JP7439195B2 - 天然ガス液化のための統合的窒素排除 - Google Patents

Description

液体天然ガス（ＬＮＧ）液化プロセスからの燃料は、通常、液化ユニットの冷端部で生成されたフラッシュガスに由来する。ＬＮＧを過冷却して貯蔵タンク内でのフラッシュ発生を防ぐためには、かなりの冷凍力が必要である。いくらかのフラッシュを許容することにより、冷凍力の低下に役立つ。加えて、フラッシュにより、供給ガスから窒素を除去して窒素含有量をＬＮＧ貯蔵規格以下で維持する安易な方法が提供される。フラッシュガスは、供給ガスと比較して高い濃度の窒素を含む。したがって、天然ガス供給物中の窒素含有量の変化は、フラッシュガス中の窒素濃度にも影響を及ぼす。

フラッシュガスがガスタービンの燃料として使用されるため、フラッシュガス中の窒素濃度を制限することが望ましい。多くの用途では、フラッシュガスがある特定のガスタービンに燃料供給するために使用される場合、１５～５０％の最大窒素含有量が必要とされる。フラッシュガス中の窒素含有量がそのガスタービンの最大値を超える場合、大気に放出され得る過剰な窒素を純成分の形態で排除する必要がある場合がある。

フラッシュドラム、窒素ストリッパー、統合的窒素精留塔、および独立型窒素排除ユニット（ＮＲＵ）を含む、天然ガス流から窒素を排除するための多くの既知の解決策が存在する。これらの解決策により、典型的には、規格適合ＬＮＧ流およびガスタービン燃料流が生成される。いくつかの事例では、燃料流には比較的高い濃度の窒素が含まれている。窒素が高すぎる（燃料品質が低すぎる）場合、さらなる窒素排除が必要とされ、放出されるべき高純度窒素流および窒素枯渇燃料流が生成される。

１つの既存の解決策は、窒素ストリッパーおよび還流配置を使用して、規格適合ＬＮＧ製品および高純度窒素を生成する。これは、ＬＮＧプラントがグリッドからの電力を利用する電気モーターによって駆動され、かつ燃料が必要とされない場合に申し分のない解決策である。しかしながら、この解決策は比較的柔軟性がなく、ＬＮＧ製品規格を満たすのに必要な窒素排除よりも高い窒素排除をもたらす可能性がある。

他の既存の解決策には、多成分分離プロセスのためのエキスパンダープロセス、冷凍を提供するためのＬＮＧを使用する窒素塔、およびＬＮＧと放出される窒素を生成するＮＲＵが含まれる。これらの解決策はいずれも、ＬＮＧ製品の窒素含有量も燃料流の窒素含有量も制御することができない。したがって、これらの解決策は、多くの場合、最大許容含有量よりもはるかに低い窒素含有量を有する燃料流を生成し、これにより、不必要な電力消費が引き起こされ、ガスタービン出力が低下し、より大きくてより複雑な機器が必要になる。したがって、燃料流中の窒素濃度も貯蔵されたＬＮＧ製品中の窒素濃度も制御するための改善されたシステムおよびプロセスが必要とされている。

この発明の概要は、以下の発明を実施するための形態にさらに記載される概念の選択を簡略化された形態で取り入れるために提供される。この発明の概要は、特許請求される主題の重要な特徴または本質的な特徴を特定することを意図しておらず、特許請求される主題の範囲を制限することも意図していない。

本発明の実施形態は、ＬＮＧ液化プロセスにおけるフラッシュガスの一部のみから窒素を排除するための統合的解決策を提供する。窒素ストリッパーまたはエンドフラッシュドラムからのフラッシュガスの第１の部分が精留塔に送られる。ごくわずかな量の炭化水素を含有する窒素濃縮蒸気相流が精留塔の上部から引き出される。窒素濃縮蒸気相流が熱交換器内で高圧再循環蒸気および温供給ガスに対して温められて、温められた窒素濃縮蒸気相流を生成する。温められた窒素濃縮蒸気相流は、後に再圧縮されて精留塔の再循環／還流流になる第１の部分と、大気に放出される第２の部分とに分離される。第１の部分が圧縮されて、低圧窒素濃縮冷蒸気流および精留塔の底部からの冷液体流に対して再循環され、冷却され、かつ液化される高圧蒸気流を形成する。その後、液化された高圧再循環流を使用して、精留塔を還流させる。精留塔の底部からの液体は、高圧再循環蒸気流および温供給ガス流に対して前述の熱交換器内で温められる前に、窒素ストリッパーまたはエンドフラッシュドラムからのフラッシュガス（フラッシュガスバイパス流）の第２の部分と組み合わせられる。その後、この温められた組み合わせられた流は、エンドフラッシュ圧縮機に送られて、ガスタービン駆動機の燃料として使用されるようになる。

高圧再循環流および精留塔のフラッシュガスバイパスの流れを調整することにより、大気および燃料ガス流に放出される窒素の厳密な組成制御が可能になる。

あるいは、精留塔からの液体がポンプ汲み上げされて、必要なエンドフラッシュ圧縮機動力を減少させ、交換器内の冷却曲線のより厳密な一致を提供することができる。

本システムおよび本方法のいくつかの態様が以下に概説される。

態様１：天然ガス供給流を液化し、それから窒素を除去するための方法であって、
（ａ）天然ガス供給流を冷却し、少なくとも部分的に液化して、冷却されたＬＮＧ窒素濃度を有する冷却されたＬＮＧ流を形成することと、
（ｂ）冷却されたＬＮＧ流と下流流体流連通して複数回の相分離を行って、蒸気流窒素濃度を有する窒素蒸気流、燃料流窒素濃度を有する燃料流、およびＬＮＧ製品流窒素濃度を有するＬＮＧ製品流を生成することであって、蒸気流窒素濃度が、冷却されたＬＮＧ窒素濃度、燃料流窒素濃度、およびＬＮＧ製品流窒素濃度よりも高い、生成することと、
（ｃ）燃料流を混合流と組み合わせて、燃料製品流窒素濃度を有する燃料製品流を作り出すことであって、燃料製品流窒素濃度が燃料流窒素濃度よりも高く、混合流が冷却されたＬＮＧ流と下流流体流連通している、作り出すことと、
（ｄ）精留塔の還流として窒素蒸気流の一部を含む再循環流を再循環させることと、を含み、
それにより、ステップ（ｃ）が、燃料製品流窒素濃度がＬＮＧ製品流窒素濃度から独立して制御されることを可能にする、方法。

態様２：ステップ（ｃ）が、混合流の流れを制御して、所定の燃料製品流窒素濃度範囲内の燃料製品流窒素濃度をもたらすことをさらに含む、態様１に記載の方法。

態様３：ステップ（ｂ）の複数回の相分離のうちの少なくとも１回が精留塔内で行われ、燃料流が液体として精留塔の下端部から引き出される、態様１または２に記載の方法。

態様４：（ｅ）再循環流を窒素蒸気流および燃料流に対して冷却することをさらに含む、態様１～３のいずれか１つに記載の方法。

態様５：ステップ（ｅ）が、燃料流を蒸発させて、再循環流を冷却することをさらに含む、態様４に記載の方法。

態様６：（ｄ１）ステップ（ｅ）を行う前に、再循環流を圧縮して周囲熱交換を行うことをさらに含む、態様１～５のいずれか１つに記載の方法。

態様７：（ｆ）燃料製品流を使用して少なくとも１つのガスタービンに動力供給することをさらに含む、態様１～６のいずれか１つに記載の方法。

態様８：（ｇ）燃料製品流を使用してステップ（ａ）を行うために使用される冷媒を圧縮するように適合された少なくとも１つの圧縮機を駆動することをさらに含む、態様７に記載の方法。

態様９：複数回の相分離が、冷却されたＬＮＧ流を相分離して、フラッシュガス流およびＬＮＧ製品流を生成することをさらに含む、態様１～８のいずれか１つに記載の方法。

態様１０：冷却されたＬＮＧ流がフラッシュドラムを使用して相分離される、態様９に記載の方法。

態様１１：冷却されたＬＮＧ流が精留塔を使用して相分離される、態様１～１０のいずれか１つに記載の方法。

態様１２：複数回の相分離が、フラッシュガス流の少なくとも第１の部分を精留塔に導入して、窒素蒸気流および燃料流を生成することをさらに含む、態様１～１１のいずれかに記載の方法。

態様１３：混合流がフラッシュガス流の第２の部分を含む、態様１２に記載の方法。

態様１４：混合流がステップ（ｅ）の下流の燃料流と組み合わせられる、態様１～１３のいずれか１つに記載の方法。

態様１５：混合流が圧縮および冷却された後に燃料流と組み合わせられる、態様１～１４のいずれか１つに記載の方法。

態様１６：（ｈ）窒素蒸気流を放出することをさらに含む、態様１～１５のいずれか１つに記載の方法。

態様１７：（ｈ）窒素蒸気流を貯蔵することをさらに含む、態様１～１６のいずれか１つに記載の方法。

態様１８：天然ガス供給流を液化し、それから窒素を除去するための方法であって、
（ａ）天然ガス供給流を主極低温熱交換器内で少なくとも部分的に液化して、冷却されたＬＮＧ窒素濃度を有する冷却されたＬＮＧ流を形成することと、
（ｂ）冷却されたＬＮＧ流をフラッシュドラムまたは精留塔内でＬＮＧ製品流窒素濃度を有するＬＮＧ製品流と、フラッシュガス流窒素濃度を有するフラッシュガス流とに分離することと、
（ｃ）フラッシュガス流の少なくとも第１の部分を精留塔内で分離して、蒸気流窒素濃度を有する窒素蒸気流および燃料流窒素濃度を有する燃料流を生成することと、
（ｄ）燃料流を混合流と組み合わせて、燃料流窒素濃度よりも高い燃料製品流窒素濃度を有する燃料製品流を形成することであって、混合流がフラッシュガス流の第２の部分を含む、形成することと、
（ｅ）窒素蒸気流を再循環流と放出流とに分けることと、
（ｆ）再循環流を圧縮および冷却することと、
（ｇ）間接熱交換によって再循環流を燃料流および窒素蒸気流に対してさらに冷却することと、を含む、方法。

態様１９：蒸気流窒素濃度が、冷却されたＬＮＧ窒素濃度、燃料流窒素濃度、およびＬＮＧ製品流窒素濃度よりも高い、態様１９に記載の方法。

態様２０：ステップ（ｄ）が、燃料製品流窒素濃度がＬＮＧ製品流窒素濃度から独立して制御されることを可能にする、態様１９～１９のいずれか１つに記載の方法。

態様２１：ステップ（ｄ）が、混合流の流れを制御して、所定の燃料製品流窒素濃度範囲内の燃料製品流窒素濃度をもたらすことをさらに含む、態様１８～２０のいずれか１つに記載の方法。

本発明が以下で添付の図面と併せて説明されており、ここで、同様の数字は同様の要素を示す。

図１は、本発明の第１の実施形態による天然ガス流を液化し、それから窒素を除去するための方法および装置を示す概略フローチャートである。

図２は、本発明の第２の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図３は、本発明の第３の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図４は、本発明の第４の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図５は、本発明の第５の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図６は、本発明の第６の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図７は、本発明の第７の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図８は、本発明の第８の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

図９は、本発明の第９の実施形態による方法および装置を示す概略フローチャートである。

以下の発明を実施するための形態は、好ましい例示的な実施形態のみを提供し、本発明の範囲、適用性、または構成を限定することを意図していない。むしろ、好ましい例示的な実施形態の以下の発明を実施するための形態は、本発明の好ましい例示的な実施形態を実施するための実現可能な説明を当業者に提供する。本発明の趣旨および範囲から逸脱することなく、要素の機能および配置に様々な変更が加えられてもよい。

本発明の説明を助けるために、方向を示す用語を本明細書および特許請求の範囲で使用して、本発明の部分（例えば、上部、下部、左、右など）を説明することができる。これらの方向を示す用語は、単に本発明の説明および特許請求を助けることを意図しており、決して本発明を限定することを意図していない。加えて、図面と関連して本明細書で取り入れられる参照番号は、他の特徴の状況を提供するために、本明細書での追加の説明なしで１つ以上の後続の図面で繰り返されてもよい。

別途指示されない限り、本明細書で使用される冠詞「ａ」および「ａｎ」は、本明細書および特許請求の範囲に記載の本発明の実施形態におけるいずれかの特徴に適用される場合、１つ以上を意味する。「ａ」および「ａｎ」の使用は、制限が具体的に記載されない限り、その意味を単一の特徴に制限しない。単数または複数名詞または名詞句に先行する冠詞「ｔｈｅ」は、特定の特定された特徴（複数可）を示し、それが使用される状況に応じて単数または複数の意味を有し得る。

本明細書および特許請求の範囲で使用される「導管」という用語は、流体がシステムの２つ以上の構成要素間で輸送され得る１つ以上の構造を指す。例えば、導管には、液体、蒸気、および／または気体を輸送するパイプ、ダクト、通路、およびそれらの組み合わせを含むことができる。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、「流体連通」または「流体流動連通」という用語は、２つ以上の要素が、流体流動を選択的に制限、統合、または分離し得る弁、ゲート、ティー、または他のデバイスを含み得る接続を含む、流体が要素間を流動することを可能にする様式で、（直接または間接的のいずれかで）接続されていることを意味するよう意図されている。

本明細書および特許請求の範囲で使用される「天然ガス」という用語は、主にメタンからなる炭化水素ガス混合物を意味する。本明細書で使用される場合、「天然ガス」という用語は、合成天然ガスおよび代替天然ガスも包含する。天然ガス供給流は、メタンおよび窒素を含む（メタンが典型的には主成分である）。典型的には、天然ガス供給流は、１～１０モルパーセントの窒素濃度を有し、本明細書に記載の方法および装置は、天然ガス供給流中の窒素濃度が比較的低い場合、例えば、５モルパーセント以下である場合でさえも、天然ガス供給流から窒素を効果的に除去することができる。

天然ガス流は、通常、例えば、１つ以上の他の炭化水素および／または他の成分、例えば、ヘリウム、二酸化炭素、水素などの他の成分も含有する。しかしながら、天然ガス流は、天然ガス流の冷却および液化中に主熱交換器内で凍結する濃度の追加の成分を含むべきではない。したがって、主熱交換器内に導入される前に、天然ガス供給流は、必要に応じて、天然ガス供給流から水、酸性ガス、水銀、および重炭化水素を除去して、天然ガス供給流中のいずれのかかる成分の濃度も、いずれの凍結問題を引き起こさないレベルにまで低下させるように前処理されてもよい。

本明細書および特許請求の範囲で使用される「炭化水素」、「炭化水素ガス」、または「炭化水素流体」という用語は、少なくとも１つの炭化水素を含むガス／流体であって、炭化水素がガス／流体の全組成の少なくとも８０モルパーセント、より好ましくは少なくとも９０モルパーセントのガス／流体の全組成を構成する、ガス／流体を意味する。

別途本明細書に記載されない限り、本明細書、図面、および特許請求の範囲で特定されるありとあらゆるパーセンテージがモルパーセンテージ基準であることを理解されたい。別途本明細書に記載されない限り、本明細書、図面、および特許請求の範囲で特定されるありとあらゆる圧力がゲージ圧を意味することを理解されたい。

本明細書および特許請求の範囲で使用される場合、「圧縮システム」という用語は、１つ以上の圧縮段階として定義される。例えば、圧縮システムは、単一の圧縮機内に複数の圧縮段階を含んでもよい。代替例では、圧縮システムは、複数の圧縮機を並列または直列に備えてもよい。

別途本明細書に記載されない限り、ある位置での流の導入は、その位置での流の実質的にすべての導入を意味するよう意図されている。本明細書で論じられ、図面に示されるすべての流（典型的には、通常動作中の流体流動の全体的な方向を示す矢印を用いて線によって表される）が対応する導管内に含まれることを理解されたい。各々の導管が少なくとも１つの入口および少なくとも１つの出口を有することを理解されたい。さらに、各々の機器が少なくとも１つの入口および少なくとも１つの出口を有することを理解されたい。

特許請求の範囲において、文字は、特許請求されるステップ（例えば、（ａ）、（ｂ）、および（ｃ））を識別するために使用される。これらの文字は、方法ステップの参照を助けるために使用され、特許請求されるステップが行われる順序が特許請求の範囲で具体的に列挙されない限り、かかる順序を示すようには意図されていない。

本明細書に開示される例示的な天然ガス液化システム実施形態のすべてが閉ループ冷凍を有するが、本明細書に開示される発明概念は、開ループ圧縮または閉ループ圧縮のいずれかを使用する天然ガス液化システムに等しく適用可能であることに留意されたい。

本明細書で使用される場合、かつ別途指示されない限り、流中の窒素濃度が天然ガス供給流中の窒素濃度よりも高い場合、この流は「窒素濃縮」されている。流中の窒素濃度が天然ガス供給流中の窒素濃度よりも低い場合、この流は「窒素枯渇」している。

本明細書に記載の方法および装置では、かつ別途指示されない限り、流は、膨張し得、かつ／または液体もしくは二相流の場合、任意の好適な膨張デバイスに流れを通過させることによって膨張して部分的に蒸発し得る。流は、例えば、膨張弁もしくはＪ－Ｔ弁、または任意の他のデバイスを通過することによって膨張して部分的に蒸発して、流の等エンタルピー膨張（ひいてはフラッシュ蒸発）を（本質的に）もたらし得る。加えて、またはあるいは、流は、例えば、作業抽出（ｗｏｒｋ－ｅｘｔｒａｃｔｉｎｇ）デバイス、例えば、水力タービンまたはターボ膨張機などを通過し、かつそれを通じて作業膨張（ｗｏｒｋ ｅｘｐａｎｄ）させることによって膨張して部分的に蒸発し、それにより、流の等エントロピー膨張を（本質的に）もたらし得る。

本明細書で使用される場合、「相分離」という用語は、蒸留、精留、ストリッピング、および単純なフラッシュ分離などの１つ以上の入力流を気体出力流と液体出力流とに分離する任意のプロセスを含むよう意図されている。

本明細書で使用される場合、「精留塔」という用語は、精留のみを行う塔、ならびに精留およびストリッピングの両方を含む塔を指すよう意図されている。

本明細書で使用される場合、「主熱交換器」という用語は、天然ガス流のすべてまたは一部を冷却および液化して、冷却されたＬＮＧ流を生成する熱交換器を指す。熱交換器は、直列および／または並列に配置された１つ以上の冷却セクションから構成されていてもよい。かかるセクションは各々、自らのハウジングを有する別個の熱交換器ユニットを構成し得るが、同様に、これらのセクションが組み合わせられて、共通ハウジングを共有する単一の熱交換器ユニットになる場合もある。熱交換器ユニットは、シェルアンドチューブ型、巻線コイル型、またはプレートフィン型などであるが、これらに限定されない任意の好意的な型のものであってもよい。かかるユニットでは、冷却セクションは各々、典型的には、自らのチューブバンドル（ユニットがシシェルアンドチューブ型もしくは巻線コイル型のものである場合）またはプレートフィンバンドル（ユニットがプレートフィン型のものである場合）を備える。

主熱交換器の冷凍の一部またはすべては、閉ループ冷凍システムによって提供され、閉ループ冷蔵システムによって循環された冷媒が主熱交換器を通過し、主熱交換器内で温められ、凝縮熱交換器を通過し、凝縮熱交換器内で温められる。閉ループ冷凍システムは、任意の好適な型のものであってもよい。本発明より使用され得る１つ以上の閉ループシステムを備える例示的な冷凍システムには、単一混合冷媒（ＳＭＲ）システム、二重混合冷媒（ＤＭＲ）システム、ハイブリッドプロパン混合冷媒（Ｃ３ＭＲ）システム、ＡＰ－Ｘ（登録商標）システム（窒素膨張サイクル過冷却を伴うＣ３ＭＲまたはＤＭＲ）、窒素、メタン、他のガスまたは混合物を使用する蒸気膨張サイクル、およびＣｏｎｏｃｏＰｈｉｌｌｉｐｓ Ｏｐｔｉｍｉｚｅｄ Ｃａｓｃａｄｅ（登録商標）プロセスを含む他の多段階カスケード冷凍システムが含まれる。

図１を参照すると、本発明の一実施形態による天然ガス液化システム１００内の天然ガス供給流から窒素を除去するための装置および方法が示される。天然ガス供給流１０１は、主低温熱交換器（ＭＣＨＥ）１０２の温端部に導入される。冷却されたＬＮＧ流１１１は、ＭＣＨＥ１０２の冷端部から引き出される。図１に示される実施形態では、ＭＣＨＥ１０２は、２つの冷却セクション、すなわち、天然ガス供給流１０１が予冷される温セクション１０３と、天然ガス供給流１０１が液化され、過冷却される冷セクション１０５とから構成されている。したがって、天然ガス供給流１０１が導入される温セクション１０３の端部は、その結果、ＭＣＨＥ１０２の温端部を構成し、冷却されたＬＮＧ流１１１が引き出される冷セクション１０５の端部は、その結果、ＭＣＨＥ１０２の冷端部を構成する。

認識されるように、この文脈における「温」および「冷」という用語は、冷却セクション内の相対温度のみを指し、特定の温度範囲を意味しない。これらのセクションは各々、自らのシェル、ケーシング、または他の形態のハウジングを有する別個の熱交換器ユニットを構成し得るが、すべてのセクションが組み合わせられて、共通ハウジングを共有する単一の熱交換器ユニットになる場合もある。熱交換器は、シェルアンドチューブ型、巻線コイル型、またはプレートフィン型などであるが、これらに限定されない任意の好意的な型のものであってもよい。かかるユニットでは、冷却セクションは各々、典型的には、自らのチューブバンドル（ユニットがシシェルアンドチューブ型もしくは巻線コイル型のものである場合）またはプレートフィンバンドル（ユニットがプレートフィン型のものである場合）を備える。

図１に示される実施形態では、ＭＣＨＥ１０２の冷凍は、温束冷媒１０４によって提供され、温束冷媒１０４は、減圧されて第１の冷冷媒流（ｃｏｌｄ ｒｅｆｒｉｇｅｒａｎｔ ｓｔｒｅａｍ）１０６を形成し、第１の冷冷媒流１０６は、それが温セクションに冷凍を提供する温セクション１０３のシェル側を通過する。冷束冷媒１０８は、減圧されて、冷セクション１０４のシェル側を通過して冷セクションに冷凍を提供する第２の冷束冷媒流１１０を形成する。第１の冷媒と第２の冷媒は、同じ冷媒であっても異なる冷媒であってもよく、同じまたは異なる開ループまたは閉ループ冷凍システムの一部であり得る。

冷却されたＬＮＧ流１１１は、ＭＣＨＥ１０２の冷端部から引き出され、ＪＴ弁１１２を通じて拡張して、拡張した冷却されたＬＮＧ流１１３を生成し、その後、フラッシュドラム１１４内で減圧される。フラッシュドラム１１４の底部からの液相ＬＮＧ製品流１１５は、ポンプ１２６により汲み上げられ、導管１２８を介してＬＮＧ貯蔵タンク（図示せず）に送られる。好ましくは、ＬＮＧ流１１５は、１モルパーセント未満の窒素含有量を有する。

フラッシュガス流１１６は、フラッシュドラム１１４の上部から引き出され、フラッシュガス流１１６の第１の部分１２３が精留塔１３０に送られる。フラッシュガス流１１６は、冷却されたＬＮＧ流１１１と比較して窒素濃縮されている。好ましくは、フラッシュガス流１１６は、１０～５０モルパーセントの窒素含有量を有する。この例では、フラッシュガス流１１６の窒素含有量は、３０～３５モルパーセントである。フラッシュガス流１１６の第２の部分１１７がバイパス流１１７を形成し、これについては本明細書でより詳細に論じられる。

精留塔１３０からのオーバーヘッド流１３１は、エンドフラッシュ交換器１２１内で温められ、弁１３４を通る大気１３５への放出に好適な窒素蒸気流１３２を生成する。窒素蒸気流１３２は、好ましくは、９０モルパーセント超、より好ましくは９９モルパーセント超の窒素濃度を有する。窒素蒸気流１３２は、好ましくは、１０００ｐｐｍ以下、好ましくは０．１ｐｐｍ～１０００ｐｐｍの範囲のメタンモル濃度を有する。

燃料流１１９とも称される精留塔液体流は、精留塔１３０の底部から引き出され、任意選択で、フラッシュガス流１１６の第２の部分１１７と組み合わせられて燃料製品流１２０を形成し、その後、エンドフラッシュ交換器１２１内で温められ、蒸発して、蒸発した燃料流１２２を生成する。蒸発した燃料流１２２は、冷却されたＬＮＧ流１１１と比較して窒素枯渇しており、好ましくは、燃料供給される機器にとって必要な最大燃料ガス窒素濃度に非常に近いが、それを超えない窒素濃度を有する。

フラッシュガス流１１６の第２の部分１１７を精留塔１３０の上流の精留塔液体流１１９に誘導し、第２の部分１１７の流れを制御するための手段（この例では、弁１１８）を提供することにより、フラッシュガス流１１６の窒素含有量から独立して蒸発した燃料流１２２内の窒素含有量を制御することが可能になる。フラッシュガス流１１６の第２の部分１１７は、蒸発した燃料流１２２の窒素含有量を制御するために使用することができる混合流として機能する。これにより、より低容量の精留塔１３０を使用することが可能になり、精留を行うのに必要な動力が減少し、フラッシュガス流１１６の窒素含有量が燃料中の最大許容値よりも高い場合にガスタービンの出力が最大化される。例えば、燃料流１２２の最大許容窒素濃度が１５モルパーセントである場合、フラッシュガス流１１６の第２の部分１１７の流量は、燃料流１２２の窒素濃度を１３～１５モルパーセントに維持するように、好ましくはガスタービン燃料中の最大窒素濃度の５％以内、または２％以内、または１％以内に維持するように制御され得る。

好ましくは、窒素蒸気流１３２の第１の部分１３３のみが、弁１３４を介して大気１３５に放出される。窒素蒸気流１３２の第２の部分１３６は、圧縮機１３７内で再圧縮されて、圧縮された窒素流１３８を生成する。圧縮された窒素流１３８は、冷却器１３９内で冷却されて、冷却された圧縮された窒素流１４０をもたらす。冷却された圧縮された窒素流１４０は、エンドフラッシュ交換器１２１内でさらに冷却されて、液化された窒素流１４１を生成する。液化された窒素流１４１は、Ｊ－Ｔ弁１４２内で膨張して還流流１４３を生成し、これが精留塔１３０の上部に戻されて、精留塔１３０に還流を提供する。冷却されたＬＮＧ流１１１の窒素濃度が所定の値を下回る場合、弁１３４が閉じられ、冷却されたＬＮＧ流１１１の窒素濃度が増加した場合／ときに再び開かれ得る。言い換えれば、窒素除去サブシステムは、窒素除去が不要であり、かつ窒素濃度が増加した場合／ときに迅速に反応する準備が整っているときに、「アイドル状態」にすることができる。

あるいは、混合流は、フラッシュガス流１１６の第２の部分１１７の代わりに流１３３の一部を含み得る。これにより、混合流がエンドフラッシュ交換器１２１の下流から引き出され、（第２の部分１１７の場合の潜在的な二相の代わりに）単相の混合流をもたらすことが可能になる。

図２は、天然ガス液化システム２００の別の例示的な実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図２で参照番号を１００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図２のＭＣＨＥ２０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図２で識別される要素が図２に関連して本明細書では論じられない場合がある。

図２に示される実施形態では、図１に示されるフラッシュドラム１１４は、精留塔２３０に送られる窒素濃縮気相流（フラッシュガス）２１６中の窒素の濃度を増加させる目的で、リボイラ２０５および窒素ストリッパー塔２２４に置き換えられる。ＭＣＨＥからの冷却されたＬＮＧ流２１１は、窒素ストリッパー塔２２４からの底部流２０９に対してリボイラ２０５内で過冷却される。窒素ストリッパー塔２１５からの底部液体流２１５は、ポンプ２２６および導管２２８を介して貯蔵庫に送られる。

図３は、精留塔３３０がフラッシュドラム３１４の上流に設けられている天然ガス液化システム３００の別の例示的な実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図３で参照番号を２００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図３のＭＣＨＥ３０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図３で識別される要素が図３に関連して本明細書では論じられない場合がある。ＭＣＨＥ３０２から引き出された冷却されたＬＮＧ流３１１は、弁３１２によって減圧されて、精留塔３３０に入る拡張された冷却されたＬＮＧ流３１３を形成する。窒素濃縮されている精留塔オーバーヘッド流３３１は、ＮＲＵ交換器３２１内で温められて、窒素蒸気流３３２を形成する。窒素蒸気流３３３の第１の部分は、大気３３５に放出される。窒素蒸気流３３２の第２の部分３３６は、圧縮機３３７内で再圧縮され、冷却器３３９内で冷却され、ＮＲＵ交換器３２１内で液化されて、精留塔３３０内での還流として使用されるようになる。この例では、精留塔３３０は、フラッシュドラム３１４よりも高い圧力で動作する。精留塔３３０とフラッシュドラム３１４との間の圧力差を変化させることにより、流３５５および３０６を制御し、それ故に、最終的にはその燃料製品流３６１の窒素濃度を独立して制御することが可能になる。

精留塔液体流３１９は、精留塔３３０の底部から引き出される。精留塔液体流３１９の第１の部分３７９は、ポンプ３０５により汲み上げられて流３０６になり、ＮＲＵ交換器３２１内で蒸発して、最終的には燃料３６１として使用されるようになる。精留塔液体流３１９の第２の部分３４３は、ＪＴ弁３１２内で拡張し、フラッシュドラム３１４内でフラッシュされる。フラッシュドラム３１４からのオーバーヘッド蒸気流３５５は、天然ガス供給流３５０に対してエンドフラッシュ交換器３５１内で温められ、温められた蒸気流３５６およびＬＮＧ流３５２を形成する。ＬＮＧ流３５２は、それが膨張弁３５３を通過して膨張したＬＮＧ流３５４を形成したときに膨張し、それがフラッシュドラム３１４内に導入される。温められた蒸気流３５６は、圧縮機３５７内で圧縮されて、圧縮された温められた蒸気流３５８を形成する。圧縮された温められた蒸気流３５８は、冷却器３５９内で冷却されて、冷却された圧縮された蒸気流３６０を形成する。冷却された圧縮された蒸気流３６０は、精留塔３３０からの蒸発した液体３２４と組み合わせられて、組み合わせられた燃料製品流３６１を形成する。図１の流１６０と同様に、燃料製品流３６１は、ガスタービン内での燃料としての使用に好適な濃度よりもわずかに低い窒素濃度を有する。例えば、ガスタービンの最大許容燃料ガス窒素含有量が３０モルパーセントである場合、燃料製品流３６１の窒素含有量は、好ましくは２８～３０モルパーセントである。流３５０は、ＮＲＵ交換器３２１内のオーバーヘッド蒸気流に対して冷却され、フラッシュドラム３１４に送られる。

精留塔液体流３１９の第２の部分３４３をフラッシュドラム３１４に誘導してオーバーヘッド蒸気流３５５を作り出し、第２の部分３４３の流れを制御するための手段（この例では、弁３１２）を提供することにより、精留塔液体流３１９の第１の部分３７９の窒素含有量から独立して蒸発した燃料流３６１内の窒素含有量を制御することが可能になる。第２の部分３４３は、蒸発した燃料流３６１の窒素含有量を制御するために使用することができる混合流として機能する。これにより、より低容量の精留塔３３０を使用することが可能になり、精留を行うのに必要な動力が減少する。例えば、蒸発した燃料流３６１の最大許容窒素濃度が１５モルパーセントである場合、精留塔液体流の第２の部分３４３の流量は、燃料流３６１の窒素濃度を１０～１５モルパーセントに維持するように制御され得る。

図４は、天然ガス液化システム４００の別の代替実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図４で参照番号を３００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図４のＭＣＨＥ４０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図４で識別される要素が図４に関連して本明細書では論じられない場合がある。図４の実施形態では、高圧フラッシュドラム４１４は、窒素精留塔４３０の効率を改善するために使用される。ＭＣＨＥ４０２からの冷却されたＬＮＧ流４１１は、ＪＴ弁４１２を通じて膨張し、高圧フラッシュドラム４１４内で減圧される。フラッシュガス流４１６は、高圧フラッシュドラム４１４の上部から引き出され、精留塔４３０に供給されて、フラッシュガスおよび燃料ガスから窒素をさらに除去する。オーバーヘッド流４３１は、精留塔４３０の上部から引き出され、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器４２１内で温められて、窒素流４３２を形成する。窒素流４３３の第１の部分は、大気４３５に放出される。窒素流４３６の第２の部分は、圧縮機４３７内で再圧縮され、冷却器４３９内で冷却され、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器４２１内で液化されて、窒素精留塔４３０への還流４４３として使用されるようになる。

精留塔液体流４１９は、精留塔４３０の底部から引き出され、ポンプにより汲み上げられＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器４２１に入り、最終的には燃料４６１として使用されるようになる。

液相ＬＮＧ流４１５は、高圧フラッシュドラム４１４の底部から引き出される。高圧フラッシュドラム４１４からの液相ＬＮＧ流４１５は、ＪＴ弁４６２を通じて拡張し、その後、フラッシュされ、ＬＮＧフラッシュドラム４６３内で分離される。オーバーヘッド蒸気流４６５は、ＬＮＧフラッシュドラム４６３の上部から引き出される。オーバーヘッド蒸気流４６５は、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器内で温められて、温められた蒸気流４５６を形成する。温められた蒸気流４５６は、圧縮機４５７内で圧縮され、圧縮された温められた蒸気流４５５を形成する。圧縮された温められた蒸気流４５５は、冷却器４５９内で冷却されて、冷却された圧縮された蒸気流４６０を形成する。冷却された圧縮された蒸気流４６０は、精留塔４２４からの蒸発した液体と組み合わせられて、組み合わせられた燃料流４６１を形成する。好ましくは、組み合わせられた燃料流４６１は、１５モルパーセント未満の窒素濃度を有し、ガスタービン内での燃料としての使用に好適である。

液相ＬＮＧ流４６４は、ＬＮＧフラッシュドラム４６３の底部から引き出され、ポンプ４２６により汲み上げられて貯蔵庫４２８に入る。

図５は、天然ガス液化システム５００の別の代替実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図５で参照番号を４００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図５のＭＣＨＥ５０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図５で識別される要素が図５に関連して本明細書では論じられない場合がある。図５の実施形態では、高圧フラッシュドラム５１４は、フラッシュガス流５１６を生成するために使用され、フラッシュガス流５１６は、温められ、その後、燃料圧まで圧縮されて、混合流５６０を提供する。混合流５６０は、組み合わせられた燃料流５６１中の窒素濃度を制御するために燃料流５２４と混合される。

図５を参照すると、ＭＣＨＥ５０２からの冷却されたＬＮＧ流５１１は、高圧フラッシュドラム５１４内で減圧される。液相ＬＮＧ流５１５は、高圧フラッシュドラム５１４の底部から引き出される。高圧フラッシュドラム５１４からの液相ＬＮＧ流５１５は、ＪＴ弁５６２を通じて拡張し、精留塔５３０に供給されて、ＬＮＧから窒素をさらに除去する。

精留塔オーバーヘッド蒸気流５３１は、精留塔５３０の上部から引き出される。精留塔オーバーヘッド蒸気流５３１は、液相ＬＮＧ流５１５と比較して窒素濃縮されている。精留塔オーバーヘッド蒸気流５３１は、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器５２１内で温められて、窒素流５３２を形成する。窒素流５３３の第１の部分は、大気５３５に放出される。窒素流５３６の第２の部分は、圧縮機５３７内で再圧縮され、冷却器５３９内で冷却され、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器５２１内で液化されて、塔５４３への還流として使用されるようになる。

精留塔液体流５６３の第１の部分５７９は、精留塔５３０の底部から引き出され、ポンプ５０５により汲み上げられてＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器５２１に入り、ここでそれが温められ、蒸発して、最終的には燃料５６１として使用されるガス流を形成する。精留塔液体流５６３の第２の部分５６４は、ポンプ５２６を介して貯蔵庫５２８に移される。

高圧フラッシュドラム５１４からのフラッシュガス流５１６は、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器５２１内で温められ、温められた蒸気流５５６を形成する。温められた蒸気流５５６は、圧縮機５５７内で圧縮され、圧縮された温められた蒸気流５５８を形成する。圧縮された温められた蒸気流５５８は、冷却器５５９内で冷却されて、冷却された圧縮された蒸気流５６０を形成する。冷却された圧縮された蒸気流５６０は、精留塔５２４からの蒸発した液体と組み合わせられて、組み合わせられた燃料流５６１を形成する。好ましくは、組み合わせられた燃料流５６１は、燃料中の最大窒素濃度未満の窒素濃度（例えば、燃料中の最大窒素濃度が１５％である場合、１３～１５モルパーセント）を有し、ガスタービン内での燃料としての使用に好適である。

図６は、天然ガス液化システム６００の別の代替実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図６で参照番号を５００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図６のＭＣＨＥ６０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図６で識別される要素が図６に関連して本明細書では論じられない場合がある。図６の実施形態では、高圧フラッシュドラム６１４は、窒素精留塔６３０の効率を改善するために使用される。

図６を参照すると、ＭＣＨＥ６０２からの冷却されたＬＮＧ流６１１は、高圧フラッシュドラム６１４内で減圧される。

フラッシュガス流６１６は、高圧フラッシュドラム６１４の上部から引き出される。フラッシュガス流６１６は、ＬＮＧフラッシュドラム６６３からのフラッシュ蒸気流６６５に対して熱交換器６６６内で冷却され、冷却された窒素濃縮蒸気流６６８を形成する。冷却された窒素濃縮蒸気流６６８は、ＪＴ弁６６９を通じて膨張し、精留塔６３０に供給される。

精留塔オーバーヘッド蒸気流６３１は、精留塔６３０の上部から引き出される。精留塔オーバーヘッド蒸気流６３１は、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器６２１内で温められて、窒素流６３２を形成する。窒素流６３３の第１の部分は、大気６３５に放出される。窒素流６３６の第２の部分は、圧縮機６３７内で再圧縮され、冷却器６３９内で冷却され、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器６２１内で液化されて、精留塔６４３への還流として使用されるようになる。

精留塔液体流６１９は、精留塔６３０の底部から引き出され、ポンプを介してＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器６２１に移され、ここでそれが蒸発して、蒸発した流６２４を形成して、最終的には燃料６６１として使用されるようになる。

液相ＬＮＧ流６１５は、高圧フラッシュドラム６１４の底部から引き出される。液相ＬＮＧ流６１５は、ＪＴ弁６６２を通じて拡張し、その後、ＬＮＧフラッシュドラム６６３内でフラッシュされ、分離される。ＬＮＧフラッシュドラム６６３からのフラッシュ蒸気流６６５は、最初に熱交換器６６６内の精留塔６１６への蒸気供給に対して温められ、その後、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器６２１内でさらに温められて、温められた蒸気流６５６を形成する。温められた蒸気流６５６は、圧縮機６５７内で圧縮されて、圧縮された温められた蒸気流６５８を形成する。圧縮された温められた蒸気流６５８は、冷却器６５９内で冷却されて、冷却された圧縮された蒸気流６６０を形成する。冷却された圧縮された蒸気流６６０は、精留塔６３０からの蒸発した液体と組み合わせられて、組み合わせられた燃料流６６１を形成する。好ましくは、組み合わせられた燃料流６６１は、１５モルパーセント未満の窒素濃度を有し、ガスタービン内での燃料としての使用に好適である。

液体ＬＮＧ流６６４は、ＬＮＧフラッシュドラム６６３の底部から除去され、ポンプ６２６を介して貯蔵庫６２８に移される。

図７は、天然ガス液化システム７００の別の代替実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図７で参照番号を６００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図７のＭＣＨＥ７０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図７で識別される要素が図７に関連して本明細書では論じられない場合がある。図７の実施形態では、高圧窒素ストリッパー塔７０５は、図４の高圧フラッシュドラム４１４に取って代わるものである。

図７を参照すると、ＭＣＨＥ７０２からの冷却されたＬＮＧ流７１１は、窒素ストリッパー塔７１４の底部からのリボイラ流７０９に対して過冷却される。高圧窒素ストリッパー塔７１４からのオーバーヘッド蒸気流７１６は、精留塔７３０に供給されて、フラッシュ／燃料ガスから窒素を除去する。塔７３１からの窒素蒸気は、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器７２１内で温められ、窒素流７３２を形成する。窒素流７３３の第１の部分は、大気７３５に放出される。窒素流７３６の第２の部分は、（圧縮機７３７内で）再圧縮され、（熱交換器７３９内で）冷却され、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器７２１内で液化されて、塔７３０への還流７４３として使用されるようになる。

精留塔７３０からの液体７１９は、ポンプ汲み上げされ７０５、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器７２１内で蒸発して、燃料７６１として使用されるようになる。窒素ストリッパー塔７１４からの液体流７１５は、ＬＮＧフラッシュドラム７６３内でフラッシュされ、分離される。ＬＮＧフラッシュドラム７６３からの蒸気流７６５は、混合流を作り出すために使用され、燃料製品流７６１中の窒素濃度を制御するために使用されるようになる。ＬＮＧフラッシュドラム７６３からの蒸気流７６５は、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器７２１内で温められ、精留塔７３０から蒸発した液体と組み合わせられる。組み合わせられた燃料流７６１は、ガスタービン内の燃料に好適な減少した窒素含有量（１５％未満の窒素）を有する。ＬＮＧ製品流７２５は、ＬＮＧフラッシュドラム７６３から引き出され、貯蔵庫７２８に送られる。

図８は、天然ガス液化システム８００の別の代替実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図８で参照番号を７００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図８のＭＣＨＥ８０２に対応する。図１の対応する要素とは異ならない図８で識別される要素が図８に関連して本明細書では論じられない場合がある。図８の実施形態では、図４のシステムは、ＮＲＵ／エンドフラッシュ交換器８２１が大気８３５に放出される窒素よりも低い温度で還流８４３に使用される再循環窒素８３６を圧縮するように変更されている。

図９は、天然ガス液化システム９００の別の代替実施形態を示す。図１に関して同様に示され、かつ説明されているこの実施形態の要素は、図８で参照番号を８００増加させて識別されている。例えば、図１のＭＣＨＥ１０２は、図９のＭＣＨＥ９０２に対応する。先の図に記載の対応する要素とは異ならない図９で識別される要素が図９に関連して本明細書では論じられない場合がある。図９の実施形態は、図２に示される実施形態と非常に類似している。この実施形態９００では、燃料ガス流９９３の窒素含有量を独立して制御するために使用される混合流は、圧縮された窒素流９４０から分かれた流９９５である。この配置は、燃料圧縮機要件を緩和または排除するために、ポンプ内で液体９１９を精留塔９３０からポンプ汲み上げする能力を提供する。あるいは、燃料ガス流９９３の窒素含有量の制御は、窒素蒸気流９３２から分かれた流９９４によって提供することができる。

表１は、図２に示される実施形態の天然ガス液化および窒素除去システムの動作のモデル化された実施例である。この実施例は、名目上２．５％の窒素を有する供給ガス流２０１に基づく。このプロセスは、０．６５％未満の窒素、２３．５％未満の窒素を有する燃料、８００ｐｐｍのメタンを有する大気に放出される窒素を有するＬＮＧを生成するように最適化されている。
表１

したがって、本発明は、例示的な実施形態およびその代替実施形態の観点で開示されている。言うまでもなく、本発明の教示からの様々な変更、修正、および改変は、意図される趣旨およびその範囲から逸脱することなく、当業者によって企図され得る。本発明が添付の特許請求の範囲の用語によってのみ限定されることが意図されている。
本発明の実施形態としては、以下の実施形態を挙げることができる。
（付記１）
天然ガス供給流を液化し、それから窒素を除去するための方法であって、
（ａ）天然ガス供給流を冷却し、少なくとも部分的に液化して、冷却されたＬＮＧ窒素濃度を有する冷却されたＬＮＧ流を形成することと、
（ｂ）前記冷却されたＬＮＧ流と下流流体流連通して複数回の相分離を行って、蒸気流窒素濃度を有する窒素蒸気流、燃料流窒素濃度を有する燃料流、およびＬＮＧ製品流窒素濃度を有するＬＮＧ製品流を生成することであって、前記蒸気流窒素濃度が、前記冷却されたＬＮＧ窒素濃度、前記燃料流窒素濃度、および前記ＬＮＧ製品流窒素濃度よりも高い、生成することと、
（ｃ）前記燃料流を混合流と組み合わせて、燃料製品流窒素濃度を有する燃料製品流を作り出すことであって、前記燃料製品流窒素濃度が前記燃料流窒素濃度よりも高く、前記混合流が前記冷却されたＬＮＧ流と下流流体流連通している、作り出すことと、
（ｄ）精留塔の還流として前記窒素蒸気流の一部を含む再循環流を再循環させることと、を含み、それにより、ステップ（ｃ）が、前記燃料製品流窒素濃度が前記ＬＮＧ製品流窒素濃度から独立して制御されることを可能にする、方法。
（付記２）
ステップ（ｃ）が、前記混合流の流れを制御して、所定の燃料製品流窒素濃度範囲内の燃料製品流窒素濃度をもたらすことをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記３）
ステップ（ｂ）の前記複数回の相分離のうちの少なくとも１回が精留塔内で行われ、前記燃料流が液体として前記精留塔の下端部から引き出される、付記１に記載の方法。
（付記４）
（ｅ）前記再循環流を前記窒素蒸気流および前記燃料流に対して冷却することをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記５）
ステップ（ｅ）が、前記燃料流を蒸発させて、前記再循環流を冷却することをさらに含む、付記４に記載の方法。
（付記６）
（ｄ１）ステップ（ｅ）を行う前に、前記再循環流を圧縮して周囲熱交換を行うことをさらに含む、付記４に記載の方法。
（付記７）
（ｆ）前記燃料製品流を使用して少なくとも１つのガスタービンに動力供給することをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記８）
（ｇ）前記燃料製品流を使用してステップ（ａ）を行うために使用される冷媒を圧縮するように適合された少なくとも１つの圧縮機を駆動することをさらに含む、付記７に記載の方法。
（付記９）
前記複数回の相分離が、前記冷却されたＬＮＧ流を相分離して、フラッシュガス流および前記ＬＮＧ製品流を生成することをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記１０）
前記冷却されたＬＮＧ流がフラッシュドラムを使用して相分離される、付記９に記載の方法。
（付記１１）
前記冷却されたＬＮＧ流が精留塔を使用して相分離される、付記９に記載の方法。
（付記１２）
前記複数回の相分離が、前記フラッシュガス流の少なくとも第１の部分を前記精留塔に導入して、前記窒素蒸気流および前記燃料流を生成することをさらに含む、付記９に記載の方法。
（付記１３）
前記混合流が前記フラッシュガス流の第２の部分を含む、付記１２に記載の方法。
（付記１４）
前記混合流がステップ（ｅ）の下流の前記燃料流と組み合わせられる、付記１に記載の方法。
（付記１５）
前記混合流が圧縮および冷却された後に前記燃料流と組み合わせられる、付記１に記載の方法。
（付記１６）
（ｈ）前記窒素蒸気流を放出することをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記１７）
（ｈ）前記窒素蒸気流を貯蔵することをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記１８）
ステップ（ｄ）が、前記混合流の流れを制御して、所定の燃料製品流窒素濃度範囲内の燃料製品流窒素濃度をもたらすことをさらに含む、付記１に記載の方法。
（付記１９）
天然ガス供給流を液化し、それから窒素を除去するための方法であって、
（ａ）天然ガス供給流を主極低温熱交換器内で少なくとも部分的に液化して、冷却されたＬＮＧ窒素濃度を有する冷却されたＬＮＧ流を形成することと、
（ｂ）前記冷却されたＬＮＧ流をフラッシュドラムまたは精留塔内でＬＮＧ製品流窒素濃度を有するＬＮＧ製品流と、フラッシュガス流窒素濃度を有するフラッシュガス流とに分離することと、
（ｃ）前記フラッシュガス流の少なくとも第１の部分を精留塔内で分離して、蒸気流窒素濃度を有する窒素蒸気流および燃料流窒素濃度を有する燃料流を生成することと、
（ｄ）前記燃料流を混合流と組み合わせて、前記燃料流窒素濃度よりも高い燃料製品流窒素濃度を有する燃料製品流を形成することであって、前記混合流が前記フラッシュガス流の第２の部分を含む、形成することと、
（ｅ）前記窒素蒸気流を再循環流と放出流とに分けることと、
（ｆ）前記再循環流を圧縮および冷却することと、
（ｇ）間接熱交換によって前記再循環流を前記燃料流および前記窒素蒸気流に対してさらに冷却することと、を含む、方法。
（付記２０）
前記蒸気流窒素濃度が、前記冷却されたＬＮＧ窒素濃度、前記燃料流窒素濃度、および前記ＬＮＧ製品流窒素濃度よりも高い、付記１９に記載の方法。
（付記２１）
ステップ（ｄ）が、前記燃料製品流窒素濃度が前記ＬＮＧ製品流窒素濃度から独立して制御されることを可能にする、付記１９に記載の方法。

Claims (21)

1. 天然ガス供給流を液化し、それから窒素を除去するための方法であって、
   （ａ）天然ガス供給流を冷却し、少なくとも部分的に液化して、冷却されたＬＮＧ窒素濃度を有する冷却されたＬＮＧ流を形成することと、
   （ｂ）前記冷却されたＬＮＧ流と下流流体流連通して複数回の相分離を行って、蒸気流窒素濃度を有する窒素蒸気流、燃料流窒素濃度を有する燃料流、およびＬＮＧ製品流窒素濃度を有するＬＮＧ製品流を生成することであって、前記蒸気流窒素濃度が、前記冷却されたＬＮＧ窒素濃度、前記燃料流窒素濃度、および前記ＬＮＧ製品流窒素濃度よりも高い、生成することと、
   （ｃ）前記燃料流を混合流と組み合わせて、燃料製品流窒素濃度を有する燃料製品流を作り出すことであって、前記燃料製品流窒素濃度が前記燃料流窒素濃度よりも高く、前記混合流が前記冷却されたＬＮＧ流と下流流体流連通している、作り出すことと、
   （ｄ）精留塔の還流として前記窒素蒸気流の一部を含む再循環流を再循環させることと、を含み、それにより、ステップ（ｃ）が、前記燃料製品流窒素濃度が前記ＬＮＧ製品流窒素濃度から独立して制御されることを可能にする、方法。
2. ステップ（ｃ）が、前記混合流の流れを制御して、所定の燃料製品流窒素濃度範囲内の燃料製品流窒素濃度をもたらすことをさらに含む、請求項１に記載の方法。
3. ステップ（ｂ）の前記複数回の相分離のうちの少なくとも１回が精留塔内で行われ、前記燃料流が液体として前記精留塔の下端部から引き出される、請求項１に記載の方法。
4. （ｅ）前記再循環流を前記窒素蒸気流および前記燃料流との間接熱交換によって冷却することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
5. ステップ（ｅ）が、前記燃料流を蒸発させて、前記再循環流を冷却することをさらに含む、請求項４に記載の方法。
6. （ｄ１）ステップ（ｅ）を行う前に、前記再循環流を圧縮して周囲熱交換を行うことをさらに含む、請求項４に記載の方法。
7. （ｆ）前記燃料製品流を使用して少なくとも１つのガスタービンに動力供給することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
8. （ｇ）前記燃料製品流を使用してステップ（ａ）を行うために使用される冷媒を圧縮するように適合された少なくとも１つの圧縮機を駆動することをさらに含む、請求項７に記載の方法。
9. 前記複数回の相分離が、前記冷却されたＬＮＧ流を相分離して、フラッシュガス流および前記ＬＮＧ製品流を生成することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
10. 前記冷却されたＬＮＧ流がフラッシュドラムを使用して相分離される、請求項９に記載の方法。
11. 前記冷却されたＬＮＧ流が精留塔を使用して相分離される、請求項９に記載の方法。
12. 前記複数回の相分離が、前記フラッシュガス流の少なくとも第１の部分を前記精留塔に導入して、前記窒素蒸気流および前記燃料流を生成することをさらに含む、請求項９に記載の方法。
13. 前記混合流が前記フラッシュガス流の第２の部分を含む、請求項１２に記載の方法。
14. 前記混合流がステップ（ｅ）の下流の前記燃料流と組み合わせられる、請求項４に記載の方法。
15. 前記混合流が圧縮および冷却された後に前記燃料流と組み合わせられる、請求項１に記載の方法。
16. （ｈ）前記窒素蒸気流を放出することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
17. （ｈ）前記窒素蒸気流を貯蔵することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
18. ステップ（ｄ）が、前記混合流の流れを制御して、所定の燃料製品流窒素濃度範囲内の燃料製品流窒素濃度をもたらすことをさらに含む、請求項１に記載の方法。
19. 天然ガス供給流を液化し、それから窒素を除去するための方法であって、
    （ａ）天然ガス供給流を主極低温熱交換器内で少なくとも部分的に液化して、冷却されたＬＮＧ窒素濃度を有する冷却されたＬＮＧ流を形成することと、
    （ｂ）前記冷却されたＬＮＧ流をフラッシュドラムまたは精留塔内でＬＮＧ製品流窒素濃度を有するＬＮＧ製品流と、フラッシュガス流窒素濃度を有するフラッシュガス流とに分離することと、
    （ｃ）前記フラッシュガス流の少なくとも第１の部分を精留塔内で分離して、蒸気流窒素濃度を有する窒素蒸気流および燃料流窒素濃度を有する燃料流を生成することと、
    （ｄ）前記燃料流を混合流と組み合わせて、前記燃料流窒素濃度よりも高い燃料製品流窒素濃度を有する燃料製品流を形成することであって、前記混合流が前記フラッシュガス流の第２の部分を含む、形成することと、
    （ｅ）前記窒素蒸気流を再循環流と放出流とに分けることと、
    （ｆ）前記再循環流を圧縮および冷却することと、
    （ｇ）前記再循環流を前記燃料流および前記窒素蒸気流との間接熱交換によってさらに冷却することと、を含む、方法。
20. 前記蒸気流窒素濃度が、前記冷却されたＬＮＧ窒素濃度、前記燃料流窒素濃度、および前記ＬＮＧ製品流窒素濃度よりも高い、請求項１９に記載の方法。
21. ステップ（ｄ）が、前記燃料製品流窒素濃度が前記ＬＮＧ製品流窒素濃度から独立して制御されることを可能にする、請求項１９に記載の方法。