吸収液を利用した水分除去が行われる。水銀除去装置、酸性ガス除去装置、及び脱湿装置は、本例のＮＧ液化設備に設けられた前処理装置に相当している。
　脱湿装置１１にて水分を除去された後のＮＧは、液化処理装置１２にて液化される。例えば液化処理装置１２は、ＮＧに含まれる重質分を除去するスクラブカラム、窒素、メタン、エタン、プロパンなどの複数種類の冷媒原料を含む混合冷媒によりＮＧを冷却して液化、過冷却する極低温熱交換器（ＭＣＨＥ：Main Cryogenic Heat Exchanger）、熱交換により気化した混合冷媒ガスを圧縮し圧縮機により構成される冷媒圧縮部１２１、冷媒圧縮部１２１にて圧縮された混合冷媒を冷却するアフタークーラーなどの機器を備える。
　小型のＮＧ液化設備においては、プロパンを主成分とする予冷用冷媒によってＮＧの予冷を行う予冷熱交換器や、熱交換後の予冷用冷媒ガスを圧縮する冷媒圧縮部などの設置が省略される場合がある。但し、本例の液化処理装置１２に対しても、予冷熱交換器や予冷用冷媒圧縮部を設ける場合を否定するものではない。
　さらに液化処理装置１２には、冷却されたＮＧから分離されたエタン、プロパン、ブタンの分留を行う各分留装置（エタン分留装置、プロパン分留装置、ブタン分留装置）が併設されている。　
　なお図示の便宜上、図１においては、冷媒圧縮部１２１を特記した点を除き、液化処理装置１２を構成する各機器や装置（スクラブカラム、ＭＣＨＥ、アフタークーラーや各分留装置など）の個別の記載は省略してある。
　液化処理装置１２にて、ＮＧを液化、過冷却して得られた液化天然ガス（ＬＮＧ）は、ＬＮＧタンク１３に送液され、貯蔵される。ＬＮＧタンク１３に貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧポンプ１３１によって送液され、払い出しライン５１を介してＬＮＧタンカー５０に積み込まれた後、消費地へと出荷される。
　上述の構成を備えたＮＧ液化設備は、冷媒圧縮部１２１を駆動するモーター１２２などの電動機に電力を供給する発電機４１を備えている。本例のＮＧ液化設備においては、ＬＮＧタンク１３内で発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を含む燃料ガスを利用し、ガスエンジン４を用いて発電機４１を駆動する。　
　また、ＢＯＧを含む燃料ガスは、ＮＧ液化設備内に設けられたボイラー燃料や、フレアスタックのパイロットバーナー燃料として、ガスエンジン４以外の他の燃焼機器でも利用される。以下、図１を参照しながら、当該燃料ガスの供給設備について説明する。
　ＬＮＧタンク１３内においては、外壁からの入熱やＬＮＧの液面高さの変化などに起因して窒素やメタンを主成分とするＢＯＧが発生する。ＬＮＧタンク１３内で発生したＢＯＧは、ボイルオフガスライン６０１へと抜き出され、当該ボイルオフガスライン６０１を介してモーター２１２駆動のＢＯＧ圧縮部２１１に送られる。ＢＯＧ圧縮部２１１は、ＢＯＧを０．６～１．０ＭＰａＧの範囲内の例えば０．７ＭＰａＧに昇圧する。
　ＢＯＧ圧縮部２１１にて昇圧されたＢＯＧは、エアフィンクーラーなどの冷却部２２にて冷却され、水分を分離するためのノックアウトドラム３へ送られる。なお冷却部２２は、エアフィンクーラーにより構成する場合に限定されるものではなく、水冷式の熱交換器など、他の手法によりＢＯＧを冷却する構成であってもよい。
　冷却部２２とノックアウトドラム３とを繋ぐ燃料ガスライン６０２には、脱湿装置１１にて処理される前の天然ガスを供給するための脱湿前天然ガスライン６０５と、液化処理装置１２にて液化される前のＮＧを供給する圧力調整ガスライン６０６とが合流している。
　これらＢＯＧ圧縮部２１１にて昇圧されたＢＯＧと、脱湿排ガスライン６０５から供給された脱湿前のＮＧと、補給ガスライン６０６から供給されたＮＧとが燃料ガスライン６０２やノックアウトドラム３を流れるうちに混合され、燃料ガスとしてガスエンジン４などの燃焼機器へと供給される。この観点で、ノックアウトドラム３は、ＢＯＧとＮＧとを混合する機能も備えている。
　補給ガスライン６０６からのＮＧが不足する場合、脱湿前天然ガスライン６０５から脱湿前のＮＧが供給され、これにより後述の圧力調節弁２４２の調整を確保している。また補給ガスライン６０６からのＮＧは、燃料ガスの圧力を調整するために供給される。　
　ここで既述のように、本例のＮＧ液化設備はガスエンジン４を用いて発電機４１を駆動しているところ、ガスエンジン４は、ガスタービン（例えば燃料ガスの供給圧力が３．０ＭＰａＧ）と比べて低圧の燃料ガスを用いて運転することができる。本例では、燃料ガスの圧力は、０．６～１．０ＭＰａＧの範囲内の例えば０．７ＭＰａＧに調整された燃料ガスが、ガスエンジン４及びその他の燃焼機器に対して供給される。
　上述の圧力調整を行うため、補給ガスライン６０６には圧力調節弁２４２が設けられている。圧力調節弁２４２は例えばノックアウトドラム３の出口側の燃料ガスライン６０３に設けられた圧力計２４１による圧力の検出結果に基づき、当該検出圧力が所定の設定圧力（本例では０．７ＭＰａＧ）に近づくように、補給ガスライン６０６を介して供給されるＮＧ（圧力調整用のＮＧ）の供給量を増減する。
　ここで低圧の燃料ガスを供給する設備では、ＢＯＧの発生量の変化やこれに応じたＮＧの供給量の変化に応じて燃料ガスの熱量が変動しやすく、比較的短い時間で熱量変動が発生するおそれもある。そこでノックアウトドラム３には、燃料ガスの急激な熱量変動を抑える機能を付加してもよい。
　ノックアウトドラム３にて水分が分離され、混合された燃料ガスは、加熱部２３にて露点温度以上の温度への加熱が行われた後、燃料ガスライン６０４Ａを介してガスエンジン４に供給される。また他の燃焼機器に対しては、燃料ガスライン６０４Ａから分岐した燃料ガスライン６０４Ｂを介して、ガスエンジン４に供給される燃料ガスと共通の圧力の燃料ガスが供給される。なお、加熱部２３は、図１に示すように熱媒で燃料ガスを加熱する熱交換器にて構成する場合に限定されるものではなく、バーナーを備えたヒーターなど、他の手法によりＢＯＧを加熱する構成としてもよい。
　ガスエンジン４は、上述の燃料ガス供給設備から供給された燃料ガスを用いて発電機４１を駆動する。液化処理装置１２の処理能力が１０～１００万トン／年の範囲内の小型のＮＧ液化設備では、バックアップ用も含めて例えば出力が５～２０ＭＷ程度のガスエンジン４が、その液化設備において必要な電力量に応じて複数台、例えば１～５台程度設けられる。　
　発電機４１にて発電された電力は、既述の冷媒圧縮部１２１やＢＯＧ圧縮部２１１を駆動するモーター１２２、２１２など、ＮＧ液化設備内の各種の電力使用機器に供給される。
　ガスエンジン４にて燃料ガスを燃焼させた後の排熱は、排熱回収部４０１にて蒸気などとして回収される。回収された熱は、ＮＧに含まれる酸性ガスを除去する既述の酸性ガス除去装置にて、酸性ガスの吸収液を再生する際に当該吸収液を加熱するためのリボイラーと、液化処理装置１２にてＮＧから分離されたエタン、プロパン、ブタンの分留を行う各分留装置（エタン分留装置、プロパン分留装置、ブタン分留装置）の分留塔に設けられたリボイラーと、からなるリボイラー群から選択された少なくとも一つのリボイラーの熱源として供給される。
　上述の構成を備える本実施の形態に係るＮＧ液化設備において、ＬＮＧタンク１３からＬＮＧタンカー５０へのＬＮＧの積み込み作業を行う際には、ＬＮＧタンカー５０内で炭化水素ガスが発生し、この炭化水素ガスは戻りガスとしてＮＧ液化設備に戻される。本例では、戻りガスは戻りガスライン５２を介してボイルオフガスライン６０１を流れるＢＯＧと合流する。
　ここでＬＮＧタンカー５０から戻される戻りガスの量は、ＬＮＧタンク１３内におけるＢＯＧの発生量の数倍にも達する場合があるところ、既述のように、例えば０．６～１．０ＭＰａＧの範囲の低圧の燃料ガスを供給する燃料ガス供給設備では、戻りガスの全量を吸収しきれいないおそれもある。
　そこで、本例のＮＧ液化設備は、戻りガスが供給されたことにより、余剰となった燃料ガスを抜き出し、液化処理装置１２へ戻して再処理するための再処理ガスライン５４１、５４２を備えている。再処理ガスライン５４１、５４２には、モーター５３２駆動の再処理ガス圧縮部５３１が設けられ、再処理される燃料ガス（再処理ガス）を液化処理装置１２の受け入れ圧力まで昇圧し、さらに再処理ガス冷却部５３３にて冷却した後、液化処理装置１２の入口側へと戻す。
　上述の構成を備えたＮＧ液化設備の作用について説明する。外気温の低下やＬＮＧタンク１３内の液面高さの変化が緩やかになったことなどにより、ＢＯＧの発生量が減少すると、ＢＯＧ圧縮部２１１側から燃料ガスライン６０２へのＢＯＧの供給量が少なくなる。この結果、圧力計２４１にて検出される燃料ガスの圧力が低下する方向へと変化するので、圧力調節弁２４２は、当該検出圧力が既述の圧力設定値に維持されるように、開度を大きくして補給ガスライン６０６からのＮＧの供給量を増加させる。
　反対に、ＬＮＧタンク１３内におけるＢＯＧの発生量が増加した場合には、ＢＯＧ圧縮部２１１側から燃料ガスライン６０２へのＢＯＧの供給量が増える。この結果、圧力計２４１の検出圧力が上昇する方向へと変化するので、圧力調節弁２４２は、当該検出圧力が圧力設定値に維持されるように、開度を小さくして補給ガスライン６０６からのＮＧの供給量を減少させる。
　次に、ＬＮＧタンク１３からＬＮＧタンカー５０へのＬＮＧの積み込み作業を行う場合の燃料ガスバランスの調整手法の例について説明する。　
　はじめに、ＬＮＧの積み込み作業を開始する前に、通常は停止されている再処理ガス圧縮部５３１や再処理ガス冷却部５３３を稼働させ、再処理ガスライン５４１、５４２を介して液化処理装置１２の入口側へ所定流量の燃料ガス（再処理ガス）を戻し、再処理を開始する。この結果、燃料ガスライン６０３側への燃料ガスの供給量が減少するので、圧力調節弁２４２は、圧力計２４１における検出圧力を設定圧力に維持するため、補給ガスライン６０６からのＮＧの供給量を増大させる。さらに燃料ガスの発生量が不足のバランスとなる場合には、脱湿排ガスライン６０５を介した脱湿前のＮＧの受け入れを開始してもよい。
　この状態にてＬＮＧの積み込み作業が開始されると、ＬＮＧタンカー５０内で発生した炭化水素ガスは、戻りガスライン５２を介して戻され、戻りガスとしてＢＯＧに合流する。この結果、ＢＯＧ圧縮部２１１側からの燃料ガス原料（ＢＯＧ及び戻りガスの混合ガス）の供給量が増え、圧力計２４１の検出圧力は上昇する方向へと変化する。そこで圧力調節弁２４２は、再処理ガスの抜き出しに伴って予め供給量が増えていた圧力調整用のＮＧの供給量を減少させ、戻りガスの受け入れ量に応じて燃料ガスの供給バランスを調整する。
　液化処理装置１２に戻された再処理ガスは、ＮＧと共に処理され、再度液化されてＬＮＧタンク１３へ貯蔵される。戻りガスの受け入れにより、燃料ガスの供給設備にて吸収しきれない余剰の燃料ガスを再処理し、ＬＮＧとして回収することにより、当該余剰の燃料ガスをフレアなどで燃焼廃棄する場合に比べて、ＬＮＧのロスを低減することができる。
　ＬＮＧの積み込み作業が終了し、ＬＮＧタンカー５０からの戻りガスの受け入れがなくなったら、再処理ガス圧縮部５３１、再処理ガス冷却部５３３を停止し、液化処理装置１２における燃料ガスの再処理を終了する。この結果、燃料ガスの供給設備における燃料ガスの発生バランスは、ＬＮＧの積み込み作業を開始する前の状態に戻る。
　以上に説明した燃料ガスの供給設備における各機器の制御は、圧力調節弁２４２などの制御端や、これらの制御端を用いてＮＧ液化設備全体を制御するＤＣＳ（Distributed Control System、分散型制御システム）などから構成される制御部８によって実行される。
　本実施の形態に係るＮＧ液化設備によれば以下の効果がある。ＮＧ液化設備内で使用する電力の供給にあたり、ガスエンジン４を用いて発電機４１を駆動する。発電機４１は、ガスタービンと比較して燃料ガスを高圧に圧縮する必要がなく、また幅広い外気温範囲、負荷範囲で安定して稼働することができるなど運転操作性が良いので、小規模で運転される小型の天然ガス液化設備に適した装置構成とすることができる。
　ここで、ＬＮＧタンカー５０からの戻りガスを液化処理装置１２にて再処理する手法は、当該戻りガスを一旦、ボイルオフガスライン６０１のＢＯＧに合流させた後、燃料ガスライン６０２から燃料ガスを抜き出し、再処理ガスとして液化処理装置１２の入口側へと戻す図１に示す例に限定されない。例えば、戻りガスライン５２に再処理ガス圧縮部５３１や再処理ガス冷却部５３３を介設して、その下流端を液化処理装置１２の入口側に直接、接続することにより、戻りガスを再処理ガスとしてもよい。また、再処理ガスを戻す位置は、液化処理装置１２の入口に限らず、液化処理装置１２の上流側のいずれかの前処理装置の入口側であってもよい。但し、再処理ガスにおける不純物（水銀や酸性ガス、水分）の含有量が十分に低く、液化処理装置１２における処理に影響を及ぼさないときには、液化処理装置１２の入口に戻す場合が、再処理コストを最も低く抑えることができる。
　次いで、上述の実施の形態に係るＮＧ液化装置の技術的特徴を理解するための参考例として、数百万トン／年の処理能力を有する液化処理装置１２を備えた大型のＮＧ液化設備の構成例について、図２を参照しながら簡単に説明する。　
　図２において、図１を用いて説明したＮＧ液化設備と共通の機能を有する構成要素には、図１で用いたものと共通の符号を付してある。
　実施の形態に係るＮＧ液化設備（図１）と比較したとき、参考例に係るＮＧ液化設備（図２）の最大の相違点は、発電機７２や冷媒圧縮部１２１を駆動するための動力源として複数台のガスタービン７１、７３を備えている点にある。
　小型のＮＧ液化設備と異なり、大型のＮＧ液化設備では予冷熱交換器の設置は省略しないので、当該ＮＧ液化設備には、混合冷媒を圧縮する冷媒圧縮部１２１に加えて、予冷用冷媒を圧縮する冷媒圧縮部１２１が設けられる。
　大型のＮＧ液化設備では、上述の複数台の冷媒圧縮部１２１を含む大型の動力機器を駆動する必要がある。ところが現在のところ、大型のガスタービンに匹敵する出力のガスエンジン４は存在しないため、ガスエンジン４にて駆動する発電機４１からの電力供給によって全ての動力を賄おうとすると、既述の出力が５～２０ＭＷ程度のガスエンジン４を数十台も設置する必要が生じてしまい現実的ではない。
　この点において、数台程度のガスエンジン４を用いて動力を供給可能な小型のＮＧ液化設備は、ガスエンジン４の活用に適しているといえる。
　一方で既述のように、ガスタービン７１、７３、に対しては、例えば３．０ＭＰａＧに昇圧された高圧の燃料ガスを供給する必要がある。このため、ＢＯＧ圧縮部２１１は、ＢＯＧを当該圧力まで昇圧し、また圧力調節弁２４２は圧力計２４１の検出圧力が当該圧力に維持されるように圧力調整用のＮＧの供給量を増減する。
　燃料ガスライン６０４Ａ（高圧燃料ガス系統）からは、高圧の燃料ガスがガスタービン７１、７３に供給され、当該燃料ガスを燃焼して発電機７２や冷媒圧縮部１２１を駆動する。ガスタービン７１、７３の燃焼排熱は、排熱回収部７１１、７３１にて蒸気などとして回収される。
　一方、ボイラーやフレアスタックのパイロットバーナーなどの他の燃焼機器は、高圧の燃料ガスを要しない。そこで、これらの燃焼機器に燃料ガスを供給する燃料ガスライン６０４Ｂには減圧弁２５２が設けられ、３．０ＭＰａＧの高圧の燃料ガスを例えば０．７ＭＰａＧまで減圧する。減圧後の燃料ガスは、ノックアウトドラム３にて気液分離された後、低圧燃料ガスライン６０７を介して各燃焼機器に供給される（低圧燃料ガス系統）。　
　このように、ガスタービン７１、７３を備えたＮＧ液化設備は、高圧／低圧の２系統の燃料ガス供給設備を設ける必要がある点において、低圧の燃料ガス供給設備のみで運転可能なガスエンジン４を備えるＮＧ液化設備と相違している。
　ここで、高圧の燃料ガス供給設備は、低圧の燃料ガス供給設備と比較して燃料ガスの調整余力が大きい。このため、ＬＮＧタンカー５０へのＬＮＧの積み込み作業の際に発生した戻りガスの全量を受け入れたとしても、戻りガスの受け入れに伴って余剰となった燃料ガスは、補給ガスライン６０６からの圧力調整用のＮＧの受け入れ量を低減することにより消費量とバランスさせることができる。　
　このため、余剰となった燃料ガスや戻りガスを液化処理装置１２の入口側に戻して再処理する設備は設ける必要がない。この観点においても、大型のＮＧ液化設備は、戻りガスの受け入れの際に余剰となる燃料ガスなどを再処理ガスとして再処理する設備が必要な小型のＮＧ液化設備とは構成が異なっている。
符号
１２　　　　液化処理装置
１２１　　　冷媒圧縮部
１３　　　　液化天然ガス（ＬＮＧ）タンク
２１１　　　ボイルオフガス（ＢＯＧ）圧縮部
４　　　　　ガスエンジン
４１　　　　発電機
６０１　　　ボイルオフガスライン
６０２、６０３、６０４Ａ、６０４Ｂ
　　　　　　燃料ガスライン
８　　　　　制御部

 

Claims (7)

  1. 　天然ガスを液化する処理を行う液化処理装置と、
    　前記液化処理装置にて液化された液化天然ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、
    　前記貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを昇圧するためのボイルオフガス圧縮部を備えたボイルオフガスラインと、
    　燃料ガスを燃焼して発電機を駆動するガスエンジンと、
    　前記ボイルオフガス圧縮部にて昇圧されたボイルオフガス含む燃料ガスを前記ガスエンジンへ供給する燃料ガスラインと、
    　前記発電機にて発電された電力により駆動され、前記液化処理装置にて天然ガスを冷却した冷媒のガスを圧縮する冷媒圧縮部と、を備えることを特徴とする天然ガス液化設備。
  2. 　前記液化処理装置の天然ガスの処理能力が１０～１００万トン／年の範囲内の値であることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化設備。
  3. 　前記燃料ガスラインからガスエンジンに供給される燃料ガスの圧力が０．６～１．０ＭＰａＧの範囲内の値であることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化設備。
  4. 　前記燃料ガスを利用する他の燃焼機器をさらに備え、
    　前記燃料ガスラインから他の燃焼機器へ供給される燃料ガスの圧力が、前記ガスエンジンへ供給される燃料ガスの圧力と共通であることを特徴とする請求項３に記載の天然ガス液化設備。
  5. 　前記液化処理装置の入口側に設けられ、当該液化処理装置に供給される天然ガス中の水分を除去する脱湿装置と、
    　前記脱湿装置にて処理される前の天然ガスを、前記燃料ガスラインに供給する脱湿前天然ガスラインと、
    　前記燃料ガス供給ラインの圧力を予め設定された圧力に維持するため、前記液化処理装置にて液化される前の天然ガスを前記燃料ガスラインに供給する圧力調整ガスラインと、を備えたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化設備。
  6. 　前記貯蔵タンク内の液化天然ガスを液化天然ガスタンカーへと払い出す払い出しラインと、
    　前記払い出しラインからの液化天然ガスの払い出しに伴って前記液化天然ガスタンカーにて発生し、当該液化天然ガスタンカーから戻された戻りガスを液化天然ガス貯蔵タンクのボイルオフガスと合流させる戻りガスラインと、
    　前記ボイルオフガス圧縮部にて昇圧されたガスを含む燃料ガスの一部を前記液化処理装置にて再処理するための再処理ガスとして抜き出し、さらに圧縮する再処理ガス圧縮部を備え、前記再処理ガス圧縮部にて昇圧された再処理ガスを前記液化処理装置の入口側へ供給する再処理ガスラインと、を備えたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化設備。
  7. 　前記ガスエンジンから排出される排ガスの排熱を回収する排熱回収部を備え、前記排熱回収部は、前記液化処理装置にて液化される前の天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去装置のリボイラーと、前記液化処理装置にて天然ガスから分離されたエタン、プロパン、ブタンの分留を行う各分留装置に設けられたリボイラーと、からなるリボイラー群から選択された少なくとも一つのリボイラーに熱源を供給することを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化設備。

     
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