LNGプラントの主要技術と技術的特徴

技術的な比較と選択
のプロセス天然ガス液化基本的には、供給ガスの前処理（精製）、液化、冷媒サイクル圧縮、製品貯蔵、装填および補助システムが含まれます。 主なプロセスフローには、供給ガスの精製と精製ガスの液化が含まれます。

天然ガス精製プロセスの選択
原料ガスとしての天然ガスは、液化前に徹底的に精製する必要があります。 つまり、原料ガス中の酸性ガス、水、不純物（H2S、CO2、H2O、Hg、芳香族炭化水素など）を除去し、低温で凍結して機器やパイプラインを閉塞したり腐食したりするのを防ぎます。

A) 表 3.1-1 に LNG プラントにおける原料ガスの前処理基準と不純物の最大含有量を示します。

供給ガスのデータから、供給ガス中の二酸化炭素含有量は基準を超えており、精製する必要があります。
MDEAアミン液プロセスは、エネルギー消費量、処理規模、投資・運営コストの観点から最適なプロセスです。 したがって、このスキームでは脱酸ガスとして MDEA アミン液体プロセスが選択されます。

B)脱水工程選択
天然ガス中の水の存在は、しばしば深刻な結果をもたらします。特定の条件下では、水と天然ガスがハイドレートを形成してパイプラインを閉塞し、冷却液化プロセスに影響を与えます。 さらに、水の存在も無駄な電力消費の原因となります。 天然ガスは液化温度が低く、水分が存在すると装置が凍結して閉塞してしまうため、脱水処理が必要です。

天然ガス脱水プロセス一般に、低温脱水、固体乾燥剤の吸着、および溶媒の吸収の 3 つのカテゴリが含まれます。 凍結分離は主に、天然ガスの温度が低い場合にハイドレートを避けるために使用されます。 ただし、許容される低温には限界があり、天然ガス液化の要件を満たすことができません。 溶媒吸収には通常、濃酸（通常は濃リン酸などの有機酸）、グリコール（一般に使用されるトリエチレングリコール）などが含まれますが、これらの方法は脱水深度が浅く、極低温ユニットでは使用できません。 固体乾燥剤の一般的な脱水方法は、シリカゲル法、モレキュラーシーブ法、またはこれら 2 つの方法の組み合わせです。
天然ガスの液化脱水には固体吸着法を採用する必要があります。 モレキュラーシーブは、強い吸着選択性、低い水蒸気分圧下での高い吸着特性、残留酸性ガスのさらなる除去という利点があるため、このスキームでは4Aモレキュラーシーブが脱水吸着剤として使用されます。

C) 水銀除去プロセスの選択
現在、水銀除去プロセスには、米国 UOP 社の hgsiv モレキュラーシーブ吸着法と、水銀と硫黄を反応させて硫化水銀を生成し、活性炭に吸着させる硫黄含浸活性炭の 2 つの主なプロセスがあります。 前者はコストが高く、水銀含有量が高い場合に適しています。 後者は運用コストが低く、水銀含有量が低い場合に適しています。
一方で、hgsiv モレキュラーシーブの運用コストは非常に高くなります。 一方、ユニットの供給ガス中の水銀含有量は比較的低いです。 したがって、同社は水銀除去に硫黄含浸活性炭を使用した成功経験があります。

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