JP2019066063A - 天然ガスの製造装置および天然ガスの製造方法 - Google Patents

Abstract

【課題】リボイラーにスチーム等の高価な熱源を追加で使用することなく、ＮＧＬの回収率を維持しながら、要求される圧力（例えば６ＭＰａ〜１０ＭＰａなどの高圧）のＮＧを供給することができる、天然ガスの製造装置および供給方法を提供する。【解決手段】過冷却状態の加圧された液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として、原料供給部１０１、第一熱交換器１、第二熱交換器２、第一気化器３、第一膨張タービン４、を介して、第二熱交換器２をさらに経由した後に第一蒸留塔７に導入される。第一蒸留塔７の塔頂部から導出されるメタンリッチの気体成分は天然ガスとして供出される。第一蒸留塔７の塔底部に貯留された液体成分は第二蒸留塔９に導入される。第二蒸留塔９の塔頂部からはメタンリッチの気体成分が天然ガスとして供出される。第二蒸留塔９の塔底部からは天然ガス液が供出される。【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガスを原料とした天然ガスの製造装置および天然ガスの製造方法に関し、特に天然ガス液の回収率を維持しながら、要求される圧力（例えば６ＭＰａ〜１０ＭＰａなどの高圧）の天然ガスを供給することができる、天然ガスの製造装置および供給方法として有用である。

天然ガス（ＮＧ（Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ））は、輸送や貯蔵の利便性などのため、液化天然ガス（ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ））として貯蔵され、これを気化した後に、主として火力発電用や都市ガス用として用いられる。また、シェールガス革命以降、ＬＮＧスポット市場にて安価なＬＮＧが入手できるようになったこともあり、様々な原産国のＬＮＧを利用するケースも増えてきた。また、例えばＮＧを発電用燃料とした場合、燃焼エネルギーを増加させて発電量の増加を図る上では、むしろメタン１００％の方が都合良い。一方、エタン等炭素数の大きな成分（以下「エタン等成分」ということがある）は化学プラントの原料として価値が有るだけではなく、ＬＮＧの高カロリー化として使用することによってＬＰＧ（Ｌｉｑｕｉｄ ｐｒｏｐａｎｅ ｇａｓ）の使用量を削減できるメリットもある。そういった状況に鑑みて、ＬＮＧ消費場所（ＬＮＧ受入基地）において、ＬＮＧをメタンリッチなガスであるＮＧとエタン等成分とに分離するエネルギー効率の高いプロセスを提供することが要求されている。

ＬＮＧから天然ガス液（ＮＧＬ（Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｌｉｑｕｉｄ））を抽出し、ＮＧを供給する技術は、主に発電所やパイプラインに供給する燃料ガスの熱量調整を目的とした技術であるが、たとえば特許文献１においては、ＮＧ供給圧力に昇圧された原料ＬＮＧを蒸留操作可能な圧力に一度減圧してから、蒸留によってＮＧとＮＧＬに分離し、減圧の際に係る膨張エネルギーを膨張タービンで回収し、その動力によって駆動される圧縮機によって分離されたＮＧを再度ＮＧ供給圧力に昇圧することによって、ＮＧ供給と熱量調整の目的を達成していた。

特許文献２では、高圧のＮＧ供給のために蒸留塔の塔頂から回収されたメタンを圧縮機ですべて昇圧した後、液化してポンプでさらに昇圧し、蒸発させてＮＧを供給していた。

特開２０１６−１５６５８１号公報 米国特許出願公開第２００９／０２８２８６５号明細書

原料となるＬＮＧに含まれる成分は、ＬＮＧの産出地等により異なり、炭素数３以上の炭化水素であるプロパン、ブタン等を多く含有する場合もある。その場合には、ＬＮＧの沸点上昇がおこるため、メタンリッチなＮＧを取り出す際のメタンの回収率が低下する。メタン回収率維持のためには、蒸留塔の運転温度を上昇させるか、または蒸留塔の運転圧力を低下させる必要がある。
蒸留塔の運転温度を上昇させるためには、ＬＮＧの蒸留を行う蒸留塔のリボイラーとして広く用いられている海水や工業用水等に代えて、スチームや温水を供給することが考えられる。しかし、スチームや温水は天然ガスや電気を熱源とするため、エネルギー効率が悪く、運転コストも高額となる。
一方、リボイラーには従来どおり海水を使用し、蒸留塔の運転圧力を低下させる場合には、天然ガスや電気といった熱源は不要であるが、得られたＮＧの圧力が使用用途に応じた要求圧力に満たない場合が懸念される。

しかし、ＮＧ発電に係る発電設備の高圧化等により、ＮＧ供給圧力は上昇傾向にある。蒸留操作において効率的な運転圧力はＬＮＧ組成に依存するためほぼ一定と考えることができるので、特許文献１に開示される装置を使用する場合、原料ＬＮＧ供給圧力と蒸留塔運転圧力の差は大きくなる。この圧力差は、上記原料ＬＮＧの膨張およびＮＧの再圧縮に係る膨張および圧縮比率の上昇を招き、ＮＧ供給圧力に到達するためには、追加の圧縮機が必要となる可能性があった。
一方、特許文献２に開示される方法では、供給されるＮＧ全量を処理するポンプが必要なので、高コストであった。
また、特に原料ＬＮＧがプロパン等の炭素数３以上の炭化水素成分をより多く含む場合、該蒸留塔の運転圧力は、底部の液組成とリボイル熱源の温度に基づく気液平衡によって決まるため、蒸留塔の運転圧力が低下することにより、原料ＬＮＧ供給圧力と蒸留塔運転圧力の差がさらに大きくなる傾向がある。

上記実情に鑑みて、本発明では、例えば海水を利用することでリボイラーにスチーム等の高価な熱源を追加で使用することなく、ＮＧＬの回収率を維持しながら、要求される圧力（例えば６ＭＰａ〜１０ＭＰａなどの高圧）のＮＧを供給することができる、天然ガスの製造装置および供給方法を提供することにある。

本発明に係る天然ガスの製造装置は、
液化天然ガスから天然ガス液を抽出し、天然ガスを供給する装置であって、
過冷却状態の加圧された液化天然ガスが原料として、原料供給部、第一熱交換器、第二熱交換器、第一気化器、第一膨張タービン、を介して、前記第二熱交換器をさらに経由した後に第一蒸留塔に導入される原料供給流路と、
前記第一蒸留塔の塔底部の液体成分Ｄを加熱する第一リボイラーと、
前記第一蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ａが分岐され、該気体成分Ａから分離された一方の気体成分Ｂが、前記第一膨張タービンと連結された第一圧縮機を介して、前記天然ガスとして供出される第一天然ガス供出流路と、
前記気体成分Ａから分離された他方の気体成分Ｃが、前記第一熱交換器を介して第一還流液として前記第一蒸留塔の上部に導入される第一還流流路と、
前記第一蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｄが第二蒸留塔に導入される塔底液供給流路と、
前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅが第三熱交換器を介して液化された後に分岐され、該気体成分Ｅから分離された一方の液体成分Ｆが第二還流液として前記第二蒸留塔上部に導入される第二還流流路と、
前記気体成分Ｅから分離された他方の液体成分Ｇが加圧手段および第二気化器を介して、前記天然ガスとして供給される第二天然ガス供給流路と、
前記第二蒸留塔の塔底部の液体成分Ｈを加熱する第二リボイラーと、
前記第二蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｈが前記天然ガス液として供出される天然ガス液供出流路と、を備え、
前記第一熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｃが凝縮され、前記第一還流液が作製され、
前記第二熱交換器において、前記第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって前記第一膨張タービンから導出された気体状態の前記液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記第一蒸留塔に導入される前記原料が作製され、
前記第三熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｅが低温凝縮され、前記第二還流液と前記液体成分Ｇが作製される。

また、本発明は、液化天然ガスから天然ガス液を抽出し、天然ガスを製造する方法であって、
（１）原料供給部から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が、前記液化天然ガスの寒冷の一部を放出した後に第一蒸留塔に導入され、
（２）前記第一蒸留塔の塔頂部からメタンリッチの気体成分Ａが導出され、
（３）前記気体成分Ａは分岐され、該気体成分Ａから分離された一方の気体成分Ｂは、昇圧された後に、前記天然ガスとして供出され、
（４）前記気体成分Ａから分離された他方の気体成分Ｃは、冷却された後に、第一還流液として前記第一蒸留塔の上部に導入され、
（５）前記第一蒸留塔の塔底部に貯留された液体成分Ｄは第一リボイラーを介して加熱され、
（６）前記第一蒸留塔の塔底部から導出された液体成分Ｄのうち少なくとも一部が第二蒸留塔に導入され、
（７）前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅは冷却され、
（８）液化された後に分岐され、該気体成分Ｅから分離された一方の液体成分Ｆが第二還流液として前記第二蒸留塔上部に導入され、前記気体成分Ｅから分離された他方の液体成分Ｇは昇圧され、気化された後に前記天然ガスとして供給され、
（９）前記第二蒸留塔の塔底部に貯留された液体成分Ｈは第二リボイラーを介して加熱され、
（１０）前記第二蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｈは前記天然ガス液として供出されることを特徴とする。

原料供給部から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が、前記液化天然ガスの寒冷の一部を放出した後に第一蒸留塔に導入される（１）のプロセスにおいて、第一蒸留塔に導入される液化天然ガスは、その組成や温度により異なり、気液混合状態または気体状態である。

また、本発明に係る天然ガスを製造する方法は、
前記原料供給部から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が、第一熱交換器、第二熱交換器、第一気化器、第一膨張タービン、を介して、原料として、第一蒸留塔に導入され、
前記第一熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｃが凝縮され、前記第一蒸留塔所の上部に導入される第一還流液が作製され、
前記第二熱交換器において、前記第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって前記第一膨張タービンから導出された液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記原料が作製され、
前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅは第三熱交換器を介して液化され
前記第三熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｅが低温凝縮され、前記第二還流液と前記液体成分Ｇが作製されることができる。

原料ＬＮＧが第一蒸留塔に導入され、蒸留されることにより、塔頂部にはメタンリッチな気体成分Ａが得られ、塔底部には液体成分Ｄが貯留される。本発明においては、液体成分Ｄにメタンガスが含有されることができるため、液体成分Ｄを加熱するリボイラーには、天然ガスや電気といった熱源を投入せず、たとえば加温していない海水を使用することができる。また、比較的高い圧力で第一蒸留塔を運転することができるため、多段の圧縮機を使用せずに高圧のＮＧを供給することが可能となる。

炭素数３以上の炭化水素を多く含む原料ＬＮＧを、天然ガスや電気といった熱源を使用しないリボイラーを有する第一蒸留塔に導入した場合、蒸留を実施すると塔頂部でメタンリッチな気体成分Ａが得られるが、塔底部に貯留される液体成分Ｄにはより多くのメタンが含有される。炭素数３以上の炭化水素が含有されることにより原料ＬＮＧの沸点が上昇するためである。
メタンを含有する液体成分Ｄは第二蒸留塔へ導入され、蒸留される。ここで液体成分Ｄ中のメタンはメタンリッチの気体成分Ｅとして第二蒸留塔の塔頂部から導出され、液体成分Ｄ中のエタン等成分は、液体成分Ｈとして第二蒸留塔の塔底部から導出され、天然ガス液として供出される。
このように、本発明では、第二蒸留塔を設置することにより、第一蒸留塔の塔底部に貯留したメタンを含有する液体成分をさらに蒸留し、メタンリッチの気体成分と天然ガス液を得ることが可能となる。したがって原料ＬＮＧ中に炭素数３以上の炭化水素が多く含有される場合であっても、リボイラーに熱源を投入することなく、ＮＧＬの回収率を維持しながら、天然ガスを供給することができる。

さらに本発明によれば、高い圧力で天然ガスを供出する場合に、第一蒸留塔の運転圧力を上昇させることが可能となる。第一蒸留塔の運転圧力が上昇すると、第一蒸留塔の塔底部に貯留する液体成分Ｄに含有されるメタン成分が上昇する。しかしメタンを含有する液体成分Ｄは第二蒸留塔においてさらに蒸留され、メタンリッチの気体成分と天然ガス液を得ることが可能となり、ＮＧＬの回収率も維持される。第一蒸留塔の運転圧力が高いことから、第一蒸留塔の頭頂部から得られるメタンリッチの気体成分Ａの圧力も高い。したがって気体成分Ａを圧縮する圧縮機を多段化しなくとも高い圧力で天然ガスを供出できる。

本発明に係る天然ガスの製造装置は、
前記原料供給流路において、前記第一気化器の下流に第二膨張タービンが設けられ、
前記第一気化器から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が前記第二膨張タービンを介して前記第一蒸留塔に導入され、
前記第一天然ガス供出流路において、第一圧縮機の後段に第四熱交換器と第二圧縮機とが設けられ、
前記第一圧縮機から供給された前記気体成分Ｂが前記第四熱交換器と前記第二圧縮機を介して前記天然ガスとして前記第一天然ガス供出流路から供出され、
前記第二熱交換器において、前期第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって、前記第一膨張タービンから導出された液化天然ガスおよび前記第二膨張タービンから導出された液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記原料が作製されることができる。

本発明によれば、第一圧縮機で圧縮されたメタンリッチの気体成分Ａがさらに第二圧縮機で圧縮されることにより、さらに高圧で天然ガスを供出することが可能となる。また、第一圧縮機で圧縮された気体成分Ａは、第四熱交換器で冷却されることによりさらに効率よく第二圧縮機で圧縮される。
供出する天然ガスに要求される圧力が変動することも考えられるが、要求される圧力が低い場合には、第一圧縮機から導出された天然ガスを直接供出し、要求される圧力が高い場合には第二圧縮機から導出された天然ガスを供出するように制御することもできる。
このように、本発明によればリボイラーに熱源を投入することなく、ＮＧＬの回収率を維持しながら、広い圧力範囲で天然ガスを供給することが可能となる。

本発明に係る天然ガスの製造装置はまた、
前記第一圧縮機の下流であって、前記第四熱交換器の上流に分岐バイパスラインが設けられ、
前記分岐バイパスラインに第一遮断弁が設けられ、
前記第一遮断弁は、前記第一天然ガス供出流路に配置された第一圧力計により測定される圧力値に基づいて制御されることができる

本発明によれば、天然ガス供給圧力が変動する場合において、天然ガス供給圧力が所定の圧力よりも低いときは後段に設けられた第二圧縮機を停止し、前段の第一圧縮機の下流側に設けられた分岐バイパスラインの第一遮断弁を開けることにより、第一圧縮機のみを用いて天然ガスを昇圧することができる。一方、天然ガス供給圧力が所定の圧力よりも高いときには後段に設けられた第二圧縮機を起動し、第一遮断弁を閉じることにより、第一圧縮機に続いて代に圧縮機により天然ガスをさらに昇圧することができる。
天然ガスの供給圧力は、第一天然ガス供出流路に配置された第一圧力計により測定することができる。測定圧力に基づいて、第一圧縮機のみを使用するか、第一圧縮機および第二圧縮機の両方を使用するかを選択することができ、圧縮機に用いられる動力を最適化することが可能となる。

本発明に係る天然ガスの製造装置はまた、前記第二圧縮機に第一発電機が連結されて設けられることができる。

第一天然ガス供出流路から供給される天然ガスの圧力が所定の値よりも低い場合には、前述のとおり第二圧縮機が停止される。この場合、第二圧縮機に連結された膨張タービンで回収される動力は、ギアによって第二圧縮機に連結された第一発電機によって電気エネルギーとして回収されることができる。このため、天然ガス供給圧力の変動に対応した最適条件の機能を確保するとともに、第二膨張タービンのみの稼動に応じた発電量を確保することができる。

（発明５）
本発明に係る天然ガスの製造装置はまた、前記第一気化器の下流に、前記第二膨張タービンと並列に配置された第三膨張タービンが設けられ、前記第三膨張タービンに第二発電機が連結されて設けられることができる。

第一天然ガス供出流路から供給される天然ガスの圧力が所定の値よりも低い場合には、前述のとおり第二圧縮機が停止される。この場合、第二膨張タービンも停止し、第一気化器から供給される液化天然ガスは、第二膨張タービンへは供給されず、第三膨張タービンへ供給される。第三膨張タービンは圧縮機とは連結されておらず、第二発電機と連結されている。このため、本発明では、天然ガス供給圧力の変動に対応した最適条件の機能を確保するとともに、第三膨張タービンのみの稼動に応じた発電量を確保することができる。

本発明に係る天然ガスの製造方法において、第一リボイラーの温度が０℃以上３０℃以下であり、前記第二リボイラーの温度が０℃以上３０℃以下であることができる。

本発明によれば、第一リボイラーおよび第二リボイラーに熱源を投入することなく、ＮＧＬの回収率を維持しながら、広い圧力範囲で天然ガスを供給することが可能となる。第一リボイラーおよび第二リボイラーの温度の範囲は、０℃以上３０℃以下が好ましく、５℃以上１０℃以下がさらにより好ましい。
前記温度範囲では、リボイラーにはたとえば加温していない海水を使用することができ、天然ガスを燃焼させたり電気による加熱をしたりすることによって得られるスチームや温水を使用する必要はない。すなわち、天然ガスの燃焼や電気等の追加の熱源を使用する必要がない。
熱交換器の運用の観点からは、第一リボイラーおよび第二リボイラーの温度の下限値が５℃程度であれば、熱交換器の熱負荷変動が大きい場合であっても、水の固化を抑制しながら運転することができる。また第一リボイラーおよび第二リボイラーの温度の上限値が１０℃程度であれば、海水温または工業用水温度が１５℃程度の海水または工業用水を使用することができる。

本発明の構成では、リボイラーの温度が低いために第一蒸留塔の塔底部に貯留する液体成分Ｄにはより多くのメタンが含有される。メタンを含有する液体成分Ｄは第二蒸留塔へ導入され、蒸留される。ここで液体成分Ｄ中のメタンはメタンリッチの気体成分Ｅとして第二蒸留塔の塔頂部から導出され、液体成分Ｄ中のエタン等成分は液体成分Ｈとして第二蒸留塔の塔底部から導出され、天然ガス液として供出される。
このように、本発明では、第二蒸留塔を設置することにより、第一蒸留塔の塔底部に貯留したメタンを含有する液体成分をさらに蒸留し、メタンリッチの気体成分Ｅと天然ガス液を得ることが可能となる。したがってリボイラーに熱源を投入することなく、ＮＧＬの回収率を維持しながら、天然ガスを供給することができる。

本発明に係る天然ガスの供給方法において、第三熱交換器に導入される前記液化天然ガスの、前記第三熱交換器導入時の温度は−１８０℃以上−１２５℃以下であることができる。

本発明において、−１８０℃以上−１２５℃以下の原料ＬＮＧの一部を直接第三熱交換器に導入することにより、第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅに含有されるメタンが冷却、凝縮され、ポンプで昇圧された後に天然ガスとして供出される。−１８０℃以上−１２５℃以下の温度であれば、メタンが冷却、凝縮されるため、効率的に第二蒸留塔の上部からメタンガスを回収することができる。
加圧手段で昇圧された後に加温器により蒸発されて供出されてもよい。本発明によれば第二蒸留塔に導入されたメタン成分を回収し、天然ガスとして供出できることから、原料ＬＮＧ中のメタンの回収率をさらに上昇させることができる。

実施形態１の天然ガスの製造装置の構成例を示す図である。 実施形態１の天然ガスの製造装置の構成例における実証結果を例示する図である。 実施形態２の天然ガスの製造装置の構成例を示す図である。 実施形態２の天然ガスの製造装置の構成例における実証結果を例示する図である。 実施形態２の天然ガスの製造装置の別の構成例を示す図である。 実施形態２の天然ガスの製造装置の別の構成例を示す図である。 実施形態２の天然ガスの製造装置の別の構成例を示す図である。

以下に本発明のいくつかの実施形態について説明する。以下に説明する実施形態は、本発明の一例を説明するものである。本発明は以下の実施形態になんら限定されるものではなく、本発明の要旨を変更しない範囲において実施される各種の変形形態も含む。なお、以下で説明される構成の全てが本発明の必須の構成であるとは限らない。

（本発明に係る天然ガスの製造装置）
本発明に係る天然ガスの製造装置は、液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として第一蒸留塔に導入され、第一蒸留塔の塔頂部から導出された気体成分からメタンリッチの天然ガス（ＮＧ）が作製され、塔底部から導出された液体成分はさらに第二蒸留塔に導入され、第二蒸留塔の塔頂部から導出された気体成分からメタンリッチの天然ガス（ＮＧ）が作製され、塔底部から導出された液体成分から天然ガス液（ＮＧＬ）が作製される。
過冷却状態の加圧された液化天然ガスが原料として、原料供給部、第一熱交換器、第二熱交換器、第一気化器、第一膨張タービン、を介して、前記第二熱交換器をさらに経由した後に第一蒸留塔に導入される原料供給流路と、
前記第一蒸留塔の塔底部の液体成分Ｄを加熱する第一リボイラーと、
前記第一蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ａが分岐され、その一方の気体成分Ｂが、前記第一膨張タービンと連結された第一圧縮機を介して、前記天然ガスとして供出される第一天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｃが、前記第一熱交換器を介して第一還流液として前記第一蒸留塔の上部に導入される第一還流流路と、
前記第一蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｄが第二蒸留塔に導入される塔底液供給流路と、
前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅが第三熱交換器を介して液化された後に分岐され、その一方の液体成分Ｆが第二還流液として前記第二蒸留塔上部に導入される第二還流流路と、他方の液体成分Ｇが加圧手段および第二気化器を介して、前記天然ガスとして供給される第二天然ガス供給流路と、
前記第二蒸留塔の塔底部の液体成分Ｈを加熱する第二リボイラーと、
前記第二蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｈが前記天然ガス液として供出される天然ガス液供出流路と、を備える。
前記第一熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｃが凝縮され、前記第一還流液が作製され、
前記第二熱交換器において、前記第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって前記第一膨張タービンから導出された液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記原料が作製され、
前記第三熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｅが低温凝縮され、前記第二還流液と前記液体成分Ｇが作製される。以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。

（実施形態１）
実施形態１の天然ガスの製造装置について、図１を参照し説明する。実施形態１の天然ガスの供給装置１００は、
液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として原料供給部１０１から第一蒸留塔７に導入され、第一蒸留塔７の塔頂部から導出された気体成分からメタンリッチの天然ガス（ＮＧ）が作製され、塔底部から導出された液体成分はさらに第二蒸留塔９に導入され、第二蒸留塔９の塔頂部から導出された気体成分からメタンリッチの天然ガス（ＮＧ）が作製され、塔底部から導出された液体成分から天然ガス液（ＮＧＬ）が作製される。
ここで原料供給部１０１から供給された過冷却状態の加圧されたＬＮＧの一部は、第一熱交換器１〜第二熱交換器２〜第一気化器３、第一膨張タービン４の寒冷放出過程を介して気化され、気化されたＬＮＧはさらに第二熱交換器２を介して気液混合体が形成され、原料として第一蒸留塔７に導入される。第二熱交換器２においては、ＵターンしたＬＮＧが向流的にＬＮＧ自身と熱交換を行うことにより、放出過程にあるＬＮＧの寒冷が、いったん気化されたＬＮＧ自身の冷却、凝縮に用いられる。つまり蒸留塔に導入される原料作成過程におけるＬＮＧのフローにおいて、ＬＮＧの寒冷が放出のみならず、放出された寒冷の一部が受容されることによって、さらに有効に寒冷を利用することができる。

具体的には、過冷却状態の加圧されたＬＮＧが原料として、原料供給部１０１、第一熱交換器１、第二熱交換器２、第一気化器３、第一膨張タービン４、を介して、第二熱交換器２をさらに経由した後に第一蒸留塔７に導入される原料供給流路１０２を、天然ガスの製造装置は備える。低温高圧（たとえば例えば約−１３５℃，約１０ＭＰａ）のＬＮＧが、液状で原料供給部１０１から供給され、第一熱交換器１、第二熱交換器２を介して順次寒冷を放出した後、第一気化器３よって気化される。気化されたＬＮＧは、第一膨張タービン４によって気化され低温化されるとともに原料として最適な所定の圧力（例えば約３．２ＭＰａ）まで減圧され、低温低圧のガス状ＬＮＧとされる。ガス状ＬＮＧは、再度第二熱交換器２によって原料として最適な所定の温度まで冷却される。このときの所定の温度とは、所定の組成のＬＮＧが最適圧力下において凝縮し気液併存状態を形成する温度をいい、例えば下表１に例示する組成のＬＮＧの場合は約３．２ＭＰａにおいて約−８０℃が好適である。凝縮したＬＮＧは、第一蒸留塔７に導入される。

第一蒸留塔７は、第一蒸留塔７の塔底部に貯留された液体成分Ｄを加熱する第一リボイラー２０１を備える。第一リボイラー２０１では、液体成分Ｄと第一リボイラー２０１の熱媒体が熱交換を行うことによって液体成分Ｄが加温される。第一リボイラー２０１の温度は、海水や工業用水で維持できる温度であればよく、具体的には０℃以上３０℃以下の範囲である。このため、具体的には加温していない海水を用いることができ、第一リボイラー２０１の熱媒体を加熱するための加熱手段を設ける必要はない。

第一リボイラー２０１において加熱された液体成分Ｄは第一蒸留塔７の塔底部に再度導入され、第一蒸留塔７において蒸留され、第一蒸留塔７の塔頂部からはメタンリッチの気体成分Ａが導出され、第一蒸留塔７の塔底部からは液体成分Ｄが導出される。

第一蒸留塔７の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ａは分岐され、該気体成分Ａから分離された一方の気体成分Ｂが、前記第一膨張タービン４と連結された第一圧縮機５を介して、前記天然ガスとして供出される。具体的には、第一蒸留塔７の塔頂部から導出された気体成分Ａは、低温低圧（たとえば約−９５℃、約３．２ＭＰａ）のメタンリッチのＮＧである。本実施形態においては、気体成分Ａに対して、原料の作製に用いられる第一膨張タービン４と連結された第一圧縮機５による断熱圧縮を行うことによって、追加のエネルギーを導入することなく昇温、昇圧処理を行うことができる。第一圧縮機５から導出された気体成分ＡはそのままＮＧとして供給することもできるが、所定の温度および圧力（たとえば１５℃、約１０．６ＭＰａ）の製品ＮＧとして取り出すためには、第一圧縮機５の後段に配置された加温器６により加温しても良い。

第一蒸留塔７の塔頂部から導出された気体成分Ａのうち、分離された他方の気体成分Ｃは、第一熱交換器１を介して冷却、凝縮され、第一還流液として前記第一蒸留塔７の上部に導入される。
具体的には、他方の気体成分Ｃが、第一熱交換器１を介して第一還流液として前記第一蒸留塔７の上部に導入される第一還流流路１０４を備える。第一熱交換器１において低温低圧の気体成分Ａ（たとえば約９５℃、約３．２ＭＰａ）は過冷却のＬＮＧと熱交換をすることにより冷却され、凝縮されて第一蒸留塔７へ導入される。

第一蒸留塔７の底部に貯留された液体成分Ｄは、塔底液供給流路１０５から第二蒸留塔９に導入される。液体成分Ｄには所定量のメタンが含有される。このため第二蒸留塔９において蒸留されることにより、第二蒸留塔９の塔頂部からはメタンリッチ成分Ｅが得られ、第二蒸留塔９の塔底部からは液体成分Ｈが得られる。
第二蒸留塔９は第一蒸留塔７よりも低い圧力で運転されることから（たとえば１．８ＭＰａ）、第二蒸留塔９の底部に配置され、液体成分Ｈを過熱するリボイラーは高温である必要はなく、たとえば０℃以上３０℃以下の温度であればよい。このため、具体的には加温していない海水を用いることができ、第一リボイラー２０１の熱媒体を加熱するための加熱手段を設ける必要はない。

第二蒸留塔９の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅは、第三熱交換器８において過冷却のＬＮＧと熱交換を行うことにより冷却される。原料ＬＮＧは、原料供給部１０１の後段で分岐され、その一部が第三熱交換器８に供給され、他の一部は第一熱交換器１に供給される。第三熱交換器８における熱交換により気体成分Ｅはたとえば−１１０℃まで冷却され、凝縮され、該気体成分Ｅから分離された一部である液体成分Ｆは第二環留液として、第二蒸留塔９の上部に第二環留流路１１１から導入される。

第三熱交換器８を経由した後の、前記気体成分Ｅから分離された他の一方である液体成分Ｇは、加圧手段１０により昇圧され、第二気化器１１において気化、昇温され、所定の温度および圧力（たとえば１５℃、約１０ＭＰａ）の製品ＮＧとして取り出される。

第二蒸留塔９の塔底部から導出された液体成分Ｈは、エタン等成分を多く含む液体であり、天然ガス液として供出される。

以上のように、本実施形態に係る天然ガスの製造装置では、原料ＬＮＧを第一蒸留塔７で蒸留することにより、メタンリッチな気体成分Ａと、第一蒸留塔７の塔底部からメタン成分を含有する液体成分Ｄが得られる。メタン成分を含有する液体成分Ｄを第二蒸留塔２においてさらに蒸留することにより、ＮＧＬの回収率を維持しながらＮＧを供給することができる。本実施形態によれば、第一蒸留塔７の塔底部に貯留する液体成分Ｄにメタン成分が含有していても従来と同様にＬＮＧ回収率を維持できるため、第一蒸留塔７を高い圧力で運転することができ、その結果として高圧のＮＧを供給することが可能となる。また、本実施形態によれば、第一蒸留塔７を低い温度で運転することができるため、リボイラーに熱源を投入する必要がなく、エネルギー効率の高い天然ガスの製造装置を提供することができる。

本装置において供給されるＬＮＧは、例えば、下表１に例示するような組成を有し、原産地によって成分が変動し、高圧のタンクに貯留される温度や圧力条件も異なる。具体的には、温度条件約−１２０〜−１６０℃，圧力条件約５〜１０ＭＰａで貯留される。なお、本発明に係るＬＮＧには、従来にいうＬＮＧに加え、既述のようなシェールガスを含み、あるいは精製されたＬＮＧのみならず、未精製のＬＮＧを含む。

第一熱交換器１、第二熱交換器２、および第三熱交換器８は、特に限定されるものではないが、例えばプレートフィン型熱交換器やシェルチューブ型熱交換器等を用いることができる。
加圧手段６は、特に限定されるものではないが、例えば液送ポンプを用いることができる。

（実施形態２）
実施形態２のＬＮＧ貯蔵システムについて、図３を参照し説明する。実施形態１のＢＯＧ再凝縮装置１と同じ符号の要素は同じ機能を有するので、その説明を省略する。

実施形態２の天然ガスの製造装置１００は、原料供給流路１０２において、第一気化器３の下流に第二膨張タービン１３が設けられている。第一気化器３において気化されたＬＮＧは分岐されて、一部が第一膨張タービン４に導入され、他の一部は第二膨張タービン１３に導入される。第一膨張タービン４で減圧された気体状のＬＮＧおよび第二膨張タービン１３で減圧された気体状のＬＮＧは合流し、第二熱交換器２に導入される。第二熱交換器２において熱交換により冷却、凝縮されたＬＮＧは第一蒸留塔７に導入される。

第一天然ガス供出流路１０３において、第一圧縮機５の後段に第四熱交換器１５と、第二膨張タービン１３と連結された第二圧縮機１４とが設けられている。第一圧縮機５から供給された気体成分Ｂは第四熱交換器１５において、原料供給部１０１から供給されたＬＮＧと熱交換することにより冷却される。第四熱交換器１５において冷却されたＬＮＧはたとえば約−５４℃となり、第二圧縮機１４に導入される。第四熱交換器１５における冷却は、第二圧縮機１４における圧縮効率向上に寄与する。第二圧縮機１４において所定の圧力（たとえば１１．２ＭＰａ）に昇圧された気体成分Ｂは製品ＮＧとして第一天然ガス供出流路１０３から供出される。製品ＮＧの温度を所定温度（たとえば１５℃）とするために、加温器６を第二圧縮機１４の後段に配置し、気体成分Ｂを加熱しても良い。

（別実施形態）
別実施形態として、図５に示すように第一気化器３の下流側に分岐バイパスライン３０が設けられており、分岐バイパスライン３０には第一遮断弁３１が設けられていてもよい。第一遮断弁３１は、第一天然ガス供出流路１０３に配置された圧力計３２により測定された圧力値に基づいて制御される。具体的には、天然ガスの供給圧力が低く、圧力計３２において測定される圧力があらかじめ定めた所定の値（例えば６ＭＰａ）よりも低い場合には、第一遮断弁３１を開けると同時に第二圧縮機１４を停止し、天然ガスの供給圧力が高く、圧力計３２において測定される圧力があらかじめ定めた所定の値（例えば６ＭＰａ）以上である場合には第一遮断弁３１を閉じると同時に第二圧縮機１４を稼動する制御とすることができる。
分岐バイパスライン３０側の第一遮断弁３１が開いているときには、第四熱交換器１５の入り口側の弁（不図示）は閉じる弁開閉制御を行う。
分岐バイパスライン３０側の第一遮断弁３１が閉じているときには、第四熱交換器１５の入り口側の弁（不図示）は開ける弁開閉制御を行う。

該所定の値は、第一圧縮機５および第二圧縮機１４の圧縮比と、第一圧縮機５導入前の天然ガスの圧力と、天然ガス供出流路１０３から供出される天然ガスの圧力とに基づいて定めることができる。例えば、第一圧縮機５導入前の天然ガスの圧力が３ＭＰａであり、第一圧縮機５の圧縮比が２の場合には、第一圧縮機５により天然ガスを６ＭＰａまで昇圧可能であるから、圧力計３２で測定される圧力の所定の値は６ＭＰａとすることができる。圧力計３２で測定される圧力の所定の値が６ＭＰａ未満であれば、第一遮断弁を開け、６ＭＰａ以上であれば第一遮断弁を閉じる制御とすることができる。
第一遮断弁３１を開ける場合には、第二圧縮機１４は停止し、第一遮断弁３１を閉じる場合には第二圧縮機１４を稼動させて天然ガスを圧縮させる。

このように制御することにより、６ＭＰａ以上の圧力で天然ガスを供給する必要がある場合には、第一圧縮機５で天然ガスを昇圧した後に、さらに第二圧縮機１４により昇圧させることができ、結果として必要な圧力にまで天然ガスを昇圧させることができる。
一方、天然ガスを６ＭＰａ未満で供給する場合には、第一圧縮機５のみを用いて昇圧し、第二圧縮機１４を使用しないという、最適条件での運転をすることができる。

（別実施形態）
さらなる別実施形態として、図６に示すように、第二圧縮機１４に連結された第一発電機３３を設けることができる。

天然ガス供給圧力が低く、第二圧縮機１４が停止している場合であっても、第二圧縮機１４が連結されている第二膨張タービン１３は稼動している。そこで、第二圧縮機１４に連結された第一発電機３３は、第二圧縮機１４が停止している場合に、第二膨張タービン１３の稼動に応じた電力を確保しうる。

（別実施形態）
さらなる別実施形態として、図７に示すように、第一気化器３の下流に、第二膨張タービン１３と並列に配置された第三膨張タービン３４が設けられ、前記第三膨張タービン３４に第二発電機３５が連結されて設けられることができる。

第一気化器３から供出された液化天然ガスは、第二遮断弁３６および第三遮断弁により流路が切り替えられ、第二膨張タービン１３または第三膨張タービン３４へ供給される。
より具体的には、天然ガス供給圧力が低く、第一遮断弁３１が開けられ、第二圧縮機１４が停止した場合には、第二遮断弁３６が閉じられ、第三遮断弁３７が開けられる。その結果、第一気化器３から供出された天然ガスは、第三遮断弁３７を経由して、第三膨張タービン３４へ導入される。第三膨張タービン３４に連結された第二発電機３５は、第三膨張タービン３４の稼動に応じた電力を確保する。
一方、天然ガス供給圧力が高く、第一遮断弁３１が閉じられ、第二圧縮機１４が稼動する場合には、第二遮断弁３６が開けられ、第三遮断弁３７が閉じられる。その結果、第一気化器３から供出された天然ガスは、第二遮断弁３６を経由して、第二膨張タービン１３へ導入される。

したがって、天然ガス供給圧力が低く、第二圧縮機１４が停止している場合であっても、第三膨張タービン３４が稼動することにより、第三膨張タービン３４に連結された第二発電機３５により、第三膨張タービン３４の稼動に応じた電力を確保しうる。

（実施例１）
実施形態１にかかる天然ガスの製造装置を用いて、原料として上表１に例示された組成のＬＮＧを供給し、各部における圧力（ＭＰａＡ）、温度（℃）、流量（ｋｇ／ｈ）、組成（重量％）をシミュレーションにより実証した。

（結果）
ＬＮＧ（−１３５℃、９．９６ＭＰａ）が５７２，３７３ｋｇ／ｈ供給されると、図２中の各部Ａ〜Ｒの圧力（ＭＰａＡ）、温度（℃）、流量（ｋｇ／ｈ）、組成（重量％）は下表２に例示されるような結果が得られた。

図２中の各部Ａ〜Ｒの位置は次のとおりである。
Ａの位置は、原料供給部１０１出口である。
Ｂの位置は、原料供給部１０１の下流であり、かつ、第一熱交換器１の入り口手前である。
Ｃの位置は、第一熱交換器１の下流であり、かつ、第二熱交換器２の上流である。
Ｄの位置は、原料供給部１０１の下流であり、かつ、第一熱交換器１の入り口手前である。
Ｅの位置は、第三熱交換器８の下流であり、第一熱交換器１から第二熱交換器２への流路に合流する手前である。
Ｆの位置は、第二熱交換器２の下流であり、かつ、第一気化器３の上流である。
Ｇの位置は、第一気化器３の下流であり、かつ、第一膨張タービン４の上流である。
Ｈの位置は、第一膨張タービンの下流側出口である。
Ｉの位置は、原料供給流路１０２内の、第一蒸留塔７導入手前である。
Ｊの位置は、第一蒸留塔７の塔頂部から得られた気体成分Ｂが、第一圧縮機５に導入される手前であり、第一圧縮機５の上流である。
Ｋの位置は、第一圧縮機５の下流であり、かつ、加温器６の上流である。
Ｌの位置は、第一天然ガス供出流路１０３にあり、かつ、加温器６の下流である。
Ｍの位置は、第一蒸留塔７の塔底部から延伸される塔底液供給流路１０５内であり、第一蒸留塔７の塔底部出口部分である。
Ｎの位置は、塔底液供給流路１０５内であり、第二蒸留塔９への導入直前である。
Ｏの位置は、第三熱交換器８の下流であり、かつ、加圧手段１０の上流である。
Ｐの位置は、加圧手段１０の下流であり、かつ、第二気化器１１の上流である。
Ｑの位置は、第二気化器１１の下流であり、かつ、第一天然ガス供出流路１０３に合流する手前である。
Ｒの位置は、天然ガス液供出流路１１３内であり、第二蒸留塔９の下流である。

（比較例１）
次に本実施例１と、比較例１（第二蒸留塔を有しない天然ガス供給装置）における回収率およびＮＧ供給圧力の対比を検証した。比較例１では、第二蒸留塔を配置せず、第一蒸留塔の塔頂部からメタンリッチなＮＧを供出し、第一蒸留塔の塔底部から天然ガス液を供出する従前の天然ガス供給装置を使用した。実施例１と比較例１との比較を下表３に示す。

温度および圧力が等しい原料ＬＮＧを使用し、メタン回収率、エタン回収率、およびプロパン回収率をそれぞれ９９．９％以上とした場合の、実施例１および比較例１におけるリボイラー温度を検証した。
上記実施例１では第一リボイラーおよび第二リボイラーに加温していない海水（温度１０℃）を使用し、ＮＧ供給圧力１０．５７ＭＰａを得ることができた。
これに対し、比較例１では、同等のＮＧ供給圧力（１０．４６ＭＰａ）を得るためには、第一リボイラーおよび第二リボイラー温度を４５℃とする必要があることが判明した。このため第一リボイラーおよび第二リボイラーにはスチームを使用せざるを得なかった。
実施例１ではリボイラーに追加の熱源は不要であったのに対し、比較例１でリボイラーにスチームを使用するため、追加の熱源が必要であった。

（実施例２）
実施形態２に係る天然ガスの製造装置を用いて、原料として上表１に例示された組成のＬＮＧを供給し、各部における圧力（ＭＰａＡ）、温度（℃）、流量（ｋｇ／ｈ）、組成（重量％）をシミュレーションにより実証した。

（結果）
ＬＮＧ（−１３５℃、９．９６ＭＰａ）が５７２，３７３ｋｇ／ｈ供給されると、図４の各部Ａ〜Ｒ、Ｄ２〜Ｋ２の圧力（ＭＰａＡ）、温度（℃）、流量（ｋｇ／ｈ）、組成（重量％）は下表４に例示されるような結果が得られた。

図４中の各部Ａ〜Ｒの位置は図２中の各部Ａ〜Ｒの位置はと同等である。図４中のＤ２〜Ｋ２の位置は、次のとおりである。
Ｄ２の位置は、原料供給部１０１の下流であり、かつ、第四熱交換器１５の入り口手前である。
Ｅ２の位置は、第四熱交換器１５の出口である。
Ｇ１の位置は、第一気化器３の下流で分岐した後の、該分岐点直後であって、第一膨張タービン４の上流である。
Ｇ２の位置は、第一気化器３の下流で分岐した後の、該分岐点直後であって、第二膨張タービン１３の上流である。
Ｈ１の位置は、第一膨張タービン４の出口部分である。
Ｈ２の位置は、第一気化器３の下流で分岐した後の、第二膨張タービン１３の入り口部分である。
Ｋ１の位置は、第四熱交換器１５の下流であり、かつ、第二圧縮機１４の上流である。
Ｋ２の位置は、第二圧縮機１４の下流であり、かつ、加温器６の上流である。

１ 第一熱交換器
２ 第二熱交換器
３ 第一気化器
４ 第一膨張タービン
５ 第一圧縮機
６ 加温器
７ 第一蒸留塔
８ 第三熱交換器
９ 第二蒸留塔
１０ 加圧手段
１１ 第二気化器
１３ 第二膨張タービン
１４ 第二圧縮機
３０ 分岐バイパスライン
３１ 第一遮断弁
３２ 圧力計
３３ 第一発電機
３４ 第三膨張タービン
３５ 第二発電機
１００ 天然ガスの製造装置
１０１ 原料供給部
１０２ 原料供給流路
１０３ 第一天然ガス供出流路
１０４ 第一還流流路
１０５ 塔底液供給流路
１１１ 第二還流流路
１１２ 第二天然ガス供給流路
１１３ 天然ガス液供出流路

Claims (9)

1. 液化天然ガスから天然ガス液を抽出し、天然ガスを供給する装置であって、
   過冷却状態の加圧された液化天然ガスが原料として、原料供給部、第一熱交換器、第二熱交換器、第一気化器、第一膨張タービン、を介して、前記第二熱交換器をさらに経由した後に第一蒸留塔に導入される原料供給流路と、
   前記第一蒸留塔の塔底部の液体成分Ｄを加熱する第一リボイラーと、
   前記第一蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ａが分岐され、該気体成分Ａから分離された一方の気体成分Ｂが、前記第一膨張タービンと連結された第一圧縮機を介して、前記天然ガスとして供出される第一天然ガス供出流路と、
   前記気体成分Ａから分離された他方の気体成分Ｃが、前記第一熱交換器を介して第一還流液として前記第一蒸留塔の上部に導入される第一還流流路と、
   前記第一蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｄが第二蒸留塔に導入される塔底液供給流路と、
   前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅが第三熱交換器を介して液化された後に分岐され、該気体成分Ｅから分離された一方の液体成分Ｆが第二還流液として前記第二蒸留塔上部に導入される第二還流流路と、
   前記気体成分Ｅから分離された他方の液体成分Ｇが加圧手段および第二気化器を介して、前記天然ガスとして供給される第二天然ガス供給流路と、
   前記第二蒸留塔の塔底部の液体成分Ｈを加熱する第二リボイラーと、
   前記第二蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｈが前記天然ガス液として供出される天然ガス液供出流路と、を備え、
   前記第一熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｃが凝縮され、前記第一還流液が作製され、
   前記第二熱交換器において、前記第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって前記第一膨張タービンから導出された気体状態の前記液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記第一蒸留塔に導入される前記原料が作製され、
   前記第三熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｅが低温凝縮され、前記第二還流液と前記液体成分Ｇが作製される、天然ガスの製造装置。
2. 前記原料供給流路において、前記第一気化器の下流に第二膨張タービンが設けられ、
   前記第一気化器から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が前記第二膨張タービンを介して前記第一蒸留塔に導入され、
   前記第一天然ガス供出流路において、前記第一圧縮機の後段に、第四熱交換器と、前記第二膨張タービンと連結された第二圧縮機とが設けられ、
   前記第一圧縮機から供給された前記気体成分Ｂが前記第四熱交換器と前記第二圧縮機を介して前記天然ガスとして前記第一天然ガス供出流路から供出され、
   前記第二熱交換器において、前記第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって、前記第一膨張タービンから導出された液化天然ガスおよび前記第二膨張タービンから導出された液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記原料が作製されることを特徴とする、請求項１に記載の天然ガスの製造装置。
3. 前記第一圧縮機の下流であって、前記第四熱交換器の上流に分岐バイパスラインが設けられ、
   前記分岐バイパスラインに第一遮断弁が設けられ、
   前記第一遮断弁は、前記第一天然ガス供出流路に配置された第一圧力計により測定される圧力値に基づいて制御されることを特徴とする、請求項２に記載の天然ガスの製造装置。
4. 前記第二圧縮機に第一発電機が連結されて設けられることを特徴とする、請求項３に記載の天然ガスの製造装置。
5. 前記第一気化器の下流に、前記第二膨張タービンと並列に配置された第三膨張タービンが設けられ、
   前記第三膨張タービンに第二発電機が連結されて設けられることを特徴とする、請求項３に記載の天然ガスの製造装置。
6. 液化天然ガスから天然ガス液を抽出し、天然ガスを製造する方法であって、
   （１）原料供給部から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が、前記液化天然ガスの寒冷の一部を放出した後に第一蒸留塔に導入され、
   （２）前記第一蒸留塔の塔頂部からメタンリッチの気体成分Ａが導出され、
   （３）前記気体成分Ａは分岐され、該気体成分Ａから分離された一方の気体成分Ｂは、昇圧された後に、前記天然ガスとして供出され、
   （４）前記気体成分Ａから分離された他方の気体成分Ｃは、冷却された後に、第一還流液として前記第一蒸留塔の上部に導入され、
   （５）前記第一蒸留塔の塔底部に貯留された液体成分Ｄは第一リボイラーを介して加熱され、
   （６）前記第一蒸留塔の塔底部から導出された液体成分Ｄのうち少なくとも一部が第二蒸留塔に導入され、
   （７）前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅは冷却され、液化された後に分岐され、該気体成分Ｅから分離された一方の液体成分Ｆが第二還流液として前記第二蒸留塔上部に導入され、
   （８）前記気体成分Ｅから分離された他方の液体成分Ｇは昇圧され、気化された後に、前記天然ガスとして供給され、
   （９）前記第二蒸留塔の塔底部に貯留された液体成分Ｈは第二リボイラーを介して加熱され、
   （１０）前記第二蒸留塔の塔底部から導出された前記液体成分Ｈは前記天然ガス液として供出される、
   天然ガスの製造方法。
7. 前記原料供給部から供給された液化天然ガスの少なくとも一部が、第一熱交換器、第二熱交換器、第一気化器、第一膨張タービン、を介して、原料として、第一蒸留塔に導入され、
   前記第一熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｃが凝縮され、前記第一蒸留塔所の上部に導入される第一還流液が作製され、
   前記第二熱交換器において、前記第一熱交換器から導出された液化天然ガスの寒冷によって前記第一膨張タービンから導出された液化天然ガスの一部または全部が冷却されることにより凝縮され、前記原料が作製され、
   前記第二蒸留塔の塔頂部から導出されたメタンリッチの気体成分Ｅは第三熱交換器を介して液化され
   前記第三熱交換器において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの寒冷の少なくとも一部によって前記気体成分Ｅが低温凝縮され、前記第二還流液と前記液体成分Ｇが作製される、請求項３に記載の天然ガスの製造方法。
8. 前記第一リボイラーの温度は０℃以上３０℃以下であり、前記第二リボイラーの温度は０℃以上３０℃以下である、請求項３または請求項４に記載の天然ガスの製造方法。
9. 前記第三熱交換器に導入される前記液化天然ガスの、前記第三熱交換器導入時の温度は−１８０℃以上−１２５℃以下であることを特徴とする、請求項３ないし請求項５のいずれか１項に記載の天然ガスの製造方法。

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