WO2018220703A1 - 天然ガス液化装置用モジュール、及び天然ガス液化装置 - Google Patents

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frame
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洋治 荒井
元史 賀川
雅幸 田辺
高志 野里
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Definitions

  • the present invention relates to a technology for constructing a natural gas liquefying apparatus for liquefying natural gas.
  • a natural gas liquefaction device is a facility for producing liquefied natural gas (LNG) by cooling and liquefying natural gas (NG) produced in a gas well or the like.
  • LNG liquefied natural gas
  • NG natural gas
  • efforts have been made to modularize a large number of devices constituting the NG liquefaction apparatus, and incorporate a group of devices in each block into a common frame (for example, Patent Document 1). .
  • the module design with a higher degree of freedom can be performed as the restrictions on the devices that can be incorporated in a common frame are smaller. Also, if the degree of integration of each module constituting the NG liquefaction device (for example, the number of devices that can be arranged per unit volume in the frame) can be increased, the module built at another location can be transported to the installation site to liquefy NG. It is also possible to reduce costs and man-hours required for transportation and assembly when constructing the apparatus.
  • modules must be designed with safety as a priority.
  • the present invention has been made under such a background, and the object thereof is natural gas having a high degree of integration while presuming an optimal equipment arrangement from the viewpoint of economy and safety focusing on the fireproof coating range.
  • An object of the present invention is to provide a liquefier module and a natural gas liquefier equipped with the natural gas liquefier module.
  • the module for a natural gas liquefier of the present invention is a module for a natural gas liquefier for constituting a natural gas liquefier.
  • the frame An air-cooled heat exchanger group disposed side by side on the upper surface of the frame for cooling the fluid handled in the natural gas liquefier;
  • the equipment group constituting the natural gas liquefying apparatus is a pretreatment part equipment group provided in a pretreatment part for pretreatment of natural gas before being liquefied, and a natural gas after being treated in the pretreatment part.
  • the other device group is constituted by the pre-processing unit device group.
  • the module for natural gas liquefier may have the following characteristics.
  • (A) The frame is divided into an arrangement area in which the air-cooled heat exchanger group is arranged on the upper surface and a non-arrangement area in which the air-cooled heat exchanger group is not arranged on the upper surface. And a liquid selected from a liquid group consisting of flammable liquid, flammable liquid, liquefied natural gas, and liquefied petroleum gas among the devices included in the other device group in the frame on the arrangement region side. Only non-handling equipment that is not handled is provided, and the remaining equipment is provided in the frame on the non-arrangement area side.
  • the frame is divided into an arrangement area in which the air-cooling heat exchanger group is arranged on the upper surface and a non-arrangement area in which the air-cooling heat exchanger group is not arranged on the upper surface.
  • a handling device that handles a liquid selected from a liquid group consisting of a flammable liquid, a flammable liquid, a liquefied natural gas, and a liquefied petroleum gas is provided on the frame on the arrangement region side.
  • the handling equipment provided in the frame on the arrangement area side is at least selected from a security equipment group consisting of a gas detector, a sprinkler, a fireproof cover, and a pressure line. There is one security facility.
  • the frame is divided into an arrangement area in which the air-cooling heat exchanger group is arranged on the upper surface and a non-arrangement area in which the air-cooling heat exchanger group is not arranged on the upper surface.
  • another device group arranged in the frame includes devices included in the liquefaction processing unit device group in addition to the preprocessing unit device group or in place of the preprocessing unit device group,
  • the equipment included in the partial equipment group is provided in the frame on the non-arranged area side. At this time, the equipment included in the liquefaction processing unit equipment group is equipment for paying out liquefied natural gas from the natural gas liquefying apparatus.
  • the pretreatment unit removes a gas-liquid separation unit for separating a liquid component contained in natural gas, a mercury removal unit for removing mercury contained in the natural gas, and an acid gas contained in the natural gas. Selected from a group of pretreatment units consisting of an acid gas removal unit for removing water, a water removal unit for removing moisture contained in natural gas, and a heavy component removal unit for removing heavy components contained in natural gas Including at least one pre-processing unit.
  • a natural gas liquefying apparatus includes the above-described plurality of natural gas liquefying apparatus modules, and another natural gas liquefying apparatus module in which the liquefaction processing unit device group is provided in a frame. It is characterized by including.
  • the present invention relates to a pretreatment unit device group for pretreatment of natural gas, which has a small occupation ratio in a module of a device that handles a flammable liquid or a cryogenic liquid among the device group constituting the natural gas liquefaction apparatus.
  • the air-cooled heat exchanger group are arranged on a common frame to constitute a module for a natural gas liquefier.
  • a highly integrated module for a natural gas liquefying apparatus can be configured while minimizing the influence of a necessary area.
  • composition of each processing block contained in a natural gas liquefying device It is an example of composition of each processing block contained in a natural gas liquefying device. It is an example of the top view which shows the layout of the module arrange
  • FIG. 1 is an example of a schematic configuration of a natural gas (NG) liquefier configured using the module for a natural gas liquefier of this example.
  • the NG liquefaction apparatus includes a gas-liquid separation block (gas-liquid separation unit) 11 that separates liquid from NG, a mercury removal block (mercury removal unit) 12 that removes mercury in NG, and carbon dioxide and hydrogen sulfide from NG.
  • gas-liquid separation block gas-liquid separation unit
  • mercury removal block mercury removal unit
  • An acid gas removal block (acid gas removal unit) 13 that removes acid gas such as, a water removal block (water removal unit) 14 that removes a trace amount of water contained in NG, and NG from which these impurities are removed
  • a liquefaction processing block (liquefaction processing unit) 15 that cools and liquefies to obtain LNG, and a storage tank 16 that stores the liquefied LNG are provided.
  • the gas-liquid separation block 11 separates liquid condensate at room temperature contained in NG transported by a pipeline or the like.
  • the gas-liquid separation block 11 is added as necessary for the purpose of preventing obstruction of the pipeline in the course of transportation, such as slender pipes and drums that are inclined to separate liquid from NG using the specific gravity difference. It is equipped with a group of equipment such as an antifreeze regeneration tower and a reboiler for heating and regenerating the antifreeze and their associated facilities.
  • the mercury removal block 12 removes a trace amount of mercury contained in NG after the liquid is separated.
  • the mercury removal block 12 includes a group of equipment such as a mercury adsorption tower in which an adsorption tower is filled with a mercury removing agent and its associated facilities.
  • the acidic gas removal block 13 removes acidic gases such as carbon dioxide and hydrogen sulfide that may solidify in LNG during liquefaction.
  • acid gas removal method include a method using a gas absorbing solution containing an amine compound and the like, and a method using a gas separation membrane that allows the acidic gas in NG to permeate.
  • the acid gas removal block 13 includes an absorption tower that counter-contacts the natural gas and the gas absorption liquid, a regeneration tower for regenerating the gas absorption liquid that has absorbed the acid gas, and regeneration.
  • a reboiler for heating the gas absorption liquid in the tower and a group of equipment such as these incidental facilities are provided.
  • the acidic gas removal block 13 includes a group of devices such as a gas separation unit that houses a large number of hollow fiber membranes in the main body and its associated facilities.
  • the moisture removal block 14 removes a trace amount of moisture contained in NG.
  • the moisture removal block 14 is filled with an adsorbent such as a molecular sieve or silica gel, and a plurality of adsorption towers that are alternately switched between an NG moisture removal operation and a regeneration operation for adsorbent that has adsorbed moisture. It is equipped with a heater for heating the adsorbent regeneration gas (for example, NG after moisture removal) supplied to the adsorption tower in which the operation is performed, and a group of equipment such as these incidental facilities.
  • adsorbent such as a molecular sieve or silica gel
  • the liquefaction processing block 15 includes a precooling heat exchanger that precools NG with a precooling refrigerant mainly composed of propane, a scrub column that removes heavy components from the precooled NG, nitrogen, methane, ethane, propane, and the like.
  • a cryogenic heat exchanger (MCHE: Main Cryogenic Heat Exchanger) that cools and liquefies NG with a mixed refrigerant (Mixed Refrigerant) containing multiple types of refrigerant raw materials, precooling refrigerant and mixed refrigerant evaporated by heat exchange
  • the apparatus includes a refrigerant compressor 21 that compresses gas, and a group of devices such as these incidental facilities.
  • FIG. 1 shows an example in which the motor 22 is used as a power source for driving the refrigerant compressor 21, a gas turbine or the like may be used depending on the scale of the refrigerant compressor 21.
  • the regeneration tower A number of air-cooled heat exchangers (ACHE: Air-Cooled) are used to cool the fluids handled in the NG liquefaction equipment. Heat Exchanger) 41 is provided.
  • ACHE Air-Cooled
  • the liquefaction processing block 15 includes a deethanizer for separating ethane from the liquid separated from the cooled NG (liquid heavy component), a depropanizer for separating propane from the liquid after ethane separation, and a liquid after the propane separation.
  • a rectifying block 151 including a debutizer for separating butane from the liquid and obtaining liquid condensate at room temperature is provided.
  • Each of the deethanizer, depropanizer, and debutanizer includes a rectifying column that performs rectification of each component, a reboiler that heats the liquid in each rectifying column, and a group of equipment such as these incidental facilities.
  • the rectification block 151 corresponds to the heavy component removal unit of the present embodiment.
  • the liquefied natural gas (LNG) that has been liquefied and supercooled in the liquefaction processing block 15 is sent to the storage tank 16 and stored therein.
  • the LNG stored in the storage tank 16 is fed by an LNG pump (not shown) and shipped to an LNG tanker or pipeline.
  • each processing block gas-liquid separation block 11, mercury removal block 12, acid gas removal block 13, moisture removal block 14, rectification block related to pretreatment before NG is liquefied. 151) is called the hot end (Hot End: HE)
  • the liquefaction processing block 15 including each refrigerant compressor 21) that cools and liquefies NG to obtain LNG is called the cold end (Cold End: CE)
  • These processing blocks may be classified.
  • Each processing block constituting the HE corresponds to a preprocessing unit of this example, and a device group provided in each processing block (hereinafter also referred to as “HE-side device group”) corresponds to a preprocessing unit device group. is doing.
  • the liquefaction processing block 15 constituting the CE corresponds to the liquefaction processing unit of this example, and a device group provided in the liquefaction processing block 15 (hereinafter also referred to as “CE side device group”) is a liquefaction processing unit. It corresponds to the device group.
  • the device group provided in the NG liquefier is divided into a HE side device group and a CE side device group.
  • a plurality of NG liquefying device modules configured to be incorporated in a common frame are provided. The specific configuration of the NG liquefier module will be described below with reference to FIGS.
  • each of the NG liquefaction apparatuses of this example has a plurality of HE modules 3a and CE modules 3b arranged in two front and rear rows, on both sides of the row where the CE modules 3b are arranged,
  • the refrigerant compressor 21 that is an MR compressor or a C3 compressor is arranged.
  • the HE module 3a corresponds to “a module for natural gas liquefier”
  • the CE module 3b corresponds to “a module for other natural gas liquefier”.
  • the arrangement side of the HE module 3a row is also referred to as the front side and the arrangement side of the CE module 3b row is referred to as the back side along the Y-axis direction shown in each drawing.
  • each HE module 3 a has an HE side processing block (gas-liquid separation block 11, mercury removal block 12, acid gas removal block 13, moisture removal block 14, rectification block 151, in the frame 30.
  • This is a structure in which HE side device groups constituting the above are arranged.
  • an air-cooled heat exchanger (ACHE) group 4 including a plurality of ACHEs 41 is disposed on the upper surface side of the frame 30 that is common to the frame 30 on which the HE-side device group is disposed. ing.
  • each CE module 3b has a structure in which a CE side device group constituting the liquefaction processing block 15 on the CE side is arranged in the frame 30, but the ACHE group 4 is provided on the upper surface of the frame 30.
  • the NG liquefying apparatus of this example is characterized in that the HE module 3a is configured by limiting the devices provided in the frame 30 common to the ACHE group 4 to the HE side device group.
  • the reason for providing such a limitation will be described.
  • FIG. 4 shows a configuration example of a conventional NG liquefaction apparatus.
  • the figure shows an example in which the device group constituting the NG liquefaction apparatus is classified into an HE side device group, a CE side device group, and an ACHE group 4 and each is arranged on a different frame 30. That is, only the HE side device group is arranged in the frame 30 of the HE module 3a ', and only the CE side device group is arranged in the frame 30 of the CE module 3b. Further, only the ACHE group 4 is disposed on the upper surface of the frame 30 of the ACHE module 3c.
  • the HE module 3a ', the CE module 3b, and the ACHE module 3c are separated as in the NG liquefaction apparatus shown in FIG. 4, the number of modules constituting the NG liquefaction apparatus increases. For this reason, in the installation site of the modules 3a ', 3b, 3c, not only the cost of installing the connecting pipes connecting these modules 3a', 3b, 3c and connecting the electric cables increases, It is also difficult to reduce the number of man-hours required for this construction.
  • a more compact NG liquefaction apparatus can be configured by reducing gaps formed between the arrangement positions of the modules 3a′3b and 3c and an unused space in the frame 30.
  • the ACHE 41 provided on the upper surface of the ACHE module 3c rotates a fan (not shown) to take in cooling air from the lower side and cools the fluid to be cooled flowing in the tube (not shown). The air is discharged upward.
  • a fan not shown
  • the ACHE 41 passes through the installation area of the NG liquefaction device.
  • the steel structure constituting the frame 30 or the like may be damaged such as low temperature embrittlement. If the cryogenic material is scattered by the ACHE 41, the damage range may be expanded. There is also.
  • the space below the ACHE group 4 in the conventional ACHE module 3c is a fluid to be cooled that is cooled by the ACHE 41, and other various processing blocks of the HE module 3a 'and the CE module 3b.
  • a pipe rack in which a large number of pipes 42 through which the fluid passed between (gas-liquid separation block 11, mercury removal block 12, acid gas removal block 13, moisture removal block 14, liquefaction processing block 15, rectification block 151) flows are arranged It has become.
  • the piping 42 can suppress the possibility of fluid leakage to a local range by minimizing the possibility of leakage such as a flange portion.
  • the HE-side device group and the CE-side device group arranged in the HE module 3a 'and the CE module 3b include devices having a larger volume than piping and the like. For this reason, even if the supply of fluid to these devices is stopped when leakage occurs, there is a possibility that a larger outflow will occur.
  • the flammability is relatively low among the combustible liquids and the combustible liquids.
  • the equipment which handles the liquid (Flammable Liquid) and LNG / LPG (liquefied petroleum gas) was listed.
  • the liquids handled in the NG liquefier are not only flammable and flammable, but many of them increase in volume due to vaporization. Therefore, care should be taken when handling these liquids below the ACHE 41. There is a need to.
  • FIGS. 2 to 4 show, among the devices included in the HE side device group and the CE side device group, devices (handling devices 62 and 72) that handle flammable liquids, flammable liquids, and LNG / LPG.
  • the hatch is attached.
  • devices that do not handle these substances are shown in white.
  • many of the CE side devices arranged in the CE module 3 b are handling devices 72, and the occupation rate of those devices in the module is high, while the occupation rate of the non-handling devices 71. Is relatively low.
  • the HE side device group arranged in the HE module 3a ′ has a lower occupation ratio of those devices in the module of the handling device 62 compared to the CE side device group, while the non-handling device 61 is occupied. The rate is high.
  • the NG liquefying apparatus of this example has a HE in a frame 30 in which the ACHE group 4 is arranged on the upper surface side.
  • the HE module 3a in which devices are limited to the side device group and the CE module 3b in which the CE side device group is arranged in the frame 30 in which the ACHE group 4 is not provided are configured in a conventional manner.
  • the HE side device group includes the handling device 62 that handles flammable liquid, flammable liquid, and LNG / LPG. Therefore, the HE module 3a of this example includes these handling devices 62. The module is integrated in consideration of the existence of.
  • a detailed configuration of the HE module 3a of the present example hereinafter also referred to as a composite HE module 3a
  • the composite HE module 3a includes a frame 30 having a rectangular planar shape.
  • the frame 30 is a steel frame structure that covers a necessary portion with a refractory material such as concrete or synthetic resin, or a refractory material that protects against an extremely low temperature liquid (also has a refractory capability).
  • An ACHE group 4 including a large number of ACHEs 41 is arranged on the upper surface of the frame 30.
  • a plurality of rows of ACHEs 41 arranged in the front-rear direction are arranged on the upper surface of the frame 30, and a plurality of rows in the width direction of the frame 30 (for convenience of illustration, FIG.
  • the arrangement area of the ACHE group 4 is configured by providing the same.
  • two arrangement regions of the ACHE group 4 are arranged on the upper surface of the frame 30 with a gap therebetween.
  • the space on the lower side of the arrangement area of each of these ACHE groups 4 is the same as that of the conventional ACHE module 3c shown in FIG.
  • each frame 30 is provided so as to extend to the front side of the arrangement area of the ACHE group 4.
  • positioned HE side apparatus group in the inside of the said extended frame 30 and the space below the ACHE group 4 differs from the conventional HE module 3a 'and the ACHE module 3c.
  • FIG. 2 a part of the ACHE group 4 positioned on the upper side of these devices is cut out for easy understanding of the arrangement of the devices on the lower side of the ACHE group 4.
  • a region where the ACHE group 4 is arranged on the upper surface of the frame 30 is also referred to as an arrangement region A1
  • a region where the ACHE group 4 is not arranged on the upper surface is also referred to as a non-arrangement region A2.
  • the handling device 62 is preferentially arranged in the non-arrangement area A2 (the handling device 62b in FIGS. 2 and 3).
  • the HE module 3a ′ shown in FIG. 4 has a handling device 62b arranged at a position adjacent to the ACHE module 3c, and a space in which the handling device 62b can be arranged below the ACHE 41. To do. At this time, if the HE module 3a ′ and the ACHE module 3c are integrated, it seems natural to dispose the handling device 62b below the ACHE 41.
  • the handling device 62b handles flammable liquids, flammable liquids, and LNG / LPG, and is disposed in the non-arranged area A2 that is not easily affected by the ACHE 41 even when leakage of these fluids occurs.
  • the arrangement position of the handling device 62b can be changed as shown in FIG. 3, the layout is changed, and the non-handling device 61 is arranged in the arrangement area A1 as much as possible (FIG. 3).
  • Non-handling device 61a Non-handling device 61a).
  • the handling device 62 even if it is considered that the handling device 62 is preferentially arranged in the non-arrangement region A2, the handling device 62 must be arranged in the arrangement region A1 due to the arrangement space. There may be no case (the handling device 62a in FIGS. 2 and 3). In this case, at least one security facility selected from a security facility group consisting of a gas detector, a sprinkler, a fireproof cover, and a pressure line is attached to the handling device 62a arranged in the arrangement area A1. To prevent an early response and an increase in impact when a leak occurs.
  • a security facility group consisting of a gas detector, a sprinkler, a fireproof cover, and a pressure line
  • the composite HE module 3a of this example is the optimum security equipment for the handling device 62a that must be arranged in the arrangement area A1 after considering the layout in which the handling equipment 62 is not arranged in the arrangement area A1 as much as possible. Install. Accordingly, it is possible to obtain the composite HE module 3a in which sufficient safety is ensured while minimizing the additional fireproof design cost associated with the module construction.
  • the LNG payout device for example, an end flash drum for adjusting the temperature of the LNG
  • the CE side Even if it is included in the device group, it may be unavoidably disposed in the composite HE module 3a.
  • the handling devices 62a and 62b of the HE side device group described above first, after considering a layout in which the handling device 72 is not arranged as much as possible in the arrangement area A1, the arrangement is made in the arrangement area A1.
  • the above-described security equipment is provided (handling equipment 72b and 72a in FIG. 2).
  • each processing block 11, 12, 13, 14, 151 may be divided into a plurality of composite HE modules 3a, or a plurality of processing blocks 11, 12, 13, 14, 151 in one composite HE module 3a. May be provided.
  • a CE module 3b having a CE-like device group arranged in the frame 30 and a refrigerant compressor 21 such as an MR compressor or a C3 compressor is constructed.
  • the plurality of composite HE modules 3a are arranged in a row in the horizontal direction with the arrangement area A1 of the ACHE group 4 directed in the same direction.
  • the plurality of CE modules 3b including the CE side device group are arranged in a row on the rear side of the row of the composite HE modules 3a across the region where the arrangement region A1 of the ACHE group 4 is arranged in the horizontal direction.
  • the refrigerant compressor 21 of C3 compressor and MR compressor is arrange
  • the composite HE module 3a, the CE module 3b, and the refrigerant compressor 21 are connected to each other by a joint pipe or the like, but the description of the pipe is omitted in FIG.
  • the composite HE module 3a has the following effects.
  • the equipment group constituting the NG liquefaction apparatus the HE-side equipment group and the ACHE group 4 having a low occupancy ratio of the equipment that handles flammable liquid, flammable liquid, and LNG / LPG (the handling equipment 62) are the common frame 30.
  • the composite HE module 3a is configured by being arranged inside.
  • a composite HE having a high degree of integration and minimizing additional fireproofing costs in accordance with API2218.
  • the module 3a can be configured.
  • the configuration of the NG liquefaction apparatus is not limited to the example of FIG. 1, and if necessary, installation of a part of the processing block on the HE side may be omitted, or processing blocks for other purposes may be omitted. It may be provided.

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Abstract

【課題】安全性の高い機器配置を前提としつつ、集積度の高い天然ガス液化装置用モジュールなどを提供する。 【解決手段】天然ガス液化装置用モジュール３ａは、架構３０の上面に並べて配置され、天然ガス液化装置内で取り扱われる流体の冷却を行うための空冷式熱交換器群４と、架構３０内にて、空冷式熱交換器群４の配置高さよりも下方側に配置されると共に、前記天然ガス液化装置の一部を構成する他の機器群と、を備える。そして、前記天然ガス液化装置を構成する機器群を、液化される前の天然ガスの前処理を行う前処理部に設けられる前処理部機器群と、前記前処理部にて処理された後の天然ガスを液化する処理に係る液化処理部に設けられる液化処理部機器群と、に分類分けしたとき、前記他の機器群は、前記前処理部機器群によって構成されている。

Description

天然ガス液化装置用モジュール、及び天然ガス液化装置
　本発明は、天然ガスの液化を行う天然ガス液化装置を建造する技術に関する。
　天然ガス液化装置（ＮＧ液化装置）は、ガス井などで産出した天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）を冷却、液化し、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）を製造する設備である。　
　近年、ＮＧ液化装置を建造するにあたり、ＮＧ液化装置を構成する多数の機器をブロック分けし、各ブロックの機器群を共通の架構内に組み込むモジュール化の取り組みがなされている（例えば特許文献１）。
　このようにＮＧ液化装置をモジュール化する場合には、共通の架構内に組み込むことが可能な機器の制約が少ないほど、自由度の高いモジュール設計を行うことができる。　
　また、ＮＧ液化装置を構成する各モジュールの集積度（例えば、架構内の単位容積あたりに配置可能な機器の数）を高めることができれば、他所で建造したモジュールを設置現場に搬送してＮＧ液化装置を建設する場合における、搬送や組み立てに要するコストや工数を削減することも可能となる。
　一方で、可燃性の液体や極低温の液体を取り扱うＮＧ液化装置においては、安全性を優先したモジュールの設計を行わなければならない。
国際公開第２０１４／０２８９６１号
　本発明は、このような背景の下になされたものであり、その目的は、耐火被覆範囲に着目した経済性と安全性の観点から最適な機器配置を前提としつつ、集積度の高い天然ガス液化装置用モジュール、及び当該天然ガス液化装置用モジュールを備えた天然ガス液化装置を提供することにある。
　本発明の天然ガス液化装置用モジュールは、天然ガス液化装置を構成するための天然ガス液化装置用モジュールにおいて、
　架構と、
　前記架構の上面に並べて配置され、前記天然ガス液化装置内で取り扱われる流体の冷却を行うための空冷式熱交換器群と、
　前記架構内にて、前記空冷式熱交換器群の配置高さよりも下方側に配置されると共に、前記天然ガス液化装置の一部を構成する他の機器群と、を備え、
　前記天然ガス液化装置を構成する機器群を、液化される前の天然ガスの前処理を行う前処理部に設けられる前処理部機器群と、前記前処理部にて処理された後の天然ガスを液化する処理に係る液化処理部に設けられる液化処理部機器群と、に分類分けしたとき、前記他の機器群は、前記前処理部機器群によって構成されていることを特徴とする。
　前記天然ガス液化装置用モジュールは以下の特徴を備えていてもよい。
（ａ）前記架構は、その上面に前記空冷式熱交換器群が配置された配置領域と、当該上面に前記空冷式熱交換器群が配置されていない非配置領域とに区分けされていることと、前記配置領域側の架構内には、前記他の機器群に含まれる機器のうち、可燃性液体、引火性液体、液化天然ガス、及び液化石油ガスからなる液体グループから選択される液体を取り扱わない非取扱機器のみが設けられ、残る機器が前記非配置領域側の架構内に設けられていること。
（ｂ）前記架構は、その上面に前記空冷式熱交換器群が配置された配置領域と、当該上面に前記空冷式熱交換器群が配置されていない非配置領域とに区分けされていることと、前記他の機器群に含まれる機器のうち、可燃性液体、引火性液体、液化天然ガス、及び液化石油ガスからなる液体グループから選択される液体を取り扱う取扱機器が前記配置領域側の架構内に設けてられていることと、前記配置領域側の架構内に設けられた前記取扱機器には、ガス検知器、スプリンクラー、耐火カバー、及びデプレッシャーラインからなる保安設備グループから選択される少なくとも一つの保安設備が併設されていること。
（ｃ）前記架構は、その上面に前記空冷式熱交換器群が配置された配置領域と、当該上面に前記空冷式熱交換器群が配置されていない非配置領域とに区分けされていることと、前記架構内に配置される他の機器群が、前記前処理部機器群に加えて、または前処理部機器群に替えて前記液化処理部機器群に含まれる機器を含み、当該液化処理部機器群に含まれる機器は、前記非配置領域側の架構内に設けられていること。このとき、前記液化処理部機器群に含まれる機器は、液化天然ガスを天然ガス液化装置から払い出すための機器であること。
（ｄ）前記前処理部は、天然ガスに含まれる液体分を分離するための気液分離部、天然ガスに含まれる水銀を除去するための水銀除去部、天然ガスに含まれる酸性ガスを除去するための酸性ガス除去部、天然ガスに含まれる水分を除去するための水分除去部、天然ガスに含まれる重質分を除去するための重質分除去部からなる前処理部グループから選択される少なくとも一つの前処理部を含むこと。
　また、他の発明に係る天然ガス液化装置は、上述の複数の天然ガス液化装置用モジュールと、架構内に、前記液化処理部機器群が設けられた他の天然ガス液化装置用モジュールと、を含むことを特徴とする。
　本発明は、天然ガス液化装置を構成する機器群のうち、可燃性の液体や、極低温の液体を取り扱う機器のモジュール内における占有率が少ない、天然ガスの前処理用の前処理部機器群と空冷式熱交換器群とを共通の架構に配置して天然ガス液化装置用モジュールを構成する。この結果、可燃性や極低温の液体を取り扱う機器の占有率が多い、天然ガスの液化用の液化処理部機器群と比較して、後述する国際設計基準（ＡＰＩ２２１８）による液プール火災による耐火被覆必要領域の影響を最小限に抑えつつ、集積度の高い天然ガス液化装置用モジュールを構成することができる。
天然ガス液化装置に含まれる各処理ブロックの構成例である。 前記天然ガス液化装置内に配置されるモジュールのレイアウトを示す平面図の例である。 実施の形態に係る天然ガス液化装置用モジュールの側面図である。 従来の天然ガス液化装置用モジュールの側面図である。
　図１は、本例の天然ガス液化装置用モジュールを用いて構成される天然ガス（ＮＧ）液化装置の概略構成の一例である。　
　ＮＧ液化装置は、ＮＧから液体を分離する気液分離ブロック（気液分離部）１１と、ＮＧ中の水銀の除去を行う水銀除去ブロック（水銀除去部）１２と、ＮＧから二酸化炭素や硫化水素などの酸性ガスを除去する酸性ガス除去ブロック（酸性ガス除去部）１３と、ＮＧに含まれる微量の水分を除去する水分除去ブロック（水分除去部）１４と、これらの不純物が除去されたＮＧを冷却、液化してＬＮＧを得る液化処理ブロック（液化処理部）１５と、液化されたＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンク１６とを備える。
　気液分離ブロック１１は、パイプラインなどにより輸送されてきたＮＧに含まれる常温で液体のコンデンセートを分離する。例えば気液分離ブロック１１は、比重差を利用してＮＧから液体を分離するための傾斜配置された細長いパイプやドラム、輸送の過程におけるパイプラインの閉塞を防止する目的で必要に応じて添加される不凍液の加熱再生を行う不凍液の再生塔やリボイラー、及びこれらの付帯設備などの機器群を備えている。
　水銀除去ブロック１２は、液体が分離された後のＮＧに含まれる微量の水銀を除去する。例えば水銀除去ブロック１２は、吸着塔内に水銀除去剤を充填した水銀吸着塔やその付帯設備などの機器群を備えている。
　酸性ガス除去ブロック１３は、液化の際にＬＮＧ中で固化するおそれのある二酸化炭素や、硫化水素などの酸性ガスを除去する。酸性ガスの除去法としては、アミン化合物などを含むガス吸収液を用いる手法や、ＮＧ中の酸性ガスを透過させるガス分離膜を用いる手法が挙げられる。
　ガス吸収液が採用されている場合、酸性ガス除去ブロック１３は、天然ガスとガス吸収液とを向流接触させる吸収塔や、酸性ガスを吸収したガス吸収液を再生するための再生塔、再生塔内のガス吸収液を加熱するためのリボイラー、及びこれらの付帯設備などの機器群を備える。　
　また、ガス分離膜が採用されている場合、酸性ガス除去ブロック１３は、本体内に多数本の中空糸膜を収容したガス分離ユニットやその付帯設備などの機器群を備える。
　水分除去ブロック１４は、ＮＧ中に含まれる微量の水分を除去する。例えば水分除去ブロック１４は、モレキュラーシーブやシリカゲルなどの吸着剤が充填され、ＮＧの水分除去操作と、水分を吸着した吸着剤の再生操作とが交互に切り替えて実施される複数の吸着塔、再生操作が行われている吸着塔に供給される吸着剤の再生用ガス（例えば水分除去後のＮＧ）の加熱を行うヒーター、及びこれらの付帯設備などの機器群を備えている。
　以上に説明した各種の処理ブロックにて不純物が除去された後のＮＧは、液化処理ブロック１５に供給されて液化される。例えば液化処理ブロック１５は、プロパンを主成分とする予冷用冷媒によってＮＧの予冷を行う予冷熱交換器、予冷後のＮＧから重質分を除去するスクラブカラム、窒素、メタン、エタン、プロパンなどの複数種類の冷媒原料を含む混合冷媒（Mixed Refrigerant）によりＮＧを冷却して液化、過冷却する極低温熱交換器（ＭＣＨＥ：Main Cryogenic Heat Exchanger）、熱交換により気化した予冷用冷媒や混合冷媒のガスを圧縮する冷媒圧縮機２１、及びこれらの付帯設備などの機器群を備える。
　なお図１においては、予冷用冷媒や混合冷媒の個別の冷媒圧縮機（混合冷媒用の低圧ＭＲ圧縮機、高圧ＭＲ圧縮機、予冷用冷媒用のＣ３圧縮機）を１つにまとめて記載した他は、上述の各機器の個別の記載は省略してある。
　また図１には、冷媒圧縮機２１を駆動する動力源としてモーター２２を用いた例を示してあるが、冷媒圧縮機２１の規模などに応じてガスタービンなどを用いてもよい。
　また上述の液化処理ブロック１５の各冷媒圧縮機２１の後段には、圧縮された冷媒を冷却するための各種クーラーやコンデンサー、酸性ガス除去ブロック１３がガス吸収液を用いている場合に、再生塔にて再生されたガス吸収液や塔頂液を冷却するためのクーラーなどを構成し、ＮＧ液化装置内で取り扱われる流体の冷却を行うための多数の空冷式熱交換器（ＡＣＨＥ：Air-Cooled Heat Exchanger）４１が設けられている。
　さらに液化処理ブロック１５には、冷却されたＮＧから分離された液体（液体重質分）から、エタンを分離するデエタナイザと、エタン分離後の液体からプロパンを分離するデプロパナイザと、プロパン分離後の液体からブタンを分離し、常温で液体のコンデンセートを得るデブタナイザとを含む精留ブロック１５１が併設されている。デエタナイザ、デプロパナイザ、デブタナイザは、それぞれ各成分の精留を行う精留塔、各精留塔内の液体を加熱するリボイラー、及びこれらの付帯設備などの機器群を備えている。精留ブロック１５１は、本実施の形態の重質分除去部に相当する。
　貯蔵タンク１６には、液化処理ブロック１５にて液化、過冷却された後の液化天然ガス（ＬＮＧ）が送液され、貯蔵される。貯蔵タンク１６に貯蔵されたＬＮＧは、不図示のＬＮＧポンプによって送液され、ＬＮＧタンカーやパイプラインへと出荷される。
　ここで一般に、ＮＧ液化装置においては、ＮＧが液化される前の前処理に係る各処理ブロック（気液分離ブロック１１、水銀除去ブロック１２、酸性ガス除去ブロック１３、水分除去ブロック１４、精留ブロック１５１）をホットエンド（Hot End：ＨＥ）と呼び、ＮＧを冷却、液化してＬＮＧを得る液化処理ブロック１５（各冷媒圧縮機２１を含む）をコールドエンド（Cold End：ＣＥ）と呼んで、これらの処理ブロックを分類分けする場合がある。
　ＨＥを構成する各処理ブロックは、本例の前処理部に相当し、各処理ブロックに設けられている機器群（以下、「ＨＥ側機器群」ともいう）は、前処理部機器群に相当している。またＣＥを構成する液化処理ブロック１５は、本例の液化処理部に相当し、当該液化処理ブロック１５に設けられている機器群（以下、「ＣＥ側機器群」ともいう）は、液化処理部機器群に相当している。
　以上に構成例を説明したＮＧ液化装置は、既述のように、当該ＮＧ液化装置に設けられる機器群がＨＥ側機器群とＣＥ側機器群とにブロック分けされ、ブロック分けされた機器群を共通の架構内に組み込んで構成された複数のＮＧ液化装置用モジュールを備えている。　
　以下、図２～４も参照しながらＮＧ液化装置用モジュールの具体的構成について説明する。
　図２の平面図に示すように本例のＮＧ液化装置は、各々、複数のＨＥモジュール３ａと、ＣＥモジュール３ｂとを前後２列に並べ、ＣＥモジュール３ｂが並べられた列の両脇に、ＭＲ圧縮機やＣ３圧縮機である冷媒圧縮機２１を配置した構成となっている。本ＮＧ液化装置において、ＨＥモジュール３ａは「天然ガス液化装置用モジュール」に相当し、ＣＥモジュール３ｂは「他の天然ガス液化装置用モジュール」に相当している。　
　なお、図２～４に係る説明では、各図中に示したＹ軸方向に沿って、ＨＥモジュール３ａの列の配置側を手前側、ＣＥモジュール３ｂの列の配置側を奥手側とも呼ぶ。
　図３に示すように、各ＨＥモジュール３ａは、架構３０内に、ＨＥ側の処理ブロック（気液分離ブロック１１、水銀除去ブロック１２、酸性ガス除去ブロック１３、水分除去ブロック１４、精留ブロック１５１）を構成するＨＥ側機器群を配置した構造となっている。さらに、本例のＨＥモジュール３ａは、ＨＥ側機器群が配置されている架構３０と共通の架構３０の上面側に、複数のＡＣＨＥ４１からなる、空冷式熱交換器（ＡＣＨＥ）群４が配置されている。
　一方で各ＣＥモジュール３ｂは、架構３０内に、ＣＥ側の液化処理ブロック１５を構成するＣＥ側機器群を配置した構造となっているが、当該架構３０の上面にはＡＣＨＥ群４は設けられていない。　
　このように、本例のＮＧ液化装置は、ＡＣＨＥ群４と共通の架構３０に設けられる機器をＨＥ側機器群に限定してＨＥモジュール３ａを構成した点に特徴を有する。以下、このような限定を設けた理由について説明する。
　図４は、従来のＮＧ液化装置の構成例を示している。同図には、ＮＧ液化装置を構成する、機器群をＨＥ側機器群と、ＣＥ側機器群と、ＡＣＨＥ群４とに分類分けし、各々、異なる架構３０に配置した例を示している。即ち、ＨＥモジュール３ａ’の架構３０内にはＨＥ側機器群のみが配置され、ＣＥモジュール３ｂの架構３０内にはＣＥ側機器群のみが配置されている。またＡＣＨＥモジュール３ｃの架構３０の上面には、ＡＣＨＥ群４のみが配置されている。
　図４に示すＮＧ液化装置のように、ＨＥモジュール３ａ’、ＣＥモジュール３ｂ、ＡＣＨＥモジュール３ｃが分離されていると、ＮＧ液化装置を構成するモジュール数が多くなってしまう。このため、モジュール３ａ’、３ｂ、３ｃの据え付け現場において、これらのモジュール３ａ’、３ｂ、３ｃ間を繋ぐ取り合い配管の設置や電気ケーブルの繋ぎ込み作業のコストが上昇してしまうばかりでなく、これらの工事に要する工数の低減も困難となる。
　このような問題点に対し、図４に示した各モジュール３ａ’３ｂ、３ｃについて、共通の架構３０内に、より多くの機器を組み込んで、複数のモジュール３ａ’３ｂ、３ｃを統合することができれば、モジュール数を低減することが可能となり、上述の問題の解決にもつながる。　
　また、各モジュール３ａ’３ｂ、３ｃの配置位置の間に形成される隙間や架構３０内の未活用空間を低減してよりコンパクトなＮＧ液化装置を構成することもできる。
　一方で、ＡＣＨＥモジュール３ｃの上面に設けられているＡＣＨＥ４１は、ファン（不図示）を回転させて下方側から冷却用の空気を取り込み、チューブ（不図示）内を流れる被冷却流体を冷却した後の空気を上方側へ向けて排出する。　
　このＡＣＨＥモジュール３ｃにおいて、ＡＣＨＥ４１の稼働中にその下方側で可燃性の流体の漏洩などが発生すると、可燃物の成分を含む空気が吸い上げられ、ＡＣＨＥ４１を介して、ＮＧ液化装置の設置領域内に四散してしまうおそれもある。また、極低温の液体が流出した場合には、架構３０などを構成する鉄骨構造物が低温脆化などの損傷を受けるおそれがあり、ＡＣＨＥ４１によって当該極低温物質が四散すると、損傷範囲が広がるおそれもある。
　ここで図４に示すように、従来のＡＣＨＥモジュール３ｃにおけるＡＣＨＥ群４の下方側の空間は、ＡＣＨＥ４１にて冷却される被冷却流体や、その他、ＨＥモジュール３ａ’やＣＥモジュール３ｂの各種処理ブロック（気液分離ブロック１１、水銀除去ブロック１２、酸性ガス除去ブロック１３、水分除去ブロック１４、液化処理ブロック１５、精留ブロック１５１）間で受け渡される流体が流れる多数の配管４２を配置したパイプラックとなっている。　
　配管４２は、フランジ部などの漏洩可能性のある箇所を最小限にすることで、流体の漏洩の可能性は局所的な範囲に抑えることができる。
　一方、ＨＥモジュール３ａ’やＣＥモジュール３ｂに配置されているＨＥ側機器群やＣＥ側機器群には、配管などと比較して容積が大きい機器も含まれている。このため、漏洩発生時にこれらの機器への流体の供給を停止しても、より大規模の流出が発生してしまうおそれがある。
　このように、図４に示すモジュール３ａ’３ｂ、３ｃのさらなる統合は、統合の実施に伴う影響を正確に把握しつつ、十分な安全性を確保した状態で実施する必要がある。
　そこで本例のＮＧ液化装置においては、ＨＥ側機器群やＣＥ側機器群に含まれる機器のうち、可燃性の液体（Combustible Liquid）、可燃性の液体のうち比較的、引火点が低い引火性の液体（Flammable Liquid）、ＬＮＧ／ＬＰＧ（liquefied petroleum gas）を取り扱う機器をリストアップした。　
　特にＮＧ液化装置内で取り扱われる液体は、可燃性や引火性を有するばかりでなく、気化によって容積が増大するものも多いことから、ＡＣＨＥ４１の下方側におけるこれらの液体の取り扱いには、十分留意をする必要がある。
　上記の観点で図２～４には、ＨＥ側機器群やＣＥ側機器群に含まれる機器のうち、可燃性液体、引火性液体やＬＮＧ／ＬＰＧを取り扱う機器（取扱機器６２、７２）を斜線のハッチを付してある。また、これらの物質を取り扱わない機器（非取扱機器６１、７１）は、白抜きの状態で記してある。
　図４に模式的に示すように、ＣＥモジュール３ｂに配置されるＣＥ側機器群の多くは取扱機器７２であり、モジュール内におけるそれらの機器の占有率が高い一方、非取扱機器７１の占有率は比較的低い。　
　これに対してＨＥモジュール３ａ’に配置されるＨＥ側機器群は、ＣＥ側機器群と比較して、取扱機器６２のモジュール内におけるそれらの機器の占有率が低い一方、非取扱機器６１の占有率が高い。
　このようなＨＥ側機器群、ＣＥ側機器群の特徴に着目し、図２、３に示すように、本例のＮＧ液化装置は、上面側にＡＣＨＥ群４が配置された架構３０内にＨＥ側機器群に限定して機器を設けたＨＥモジュール３ａと、従来通り、ＡＣＨＥ群４が設けられていない架構３０内にＣＥ側機器群を配置したＣＥモジュール３ｂとを組み合わせて構成されている。
　一方で、既述のようにＨＥ側機器群には、可燃性液体、引火性液体やＬＮＧ／ＬＰＧを取り扱う取扱機器６２も含まれているために、本例のＨＥモジュール３ａはこれら取扱機器６２の存在に配慮したモジュールの統合を行っている。　
　以下、本例のＨＥモジュール３ａ（以下、複合ＨＥモジュール３ａともよぶ）の詳細な構成について説明する。
　図２、３に示すように、複合ＨＥモジュール３ａは、平面形状が矩形の架構３０を備えている。架構３０は、コンクリートや合成樹脂などの耐火材や、極低温の液体から保護する耐冷材（耐火能力も有する）で必要な箇所を覆った鉄骨製の骨組み構造体である。
　架構３０の上面には多数のＡＣＨＥ４１を含むＡＣＨＥ群４が配置されている。本例の複合ＨＥモジュール３ａにおいて、架構３０の上面には、前後方向に複数台並べたＡＣＨＥ４１の列を、架構３０の幅方向に複数列（図示の便宜上、図２には３列の例を示してある）設けることによりＡＣＨＥ群４の配置領域を構成している。本例の複合ＨＥモジュール３ａにおいて、架構３０の上面には、前記ＡＣＨＥ群４の配置領域が、間隔を開けて前後に２つ配置されている。　
　これら各ＡＣＨＥ群４の配置領域の下方側の空間は、多数の配管４２が配置されたパイプラックとなっている点については、図４に示す従来のＡＣＨＥモジュール３ｃと同様である。
　また図２、３に示すように、本例の複合ＨＥモジュール３ａにおいて、各架構３０は、ＡＣＨＥ群４の配置領域の前方側まで延伸されるように設けられている。そして、当該延伸された架構３０内と、ＡＣＨＥ群４の下方側の空間とにＨＥ側機器群を配置している点が、従来のＨＥモジュール３ａ’、ＡＣＨＥモジュール３ｃと異なる。
　このように、ＡＣＨＥ群４の下方側の空間をＨＥ側機器群を配置する空間として活用することにより、図４に示すＨＥモジュール３ａ’とＡＣＨＥモジュール３ｃとの合計の容積と比較して、図３に示す統合後の複合ＨＥモジュール３ａの容積を低減することもできる。
　ここで図２においては、ＡＣＨＥ群４の下方側の機器の配置を分かりやすく表すため、これらの機器の上方側に位置するＡＣＨＥ群４の一部を切り欠いて示してある。　
　また以下の説明では、架構３０の上面にＡＣＨＥ群４が配置された領域を配置領域Ａ１、当該上面にＡＣＨＥ群４が配置されていない領域を非配置領域Ａ２ともいう（図３参照）。
　複合ＨＥモジュール３ａの基本的な設計方針として、ＨＥ側機器群を構成する各機器のうち、取扱機器６２は非配置領域Ａ２内に優先して配置する（図２、３の取扱機器６２ｂ）。　
　例えば図４に示すＨＥモジュール３ａ’には、ＡＣＨＥモジュール３ｃに隣接する位置に取扱機器６２ｂが配置されていると共に、ＡＣＨＥ４１の下方側には当該取扱機器６２ｂを配置することが可能な空間が存在する。このとき、ＨＥモジュール３ａ’とＡＣＨＥモジュール３ｃとを統合するのであれば、ＡＣＨＥ４１の下方側に取扱機器６２ｂを配置することが自然であるようにも見える。
　しかしながら、取扱機器６２ｂは、可燃性液体、引火性液体やＬＮＧ／ＬＰＧを取り扱うところ、これらの流体の漏洩が発生した場合であってもＡＣＨＥ４１の影響を受けにくい非配置領域Ａ２内に配置することを優先してレイアウト変更が可能か否かを検討する。　
　その結果、図３に示すように取扱機器６２ｂの配置位置を変更することが可能であれば、レイアウト変更を実施し、可能な限り配置領域Ａ１内には非取扱機器６１を配置する（図３の非取扱機器６１ａ）。
　このように、取扱機器６２を非配置領域Ａ２内に優先して配置するように検討を行った場合であっても、配置スペースの都合上、配置領域Ａ１に取扱機器６２を配置せざるを得ない場合もある（図２、３の取扱機器６２ａ）。
　この場合には、配置領域Ａ１に配置される取扱機器６２ａに対して、ガス検知器、スプリンクラー、耐火カバー、及びデプレッシャーラインからなる保安設備グループから選択される少なくとも一つの保安設備を併設することにより、漏洩発生時の早期対応や影響拡大の防止を図る。
　ＮＧ液化装置や石油精製装置などのオイルアンドガスプラントの安全に係る国際設計基準であるＡＰＩ（American Petroleum Institute） Ｐｕｂｌｉｃａｔｉｏｎ ２２１８には、ＡＣＨＥ群４の配置領域Ａ１における耐火被覆の実施範囲を定めている。　
　本例の複合ＨＥモジュール３ａは、配置領域Ａ１には取扱機器６２をできるだけ配置しないレイアウトを検討したうえで、配置領域Ａ１に配置せざるを得ない取扱機器６２ａに対しては、最適な保安設備の設置を行う。これにより、モジュール建造に伴う追加耐火設計費用を最小限に抑えつつ、十分な安全性が確保された複合ＨＥモジュール３ａを得ることができる。
　また、ＮＧ液化装置から見てＬＮＧの払い出し先がＨＥの配置領域側に存在する場合などには、ＬＮＧの払い出すための機器（例えばＬＮＧの温度調節用のエンドフラッシュドラムなど）は、ＣＥ側機器群に含まれるものであっても複合ＨＥモジュール３ａ内に配置せざるを得ないこともある。　
　この場合には、上述のＨＥ側機器群の取扱機器６２ａ、６２ｂと同様の考え方に基づき、まずは配置領域Ａ１には取扱機器７２をできるだけ配置しないレイアウトを検討したうえで、配置領域Ａ１に配置せざるを得ない取扱機器７２ａに対しては、既述の保安設備の併設を行う（図２の取扱機器７２ｂ、７２ａ）。
　以上の考え方に基づき、ＨＥ側の処理ブロックである気液分離ブロック１１、水銀除去ブロック１２、酸性ガス除去ブロック１３、水分除去ブロック１４、精留ブロック１５１の複合ＨＥモジュール３ａ、及び必要に応じてＬＮＧの払い出し用の取扱機器７２を含む複数の複合ＨＥモジュール３ａを建造する。このとき、各処理ブロック１１、１２、１３、１４、１５１を複数の複合ＨＥモジュール３ａに分けてもよいし、１つの複合ＨＥモジュール３ａ内に複数の処理ブロック１１、１２、１３、１４、１５１を設けてもよい。　
　また複合ＨＥモジュール３ａ以外については、架構３０内にＣＥ側機器群を配置した、従来と同様の構成のＣＥモジュール３ｂや、ＭＲ圧縮機やＣ３圧縮機である冷媒圧縮機２１を建造する。
　図２に示すＮＧ液化装置の例では、複数の複合ＨＥモジュール３ａはＡＣＨＥ群４の配置領域Ａ１を同じ方向へ向け、横方向に１列に配置されている。　
　そして、ＣＥ側機器群を含む複数のＣＥモジュール３ｂは、ＡＣＨＥ群４の配置領域Ａ１が横方向に並んだ領域を挟んで、複合ＨＥモジュール３ａの列の後方側に１列に並べて配置されている。そして、Ｃ３圧縮機及びＭＲ圧縮機の冷媒圧縮機２１が、当該ＣＥモジュール３ｂの列を挟んで左右に配置されることにより、本例のＮＧ液化装置が構成されている。　
　なお、既述のように複合ＨＥモジュール３ａ、ＣＥモジュール３ｂ、冷媒圧縮機２１間は、取り合い配管などによって互いに接続されるが、図２においては当該配管の記載は省略してある。
　本実施の形態に係る複合ＨＥモジュール３ａによれば、以下の効果がある。ＮＧ液化装置を構成する機器群のうち、可燃性液体、引火性液体やＬＮＧ／ＬＰＧを取り扱う機器（取扱機器６２）の占有率が低い、ＨＥ側機器群とＡＣＨＥ群４とを共通の架構３０内に配置して複合ＨＥモジュール３ａを構成する。この結果、上述の液体の取扱い機器の占有率が高い天然ガスの液化用のＣＥ側機器群と比較して、ＡＰＩ２２１８に準拠した、追加耐火費用を最小限に抑えつつ、集積度の高い複合ＨＥモジュール３ａを構成することができる。　
　この結果、モジュール据え付け現場において、より現場作業工程の少ない複合ＨＥモジュール３ａとＣＥモジュール３ｂの設計を実現させ、初期投資費用を最小限に抑えたＮＧ液化装置を構成することができる。
　ここで、ＮＧ液化装置の構成は図１の例に限定されるものではなく、必要に応じてＨＥ側の処理ブロックの一部の設置を省略してもよいし、他の目的の処理ブロックを設けてもよい。
Ａ１　　　　配置領域
Ａ２　　　　非配置領域
１１　　　　気液分離ブロック
１２　　　　水銀除去ブロック
１３　　　　酸性ガス除去ブロック
１４　　　　水分除去ブロック
１５　　　　液化処理ブロック
１５１　　　精留ブロック
３ａ、　　　複合ＨＥ（Hot End）モジュール
３ａ’　　　従来ＨＥ（Hot End）モジュール
３ｂ　　　　ＣＥ（Cold End）モジュール
３０　　　　架構
４　　　　　ＡＣＨＥ群
６１、７１　非取扱機器
６２、７２　取扱機器

 

Claims (7)

  1. 　天然ガス液化装置を構成するための天然ガス液化装置用モジュールにおいて、
    　架構と、
    　前記架構の上面に並べて配置され、前記天然ガス液化装置内で取り扱われる流体の冷却を行うための空冷式熱交換器群と、
    　前記架構内にて、前記空冷式熱交換器群の配置高さよりも下方側に配置されると共に、前記天然ガス液化装置の一部を構成する他の機器群と、を備え、
    　前記天然ガス液化装置を構成する機器群を、液化される前の天然ガスの前処理を行う前処理部に設けられる前処理部機器群と、前記前処理部にて処理された後の天然ガスを液化する処理に係る液化処理部に設けられる液化処理部機器群と、に分類分けしたとき、前記他の機器群は、前記前処理部機器群によって構成されていることを特徴とする天然ガス液化装置用モジュール。
  2. 　前記架構は、その上面に前記空冷式熱交換器群が配置された配置領域と、当該上面に前記空冷式熱交換器群が配置されていない非配置領域とに区分けされていることと、
    　前記配置領域側の架構内には、前記他の機器群に含まれる機器のうち、可燃性液体、引火性液体、液化天然ガス、及び液化石油ガスからなる液体グループから選択される液体を取り扱わない非取扱機器のみが設けられ、残る機器が前記非配置領域側の架構内に設けられていることと、を特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置用モジュール。
  3. 　前記架構は、その上面に前記空冷式熱交換器群が配置された配置領域と、当該上面に前記空冷式熱交換器群が配置されていない非配置領域とに区分けされていることと、
    　前記他の機器群に含まれる機器のうち、可燃性液体、引火性液体、液化天然ガス、及び液化石油ガスからなる液体グループから選択される液体を取り扱う取扱機器が前記配置領域側の架構内に設けてられていることと、
    　前記配置領域側の架構内に設けられた前記取扱機器には、ガス検知器、スプリンクラー、耐火カバー、及びデプレッシャーラインからなる保安設備グループから選択される少なくとも一つの保安設備が併設されていることと、を特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置。
  4. 　前記架構は、その上面に前記空冷式熱交換器群が配置された配置領域と、当該上面に前記空冷式熱交換器群が配置されていない非配置領域とに区分けされていることと、
    　前記架構内に配置される他の機器群が、前記前処理部機器群に加えて、または前処理部機器群に替えて前記液化処理部機器群に含まれる機器を含み、当該液化処理部機器群に含まれる機器は、前記非配置領域側の架構内に設けられていることと、を特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置用モジュール。
  5. 　前記液化処理部機器群に含まれる機器は、液化天然ガスを天然ガス液化装置から払い出すための機器であることを特徴とする請求項４に記載の天然ガス液化装置用モジュール。
  6. 　前記前処理部は、天然ガスに含まれる液体分を分離するための気液分離部、天然ガスに含まれる水銀を除去するための水銀除去部、天然ガスに含まれる酸性ガスを除去するための酸性ガス除去部、天然ガスに含まれる水分を除去するための水分除去部、天然ガスに含まれる重質分を除去するための重質分除去部からなる前処理部グループから選択される少なくとも一つの前処理部を含むことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置用モジュール。
  7. 　請求項１ないし６のいずれか一つに記載の複数の天然ガス液化装置用モジュールと、
    　架構内に、前記液化処理部機器群が設けられた他の天然ガス液化装置用モジュールと、を含むことを特徴とする天然ガス液化装置。

     
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