JP2011046969A - Method for adjusting calorific value of sending fuel gas, device for adjusting calorific value - Google Patents
Method for adjusting calorific value of sending fuel gas, device for adjusting calorific value Download PDFInfo
- Publication number
- JP2011046969A JP2011046969A JP2010275174A JP2010275174A JP2011046969A JP 2011046969 A JP2011046969 A JP 2011046969A JP 2010275174 A JP2010275174 A JP 2010275174A JP 2010275174 A JP2010275174 A JP 2010275174A JP 2011046969 A JP2011046969 A JP 2011046969A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- fuel gas
- calorific value
- lng
- delivery
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 206
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 73
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 73
- 238000002336 sorption--desorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 62
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 27
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 claims description 25
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims description 19
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 136
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 58
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 23
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 19
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 13
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 12
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 10
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 9
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 8
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 7
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 7
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000003205 fragrance Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N iso-pentane Natural products CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000422 nocturnal effect Effects 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 229910001562 pearlite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
本発明は、送出燃料ガスの発熱量調整方法及びそのための装置に関し、より詳しくは、燃料ガスを需要家向けに送出するか、若しくは自家用に使用するに際して、その熱量や燃焼性を調整して送出する燃料ガスの発熱量調整方法及び発熱量調整装置に関する。 The present invention relates to a method for adjusting a calorific value of a fuel gas to be sent and an apparatus therefor, and more specifically, when a fuel gas is sent to a consumer or used for private use, its heat quantity and flammability are adjusted and sent. The present invention relates to a calorific value adjustment method and a calorific value adjustment device for fuel gas.
炭化水素系の燃料ガスとして都市ガスや天然ガスなどがある。このうち、都市ガスは、メタンを主成分とする液化天然ガス（Liquefied Natural Gas、本明細書及び特許請求の範囲中、適宜「ＬＮＧ」と略称する）の気化ガスに、発熱量や燃焼性を調整するために、エタン、プロパン、ブタンなどの重質炭化水素ガスを主成分とする液化石油ガス（Liquefied Petroleum Gas、本明細書及び特許請求の範囲中、適宜「ＬＰＧ」と略称する）が添加されている。例えば１３Ａといわれる都市ガスの組成は、一例としてメタン＝８７．８％（容量％、以下同じ）、エタン＝５．９％、プロパン、ブタン等＝６．３％であり、このほかＤＭＳ等の付臭剤が数ｖｏｌｐｐｍレベル添加されている。都市ガスは、その製造工場からパイプライン、すなわち基幹パイプラインを経由して、都市ガス導管網の供給ラインを通して工業用や家庭用の燃料として供給されている。 There are city gas and natural gas as hydrocarbon fuel gas. Among them, city gas has a calorific value and a combustibility to a vaporized gas of liquefied natural gas mainly composed of methane (Liquefied Natural Gas, abbreviated as “LNG” in the present specification and claims). To adjust, liquefied petroleum gas (Liquefied Petroleum Gas, which is abbreviated as “LPG” in the present specification and claims as appropriate) mainly composed of heavy hydrocarbon gas such as ethane, propane and butane is added. Has been. For example, the composition of city gas called 13A is, for example, methane = 87.8% (volume%, the same applies hereinafter), ethane = 5.9%, propane, butane, etc. = 6.3%. A few volppm level of odorant is added. City gas is supplied as industrial and household fuel from the manufacturing plant via a pipeline, that is, a main pipeline, through a supply line of a city gas pipeline network.
ところで、近年、ガス料金の低廉化への要請が高まり、高価なＬＰＧを添加せずにガス送出を行う未熱調送出の可能性、すなわち都市ガスを発熱量や燃焼性を調整せずに送出することが検討されている。この場合でも、ＬＮＧボイルオフガス若しくはＬＮＧボイルオフガス比率の高いＬＮＧ気化ガスは、発熱量、燃焼性が低く、所定の燃焼性、発熱量の範囲を逸脱するため、発熱量調整を行って送出する必要がある。また、産地によってはＬＮＧの発熱量、燃焼性自体が低く、発熱量調整が必要となる場合もある。 By the way, in recent years, there has been an increasing demand for lower gas prices, and there is a possibility of non-heat-controlled delivery that delivers gas without adding expensive LPG, that is, city gas is delivered without adjusting the calorific value or combustibility. To be considered. Even in this case, the LNG boil-off gas or the LNG vaporized gas having a high LNG boil-off gas ratio has a low calorific value and combustibility, and deviates from the predetermined combustibility and calorific value range. There is. Also, depending on the production area, the amount of heat generated by LNG and the combustibility itself are low, and it may be necessary to adjust the amount of heat generated.
ここで、所定の燃焼性、発熱量の範囲とは、所定の燃焼機関やガス機器が良好に燃焼可能な範囲のことをいう。例えば、ガス事業においては、送出ガスの発熱量、燃焼性に変動があってもガス燃焼機器が良好に燃焼できる範囲を互換域と呼び、互換域は使用する原料やガス送出設備等により複数存在する。また、ガス事業法によれば所定のガスグループの範囲内のガスを供給しなければならない。さらには、ガスグループの範囲内においてガス事業者が自主的に送出ガスの燃焼性、発熱量を管理していることもある。 Here, the range of predetermined combustibility and calorific value refers to a range in which a predetermined combustion engine or gas equipment can be combusted satisfactorily. For example, in the gas business, the range in which gas combustion equipment can burn well even if the calorific value and combustibility of the delivery gas fluctuate is called the interchangeable area, and there are multiple compatible areas depending on the raw materials used, gas delivery equipment, etc. To do. In addition, according to the Gas Business Law, gas within a predetermined gas group must be supplied. Furthermore, the gas company may voluntarily manage the combustibility and heat generation amount of the delivery gas within the scope of the gas group.
従来技術では、発熱量や燃焼性を調整しない未熱調の送出となった場合でも、送出燃料ガスの発熱量が所定の発熱量範囲以下となった場合には、ＬＮＧよりも高価なＬＰＧを添加し、送出ガスの発熱量を高める必要があり、そのため送出燃料ガスの原料費が大幅に上昇する。また、ＬＮＧ関連の設備に加えて、発熱量調整用のＬＰＧ関連の設備をＬＮＧ関連の設備とは別個独立に、少なくとも一系統保有する必要があり、そうすると高額な設備投資費や設備維持管理費に加え、ＬＰＧ系統のオペレーション要員、保安要員の確保も必要となる。 In the conventional technology, even when the heat generation amount and the combustibility are not adjusted and the heat generation amount is not adjusted, when the heat generation amount of the delivery fuel gas falls below the predetermined heat generation amount range, LPG that is more expensive than LNG is used. It is necessary to add and increase the calorific value of the delivery gas, which greatly increases the raw material cost of the delivery fuel gas. In addition to LNG-related equipment, it is necessary to own at least one LPG-related equipment for adjusting the amount of generated heat separately from the LNG-related equipment. In addition, it is necessary to secure LPG system operation and security personnel.
さらに、従来技術では、ＬＰＧをスチーム等の熱源で加熱してＬＮＧの気化ガスに添加している。このため、熱源関連の諸費用、例えばスチーム使用の場合、スチームを発生、製造するためのボイラー、水処理設備関連の諸費用が必要となる。加えて、現状技術では、送出ガスの発熱量が一定値以上となったときに、その発熱量を低下させることはできず、オーバースペックつまり所定の発熱量以上の燃料ガスを送出することになってしまう。このほか、発熱量調整を必要としない範囲内であっても、送出ガス中のＬＮＧボイルオフガス比率やＬＮＧ産地の違いに起因して送出ガスの発熱量変動が生じ、その送出ガスを利用する燃焼機関等に影響を与えることがある。この場合も、従来技術ではＬＰＧ添加による発熱量調整を行った後に送出することになる。 Furthermore, in the prior art, LPG is heated with a heat source such as steam and added to the vaporized gas of LNG. For this reason, in the case of using steam, for example, when using steam, boilers for generating and producing steam and various costs related to water treatment facilities are required. In addition, in the state of the art, when the calorific value of the delivery gas exceeds a certain value, the calorific value cannot be reduced, and over-specification, that is, fuel gas exceeding a predetermined calorific value is delivered. End up. In addition, even within the range that does not require adjustment of the calorific value, the calorific value fluctuation of the delivery gas occurs due to the difference in the LNG boil-off gas ratio in the delivery gas and the LNG production area, and combustion using the delivery gas May affect the organization. Also in this case, in the prior art, the heat is adjusted after the addition of LPG and then sent out.
次に、天然ガスについては、天然ガスは、メタンを主成分とするが、その産地等の如何により、特に石油系天然ガスや構造性天然ガスでは、メタンより重質のエタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素ガスが含まれている。天然ガスの組成は、一例としてメタン＝９０．３８％（ｍｏｌ％、以下同じ）、エタン＝４．５５％、プロパン＝３．３１％、ｉ−ブタン＝０．７３％、ｎ−ブタン＝０．９４％、ｉ−ペンタン＝０．０３％、ｎ−ペンタン＝０．０１％、窒素等＝０．０５％である。 As for natural gas, natural gas is mainly composed of methane, but ethane, propane, butane, etc., which are heavier than methane, especially in petroleum-based natural gas and structural natural gas, depending on the production area, etc. Of hydrocarbon gas. As an example, the composition of natural gas is methane = 90.38% (mol%, hereinafter the same), ethane = 4.55%, propane = 3.31%, i-butane = 0.73%, n-butane = 0 94%, i-pentane = 0.03%, n-pentane = 0.01%, nitrogen, etc. = 0.05%.
天然ガスを需要家に供給する場合、ガス導管が敷設されていない地域の大口需要家に対しては、小規模なガス送出拠点（以下、サテライト基地という）を設置してガス送出を行っている。サテライト基地には、その設置目的に対応して、ガス送出に必要なＬＮＧ貯槽、ＬＮＧ気化器、その他防災設備等が設置されている。図１はその態様を説明する図である。図１のとおり、港湾等のＬＮＧ受入基地からタンクローリー車等の輸送手段で輸送されたＬＮＧはサテライト基地のＬＮＧ貯槽に貯蔵され、ＬＮＧ貯槽に貯蔵されたＬＮＧは気化器で気化してガスエンジンその他、各種ガス燃焼機器に供給されて消費される。 When supplying natural gas to customers, small-scale gas delivery bases (hereinafter referred to as satellite bases) are installed to deliver gas to large customers in areas where gas conduits are not installed. . In the satellite base, LNG storage tanks, LNG vaporizers, and other disaster prevention equipment necessary for gas delivery are installed according to the installation purpose. FIG. 1 is a diagram for explaining the mode. As shown in Fig. 1, LNG transported from a LNG receiving terminal such as a port by means of transportation such as a tank truck is stored in the LNG storage tank of the satellite base, and the LNG stored in the LNG storage tank is vaporized by a vaporizer and is used as a gas engine, etc. It is supplied to various gas combustion equipment and consumed.
ここで、サテライト基地のＬＮＧ貯槽と港湾等にあるＬＮＧ受入基地の大規模のＬＮＧ貯槽とは規模、仕様が異なる。サテライト基地のＬＮＧ貯槽は、受入基地の貯槽に比べて高圧の仕様で設計されており、一般的には、断熱外層にパーライト等の断熱材を充填し、これを常圧若しくは真空状態に保持する常温断熱の縦置円筒形の貯槽が使用されている。サテライト基地の当該ＬＮＧ貯槽には、加圧蒸発器が隣接配置され、これによりＬＮＧ貯槽の圧力を概ね０．３〜０．９ＭＰａＧの範囲で制御しており、ＬＮＧ受入基地の貯槽運転管理圧（１０ｋＰａＧ）に比べて圧力が高い。 Here, the LNG storage tank at the satellite base and the large-scale LNG storage tank at the LNG receiving terminal at the port or the like are different in scale and specifications. The LNG storage tank at the satellite base is designed with a higher pressure than the storage tank at the receiving base. Generally, a heat insulating outer layer is filled with a heat insulating material such as pearlite, and this is maintained at normal pressure or in a vacuum state. A vertical cylindrical storage tank with room temperature insulation is used. A pressure evaporator is disposed adjacent to the LNG storage tank at the satellite base, thereby controlling the pressure of the LNG storage tank in a range of approximately 0.3 to 0.9 MPaG. The pressure is higher than 10 kPaG).
前述のとおり、ＬＮＧは、その受入基地からのＬＮＧを専用のタンクローリー（自動車）やタンクコンテナー（鉄道）等にて運搬され、サテライト基地のＬＮＧ貯槽に受け入れられる。その際、上述のとおりＬＮＧ貯槽の運転圧力が高いことから、その受け入れ後、ＬＮＧ貯槽内のＬＮＧは過冷却の状態で保持されることになり、ＬＮＧ貯槽への侵入熱により、飽和温度に達するまでに十分な時間が確保されるため、サテライト基地ではボイルオフガスの発生は無視することができる。 As described above, the LNG is transported from the receiving base by a dedicated tank lorry (automobile), tank container (railway), etc., and received in the LNG storage tank of the satellite base. At that time, since the operating pressure of the LNG storage tank is high as described above, after receiving the LNG, the LNG in the LNG storage tank is held in a supercooled state, and reaches the saturation temperature due to intrusion heat into the LNG storage tank. Since enough time is secured, the occurrence of boil-off gas can be ignored at the satellite station.
ところで、サテライト基地のＬＮＧ貯槽に続き配置する気化器としては、空温式（エアフィン付き）の簡易な気化器が多用されている。図２はその液化天然ガス用のエアフィン付き空温式気化器の一例を示す図である。図２のとおり、伝熱フィンを付けた複数の伝熱管が配置され、それぞれ上下のヘッダー管に連結され、ＬＮＧを伝熱管中の下部から通すことで伝熱管外周の空気により蒸発させる。その蒸発は伝熱フィンにより促進される。 By the way, as a vaporizer disposed following the LNG storage tank of the satellite base, a simple air vaporizer (with air fins) is frequently used. FIG. 2 is a diagram showing an example of an air temperature type vaporizer with air fins for the liquefied natural gas. As shown in FIG. 2, a plurality of heat transfer tubes with heat transfer fins are arranged and connected to the upper and lower header tubes, respectively, and LNG is evaporated by the air around the heat transfer tubes by passing through the lower portion of the heat transfer tubes. The evaporation is facilitated by heat transfer fins.
しかし、このようなエアフィン付き空温式気化器では、伝熱フィンへの着氷による出温低下により連続運転ができない。このため、通常、必要能力に対して１５０％以上の気化器台数を確保するのが一般的である。気化器は、適切な運転時間と解氷時間を設定し、一定時間毎に複数の気化器を順次切り替える運転を行っている。しかし、気化器の起動時には、少なからず出ガス（つまり需要家への供給ガス）の熱量変動、特に熱量上昇が生じる。 However, such air temperature type vaporizer with air fins cannot be operated continuously due to a decrease in temperature due to icing on the heat transfer fins. For this reason, it is common to ensure the number of vaporizers of 150% or more with respect to the required capacity. The carburetor sets an appropriate operation time and defrosting time, and performs an operation of sequentially switching a plurality of carburetors at regular intervals. However, when the carburetor is started, there is a considerable change in the amount of heat of the outgas (that is, the gas supplied to the customer), in particular, an increase in the amount of heat.
すなわち、天然ガスには、主成分であるメタンのほか、エタン、プロパン、ブタンなどの炭化水素ガスが含まれている。これに起因して、気化器では軽質のメタンやエタンが早めに蒸発するのに対して、重質のプロパンやブタンの蒸発が遅れ、その停止時にそれら重質成分が気化器の伝熱管内やその上流側の導管内に滞留し、これに起因して起動時に高い熱量の供給ガスが一定時間発生する。このような熱量変動は、多くの燃焼機器では問題とならないことが多いが、ガスエンジンなどのコージェネレーション機器では問題となる。 That is, the natural gas contains methane, which is the main component, and hydrocarbon gases such as ethane, propane, and butane. As a result, while light methane and ethane evaporate early in the vaporizer, the evaporation of heavy propane and butane is delayed, and when the vaporization stops, these heavy components are contained in the heat transfer tubes of the vaporizer and The gas stays in the upstream conduit, and as a result, a high amount of heat supply gas is generated for a certain period of time at the time of startup. Such a change in heat quantity is not a problem in many combustion devices, but is a problem in a cogeneration device such as a gas engine.
このため、現状では、気化器の下流に大容量のクッションタンクを設けて、熱量変動を緩和する措置が採られている。複数台の気化器のうちの一つを起動する分には、運転中気化器の出ガスによる希釈効果が得られるため熱量変動が緩和されるが、イニシアルスタート、すなわちガス供給量ゼロの状態からの気化器の立ち上げ時は、その熱量変動は極めて大きく、重質成分による熱量上昇により、需要家が使用している燃焼機器の種類、特にガスエンジンなどでは機器の運転に悪影響を与えるガスとなる場合がある。 For this reason, at present, measures are taken to alleviate heat fluctuation by providing a large-capacity cushion tank downstream of the vaporizer. When one of the multiple carburetors is started, the effect of dilution by the gas emitted from the carburetor is obtained during operation, so the fluctuation of heat is alleviated, but from the initial start, that is, when the gas supply amount is zero. When the carburetor is started up, its calorific value fluctuates greatly, and the type of combustion equipment used by consumers, especially gas engines, has a negative effect on equipment operation due to the rise in heat quantity due to heavy components. There is a case.
前述のとおり、熱量上昇は、ＬＮＧに含まれている重質成分のうち主にプロパン、ブタンが、気化器若しくはその上流の一部導管内に滞留することによって引き起こされる。気化器の起動−停止は、気化器の上流部にある遮断弁の開閉によって行われ、その開閉は一般に遠隔操作が可能である。気化器の停止時は、この遮断弁を閉めて対応するものの、当該遮断弁から気化器に至る導管内にはＬＮＧの液が残留することになる。 As described above, the heat increase is caused mainly by propane or butane among the heavy components contained in LNG staying in the vaporizer or a partial conduit upstream thereof. The start-stop of the carburetor is performed by opening and closing a shut-off valve located upstream of the carburetor, and the opening and closing thereof is generally remotely operable. When the carburetor is stopped, this shut-off valve is closed to cope with it, but LNG liquid remains in the conduit from the shut-off valve to the vaporizer.
導管内に残存したＬＮＧは外部からの入熱により気化され、自然に系外に送出されていくが、高沸点成分（プロパンやブタン、特にブタン）は導管内に液の状態で残留する傾向にあり、気化器起動時に遮断弁を開とした時に、導管内に滞留していた重質成分の液がＬＮＧによって押し出されることで、局所的に高い熱量のガスが発生し、熱量上昇が発生する。また、気化器の起動−停止時は、気化器の上流部にある遮断弁に代えて、需要家サイドでのガス燃焼機器との関連で、気化器の下流部に設けられた圧力調整弁の開閉によって行う場合もあるが、この場合にも同様に熱量上昇が生じる。 LNG remaining in the conduit is vaporized by heat input from the outside and is naturally sent out of the system, but high-boiling components (propane and butane, especially butane) tend to remain in the conduit in a liquid state. Yes, when the shut-off valve is opened when the vaporizer is activated, the liquid of the heavy component staying in the conduit is pushed out by LNG, so that a gas with a high calorific value is locally generated, resulting in an increase in the calorific value. . In addition, when starting and stopping the carburetor, instead of the shutoff valve in the upstream part of the carburetor, the pressure regulating valve provided in the downstream part of the carburetor in relation to the gas combustion device on the consumer side. Although it may be performed by opening and closing, in this case as well, an increase in the amount of heat occurs.
本発明は、以上のような要請に応えるとともに、上記のような問題点を解決するためのものである。すなわち、本発明は、燃料ガスを送出するに際して、その発熱量や燃焼性を容易且つ確実に調整して送出する燃料ガスの発熱量調整方法及びそのための装置を提供することを目的とする。 The present invention is to solve the above-described problems as well as to meet the above demands. That is, an object of the present invention is to provide a method for adjusting the calorific value of a fuel gas that is easily and reliably adjusted when the fuel gas is delivered, and an apparatus therefor.
本発明（１）は、送出燃料ガスの発熱量調整方法であって、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させることで送出ガスの発熱量を低め、送出ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させて送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出することを特徴とする送出燃料ガスの発熱量調整方法を提供する。 The present invention (1) is a method for adjusting the calorific value of the delivered fuel gas, and when the calorific value of the delivered fuel gas is high, the LNG vaporized gas or LNG of a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is supplied to the adsorption / desorption tower. The adsorbent adsorbs heavy hydrocarbons to reduce the calorific value of the delivery gas, and when the calorific value of the delivery gas is low, adsorbs and desorbs LNG vaporized gas or LNG from another production area with less heavy hydrocarbons By passing through the tower, desorbing the adsorbed heavy hydrocarbons to increase the calorific value of the delivery gas, the fluctuation of the calorific value of the delivery fuel gas is suppressed, and stable quality fuel gas is delivered. A method for adjusting the calorific value of the delivered fuel gas is provided.
すなわち、本発明（１）は、ＬＮＧ気化ガス及びＬＮＧボイルオフガスからなる送出燃料ガスの発熱量調整方法であって、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させ、該重質炭化水素が除去されたＬＮＧ気化ガスを送出燃料ガスと混合することにより送出ガスの発熱量を低め、送出する燃料ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させ、脱着された重質炭化水素を含むＬＮＧボイルオフガスと送出燃料ガスとを混合することにより送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出することを特徴とする送出燃料ガスの発熱量調整方法である。 That is, the present invention (1) is a method for adjusting the calorific value of a delivery fuel gas comprising LNG vaporized gas and LNG boil-off gas, and when the calorific value of the delivered fuel gas is high, a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons. The LNG vaporized gas or LNG is passed through an adsorption / desorption tower so that heavy hydrocarbons are adsorbed on the adsorbent, and the LNG vaporized gas from which the heavy hydrocarbons have been removed is mixed with the delivery fuel gas to generate a calorific value of the delivery gas. When the calorific value of the fuel gas to be delivered is low, LNG vaporized gas or LNG from another production area with a small amount of heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to desorb the adsorbed heavy hydrocarbons, By mixing the LNG boil-off gas containing the desorbed heavy hydrocarbon and the delivery fuel gas, the heat generation amount of the delivery gas is increased, thereby suppressing fluctuations in the calorific value of the delivery fuel gas. A calorie adjusting method of delivering fuel gas, characterized by sending the quality of the fuel gas.
本発明（２）は、送出燃料ガスの発熱量調整装置であって、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させることで送出ガスの発熱量を低め、送出ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させて送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出するようにしてなることを特徴とする送出燃料ガスの発熱量調整装置を提供する。 The present invention (2) is a calorific value adjustment device for the delivery fuel gas. When the calorific value of the delivery fuel gas is high, the LNG vaporized gas or LNG of a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is supplied to the adsorption / desorption tower. The adsorbent adsorbs heavy hydrocarbons to reduce the calorific value of the delivery gas, and when the calorific value of the delivery gas is low, adsorbs and desorbs LNG vaporized gas or LNG from another production area with less heavy hydrocarbons Through the tower, the adsorbed heavy hydrocarbons are desorbed to increase the calorific value of the delivery gas, thereby suppressing fluctuations in the calorific value of the delivery fuel gas and delivering stable quality fuel gas. There is provided a calorific value adjustment device for a delivery fuel gas characterized in that.
すなわち、本発明（２）は、ＬＮＧ気化ガス及びＬＮＧボイルオフガスからなる送出燃料ガスの発熱量調整装置であって、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させ、該重質炭化水素が除去されたＬＮＧ気化ガスを送出燃料ガスと混合することにより送出ガスの発熱量を低め、送出する燃料ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させ、脱着された重質炭化水素を含むＬＮＧボイルオフガスと送出燃料ガスとを混合することにより送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出するようにしてなることを特徴とする送出燃料ガスの発熱量調整装置である。 That is, the present invention (2) is a calorific value adjustment device for the delivery fuel gas comprising the LNG vaporized gas and the LNG boil-off gas, and when the calorific value of the delivered fuel gas is high, the predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons. The LNG vaporized gas or LNG is passed through an adsorption / desorption tower so that heavy hydrocarbons are adsorbed on the adsorbent, and the LNG vaporized gas from which the heavy hydrocarbons have been removed is mixed with the delivery fuel gas to generate a calorific value of the delivery gas. When the calorific value of the fuel gas to be delivered is low, LNG vaporized gas or LNG from another production area with a small amount of heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to desorb the adsorbed heavy hydrocarbons, By mixing the LNG boil-off gas containing the desorbed heavy hydrocarbon and the delivery fuel gas, the heat generation amount of the delivery gas is increased, thereby suppressing fluctuations in the calorific value of the delivery fuel gas. A calorie adjusting device of delivery fuel gas characterized by being adapted to deliver the quality of the fuel gas.
本発明（１）〜（２）によれば、燃料ガスを送出するに際して、送出する燃料ガスの発熱量が高いときと、送出する燃料ガスの発熱量が低いときに、それぞれ吸脱着塔による吸脱着操作のみで、その発熱量調整を容易且つ確実に実施することができる。その結果、安定した品質の燃料ガスを送出できると同時に、発熱量調整に関わる投資及び費用を大幅に削減できる。 According to the present invention (1) to (2), when the fuel gas is delivered, when the calorific value of the delivered fuel gas is high and when the calorific value of the delivered fuel gas is low, the adsorption / desorption tower respectively absorbs the fuel gas. The calorific value can be easily and reliably adjusted only by the detachment operation. As a result, it is possible to deliver fuel gas of stable quality, and at the same time, it is possible to drastically reduce the investment and cost for adjusting the calorific value.
本明細書において用いている各用語の内容については以下のとおりである。まず、発熱量とは、単位体積当たりの燃料ガス燃焼時に発生する熱量を示し、ガス事業法でいうウォッペ指数（ガスの発熱量をガスの比重の平方根で割った値）を含む意味である。また、燃焼性とは、燃料ガスの燃焼の難易、燃焼状態等を示し、ガス事業法でいう燃焼速度指数を含む意味である。さらに、発熱量調整とは、送出ガス中の重質炭化水素分（本明細書中、重質分または重質成分とも云う）の組成比率を増減することにより行うガス品質の調整を示し、その結果として生じるウォッペ指数及び燃焼速度指数を含む意味である。また、発熱量変動とは、重質炭化水素分の組成比率の増減により生ずるガス品質の変動を示し、その結果として生ずるウォッペ指数及び燃焼速度指数の変動を含む意味である。 The contents of each term used in this specification are as follows. First, the calorific value indicates the amount of heat generated during the combustion of fuel gas per unit volume, and includes the Wappe index (a value obtained by dividing the calorific value of gas by the square root of the specific gravity of gas) in the gas business method. The combustibility indicates the difficulty of combustion of the fuel gas, the combustion state, and the like, and includes the combustion rate index referred to in the gas business method. Furthermore, calorific value adjustment refers to gas quality adjustment performed by increasing or decreasing the composition ratio of heavy hydrocarbon content (also referred to as heavy content or heavy component in this specification) in the delivery gas. It is meant to include the resulting wappe index and burn rate index. Moreover, the calorific value fluctuation indicates a fluctuation in gas quality caused by an increase or decrease in the composition ratio of heavy hydrocarbons, and includes the fluctuations in the resulting Wappe index and combustion rate index.
〈本発明（１）の態様〉
本発明（１）は、需要家若しくは自家用に送出する燃料ガスの発熱量調整方法である。そして、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させることで送出ガスの発熱量を低め、送出ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させて送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出することを特徴とする。これにより、重質炭化水素分の少ないＬＮＧ使用時や送出ガス中のＬＮＧボイルオフガス比率が高い場合でも所定の燃焼性、発熱量の範囲内で燃料ガスを送出できる。
<Aspect of the present invention (1)>
The present invention (1) is a method for adjusting the calorific value of fuel gas delivered to a consumer or private use. When the calorific value of the fuel gas to be sent is high, the LNG vaporized gas or LNG in a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to adsorb the heavy hydrocarbons on the adsorbent, thereby When the calorific value is lowered and the calorific value of the delivery gas is low, LNG vaporized gas or LNG from another production area with less heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to desorb the adsorbed heavy hydrocarbons. By increasing the calorific value of the delivery gas, fluctuations in the calorific value of the delivery fuel gas are suppressed, and stable quality fuel gas is delivered. As a result, the fuel gas can be delivered within a predetermined combustibility and calorific value range even when using LNG with a small amount of heavy hydrocarbons or when the LNG boil-off gas ratio in the delivery gas is high.
すなわち、本発明（１）は、ＬＮＧ気化ガス及びＬＮＧボイルオフガスからなる送出燃料ガスの発熱量調整方法である。そして、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させ、該重質炭化水素が除去されたＬＮＧ気化ガスを送出燃料ガスと混合することにより送出ガスの発熱量を低め、送出する燃料ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させ、脱着された重質炭化水素を含むＬＮＧボイルオフガスと送出燃料ガスとを混合することにより送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出することを特徴とする。 That is, the present invention (1) is a method of adjusting the heat generation amount of the delivery fuel gas comprising the LNG vaporized gas and the LNG boil-off gas. Then, when the calorific value of the fuel gas to be sent is high, the LNG vaporized gas or LNG of a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to adsorb the heavy hydrocarbons to the adsorbent, and the heavy carbonization When the LNG vaporized gas from which hydrogen has been removed is mixed with the delivery fuel gas, the calorific value of the delivery gas is reduced, and when the calorific value of the delivered fuel gas is low, the LNG vaporization gas of another production area with less heavy hydrocarbons Alternatively, the LNG is passed through an adsorption / desorption tower to desorb the adsorbed heavy hydrocarbon, and the LNG boil-off gas containing the desorbed heavy hydrocarbon is mixed with the feed fuel gas to reduce the calorific value of the feed gas. By increasing the temperature, fluctuations in the calorific value of the delivery fuel gas are suppressed, and stable quality fuel gas is delivered.
〈本発明（２）の態様〉
本発明（２）は、需要家若しくは自家用に送出する燃料ガスの発熱量調整装置である。そして、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させることで送出ガスの発熱量を低め、送出ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させて送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出するようにしてなることを特徴とする。
<Aspect of the present invention (2)>
The present invention (2) is a calorific value adjustment device for fuel gas delivered to a consumer or private use. When the calorific value of the fuel gas to be sent is high, the LNG vaporized gas or LNG in a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to adsorb the heavy hydrocarbons on the adsorbent, thereby When the calorific value is lowered and the calorific value of the delivery gas is low, LNG vaporized gas or LNG from another production area with less heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to desorb the adsorbed heavy hydrocarbons. By increasing the heat generation amount of the delivery gas, fluctuations in the heat generation amount of the delivery fuel gas are suppressed, and a stable quality fuel gas is delivered.
すなわち、本発明（２）は、ＬＮＧ気化ガス及びＬＮＧボイルオフガスからなる送出燃料ガスの発熱量調整装置である。そして、送出する燃料ガスの発熱量が高いときに、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させ、該重質炭化水素が除去されたＬＮＧ気化ガスを送出燃料ガスと混合することにより送出ガスの発熱量を低め、送出する燃料ガスの発熱量が低いときに、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧを吸脱着塔に通して、吸着されていた重質炭化水素を脱着させ、脱着された重質炭化水素を含むＬＮＧボイルオフガスと送出燃料ガスとを混合することにより送出ガスの発熱量を高めることにより、送出燃料ガスの発熱量変動を抑制し、安定した品質の燃料ガスを送出するようにしてなることを特徴とする。 That is, the present invention (2) is a calorific value adjustment device for the delivery fuel gas comprising the LNG vaporized gas and the LNG boil-off gas. Then, when the calorific value of the fuel gas to be sent is high, the LNG vaporized gas or LNG of a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is passed through the adsorption / desorption tower to adsorb the heavy hydrocarbons to the adsorbent, and the heavy carbonization When the LNG vaporized gas from which hydrogen has been removed is mixed with the delivery fuel gas, the calorific value of the delivery gas is reduced, and when the calorific value of the delivered fuel gas is low, the LNG vaporization gas of another production area with less heavy hydrocarbons Alternatively, the LNG is passed through an adsorption / desorption tower to desorb the adsorbed heavy hydrocarbon, and the LNG boil-off gas containing the desorbed heavy hydrocarbon is mixed with the feed fuel gas to reduce the calorific value of the feed gas. By increasing the temperature, fluctuation in the calorific value of the delivery fuel gas is suppressed, and fuel gas of stable quality is delivered.
図３〜４は本発明（１）〜（２）の態様を説明する図で、図３は吸脱着塔での重質分の吸着時、図４は吸脱着塔での重質分の脱着時の態様である。図３〜４において、１は吸脱着塔、２はＬＮＧ気化ガスの導管、３は発熱量調整済みＬＮＧ気化ガスの送出管、４は吸脱着塔１への分岐管、５は吸脱着塔１への導入管、６は吸脱着塔１からの導出管、７はＬＮＧボイルオフガス導管、８は吸脱着塔１への分岐管、９は吸脱着塔１からのガスとＬＮＧボイルオフガスの混合ガス導管である。また、ａ、ｂは流量調整弁、ｃ、ｄは開閉弁である。
FIGS. 3 to 4 are diagrams for explaining embodiments of the present invention (1) to (2). FIG. 3 is a diagram illustrating adsorption of heavy components in the adsorption / desorption column. FIG. 4 is a diagram illustrating desorption of heavy components in the adsorption / desorption column. It is a mode of time. 3 to 4, 1 is an adsorption / desorption tower, 2 is a LNG vaporized gas conduit, 3 is a heat generation adjusted LNG vaporized delivery pipe, 4 is a branch pipe to the adsorption / desorption tower 1, and 5 is an adsorption / desorption tower 1. 6 is a lead-out pipe from the adsorption / desorption tower 1, 7 is an LNG boil-off gas conduit, 8 is a branch pipe to the adsorption /
図３のとおり、重質分吸着時においては、平日昼間等の送出ガスの発熱量がある程度高いときに、ＬＮＧ気化ガスの一部を分岐管４、導入管５を通して吸脱着塔１に導入し、ここでＬＮＧ気化ガス中の発熱量が高いエタン、プロパン、ブタン等の重質炭化水素を選択的に吸着する。重質分が吸着された残りのガスは、結果としてメタンが富化された発熱量が低いガスとなり、導出管６からＬＮＧボイルオフガス導管７からのＬＮＧボイルオフガスと混合され、導管９を経て、導管２からのＬＮＧ気化ガスと混合され、送出管３を通して送出される。ここで、吸脱着塔１に導入するのは、気化する前のＬＮＧであってもよく、この場合は吸脱着塔１を通過した後の何れかの段階で該ＬＮＧを気化し、送出することになる。
As shown in FIG. 3, during heavy adsorption, when the calorific value of the delivery gas is high to some extent during the daytime on weekdays, a part of the LNG vaporized gas is introduced into the adsorption / desorption tower 1 through the branch pipe 4 and the introduction pipe 5. Here, heavy hydrocarbons such as ethane, propane, and butane having a high calorific value in the LNG vapor are selectively adsorbed. The remaining gas with the heavy components adsorbed results in a gas with a low calorific value enriched with methane, mixed with the LNG boil-off gas from the LNG boil-off gas conduit 7 from the
このとき、吸着された重質分の発熱量に相応して送出ガスの発熱量が低下する。本発明においては、この低下の度合いを一定範囲に留めるよう送出ガスの発熱量に応じて脱吸着塔１への入りガス量、すなわち吸脱着塔１への分岐管４への分岐量を制御する。この制御は、例えば図３中点線で示すような制御機構により行うことができる。すなわち、熱量計で計測される送出ガスの発熱量や流量計で計測される分岐管４によるＬＮＧ気化ガスの分岐流量に対応して流量調整弁ａを制御することにより、吸脱着塔１への分岐管４によるＬＮＧ気化ガスの分岐流量を制御する。 At this time, the calorific value of the delivery gas decreases in accordance with the calorific value of the adsorbed heavy component. In the present invention, the amount of gas entering the desorption column 1, that is, the amount of branching to the branch pipe 4 to the adsorption / desorption column 1 is controlled in accordance with the heat generation amount of the delivery gas so as to keep the degree of this decrease within a certain range. . This control can be performed by a control mechanism as indicated by a dotted line in FIG. 3, for example. That is, by controlling the flow rate adjusting valve a in accordance with the calorific value of the delivery gas measured by the calorimeter and the branch flow rate of the LNG vaporized gas by the branch pipe 4 measured by the flow meter, the flow to the adsorption / desorption tower 1 is controlled. The branch flow rate of the LNG vaporized gas by the branch pipe 4 is controlled.
土曜日、日曜日、平日の夜間、年末年始等においては送出ガス量は低下するが、ＬＮＧボイルオフガス量は基本的に一定である。このため、送出ガス中のＬＮＧボイルオフガスの比率が高まり、これに伴い送出ガスの発熱量が低下する。そこで、本発明においては、重質分吸着時に吸着した重質分を脱着して利用する。図４のとおり、ＬＮＧボイルオフガスの一部を分岐管８から分岐管５を通して吸脱着塔１に導入する。これにより既に吸着されていた発熱量が高いエタン、プロパン、ブタン等の重質炭化水素を脱着させる。
On Saturdays, Sundays, weekday nights, year-end and New Year holidays, etc., the amount of delivered gas decreases, but the amount of LNG boil-off gas is basically constant. For this reason, the ratio of the LNG boil-off gas in the delivery gas increases, and the heat generation amount of the delivery gas decreases accordingly. Therefore, in the present invention, the heavy component adsorbed during the heavy component adsorption is desorbed and used. As shown in FIG. 4, a part of the LNG boil-off gas is introduced from the
重質炭化水素を脱着させ、これを含むガスを導出管６、導管９を経てＬＮＧ気化ガスの導管２に導入してＬＮＧ気化ガスに混入し、送出ガスの発熱量を高める。この制御は例えば図５中点線で示すような制御機構により行うことができる。すなわち、送出ガスの発熱量や分岐管８によるＬＮＧボイルオフガスの分岐流量に対応して流量調整弁ｂを制御することにより、分岐管８から吸着塔１へのＬＮＧボイルオフガスの分岐流量を制御する。
The heavy hydrocarbon is desorbed, and a gas containing the heavy hydrocarbon is introduced into the LNG vaporized gas conduit 2 through the
このほか、ＬＮＧボイルオフガスの送出を行わない場合においても、産地等の如何によるＬＮＧの種類別に異なる発熱量に起因して送出ガス発熱量に変動を生じる。そこで、本発明においては、所定値以上の発熱量を有する送出ガス中の重質分を吸着させ、所定値以下の発熱量の送出ガス中へ重質分を脱着させるといった発熱量有効活用方法及び発熱量変動抑制方法として適用することができる。 In addition, even when the LNG boil-off gas is not delivered, the delivery gas heat generation amount varies due to the heat generation amount that differs depending on the type of LNG depending on the production area. Therefore, in the present invention, a method of effectively using a calorific value, such as adsorbing a heavy component in a delivery gas having a calorific value equal to or greater than a predetermined value and desorbing the heavy component in a delivery gas having a calorific value less than or equal to a predetermined value, and It can be applied as a calorific value fluctuation suppressing method.
すなわち、まずその前提として、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガスを送出燃料ガスとして用いる。そして、その送出燃料ガスの発熱量が高いときに、その送出燃料ガスを吸脱着塔に通して重質炭化水素を吸着剤に吸着させることで送出ガスの発熱量を低める。重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス使用時は、送出ガスの発熱量が低くなるため、該ガスを吸脱着塔に通して、既に吸着されていた重質炭化水素を脱着させることにより、送出燃料ガスの発熱量を高めることができる。ここで、吸脱着塔１に導入するのは、気化する前のそれらＬＮＧであってもよい。 That is, first of all, as a premise, LNG vaporized gas in a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons is used as the delivery fuel gas. And when the calorific value of the delivery fuel gas is high, the exothermic amount of the delivery gas is lowered by passing the delivery fuel gas through the adsorption / desorption tower to adsorb the heavy hydrocarbons to the adsorbent. When using LNG vaporized gas from another production area with a small amount of heavy hydrocarbons, the calorific value of the delivery gas will be low, so that the heavy hydrocarbons that have already been adsorbed should be desorbed by passing the gas through an adsorption / desorption tower. As a result, the calorific value of the delivery fuel gas can be increased. Here, the LNG before being vaporized may be introduced into the adsorption / desorption tower 1.
以下、実施例に基づき本発明をさらに詳しく説明するが、本発明が実施例により制限されないことはもちろんである。 EXAMPLES Hereinafter, although this invention is demonstrated in more detail based on an Example, it cannot be overemphasized that this invention is not restrict | limited by an Example.
本実施例は、平日昼間の８時から２２時までの１４時間の重質炭化水素の吸着、平日夜間２２時から８時までの１０時間の重質炭化水素の脱着を実施する例である。図３〜４に示すように吸脱着塔、導管及び制御機構を配置し、吸脱着塔に吸着剤（コロンビアＧ炭）を充填した。ここで、当該吸着剤（コロンビアＧ炭）の性能、挙動については以下のとおりである。なお、本実施例１では、送出ガスがメタン及びプロパンの２成分で構成された場合を例としている。 In this example, adsorption of heavy hydrocarbons for 14 hours from 8:00 to 22:00 during the daytime on weekdays and desorption of heavy hydrocarbons for 10 hours from 22:00 to 8:00 on weekdays at night are performed. As shown in FIGS. 3 to 4, an adsorption / desorption tower, a conduit, and a control mechanism were arranged, and the adsorption / desorption tower was filled with an adsorbent (Columbia G charcoal). Here, the performance and behavior of the adsorbent (Columbia G charcoal) are as follows. In the first embodiment, the case where the delivery gas is composed of two components of methane and propane is taken as an example.
図５はコロンビアＧ炭に対するメタン（ＣＨ4）の吸着挙動、図６はコロンビアＧ炭に対するプロパン（Ｃ3Ｈ8）の吸着挙動を示す図である。両図中、横軸は圧力、縦軸は吸着量である。ここで、該活性炭はラングミュア型の吸脱着挙動を示すので、下記式（１）を目安とすることができる。まず、メタンの場合、図５のとおり、圧力２００ｍｍＨｇで０．４３ｍｍｏｌ／ｇ−Ｃ〔コロンビアＧ炭１ｇ当たりのｍｍｏｌ（ミリモル）単位での吸着量、以下同じ〕、圧力６００ｍｍＨｇで１．００ｍｍｏｌ／ｇ−Ｃである。 FIG. 5 shows the adsorption behavior of methane (CH 4 ) on Columbia G coal, and FIG. 6 shows the adsorption behavior of propane (C 3 H 8 ) on Columbia G coal. In both figures, the horizontal axis represents pressure, and the vertical axis represents the amount of adsorption. Here, since the activated carbon exhibits Langmuir type adsorption / desorption behavior, the following formula (1) can be used as a guide. First, in the case of methane, as shown in FIG. 5, 0.43 mmol / g-C (adsorption amount in mmol (mmol) per g of Columbia G charcoal, hereinafter the same) at a pressure of 200 mmHg, and 1.00 mmol / g at a pressure of 600 mmHg. -C.
そして、プロパンの場合、図６のとおり、圧力２００ｍｍＨｇで３．４ｍｍｏｌ／ｇ−Ｃ、圧力６００ｍｍＨｇで４．５１ｍｍｏｌ／ｇ−Ｃである。両者を比較すると明らかなとおり、メタン及びプロパンのうち、重質炭化水素であるプロパンの方がコロンビアＧ炭に対してよりよく吸着することが分かる。本実施例においてはコロンビアＧ炭におけるこの吸着挙動すなわち重質炭化水素に対する選択吸着性を利用する。 In the case of propane, as shown in FIG. 6, it is 3.4 mmol / g-C at a pressure of 200 mmHg and 4.51 mmol / g-C at a pressure of 600 mmHg. As is apparent from the comparison between the two, propane, which is a heavy hydrocarbon, of methane and propane is better adsorbed to Columbia G coal. In the present embodiment, this adsorption behavior in Columbia G coal, that is, selective adsorption to heavy hydrocarbons is used.
図７は、メタンとプロパンの混合ガスについて両ガスの組成すなわち量的割合に対応した吸着量の関係を示した図である。図７中、横軸はメタンのモル分率、縦軸は両ガスの吸着量である。ＬＮＧボイルオフガスの成分はメタンがほぼ１００％であるので、これを平日昼間にプロパンを吸着した吸脱着塔１に、平日夜間２２時から８時までの１０時間に導入すると、吸脱着塔１ではプロパンの脱着が始まる。例えばメタンモル分率０．９１のガスを平日昼間に吸脱着塔１に通じた場合では、プロパン２．０１ｍｍｏｌ／ｇ−Ｃが夜間に脱着することになる。この時、吸脱着塔１ではプロパンに代えてメタンが吸着される。 FIG. 7 is a graph showing the relationship between the adsorbed amounts of the mixed gas of methane and propane corresponding to the composition of both gases, that is, the quantitative ratio. In FIG. 7, the horizontal axis represents the mole fraction of methane, and the vertical axis represents the adsorption amount of both gases. Since the component of the LNG boil-off gas is almost 100% of methane, if it is introduced into the adsorption / desorption tower 1 that adsorbs propane during the daytime on weekdays, it is introduced into the adsorption / desorption tower 1 at 10 hours from 22:00 to 8:00 on weekdays. Propane desorption begins. For example, when a gas having a methane molar fraction of 0.91 is passed through the adsorption / desorption tower 1 in the daytime on weekdays, propane 2.01 mmol / g-C is desorbed at night. At this time, in the adsorption / desorption tower 1, methane is adsorbed instead of propane.
表１は、吸脱着塔１における、ＬＮＧボイルオフガスによる処理前及び処理後の関係を示したものである。処理前でのＬＮＧボイルオフガスはメタンモル分率１．００で、発熱量は３９．７７ＭＪ／ｍ3Ｎである。これに対して、処理後のＬＮＧボイルオフガスはメタンモル分率０．９１となり、発熱量は４５．１０ＭＪ／ｍ3Ｎである。これにより、処理後のＬＮＧボイルオフガスには吸脱着塔１から脱着された２．０１ｍｍｏｌ／ｇ−Ｃのプロパンが富化されたことになる。 Table 1 shows the relationship before and after the treatment with the LNG boil-off gas in the adsorption / desorption tower 1. The LNG boil-off gas before the treatment has a methane molar fraction of 1.00 and a calorific value of 39.77 MJ / m 3 N. On the other hand, the treated LNG boil-off gas has a methane molar fraction of 0.91, and the calorific value is 45.10 MJ / m 3 N. As a result, the treated LNG boil-off gas is enriched with 2.01 mmol / g-C propane desorbed from the adsorption / desorption tower 1.
図８〜９は、本発明の操作例を示す図で、それぞれ前述図３〜４に対応している。図８は吸着時（昼間：８〜２２時の１４時間）、図９は脱着時（夜間：２２〜８時の１０時間）で、各操作中における各ガスの発熱量及び流量を併記している。 8 to 9 are diagrams showing examples of the operation of the present invention, and correspond to FIGS. Fig. 8 shows the adsorption time (daytime: 14 hours from 8 to 22:00), and Fig. 9 shows the time of desorption (night time: 10 hours from 22 to 8 hours). Yes.
図８のとおり、吸着時には、ＬＮＧ気化ガス（発熱量：４５．１ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：４２，０００ｍ3Ｎ／ｈ）の一部を分岐管４を通して吸脱着塔１に供給し、ここで、その中の重質分を吸着させる。吸脱着塔１から導管６を経て排出されるガスはその分重質分を減じて（発熱量：３９．８ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：３，５００ｍ3Ｎ／ｈ）、導管７からのＬＮＧボイルオフガス（発熱量：３９．８ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：８，０００ｍ3Ｎ／ｈ）とともに、分岐管４を経ない導管２からのＬＮＧ気化ガスに混合され、送出ガス（発熱量：４３．９ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：５０，０００ｍ3Ｎ／ｈ）として送出される。
As shown in FIG. 8, at the time of adsorption, a part of the LNG vaporized gas (calorific value: 45.1 MJ / m 3 N, flow rate: 42,000 m 3 N / h) is supplied to the adsorption / desorption tower 1 through the branch pipe 4. Then, the heavy components in it are adsorbed. The gas discharged from the adsorption / desorption tower 1 through the
図９のとおり、脱着時には、ＬＮＧボイルオフガス（発熱量：３９．８ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：８，０００ｍ3Ｎ／ｈ）の一部を分岐管８を通して吸脱着塔１に供給し、ここで、吸脱着塔１中の重質分を脱着させる。吸脱着塔１から導管６を経て排出されるガスはその分重質分を富化して（発熱量：４５．１ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：４，７００ｍ3Ｎ／ｈ）、分岐管８を経ない導管７からのＬＮＧボイルオフガスとともに、導管２からのＬＮＧ気化ガスに混合され、送出ガス（発熱量：４３．３ＭＪ／ｍ3Ｎ、流量：１０，０００ｍ3Ｎ／ｈ）として送出される。
As shown in FIG. 9, at the time of desorption, a part of the LNG boil-off gas (calorific value: 39.8 MJ / m 3 N, flow rate: 8,000 m 3 N / h) is supplied to the adsorption / desorption tower 1 through the
このように、本発明を適用することにより、昼夜間の送出ガス発熱量変動は０．６ＭＪ／ｍ3Ｎに抑制される。これに対して、本発明を適用せずにガスを送出した場合、昼間の送出ガス発熱量は４４．３ＭＪ／ｍ3Ｎ、夜間の送出ガス発熱量は４０．９ＭＪ／ｍ3Ｎであり、昼夜間の送出ガス発熱量変動は３．４ＭＪ／ｍ3Ｎである。このことから、昼夜間の送出ガス発熱量変動が８２％削減されることになる。また、本発明を適用せずにガスを送出した場合、夜間の送出ガスは所定の燃焼性、発熱量の管理範囲を逸脱する可能性があるが、本発明を適用することにより夜間でも該範囲内での燃料ガス送出が可能となる。
本実施例は、昼夜間における送出ガス発熱量変動を例にしているが、重質炭化水素の多い所定産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧと、重質炭化水素の少ない別の産地のＬＮＧ気化ガス若しくはＬＮＧとの間、などについても本発明である送出燃料ガスの発熱量調整方法及び発熱量調整装置は同様に適用できるものである。
In this way, by applying the present invention, the heat generation amount fluctuation of the delivery gas during the day and night is suppressed to 0.6 MJ / m 3 N. In contrast, when sending the gas without applying the present invention, delivery gas heating value of daytime 44.3MJ / m 3 N, nocturnal delivery gas heating value is 40.9MJ / m 3 N, The fluctuation in calorific value of the delivery gas during the day and night is 3.4 MJ / m 3 N. For this reason, fluctuations in the calorific value of the delivered gas during the day and night are reduced by 82%. Further, when the gas is delivered without applying the present invention, the delivered gas at night may deviate from the predetermined control range of flammability and calorific value. The fuel gas can be sent inside.
In this embodiment, the heat generation amount fluctuation of the delivery gas during the day and night is taken as an example, but LNG vaporized gas or LNG in a predetermined production area with a lot of heavy hydrocarbons and LNG vaporization gas in another production area with a small quantity of heavy hydrocarbons or The method for adjusting the calorific value of the delivery fuel gas and the calorific value adjusting device according to the present invention can also be applied to the LNG.
１ 吸脱着塔
２ ＬＮＧ気化ガスの導管
３ 発熱量調整済みＬＮＧ気化ガスの送出管
４ 吸脱着塔１への分岐管
５ 吸脱着塔１への導入管
６ 吸脱着塔１からの導出管
７ ＬＮＧボイルオフガス導管
８ 吸脱着塔１への分岐管
９ 吸脱着塔１からのガスとの混合ガス導管
ａ 流量調整弁
ｂ 流量調整弁
ｃ 開閉弁
ｄ 開閉弁
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Adsorption / desorption tower 2 LNG
Claims (8)
The calorific value adjustment device for the delivery fuel gas according to any one of claims 5 to 7, wherein the adsorption / desorption tower is filled with at least one kind of adsorbent among activated carbon, zeolite and complex as an adsorbent. A calorific value adjustment device for the delivery fuel gas, characterized by:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2010275174A JP5160627B2 (en) | 2003-04-16 | 2010-12-09 | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas and calorific value adjusting device |
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003112230 | 2003-04-16 | ||
| JP2003112230 | 2003-04-16 | ||
| JP2010275174A JP5160627B2 (en) | 2003-04-16 | 2010-12-09 | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas and calorific value adjusting device |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2004060796A Division JP4907845B2 (en) | 2003-04-16 | 2004-03-04 | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas, method for stabilizing heat quantity, and apparatus therefor |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2011046969A true JP2011046969A (en) | 2011-03-10 |
| JP5160627B2 JP5160627B2 (en) | 2013-03-13 |
Family
ID=43833591
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2010275174A Expired - Lifetime JP5160627B2 (en) | 2003-04-16 | 2010-12-09 | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas and calorific value adjusting device |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP5160627B2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2016205317A (en) * | 2015-04-27 | 2016-12-08 | 株式会社Ihi | Fuel gas supply system |
| JP2018508706A (en) * | 2015-02-03 | 2018-03-29 | サムスン ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド | Ship fuel gas supply system |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6359007B2 (en) * | 1982-01-11 | 1988-11-17 | ||
| JP2002327897A (en) * | 2001-05-01 | 2002-11-15 | Osaka Gas Co Ltd | Natural gas adsorbing and storing device and method |
| JP4907845B2 (en) * | 2003-04-16 | 2012-04-04 | 東京瓦斯株式会社 | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas, method for stabilizing heat quantity, and apparatus therefor |
-
2010
- 2010-12-09 JP JP2010275174A patent/JP5160627B2/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6359007B2 (en) * | 1982-01-11 | 1988-11-17 | ||
| JP2002327897A (en) * | 2001-05-01 | 2002-11-15 | Osaka Gas Co Ltd | Natural gas adsorbing and storing device and method |
| JP4907845B2 (en) * | 2003-04-16 | 2012-04-04 | 東京瓦斯株式会社 | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas, method for stabilizing heat quantity, and apparatus therefor |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2018508706A (en) * | 2015-02-03 | 2018-03-29 | サムスン ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド | Ship fuel gas supply system |
| JP2016205317A (en) * | 2015-04-27 | 2016-12-08 | 株式会社Ihi | Fuel gas supply system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP5160627B2 (en) | 2013-03-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101064575B1 (en) | Ship for transporting liquefied hydrocarbon gas | |
| JP5959778B2 (en) | Facility for receiving liquefied natural gas | |
| JP5653563B2 (en) | LNG base | |
| KR20090107805A (en) | Method and system for reducing heating value of natural gas | |
| JP5103030B2 (en) | Mixed gas supply device, calorific value adjustment device, and calorific value adjustment method in mixed gas supply device | |
| JP5959782B2 (en) | Facility for receiving liquefied natural gas | |
| JP5160627B2 (en) | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas and calorific value adjusting device | |
| JP4907845B2 (en) | Method for adjusting calorific value of delivered fuel gas, method for stabilizing heat quantity, and apparatus therefor | |
| JP4407913B2 (en) | Liquefied natural gas vapor supply system | |
| JPH10274395A (en) | Natural gas regionally supplying system | |
| KR101910530B1 (en) | Liquid natural gas vaporization | |
| JP2011026144A (en) | Activated carbon for suppressing heat quantity fluctuation of fuel gas, and method and system for suppressing heat quantity fluctuation | |
| JP5001031B2 (en) | Mixed gas supply device and composition variation adjustment method in mixed gas supply device | |
| KR100918201B1 (en) | Method and system for reducing heating value of natural gas | |
| JP4931781B2 (en) | Mixed gas supply device and method for suppressing composition variation | |
| JP4859724B2 (en) | Mixed gas supply device and method for adjusting composition variation thereof | |
| JP4152918B2 (en) | System for suppressing variation in calorie of delivered fuel gas and method for suppressing variation in calorie | |
| KR20170129328A (en) | treatment system of boil-off gas and ship having the same | |
| JP5313737B2 (en) | Mixed gas supply device and composition variation adjustment method in mixed gas supply device | |
| JP5207522B2 (en) | Mixing gas composition fluctuation suppression device | |
| JP5001041B2 (en) | Mixed gas supply device, calorific value adjustment device, and variation adjustment method thereof | |
| JP4489326B2 (en) | City gas supply method and apparatus | |
| JP2002327897A (en) | Natural gas adsorbing and storing device and method | |
| KR20100091553A (en) | Ship | |
| JP2003028395A (en) | Liquefied gas supplying system and supplying method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20101210 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A132 Effective date: 20120918 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20121115 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20121211 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20121212 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5160627 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20151221 Year of fee payment: 3 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |