Boil-off gas treatment process and system

本発明は、例えばＬＮＧまたはＮＧＬ貯蔵タンクからのボイルオフガスなど、極低温の液体貯蔵タンクからのボイルオフガスを処理するプロセスおよびシステムに関する。

極低温でのガスの液化は、通常、プロパンが混合冷媒またはカスケード冷媒プラントなどの冷却の供給源を必要とする。 特に、閉ループの単一の混合冷媒は、天然ガスまたは炭層ガス（ＣＳＧ）の処理のための液化プラントへの導入に特に適している。 本発明者らは、この液化プラント内の様々な構成要素に電力を供給するために、低温の貯蔵タンクにおいて生成されたボイルオフガスを冷却プラントに再度向かわせ、このガスを液化し、燃料ガスまたは再生ガスとしての使用のためにより適切な炭化水素組成と共に、さらなる液化されたメタンおよび気体（ガス）留分を回収することによって、増加されたＬＮＧの生成および液化プラントにおけるさらなる効率性が得られる場合があることに気付いた。

極低温の液体貯蔵タンクにおいて生成されるボイルオフガスを処理するためのプロセスおよびシステムが提供される。

従って、本発明の第１の態様において、極低温の液体貯蔵タンクにおいて生成されるボイルオフガスを処理するプロセスであって、
（ａ）上記ボイルオフガスを圧縮する工程と、
（ｂ）液体留分および冷却された気体留分を生成する方法で、上記圧縮されたボイルオフガスを冷却する工程と、
（ｃ）上記液体留分と上記冷却された気体留分とを分離する工程と、
（ｄ）上記液体留分を上記極低温の液体貯蔵タンクに再び向かわせる工程と を含む、プロセスを提供する。

本発明の一実施形態において、上記ボイルオフガスは、約３バールから約６バールの圧力まで圧縮される。

本発明の一実施形態において、上記圧縮されたボイルオフガスを冷却する工程は、上記圧縮されたボイルオフガスを冷却ゾーンを介して通過させる工程を含む。 好ましくは、上記圧縮されたボイルオフガスを冷却する工程は、上記圧縮されたボイルオフガスを、混合冷媒とは逆流した熱交換において通過させる工程を含む。

本発明の好ましい実施形態において、上記液体留分および上記冷却された気体留分は、上記極低温の液体貯蔵タンクの内容物の温度まで、またはその温度を僅かに上回る温度まで冷却される。 特に、上記液体留分および上記冷却された気体留分は極低温まで冷却される。

別の実施形態において、上記冷却された気体留分は、上記液体留分に含まれる成分が少なくとも部分的に低減されている。 特に、上記液体留分は一部の窒素を有する液体メタンを実質的に含み、上記冷却された気体留分は一部のメタンを有する窒素を実質的に含む。

有利にも、このプロセスは、上記液体留分からの窒素を受け付けないようにしているので、窒素の濃度は、上記液体留分に比較して、上記気体留分において増加している。

本発明のさらなる実施形態において、上記プロセスは、上記冷却された気体留分を、燃料ガスおよび／または再生ガスとしての使用に適切な圧力まで圧縮する工程をさらに含む。

上記冷却された気体留分は要求される燃料ガスの圧力まで圧縮される。 本発明の好ましい実施形態において、上記冷却された気体留分は、液化プラントにおいて、１つ以上の圧縮機を駆動するための燃料ガスとして用いられる。

本発明の第２の態様において、極低温の液体貯蔵タンクにおいて生成されるボイルオフガスを処理するシステムであって、
ボイルオフガスの流出口および液体流入口を有する極低温の液体貯蔵タンクと、
上記ボイルオフガス流出口と流体連通する流出口および流入口を有する第１の圧縮機と、
上記第１の圧縮機の流出口と流体連通する流出口および流入口を有する冷却ゾーンであって、圧縮されたガスを冷却し、液体留分および冷却された気体留分を生成するように構成された冷却ゾーンと、
上記冷却ゾーンの流出口と流体連通する流入口を有する分離機と、
上記分離機の液体留分の流出口、および上記極低温の液体貯蔵タンクの上記液体流入口と流体連通するラインと を備える、システムを提供する。

さらなる実施形態において、本発明のシステムは、
上記分離機の冷却された気体留分の流出口と流体連通する流入口を有する第２の圧縮機と、
上記第２の圧縮機の流出口、および再生／燃料ガスシステムと流体連通するラインと を備える。

好ましくは、上記第１の圧縮機は低圧力圧縮機であり、上記第２の圧縮機は高圧力圧縮機である。

本発明の一実施形態において、上記冷却ゾーンは、流体物質液化プラント内において用いられる。 好ましい実施形態において、上記冷却ゾーンは単一の混合冷媒プラントを備える。

好ましい実施形態は、本発明のあらゆる態様を組み込み、ここで、添付の図面を参照して、例示を目的としてのみ記載される。

図１は、本発明の１つの実施形態に係る、例えば天然ガスまたはＣＳＧなどの流体物質を液化するプロセスの概略的なフローチャートであり、このフローチャートはまた、極低温の液体貯蔵タンクからのボイルオフガスを処理するプロセスを組み込んでいる。

図２は、単一の混合冷媒および流体物質についての複合物の冷却曲線および加熱曲線である。

図１を参照すると、流体物質を液化するために、それを極低温にまで冷却するプロセスが示される。 流体物質の実例としては、天然ガスおよび炭層ガス（ＣＳＧ）が挙げられるが、それらに限定されない。 本発明のこの特定の実施形態が天然ガスまたはＣＳＧから、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生成することに関連して記載される一方で、そのプロセスは、極低温にて液化され得る他の流体物質にも応用される場合があることが想定される。

ＬＮＧの生成は、液化に近づく温度において、下流で凝結し得る水分、二酸化炭素、および必要に応じて他の種を取り除くように、天然ガスまたはＣＳＧ供給ガスを前処理し、次いで、ＬＮＧが生成される極低温にまで、その前処理された供給ガスを冷却することによって広く達成される。

再び図１を参照すると、供給ガス６０は、約９００ｐｓｉ（約６２０５２８１．５６パスカル）の制御された圧力にて、このプロセスに入る。 二酸化炭素は、従来のパッケージ化されたＣＯ _２除去プラント６２（ここでＣＯ _２は、供給ガス１０の二酸化炭素濃度に依存して、約５０〜１５０ｐｐｍまで除去される）を通過することによって除去される。 ＣＯ _２除去プラント６２の実例としては、アミンコンタクター（例えばＭＤＥＡ）およびアミンリボイラーを有するアミンパッケージが挙げられる。 通常、アミンコンタクターを出たガスは水で飽和される（例えば、約７０ｌｂ／ＭＭｓｃｆ）。 大部分の水を取り除くために、ガスを水和点（ｈｙｄｒａｔｅ ｐｏｉｎｔ）（例えば約１５℃）付近まで、冷却装置６６によって提供された冷却された水を用いて冷却する。 好ましくは、冷却装置６６は、補助冷却システム２０からの冷却力を利用する。 凝縮した水は冷却されたガスの流れから取り除かれて、補うためにアミンパッケージに戻される。

ガス流の温度が水和物の凝固点を下回るまで低減された場合に凝結を回避するため、液化前に、冷却されたガス流から、水が１ｐｐｍ以下まで取り除かれる必要がある。 したがって、水分含有量が低減した（例えば約２０ｌｂ／ＭＭｓｃｆ）冷却されたガス流が脱水プラント６４を通過する。 脱水プラント６４は３つの分子篩容器を備える。 通常、２つの分子篩容器は吸着モードで稼動し、他方で、第３の容器は再生されているか、またはスタンバイモードとなっている。 負荷（ｄｕｔｙ）容器を出た乾性ガスの支流は再生ガスとして用いられる。 湿性再生ガスは空気を用いて冷却され、凝縮した水は分離される。 飽和したガス流は加熱され、燃料ガスとして用いられる。 ボイルオフガス（ＢＯＧ）は好ましくは、再生／燃料ガス（後述するように）として用いられ、不足分は乾性ガス流から供給される。 リサイクル圧縮機は再生ガスには必要とされない。

供給ガス６０は、必要に応じてさらなる処理を行ってもよく、硫黄化合物などの他の硫黄含有（ｓｏｕｒ）種を取り除くが、多くの硫黄化合物は、ＣＯ _２除去プラント６２において、二酸化炭素を用いて一斉に取り除かれてもよいことは理解される。

前処理の結果として、供給ガス６０は５０℃まで加熱される。 本発明の一実施形態において、前処理された供給ガスは、必要に応じて、冷却装置（図示せず）を用いて、約１０℃から約５０℃まで冷却されてもよい。 本発明のプロセスにおいて用いられてもよい冷却装置の適切な例は、アンモニア吸収冷却装置、臭化リチウム吸収冷却装置等、または補助冷却システム２０を含むが、それらに限定されない。

有利にも、供給ガスの組成に依存して、冷却装置は前処理流において重質炭化水素を凝縮してもよい。 これらの凝縮された成分は、さらなる生成流を形成することができるか、あるいは、システムの様々な部分において、燃料ガスとして用いられてもよい。

前処理されたガス流を冷却すると、液化のために必要とされる冷却負荷を著しく低減するという主要な利点を有し、一部の例においては、従来技術と比較すると３０％程度も低減する。

冷却された、前処理されたガス流は、このガス流が液化されるライン３２を介して、冷却ゾーン２８に供給される。

この冷却ゾーン２８は熱交換器を備え、ここで、その冷却は、混合冷媒によって提供される。 好ましくは、この熱交換器は、パージされたスチールボックス内に収められた、ろう付けされたアルミニウムの平板フィンの交換器コアを備える。

冷却された熱交換器は、圧縮機１２と流体連絡する第１の熱交換経路４０、第２の熱交換経路４２、および第３の熱交換経路４４を有する。 第１、第２、および第３の熱交換経路４０、４２、４４の各々は、図１に示すように、冷却された熱交換器を通して延在する。 冷却された熱交換器はまた第４の熱交換経路４６を備え、これは、その冷却された熱交換器の一部、特に、その冷却部分を通して延在する。 第２および第４の熱交換経路４２および４６は、第１および第３の熱交換経路４０および４４と逆流する熱交換の関係において配置される。

冷却は、混合冷媒が冷却ゾーンを循環することによって、その冷却ゾーン２８に提供される。 冷媒吸気ドラム１０からの混合冷媒は圧縮機１２に通される。 圧縮機１２は、好ましくは、２つの並行した一段式の遠心圧縮機であり、各々は、ガスタービン１００、特に、航空転用ガスタービンによって直接に駆動される。 あるいは、圧縮機１２は、中間冷却器および中間洗浄器を有する二段式圧縮機であってもよい。 通常、圧縮機１２は、約７５％から約８５％の効率で稼動するものである。

ガスタービン１００からの廃熱は、その後に発電機（図示せず）を駆動するために用いられる蒸気を生成するために用いられてもよい。 このように、十分な力が生成され得て、液化プラントにおける全ての電気部品に電気を供給してもよい。

ガスタービン１００からの廃熱によって生成される蒸気もまた、脱水プラント６４の分子篩の再生、再生ガス、および燃料ガスのためのＣＯ _２除去プラント６２のアミンリボイラーを加熱するために用いられてもよい。

この混合冷媒は、約３０バールから５０バールの範囲の圧力、通常は、約３５バールから約４０バールの圧力まで圧縮される。 圧縮された、混合冷媒の温度は、圧縮機１２での圧縮の結果、約１２０℃から約１６０℃の範囲の温度、通常は約１４０℃まで上昇する。

圧縮された、混合冷媒は、次いで、ライン１４を介して冷却器１６を通過し、圧縮された混合冷媒を４５℃以下の温度にまで下げる。 一実施形態において、冷却器１６は、空冷式のひれ付きチューブの熱交換器であり、ここでその圧縮された混合冷媒は、その圧縮された混合冷媒を、空気等の流体物と逆流する関係にて流すことによって冷却される。 代替の実施形態において、冷却器１６はシェルアンドチューブ熱交換器であり、ここでその圧縮された混合冷媒は、水等の流体物と逆流する関係にて流すことによって冷却される。

その冷却され、圧縮された混合冷媒は、冷却ゾーン２８の第１の熱交換経路４０を通され、ここでさらに冷却され、そして好ましくは、ジュールトムソン効果を用いて、膨張機（ｅｘｐａｎｄｅｒ）４８を介して膨張され、その結果、混合冷媒の冷却材として、冷却ゾーン２８に対して冷却を提供する。 この混合冷媒の冷却材は第２の熱交換経路４２を介して通過し、ここで、それは、第１および第３の熱交換経路４０および４４を各々介して通過する圧縮された混合冷媒および前処理された供給ガスとは逆流して熱交換にて加熱される。 次いで、この混合冷媒ガスは、圧縮機１２に入る前に、冷媒吸気ドラム１０に戻り、このようにして閉ループ式の単一の混合冷媒処理を完了する。

混合冷媒の調製は、流体材料またはボイルオフガス（メタンおよび／またはＣ２−Ｃ５炭化水素）から提供され、冷媒成分の任意の１つ以上を有する窒素発生器（窒素）は外部から供給される。

混合冷媒は、１個から約５個の炭素原子を含む窒素および炭化水素からなる群より選択される化合物を含む。 冷却される流体物質が天然ガスまたは炭層ガスである場合、その混合冷媒に対して適切な組成は、以下のモル分率範囲において、以下のとおりである。 窒素：約５から約１５；メタン：約２５から約３５；Ｃ２：約３３から約４２；Ｃ３：０から約１０の；Ｃ４：０から約２０；およびＣ５：０から約２０。 好ましい実施形態において、混合冷媒は、窒素、メタン、エタンまたはエチレン、およびイソブタンおよび／またはｎ−ブタンを含む。

図２は、単一の混合冷媒および天然ガスについての複合物の冷却曲線および加熱曲線を示す。 曲線の約２℃の範囲内の接近は、本発明のプロセスおよびシステムの効率を示す。

さらなる冷却は、補助冷却システム２０によって、冷却ゾーン２８に提供されてもよい。 補助冷却システム２０は、空気冷却器によって冷却される１つ以上のアンモニア冷却パッケージを備える。 冷却されたアンモニアなどの補助冷媒は、冷却ゾーン２８の冷却領域に配置された第４の熱交換経路４４を通過する。 この手段により、補助冷却システム２０から利用可能な約７０％までの冷却能力が冷却ゾーン２８に向けられてもよい。 このさらなる２０％のＬＮＧを生成する効果を有し、プラント効率、例えば、ガスタービン１００における燃料消費を、別途２０％改善する。

補助冷却システム２０は、その補助冷却システム２０のための冷媒を生成するために、ガスタービン１００からの熱い排ガスから生成される廃熱を利用する。 しかしながら、液化プラントにおける他の構成要素によって生成されるさらなる廃熱もまた、補助冷却システム２０のための冷媒を再生するために用いられてもよく、例えば、他の圧縮機、電力生成において用いられる原動機、熱いフレアーガス、排ガスまたは液体、太陽エネルギ等からの廃熱として利用可能であってもよい。

補助冷却システム２０はまた、ガスタービン１００のための空気吸流入口を冷却するように用いられる。 重要なことは、圧縮機出力がＬＮＧ産生とおおまかに比例するので、このガスタービンの流入空気を冷却することが、プラントの生成能力を１５％から２５％増加させる。

液化されたガスは、約−１５０℃から約−１６０℃の温度にて、ライン７２を介して、冷却ゾーン２８から回収される。 この液化されたガスは次いで、膨張機７４を介して、膨張されて、その結果としてこの液化されたガスの温度を約−１６０℃まで下げる。 本発明において用いられてもよい膨張機の適切な例は、膨張弁、ＪＴバルブ、ベンチュリ装置、および回転機械式膨張機を含むが、それらに限定されない。

液化されたガスは、次いで、ライン７８を介して貯蔵タンク７６に向けられる。

貯蔵タンク７６において生成されたボイルオフガス（ＢＯＧ）は、ライン８０を介して、圧縮機７８、好ましくは、低圧力圧縮機へチャージできる。 圧縮されたＢＯＧは、ライン８２を介して冷却ゾーン２８に供給され、その冷却ゾーン２８の一部を介して通過し、ここで、この圧縮されたＢＯＧは、約−１５０℃から約−１７０℃の温度まで冷却される。

これらの温度において、ＢＯＧの一部は液相まで凝縮される。 特に、この冷却されたＢＯＧの液相は、主としてメタンを含む。 冷却されたＢＯＧの気相もまたメタンを含むが、液相と比較して、その中の窒素の濃度が上昇（通常、約２０％から約６０％）する。 この結果として得られた気相の組成は燃料ガスとしての利用に適している。

結果として得られた２相の混合物は、ライン８６を介して分離機８４を通り、ここで分離された液相は、ライン８８を介して貯蔵タンク７６へと向け直される。

分離機８４において分離された、冷却された気相は、圧縮機、好ましくは、高圧圧縮機を通り、ラインを介して燃料ガスおよび／または再生ガスとしてプラント内において用いられる。

あるいは、分離機８４において分離された、冷却された気相は、フローラインシステムを極低温に、またはそれを僅かに上回る温度に維持するために、極低温フローラインシステム中を循環して、貯蔵タンク７６から受取り側／積載側の施設へ、極低温の流体（例えば、ＬＮＧまたは炭層ガスからの液体メタン）を移送させるための冷却媒体としての使用に適切である。

従来技術の使用および刊行物が本明細書において参照される場合もあるが、それらのうちの任意のものがオーストラリアまたは他の国々における当該技術分野における通常の知識の一部を形成するとの認識をそのような参照は構成しないことは理解されたい。

本明細書の解釈上、用語「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」は、「含むがそれらに限定されない」ことを意味し、用語「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｅｓ）」もそれに相当する意味であることは明瞭に理解されるであろう。

本発明の基本的な概念から逸脱することなく、本発明は、上述された記述に加え、無数の変形および修正を当業者に示唆するであろう。 全てのこのような変形および修正は、本発明の範囲内としてみなされるべきであり、その性質は、前述の記載から決定されるべきである。

例えば、上述の本発明の特定の実施形態が炭層ガスの天然ガスからＬＮＧの液化に関連している一方で、本発明は、極低温において液体として保存されている他のガスに関連して容易に利用され得る。

１２ 圧縮機２８ 冷却ゾーン７６ 貯蔵タンク７８ 圧縮機８４ 分離器