WO2019224951A1 - 天然ガスの前処理設備 - Google Patents

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    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration

Definitions

  • the present invention relates to a pretreatment facility for performing pretreatment of liquefaction of natural gas before liquefaction.
  • the natural gas liquefying device for liquefying natural gas which is hydrocarbon gas produced from the well source, includes pretreatment equipment that performs pretreatment to remove various impurities from natural gas before liquefaction, and after pretreatment And a liquefaction facility for liquefying natural gas to obtain LNG (Liquidized Natural Gas).
  • pretreatment facility in order to prevent clogging in the liquefaction facility of natural gas cooled to ⁇ 150 ° C. or less, moisture and carbon dioxide are removed and hydrogen sulfide is removed.
  • Patent Document 1 discloses that when liquefied natural gas (LNG) is produced from natural gas or CSG (coal bed gas), the natural gas before liquefaction is brought into contact with MDEA (N-methyldiethanolamine). Absorbs and removes hydrogen sulfide and carbon dioxide, then passes natural gas through a dehydration plant (adsorption tower) equipped with a molecular sieve (adsorbent) container to adsorb moisture, etc. A technique for reducing the content to 1 ppm is described.
  • LNG liquefied natural gas
  • CSG coal bed gas
  • MDEA N-methyldiethanolamine
  • Patent Document 1 discloses that 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 a hydrocarbon such as methane or ethane. The technology to remove is described.
  • Patent Document 2 describes a technique for cooling a gas before pretreatment with cooling water cooled using a mixed refrigerant.
  • these patent documents do not disclose a natural gas cooling technique that takes into account the occurrence of troubles such as stopping the supply of natural gas or leakage of refrigerant.
  • the present invention has been made under such a background, and provides a technology for cooling natural gas to a temperature suitable for pretreatment in a pretreatment facility for removing impurities contained in natural gas. .
  • the natural gas pretreatment facility of the present invention is a pretreatment facility in which an iron structure is provided around and performs pretreatment to remove impurities contained in natural gas,
  • An adsorption tower connected to a processing gas line for supplying a natural gas containing moisture and filled with an adsorbent for adsorbing and removing moisture in the natural gas supplied from the processing gas line;
  • a first cooler that is provided in the processing gas line on the inlet side of the adsorption tower and cools natural gas supplied to the adsorption tower by heat exchange with cooling water;
  • a second cooler that cools the cooling water by heat exchange with a non-hydrocarbon refrigerant cooled to a temperature in the range of 0 ° C. to 10 ° C.
  • the natural gas pretreatment facility may have the following characteristics.
  • the pretreatment facility is provided in a natural gas liquefaction apparatus including a liquefaction facility for liquefying natural gas after the pretreatment is performed.
  • B When an iron structure that is cold-resistant coated is provided around the liquefaction facility, the iron structure around the pretreatment facility is not cold-resistant coated.
  • the liquefaction facility includes a gas turbine-driven compressor that compresses the liquefied refrigerant that has been used to liquefy the natural gas, and the non-hydrocarbon refrigerant is taken into the gas turbine. It must also be used for cooling air for gas combustion.
  • the natural gas liquefying apparatus is provided on a floating body floating on the ocean.
  • (E) provided on the upstream side of the adsorption tower, provided with an absorption tower for contacting and removing the natural gas and the absorbing liquid to absorb the acidic gas contained in the natural gas in the absorbing liquid;
  • the processing gas line is connected to the absorption tower instead of the adsorption tower, and the first cooler cools natural gas supplied to the absorption tower.
  • the non-hydrocarbon refrigerant is cooled by an external cooling mechanism.
  • the non-hydrocarbon refrigerant is glycol water or water.
  • the present invention uses the first cooler to cool the natural gas supplied to the pretreatment facility for removing impurities contained in the natural gas by heat exchange with the cooling water. Further, a second cooler is used to cool the cooling water by heat exchange with a non-hydrocarbon refrigerant cooled to 0 ° C. to 10 ° C. Therefore, natural gas can be cooled to a temperature suitable for pretreatment while avoiding direct heat exchange with the non-hydrocarbon refrigerant.
  • the natural gas of this example (also indicated as NG in each figure) contains at least hydrogen sulfide or carbon dioxide, and further contains moisture, mercury, and oxygen.
  • the natural gas is separated from the liquid contained in the natural gas in the gas-liquid separation step 11, and then in the subsequent acidic gas removal step 12, carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc. (Sometimes referred to as “acid gas”).
  • the natural gas treated in the acid gas removal step 12 is further removed in a moisture removal step 13.
  • Reference numeral 31 in FIG. 1 is a first cooler that cools the natural gas before being sent to the moisture removing step 13, and reference numeral 32 is for cooling the refrigerant used in the first cooler 31.
  • a second cooler is for cooling the refrigerant used in the first cooler 31.
  • the first cooler 31 and the second cooler 32 will be described in detail later together with the description of the equipment that performs the moisture removal step 13.
  • mercury is removed from the natural gas treated in the moisture removing step 13 in the mercury removing step 14.
  • the gas-liquid separation step 11, the acid gas removal step 12, the moisture removal step 13 and the mercury removal step 14 are performed in the pretreatment facility 101 before the liquefaction treatment is performed.
  • the liquid component separated from NG in the gas-liquid separation step 11 is shipped as a condensate through the storage step 109 after the vapor pressure adjustment step 108 is performed.
  • the acid gas removed from the natural gas in the acid gas removal step 12 is detoxified by thermal decomposition in an incinerator and then released to the atmosphere.
  • about acidic gas for example, you may make it produce
  • the natural gas from which various impurities are removed by the pretreatment facility 101 is liquefied in the liquefaction step 15 to become liquefied natural gas (LNG).
  • the liquefaction step 15 is performed in the liquefaction facility 102.
  • the liquefaction facility 102 is a natural gas distillation section that cools and liquefies a part of natural gas to remove heavy components, or a natural refrigerant from which heavy components have been removed (maintenant refrigerant (liquefaction refrigerant; methane, ethane, propane).
  • main heat exchanging section that cools and liquefies, for example, from ⁇ 145 ° C. to ⁇ 155 ° C.
  • the liquefaction facility 102 is also provided with a refrigerant cooling facility 105 for cooling the main refrigerant.
  • the refrigerant cooling facility 105 includes a compressor 43 for compressing the refrigerant, and the compressor 43 is configured to be driven by a gas turbine.
  • the LNG liquefied in the liquefaction step 15 is shipped to the LNG tanker through the end flash step 16 in the end flash facility 103 and the storage step 17 in the LNG tank (storage facility) 104, for example.
  • the heavy fraction removed from the natural gas in the natural gas distillation section is fractionated into ethane, propane, butane, and condensate in the rectification step 106, and the ethane goes to the liquefaction step 15 (liquefaction facility 102). Returned.
  • propane and butane can be returned to the liquefaction step 15 (liquefaction equipment 102) or shipped as a product.
  • 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 flow of condensate shipment). Further, a part of ethane, propane, and butane is sent to a refrigerant storage step 107 for use as a refrigerant such as a main refrigerant. Further, the gas generated in the acid gas removal step 12, the end flash step 16 and the storage step 17 is used as, for example, combustion gas.
  • the natural gas containing water from which the acid gas has been removed in the acid gas removal step 12 is supplied to a supply line (processing gas line) 201 provided with a cooling unit 3 and a separation drum 29 described later. And are supplied to adsorption towers 21 to 23 that perform moisture adsorption removal.
  • the adsorption towers 21 to 23 are filled with a moisture adsorbent made of, for example, a molecular sieve.
  • the natural gas supply line 201 branches off at the outlet side of the separation drum 29 and is connected to the inlet portions of the adsorption towers 21 to 23.
  • a dry natural gas discharge line 202 is connected to the outlets of the adsorption towers 21 to 23. These payout lines 202 are connected to equipment for joining the downstream side and performing the mercury removal step 14. Further, a regeneration gas line 203 for supplying dry natural gas to the outlet side of the adsorption towers 21 to 23 as a regeneration gas for executing the adsorption tower regeneration process from the discharge line 202 on the downstream side of the joining position. Is branched. With this configuration, it is possible to use the dried natural gas after removing moisture in the adsorption towers 21 to 23 as the regeneration gas.
  • a regeneration gas line 203 branched from the payout line 202 is provided with a heating unit 27 that includes a heat exchanger or the like and heats the regeneration gas (dry natural gas).
  • the heating unit 27 may be constituted by a heating furnace, for example.
  • a recycling gas line 204 for returning the regeneration gas after regeneration of the adsorbent to the upstream side of the adsorption towers 21 to 23 is connected to the inlet portions of the adsorption towers 21 to 23.
  • These recycle gas lines 204 are connected to a separation drum 26 that separates the condensed water and the regenerative gas through a cooling unit 25 composed of, for example, an air fin cooler for joining the downstream side to cool the regenerative gas.
  • the water separated from the exhaust gas by the separation drum 26 is discharged to the outside after performing a necessary drainage treatment.
  • the regeneration gas naturally gas
  • the recycle gas line 204 may be joined to the fuel gas.
  • the supply lines 201 after branching connected to the adsorption towers 21 to 23 are provided with opening / closing valves V1 to V3, while the recycling gas line 204 after branching is provided with opening / closing valves V1a to V3a. .
  • the discharge line 202 connected to each of the adsorption towers 21 to 23 is provided with opening / closing valves V4 to V6, and the regeneration gas line 203 is also provided with opening / closing valves V4a to V6a.
  • each of the adsorption towers 21 to 23 can switch the piping line connected to the inlet portion between the supply line 201 and the recycle gas line 204.
  • the piping line connected to the outlet can be switched between the discharge line 202 and the regeneration gas line 203.
  • the flow of natural gas when moisture is removed by adsorption in the adsorption towers 21 and 22 and the adsorbent is regenerated in the adsorption tower 23 is indicated by a thick line.
  • the moisture is removed by passing the natural gas containing moisture through the adsorption towers 21 to 23 filled with the moisture adsorbent.
  • the relationship between the temperature at which the natural gas containing saturated moisture is supplied to the adsorption towers 21 to 23 and the flow rate of the natural gas that can be processed in the adsorption towers 21 to 23 will be described.
  • the horizontal axis of FIG. 3 shows the temperature of the natural gas flowing through the packed bed of the adsorbent, and the vertical axis shows the moisture contained in the saturated natural gas at 25 ° C. up to 1 ppm by weight using a unit volume of the adsorbent.
  • the relative limit process flow is shown when the limit process flow that can be reduced is 100%. As shown in FIG. 3, it can be seen that the critical process flow rate decreases as the temperature of the natural gas supplied to the adsorbent increases. Therefore, it can be said that by reducing the supply temperature of the natural gas supplied to the adsorption towers 21 to 23, the limit processing flow rate per unit capacity can be increased and the adsorbent filling amount can be reduced.
  • the cooling line 3 is provided in the supply line 201 on the inlet side of the adsorption towers 21 to 23.
  • the cooling unit 3 includes a first cooler 31 that cools natural gas by heat exchange with the coolant, and a coolant that is used in the first cooler 31 with glycol water that is a non-hydrocarbon refrigerant. And a second cooler 32 that cools by heat exchange.
  • the glycol water used in the second cooler 32 is configured to be cooled by, for example, a cooling mechanism 33 provided outside the cooling unit 3.
  • the cooling mechanism 33 cools the glycol water to 0 ° C. to 10 ° C.
  • HFC Hydrofluoro-Fluorocarbon
  • the natural gas cooled by the cooling unit 3 is sent to predetermined adsorption towers 21 to 23 after free water is separated by the separation drum 29 described above.
  • the non-hydrocarbon refrigerant used for the second cooler 32 may be water containing pressurized water and pure water in addition to glycol water.
  • the temperature of the natural gas is lowered by the cooling unit 3 before the natural gas is supplied to the adsorption towers 21 to 23.
  • the dew point of the cooled natural gas is lowered, and the condensed moisture is separated by the separation drum 29 disposed on 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, the water content is reduced, and the amount of adsorbent charged in the adsorption towers 21 to 23 can be reduced.
  • the glycol water cooled by the cooling mechanism 33 is used for cooling the combustion air taken into the gas turbine 41 that drives the refrigerant compressor 43 described with reference to FIG. Also used for. That is, as shown in FIG. 2, the glycol water cooled by using the HFC in the cooling mechanism 33 is supplied to the air cooler 34 provided in the gas turbine 41 and used as fuel gas combustion air. .
  • the acid gas is removed in the acid gas removing step 12, and the natural gas flowing out to the supply line 201 is in a state containing a saturated amount of water at a temperature in the range of 40 to 60 ° C., for example.
  • This natural gas is cooled to a temperature in the range of 20 to 25 ° C., for example, in the first cooler 31 provided upstream of the adsorption towers 21 to 23.
  • the saturated water vapor amount of the natural gas is reduced, and excess water is condensed as free water.
  • the free water is removed from the natural gas by the separation drum 29.
  • the natural gas directly cooled using the glycol water (non-hydrocarbon refrigerant) cooled by the cooling mechanism 33 has two coolers (the first cooler). There is no need to provide the cooler 31 and the second cooler 32), and the cooling efficiency seems to be good.
  • natural gas is directly cooled by a low-temperature refrigerant in the temperature range of 0 ° C to 10 ° C, it will be cooled when natural gas is unloaded or when troubles such as air supply stop occur. In some cases, the natural gas in the vessel is supercooled. As a result, methane or ethane contained in the natural gas and moisture generate hydrate, which may cause the supply line 201 including the cooler to be blocked thereafter.
  • the cooling unit 3 of this example employs an indirect cooling method in which cooling water used for cooling natural gas by the first cooler 31 is cooled in advance by the second cooler 32.
  • indirectly cooling in this way, 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 this occurs, the natural gas flowing through the supply line 201 can be maintained at a temperature at which blockage is unlikely to occur without excessive cooling.
  • the air cooler 34 of this example cools the combustion air using glycol water, which is a non-hydrocarbon refrigerant that is safe even when used in the vicinity of high-temperature equipment.
  • glycol water is used for direct cooling of the natural gas
  • an event may occur in which part of the natural gas flowing through the supply line 201 leaks to the glycol water side due to deterioration of the facilities over time.
  • glycol water containing hydrocarbons derived from natural gas merges with glycol water on the air cooler 34 side via the cooling mechanism 33, reducing safety when used in the vicinity of high-temperature equipment. There is also a risk.
  • the open / close valves V1, V2, V4, and V5 before and after the adsorption towers 21 and 22 that perform the moisture removal step 13 are in an open state.
  • the open / close valves V6a and V3a of the regeneration gas line 203 and the recycle gas line 204 connected to the adsorption tower 23 to be subjected to the process are opened.
  • a part of the dried natural gas from which moisture has been removed by adsorption passes through the heating unit 27 and is heated and then supplied to the adsorption tower 23.
  • the adsorbent is regenerated by releasing moisture from the adsorbent in contact with the heated dry natural gas.
  • the natural gas containing moisture released from the adsorbent is cooled by the cooling unit 25, and after free water is removed by the separation drum 26, the natural gas is pressurized using the compressor 28 and merged with the natural gas flowing through the supply line 201. To do.
  • the natural gas supplied to the adsorption towers 21 to 23 for removing the water contained in the natural gas using the first cooler 31 is used as the cooling water. It is cooled by heat exchange with. Further, the second cooler 32 is used to cool the cooling water by heat exchange with glycol water which is a non-hydrocarbon refrigerant cooled to 0 ° C. to 10 ° C. Therefore, natural gas can be appropriately cooled while avoiding direct heat exchange with the non-hydrocarbon refrigerant. As a result, compared with the case where natural gas is not cooled, the amount of adsorbent charged in the adsorption towers 21 to 23 can be reduced even when natural gas is cooled only with cooling water. Can be reduced.
  • the cooling unit 3 described with reference to FIG. 2 is also suitable for the natural gas liquefying apparatus 100 provided in the hull 90 which is a floating body floating on the ocean (may be the ocean or the lake). is there.
  • FIG. 4 schematically shows an example in which the natural gas liquefying apparatus 100 described with reference to FIG. For convenience of illustration, description of equipment for performing the vapor pressure adjustment step 108, the acid gas incinerator 110, and the like is omitted as appropriate.
  • the natural gas liquefying apparatus 100 shown in FIG. 4 includes a mooring facility (turret) 91, a pretreatment facility 101, and a liquefying facility 102 on a deck of a hull 90, for example, and the inside of the hull 90 is made of liquefied natural gas or the like. It is configured as a tanker constituting the storage facility 104.
  • the pretreatment facility 101 is provided with facilities for performing each of the gas-liquid separation step 11, the acid gas removal step 12, the water removal step 13, and the mercury removal step 14 described with reference to FIG. .
  • these facilities are provided so as to be surrounded by a steel structure such as a deck of the hull 90 and a frame 80 that supports each facility.
  • symbol 81 in FIG. 4 is a pipe for conveying natural gas between each installation.
  • the liquefaction facility 102 provided in the natural gas liquefaction apparatus 100 having the above-described configuration handles LNG and a liquefaction refrigerant (for example, the main refrigerant described above) that are cryogenic liquids. Therefore, in the unlikely event that a cryogenic liquid leaks out and the liquid comes into contact with surrounding iron structures such as a deck or a frame, damage due to low temperature brittleness may occur.
  • the iron structure around the liquefaction facility 102 is coated with a cold-resistant coating such as coating with a cold-resistant coating agent in order to prevent damage due to leakage of the cryogenic liquid.
  • FIG. 4 hatching is given to the range where the cold-resistant coating of the iron structure is performed.
  • the temperature of the natural gas processed in the pretreatment facility 101 is about 20 to 60 ° C., even if a trouble that the natural gas leaks occurs, the surrounding iron structure accompanying the low temperature brittleness The problem of damage does not occur.
  • cooling water and glycol water which is a non-hydrocarbon refrigerant at 0 ° C. to 10 ° C. are used as the refrigerant. Therefore, the cryogenic fluid is not handled in the pretreatment facility 101. For this reason, it is not necessary to cold-protect the iron structure surrounding the pretreatment facility.
  • the liquefaction refrigerant is supplied from the liquefaction facility 102 to the natural gas cooler. Piping to be routed must be routed to the pretreatment facility 101 side. As a result, a cold-resistant coating of the surrounding iron structure is newly required over a wide range in which the liquefying refrigerant flows, which may increase the construction cost of the natural gas liquefying apparatus 100.
  • the natural gas pretreatment facility 101 since the natural gas is not cooled using the cryogenic refrigerant, the range of the cold-resistant coating is limited to the liquefaction facility 102. . Even when the natural gas liquefaction facility 100 is provided on land, it is not necessary to apply a cold-resistant coating to the iron structure provided so as to surround the pretreatment facility 101 among the iron structures provided so as to surround each facility. Therefore, the same effect can be obtained.
  • the cooling mechanism 33 that cools the glycol water can be operated independently regardless of the operation status of any other processing equipment. There is an effect to avoid.
  • the second cooler 32 can keep the supply water temperature to the first cooler 31 constant, and has the effect of reducing the operation adjustment of the equipment. is there.
  • the cooling of the natural gas using the cooling unit 3 including the first cooler 31 and the second cooler 32 is limited to the case where it is applied to the cooling of the natural gas supplied to the moisture removing step 13. Absent.
  • the natural gas supplied to the acid gas removal step 12 may be cooled.
  • the cooling unit 3 having the same configuration as that of the example illustrated in FIG. 2 is provided for the supply line 201 through which the natural gas that has passed through the gas-liquid separation step 11 flows.
  • an absorption tower 51 for performing the acid gas removal step 12 is provided in the subsequent stage of the first cooler 31 instead of the adsorption towers 21 to 23 that perform moisture adsorption removal.
  • an absorption liquid containing an amine compound is dispersedly supplied from the tower top side, and cooled natural gas is supplied from the tower bottom side.
  • the absorption liquid and the natural gas are in countercurrent contact in the absorption tower 51, and carbon dioxide and hydrogen sulfide, which are acid gases that may solidify in the LNG during liquefaction, are converted from the natural gas to the absorption liquid. Absorbed and removed.
  • the absorption liquid that has absorbed carbon dioxide, hydrogen sulfide, and the like in the absorption tower 51 is transferred to the regeneration tower 52 due to a pressure difference, and the absorption liquid in the tower is heated by the reboiler 55, thereby dissipating the acid gas absorbed in the absorption liquid.
  • the regenerated absorption liquid is supplied again to the absorption tower 51 by the liquid feed pump 56.
  • various acid gases diffused from the absorption liquid are cooled by the cooler 54 and separated into gas and liquid by the separation drum 58 and then used as combustion gas.
  • the liquid separated from the acid gas by the separation drum 58 is returned to the regeneration tower 52 by the pump 57.
  • the natural gas to be treated is cooled to condense and separate and remove the heavy components, so that the natural gas and the absorbent are brought into contact with each other.
  • the absorption tower 51 can stabilize the absorption of the acid gas in the natural gas into the absorption liquid.
  • cooling water and glycol water instead of the main refrigerant used on the liquefaction facility 102 side as the refrigerant to the cooling unit 3, it can be out of the application range of the cold resistant coating as described above. Operation that does not depend on the operating state of the liquefaction facility 102 can be performed, and blockage of the supply line 201 due to hydrate generation can be prevented.
  • the cooling unit 3 may be provided on the inlet side of both the adsorption towers 21 to 23 and the absorption tower 51. Further, as the non-hydrocarbon refrigerant used in the second cooler 32, pressurized water or pure water may be used instead of the glycol water described above.

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Abstract

【課題】天然ガスに含まれる不純物を除去する前処理設備において、前処理に適した温度に天然ガスを冷却する技術を提供する。 【解決手段】天然ガスに含まれる水分を除去する吸着塔に供給される天然ガスを第１の冷却器により、冷却水との熱交換により冷却するように構成し、さらに前記冷却水を第２の冷却器により、０℃～１０℃に冷却した非炭化水素冷媒との熱交換により冷却している。そのため、非炭化水素冷媒との直接の熱交換を避けつつ、天然ガスを適度に冷却することができる。

Description

天然ガスの前処理設備
　本発明は、液化される前の天然ガスの液化の前処理を行う前処理設備に関する。
　井戸元より産出された炭化水素ガスである天然ガスを液化するための天然ガス液化装置には、液化する前の天然ガスから各種の不純物を除去する前処理を行う前処理設備と、前処理後の天然ガスを液化してＬＮＧ（Liquidized Natural Gas）を得る液化設備とが設けられている。　
　前処理設備においては、－１５０℃以下にまで冷却される天然ガスの液化設備内での閉塞などを防止するため、水分や二酸化炭素の除去が行われる他、硫化水素の除去などが行われる。
　前処理設備の例として、特許文献１には、天然ガスまたはＣＳＧ（炭層ガス）から液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成するにあたって、液化前の天然ガスをＭＤＥＡ（Ｎ-メチルジエタノールアミン）と接触させて、硫化水素や二酸化炭素を吸収して除去し、次いで、分子ふるい（吸着剤）容器を備えた脱水プラント（吸着塔）に天然ガスを通流させて、水分などを吸着させて、水分含有量を１ｐｐｍまで減少させる技術が記載されている。
　一般的な気体と同様に、天然ガスの飽和水蒸気量は、その温度が高くなるに連れて多くなる傾向にある。そのため特許文献１に記載のように、水分を吸着する吸着剤に天然ガスを通流させて天然ガス中の水分を吸着除去しようとしたときに、処理対象の天然ガスの温度が高いと、吸着塔に持ち込まれる水分量が多くなるおそれがある。この結果、より低温で天然ガスが供給される場合と比較して、吸着塔への吸着剤の充填量が多くなってしまう傾向がある。
　この点につき、特許文献１には、窒素と、メタンやエタンなどの炭化水素とを含む混合冷媒を用いて前処理前のガスを１５℃程度に冷却してガス中に含まれる大部分の水分を取り除く技術が記載されている。また特許文献２には、混合冷媒を用いて冷却された冷却水により前処理前のガスを冷却する技術が記載されている。しかしながらこれらの特許文献には、天然ガスの送気停止や冷媒の漏洩などのトラブルの発生を考慮した天然ガスの冷却技術は開示されていない。
特表２０１０－５３２７９６号公報 米国公開第２０１７／００６７６８４号公報
　本発明は、このような背景の下になされたものであり、天然ガスに含まれる不純物を除去する前処理設備において、前処理に適した温度に天然ガスを冷却する技術を提供することにある。
　本発明の天然ガスの前処理設備は、周囲に鉄製構造物が設けられ、天然ガスに含まれる不純物を除去する前処理を行う前処理設備であって、
　水分を含む天然ガスを供給する処理ガスラインに接続され、前記処理ガスラインから供給された天然ガス中の水分を吸着除去するための吸着剤が充填された吸着塔と、
　前記吸着塔の入口側の前記処理ガスラインに設けられ、冷却水との熱交換により、前記吸着塔に供給される天然ガスを冷却する第１の冷却器と、
　０℃～１０℃の範囲内の温度に冷却された非炭化水素冷媒との熱交換により、前記冷却水を冷却する第２の冷却器と、を備えることを特徴とする。
　前記天然ガスの前処理設備は以下の特徴を備えていてもよい。
（ａ）前記前処理設備は、前記前処理が行われた後の天然ガスを液化する液化設備を含む天然ガス液化装置に設けられていること。
（ｂ）前記液化設備の周囲には耐冷被覆された鉄製構造物が設けられている場合に、前記前処理設備の周囲の鉄製構造物は耐冷被覆されていないこと。
（ｃ）前記液化設備は、前記天然ガスの液化に用いられ、気体となった液化用冷媒を圧縮するガスタービン駆動の圧縮機を備え、前記非炭化水素冷媒は前記ガスタービンに取り込まれる、燃料ガスの燃焼用の空気の冷却にも使用されるものであること。
（ｄ）前記天然ガス液化装置は、洋上に浮かぶ浮体上に設けられたこと。
（ｅ）前記吸着塔の上流側に設けられ、天然ガスと吸収液とを接触させて前記天然ガスに含まれる酸性ガスを吸収液に吸収させて除去する吸収塔を備えることと、
　前記処理ガスラインは、前記吸着塔に替えて前記吸収塔に接続され、前記第１の冷却器は、前記吸収塔に供給される天然ガスの冷却を行うこと。
（ｆ）前記非炭化水素冷媒は、外部の冷却機構により冷却されたものであること。
（ｇ）前記非炭化水素冷媒は、グリコール水または水であること。
　本発明は、第１の冷却器を用い、天然ガスに含まれる不純物を除去する前処理設備に供給される天然ガスを、冷却水との熱交換により冷却している。さらに第２の冷却器を用い、前記冷却水を０℃～１０℃に冷却した非炭化水素冷媒との熱交換により冷却している。そのため、非炭化水素冷媒との直接の熱交換を避けつつ、天然ガスを前処理に適した温度に冷却することができる。
天然ガス液化装置にて実施される各種処理工程を示す工程図である。 前記天然ガス液化装置に設けられている水分除去設備の構成図である。 飽和天然ガスの温度と、その限界の処理流量と、の対応を示すグラフである。 浮体である船体に設けられた天然ガス液化装置の構成図である。 他の実施の形態に係る天然ガスの前処理設備に対応する工程図である。 酸性ガスの除去を行う設備の構成図である。
　初めに、図１を参照しながら本例の天然ガス液化装置における天然ガスの処理の流れについて説明する。　
　本例の天然ガス（各図中にはＮＧとも記してある）には、少なくとも硫化水素又は二酸化炭素が含まれ、さらに、水分、水銀や酸素が含まれている。
　図１に示すように、天然ガスは、気液分離工程１１にて天然ガス中に含まれる液体が分離された後、続く酸性ガス除去工程１２では、二酸化炭素や硫化水素など（これらをまとめて「酸性ガス」と呼ぶ場合がある）の除去が行われる。
　酸性ガス除去工程１２にて処理された天然ガスは、さらに、水分除去工程１３にて水分が除去される。図１中の符号３１は、水分除去工程１３に送られる前の天然ガスを冷却する第１の冷却器であり、符号３２は、第１の冷却器３１にて用いられる冷媒を冷却するための第２の冷却器である。第１の冷却器３１、及び第２の冷却器３２については、水分除去工程１３を実施する設備の説明と併せて後で詳述する。さらに水分除去工程１３にて処理された天然ガスは、水銀除去工程１４にて水銀が除去される。　
　気液分離工程１１、酸性ガス除去工程１２、水分除去工程１３及び水銀除去工程１４は、液化処理が行われる前の前処理設備１０１にて実施される。
　ここで、気液分離工程１１にてＮＧから気液分離された液体成分は、蒸気圧調整工程１０８が行われた後、貯蔵工程１０９を経てコンデンセートとして出荷される。また、酸性ガス除去工程１２にて天然ガスから除去された酸性ガスは焼却炉にて熱分解することで無害化した後に大気へ放散される。
　なお酸性ガスについて、例えば酸性ガスに含まれる硫黄分を回収する硫黄回収工程、硫黄固化工程を経て硫黄の生成を行い硫黄貯蔵工程を経て製品硫黄として出荷するようにしてもよい。
　前処理設備１０１にて各種の不純物が除去された天然ガスは、液化工程１５にて液化されて液化天然ガス（ＬＮＧ）となる。液化工程１５は、液化設備１０２にて実施される。液化設備１０２は、天然ガスの一部を冷却、液化して重質分を除去する天然ガス蒸留部や、重質分が除去された天然ガスを主冷媒（液化用冷媒；メタン、エタン、プロパン、ブタン及び窒素などからなる混合冷媒又は窒素冷媒）により例えば－１４５℃から－１５５℃に冷却して液化する主熱交換部を備えている。　
　また液化設備１０２には、主冷媒を冷却するための冷媒冷却設備１０５が併設されている。冷媒冷却設備１０５は、冷媒を圧縮するための圧縮機４３を備え、圧縮機４３は、ガスタービンにより駆動されるように構成されている。
　液化工程１５にて液化されたＬＮＧは、例えばエンドフラッシュ設備１０３におけるエンドフラッシュ工程１６、ＬＮＧタンク（貯蔵設備）１０４内における貯蔵工程１７を経てＬＮＧタンカーへと出荷される。　
　一方、天然ガス蒸留部にて天然ガスから除去された重質分は、精留工程１０６にてエタン、プロパン、ブタン、及びコンデンセートに分留され、エタンは液化工程１５（液化設備１０２）へと戻される。また、プロパン、ブタンはエタンと同様に液化工程１５（液化設備１０２）へと戻すことも、製品として出荷することも可能である。
　コンデンセートは蒸気圧調整工程１０８から払い出されたコンデンセートと混合した後、製品として出荷される（図１には、コンデンセートの出荷の流れのみを示してある）。さらにエタン、プロパン、ブタンの一部は、主冷媒などの冷媒に用いるための冷媒貯蔵工程１０７へと送られる。また酸性ガス除去工程１２、エンドフラッシュ工程１６及び貯蔵工程１７にて発生するガスは、例えば燃焼ガスに用いられる。
　続いて、上述の前処理設備１０１に含まれ、水分除去工程１３を実施する設備の詳細について説明する。
　図２に示すように酸性ガス除去工程１２にて酸性ガスの除去が行われた水分を含んだ天然ガスは、後述の冷却部３、分離ドラム２９が設けられた供給ライン（処理ガスライン）２０１を介して水分の吸着除去を行う吸着塔２１～２３に供給される。吸着塔２１～２３には例えばモレキューラーシーブからなる水分の吸着剤が充填されている。図２に示す例では３基の吸着塔２１～２３を用い、一の吸着塔２１～２３にて水分の吸着除去（水分除去工程１３）を実施している期間中に、他の吸着塔２１～２３では吸着剤の再生（吸着塔再生工程）を実施することが可能な構成となっている。図２に示すように、天然ガスの供給ライン２０１は、分離ドラム２９の出口側にて分岐して各吸着塔２１～２３の入口部に接続されている。
　一方で、各吸着塔２１～２３の出口部には、乾燥天然ガスの払出しライン２０２が接続されている。これらの払出しライン２０２は、下流側で合流して水銀除去工程１４を実施する設備へと接続されている。　
　さらに、前記合流位置の下流側の払出しライン２０２からは、吸着塔再生工程を実行するための再生ガスとして、吸着塔２１～２３の出口部側へ乾燥天然ガスを供給するための再生ガスライン２０３が分岐している。この構成により、吸着塔２１～２３にて水分を除去した後の乾燥天然ガスを再生ガスとして用いることができる。
　払出しライン２０２から分岐した再生ガスライン２０３には、熱交換器などにより構成され、再生ガス（乾燥天然ガス）の加熱を行う加熱部２７が設けられている。加熱部２７は、例えば加熱炉により構成してもよい。
　これらに加え、各吸着塔２１～２３の入口部には、吸着剤の再生を行った後の再生ガスを吸着塔２１～２３の上流側に戻すためのリサイクルガスライン２０４が接続されている。これらのリサイクルガスライン２０４は、下流側で合流し再生ガスを冷却するための例えばエアフィンクーラーからなる冷却部２５を経て、凝縮した水分などと再生ガスとを分離する分離ドラム２６に接続されている。分離ドラム２６で排ガスから分離された水分は、必要な排水処理を行った後、外部へ排出される。一方で遊離水分を除去された再生ガス（天然ガス）は、コンプレッサー２８にて圧縮された後、第１の冷却器３１の上流側に戻される。リサイクルガスライン２０４は、燃料ガスへ合流させても良い。
　各吸着塔２１～２３に接続された分岐後の供給ライン２０１には、開閉バルブＶ１～Ｖ３が設けられている一方、分岐後のリサイクルガスライン２０４には開閉バルブＶ１ａ～Ｖ３ａが設けられている。また各吸着塔２１～２３に接続された払出しライン２０２には、開閉バルブＶ４～Ｖ６が設けられている一方、同じく再生ガスライン２０３には開閉バルブＶ４ａ～Ｖ６ａが設けられている。
　この構成により、各吸着塔２１～２３は、入口部に接続される配管ラインを、供給ライン２０１とリサイクルガスライン２０４とで切り替えることができる。また出口部に接続される配管ラインを、払出しライン２０２と再生ガスライン２０３とで切り替えることができる。なお、図２には吸着塔２１、２２にて水分の吸着除去を行い、吸着塔２３にて吸着剤の再生を行う場合の天然ガスの流れを太線で示してある。
　上述の構成を備える水分除去工程１３の実施設備においては、既述のように、水分の吸着剤が充填された吸着塔２１～２３に水分を含む天然ガスを通過させて、水分の除去を行う。このとき、飽和水分を含む天然ガスが吸着塔２１～２３に供給される際の温度と、吸着塔２１～２３にて処理可能な天然ガスの流量との関係について説明する。図３の横軸は、吸着剤の充填層を通流する天然ガスの温度を示し、縦軸は、単位容量の吸着剤を用いて２５℃の飽和天然ガスに含まれる水分を１重量ｐｐｍまで低減することが可能な限界の処理流量を１００％としたときの相対的な限界処理流量を示している。図３に示されるように吸着剤に供給される天然ガスの温度が高くなるにしたがって、限界の処理流量が減少していることが分かる。従って、吸着塔２１～２３に供給される天然ガスの供給温度を低下させることにより、単位容量あたりの限界処理流量が増加し、吸着剤の充填量を低減することが可能であるといえる。
　この観点において図２に示すように、吸着塔２１～２３の入口側の供給ライン２０１には、冷却部３が設けられている。冷却部３は、冷却水との熱交換により、天然ガスを冷却する第１の冷却器３１と、第１の冷却器３１にて用いられる冷却水を、非炭化水素冷媒であるグリコール水との熱交換により冷却する第２の冷却器３２と、を備えている。第２の冷却器３２にて用いられるグリコール水は、例えば冷却部３の外部に設けられた冷却機構３３により冷却されるように構成されている。冷却機構３３は、例えばフッ素冷媒であるＨＦＣ（Hydro-Fluorocarbon）を用いてグリコール水を０℃～１０℃に冷却する。
　冷却部３にて冷却された天然ガスは、既述の分離ドラム２９にて遊離水が分離された後、所定の吸着塔２１～２３へと送られる。
なお、第２の冷却器３２に用いられる非炭化水素冷媒はグリコール水の他、加圧水、純水を含む水であってもよい。
　以上に説明した構成を備える前処理設備１０１は、天然ガスを前記吸着塔２１～２３に供給する前に、冷却部３にて天然ガスの温度を下げている。そして冷却された天然ガスは、露点が低下し、凝縮した水分は、吸着塔２１～２３の入口側に配置された分離ドラム２９にて分離される。従って吸着塔２１～２３に供給される天然ガスの温度が低く水分含量が少なくなり、吸着塔２１～２３に充填する吸着剤の充填量を減らすことができる。
　また本例の天然ガス液化装置１００においては、冷却機構３３にて冷却されたグリコール水は、図１を用いて説明した冷媒の圧縮機４３を駆動するガスタービン４１に取り込まれる燃焼用空気の冷却にも用いられる。即ち、図２に示すように冷却機構３３にてＨＦＣを用いて冷却されたグリコール水は、ガスタービン４１に併設された空気冷却器３４に供給され、燃料ガスの燃焼用の空気に使用される。
　続いて水分除去工程１３を実施する設備の作用について説明する。　
　酸性ガス除去工程１２にて酸性ガスの除去が行われ、供給ライン２０１に流出した天然ガスは、例えば４０～６０℃の範囲内の温度で、飽和量の水分を含んだ状態となっている。この天然ガスが、吸着塔２１～２３の上流側に設けられた第１の冷却器３１にて、例えば２０～２５℃の範囲内の温度に冷却される。この結果、天然ガスの飽和水蒸気量が低下し、余剰な水分が遊離水として凝縮する。遊離水は分離ドラム２９にて天然ガスから除去される。
　上述のように天然ガスの冷却を行うにあたり、冷却機構３３にて冷却されたグリコール水（非炭化水素冷媒）を用いて天然ガスの直接冷却を行った方が、２つの冷却器（第１の冷却器３１、第２の冷却器３２）を設ける必要もなく、冷却効率もよいように思われる。しかしながら、０℃～１０℃程度の温度範囲の低温の冷媒により天然ガスを直接冷却してしまうと、天然ガスの減荷運転の際、又は送気停止などのトラブルが発生した際などに、冷却器内の天然ガスが過冷却された状態となってしまう場合がある。この結果、天然ガスに含まれるメタンやエタンと水分とがハイドレートを生成し、冷却器を含めそれ以降の供給ライン２０１の閉塞を引き起こすおそれがある。
　そこで本例の冷却部３は、第１の冷却器３１にて天然ガスの冷却に用いる冷却水を、第２の冷却器３２にて予め冷却する間接冷却方式を採用している。このように間接的に冷却することにより、第１の冷却器３１で用いる冷却水の温度が、例えば１５～２０℃の範囲内の温度に調節されているので、天然ガスの供給停止などのトラブルが発生した場合であっても、供給ライン２０１を流れる天然ガスを過度に冷却せずに閉塞の発生しにくい温度に維持することができる。
　また、図２を用いて説明したように、冷却機構３３にて冷却されたグリコール水がガスタービン４１の燃焼用空気の冷却にも用いられる場合には、当該グリコール水は高温で燃焼するガスタービン４１の近傍を流れることになる。そこで、本例の空気冷却器３４は、高温の機器の近傍で用いても安全な非炭化水素冷媒であるグリコール水を用いて燃焼用空気の冷却を行っている。
　このとき仮に、天然ガスの直接冷却に上記グリコール水を用いると、設備の経年劣化などに起因して供給ライン２０１を流れる天然ガスの一部がグリコール水側に漏れ込む事象も発生し得る。この場合には、天然ガス由来の炭化水素を含んだグリコール水が冷却機構３３を介して空気冷却器３４側のグリコール水と合流し、高温の機器の近傍で用いる際の安全性を低下させてしまうおそれもある。
　これに対し、本例の冷却部３は、第１の冷却器３１を流れる天然ガスと、第２の冷却器３２を流れるグリコール水とが分離されているので、グリコール水側への天然ガス成分（炭化水素成分）の漏れ込みが発生しにくい。この結果、非炭化水素冷媒であるグリコール水を、高温の機器の近傍で用いても安全な状態に維持することができる。
　天然ガスの処理の説明に戻ると、水分除去工程１３を実施する吸着塔２１、２２の前後の開閉バルブＶ１、Ｖ２、Ｖ４、Ｖ５は開状態となっている。分離ドラム２９にて遊離水が除去された天然ガスは、これらの吸着塔２１、２２に流入し、吸着剤と接触して水分が吸着除去された後、払出しライン２０２へと流出する。
　また、吸着塔再生工程の実施期間中は、当該工程の実施対象の吸着塔２３に接続された再生ガスライン２０３、リサイクルガスライン２０４の各開閉バルブＶ６ａ、Ｖ３ａが開状態とされる。この結果、水分が吸着除去された後の乾燥天然ガスの一部が加熱部２７を通過して加熱された後、吸着塔２３に供給される。加熱された乾燥天然ガスと接触した吸着剤から水分が放出されることにより、当該吸着剤が再生される。吸着剤から放出された水分を含む天然ガスは、冷却部２５にて冷却され、分離ドラム２６にて遊離水が除去された後、コンプレッサー２８を用いて昇圧され供給ライン２０１を流れる天然ガスと合流する。
　本実施の形態に係る天然ガスの前処理設備１０１によれば、第１の冷却器３１を用い、天然ガスに含まれる水分を除去する吸着塔２１～２３に供給される天然ガスを、冷却水との熱交換により冷却している。さらに第２の冷却器３２を用い、前記冷却水を、０℃～１０℃に冷却した非炭化水素冷媒であるグリコール水との熱交換により冷却している。そのため、非炭化水素冷媒との直接の熱交換を避けつつ、天然ガスを適度に冷却することができる。この結果、天然ガスの冷却を行わない場合と比較して、加えて天然ガスの冷却を冷却水のみで行う場合と比較しても、吸着塔２１～２３に充填される吸着剤の充填量を低減することができる。
　また図２を用いて説明した冷却部３は、洋上（海洋であってもよいし湖洋であってもよい）に浮かぶ浮体である船体９０に設けられた天然ガス液化装置１００にも好適である。図４は、図１を用いて説明した天然ガス液化装置１００を船体９０に設置した例を模式的に示している。なお、図示の便宜上、蒸気圧調整工程１０８などを実施するための機器、酸性ガス焼却炉１１０などの記載は適宜、省略してある。
　図４に示す天然ガス液化装置１００は、例えば船体９０の甲板上に、係留設備（タレット）９１、前処理設備１０１及び液化設備１０２が設けられると共に、船体９０の本体内部が液化天然ガスなどの貯留設備１０４を成すタンカーとして構成されている。例えば前処理設備１０１には、図１を用いて説明した気液分離工程１１、酸性ガス除去工程１２、水分除去工程１３、水銀除去工程１４の各工程を実施するための設備が設けられている。前処理設備１０１において、これらの設備は、船体９０の甲板や各設備を支持する架構８０などの鉄製構造物に囲まれるように設けられている。図４中の符号８１は、各設備間で天然ガスを搬送するためのパイプである。
　上術の構成を備える天然ガス液化装置１００に設けられた液化設備１０２は、極低温の液体であるＬＮＧや液化用冷媒（例えば既述の主冷媒）を取り扱う。そのため万が一、極低温の液体が漏れ出すトラブルが発生し、当該液体が甲板や架構などの周囲の鉄製構造物と接触すると、低温脆性に伴う損傷が発生するおそれがある。そこで、液化設備１０２の周囲の鉄製構造物には、極低温の液体の漏洩に伴う損傷を防ぐために、耐冷被覆剤の塗装などによる耐冷被覆がなされている。図４においては、鉄製構造物の耐冷被覆を行っている範囲にハッチングを付して示した。
　一方で、前処理設備１０１内にて処理される天然ガスの温度は２０～６０℃程度であるため、仮に当該天然ガスが漏洩するトラブルが発生したとしても、低温脆性に伴う周囲の鉄製構造物の損傷の問題は発生しない。　
　また図２にて説明したように前処理設備１０１においては、冷媒として、冷却水及び０℃～１０℃の非炭化水素冷媒であるグリコール水を用いている。従って、前処理設備１０１内では極低温の流体を取り扱わない。このため、前処理設備の周囲を囲む鉄製構造物に耐冷被覆する必要がない。
　この点、仮に、液化設備１０２側で使用している主冷媒などの液化用冷媒を用いて天然ガスの冷却を行うとすると、液化設備１０２から天然ガスの冷却器へ向けて液化用冷媒を供給する配管を、前処理設備１０１側まで引き回さなければならない。この結果、液化用冷媒が流れる広い範囲に亘って、周囲の鉄製構造物の耐冷被覆が新たに必要となり、天然ガス液化装置１００の建設コストを押し上げる要因となるおそれもある。この点、本実施の形態に係る天然ガスの前処理設備１０１によれば、極低温の冷媒を用いた天然ガスの冷却を行わないので、耐冷被覆の範囲を液化設備１０２に限定する効果がある。
　なお天然ガス液化設備１００を陸上に設ける場合においても、各設備を囲むように設けられる鉄製構造物のうちの、前処理設備１０１を囲むように設けられる鉄製構造物に耐冷被覆を行う必要がないため同様の効果を得ることができる。
　また、液化設備１０２側で使用している主冷媒を用いて、前処理設備１０１での天然ガスの冷却を行うとすると、前処理設備１０１よりも先に後段設備である液化設備１０２の運用を開始する必要がある、又は後段設備である液化設備１０２を待たず前処理設備１０１のみで運用開始する場合には減荷運転を行う必要があるなどの運用制限が生じることがある。
　この点、本実施の形態に係る冷却方法によれば、グリコール水を冷却する冷却機構３３は他のどの処理設備の運用状況によらず独立して運転することができるので、前述の運用制限を避ける効果がある。
　また供給ライン２０１を冷却する冷却部３の構成が、第１の冷却器３１だけであった場合、冷却水の温度は季節、日時、設置場所により変動することから、それに応じて供給ライン２０１を流れるガスの冷却される温度も変動する。その結果冷却水の温度に応じた設備の運転調整が必要となりうる。この点、本実施の形態に係る冷却方法によれば、第２の冷却器３２によって、第１の冷却器３１への供給水温を一定に保つことができ、設備の運転調整を低減する効果がある。
　さらにまた、第１の冷却器３１と第２の冷却器３２とを備える冷却部３を用いた天然ガスの冷却は、水分除去工程１３に供給される天然ガスの冷却に適用する場合に限られない。例えば図５に示すように、酸性ガス除去工程１２に供給される天然ガスの冷却を行っても良い。
　以下、図６を参照しながら、酸性ガスの吸収除去を行う吸収塔５１への供給ライン２０１に冷却部３を設けた例について説明を行う。
　図６に示す例では、気液分離工程１１を通過した天然ガスが流れる供給ライン２０１に対して、図２に示した例と同様の構成の冷却部３が設けられている。当該冷却部３において、第１の冷却器３１の後段には、水分の吸着除去を行う吸着塔２１～２３に替えて、酸性ガス除去工程１２を実施するための吸収塔５１が設けられている。吸収塔５１においては、塔頂側からアミン化合物を含む吸収液が分散供給される一方、塔底側から冷却された天然ガスを供給する。この結果、吸収塔５１内では吸収液と天然ガスとが向流接触し、液化の際にＬＮＧ中で固化するおそれのある酸性ガスである二酸化炭素や硫化水素が、天然ガスから吸収液へと吸収、除去される。
　なお吸収液として用いる所定のアミン吸収液の選定や、液負荷（単位時間当たりの吸収塔５１への吸収液供給量）、吸収塔５１の段数の調節を行うことにより、二酸化炭素だけでなく、硫化水素などの酸性ガスも吸収除去することができる。
　吸収塔５１にて二酸化炭素や硫化水素などを吸収した吸収液は圧力差により再生塔５２へ移送されリボイラー５５により塔内の吸収液を加熱することにより、吸収液に吸収された酸性ガスを放散させて再生される。再生後の吸収液は、送液ポンプ５６により再び吸収塔５１に供給される。　
　他方、吸収液から放散された各種酸性ガスは、クーラー５４にて冷却され、分離ドラム５８にて気液分離された後、燃焼ガスに利用される。分離ドラム５８にて酸性ガスから分離された液体は、ポンプ５７によって再生塔５２に戻される。
　この酸性ガス除去工程１２を実行する前に処理対象の天然ガスを冷却することで重質分を凝縮させ分離除去しておくことにより、天然ガスと吸収液とを接触させたときの吸収液への重質分の溶け込みを低減でき、その結果吸収塔５１において、天然ガス中の酸性ガスの吸収液への吸収を安定させることができる。
　この冷却部３への冷媒として、液化設備１０２側で使用している主冷媒を用いるのではなく、冷却水及びグリコール水を用いることで、既述と同様に耐冷被覆の適用範囲外とできること、液化設備１０２の運転状況によらない運用ができること、及びハイドレート生成による供給ライン２０１の閉塞を防ぐことができる。
　冷却部３は、吸着塔２１～２３及び吸収塔５１の双方の入口側に設けても良い。　
　また第２の冷却器３２にて用いる非炭化水素冷媒としては、既述のグリコール水に代えて加圧水、純水を用いてもよい。
１００　　　天然ガス液化装置
１０１　　　前処理設備
１０２　　　液化設備
２１～２３　吸着塔
３１　　　　第１の冷却器
３２　　　　第２の冷却器
３３　　　　冷却機構
３４　　　　空気冷却器
４１　　　　タービン
２０１　　　供給ライン

Claims (8)

  1. 　周囲に鉄製構造物が設けられ、天然ガスに含まれる不純物を除去する前処理を行う前処理設備であって、
    　水分を含む天然ガスを供給する処理ガスラインに接続され、前記処理ガスラインから供給された天然ガス中の水分を吸着除去するための吸着剤が充填された吸着塔と、
    　前記吸着塔の入口側の前記処理ガスラインに設けられ、冷却水との熱交換により、前記吸着塔に供給される天然ガスを冷却する第１の冷却器と、
    　０℃～１０℃の範囲内の温度に冷却された非炭化水素冷媒との熱交換により、前記冷却水を冷却する第２の冷却器と、を備えることを特徴とする天然ガスの前処理設備。
  2. 　前記前処理設備は、前記前処理が行われた後の天然ガスを液化する液化設備を含む天然ガス液化装置に設けられていることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの前処理設備。
  3. 　前記液化設備の周囲には耐冷被覆された鉄製構造物が設けられている場合に、前記前処理設備の周囲の鉄製構造物は耐冷被覆されていないことを特徴とする請求項２に記載の天然ガスの前処理設備。
  4. 　前記液化設備は、前記天然ガスの液化に用いられ、気体となった液化用冷媒を圧縮するガスタービン駆動の圧縮機を備え、前記非炭化水素冷媒は前記ガスタービンに取り込まれる、燃料ガスの燃焼用の空気の冷却にも使用されるものであることを特徴とする請求項２に記載の天然ガスの前処理設備。
  5. 　前記天然ガス液化装置は、洋上に浮かぶ浮体上に設けられたことを特徴とする請求項２に記載の天然ガスの前処理設備。
  6. 　前記吸着塔の上流側に設けられ、天然ガスと吸収液とを接触させて前記天然ガスに含まれる酸性ガスを吸収液に吸収させて除去する吸収塔を備えることと、
    　前記処理ガスラインは、前記吸着塔に替えて前記吸収塔に接続され、前記第１の冷却器は、前記吸収塔に供給される天然ガスの冷却を行うことと、を特徴とする請求項１に記載の天然ガスの前処理装置。
  7. 　前記非炭化水素冷媒は、外部の冷却機構により冷却されたものであることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの前処理設備。
  8. 　前記非炭化水素冷媒は、グリコール水または水であることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスの前処理設備。
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