特許 7597214 ガス冷却システム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】

(24)【登録日】2024-12-02

(45)【発行日】2024-12-10

(54)【発明の名称】ガス冷却システム

(51)【国際特許分類】

   F25J 1/00 20060101AFI20241203BHJP

   F25J 3/06 20060101ALI20241203BHJP

   C10L 3/10 20060101ALI20241203BHJP

【ＦＩ】

F25J1/00 B

F25J3/06

C10L3/10

【請求項の数】 7

(21)【出願番号】P 2023520742

(86)(22)【出願日】2021-06-18

(86)【国際出願番号】 JP2021023255

(87)【国際公開番号】W WO2022239259

(87)【国際公開日】2022-11-17

【審査請求日】2023-08-21

(31)【優先権主張番号】P 2021081870

(32)【優先日】2021-05-13

(33)【優先権主張国・地域又は機関】JP

(73)【特許権者】

【識別番号】000000099

【氏名又は名称】株式会社ＩＨＩ

(74)【代理人】

【識別番号】110000936

【氏名又は名称】弁理士法人青海国際特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】澤 公博

(72)【発明者】

【氏名】野間 弘道

【審査官】宮部 裕一

(56)【参考文献】

【文献】特開２０１５－２１００７７（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１５－２１００７８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特表２０２０－５０７７３６（ＪＰ，Ａ）

【文献】米国特許出願公開第２０１１／０２８９９６３（ＵＳ，Ａ１）

【文献】特表２０１２－５１４１８０（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開昭５８－１８３９０１（ＪＰ，Ａ）

【文献】特表２０２０－５３５３７８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１６－１６９８３７（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｆ２５Ｊ １／００

Ｆ２５Ｊ ３／０６

Ｃ１０Ｌ ３／１０

(57)【特許請求の範囲】

【請求項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。

【請求項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。

【請求項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。

【請求項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。

【請求項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。

【請求項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。

【請求項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。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

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。

【背景技術】

【0002】

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）。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0003】

【文献】特表平１０－５０１０５３号公報号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0004】

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。

【0005】

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。

【課題を解決するための手段】

【0006】

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。

【0007】

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。

【0008】

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。

【0009】

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。

【0010】

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。

【0011】

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。

【0012】

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。

【発明の効果】

【0013】

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。

【図面の簡単な説明】

【0014】

【図1】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】図２は、実施形態に係る窒素調整部を説明する図である。

【発明を実施するための形態】

【0015】

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。

【0016】

［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（ＣＨ_４）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（Ｎ_２）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。

【0017】

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。

【0018】

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。

【0019】

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。

【0020】

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。

【0021】

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。

【0022】

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。

【0023】

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。

【0024】

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。

【0025】

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。

【0026】

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。

【0027】

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。

【0028】

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。

【0029】

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。

【0030】

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。

【0031】

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。

【0032】

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。

【0033】

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。

【0034】

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。

【0035】

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。

【0036】

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。

【0037】

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。

【0038】

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。

【0039】

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。

【0040】

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。

【0041】

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。

【0042】

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。

【0043】

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。

【0044】

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。

【0045】

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。

【0046】

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。

【0047】

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。

【0048】

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。

【0049】

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。

【0050】

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。

【0051】

［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。

【0052】

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。

【0053】

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。

【0054】

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。

【0055】

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。

【0056】

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。

【0057】

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。

【0058】

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。

【0059】

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。

【0060】

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。

【0061】

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。

【符号の説明】

【0062】

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

【図1】

【図2】