JP2017180573A - Gas supply system - Google Patents
Gas supply system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017180573A JP2017180573A JP2016065857A JP2016065857A JP2017180573A JP 2017180573 A JP2017180573 A JP 2017180573A JP 2016065857 A JP2016065857 A JP 2016065857A JP 2016065857 A JP2016065857 A JP 2016065857A JP 2017180573 A JP2017180573 A JP 2017180573A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- supply system
- lpg
- separator
- city
- 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
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/34—Hydrogen distribution
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/45—Hydrogen technologies in production processes
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
本発明は、ガス供給システムに関する。 The present invention relates to a gas supply system.
従来より、少なくともメタンとメタンより低揮発性の炭化水素とを含む原料ガスを、蒸留塔を用いて、メタンが富化されかつメタンより低揮発性の炭化水素がより薄い残留ガスと、メタンがより薄くかつメタンより低揮発性の炭化水素が富化された重質留分とに分離する炭化水素の分離方法において、
(a)該原料ガスを冷却し、その一部を凝縮させて気液分離する工程;
(b)工程(a)で得られた液を蒸留塔に供給する工程;
(c)工程(a)で得られたガスをエキスパンダーにより膨張させ、その一部を凝縮させ
て気液分離する工程;
(d)工程(c)で得られた液を該蒸留塔に供給する工程;
(e)工程(c)で得られたガスを第1の部分と第2の部分に分岐する工程;
(f)該第1の部分を該蒸留塔に供給する工程;
(g)該第2の部分を圧縮しかつ冷却して凝縮させた後減圧して該蒸留塔にリフラックス
として供給する工程;
(h)該蒸留塔の塔頂部から該残留ガスを得、該蒸留塔の塔底部から該重質留分を得る工
程を有することを特徴とする炭化水素の分離方法がある(例えば、特許文献1参照)。
Conventionally, a raw material gas containing at least methane and hydrocarbons having a lower volatility than methane is obtained by using a distillation column, and a residual gas enriched in methane and thinner in hydrocarbons having a lower volatility than methane, In a hydrocarbon separation process that separates into a heavier fraction enriched in hydrocarbons that are thinner and less volatile than methane,
(A) a step of cooling the raw material gas, condensing a part of the raw material gas and separating the gas and liquid;
(B) supplying the liquid obtained in step (a) to a distillation column;
(C) a step of expanding the gas obtained in step (a) with an expander, condensing a part of the gas, and separating the gas and liquid;
(D) supplying the liquid obtained in step (c) to the distillation column;
(E) a step of branching the gas obtained in step (c) into a first portion and a second portion;
(F) supplying the first portion to the distillation column;
(G) compressing and cooling the second part, condensing it and then supplying it to the distillation column as reflux;
(H) There is a hydrocarbon separation method characterized by having a step of obtaining the residual gas from the top of the distillation column and obtaining the heavy fraction from the bottom of the distillation column (for example, Patent Documents) 1).
ところで、従来の炭化水素の分離方法は、約−162℃という超低温を利用してLNG(Liquefied Natural Gas:液化天然ガス)のような原料ガスからエタンやLPG(liquefied petroleum gas:液化石油ガス)を深冷分離するため、従来の炭化水素の分離方法を実現する分離装置を設置できる場所は、LNG基地内、もしくは隣接地域になる。 By the way, the conventional hydrocarbon separation method uses ethane or LPG (liquefied petroleum gas) from raw gas such as LNG (Liquefied Natural Gas) using ultra-low temperature of about -162 ° C. In order to carry out the cryogenic separation, the place where the separation apparatus for realizing the conventional hydrocarbon separation method can be installed is in the LNG terminal or in an adjacent area.
このため、例えば、LNG基地と石油化学プラントとが離れているケースでは、分離装置と石油化学プラントの間でLPGを輸送する手段が必要となる。LPGは、都市ガスとは異なり、単独では高圧パイプラインでの長距離輸送に適していないため、タンクローリーで輸送することになる。 For this reason, for example, in a case where the LNG base and the petrochemical plant are separated, a means for transporting LPG between the separation device and the petrochemical plant is required. Unlike city gas, LPG alone is not suitable for long-distance transportation in a high-pressure pipeline, and is therefore transported by tank truck.
また、LPGの約80%は、海外からの輸入で賄っており、湾岸地区にある輸入基地で受け入れている。また、残りの約20%は、国内の原油精製装置で原油を精製する際に取り出されているが、原油も輸入で賄っているため、ほぼすべての原油精製装置も湾岸地区に配備されており、原油から得られるLPGも湾岸地区の基地に貯蔵される。 In addition, about 80% of LPG is covered by imports from overseas and accepted at import bases in the Gulf area. The remaining 20% is taken out when refining crude oil with domestic crude oil refineries, but since crude oil is also imported, almost all crude oil refineries are deployed in the Gulf region. LPG obtained from crude oil is also stored at a base in the Gulf area.
上述したように、LPGは、単独では高圧パイプラインでの長距離輸送には適していない。これは、プロパンとブタンを主成分とする液化した状態のLPGは、1MPaを超えると液化することと、パイプラインで単独で輸送すると、圧損等で圧力が低下した場合に気化するおそれがあるからである。 As described above, LPG alone is not suitable for long-distance transportation in a high-pressure pipeline. This is because LPG in a liquefied state mainly composed of propane and butane is liquefied when it exceeds 1 MPa, and when it is transported alone in a pipeline, it may vaporize when the pressure drops due to pressure loss or the like. It is.
従って、LPGは、湾岸地区の輸入基地等で貯蔵されており、国内の各地に輸送する場合は、タンクローリーで輸送することになる。 Therefore, LPG is stored at import bases in the Gulf region, and when transported to various places in the country, it is transported by tank truck.
このため、従来の炭化水素の分離方法では、LPGの輸送効率が悪く手間がかかるという課題がある。 For this reason, in the conventional hydrocarbon separation method, there is a problem that the transport efficiency of LPG is poor and troublesome.
そこで、LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供することを目的とする。 Then, it aims at providing the gas supply system which can convey LPG easily.
本発明の実施の形態のガス供給システムは、メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含む第1都市ガスを輸送するガス本管と、前記ガス本管に接続され、前記第1都市ガスを、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスと前記第1都市ガスから前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを除去した第2都市ガスとに分離する分離器とを含む。 A gas supply system according to an embodiment of the present invention is connected to a gas main that transports a first city gas including methane gas and a hydrocarbon-based gas having 2 or more carbon atoms, and is connected to the gas main. A separator that separates the first city gas into the hydrocarbon gas having 2 or more carbon atoms and the second city gas obtained by removing the hydrocarbon gas having 2 or more carbon atoms from the first city gas. Including.
LPGを容易に輸送できるガス供給システムを提供することができる。 A gas supply system capable of easily transporting LPG can be provided.
以下、本発明のガス供給システムを適用した実施の形態について説明する。 Embodiments to which the gas supply system of the present invention is applied will be described below.
<実施の形態1>
図1は、ガス供給システム100とLNG基地10を示す図である。
<Embodiment 1>
FIG. 1 is a diagram showing a
LNG基地10は、タンク11A、11B、熱量調整装置12、及び気化器13を含む。一例として、LNG基地10は、湾岸部に位置し、タンカー輸送によって輸入されるLNG及びLPGをそれぞれタンク11A及び11Bに貯蔵する。ここで、湾岸部とは、タンカーが接岸でき、タンカーからタンク11A及び11BにLNG及びLPGを移送できるようなエリアをいう。また、内陸部とは、湾岸部よりも内陸側のエリアをいう。
The
熱量調整装置12は、タンク11A及び11Bと気化器13との間に接続されており、タンク11Aから供給されるLNGに、タンク11Bから供給されるLPGを追加することにより、混合されるガスの熱量を調整する。
The calorific
気化器13は、熱量調整装置12で熱量が調整された混合ガスを気化してパイプライン120に出力する。
The
ここで、LNG(Liquefied Natural Gas:液化天然ガス)は、天然ガスであるため、メタン、エタン、プロパン、又はブタン等の炭化水素系ガスを含む。また、LPG(liquefied petroleum gas:液化石油ガス)は、プロパンとブタンを主成分とするガスであり、プロパンとブタン以外の炭化水素系ガスを含み得る。 Here, since LNG (Liquefied Natural Gas: liquefied natural gas) is a natural gas, it contains hydrocarbon gases such as methane, ethane, propane, or butane. LPG (liquefied petroleum gas) is a gas mainly composed of propane and butane, and may contain hydrocarbon gases other than propane and butane.
一例として、LNGとLPGの混合ガスに占めるLPGの割合は、5%未満である。LNGとLPGの混合ガスは、都市ガスAとしてパイプライン120によって輸送されるガスである。都市ガスAには、熱量調整のために、LPG成分が数%程度含まれている。LNGとLPGの混合ガスは、第1都市ガスの一例である。
As an example, the ratio of LPG in the mixed gas of LNG and LPG is less than 5%. The mixed gas of LNG and LPG is a gas transported by the
なお、ここでは、都市ガスAが、LNGとLPGの混合ガスである形態について説明するが、都市ガスAは、メタンガスと、炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスとを含むガスであればよい。 Here, a mode in which the city gas A is a mixed gas of LNG and LPG will be described. However, the city gas A is a gas containing methane gas and a hydrocarbon-based gas having 2 or more carbon atoms. Good.
ただし、ガスの利用形態によっては、LNGにLPGを混合しないガス(未熱調のガス)を供給するケースもまれに発生する。 However, depending on the gas utilization mode, a case where a gas not mixed with LPG (unheated gas) is supplied rarely occurs.
ガス供給システム100は、分離装置110とパイプライン120を有する。分離装置110は、一例として、湾岸部から離れた内陸部、又は、湾岸部に位置する。 分離装置110が内陸部にある場合は、例えば、分離装置110は、LPGの生成基地の中に配置される。また、分離装置110が湾岸部にある場合は、例えば、分離装置110は、石油化学プラントの中又は近隣に位置する。
The
分離装置110は、パイプライン120を介して、沿岸部のLNG基地10の気化器13に接続されている。分離装置110は、都市ガスAを都市ガスBとLPGとに分離する装置である。
The
都市ガスBは、都市ガスAよりもメタンの比率が高いC1(メタン)リッチガスである。分離装置110で分離された都市ガスBは、第2都市ガスの一例である。
The city gas B is a C1 (methane) rich gas having a higher methane ratio than the city gas A. The city gas B separated by the
分離装置110としては、例えば、都市ガスAからLPGを分離する分離膜を有する分離装置を用いることができる。その他に、分離装置110としては、PSA(Pressure Swing Adsorption:圧力変動吸着)装置のような分離装置を用いてもよい。
As the
パイプライン120は、内陸部の分離装置110と、湾岸部のLNG基地10の気化器13とを接続するガス本管である。一例として、LNG基地10が東京湾に位置する場合において、分離装置110が内陸部に配備される場合には、分離装置110は、北関東に位置する。
The
このため、パイプライン120は、一例として、東京湾から北関東までを接続するガス本管である。なお、ガス本管とは、道路に平行して埋設されているガス管で、高圧幹線、導管、又は、本支管と称される場合もある。
For this reason, the
なお、LNG基地10が東京湾の湾岸部に位置する場合において、分離装置110も湾岸部に配備される場合には、分離装置110は、例えば、東京湾の湾岸部に位置する。この場合に、パイプライン120は、東京湾の湾岸部でLNG基地10と分離装置110を接続するガス本管である。
In addition, when the
図2は、分離装置110及びその周辺の構成を示す図である。
FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration of the
分離装置110は、分離器111、ガス管120A、120B、120C、減圧装置131、圧力計132、流量調整装置133、遮断弁134、バイパスライン135、遮断弁135A、圧力計136、流量計137、減圧装置138、逆止弁139、圧力計151、遮断弁152、ガス管153、GC(Gas Chromatograph:ガスクロマトグラフ)154、バルブ155、バルブ156、ガス管157、及びバルブ158を含む。
分離器111は、一例として、分離膜を有するタイプのものである。このため、分離器111に分離膜(Membrane)と記す。分離器111は、都市ガスAを都市ガスBとLPGとに分離する分離器である。
As an example, the
分離器111とパイプライン120の間には、ガス管120Aが設けられており、ガス管120Aには、減圧装置131、圧力計132、流量調整装置133、及び遮断弁134が設けられている。また、分離器111にはバイパスライン135が並列に接続されており、バイパスライン135には遮断弁135Aが設けられている。
A
分離器111は、2つの出力口を有し、一方にはガス管120Bを介して、ボイラ140が接続されている。ガス管120Bには、圧力計136、流量計137、減圧装置138、逆止弁139が設けられている。
分離器111の他方の出力口には、ガス管120Cを介して、液化装置150が接続されている。ガス管120Cには、圧力計151と遮断弁152が設けられている。
A liquefying
また、流量調整装置133には、ガス管153を介してGC(Gas Chromatograph:ガスクロマトグラフ)154が接続されている。流量調整装置133とGC154との間のガス管153には、バルブ155が設けられている。
Further, a GC (Gas Chromatograph) 154 is connected to the flow
また、ガス管120Cとガス管153との間を接続するガス管153Aには、バルブ156が設けられており、ガス管120CとGC154との間を接続するガス管157には、バルブ158が設けられている。
The
減圧装置131は、パイプライン120を輸送される都市ガスAを分離器111に投入する前に、圧力を下げる装置である。都市ガスAは、パイプライン120によってLNG基地10(図1参照)から輸送される都市ガスであり、熱量調整のために、LPGを数パーセント(約5%未満)含むガスである。
The
圧力計132は、減圧装置131によって減圧された都市ガスAの圧力を計測する。流量調整装置133は、減圧装置131によって減圧された都市ガスAの流量を調整する装置である。
The
遮断弁134は、流量調整装置133と分離器111との間に設けられており、分離器111とバイパスライン135とを切り替える際に用いられる。分離器111を稼働する際には、遮断弁134は開放され、バイパスライン135の遮断弁135Aは遮断される。
The shut-off
バイパスライン135は、分離器111と並列に接続されており、分離器111をバイパスする際に用いられる。バイパスライン135には、遮断弁135Aが設けられている。分離器111をバイパスする際には、遮断弁134が遮断され、遮断弁135Aが開放される。
The bypass line 135 is connected in parallel with the
圧力計136は、分離器111の出力側で都市ガスBの圧力を計測する。都市ガスBは、分離器111で都市ガスAから精製され、LPGを殆ど含まないガス(C1 rich gas)である。都市ガスBは、メタンが主成分である。
The
流量計137は、分離器111から出力される都市ガスBの流量を計測する。減圧装置138は、分離器111から出力される都市ガスBの圧力を減圧する。逆止弁139は、分離器111とボイラ140の間で逆流を防止するために設けられている。
The
ボイラ140は、都市ガスBを利用する装置の一例である。
The
液化装置150は、分離器111で分離されたLPGを液化するために設けられている。液化装置150は、LPGを常温で加圧して液化する。液化装置150で液化されたLPGは、タンクローリーで輸送されるか、又は、プロパンガス用の容器に入れられて、石油化学プラント80の内部又は外部に供給される。
The liquefying
圧力計151は、分離器111と液化装置150との間を結ぶガス管120Cに設けられており、分離器111で分離されたLPGの圧力を検出する。また、ガス管120Cには、遮断弁152が設けられている。
The
ガス管153は、流量調整装置133とGC154との間を接続しており、バルブ155が設けられている。GC154が都市ガスAを分析するときには、バルブ155が開放されて都市ガスAがGC154に供給される。バルブ155は、それ以外の場合は遮断される。
The
GC154は、ガスの同定、定量に用いられる分析機器である。GC154には、流量調整装置133からガス管153を介して供給される都市ガス、ガス管120Cからガス管153Aを介して供給されるLPGを追加、又は、ガス管157を介して供給される都市ガス(C1 rich gas)のいずれかが入力され、入力されたガスの同定、定量を行う。
The
バルブ156は、ガス管120CとGC154との間を結ぶガス管153Aに設けられており、GC154でLPGを分析する際に開放され、それ以外の場合は遮断される。
The
ガス管157は、ガス管120BとGC154との間を接続するガス管である。ガス管157には、バルブ158が設けられている。
The
バルブ158は、GC154が都市ガスBを分析するときには、バルブ158が開放されて都市ガスBがGC154に供給される。バルブ158は、それ以外の場合は遮断される。
When the
分離器111を稼働して都市ガスAから都市ガスBを精製するとともに、LPGを分離する際には、遮断弁135Aを遮断し、バルブ155、156、158を遮断する。
When the
図3は、石油化学プラント80におけるエネルギーの流れを説明する図である。図3では、分離装置110が湾岸部の石油化学プラント80に組み込まれた場合のエネルギー利用の流れを説明する。
FIG. 3 is a diagram for explaining the flow of energy in the
図3では、石油化学プラント80には、ボイラ140に加えて、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180を示し、ガス供給システム100の構成要素は、分離装置110とパイプライン120以外は省略する。
In FIG. 3, the
図3では、石油化学プラント80には、原料として、LPG191とナフサ(粗製ガソリン)192が供給されていることとする。LPG191及びナフサ192は、一例として、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給されている。
In FIG. 3, the
パイプライン120を介して分離装置110に供給される都市ガスAは、都市ガスBとLPGとに分離され、都市ガスBは、ボイラ140及び水素製造装置170に供給され、LPGは、LPG191とともに、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給される。なお、都市ガスAは、分離装置110を経ずに、オフガスと一緒にボイラ140に供給されてもよい。
The city gas A supplied to the
ここで、オフガスとは、エチレン・プロピレン製造装置において、原料・燃料として利用される以外に未利用で放出される炭化水素を含むガスのことをいう。 Here, the off-gas refers to a gas containing hydrocarbons that are released unused but not used as raw materials and fuels in an ethylene / propylene production apparatus.
脱硫用途の水素製造装置170が生成する水素は、例えば、石油化学プラント80の内部で、例えば、燃料電池で利用することができる。また、水素を石油化学プラント80の近隣の他社に販売してもよい。
The hydrogen produced by the
エチレン・プロピレン製造装置180がエチレン及び/又はプロピレン生成する過程で生じるオフガスは、ボイラ140と水素製造装置170に供給される。このオフガスは、パイプライン120で輸送される都市ガスAの一部と一緒にボイラ140に供給することができる。
Off-gas generated in the process of producing ethylene and / or propylene by the ethylene /
図4は、比較用に、ガス供給システム100を備えない石油化学プラント80Aにおけるエネルギーの流れを説明する図である。
FIG. 4 is a diagram illustrating the flow of energy in a
LPG191及びナフサ192は、水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給されている。
The
エチレン・プロピレン製造装置180がエチレン及び/又はプロピレン生成する過程で生じるオフガスは、ボイラ140と水素製造装置170に供給される。
Off-gas generated in the process of producing ethylene and / or propylene by the ethylene /
水素製造装置170が生成する水素と、エチレン・プロピレン製造装置180から得られるオフガスは、石油化学プラント80Aの内部で利用される他に、石油化学プラント80Aの近隣の他社に販売することができる。
The hydrogen produced by the
図3と図4を比べて分かるように、実施の形態1(図3)のシステムでは、分離装置110で都市ガスAから分離されるLPGがLPG191に加えられて水素製造装置170及びエチレン・プロピレン製造装置180に供給されるため、図4のケースに比べてLPG191の量を減らし、石油化学プラント80で精製したLPGを利用することができる。
As can be seen by comparing FIG. 3 and FIG. 4, in the system of the first embodiment (FIG. 3), LPG separated from the city gas A by the
また、分離装置110で生成したLPGを利用できる分だけ、ナフサ192の量を図4のシステムに比べて減らすことができる。
Further, the amount of
また、メタンリッチな都市ガスBを水素製造装置170に供給することができるので、水素の製造が容易になる。
Further, since the city gas B rich in methane can be supplied to the
また、都市ガスAの一部をボイラ140の燃料に利用することができる。
Further, part of the city gas A can be used as fuel for the
図3に示すシステムでは、水素製造装置170の原料ガスとして、C2(エタン)成分を含むオフガスと比較し、C1(メタン)リッチな分離ガス(都市ガスB)を使用することで、水素ガスの製造効率が向上する。
In the system shown in FIG. 3, by using a separation gas (city gas B) rich in C1 (methane) as a raw material gas of the
水素製造装置170の原料ガスとして、C1リッチ(メタン)な分離ガス(都市ガスB)を使用することで、オフガス量が変動しても、安定して水素を製造することができる。
By using a C1-rich (methane) separation gas (city gas B) as the raw material gas of the
従来技術では、LPGを分離製造するために、LNGの冷熱が必要であることから、LPGの分離製造は、LNG基地に隣接するという立地制約を受ける。これに対して、分離膜方式の分離装置110を用いたLPGの分離製造であれば、冷熱は必要がないため、立地の制約がなく、LNGの需要が多い石油化学プラント内への設置が可能になる。
In the prior art, since LNG needs to be cooled in order to separate and manufacture LPG, the separation and manufacturing of LPG is subject to a location restriction that it is adjacent to the LNG base. On the other hand, if LPG is separated and manufactured using the
そして、LPGの分離装置110の立地制約がなくなることから、分離装置110で分離したLPG(LPG成分ガス)を近隣の複数の石油化学プラントで専用導管を利用して融通することが可能となる。
Since the location restriction of the
また、LNG基地10で製造され、石油化学プラント80までパイプライン120で輸送される都市ガスAを、石油化学プラント80内に設置した分離膜方式の分離装置110を利用して、C1(メタン)リッチな都市ガスAと、C3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPG(LPG成分ガス)とに分離する。
Further, the city gas A manufactured at the
C1(メタン)リッチガスは、隣接する石油化学プラント80内の脱硫用途の水素製造装置に供給することで水素製造効率の向上を図る。また、周辺の工場におけるボイラ、加熱炉、発電機にも供給する。一方で分離されたC3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPG成分ガスは、エチレン・プロピレン製造装置180の原料ガス、及び、各種加熱用装置の燃料ガスとして利用することができる。
The C1 (methane) rich gas is supplied to a hydrogen production apparatus for desulfurization in the
石油化学プラント80において、流量や性状の安定しないオフガスは、主にボイラ140への加熱用熱源の燃料ガスとして使用し、水素製造装置170には主に都市ガスAから分離したC1(メタン)リッチな都市ガスBを使用することで、水素ガスの製造効率向上が期待できる。
In the
図4に示す比較用の石油化学プラント80Aは、エチレン・プロピレン製造装置180の原料としてLPGやナフサが利用され、エチレン・プロピレン製造装置180から発生するオフガスを水素製造装置170の原料ガス、および加熱用の燃料ガスとして利用されている。
The
図3に示す実施の形態1の石油化学プラント80では、都市ガスAから分離製造されたC1(メタン)リッチガス(都市ガスB)を水素製造装置170の原料ガス及びボイラ140の加熱用熱源の燃料ガスとして利用する。また、都市ガスAから分離されたもう一方の成分である、C3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPG(LPGガス)をエチレン・プロピレン製造装置180の原料ガスとして利用する。
In the
また、以上では、熱量調整装置12で熱量を調整した都市ガスAをパイプライン120で輸送する形態について説明したが、LNG基地10が熱量調整装置12を含まない場合には、都市ガスAとして、熱量調整が行われていないガス(未熱調ガス)をパイプライン120で輸送してもよい。
Moreover, although the form which transports the city gas A which adjusted the calorie | heat amount with the calorie | heat
未熱調ガスであっても、メタン以外の成分(炭素原子数が2以上の炭化水素系ガス)を含むからである。未熱調ガスをオフガスラインに供給することで、水素製造装置170の原料ガス、およびボイラ140の燃料ガスとして利用することができる。
This is because even an unheated gas contains components other than methane (a hydrocarbon gas having 2 or more carbon atoms). By supplying the unheated gas to the off-gas line, it can be used as a raw material gas for the
また、石油化学プラント80に設置した分離装置110で分離したC3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPGを専用導管を使用してコンビナート地区の複数プラントに供給し、複数プラントで原料ガス、燃料ガスとして使用してもよい。
In addition, C3 (propane) and C4 (butane) rich LPG separated by the
また、専用導管で供給するC3(プロパン)、C4(ブタン)リッチなLPGの熱量を安定させる必要がある場合には、分離後のLPGの熱量測定装置と、C1(メタン)リッチガス(都市ガスB)の注入装置を組み合わせて、熱量が安定したLPGを専用導管で供給すればよい。 In addition, when it is necessary to stabilize the calorific value of C3 (propane) or C4 (butane) rich LPG supplied through a dedicated conduit, the calorimeter of the LPG after separation and C1 (methane) rich gas (city gas B) The LPG having a stable calorific value may be supplied through a dedicated conduit by combining the injection devices in FIG.
また、C1(メタン)リッチガス(都市ガスB)を原料とする水素製造装置170で製造される水素ガスの純度をPSAや分離膜により高純度の水素ガスに精製し、燃料電池自動車用の水素ステーションに供給してもよい。また、高純度の水素ガスを専用導管を利用して近隣の石油化学プラントに供給してもよい。
In addition, the purity of the hydrogen gas produced by the
以上、実施の形態1によれば、湾岸部のLNG基地10から、パイプライン120(ガス本管)でガス供給システム100に都市ガスAを輸送する。パイプライン120は、既存の設備であり、湾岸部のLNG基地10のある地域から、方々へ延在している。また、パイプライン120によって輸送される都市ガスAには、熱量調整のために、LPG成分が数%程度含まれている。
As described above, according to the first embodiment, the city gas A is transported from the
このため、ガス供給システム100の分離装置110で都市ガスAを都市ガスBとLPGに分離すれば、内陸部でLPGを得ることができる。LPGは、例えば、ボンベに封入して近隣地域の家庭等に販売してもよい。この場合は、分離装置110がある場所が、LPG生成基地になる。また、都市ガスBは、例えば、ボイラ140等で消費すればよい。
For this reason, if city gas A is separated into city gas B and LPG by the
また、LPGは、石油化学プラント80の内部で利用してもよいし、あるいは、石油化学プラント80が存在する地域で利用してもよい。石油化学プラント80が存在する地域で利用する場合には、その地域におけるLPG供給源としての役割を担うことが可能になる。
Further, LPG may be used inside the
従来は、タンクローリーでLPGを輸送して石油化学プラント80で利用するか、あるいは、タンクローリーでLPGを内陸部のLPG生成基地に輸送して家庭用のボンベに詰めて販売していた。
Conventionally, LPG is transported by tank lorries and used in the
これに対して、実施の形態1では、パイプライン120でどこにでも都市ガスAを輸送することができ、輸送先に設けた分離装置110で都市ガスAを都市ガスBとLPGに分離することができる。
In contrast, in the first embodiment, the city gas A can be transported anywhere by the
このため、分離装置110を用意すれば、パイプライン120が埋設されている地域であれば、どこでもLPGを入手することができる。パイプライン120で輸送するので、従来のようにタンクローリーでLPGを輸送する場合に比べて、LPGを容易に輸送することができる。
For this reason, if the
<実施の形態2>
図5及び図6は、実施の形態2のガス供給システム100A、100Bを示す図である。
<Embodiment 2>
5 and 6 are diagrams showing
図5に示すガス供給システム100Aは、分離装置110A、110B、110C、減圧装置(自力式)131A、131B、131C、圧力計132A、132B、132C、及び流量計201を含む。
A
分離装置110A、110B、110Cは、互いに並列に接続されている。また、分離装置110A、110B、110Cは、それぞれ、減圧装置131A、131B、131C、圧力計132A、132B、132Cと直列に接続されている。
The
流量計201は、3つの分離装置110A、110B、110Cに対して1つ設けられており、分離装置110A、110B、110Cから出力される都市ガスBの流量を検出する。なお、図5では、分離装置110A、110B、110Cが分離するLPGは図示を省略する。
One
ガス供給システム100Aは、並列に接続した減圧装置(自力式)131A、131B、131Cの稼働を、都市ガスAの流量により制御することで、分離装置110A、110B、110Cを順番に稼働させるものである。減圧装置(自力式)を利用することで、特別な制御装置を必要としないことを特長とするシステムである。 ガス供給システム100Aでは、減圧装置(自力式)131A、131B、131Cがそれぞれ減圧する圧力範囲が、減圧装置131A、131B、131Cの順に大きくなるように設定されている。すなわち、減圧装置131Aが減圧する圧力範囲が最も低く、減圧装置131Cが減圧する圧力範囲が最も高く設定されている。
The
都市ガスAの流量が増加すると、減圧装置(自力式)の2次側に設置する圧力計132A、132B、132Cで検出される圧力が低下するため、減圧装置(自力式)の設定圧力を110A、110B、110Cの順に設定し、流量に応じた減圧装置(自力式)の稼働により、分離装置110A、110B、110Cを順番に稼働する。
When the flow rate of the city gas A increases, the pressure detected by the
圧力計132Aで検出される圧力が、第1所定値未満の場合は、制御装置200Aは、分離装置110Aのみを稼働させるために、減圧装置131Aをオンにし、減圧装置131B、131Cをオフにする。
When the pressure detected by the
圧力計132A及び132Bで検出される圧力が、第1所定値以上で第2所定値未満の場合は、制御装置200Aは、分離装置110A及び110Bを稼働させるために、減圧装置131A及び131Bをオンにし、減圧装置131Cをオフにする。
When the pressure detected by the
圧力計132A及び132Bで検出される圧力が、第2所定値以上の場合は、制御装置200Aは、分離装置110A、110B、及び110Cを稼働させるために、減圧装置131A、131B、及び131Cをオンにする。
図6に示すガス供給システム100Bは、分離装置110A、110B、110C、バイパスライン161、162、163、遮断弁161A、161B、161C、制御装置200B、及び流量計201を含む。
When the pressure detected by the
A
分離装置110A、110B、110Cは、互いに直列に接続されている。また、分離装置110A、110B、110Cには、それぞれ、バイパスライン161、162、163が並列に接続されている。バイパスライン161、162、163には、それぞれ、遮断弁161A、162A、163Aが設けられている。
The
流量計201は、分離装置110Cの下流側に1つ設けられており、分離装置110A、110B、110Cから出力される都市ガスBの流量を検出する。なお、図6では、分離装置110A、110B、110Cが分離するLPGは図示を省略する。
One
制御装置200Bは、コンピュータである。制御装置200Bは、流量計201で検出される都市ガスBの流量に基づき、分離装置110A、110B、110Cを順番に稼働する。
The
ガス供給システム100Bは、遮断弁161A、161B、161Cを制御装置200Bで制御することにより、都市ガスBの流量に応じて分離装置110A、110B、100Cの数を調整できるシステムである。
The
流量計201で検出される都市ガスBの流量が、第1所定値未満の場合は、制御装置200Bは、分離装置110Aのみを稼働させるために、遮断弁161Aを遮断するとともに、遮断弁162A、163Aを開放する。
When the flow rate of the city gas B detected by the
流量計201で検出される都市ガスBの流量が、第1所定値以上で第2所定値未満の場合は、制御装置200Bは、分離装置110A及び100Bを稼働させるために、遮断弁161Aと162Aを遮断するとともに、遮断弁163Aを開放する。
When the flow rate of the city gas B detected by the
流量計201で検出される都市ガスBの流量が、第2所定値以上の場合は、制御装置200Bは、分離装置110A、110B、及び100Cを稼働させるために、遮断弁161A、162A、及び163Aを遮断する。
When the flow rate of the city gas B detected by the
以上、本発明の例示的な実施の形態のガス供給システムについて説明したが、本発明は、具体的に開示された実施の形態に限定されるものではなく、特許請求の範囲から逸脱することなく、種々の変形や変更が可能である。 The gas supply system according to the exemplary embodiment of the present invention has been described above, but the present invention is not limited to the specifically disclosed embodiment, and does not depart from the scope of the claims. Various modifications and changes are possible.
10 LNG基地
11A、11B タンク
12 熱量調整装置
13 気化器
100、100A、100B ガス供給システム
110 分離装置
120 パイプライン
131 減圧装置
132 圧力計
133 流量調整装置
134 遮断弁
135 バイパスライン
135A 遮断弁
136 圧力計
流量計137
減圧装置138
139 逆止弁
140 ボイラ
150 液化装置
151 圧力計
152 遮断弁
153 ガス管
154 GC
155 バルブ
156 バルブ
158 バルブ
157 ガス管
161、162、163 バイパスライン
161A、161B、161C 遮断弁
170 水素製造装置
180 エチレン・プロピレン製造装置
200A、200B 制御装置
201 流量計
DESCRIPTION OF
Pressure reducing
139
155
Claims (7)
前記ガス本管に接続され、前記第1都市ガスを、前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスと前記第1都市ガスから前記炭素原子数が2以上の炭化水素系ガスを分離除去した第2都市ガスとに分離する分離器と
を含む、ガス供給システム。 A gas main for transporting a first city gas including methane gas and a hydrocarbon-based gas having 2 or more carbon atoms;
The first city gas is connected to the gas main, and the hydrocarbon gas having 2 or more carbon atoms and the hydrocarbon gas having 2 or more carbon atoms are separated and removed from the first city gas. A gas supply system including a separator that separates the second city gas.
前記複数組の前記減圧装置及び前記分離器は、前記ガス本管に対して並列に接続されており、
複数の減圧装置は、減圧後の圧力設定値が異なり、
前記第1都市ガスの流量の増大に応じて、前記圧力設定値が高い減圧装置に直列に接続される前記分離器から順番に稼働する、請求項3記載のガス供給システム。 Including a plurality of sets of the decompression device and the separator connected in series with each other;
The plurality of sets of the decompression device and the separator are connected in parallel to the gas main pipe,
Multiple decompressors have different pressure settings after decompression,
4. The gas supply system according to claim 3, wherein the gas supply system operates sequentially from the separator connected in series to a decompression device having a high pressure set value in accordance with an increase in the flow rate of the first city gas.
前記複数の分離器は、直列に接続されており、
前記第1都市ガスの流量の増大に応じて、前記遮断弁の開閉を制御して、稼働する前記分離器の数を増大させる、請求項1乃至3のいずれか一項記載のガス供給システム。 Including a plurality of separators, a plurality of bypass pipes connected in parallel to the plurality of separators, and a plurality of shut-off valves respectively inserted in series in the plurality of bypass pipes,
The plurality of separators are connected in series,
The gas supply system according to any one of claims 1 to 3, wherein the number of the separators to be operated is increased by controlling the opening and closing of the shut-off valve according to an increase in the flow rate of the first city gas.
The gas supply system according to any one of claims 1 to 6, wherein a vaporizer is connected to a second end portion of the gas main pipe opposite to the first end portion to which the separator is connected.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016065857A JP6646500B2 (en) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | Gas supply system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016065857A JP6646500B2 (en) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | Gas supply system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2017180573A true JP2017180573A (en) | 2017-10-05 |
JP6646500B2 JP6646500B2 (en) | 2020-02-14 |
Family
ID=60005828
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016065857A Active JP6646500B2 (en) | 2016-03-29 | 2016-03-29 | Gas supply system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6646500B2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110513600A (en) * | 2019-09-06 | 2019-11-29 | 中国石油工程建设有限公司 | A kind of gaseous ethane pipe end flow assurance system and method |
CN113819400A (en) * | 2021-07-30 | 2021-12-21 | 西安西热节能技术有限公司 | Multi-source integrated automatic switching combined steam supply system and method |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH07293798A (en) * | 1994-04-19 | 1995-11-10 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Combined cylindrical canister |
JPH09323016A (en) * | 1996-06-07 | 1997-12-16 | Osaka Gas Co Ltd | Gas separation, gas separator and gas separating material |
JP2001165398A (en) * | 1999-12-10 | 2001-06-22 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Method of preventing blocking-up of piping in hydrate generation plant and device thereof |
JP2002038170A (en) * | 2000-07-28 | 2002-02-06 | Osaka Gas Co Ltd | Method for producing town gas |
JP2003028398A (en) * | 2001-07-17 | 2003-01-29 | Tokyo Gas Co Ltd | Town gas supplying method and device |
JP2004533927A (en) * | 2001-07-09 | 2004-11-11 | ウイーンガス ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツング | Apparatus and method for separating purified methane |
US20110277497A1 (en) * | 2008-02-11 | 2011-11-17 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Method and apparatus for processing hydrocarbon liquefied gas |
WO2014010033A1 (en) * | 2012-07-11 | 2014-01-16 | 中国電力株式会社 | Lng terminal, and gas and/or lng supply method for lng terminal |
WO2016023098A1 (en) * | 2014-08-15 | 2016-02-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
-
2016
- 2016-03-29 JP JP2016065857A patent/JP6646500B2/en active Active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH07293798A (en) * | 1994-04-19 | 1995-11-10 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Combined cylindrical canister |
JPH09323016A (en) * | 1996-06-07 | 1997-12-16 | Osaka Gas Co Ltd | Gas separation, gas separator and gas separating material |
JP2001165398A (en) * | 1999-12-10 | 2001-06-22 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Method of preventing blocking-up of piping in hydrate generation plant and device thereof |
JP2002038170A (en) * | 2000-07-28 | 2002-02-06 | Osaka Gas Co Ltd | Method for producing town gas |
JP2004533927A (en) * | 2001-07-09 | 2004-11-11 | ウイーンガス ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツング | Apparatus and method for separating purified methane |
JP2003028398A (en) * | 2001-07-17 | 2003-01-29 | Tokyo Gas Co Ltd | Town gas supplying method and device |
US20110277497A1 (en) * | 2008-02-11 | 2011-11-17 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Method and apparatus for processing hydrocarbon liquefied gas |
WO2014010033A1 (en) * | 2012-07-11 | 2014-01-16 | 中国電力株式会社 | Lng terminal, and gas and/or lng supply method for lng terminal |
WO2016023098A1 (en) * | 2014-08-15 | 2016-02-18 | 1304338 Alberta Ltd. | A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110513600A (en) * | 2019-09-06 | 2019-11-29 | 中国石油工程建设有限公司 | A kind of gaseous ethane pipe end flow assurance system and method |
CN110513600B (en) * | 2019-09-06 | 2024-04-16 | 中国石油工程建设有限公司 | Gaseous ethane pipeline tail end flow guarantee system and method |
CN113819400A (en) * | 2021-07-30 | 2021-12-21 | 西安西热节能技术有限公司 | Multi-source integrated automatic switching combined steam supply system and method |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6646500B2 (en) | 2020-02-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101090231B1 (en) | Apparatus and method for producing liquefied hydrocarbone gas | |
KR102213569B1 (en) | liquefaction system of boil-off gas and ship having the same | |
AU2012350743B2 (en) | Method and apparatus for removing nitrogen from a cryogenic hydrocarbon composition | |
AU2005301407B2 (en) | Process for extracting natural gas liquids from natural gas | |
JP6646500B2 (en) | Gas supply system | |
AU2016342139A1 (en) | Method and system for preparing a lean methane-containing gas stream | |
US10677524B2 (en) | System and method for liquefying production gas from a gas source | |
CN101405535B (en) | Method and system for the regasification of LNG | |
RU2647301C9 (en) | Gas-chemical cluster | |
CN102620522B (en) | Process and device for producing liquefied natural gas (LNG) and removing hydrogen and nitrogen through throttling flash evaporation | |
JP2017180574A (en) | Gas supply system and energy utilization system | |
JP5001031B2 (en) | Mixed gas supply device and composition variation adjustment method in mixed gas supply device | |
Amin et al. | The Cryocell: an advanced gas sweetening technology | |
KR101271050B1 (en) | Apparatus and method for heat exchanging with condensate | |
Shah et al. | Future Prospect Analysis of Liquefied Petroleum Gas (LPG) and Liquefied Natural Gas (LNG) in Bangladesh: Economic and Technological Case Studies | |
ES2827274T3 (en) | Odorized methane fluids and processes for the production of odorized methane fluids and their use | |
KR101711944B1 (en) | Fuel gas supply system | |
KR20090086923A (en) | Method and system for suppling natural gas | |
KR20100091553A (en) | Ship | |
CN204460933U (en) | A kind of CNG device with light ends unit | |
Raei et al. | LPG Recycling Process Design in Paraxylene Production Unit | |
Johnson et al. | Design Analysis of Natural Gas Liquid and the Utilization, Fractionation of Lpg Production | |
Wetzel Jr | Natural Gas-Its Value as A Function of Its Chemical and Physical Characteristics | |
Lang | Liquefaction and Processing Solutions for Stranded Gas | |
KR20180051963A (en) | liquefaction system of boil-off gas and ship having the same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20180827 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190716 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190903 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20191008 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20191127 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821 Effective date: 20191127 |
|
A911 | Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911 Effective date: 20191216 |
|
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: 20200107 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20200110 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6646500 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |