WO2022239259A1 - ガス冷却システム - Google Patents

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nitrogen
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公博 澤
弘道 野間
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    • F25J2270/80—Quasi-closed internal or closed external carbon dioxide refrigeration cycle
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    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/88—Quasi-closed internal refrigeration or heat pump cycle, if not otherwise provided

Definitions

  • NG natural gas
  • LNG liquefied natural gas
  • a dual expander process manufacturing equipment that uses nitrogen refrigerant as a refrigerant and is equipped with multiple heat exchangers, multiple expanders, and multiple compressors as a technology that uses non-flammable refrigerants to produce liquefied natural gas. is disclosed (for example, Patent Document 1).
  • Patent Document 1 The technology of Patent Document 1 above has a problem that the device configuration is complicated and the device itself becomes expensive.
  • the present disclosure aims to provide a gas cooling system capable of producing liquefied gas with a simpler equipment configuration than before.
  • a gas cooling system includes a cooling device that cools a cooling target gas containing methane as a main component; A decompression unit, a nitrogen adjustment unit that adjusts the nitrogen concentration of the liquefied gas obtained by decompression by the first decompression unit so that it falls within a predetermined range, and a liquefied gas whose nitrogen concentration is adjusted by the nitrogen adjustment unit is decompressed. a second decompression unit, a gas-liquid separation drum that separates the gas-liquid mixture obtained by decompression by the second decompression unit, and a pump that pressurizes the liquefied gas separated by the gas-liquid separation drum.
  • the cooling device cools the gas to be cooled with the liquefied gas pressurized by the pump.
  • the gas cooling system includes a compressor that pressurizes the gas to be cooled and turns it into a supercritical fluid
  • the cooling device includes a precooling unit that cools the supercritical fluid, a supercritical fluid, and a liquefied gas pressurized by a pump. and a heat exchanger for exchanging heat with the gas, and the discharge pressure of the pump may be a pressure at which at least a portion of the liquefied gas undergoes a phase change within the heat exchanger.
  • the first decompression unit may phase-change the supercritical fluid into a gas-liquid mixture.
  • the nitrogen adjustment unit may remove nitrogen from the gas-liquid mixture obtained by depressurization by the first decompression unit, and adjust the nitrogen concentration of the liquefied gas to fall within a predetermined range.
  • the nitrogen adjustment unit may recover methane from the separated gas that constitutes the gas-liquid mixture obtained by being decompressed by the first decompression unit.
  • the pre-cooling section may cool the supercritical fluid with a non-flammable refrigerant.
  • another gas cooling system includes a compressor that pressurizes a cooling target gas containing methane as a main component to make it a supercritical fluid, and a precooling that cools the supercritical fluid.
  • a heat exchanger for exchanging heat between a part, a supercritical fluid, and a refrigerant; a first pressure reducing part for reducing the pressure of the supercritical fluid cooled by the heat exchanger;
  • a second decompression unit that decompresses the liquefied gas, a gas-liquid separation drum that separates the gas-liquid mixture obtained by decompression by the second decompression unit, and the liquefied gas separated by the gas-liquid separation drum is pressurized.
  • the heat exchanger cools the supercritical fluid using the liquefied gas pressurized by the pump as a refrigerant, and the discharge pressure of the pump is such that at least part of the liquefied gas is phased in the heat exchanger. It is a variable pressure.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a gas cooling system according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram for explaining the nitrogen adjustment unit according to the embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a gas cooling system 100 according to this embodiment.
  • the solid arrow indicates the flow of the fluid.
  • the gas cooling system 100 cools a cooling target gas whose main component is methane (CH 4 ).
  • CH 4 methane
  • natural gas NG extracted from a gas field will be described as an example of gas to be cooled.
  • Natural gas NG contains at least methane and nitrogen (N 2 ).
  • the gas cooling system 100 according to the present embodiment is a non-flammable refrigerant system.
  • the gas cooling system 100 includes a booster compressor 110, a heat-releasing section 112, a cooling device 120, a first pressure reducing section 130, a first gas-liquid separation drum 140, and a nitrogen adjusting section 150. , a second pressure reducing section 160 , a second gas-liquid separation drum 170 , a pump 180 and a flash gas compressor 190 .
  • the booster compressor 110 boosts the natural gas NG and the circulating natural gas CG (for example, 30°C, 1.5 MPaG) described later. In the boosting process by the booster compressor 110, the natural gas NG and the circulating natural gas CG become the supercritical fluid SF.
  • the discharge pressure of booster compressor 110 is, for example, 7.0 MPaG.
  • the heat-releasing unit 112 heats (cools) the supercritical fluid SF that has been raised to a high temperature by being pressurized by the booster compressor 110 .
  • the heat removal unit 112 is, for example, an air cooling device or a water cooling device.
  • the supercritical fluid SF heated by the heat removing unit 112 is, for example, 35° C. and 7.0 MPaG.
  • the cooling device 120 cools the supercritical fluid SF.
  • Cooling device 120 includes a precooling section 122 and a heat exchanger 124 .
  • the pre-cooling section 122 cools the supercritical fluid SF with a non-flammable refrigerant (for example, carbon dioxide).
  • the heat exchanger 124 exchanges heat between the supercritical fluid SF and liquefied natural gas LNG (liquefied gas) pressurized by a pump 180, which will be described later.
  • the heat exchanger 124 includes a cooled channel 124a and a cooling channel 124b.
  • the cooled channel 124a is a channel through which the supercritical fluid SF passes.
  • the cooling channel 124b is a channel through which liquefied natural gas LNG pressurized by a pump 180, which will be described later, passes.
  • the supercritical fluid SF and the liquefied natural gas LNG have a counterflow relationship.
  • the heat exchanger 124 further cools the supercritical fluid SF.
  • the supercritical fluid SF at the outlet of the heat exchanger 124 is, for example, ⁇ 140° C. and 6.9 MPaG.
  • the first decompression unit 130 decompresses the supercritical fluid SF (natural gas NG) cooled by the heat exchanger 124 (cooling device 120).
  • the first pressure reducing section 130 is a hydraulic turbine (power recovery turbine).
  • the first decompression unit 130 phase-changes the supercritical fluid SF into a gas-liquid mixture MY. Note that the first decompression unit 130 decompresses the supercritical fluid SF at ⁇ 140° C. and 6.9 MPaG, for example, to form a gas-liquid mixture MY of 0.2 MPaG or more and 0.3 MPaG or less (for example, 0.25 MPaG). change.
  • the first decompression unit 130 recovers power by decompressing the supercritical fluid SF. By recovering the power (energy) by the first depressurizing section 130, the amount of evaporation at the outlet of the first depressurizing section 130 during depressurization can be reduced. The power recovered by the first pressure reducing unit 130 is used as power for the booster compressor 110 .
  • the first gas-liquid separation drum 140 separates the gas-liquid mixture MY.
  • the post-separation gas NR separated in the first gas-liquid separation drum 140 is guided to the nitrogen adjusting section 150 .
  • natural gas NG contains methane and nitrogen.
  • the boiling point of nitrogen is lower than that of methane. Therefore, the nitrogen concentration of the post-separation gas NR gas (nitrogen-enriched gas) is higher than that of the natural gas NG.
  • the nitrogen concentration of the post-separation gas NR gas is 10% by volume.
  • the nitrogen adjustment unit 150 adjusts the nitrogen concentration of the liquefied gas LA obtained by being decompressed by the first decompression unit 130 so that it falls within a predetermined range.
  • the nitrogen adjustment unit 150 removes nitrogen from the gas-liquid mixture MY to adjust the nitrogen concentration of the liquefied gas LA stored in the first gas-liquid separation drum 140 .
  • the nitrogen adjustment unit 150 removes nitrogen from the post-separation gas NR.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating the nitrogen adjusting section 150 according to this embodiment.
  • the solid arrows indicate the flow of the gas-liquid mixture MY, the liquefied gas LA, and the liquefied gas ML.
  • dashed arrows indicate the flow of the separated gas NR and the exhaust gas EX.
  • the nitrogen adjustment section 150 includes a compressor 152 and a methane recovery section 154.
  • the compressor 152 pressurizes the separated gas NR and guides it to the methane recovery unit 154 .
  • the compressor 152 pressurizes the separated gas NR (eg, 0.25 MPaG) to 0.6 MPaG, for example.
  • the separated gas NR and liquefied natural gas LNG (eg, -155°C, 0.6 MPaG) are led to the methane recovery unit 154 .
  • the methane recovery unit 154 recovers methane from the post-separation gas NR.
  • the methane recovery unit 154 causes the liquefied natural gas LNG and the post-separation gas NR to come into contact with each other (cleansing), thereby allowing the liquefied natural gas LNG to absorb methane contained in the post-separation gas NR.
  • the methane-enriched liquefied gas LM (methane-absorbed liquefied natural gas LNG) produced in the methane recovery unit 154 is guided to a second gas-liquid separation drum 170, which will be described later.
  • the methane-enriched liquefied gas LM is, for example, ⁇ 135° C. and 0.6 MPaG.
  • the post-separation gas NR from which methane has been removed in the methane recovery unit 154 is discharged to the outside as the exhaust gas EX.
  • the exhaust gas EX is used, for example, as fuel for a plant in which the gas cooling system 100 is provided.
  • a central control unit (not shown) controls the flow rate of the compressor 152 so that the nitrogen concentration of the liquefied gas LA is within a predetermined range (for example, 0.5 mol % or more and 2 mol % or less).
  • the central control section controls the pressure of the first gas-liquid separation drum 140 and also controls the flow rate of the liquefied natural gas LNG led to the methane recovery section 154 .
  • the central control unit is composed of a semiconductor integrated circuit including a CPU (Central Processing Unit).
  • the central control unit reads programs, parameters, etc. for operating the CPU itself from the ROM.
  • the central control unit manages and controls the entire gas cooling system 100 in cooperation with RAM as a work area and other electronic circuits.
  • the second decompression unit 160 decompresses the liquefied gas LA whose nitrogen concentration has been adjusted by the nitrogen adjustment unit 150 .
  • the second pressure reducing section 160 is a pressure reducing valve.
  • the second decompression unit 160 decompresses (flashes (evaporates and cools)) the liquefied gas LA into a gas-liquid mixture MZ of ⁇ 155° C. and 0.05 MPaG, for example.
  • the second gas-liquid separation drum 170 (gas-liquid separation drum) separates the gas-liquid mixture MZ.
  • the pump 180 pressurizes the liquefied natural gas LNG (liquefied gas) separated from the gas-liquid mixture MZ by the second gas-liquid separation drum 170 .
  • the discharge pressure of the pump 180 is the pressure at which at least part of the liquefied natural gas LNG (liquefied gas) undergoes a phase change (vaporization) in the heat exchanger 124 .
  • the discharge pressure of the pump 180 is in the range of a predetermined lower limit pressure or more and a predetermined upper limit pressure or less.
  • the lower limit pressure is, for example, 1.0 MPaG.
  • the upper limit pressure is, for example, 2.0 MPaG.
  • pump 180 boosts liquefied natural gas LNG to 1.6 MPaG.
  • a pump 180 pressurizes the liquefied natural gas LNG to shift the vaporization temperature during heat exchange in the heat exchanger 124 .
  • the discharge pressure of pump 180 can be measured by a mechanical pressure gauge or a pressure gauge including a pressure receiving element.
  • the pressurized liquefied natural gas LNG is shipped as a product or supplied to LNG users.
  • part of the pressurized liquefied natural gas LNG is guided to the heat exchanger 124 of the cooling device 120 and then to the pre-cooling section 122, where it is used as part of the refrigerant for cooling the natural gas NG in the cooling device 120.
  • Cold heat is recovered.
  • the flash gas compressor 190 pressurizes the flash gas FG separated by the second gas-liquid separation drum 170 .
  • flash gas compressor 190 pressurizes flash gas FG to 1.5 MPaG.
  • the flash gas FG pressurized by the flash gas compressor 190 is guided to the precooling section 122 and cold heat is recovered as part of the refrigerant.
  • the gas cooling system 100 uses the produced liquefied natural gas LNG as the refrigerant for cooling the natural gas NG.
  • the gas cooling system 100 can partially omit a compressor dedicated to the refrigerant and a cooler as compared with the conventional dual expander process. Therefore, the gas cooling system 100 can simplify the equipment configuration and reduce the cost required for liquefaction.
  • the pre-cooling section 122 of the gas cooling system 100 cools the supercritical fluid SF with a non-flammable refrigerant. Therefore, the gas cooling system 100 can inexpensively produce liquefied natural gas LNG in combination with the pre-cooling section 122 using a non-flammable refrigerant.
  • natural gas NG contains trace amounts of nitrogen in addition to methane. Since the boiling point of nitrogen is lower than the boiling point of methane, the flush gas FG produced by being depressurized by the second depressurizing section 160 contains nitrogen with priority over methane. Therefore, when the nitrogen adjustment unit 150 is not provided, when the flash gas FG is returned to the booster compressor 110, the nitrogen concentration of the natural gas NG as the gas to be cooled increases ( Nitrogen is concentrated in the natural gas NG), and the amount of flash gas FG is increased. Moreover, if the nitrogen concentration of the natural gas NG increases too much, the liquefaction efficiency will decrease. Therefore, in the case where the nitrogen adjusting unit 150 is not provided, the flash gas FG must be discarded, and the problem arises that the methane contained in the flash gas FG is also discarded.
  • the gas cooling system 100 includes the nitrogen adjusting section 150 that removes nitrogen from the gas-liquid mixture MY.
  • the gas cooling system 100 can prevent an increase in the flash gas FG and maintain the flash gas FG at a predetermined target amount.
  • the target amount is the amount of flash gas FG that, when the flash gas FG is returned to the booster compressor 110, the nitrogen concentration of the natural gas NG after being pressurized by the booster compressor 110 becomes the nitrogen concentration that is efficiently liquefied. Therefore, the gas cooling system 100 can maintain the nitrogen concentration of the natural gas NG at a concentration that allows efficient liquefaction even when the flash gas FG is returned to the booster compressor 110 (pre-cooling section 122). Therefore, the gas cooling system 100 can avoid unnecessary disposal of methane contained in the flash gas FG. Moreover, since the flash gas FG can be maintained at the target amount, the gas cooling system 100 can prevent an increase in the power of the flash gas compressor 190 .
  • the nitrogen concentration of the liquefied gas LA is less than the lower limit value (for example, 0.5 mol%) of the above predetermined range, the cooling efficiency of the second pressure reducing section 160 is lowered.
  • the nitrogen concentration of the liquefied gas LA exceeds the upper limit value (for example, 2 mol %) of the predetermined range, the flash gas FG exceeds the target amount.
  • the nitrogen adjustment unit 150 makes the nitrogen concentration of the liquefied gas LA guided to the second pressure reduction unit 160 equal to or higher than the lower limit value.
  • the gas cooling system 100 can improve the cooling efficiency by the second pressure reducing section 160 . Therefore, it is possible to lower the temperature of the liquefied natural gas LNG produced by being decompressed by the second decompression unit 160 .
  • the gas cooling system 100 can lower the temperature of the liquefied natural gas LNG guided to the heat exchanger 124 by the pump 180, and can efficiently cool the supercritical fluid SF by the heat exchanger 124. Become.
  • the nitrogen adjustment unit 150 makes the nitrogen concentration of the liquefied gas LA guided to the second pressure reduction unit 160 equal to or lower than the upper limit value. This enables the gas cooling system 100 to maintain the flash gas FG generated by the second gas-liquid separation drum 170 at the target amount.
  • the heat exchanger 124 cools the supercritical fluid SF with the liquefied natural gas LNG. It is desirable to have as little flow of the liquefied natural gas LNG as possible in the heat exchanger 124 relative to the flow of the supercritical fluid SF. Therefore, the heat exchanger 124 utilizes the latent heat due to the phase change of the liquefied natural gas LNG to cool the supercritical fluid SF with a smaller flow rate of the liquefied natural gas LNG. In order to reduce the flow rate of the liquefied natural gas LNG, the pressure of the liquefied natural gas LNG led to the heat exchanger 124 should be reduced to lower the phase change temperature.
  • the pressure of the liquefied natural gas LNG led to the heat exchanger 124 becomes too low, the pressure of the circulating natural gas CG led to the booster compressor 110 will drop and the power of the booster compressor 110 will increase. Also, if the pressure of the liquefied natural gas LNG led to the heat exchanger 124 becomes too high, the phase change temperature will rise, and the liquefied natural gas LNG will not undergo a phase change in the heat exchanger 124 .
  • the discharge pressure of the pump 180 that pressurizes the liquefied natural gas LNG led to the heat exchanger 124 is set within a range of a predetermined lower limit pressure or more and a predetermined upper limit pressure or less.
  • the lower limit pressure is a pressure at which the power of booster compressor 110 does not excessively increase. This allows pump 180 to prevent an excessive increase in the power of booster compressor 110 .
  • the upper limit pressure is the pressure at which at least part of the liquefied natural gas LNG undergoes a phase change within the heat exchanger 124 .
  • the heat exchanger 124 can cool the supercritical fluid SF with the latent heat of the liquefied natural gas LNG. Therefore, the heat exchanger 124 can cool the supercritical fluid SF with a smaller amount of liquefied natural gas LNG than the supercritical fluid SF.
  • the first pressure reducing unit 130 phase-changes the supercritical fluid SF into the gas-liquid mixture MY. Therefore, the first pressure reducing unit 130 can efficiently cool the supercritical fluid SF. In addition, the first decompression unit 130 can move nitrogen to the separated gas NR. Thereby, the nitrogen adjustment unit 150 can efficiently remove nitrogen.
  • the nitrogen adjustment unit 150 includes the methane recovery unit 154.
  • the methane recovery unit 154 can increase the methane concentration of the liquefied natural gas LNG (liquefied gas LA).
  • the nitrogen adjustment unit 150 adjusts the nitrogen concentration of the liquefied gas LA guided to the second decompression unit 160 by removing nitrogen from the gas-liquid mixture MY.
  • the nitrogen adjustment unit 150 liquefies Nitrogen is added to the gas LA to optimize the nitrogen concentration of the liquefied gas LA.
  • the nitrogen adjustment unit 150 adds nitrogen to the natural gas NG at the inlet of the booster compressor 110 to make the nitrogen concentration of the liquefied gas LA guided to the second pressure reducing unit 160 equal to or higher than the lower limit value and equal to or lower than the upper limit value.
  • the gas cooling system 100 according to the modified example can improve the cooling efficiency of the second pressure reducing section 160 .
  • the configuration in which the nitrogen adjustment unit 150 includes the methane recovery unit 154 was taken as an example.
  • the nitrogen adjustment unit 150 does not have to include the methane recovery unit 154 .
  • the nitrogen adjusting unit 150 should be able to adjust at least the nitrogen concentration of the liquefied gas LA obtained by being depressurized by the first depressurizing unit 130 .
  • the central control unit controls the pressure of the first gas-liquid separation drum 140 by controlling the flow rate of the compressor 152 so that the nitrogen concentration of the liquefied gas LA is within a predetermined range
  • the case of controlling the flow rate of the liquefied natural gas LNG led to the methane recovery unit 154 is taken as an example.
  • the central control unit does not control the flow rate of the compressor 152 (does not control the pressure of the first gas-liquid separation drum 140), and the methane recovery unit 154 It is not necessary to control the flow rate of the liquefied natural gas LNG led to.
  • the flow rate of compressor 152 and the flow rate of liquefied natural gas LNG led to methane recovery unit 154 are designed such that the nitrogen concentration of liquefied gas LA is 0.5 mol % or more and 2 mol % or less.
  • the configuration in which the gas cooling system 100 includes the nitrogen adjustment unit 150 is taken as an example.
  • the gas cooling system 100 does not have to include the nitrogen adjusting section 150 .
  • the gas cooling system includes a booster compressor 110 that pressurizes a gas to be cooled, the main component of which is methane, to form a supercritical fluid SF, a precooling unit 122 that cools the supercritical fluid SF, a supercritical fluid SF, a refrigerant a heat exchanger 124 for exchanging heat with the heat exchanger 124; a second decompression unit 160, a gas-liquid separation drum (second gas-liquid separation drum 170) that separates the gas-liquid mixture obtained by decompressing the second decompression unit 160, and the gas-liquid separation drum.
  • a booster compressor 110 that pressurizes a gas to be cooled, the main component of which is methane, to form a supercritical fluid SF
  • a precooling unit 122 that cools the supercritical fluid SF, a
  • the heat exchanger 124 cools the supercritical fluid SF using the liquefied gas pressurized by the pump 180 as a coolant, and the discharge pressure of the pump is is the pressure at which at least a portion of the liquefied gas undergoes a phase change.
  • the pump 180 of the gas cooling system has a discharge pressure equal to or higher than the lower limit pressure and equal to or lower than the upper limit pressure.
  • the lower limit pressure is the pressure at which the power of booster compressor 110 does not increase excessively. This allows pump 180 to prevent an excessive increase in the power of booster compressor 110 .
  • the upper limit pressure is the pressure at which at least part of the liquefied natural gas LNG undergoes a phase change within the heat exchanger 124 .
  • the heat exchanger 124 can cool the supercritical fluid SF with the latent heat of the liquefied natural gas LNG. Therefore, the heat exchanger 124 can cool the supercritical fluid SF with a smaller amount of liquefied natural gas LNG than the supercritical fluid SF.
  • the present disclosure can efficiently liquefy renewable natural gas with low supply pressure, for example, the Sustainable Development Goals (SDGs) Goal 7 "Towards affordable, reliable, sustainable and modern energy. access to climate change” and contribute to Goal 13 “Take urgent action to combat climate change and its impacts”.
  • SDGs Sustainable Development Goals
  • Gas cooling system 110 Booster compressor (compressor) 120: Cooling device 122: Pre-cooling section 124: Heat exchanger 130: First decompression section 150: Nitrogen adjustment section 160: Second decompression section 170: Second gas-liquid separation drum (Gas-liquid separation drum) 180: Pump

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Abstract

ガス冷却システム１００は、メタンを主成分とする冷却対象ガスを冷却する冷却装置１２０と、冷却装置１２０によって冷却された冷却対象ガスを減圧する第１減圧部１３０と、第１減圧部１３０によって減圧されることで得られる液化ガスの窒素濃度が所定範囲内に収まるように調整する窒素調整部１５０と、窒素調整部１５０によって窒素濃度が調整された液化ガスを減圧する第２減圧部１６０と、第２減圧部１６０によって減圧されることで得られる気液混合物を気液分離する気液分離ドラム（第２気液分離ドラム１７０）と、気液分離ドラムによって分離された液化ガスを昇圧するポンプ１８０と、を備え、冷却装置１２０は、ポンプ１８０によって昇圧された液化ガスで冷却対象ガスを冷却する。

Description

ガス冷却システム
　本開示は、ガス冷却システムに関する。本出願は２０２１年５月１３日に提出された日本特許出願第２０２１－８１８７０号に基づく優先権の利益を主張するものであり、その内容は本出願に援用される。
　天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）を原産地から輸送する場合、体積を小さくするために、天然ガスを冷却して液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）を製造する。液化天然ガスを製造する、非可燃性冷媒を用いた技術として、複数の熱交換器、複数のエクスパンダー、および、複数のコンプレッサを備え、窒素冷却剤を冷媒として用いるデュアルエクスパンダープロセスの製造装置が開示されている（例えば、特許文献１）。
特表平１０－５０１０５３号公報号公報
　上記特許文献１の技術では、機器構成が複雑であり、装置自体が高価になってしまうという問題がある。
　本開示は、このような課題に鑑み、従来よりも簡易な機器構成により液化ガスを製造することが可能なガス冷却システムを提供することを目的としている。
　上記課題を解決するために、本開示の一態様に係るガス冷却システムは、メタンを主成分とする冷却対象ガスを冷却する冷却装置と、冷却装置によって冷却された冷却対象ガスを減圧する第１減圧部と、第１減圧部によって減圧されることで得られる液化ガスの窒素濃度が所定範囲内に収まるように調整する窒素調整部と、窒素調整部によって窒素濃度が調整された液化ガスを減圧する第２減圧部と、第２減圧部によって減圧されることで得られる気液混合物を気液分離する気液分離ドラムと、気液分離ドラムによって分離された液化ガスを昇圧するポンプと、を備え、冷却装置は、ポンプによって昇圧された液化ガスで冷却対象ガスを冷却する。
　また、上記ガス冷却システムは、冷却対象ガスを昇圧して超臨界流体とするコンプレッサを備え、上記冷却装置は、超臨界流体を冷却する予冷部と、超臨界流体と、ポンプによって昇圧された液化ガスとを熱交換させる熱交換器と、を有し、ポンプの吐出圧は、熱交換器内において、液化ガスのうちの少なくとも一部が相変化する圧力であってもよい。
　また、上記第１減圧部は、超臨界流体を気液混合物に相変化させてもよい。
　また、上記窒素調整部は、第１減圧部によって減圧されることで得られる気液混合物から窒素を除去して、液化ガスの窒素濃度が所定範囲内に収まるように調整してもよい。
　また、上記窒素調整部は、第１減圧部によって減圧されることで得られる気液混合物を構成する分離後ガスからメタンを回収してもよい。
　また、上記予冷部は、非可燃性冷媒によって超臨界流体を冷却してもよい。
　上記課題を解決するために、本開示の一態様に係る他のガス冷却システムは、メタンを主成分とする冷却対象ガスを昇圧して超臨界流体とするコンプレッサと、超臨界流体を冷却する予冷部と、超臨界流体と、冷媒とを熱交換させる熱交換器と、熱交換器によって冷却された超臨界流体を減圧する第１減圧部と、第１減圧部によって減圧されることで得られる液化ガスを減圧する第２減圧部と、第２減圧部によって減圧されることで得られる気液混合物を気液分離する気液分離ドラムと、気液分離ドラムによって分離された液化ガスを昇圧するポンプと、を備え、熱交換器は、ポンプによって昇圧された液化ガスを冷媒として超臨界流体を冷却し、ポンプの吐出圧は、熱交換器内において、液化ガスのうちの少なくとも一部が相変化する圧力である。
　本開示によれば、従来よりも簡易な機器構成により液化ガスを製造することが可能となる。
図１は、実施形態に係るガス冷却システムを説明する図である。 図２は、実施形態に係る窒素調整部を説明する図である。
　以下に添付図面を参照しながら、本開示の実施形態について詳細に説明する。かかる実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値等は、理解を容易とするための例示にすぎず、特に断る場合を除き、本開示を限定するものではない。なお、本明細書および図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本開示に直接関係のない要素は図示を省略する。
［ガス冷却システム１００］
　図１は、本実施形態に係るガス冷却システム１００を説明する図である。なお、図１中、実線の矢印は、流体の流れを示す。ガス冷却システム１００は、メタン（ＣＨ４）を主成分とする冷却対象ガスを冷却する。本実施形態では、冷却対象ガスとして、ガス田から採取される天然ガスＮＧを例に挙げて説明する。天然ガスＮＧは、メタンおよび窒素（Ｎ２）を少なくとも含む。また、本実施形態に係るガス冷却システム１００は、非可燃性冷媒のシステムである。
　図１に示すように、ガス冷却システム１００は、ブースタコンプレッサ１１０と、徐熱部１１２と、冷却装置１２０と、第１減圧部１３０と、第１気液分離ドラム１４０と、窒素調整部１５０と、第２減圧部１６０と、第２気液分離ドラム１７０と、ポンプ１８０と、フラッシュガスコンプレッサ１９０とを含む。
　ブースタコンプレッサ１１０（コンプレッサ）は、天然ガスＮＧおよび後述する循環天然ガスＣＧ（例えば、３０℃、１．５ＭＰａＧ）を昇圧する。ブースタコンプレッサ１１０による昇圧過程で、天然ガスＮＧおよび循環天然ガスＣＧは、超臨界流体ＳＦとなる。ブースタコンプレッサ１１０の吐出圧は、例えば、７．０ＭＰａＧである。
　徐熱部１１２は、ブースタコンプレッサ１１０によって昇圧されることで高温となった超臨界流体ＳＦを徐熱（冷却）する。徐熱部１１２は、例えば、空冷装置、または、水冷装置である。徐熱部１１２によって徐熱された超臨界流体ＳＦは、例えば、３５℃、７．０ＭＰａＧである。
　冷却装置１２０は、超臨界流体ＳＦを冷却する。冷却装置１２０は、予冷部１２２と、熱交換器１２４とを含む。本実施形態において、予冷部１２２は、非可燃性冷媒（例えば、二酸化炭素）で、超臨界流体ＳＦを冷却する。
　熱交換器１２４は、超臨界流体ＳＦと、後述するポンプ１８０によって昇圧された液化天然ガスＬＮＧ（液化ガス）とを熱交換させる。熱交換器１２４は、被冷却流路１２４ａと、冷却流路１２４ｂとを含む。被冷却流路１２４ａは、超臨界流体ＳＦが通過する流路である。冷却流路１２４ｂは、後述するポンプ１８０によって昇圧された液化天然ガスＬＮＧが通過する流路である。熱交換器１２４において、超臨界流体ＳＦと、液化天然ガスＬＮＧとは、対向流の関係となる。
　熱交換器１２４は、超臨界流体ＳＦをさらに冷却する。熱交換器１２４の出口の超臨界流体ＳＦは、例えば、－１４０℃、６．９ＭＰａＧである。
　第１減圧部１３０は、熱交換器１２４（冷却装置１２０）によって冷却された超臨界流体ＳＦ（天然ガスＮＧ）を減圧する。本実施形態において、第１減圧部１３０は、ハイドロリックタービン（動力回収タービン）である。第１減圧部１３０は、超臨界流体ＳＦを気液混合物ＭＹに相変化させる。なお、第１減圧部１３０は、例えば、－１４０℃、６．９ＭＰａＧの超臨界流体ＳＦを減圧して、０．２ＭＰａＧ以上０．３ＭＰａＧ以下（例えば、０．２５ＭＰａＧ）の気液混合物ＭＹに相変化させる。
　また、第１減圧部１３０は、超臨界流体ＳＦを減圧することで動力を回収する。第１減圧部１３０が動力（エネルギー）を回収することで、第１減圧部１３０の出口における減圧時の蒸発分を少なくすることができる。第１減圧部１３０によって回収された動力は、上記ブースタコンプレッサ１１０の動力として利用される。
　第１気液分離ドラム１４０は、気液混合物ＭＹを気液分離する。第１気液分離ドラム１４０において分離された分離後ガスＮＲは、窒素調整部１５０に導かれる。上記したように、天然ガスＮＧは、メタンおよび窒素を含む。窒素の沸点は、メタンの沸点よりも低い。このため、分離後ガスＮＲガス（窒素富化ガス）の窒素濃度は、天然ガスＮＧよりも高い。例えば、分離後ガスＮＲガスの窒素濃度は、１０体積％である。
　窒素調整部１５０は、第１減圧部１３０によって減圧されることで得られる液化ガスＬＡの窒素濃度が所定範囲内に収まるように調整する。本実施形態において、窒素調整部１５０は、気液混合物ＭＹから窒素を除去して、第１気液分離ドラム１４０に貯留される液化ガスＬＡの窒素濃度を調整する。本実施形態において、窒素調整部１５０は、分離後ガスＮＲから窒素を除去する。
　図２は、本実施形態に係る窒素調整部１５０を説明する図である。なお、図２中、実線の矢印は、気液混合物ＭＹ、液化ガスＬＡ、および、液化ガスＭＬの流れを示す。また、図２中、破線の矢印は、分離後ガスＮＲおよび排気ガスＥＸの流れを示す。
　図２に示すように、窒素調整部１５０は、コンプレッサ１５２と、メタン回収部１５４とを含む。
　コンプレッサ１５２は、分離後ガスＮＲを昇圧して、メタン回収部１５４に導く。コンプレッサ１５２は、分離後ガスＮＲ（例えば、０．２５ＭＰａＧ）を、例えば、０．６ＭＰａＧに昇圧する。
　メタン回収部１５４には、分離後ガスＮＲおよび液化天然ガスＬＮＧ（例えば、－１５５℃、０．６ＭＰａＧ）が導かれる。メタン回収部１５４は、分離後ガスＮＲからメタンを回収する。メタン回収部１５４は、液化天然ガスＬＮＧと分離後ガスＮＲとを接触させる（洗浄する）ことで、分離後ガスＮＲに含まれるメタンを液化天然ガスＬＮＧに吸収させる。メタン回収部１５４において生成されたメタン富化液化ガスＬＭ（メタンを吸収した液化天然ガスＬＮＧ）は、後述する第２気液分離ドラム１７０に導かれる。なお、メタン富化液化ガスＬＭは、例えば、－１３５℃、０．６ＭＰａＧである。
　一方、メタン回収部１５４において、メタンが除去された分離後ガスＮＲは、排気ガスＥＸとして外部に排気される。排気ガスＥＸは、例えば、ガス冷却システム１００が設けられるプラントの燃料として利用される。
　不図示の中央制御部は、液化ガスＬＡの窒素濃度が、所定範囲（例えば、０．５ｍｏｌ％以上２ｍｏｌ％以下）となるように、コンプレッサ１５２の流量を制御する。これにより、中央制御部は、第１気液分離ドラム１４０の圧力を制御し、また、メタン回収部１５４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの流量を制御する。
　なお、中央制御部は、ＣＰＵ（中央処理装置）を含む半導体集積回路で構成される。中央制御部は、ＲＯＭからＣＰＵ自体を動作させるためのプログラムやパラメータ等を読み出す。中央制御部は、ワークエリアとしてのＲＡＭや他の電子回路と協働してガス冷却システム１００全体を管理および制御する。
　図１に戻って説明すると、第２減圧部１６０は、窒素調整部１５０によって窒素濃度が調整された液化ガスＬＡを減圧する。本実施形態において、第２減圧部１６０は、減圧弁である。第２減圧部１６０は、液化ガスＬＡを減圧（フラッシュ（気化冷却））して、例えば、－１５５℃、０．０５ＭＰａＧの気液混合物ＭＺとする。
　第２気液分離ドラム１７０（気液分離ドラム）は、気液混合物ＭＺを気液分離する。
　ポンプ１８０は、第２気液分離ドラム１７０によって気液混合物ＭＺから分離された液化天然ガスＬＮＧ（液化ガス）を昇圧する。本実施形態において、ポンプ１８０の吐出圧は、熱交換器１２４内において、液化天然ガスＬＮＧ（液化ガス）のうちの少なくとも一部が相変化（気化）する圧力である。ポンプ１８０の吐出圧は、所定の下限圧力以上、所定の上限圧力以下の範囲である。下限圧力は、例えば、１．０ＭＰａＧである。上限圧力は、例えば、２．０ＭＰａＧである。例えば、ポンプ１８０は、液化天然ガスＬＮＧを１．６ＭＰａＧに昇圧する。ポンプ１８０は、熱交換器１２４において熱交換する際に気化する温度をずらすために、液化天然ガスＬＮＧを昇圧する。なお、ポンプ１８０の吐出圧は、機械式の圧力計、または、受圧素子を含む圧力計によって測定することができる。
　こうして、昇圧された液化天然ガスＬＮＧは、製品として出荷されたり、ＬＮＧ利用先に供給されたりする。また、昇圧された液化天然ガスＬＮＧの一部は、冷却装置１２０の熱交換器１２４に導かれた後、予冷部１２２に導かれ、冷却装置１２０において天然ガスＮＧを冷却する冷媒の一部として冷熱回収される。
　フラッシュガスコンプレッサ１９０は、第２気液分離ドラム１７０で分離されたフラッシュガスＦＧを昇圧する。例えば、フラッシュガスコンプレッサ１９０は、フラッシュガスＦＧを１．５ＭＰａＧに昇圧する。フラッシュガスコンプレッサ１９０によって昇圧されたフラッシュガスＦＧは、予冷部１２２に導かれ、冷媒の一部として冷熱回収される。
　以上説明したように、本実施形態に係るガス冷却システム１００は、天然ガスＮＧを冷却する冷媒として、製造した液化天然ガスＬＮＧを用いる。これにより、ガス冷却システム１００は、従来技術のデュアルエクスパンダープロセスと比較して、冷媒専用の圧縮機や冷却器を一部省略することができる。したがって、ガス冷却システム１００は、機器構成を簡素化することができ、液化に要するコストを低減することが可能となる。
　また、ガス冷却システム１００の予冷部１２２は、非可燃性冷媒で、超臨界流体ＳＦを冷却する。このため、ガス冷却システム１００は、非可燃性冷媒を用いた予冷部１２２との併用で、液化天然ガスＬＮＧを安価に製造することができる。
　また、上記したように、天然ガスＮＧには、メタンに加えて微量の窒素が含まれる。窒素の沸点はメタンの沸点よりも低いため、第２減圧部１６０によって減圧されることで生じるフラッシュガスＦＧには、メタンに優先して窒素が含まれることになる。このため、窒素調整部１５０を備えない場合、フラッシュガスＦＧをブースタコンプレッサ１１０に返送すると、ガス冷却システム１００の運転時間の経過に伴い、冷却対象ガスとしての天然ガスＮＧの窒素濃度が増加し（天然ガスＮＧに窒素が濃縮され）、フラッシュガスＦＧの量が増加してしまう。また、天然ガスＮＧの窒素濃度が増加しすぎると液化効率が低下する。このため、窒素調整部１５０を備えない場合、フラッシュガスＦＧを廃棄しなければならず、フラッシュガスＦＧに含まれるメタンも廃棄されてしまうという問題が生じる。
　そこで、上記したように、ガス冷却システム１００は、気液混合物ＭＹから窒素を除去する窒素調整部１５０を備える。これにより、ガス冷却システム１００は、フラッシュガスＦＧの増加を防止し、フラッシュガスＦＧを所定の目標量に維持することができる。なお、目標量は、フラッシュガスＦＧをブースタコンプレッサ１１０に返送した場合、ブースタコンプレッサ１１０で昇圧後の天然ガスＮＧの窒素濃度が、効率よく液化される窒素濃度となるフラッシュガスＦＧの量である。したがって、ガス冷却システム１００は、フラッシュガスＦＧをブースタコンプレッサ１１０（予冷部１２２）に返送しても、天然ガスＮＧの窒素濃度を、効率よく液化できる濃度に維持することができる。このため、ガス冷却システム１００は、フラッシュガスＦＧに含まれるメタンが不要に廃棄されてしまう事態を回避することが可能となる。また、フラッシュガスＦＧを目標量に維持できるため、ガス冷却システム１００は、フラッシュガスコンプレッサ１９０の動力の増加を防止することが可能となる。
　なお、液化ガスＬＡの窒素濃度が、上記所定範囲の下限値（例えば、０．５ｍｏｌ％）未満であると、第２減圧部１６０による冷却効率が低下する。一方、液化ガスＬＡの窒素濃度が、上記所定範囲の上限値（例えば、２ｍｏｌ％）を上回ると、フラッシュガスＦＧが目標量を上回ってしまう。
　そこで、上記したように、窒素調整部１５０は、第２減圧部１６０に導かれる液化ガスＬＡの窒素濃度を上記下限値以上とする。これにより、ガス冷却システム１００は、第２減圧部１６０による冷却効率を向上させることができる。したがって、第２減圧部１６０によって減圧されることで生成される液化天然ガスＬＮＧの温度を低くすることが可能となる。つまり、ガス冷却システム１００は、ポンプ１８０によって熱交換器１２４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの温度を低くすることができ、熱交換器１２４による超臨界流体ＳＦの冷却を効率よく行うことが可能となる。
　また、上記したように、窒素調整部１５０は、第２減圧部１６０に導かれる液化ガスＬＡの窒素濃度を上記上限値以下とする。これにより、ガス冷却システム１００は、第２気液分離ドラム１７０で生成されるフラッシュガスＦＧを目標量に維持することが可能となる。
　また、上記したように、熱交換器１２４は、超臨界流体ＳＦを液化天然ガスＬＮＧにより冷却する。熱交換器１２４において、超臨界流体ＳＦの流量よりも液化天然ガスＬＮＧの流量をできるだけ小さくすることが望ましい。そこで、熱交換器１２４は、液化天然ガスＬＮＧの相変化による潜熱を利用し、より少ない流量の液化天然ガスＬＮＧによって超臨界流体ＳＦを冷却する。液化天然ガスＬＮＧの流量をより少なくするためには、熱交換器１２４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの圧力を低くして、相変化温度を低くする必要がある。一方、熱交換器１２４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの圧力が低くなりすぎるとブースタコンプレッサ１１０に導かれる循環天然ガスＣＧの圧力が低くなり、ブースタコンプレッサ１１０の動力が大きくなってしまう。また、熱交換器１２４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの圧力が高くなりすぎると、相変化温度が高くなり、熱交換器１２４において液化天然ガスＬＮＧが相変化しなくなってしまう。
　そこで、熱交換器１２４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの相変化温度を適切に設定する必要がある。このため、熱交換器１２４に導かれる液化天然ガスＬＮＧを昇圧するポンプ１８０の吐出圧を、所定の下限圧力以上、所定の上限圧力以下の範囲とする。なお、下限圧力は、ブースタコンプレッサ１１０の動力が過剰に増加しない圧力である。これにより、ポンプ１８０は、ブースタコンプレッサ１１０の動力の過剰な増加を防止することが可能となる。
　また、上限圧力は、熱交換器１２４内において、液化天然ガスＬＮＧのうちの少なくとも一部が相変化する圧力である。これにより、熱交換器１２４は、液化天然ガスＬＮＧの潜熱で超臨界流体ＳＦを冷却することができる。したがって、熱交換器１２４は、超臨界流体ＳＦよりも少量の液化天然ガスＬＮＧで、超臨界流体ＳＦを冷却することが可能となる。
　また、上記したように、第１減圧部１３０は、超臨界流体ＳＦを気液混合物ＭＹに相変化させる。したがって、第１減圧部１３０は、超臨界流体ＳＦを効率よく冷却することができる。また、第１減圧部１３０は、窒素を分離後ガスＮＲに移動させることが可能となる。これにより、窒素調整部１５０は、効率よく窒素を除去することができる。
　また、上記したように、窒素調整部１５０は、メタン回収部１５４を備える。これにより、メタン回収部１５４は、液化天然ガスＬＮＧ（液化ガスＬＡ）のメタン濃度を増加させることができる。
［変形例］
　上記実施形態において、ガス冷却システム１００が、ガス田から採取される天然ガスＮＧ、つまり、メタンに加えて窒素を含むガスを冷却する場合を例に挙げた。このため、窒素調整部１５０は、気液混合物ＭＹから窒素を除去することで、第２減圧部１６０に導かれる液化ガスＬＡの窒素濃度を調整する。
　しかし、ガス冷却システム１００が、再生可能天然ガス（ＲＮＧ：Renewable NG）、合成天然ガス（ＳＮＧ：Synthetic NG）等の窒素をほとんど含まない冷却対象ガスを冷却する場合、窒素調整部１５０は、液化ガスＬＡに窒素を添加して、液化ガスＬＡの窒素濃度を最適化する。
　この場合、窒素調整部１５０は、ブースタコンプレッサ１１０入口の天然ガスＮＧに窒素を添加して、第２減圧部１６０に導かれる液化ガスＬＡの窒素濃度を上記下限値以上、上記上限値以下とする。
　これにより、変形例に係るガス冷却システム１００は、第２減圧部１６０による冷却効率を向上させることができる。
　以上、添付図面を参照しながら実施形態について説明したが、本開示は上記実施形態に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本開示の技術的範囲に属するものと了解される。
　例えば、上記実施形態において、窒素調整部１５０がメタン回収部１５４を備える構成を例に挙げた。しかし、窒素調整部１５０は、メタン回収部１５４を備えずともよい。窒素調整部１５０は、少なくとも、第１減圧部１３０によって減圧されることで得られる液化ガスＬＡの窒素濃度を調整することができればよい。
　また、上記実施形態において、中央制御部は、液化ガスＬＡの窒素濃度が、所定範囲となるように、コンプレッサ１５２の流量を制御することにより、第１気液分離ドラム１４０の圧力を制御し、また、メタン回収部１５４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの流量を制御する場合を例に挙げた。しかし、天然ガスＮＧの窒素濃度が略一定である場合、中央制御部は、コンプレッサ１５２の流量を制御せず（第１気液分離ドラム１４０の圧力を制御せず）、また、メタン回収部１５４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの流量を制御せずともよい。この場合、液化ガスＬＡの窒素濃度が、０．５ｍｏｌ％以上２ｍｏｌ％以下となるように、コンプレッサ１５２の流量、ならびに、メタン回収部１５４に導かれる液化天然ガスＬＮＧの流量が設計される。
　また、上記実施形態および変形例において、ガス冷却システム１００が窒素調整部１５０を備える構成を例に挙げた。しかし、ガス冷却システム１００は、窒素調整部１５０を備えずともよい。すなわち、ガス冷却システムは、メタンを主成分とする冷却対象ガスを昇圧して超臨界流体ＳＦとするブースタコンプレッサ１１０と、超臨界流体ＳＦを冷却する予冷部１２２と、超臨界流体ＳＦと、冷媒とを熱交換させる熱交換器１２４と、熱交換器１２４によって冷却された超臨界流体ＳＦを減圧する第１減圧部１３０と、第１減圧部１３０によって減圧されることで得られる液化ガスを減圧する第２減圧部１６０と、第２減圧部１６０によって減圧されることで得られる気液混合物を気液分離する気液分離ドラム（第２気液分離ドラム１７０）と、気液分離ドラムによって分離された液化ガスを昇圧するポンプ１８０と、を備え、熱交換器１２４は、ポンプ１８０によって昇圧された液化ガスを冷媒として超臨界流体ＳＦを冷却し、ポンプの吐出圧は、熱交換器１２４内において、液化ガスのうちの少なくとも一部が相変化する圧力である。
　ガス冷却システムのポンプ１８０は、吐出圧を上記下限圧力以上、上限圧力以下とする。上記したように、下限圧力は、ブースタコンプレッサ１１０の動力が過剰に増加しない圧力である。これにより、ポンプ１８０は、ブースタコンプレッサ１１０の動力の過剰な増加を防止することが可能となる。
　同様に、上限圧力は、熱交換器１２４内において、液化天然ガスＬＮＧのうちの少なくとも一部が相変化する圧力である。これにより、熱交換器１２４は、液化天然ガスＬＮＧの潜熱で超臨界流体ＳＦを冷却することができる。したがって、熱交換器１２４は、超臨界流体ＳＦよりも少量の液化天然ガスＬＮＧで、超臨界流体ＳＦを冷却することが可能となる。
　本開示は、供給圧の低い再生可能天然ガスを効率的に液化することができるため、例えば、持続可能な開発目標（ＳＤＧｓ）の目標７「手ごろで信頼でき、持続可能かつ近代的なエネルギーへのアクセスを確保する」、および、目標１３「気候変動とその影響に立ち向かうため、緊急対策を取る」に貢献することができる。
１００：ガス冷却システム　１１０：ブースタコンプレッサ（コンプレッサ）　１２０：冷却装置　１２２：予冷部　１２４：熱交換器　１３０：第１減圧部　１５０：窒素調整部　１６０：第２減圧部　１７０：第２気液分離ドラム（気液分離ドラム）　１８０：ポンプ

Claims (7)

  1. 　メタンを主成分とする冷却対象ガスを冷却する冷却装置と、
    　前記冷却装置によって冷却された前記冷却対象ガスを減圧する第１減圧部と、
    　前記第１減圧部によって減圧されることで得られる液化ガスの窒素濃度が所定範囲内に収まるように調整する窒素調整部と、
    　前記窒素調整部によって窒素濃度が調整された液化ガスを減圧する第２減圧部と、
    　前記第２減圧部によって減圧されることで得られる気液混合物を気液分離する気液分離ドラムと、
    　前記気液分離ドラムによって分離された液化ガスを昇圧するポンプと、
    を備え、
    　前記冷却装置は、前記ポンプによって昇圧された液化ガスで前記冷却対象ガスを冷却するガス冷却システム。
  2. 　前記冷却対象ガスを昇圧して超臨界流体とするコンプレッサを備え、
    　前記冷却装置は、
    　前記超臨界流体を冷却する予冷部と、
    　前記超臨界流体と、前記ポンプによって昇圧された液化ガスとを熱交換させる熱交換器と、
    を有し、
    　前記ポンプの吐出圧は、前記熱交換器内において、前記液化ガスのうちの少なくとも一部が相変化する圧力である請求項１に記載のガス冷却システム。
  3. 　前記第１減圧部は、前記超臨界流体を気液混合物に相変化させる請求項２に記載のガス冷却システム。
  4. 　前記窒素調整部は、前記第１減圧部によって減圧されることで得られる前記気液混合物から窒素を除去して、前記液化ガスの窒素濃度が所定範囲内に収まるように調整する請求項３に記載のガス冷却システム。
  5. 　前記窒素調整部は、前記第１減圧部によって減圧されることで得られる前記気液混合物を構成する分離後ガスからメタンを回収する請求項４に記載のガス冷却システム。
  6. 　前記予冷部は、非可燃性冷媒によって前記超臨界流体を冷却する請求項２から５のいずれか１項に記載のガス冷却システム。
  7. 　メタンを主成分とする冷却対象ガスを昇圧して超臨界流体とするコンプレッサと、
    　前記超臨界流体を冷却する予冷部と、
    　前記超臨界流体と、冷媒とを熱交換させる熱交換器と、
    　前記熱交換器によって冷却された前記超臨界流体を減圧する第１減圧部と、
    　前記第１減圧部によって減圧されることで得られる液化ガスを減圧する第２減圧部と、
    　前記第２減圧部によって減圧されることで得られる気液混合物を気液分離する気液分離ドラムと、
    　前記気液分離ドラムによって分離された液化ガスを昇圧するポンプと、
    を備え、
    　前記熱交換器は、前記ポンプによって昇圧された液化ガスを冷媒として前記超臨界流体を冷却し、
    　前記ポンプの吐出圧は、前記熱交換器内において、前記液化ガスのうちの少なくとも一部が相変化する圧力であるガス冷却システム。
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