WO2018198572A1 - 天然ガス液化プラント - Google Patents

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WO2018198572A1
WO2018198572A1 PCT/JP2018/010265 JP2018010265W WO2018198572A1 WO 2018198572 A1 WO2018198572 A1 WO 2018198572A1 JP 2018010265 W JP2018010265 W JP 2018010265W WO 2018198572 A1 WO2018198572 A1 WO 2018198572A1
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frame
modules
piping
natural gas
refrigerant
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小林　健一
武司 鍛治
誠 山形
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千代田化工建設株式会社
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    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
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    • F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink

Definitions

  • the present invention relates to a natural gas liquefaction plant including a plurality of modules.
  • LNG plant natural gas liquefaction plant
  • Work for assembling necessary facilities such as a moisture removal facility for removing contained moisture and a compression facility for refrigerants (mixed refrigerant, propane refrigerant, etc.) used for cooling or liquefying the raw material gas is performed at the construction site.
  • modules modularized facilities
  • Patent Document 1 a technique for improving the efficiency of the work on the construction site as described above by transporting those modules to the construction site is known.
  • positioned That is, the size of the upper region of the piping rack
  • each module having a piping rack is orthogonal to the longitudinal direction of the plant due to a plurality of rows of such air-cooled heat exchanger groups. Since the width in the direction (ie, the connection region of the raw material gas transport pipes between the adjacent pipe racks) is increased, the process of connecting the pipes of the modules adjacent to each other (and hence the construction period of the plant) increases. There was a problem to do.
  • the present invention has been devised in view of such problems of the prior art, and has as its main object to provide a natural gas liquefaction plant that can reduce the construction period of the plant in a configuration including a plurality of modules. To do.
  • a natural gas liquefaction plant including a plurality of modules, wherein the plurality of modules are arranged in a row in the longitudinal direction of the plant and straddle between the modules. And a plurality of air-cooled heat exchangers arranged in a line in the longitudinal direction at the upper part of the piping rack. An air-cooled heat exchanger group consisting of each is installed.
  • the direction orthogonal to a longitudinal direction is installed by installing the air-cooling type heat exchanger group which consists of several air-cooling type heat exchangers arrange
  • the air-cooling type heat exchanger group which consists of several air-cooling type heat exchangers arrange
  • the second aspect of the present invention is characterized in that the outer edges of the plurality of modules have a rectangular shape in a plan view, and the size in the longitudinal direction is set larger than the size in the direction orthogonal thereto.
  • modules arranged in a row in the longitudinal direction of the plant can be reduced, and the construction period of the plant can be more effectively reduced.
  • the plurality of air-cooled heat exchanger groups are arranged in a line in the longitudinal direction.
  • At least one of the plurality of modules includes an acid gas removal facility that removes acid gas contained in the source gas, a moisture removal facility that removes moisture contained in the source gas, and a refrigerant At least one of a liquefaction facility for liquefying the raw material gas using and a refrigerant compression facility for compressing the refrigerant, and has a frame that is integrated with the piping rack.
  • the frame includes a frame beam that is disposed at the same height as the corresponding rack beam in the piping rack that is integrated, and is connected to the rack beam.
  • the sixth aspect of the present invention is characterized in that the frame has frame columns arranged in a row with a plurality of rack columns corresponding to the piping racks integrated with each other.
  • the plurality of modules are related to the piping rack and the frame, and when viewed from the longitudinal direction, the first module extends in a direction intersecting with a column and a beam in the frame.
  • a brace is provided only on the frame side.
  • the plurality of modules extend in a direction intersecting with the columns and beams in the piping rack or the frame when viewed from a short direction perpendicular to the longitudinal direction.
  • a plurality of braces are provided from the piping rack to the frame so as to form a line in the short direction.
  • the construction period of the plant can be reduced in a configuration in which the natural gas liquefaction plant includes a plurality of modules.
  • FIG. 1 Schematic configuration diagram of a natural gas liquefaction plant according to an embodiment
  • the top view which shows the example of arrangement
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a natural gas liquefaction plant (hereinafter referred to as “LNG plant”) 1 according to an embodiment of the present invention.
  • LNG plant natural gas liquefaction plant
  • FIG. 1 each piping which conveys source gas etc. is typically shown with the line containing the arrow.
  • the LNG plant 1 is composed of a plurality of facilities that cool a raw material gas (natural gas that is a target of liquefaction treatment) to generate liquefied natural gas (LNG).
  • the LNG plant 1 includes an absorption tower 2 that removes the acidic gas contained in the raw material gas, a regeneration tower 3 that regenerates the absorption liquid (solution) used in the absorption tower 2, and moisture contained in the raw material gas.
  • Gas-liquid separation device 4 for separating, moisture removing devices 5A to 5C for removing moisture contained in the source gas, and source gas from which unnecessary components (acid gas, heavy component, moisture, mercury, etc.) have been removed
  • a liquefying device 6 for liquefying is provided.
  • the absorption tower 2 consists of a tray tower provided with shelves at regular intervals inside the tower, and is removed by countercurrent-contacting the absorbent with the raw material gas supplied via the raw material gas transport pipe L1.
  • the target component here, acid gas and heavy component
  • the raw material gas from which the component to be removed is removed in the absorption tower 2 is sent from the top of the tower to the gas-liquid separation device 4 through the raw material gas transport pipe L2.
  • the absorbing liquid that has absorbed the component to be removed is sent to the regeneration tower 3.
  • the regeneration tower 3 is provided with a shelf similar to the absorption tower 2, and the removal target component is separated from the absorption liquid by treating the absorption liquid at a predetermined pressure and temperature.
  • the absorption liquid from the absorption tower 2 is supplied from the upper part of the tower via the absorption liquid transport pipe L3 and falls in the tower.
  • a reboiler 11 serving as a heat source for the regeneration tower 3 is provided in the circulation pipe L4 connected to the bottom of the regeneration tower 3. Thereby, a part of the absorption liquid discharged from the tower bottom is heated by heat exchange with the heat medium supplied to the reboiler 11 from the outside, and then circulates in the regeneration tower 3.
  • An acid gas component such as carbon dioxide is recovered from the discharge pipe L5 connected to the top of the regeneration tower 3.
  • a heavy component (heavy hydrocarbon such as benzene) is recovered from the discharge pipe L6 branched from the circulation pipe L4 of the regeneration tower 3.
  • the absorption liquid from which the component to be removed has been separated in the regeneration tower 3 is supplied again to the upper part of the absorption tower 2 via the absorption liquid transport pipe L7.
  • a heat exchanger 12 is provided between the absorbing liquid transport pipe L3 and the absorbing liquid transport pipe L7, and the lower temperature absorbing liquid flowing through the absorbing liquid transport pipe L3 absorbs the higher temperature than flowing through the absorbing liquid transport pipe L7. After being heated by heat exchange with the liquid, it is supplied to the regeneration tower 3, while the absorbent flowing through the absorbent transport pipe L7 is cooled by the heat exchange and then supplied to the absorption tower 2.
  • the absorption liquid is a known chemical absorbent that absorbs acidic gas components such as carbon dioxide, hydrogen sulfide, mercaptan, and carbonyl sulfide based on a chemical reaction, and heavy hydrocarbons such as benzene, toluene, and xylene contained in the source gas. It is a mixed absorbent containing a known physical absorbent that physically absorbs (heavy content) in a predetermined ratio. Further, the absorbing liquid contains water at a predetermined ratio.
  • the absorption tower 2 and the regeneration tower 3 and the devices and equipment attached thereto constitute an acid gas removal facility 61 that removes the acid gas contained in the raw material gas.
  • the acid gas removal equipment 61 as long as the acid gas contained in the raw material gas can be removed, not only the absorption tower 2 and the regeneration tower 3 described above, but also other known apparatuses and devices are employed. Is possible.
  • the raw material gas removed in the absorption tower 2 until the component to be removed becomes a predetermined concentration or less is cooled by the precooling heat exchanger 15 provided on the raw material gas transport pipe L2, and then sent to the gas-liquid separation device 4. .
  • Propane refrigerant is used for cooling in the precooling heat exchanger 15, whereby moisture in the raw material gas is condensed and discharged to the outside as a liquid phase component in the gas-liquid separator 4 from the discharge pipe L ⁇ b> 8.
  • the source gas separated as the gas phase component in the gas-liquid separator 4 is supplied to the plurality of moisture removing devices 5A to 5C via the source gas transport pipe L9.
  • the water removing devices 5A to 5C are composed of a dehydration tower filled with a known moisture absorbent that physically adsorbs water.
  • the dehydration process is performed until the moisture in the raw material gas is reduced to a predetermined ratio or less in order to prevent troubles caused by freezing in the subsequent liquefaction process.
  • the source gas from which moisture has been removed in the moisture removing devices 5A to 5C is supplied to the liquefying device 6 after being cooled by the precooling heat exchanger 21 using a propane refrigerant provided on the source gas transport pipe L10.
  • the moisture removing devices 5A to 5C and the devices and equipment attached thereto constitute a moisture removing equipment 62 that removes moisture contained in the raw material gas.
  • the moisture removal equipment 62 is not limited to the above-described moisture removal devices 5A to 5C as long as moisture contained in the source gas can be removed, and other known devices and equipment can be employed. is there.
  • the liquefying device 6 is a main heat exchanger that liquefies the raw material gas from which unnecessary components such as acid gas and heavy components are removed by heat exchange with the mixed refrigerant.
  • the liquefying device 6 includes a spool-type heat exchanger in which a heat transfer tube (tube bundle) for flowing a raw material gas and a mixed refrigerant is wound in a coil shape, and is housed in a shell, but is not limited thereto.
  • Other known configurations such as plate fin heat exchange can be used as long as liquefaction of the source gas is possible.
  • the low-temperature (about ⁇ 162 ° C.) raw material gas liquefied by cooling in the liquefying device 6 is sent to a storage LNG tank (not shown) via the LNG transport pipe L11.
  • the raw material gas supplied to the liquefying device 6 may be boosted by a known compressor or the like.
  • the Propane pre-cooled Mixed Refrigerant method is adopted in which the raw material gas is cooled (precooled) with propane refrigerant and then cooled (liquefied) using a mixed refrigerant as described above.
  • the LNG plant 1 is provided with a propane precooling system facility for cooling with a propane refrigerant and a mixed refrigerant system facility for cooling with a mixed refrigerant.
  • the propane refrigerant compressed in the refrigerant compressor 31 is cooled and condensed in the plurality of air-cooled heat exchangers 32 and 33 via the refrigerant transport pipe L21 and then introduced into the refrigerant drum 34. Thereafter, the propane refrigerant is introduced into the air-cooled heat exchanger 35 and further cooled, precooling heat exchangers 15 and 21 for precooling the raw material gas, and heat exchangers 55 and 56 for cooling the mixed refrigerant described later. , 57, etc. (herein, collectively referred to as propane refrigerant consumption destination 36), it is used for cooling the source gas or the mixed refrigerant.
  • the propane refrigerant discharged from the propane refrigerant consumption destination 36 is introduced into a gas-liquid separator (here, a knockout drum) 37, and the vapor phase component separated therein is again supplied to the refrigerant compressor 31 via the refrigerant transport pipe L22. It is circulated in.
  • Such circulation of the propane refrigerant is a plurality of pipes (herein, collectively referred to as a first refrigerant circulation pipe L15) including the above-described refrigerant transport pipes L21 and L22 that connect the devices and devices in the propane precooling system. ).
  • a first refrigerant circulation pipe L15 including the above-described refrigerant transport pipes L21 and L22 that connect the devices and devices in the propane precooling system.
  • the propane precooling system equipment is shown independently of other devices.
  • the mixed refrigerant is boosted by the first-stage refrigerant compressor 51 and then cooled by the air-cooled heat exchanger 52, and after being boosted by the second-stage refrigerant compressor 53, the air-cooled type Cooled by the heat exchanger 54. Thereafter, the mixed refrigerant is introduced into a series of cooler groups via the refrigerant transport pipe L24, and is further supplied by high-pressure, medium-pressure, and low-pressure propane refrigerants in the refrigerant heat exchangers 55, 56, and 57 that constitute the cooler group. After being cooled, it is introduced into the refrigerant separator 58.
  • each component is again introduced into the liquefying device 6 and used for cooling the raw material gas.
  • the mixed refrigerant discharged from the liquefying device 6 is introduced into a gas-liquid separation device (here, a knockout drum) 59, and the separated vapor phase component is again supplied to the first stage refrigerant compressor via the refrigerant transport pipe L25. 51 is circulated.
  • Such a circulation of the mixed refrigerant is a plurality of pipes (herein collectively referred to as a second refrigerant circulation pipe L16) including the above-described refrigerant transport pipes L24 and L25 connecting between the devices and devices in the mixed refrigerant system. ).
  • the pre-cooling heat exchangers 15 and 21 and the heat exchangers 55, 56, and 57 and the devices and equipment attached thereto constitute a mixed refrigerant / raw material gas cooling facility 64 that removes moisture contained in the raw material gas.
  • the mixed refrigerant / raw material gas cooling facility 64 is not limited to the above-described precooling heat exchangers 15, 21 and heat exchangers 55, 56, 57, etc. as long as at least one of the mixed refrigerant and the raw material gas can be cooled. Other known devices and equipment can be employed.
  • the propane precooling system refrigerant compressor 31 and the mixed refrigerant system refrigerant compressors 51 and 53, and the devices and equipment attached thereto, are refrigerants used for cooling or liquefying the source gas (here, propane refrigerant, mixed A compression facility for compressing the refrigerant is configured.
  • a first refrigerant compression facility 65 and a second refrigerant compression facility 66 are provided as compression facilities.
  • the compression equipment is not limited to the above-described refrigerant compressors 31, 51, 53, etc., as long as the refrigerant used for cooling or liquefying the source gas can be compressed, and other known devices and equipment are employed. Is possible.
  • the configuration (type, number, and arrangement of each device and equipment) of the refrigerant compressor 31, the air-cooled heat exchangers 32, 33, and 35 and the propane refrigerant consumer 36 in the propane precooling system can be changed as appropriate. It is.
  • the configurations of the refrigerant compressors 51 and 53, the air-cooled heat exchangers 52 and 54, the refrigerant heat exchangers 55, 56, and 57 in the mixed refrigerant system can be changed as appropriate.
  • each of the precooling heat exchanger 21 and the air-cooling heat exchangers 32, 33, 35, 52, and 54 is represented by one symbol, but the pre-cooling heat exchanger 21 and the air-cooling heat exchanger are displayed.
  • Each of 32, 33, 35, 52, 54 may be constituted by a plurality of heat exchangers.
  • the refrigerant compressors 31, 51, and 53 can also be configured by a plurality of compressors.
  • the mixed refrigerant a hydrocarbon mixture containing methane, ethane and propane with nitrogen added is used, but not limited to this, as long as the desired cooling capacity can be secured, other known components may be used. Can be adopted. Further, the cooling method of the source gas is not limited to the one shown here, but a cascade method in which individual refrigeration cycles are constituted by a plurality of refrigerants (methane, ethane, propane, etc.) having different boiling points, and mixed refrigerants such as ethane and propane.
  • refrigerants methane, ethane, propane, etc.
  • DMR Double Mixed Refrigerant
  • MFC Mated Fluid Cascade
  • the raw material gas processed in the LNG plant 1 is not particularly limited.
  • natural gas obtained from a pressurized state collected from shale gas, tight sand gas, coal bed methane, or the like is used as a raw material. It can be used as a gas.
  • a method for supplying the raw material gas to the LNG plant not only the supply from a gas field or the like via a pipe but also a gas once stored in a storage tank or the like may be supplied.
  • source gas in the present specification does not mean that the gas is strictly in a gaseous state, but refers to an object (including a midway of processing) to be liquefied in the LNG plant 1.
  • the LNG plant 1 is not limited to the above-described apparatus but may be provided with other known equipment in order to remove unnecessary components in the raw material gas before the raw material gas is supplied to the liquefying device 6.
  • a mercury removal facility such as a fixed bed type adsorption tower filled with activated carbon
  • a heavy component Liquefied by heavy component removal equipment (expander, scrub column, compressor, rectifier, etc.) and liquefaction device 6 for removing relatively high freezing point components such as benzene and C5 + hydrocarbons
  • a nitrogen removal facility for adjusting the amount of nitrogen contained, and a heat transfer fluid heated by exhaust heat from the gas turbine for driving the compressor are supplied to each facility in the LNG plant 1
  • a gas turbine facility including a fuel gas supply device for adjusting the temperature and pressure of the fuel gas such as a heat
  • FIG. 2 is a plan view showing an arrangement example of main equipment in the LNG plant 1 shown in FIG.
  • the acidic gas removal equipment 61 shown in FIG. 1 is omitted for convenience of explanation.
  • FIG. 2 for the sake of convenience, the configuration of the LNG plant 1 will be described based on the front-rear direction (that is, the longitudinal direction of the plant) and the left-right direction (that is, the short direction of the plant) indicated by arrows in the drawing.
  • the plant site 70 is provided with first to sixth modules 71 to 76 including various facilities and piping necessary for the LNG plant 1 as the main part of the LNG plant 1.
  • the first module 71 transports a fluid such as a raw material gas, various components separated from the raw material gas, LNG, a refrigerant for cooling the raw material gas, and the like.
  • a fluid such as a raw material gas, various components separated from the raw material gas, LNG, a refrigerant for cooling the raw material gas, and the like.
  • This is mainly composed of a piping portion 71a including a piping rack in which the piping is provided.
  • the second module 72 relates to a left-side piping part 72a including a piping rack in which piping connected mainly to the downstream side of the piping part 71a of the first module 71, and the moisture removing equipment 62 (see FIG. 1). It is mainly comprised from the right side installation part 72b containing an apparatus and an apparatus.
  • the third module 73 includes a left-side pipe portion 73a including a pipe rack in which pipes connected mainly to the downstream side of the pipe portion 72a of the second module 72, and a mixed refrigerant / raw material gas cooling facility 64 (see FIG. 1) and the right equipment section 73b including the apparatus and equipment.
  • the fourth module 74 is a device related to the left piping unit 74a including a piping rack in which piping connected mainly to the downstream side of the piping unit 73a of the third module 73 and the liquefaction facility 63 (see FIG. 1). And the right equipment part 74b including the equipment.
  • a pipe for transporting a raw material gas extending in the longitudinal direction across the modules 71-74 piping sections 71a-74a
  • a raw material gas transport pipe a pipe for transporting a raw material gas extending in the longitudinal direction across the modules 71-74 (piping sections 71a-74a)
  • the fifth module 75 and the sixth module 76 are arranged on the left side of the third module 73 and the fourth module 74, respectively, and a first refrigerant compression facility 65 and a first refrigerant that compress refrigerant used for cooling or liquefying the source gas. It is mainly composed of equipment parts 75b and 76b including two refrigerant compression equipment 66 (see FIG. 1).
  • the first refrigerant compression facility 65 and the second refrigerant compression facility 66 include a propane precooling system refrigerant compressor 31, a mixed refrigerant system refrigerant compressors 51 and 53, and devices and equipment attached thereto. It can be arranged regardless of the system.
  • specific equipment such as water removal equipment 62, liquefaction equipment 63, mixed refrigerant / raw material gas cooling equipment 64, first refrigerant compression equipment 65, and second refrigerant compression equipment 66. It is not always necessary to include any of the above, and it is sufficient if it includes at least the devices and equipment that constitute the LNG plant 1.
  • a refrigerant in this case, a propane refrigerant
  • a refrigerant includes a plurality of air-cooled heat exchangers 32, 33, 54 and the like (see FIG. 1) disposed adjacent to each other in the front-rear direction at the uppermost part of each of the piping parts 71a-74a .
  • An air-cooled heat exchanger group 69A, 69B, 69C, 69D for (mixed refrigerant) is disposed.
  • the air-cooled heat exchanger groups 69A, 69B, 69C, 69D are each composed of a plurality of air-cooled heat exchangers arranged in a line in the longitudinal direction. As described above, a plurality of air-cooled heat exchangers (air-cooled heat exchangers 32, 33, and 35 in FIG. , 54), each piping section 71a-74a in the short direction (left and right direction in FIG.
  • each of the air-cooled heat exchanger groups 69A, 69B, 69C, 69D (That is, the connection region of the raw material gas transport pipes between adjacent pipe racks) can be suppressed, so that when the LNG plant 1 includes a plurality of modules 71-74, The construction period can be reduced.
  • the piping parts 71a-74a that is, the air-cooled heat exchanger groups 69A, 69B, 69C, 69D) of the modules 71-74 are arranged in a line in the longitudinal direction. As a result, it is possible to more efficiently suppress an increase in the connection region of the raw material gas transport pipes between the adjacent pipe racks.
  • a frame that supports devices and equipment related to each equipment is provided integrally with the piping rack.
  • the first to fourth modules 71-74 constitute a module group of the first system 78 arranged so as to be arranged in a substantially straight line along the virtual axis X1 extending in the front-rear direction (that is, the longitudinal direction of the plant).
  • each of the piping parts 71a-74a is connected between adjacent modules.
  • Each of the piping portions 71a-74a includes an edge portion extending substantially linearly along the virtual axis line X1 on one end side (here, the left side) of the first to fourth modules 71-74.
  • the first to fourth modules 71-74 are provided so that the widths in the front-rear direction are substantially the same.
  • the second to fourth modules 72-74 are provided so that the left and right widths are substantially the same.
  • the outer edges of the first to fourth modules 71-74 are preferably rectangular (substantially rectangular) in plan view, and at least the size in the longitudinal direction is preferably set larger than the size in the short direction perpendicular thereto.
  • the fifth and sixth modules 75 and 76 constitute a module group of the second system 79 arranged so as to be linearly arranged along the virtual axis X2 parallel to the virtual axis X1.
  • the fifth and sixth modules 75 and 76 are separated from each other, and the pipes of the first refrigerant compression facility 65 and the second refrigerant compression facility 66 are the third module 73 and the fourth module 74, respectively. Connected to other pipes.
  • an air-cooled heat exchanger group (the air-cooled heat exchanger in FIG. 1) is placed on the upper part of the frame on the third and fourth modules 73 and 74 side (that is, the right side in FIG. 2).
  • 52 etc.) 69E and 69F are arranged respectively.
  • the refrigerant transport pipes arranged in the fifth and sixth modules 75 and 76 are not directly connected between the two modules, and are connected via the pipes arranged in the third module 73 and the fourth module 74. Connected to each other.
  • first to sixth modules 71 to 76 are not necessarily limited to those including only the apparatuses and devices related to the corresponding facilities as described above, and some of the devices and apparatuses related to other facilities corresponding to the adjacent modules. May be included. Further, the number and arrangement of modules in the LNG plant 1 can be appropriately changed as long as the LNG plant 1 can be realized.
  • FIG. 3 is a view showing the fourth module 74 viewed from the longitudinal direction of the plant
  • FIG. 4 is a side view of the fourth module viewed from the short direction of the plant.
  • FIGS. 3 and 4 for the sake of convenience, a part of the piping is shown in a cut state.
  • the fourth module 74 has a structure 200 in which a liquefaction facility 63 and the like are installed.
  • the structure 200 includes a piping rack 210 that constitutes the piping part 74a and a frame 220 that constitutes the equipment part 74b.
  • the piping rack 210 is disposed as a structural member at a predetermined interval, and is arranged with a plurality of columns (rack columns) 211 extending in the vertical direction at a predetermined interval and extending in the horizontal direction. It has a plurality of existing beams (rack beams) 212 and a substantially flat plate-like roof portion 213 and floor 214. Further, the lower part of the piping rack 210 (including the lower end of a part of the column 211) is installed on the support 90.
  • the frame 220 is arranged as a structural member at a predetermined interval, and is arranged with a plurality of columns (frame columns) 221 extending in the vertical direction at a predetermined interval, and horizontally.
  • the lower part of the frame 220 (including the lower end of a part of the column 221) is installed with respect to the support 90.
  • the frame 220 is provided on one side (here, the right side) of the piping rack 210 so as to be integrated with the piping rack 210. This suppresses an increase in the width of the piping rack 210 in the direction orthogonal to the longitudinal direction (that is, the connection region of the raw material gas transport piping between the adjacent piping racks), while maintaining the facilities (here, The liquefaction facility 63) can be installed in the module.
  • the intervals between the plurality of columns 221 are set to be substantially the same as the corresponding columns 211 in the piping rack 210. Further, the beams 222 arranged in a plurality of stages are arranged at substantially the same height as the corresponding beams 212 in the piping rack 210.
  • the braces (first braces) 240 extending in the direction intersecting the columns and beams in the frame 220 are the frames 220. It is provided only on the side.
  • the braces 240 are oblique so as to connect between the columns 221 adjacent in the left-right direction at a predetermined position (that is, so as to cross a rectangular space defined by the columns and beams when viewed from the longitudinal direction). Although not shown in the figure, they are arranged in rows at a plurality of locations on the back side of the drawing (that is, at a predetermined interval in the front-rear direction in FIG. 2).
  • the column 221 (or column 211) and the beam 222 (or column) in the piping rack 210 or the frame 220 are used.
  • a brace (second brace) 241 extending in a direction intersecting the beam 212) is provided in the piping rack 210 and the frame 220.
  • the braces 241 connect the columns 221 (or columns 211) adjacent in the front-rear direction at a predetermined position (that is, cross the rectangular space defined by the columns and beams when viewed from the short side direction). (2) Although not shown in the figure, they are arranged diagonally (ie, at predetermined intervals in the left-right direction in FIG. 2).
  • the braces 241 disposed in the piping rack 210 do not hinder the disposition of the raw material gas transport piping 245 in the piping rack 210.
  • the liquefaction facility 63 necessary for the plant is installed in the fourth module 74, it is necessary for the piping rack 210 and the frame 220 without hindering the arrangement of the source gas transport piping 245 in the piping rack 210. It is possible to ensure a sufficient strength.

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Abstract

【課題】天然ガス液化プラントが複数のモジュールを含む構成において、プラントの工期を低減する。 【解決手段】天然ガス液化プラント１において、複数のモジュール７１－７４が、プラントの長手方向に列をなすようにそれぞれ配置されると共に、各モジュール７１－７４間にまたがって長手方向に延びる原料ガス輸送用配管２４５が配設される配管用ラック２１０をそれぞれ有し、配管用ラック２１０の上部には、長手方向に１列に配置された複数の空冷式熱交換器からなる空冷式熱交換器群６９Ａ－６９Ｄがそれぞれ設置された構成とする。

Description

天然ガス液化プラント
　本発明は、複数のモジュールを含む天然ガス液化プラントに関する。
　従来、例えば、天然ガスの液化プラント（以下、「ＬＮＧプラント」という。）の建設では、液化処理の対象である原料ガス中に含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去設備や、原料ガス中に含まれる水分を除去する水分除去設備や、原料ガスの冷却や液化に用いられる冷媒（混合冷媒、プロパン冷媒等）の圧縮設備などの必要な設備を建設現場にて組み立てる作業が行われる。
　一方で、そのようなＬＮＧプラントを構成する各設備や、それら設備に含まれる装置や機器等を予め遠隔地において複数のモジュール化された設備（以下、単に「モジュール」という。）として組み立てた後、それらのモジュールを建設現場に運搬することにより、上述のような建設現場での作業を効率化する技術が知られている（特許文献１参照）。
特表２０１６－５１４８２３号公報
　ところで、従来のＬＮＧプラントでは、プラント内において液化される原料ガスを輸送するための配管（以下、「原料ガス輸送用配管」という。）が配設される配管用ラックのプラント用地における設置領域（すなわち、配管用ラックの上部領域）の大きさは、その配管用ラックの上部に設置される空冷式熱交換器（エアフィンクーラ）の必要数によって左右されるが、プラントの長手方向に延びる空冷式熱交換器群を複数列配置することにより、ＬＮＧプラントの長手方向の長さの増大を抑制することができる。
　しかしながら、上記特許文献１に記載のような複数のモジュールを含むＬＮＧプラントでは、そのような空冷式熱交換器群の複数列配置により、配管用ラックを有する各モジュールは、プラントの長手方向に直交する方向の幅（すなわち、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域）が大きくなるため、互いに隣接するモジュールの配管同士を接続する工程（延いては、プラントの工期）が増大するという問題があった。
　本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、複数のモジュールを含む構成において、プラントの工期を低減可能とする天然ガス液化プラントを提供することを主目的とする。
　本発明の第１の側面では、複数のモジュールを含む天然ガス液化プラントであって、前記複数のモジュールは、プラントの長手方向に列をなすようにそれぞれ配置されると共に、前記各モジュール間にまたがって前記長手方向に延びる原料ガス輸送用配管が配設される配管用ラックをそれぞれ有し、前記配管用ラックの上部には、前記長手方向に１列に配置された複数の空冷式熱交換器からなる空冷式熱交換器群がそれぞれ設置されたことを特徴とする。
　これによれば、各配管用ラックの上部に、長手方向に１列に配置された複数の空冷式熱交換器からなる空冷式熱交換器群をそれぞれ設置することにより、長手方向に直交する方向における配管用ラックの幅（すなわち、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域）の増大を抑制することが可能となるため、天然ガス液化プラントが複数のモジュールを含む構成において、プラントの工期を低減することができる。
　本発明の第２の側面では、前記複数のモジュールの外縁は、平面視において矩形状をなし、前記長手方向のサイズがそれに直交する方向のサイズよりも大きく設定されたことを特徴とする。
　これによれば、空冷式熱交換器の必要数に応じて配管用ラック（空冷式熱交換器の設置領域）を確保する場合に、プラントの長手方向に列をなすように配置されるモジュールの数（すなわち、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域の数）を減少させることができ、プラントの工期をより効果的に低減することができる。
　本発明の第３の側面では、前記複数の空冷式熱交換器群は、前記長手方向に１列に配置されたことを特徴とする。
　これによれば、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域の増大をより効率良く抑制することが可能となるため、プラントの工期をより効果的に低減することができる。
　本発明の第４の側面では、前記複数のモジュールの少なくとも１つは、原料ガス中に含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去設備、原料ガス中に含まれる水分を除去する水分除去設備、冷媒を用いて原料ガスを液化する液化設備、及び前記冷媒を圧縮する冷媒圧縮設備のうちの少なくとも１つが配置され、かつ前記配管用ラックと一体をなす架構を有することを特徴とする。
　これによれば、長手方向に直交する方向における配管用ラックの幅の増大を抑制しつつ、プラントに必要な設備をモジュールに設置することが可能となる。
　本発明の第５の側面では、前記架構は、一体をなす前記配管用ラックにおいて対応するラック用梁と同じ高さに配置され、かつ前記ラック用梁に連結された架構用梁を有することを特徴とする。
　これによれば、プラントに必要な設備をモジュールに設置する場合に、モジュール（すなわち、配管用ラックおよび架構）の構造が複雑化することを回避することができる。
　本発明の第６の側面では、前記架構は、一体をなす前記配管用ラックにおいて対応する複数のラック用柱と共に列をなすように配置された架構用柱を有することを特徴とする。
　これによれば、プラントに必要な設備をモジュールに設置する場合に、モジュール（すなわち、配管用ラックおよび架構）の構造が複雑化することを回避することができる。
　本発明の第７の側面では、前記複数のモジュールは、前記配管用ラックおよび前記架構に関し、前記長手方向から見た場合に、前記架構における柱および梁と交差する方向に延在する第１の筋交いが前記架構側にのみ設けられたことを特徴とする。　
　これによれば、プラントに必要な設備をモジュールに設置する場合に、配管用ラックにおける配管の配設を阻害することなく、配管用ラックおよび架構に必要な強度を確保することが可能となる。
　本発明の第８の側面では、前記複数のモジュールは、前記長手方向に直交する短手方向から見た場合に、前記配管用ラックまたは前記架構における柱および梁と交差する方向に延在する第２の筋交いが前記短手方向に列をなすように前記配管用ラックから前記架構にわたって複数設けられたことを特徴とする。
　これによれば、プラントに必要な設備をモジュールに設置する場合に、配管用ラックにおける配管の配設を阻害することなく、配管用ラックおよび架構に必要な強度を確保することが可能となる。
　このように本発明によれば、天然ガス液化プラントが複数のモジュールを含む構成において、プラントの工期を低減することが可能となる。
実施形態に係る天然ガスの液化プラントの概略構成図 図１に示した天然ガスの液化プラントにおける主要設備の配置例を示す平面図 プラントの長手方向から見た第４モジュールを示す図 プラントの短手方向から見た第４モジュールの側面図
　以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。
　図１は本発明の実施形態に係る天然ガスの液化プラント（以下、「ＬＮＧプラント」という。）１の概略構成図である。図１では、原料ガス等を輸送する各配管が矢印を含む線で模式的に示されている。
　ＬＮＧプラント１は、原料ガス（液化処理の対象である天然ガス）を冷却して液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成する複数の設備からなる。ＬＮＧプラント１には、原料ガスに含まれる酸性ガスを除去する吸収塔２と、吸収塔２で使用された吸収液（溶液）を再生する再生塔３と、原料ガスに含まれる水分を気液分離する気液分離装置４と、原料ガスに含まれる水分を除去する水分除去装置５Ａ～５Ｃと、不要な成分（酸性ガス、重質分、水分、及び水銀等）が除去された原料ガスを液化する液化装置６とが設けられている。
　吸収塔２は、塔の内部に一定の間隔で棚段が設けられた棚段塔からなり、原料ガス輸送配管Ｌ１を介して供給された原料ガスに吸収液を向流接触させることにより、除去対象成分（ここでは、酸性ガスおよび重質分）を吸収液に吸収させる。吸収塔２において除去対象成分が除去された原料ガスは、その塔頂部から原料ガス輸送配管Ｌ２を介して気液分離装置４に送られる。一方、除去対象成分を吸収した吸収液は再生塔３に送られる。
　再生塔３には、吸収塔２と同様に棚段が設けられており、所定の圧力および温度で吸収液を処理することにより、除去対象成分を吸収液から離脱させる。再生塔３では、吸収塔２からの吸収液が吸収液輸送配管Ｌ３を介して塔の上部から供給されて塔内を落下する。再生塔３の塔底部に接続された循環配管Ｌ４には、再生塔３の熱源となるリボイラ１１が設けられている。これにより、塔底部から排出される吸収液の一部は、外部からリボイラ１１に供給される熱媒体との熱交換によって加熱された後に、再生塔３内に循環する。再生塔３の塔頂部に接続された排出配管Ｌ５からは、二酸化炭素等の酸性ガス成分が回収される。また、再生塔３の循環配管Ｌ４から分岐した排出配管Ｌ６からは、重質分（ベンゼン等の重質炭化水素）が回収される。
　再生塔３において除去対象成分が分離された吸収液は、吸収液輸送配管Ｌ７を介して再び吸収塔２の上部に供給される。吸収液輸送配管Ｌ３および吸収液輸送配管Ｌ７の間には熱交換器１２が設けられており、吸収液輸送配管Ｌ３を流れるより低温の吸収液が、吸収液輸送配管Ｌ７を流れるより高温の吸収液との熱交換によって加熱された後に再生塔３に供給される一方、吸収液輸送配管Ｌ７を流れる吸収液は、その熱交換によって冷却された後に吸収塔２に供給される。
　吸収液は、二酸化炭素、硫化水素、メルカプタン、及び硫化カルボニル等の酸性ガス成分を化学反応に基づき吸収する公知の化学吸収剤と、原料ガスに含まれるベンゼン、トルエン及びキシレン等の重質炭化水素（重質分）を物理吸収する公知の物理吸収剤とを所定の割合で含む混合吸収剤である。また、吸収液には所定の割合で水が含まれる。
　吸収塔２および再生塔３並びにそれらに付設された装置や機器は、原料ガス中に含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去設備６１を構成する。ただし、酸性ガス除去設備６１としては、原料ガス中に含まれる酸性ガスを除去可能な限りにおいて、上述の吸収塔２および再生塔３等に限らず、他の公知の装置や機器を採用することが可能である。
　吸収塔２において除去対象成分が所定の濃度以下となるまで取り除かれた原料ガスは、原料ガス輸送配管Ｌ２上に設けられた予冷熱交換器１５によって冷却された後に気液分離装置４に送られる。予冷熱交換器１５での冷却には、プロパン冷媒が用いられ、これにより、原料ガス中の水分が凝縮され、気液分離装置４での液相成分として排出配管Ｌ８から外部に排出される。気液分離装置４での気相成分として分離された原料ガスは、原料ガス輸送配管Ｌ９を介して複数の水分除去装置５Ａ～５Ｃにそれぞれ供給される。
　水分除去装置５Ａ～５Ｃは、水分を物理吸着する公知の吸湿剤が充填された脱水塔からなる。水分除去装置５Ａ～５Ｃでは、後の液化処理における氷結等によるトラブルを防止すべく、原料ガス中の水分を所定の割合以下とするまで脱水処理が行われる。水分除去装置５Ａ～５Ｃにおいて水分が除去された原料ガスは、原料ガス輸送配管Ｌ１０上に設けられたプロパン冷媒による予冷熱交換器２１によって冷却された後に液化装置６に供給される。
　水分除去装置５Ａ～５Ｃ及びそれらに付設された装置や機器は、原料ガス中に含まれる水分を除去する水分除去設備６２を構成する。ただし、水分除去設備６２としては、原料ガス中に含まれる水分を除去可能な限りにおいて、上述の水分除去装置５Ａ～５Ｃ等に限らず、他の公知の装置や機器を採用することが可能である。
　液化装置６は、酸性ガスや重質分等の不要な成分が除去された原料ガスを混合冷媒との熱交換によって液化する主熱交換器である。液化装置６は、原料ガス及び混合冷媒を流す伝熱管（管束）がコイル状に巻かれた状態でシェルに収められたスプール巻き（Spool Wound）型熱交換器からなるが、これに限らず、少なくとも原料ガスの液化処理が可能な限りにおいて、プレートフィン型熱交換等の他の公知の構成を用いることができる。液化装置６での冷却によって液化された低温（約－１６２℃）の原料ガスは、ＬＮＧ輸送配管Ｌ１１を介して貯蔵用のＬＮＧタンク（図示せず）に送られる。なお、液化装置６における液化処理を容易とするために、液化装置６に供給される原料ガスを公知の圧縮機等によって昇圧してもよい。
　ＬＮＧプラント１による原料ガスの冷却・液化処理では、上述のようにプロパン冷媒により原料ガスを冷却（予冷）した後に混合冷媒を用いて冷却（液化）するPropane pre-cooled Mixed Refrigerant方式を採用しており、ＬＮＧプラント１には、プロパン冷媒による冷却に関するプロパン予冷系の設備と、混合冷媒による冷却に関する混合冷媒系の設備とが設けられている。
　プロパン予冷系では、冷媒圧縮機３１において圧縮されたプロパン冷媒が、冷媒輸送配管Ｌ２１を介して複数の空冷式熱交換器３２、３３において冷却・凝縮された後に冷媒ドラム３４に導入される。その後、プロパン冷媒は、空冷式熱交換器３５に導入されてさらに冷却され、原料ガスを予冷するための予冷熱交換器１５、２１および後述する混合冷媒を冷却するための熱交換器５５、５６、５７等（ここでは、総称してプロパン冷媒の消費先３６とする。）において原料ガスまたは混合冷媒の冷却に用いられる。プロパン冷媒の消費先３６から排出されたプロパン冷媒は、気液分離装置（ここでは、ノックアウトドラム）３７に導入され、そこで分離された気相成分が冷媒輸送配管Ｌ２２を介して再び冷媒圧縮機３１に循環される。このようなプロパン冷媒の循環は、プロパン予冷系における各装置および機器間を接続する上述の冷媒輸送配管Ｌ２１、Ｌ２２を含む複数の配管（ここでは、総称して第１冷媒循環配管Ｌ１５とする。）によって実現される。なお、図１では、便宜上、プロパン予冷系の設備は他の装置とは独立して示されている。
　また、混合冷媒系では、混合冷媒が、１段目の冷媒圧縮機５１によって昇圧された後に空冷式熱交換器５２によって冷却され、続く２段目の冷媒圧縮機５３によって昇圧された後に空冷式熱交換器５４によって冷却される。その後、混合冷媒は、冷媒輸送配管Ｌ２４を介して一連の冷却器群に導入され、その冷却器群を構成する冷媒熱交換器５５、５６、５７において高圧、中圧、低圧のプロパン冷媒によって更に冷却された後、冷媒セパレータ５８に導入される。冷媒セパレータ５８では、混合冷媒の気相成分および液相成分が分離された後、各成分が再び液化装置６に導入され、それぞれ原料ガスの冷却に用いられる。液化装置６から排出された混合冷媒は、気液分離装置（ここでは、ノックアウトドラム）５９に導入され、そこで分離された気相成分が冷媒輸送配管Ｌ２５を介して再び１段目の冷媒圧縮機５１に循環される。このような混合冷媒の循環は、混合冷媒系における各装置および機器間を接続する上述の冷媒輸送配管Ｌ２４、Ｌ２５を含む複数の配管（ここでは、総称して第２冷媒循環配管Ｌ１６とする。）によって実現される。
　予冷熱交換器１５、２１および熱交換器５５、５６、５７並びにそれらに付設された装置や機器は、原料ガス中に含まれる水分を除去する混合冷媒・原料ガス冷却設備６４を構成する。ただし、混合冷媒・原料ガス冷却設備６４としては、混合冷媒および原料ガスの少なくとも一方を冷却可能な限りにおいて、上述の予冷熱交換器１５、２１および熱交換器５５、５６、５７等に限らず、他の公知の装置や機器を採用することが可能である。
　また、プロパン予冷系の冷媒圧縮機３１及び混合冷媒系の冷媒圧縮機５１、５３並びにそれらに付設された装置や機器は、原料ガスの冷却や液化に用いられる冷媒（ここでは、プロパン冷媒、混合冷媒）を圧縮する圧縮設備を構成する。本実施形態では、圧縮設備として第１冷媒圧縮設備６５及び第２冷媒圧縮設備６６が設けられる。ただし、圧縮設備としては、原料ガスの冷却や液化に用いられる冷媒を圧縮可能な限りにおいて、上述の冷媒圧縮機３１、５１、５３等に限らず、他の公知の装置や機器を採用することが可能である。
　例えば、プロパン予冷系における冷媒圧縮機３１、空冷式熱交換器３２、３３、３５及びプロパン冷媒の消費先３６の構成（各装置や機器の種類、数、配置）については適宜変更することが可能である。同様に、混合冷媒系における冷媒圧縮機５１、５３、空冷式熱交換器５２、５４、及び冷媒熱交換器５５、５６、５７等の構成については適宜変更することが可能である。図１では、予冷熱交換器２１および空冷式熱交換器３２、３３、３５、５２、５４について、それぞれ１つのシンボルで表示されているが、それらの予冷熱交換器２１および空冷式熱交換器３２、３３、３５、５２、５４の各々は、複数の熱交換器によって構成され得る。同様に、冷媒圧縮機３１、５１、５３についても複数の圧縮機によって構成され得る。
　また、混合冷媒としては、メタン、エタン及びプロパンを含む炭化水素混合物に窒素を加えたものが用いられるが、これに限らず、所望の冷却能力を確保可能な限りにおいて、他の公知の成分を採用することができる。さらに、原料ガスの冷却方式としては、ここに示すものに限らず、沸点の異なる複数の冷媒（メタン、エタン、プロパン等）によって個別の冷凍サイクルを構成するカスケード方式、エタン及びプロパン等の混合冷媒を予冷プロセスに使用するＤＭＲ（Double Mixed Refrigerant）方式、ならびに予冷、液化、及び過冷却の各サイクルについて別系列の混合冷媒を用いて段階的に熱交換を行うＭＦＣ（Mixed Fluid Cascade）方式など、他の公知の方式を採用することができる。
　また、ＬＮＧプラント１で処理される原料ガスとしては、特に限定されるものではないが、例えば、シェールガス、タイトサンドガス、コールベッドメタンなどから採取した加圧状態で得られた天然ガスを原料ガスとして用いることができる。さらに、ＬＮＧプラント１への原料ガスの供給方法としては、ガス田等からの配管を介した供給のみならず、貯蔵タンク等に一旦貯蔵されたガスを供給してもよい。本明細書における用語「原料ガス」は、厳密に気体の状態にあることを意味するものではなく、ＬＮＧプラント１で液化処理される対象（処理途中を含む）を指すものである。
　なお、ＬＮＧプラント１には、原料ガスが液化装置６に供給される前に原料ガス中の不要な成分を除去するために、上述の装置に限らず、他の公知の設備を更に設けることも可能である。例えば、水分除去装置５Ａ～５Ｃと液化装置６との間には、原料ガス中の水銀を除去するための水銀除去設備（活性炭が充填された固定床型吸着塔など）や、重質分（比較的凝固点の高いベンゼンやＣ５＋炭化水素などの高沸点成分）を除去するための重質分除去設備（膨張機、スクラブ塔、圧縮機、及び精留装置など）、液化装置６によって液化された液化天然ガスに含まれる窒素を除去することにより、含有窒素量を調整する窒素除去設備、圧縮機駆動用のガスタービンの排熱で加熱した熱媒液体をＬＮＧプラント１内の各設備に供給するための熱源供給装置および圧縮機駆動用のガスタービン用等の燃料ガスの温度、圧力を調整する燃料ガス供給装置を含むガスタービン用設備などを設けることも可能である。
　図２は図１に示したＬＮＧプラント１における主要設備の配置例を示す平面図である。ここでは、図１に示した酸性ガス除去設備６１は、説明の便宜上、省略されている。図２では、便宜上、図中に矢印で示した前後方向（すなわち、プラントの長手方向）および左右方向（すなわち、プラントの短手方向）に基づきＬＮＧプラント１の構成を説明する。
　図２に示すように、プラント用地７０には、ＬＮＧプラント１の主要部として、ＬＮＧプラント１に必要な各設備や配管を含む第１－第６モジュール７１－７６が設けられている。
　各モジュール７１－７６の詳細な構成については図示を省略するが、第１モジュール７１は、原料ガス、原料ガスから分離された各種成分、ＬＮＧ、原料ガス冷却用の冷媒等の流体を輸送するための配管が配設された配管用ラックを含む配管部７１ａから主として構成される。
　また、第２モジュール７２は、第１モジュール７１の配管部７１ａの主として下流側に連なる配管が配設された配管用ラックを含む左側の配管部７２ａと、水分除去設備６２（図１参照）に関する装置や機器を含む右側の設備部７２ｂとから主として構成される。
　また、第３モジュール７３は、第２モジュール７２の配管部７２ａの主として下流側に連なる配管が配設された配管用ラックを含む左側の配管部７３ａと、混合冷媒・原料ガス冷却設備６４（図１参照）に関する装置や機器を含む右側の設備部７３ｂとから主として構成される。
　また、第４モジュール７４は、第３モジュール７３の配管部７３ａの主として下流側に連なる配管が配設された配管用ラックを含む左側の配管部７４ａと、液化設備６３（図１参照）に関する装置や機器を含む右側の設備部７４ｂとから主として構成される。
　なお、以下では、各モジュール７１－７４（配管部７１ａ－７４ａ）間にまたがって長手方向に延びる原料ガスを輸送するための配管を「原料ガス輸送用配管」という。
　また、第５モジュール７５および第６モジュール７６は、それぞれ第３モジュール７３および第４モジュール７４の左側に配置され、原料ガスの冷却や液化に用いられる冷媒を圧縮する第１冷媒圧縮設備６５および第２冷媒圧縮設備６６（図１参照）を含む設備部７５ｂ、７６ｂから主として構成される。ここで、第１冷媒圧縮設備６５および第２冷媒圧縮設備６６には、プロパン予冷系の冷媒圧縮機３１及び混合冷媒系の冷媒圧縮機５１、５３並びにそれらに付設された装置や機器を、それらの系統に拘わらず配置することができる。
　なお、本実施形態における「モジュール」については、水分除去設備６２、液化設備６３、混合冷媒・原料ガス冷却設備６４、第１冷媒圧縮設備６５および第２冷媒圧縮設備６６の設備等の特定の設備のいずれかを含むことが必ずしも必須ではなく、少なくともＬＮＧプラント１を構成する装置や機器を含むものであればよい。
　各配管部７１ａ－７４ａには、原料ガスを輸送する原料ガス輸送配管および液化されたＬＮＧを輸送するＬＮＧ輸送配管等の比較的大径の主要配管が主として配設される。また、各配管部７１ａ－７４ａの最上部には、前後方向に隣接して配置された複数の空冷式熱交換器３２、３３、５４等（図１参照）を含む冷媒（ここでは、プロパン冷媒、混合冷媒）用の空冷式熱交換器群６９Ａ、６９Ｂ、６９Ｃ、６９Ｄが配置されている。
　空冷式熱交換器群６９Ａ、６９Ｂ、６９Ｃ、６９Ｄは、それぞれ長手方向に１列に配置された複数の空冷式熱交換器から構成されている。このように、各配管部（配管用ラック）７１ａ－７４ａの上部に、長手方向に１列に配置された複数の空冷式熱交換器（図１中の空冷式熱交換器３２、３３、３５、５４を参照）からなる空冷式熱交換器群６９Ａ、６９Ｂ、６９Ｃ、６９Ｄをそれぞれ設置することにより、長手方向に直交する短手方向（図２中の左右方向）における各配管部７１ａ－７４ａの幅（すなわち、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域）の増大を抑制することが可能となるため、ＬＮＧプラント１が複数のモジュール７１－７４を含む場合に、プラントの工期を低減することができる。
　また、モジュール７１－７４の配管部７１ａ－７４ａ（すなわち、空冷式熱交換器群６９Ａ、６９Ｂ、６９Ｃ、６９Ｄ）は、長手方向に１列に配置されている。これにより、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域の増大をより効率良く抑制することが可能となる。
　また、設備部７２ｂ－７４ｂには、各設備に関する装置や機器を支持する架構が配管用ラックと一体に設けられている。
　第１－第４モジュール７１－７４は、前後方向（すなわち、プラントの長手方向）に延びる仮想軸線Ｘ１に沿って略直線状に列をなすように配置される第１系統７８のモジュール群を構成し、図示は省略するが、それぞれの配管部７１ａ－７４ａは隣接するモジュール間で接続された状態にある。また、各配管部７１ａ－７４ａは、第１－第４モジュール７１－７４の一端側（ここでは、左側）において、仮想軸線Ｘ１に沿って略直線状に延びる縁部を含む。
　本実施形態では、第１－第４モジュール７１－７４は、前後方向幅が略同一となるように設けられている。また、第２－第４モジュール７２－７４は、左右幅が略同一となるように設けられている。
　なお、第１－第４モジュール７１－７４の外縁は、平面視において矩形状（略矩形）をなし、少なくとも長手方向のサイズがそれに直交する短手方向のサイズよりも大きく設定されるとよい。これにより、空冷式熱交換器の必要数に応じて配管用ラック（空冷式熱交換器の設置領域）を確保する場合に、ＬＮＧプラント１の長手方向に列をなすように配置されるモジュール７１－７４の数（すなわち、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域の数）を減少させることができ、プラントの工期をより効果的に低減することができる。
　また、第５および第６モジュール７５、７６は、仮想軸線Ｘ１と平行な仮想軸線Ｘ２に沿って直線状に列をなすように配置される第２系統７９のモジュール群を構成する。ただし、第５および第６モジュール７５、７６間は、互いに分離された状態にあり、第１冷媒圧縮設備６５および第２冷媒圧縮設備６６の配管等は、それぞれ第３モジュール７３および第４モジュール７４の配管等に接続される。
　第５および第６モジュール７５、７６では、第３および第４モジュール７３、７４側（すなわち図２中の右側）の架構の上部に空冷式熱交換器群（図１中の空冷式熱交換器５２等）６９Ｅ、６９Ｆがそれぞれ配置されている。ただし、第５および第６モジュール７５、７６に配設される冷媒輸送配管は、両モジュール間で直接接続されることなく、第３モジュール７３および第４モジュール７４に配設された配管を介して互いに接続される。
　なお、第１－第６モジュール７１－７６は、必ずしも上述のような対応する設備に関する装置および機器のみを含むものに限定されず、隣接するモジュールに対応する他の設備に関する装置や機器の一部を含むものであってもよい。また、ＬＮＧプラント１におけるモジュールの数や配置は、ＬＮＧプラント１を実現可能な限りにおいて適宜変更することが可能である。
　次に、第１系統７８のモジュールの構造について、第４モジュール７４を例にして説明する。
　図３はプラントの長手方向から見た第４モジュール７４を示す図であり、図４はプラントの短手方向から見た第４モジュールの側面図である。ただし、ここでは説明の便宜上、液化設備６３に含まれる装置や機器（配管を含む）の一部のみを図示している。なお、図３および図４では、便宜上、一部の配管を切断した状態で示している。
　図３に示すように、第４モジュール７４は、液化設備６３等が設置された構造体２００を有している。構造体２００は、配管部７４ａを構成する配管用ラック２１０と、設備部７４ｂを構成する架構２２０とを有している。
　配管用ラック２１０は、その構造部材として、所定の間隔を置いて配置され、上下方向に延在する複数の柱（ラック用柱）２１１と、所定の間隔を置いて配置され、水平方向に延在する複数の梁（ラック用梁）２１２と、略平板状をなす屋根部２１３および床２１４とを有している。また、配管用ラック２１０の下部（柱２１１の一部の下端を含む）は、支持体９０に対して据え付けられている。
　同様に、架構２２０は、その構造部材として、所定の間隔を置いて配置され、上下方向に延在する複数の柱（架構用柱）２２１と、所定の間隔を置いて配置され、水平方向に延在する複数の梁（架構用梁）２２２と、屋根部２１３および床２１４にそれぞれ接続された略平板状をなす屋根部２２３および床２２４とを有している。また、架構２２０の下部（柱２２１の一部の下端を含む）は、支持体９０に対して据え付けられている。
　ここで、架構２２０は、配管用ラック２１０と一体をなすように、配管用ラック２１０の一方側（ここでは、右側）に設けられている。これにより、長手方向に直交する方向における配管用ラック２１０の幅（すなわち、隣接する配管用ラック間の原料ガス輸送用配管の接続領域）の増大を抑制しつつ、プラントに必要な設備（ここでは、液化設備６３）をモジュールに設置することが可能となる。
　また、架構２２０において、複数の柱２２１の間隔は、配管用ラック２１０において対応する複数の柱２１１と略同一に設定されている。さらに、複数段に配置された梁２２２は、配管用ラック２１０において対応する梁２１２と略同じ高さに配置される。これにより、プラントに必要な設備を第４モジュール７４に設置する場合に、第４モジュール７４（すなわち、配管用ラックおよび架構）の構造が複雑化することを回避することができる。
　また、第４モジュール７４では、配管用ラック２１０および架構２２０に関し、長手方向から見た場合に、架構２２０における柱および梁と交差する方向に延在する筋交い（第１の筋交い）２４０が架構２２０側にのみ設けられている。図３では、筋交い２４０は、所定位置において左右方向に隣接する柱２２１の間を連結するように（すなわち、長手方向から見て柱および梁で画定される矩形のスペースを横断するように）斜めに配置されており、図示は省略するが、図面奥側の複数箇所に列をなすように（すなわち、図２中の前後方向に所定の間隔をおいて）配置されている。これにより、プラントに必要な液化設備６３を第４モジュール７４に設置する場合に、配管用ラック２１０における原料ガス輸送用配管２４５の配設を阻害することなく、配管用ラック２１０および架構２２０に必要な強度を確保することが可能となる。
　また、図４に示すように、第４モジュール７４では、長手方向に直交する短手方向から見た場合に、配管用ラック２１０または架構２２０における柱２２１（または、柱２１１）および梁２２２（または、梁２１２）と交差する方向に延在する筋交い（第２の筋交い）２４１が配管用ラック２１０および架構２２０に設けられている。筋交い２４１は、所定位置において前後方向に隣接する柱２２１（または、柱２１１）の間を連結するように（すなわち、短手方向から見て柱および梁で画定される矩形のスペースを横断するように）斜めに配置されており、図示は省略するが、図面奥側の複数箇所に列をなすように（すなわち、図２中の左右方向に所定の間隔をおいて）配置されている。この場合、配管用ラック２１０に配置される筋交い２４１は、配管用ラック２１０における原料ガス輸送用配管２４５の配設を阻害することはない。これにより、プラントに必要な液化設備６３を第４モジュール７４に設置する場合に、配管用ラック２１０における原料ガス輸送用配管２４５の配設を阻害することなく、配管用ラック２１０および架構２２０に必要な強度を確保することが可能となる。
　以上、本発明を特定の実施形態に基づいて説明したが、これらの実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。なお、上述の実施形態に示した本発明に係る天然ガス液化プランの各構成要素は、必ずしも全てが必須ではなく、少なくとも本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜取捨選択することが可能である。
１　　　　　：ＬＮＧプラント
２　　　　　：吸収塔
３　　　　　：再生塔
４　　　　　：気液分離装置
５Ａ－５Ｃ　：水分除去装置
６　　　　　：液化装置
１５、２１　：予冷熱交換器
３１　　　　：冷媒圧縮機
３２、３３、３５：空冷式熱交換器
５１、５３　：冷媒圧縮機
５２、５４　：空冷式熱交換器
５５、５６、５７：冷媒熱交換器
５８　　　　：冷媒セパレータ
６１　　　　：酸性ガス除去設備
６２　　　　：水分除去設備
６３　　　　：液化設備
６４　　　　：混合冷媒・原料ガス冷却設備
６５　　　　：第１冷媒圧縮設備
６６　　　　：第２冷媒圧縮設備
６９Ａ－６９Ｆ：空冷式熱交換器群
７０　　　　：プラント用地
７１－７６　：モジュール
７１ａ－７４ａ：配管部
７２ｂ－７６ｂ：設備部
７８　：第１系統
７９　：第２系統
９０　　　　：支持体
２１０　　　：配管用ラック
２２０　　　：架構
２１１、２２１：柱
２１２、２２２：梁
２４０　　　：筋交い（第１の筋交い）
２４１　　　：筋交い（第２の筋交い）
２４５　　　：原料ガス輸送用配管

Claims (8)

  1. 　複数のモジュールを含む天然ガス液化プラントであって、
    　前記複数のモジュールは、プラントの長手方向に列をなすようにそれぞれ配置されると共に、前記各モジュール間にまたがって前記長手方向に延びる原料ガス輸送用配管が配設される配管用ラックをそれぞれ有し、
    　前記配管用ラックの上部には、前記長手方向に１列に配置された複数の空冷式熱交換器からなる空冷式熱交換器群がそれぞれ設置されたことを特徴とする天然ガス液化プラント。
  2. 　前記複数のモジュールの外縁は、平面視において矩形状をなし、前記長手方向のサイズがそれに直交する方向のサイズよりも大きく設定されたことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化プラント。
  3. 　前記複数の空冷式熱交換器群は、前記長手方向に１列に配置されたことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の天然ガス液化プラント。
  4. 　前記複数のモジュールの少なくとも１つは、原料ガス中に含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去設備、原料ガス中に含まれる水分を除去する水分除去設備、冷媒を用いて原料ガスを液化する液化設備、及び前記冷媒を圧縮する冷媒圧縮設備のうちの少なくとも１つが配置され、かつ前記配管用ラックと一体をなす架構を有することを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかに記載の天然ガス液化プラント。
  5. 　前記架構は、一体をなす前記配管用ラックにおいて対応するラック用梁と同じ高さに配置され、かつ前記ラック用梁に連結された架構用梁を有することを特徴とする請求項４に記載の天然ガス液化プラント。
  6. 　前記架構は、一体をなす前記配管用ラックにおいて対応する複数のラック用柱と共に列をなすように配置された架構用柱を有することを特徴とする請求項４または請求項５に記載の天然ガス液化プラント。
  7. 　前記複数のモジュールは、前記配管用ラックおよび前記架構に関し、前記長手方向から見た場合に、前記架構における柱および梁と交差する方向に延在する第１の筋交いが前記架構側にのみ設けられたことを特徴とする請求項４から請求項６のいずれかに記載の天然ガス液化プラント。
  8. 　前記複数のモジュールは、前記長手方向に直交する短手方向から見た場合に、前記配管用ラックまたは前記架構における柱および梁と交差する方向に延在する第２の筋交いが前記短手方向に列をなすように前記配管用ラックから前記架構にわたって複数設けられたことを特徴とする請求項４から請求項７のいずれかに記載の天然ガス液化プラント。
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