JP6527714B2 - 液体燃料ガスの供給装置および供給方法 - Google Patents

Description

本発明は、液化天然ガス（以下「ＬＮＧ」ということがある）を原料とし、その寒冷を利用した液体燃料ガスの供給装置および供給方法に関し、特に発電用燃料等として使用されるメタンを主成分とする液体燃料ガスの供給装置および供給方法として有用である。

天然ガス（ＮＧ）は、輸送や貯蔵の利便性などのため、液化天然ガス（ＬＮＧ）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、いろんな原産国の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。

例えば、図１０に示すように、ガスパイプライン中の高圧の天然ガスまたは都市ガスを原料とし、深冷分離により、その下部側に原料ガス中の高沸点成分を液体状態で溜め、その上部側にメタンリッチガスを溜める精留塔１１０と、原料ガスを冷却する熱交換器１０２と、熱交換器１０２を経由した原料ガスを冷却するリボイラー１０１と、リボイラー１０１を経由した原料ガスを断熱膨脹させる原料ガス膨脹手段（原料ガス膨脹弁１０３）と、精留塔上部のメタンリッチガスを熱交換器１０２を経由して第１の製品ガスとして外部に導出する第１製品ガス流路Ｍと、精留塔下部の高沸点成分を熱交換器１０２を経由して第２の製品ガスとして外部に導出する第２製品ガス流路Ｅとを備える高圧天然ガスの分離装置が知られている（例えば、特許文献１参照）。ここで、１１０ａは精留塔１１０の頂部、１１０ｂは精留塔１１０の底部、Ｓは原料ガス流路を示す。

特開２０１３−０６４０７７号公報

しかし、上記のような高圧天然ガスの分離装置では、以下のような種々の課題が生じることがあった。
（ｉ）上記分離装置では、パイプラインからの常温〜約−５０℃のＬＮＧ等が原料として供給され、精留塔に約−８０〜−１２０℃に冷却されて導入される構成例が示されている。冷却用寒冷として精留塔から導出される製品ガスが利用される。このとき、供給されるＬＮＧ等あるいは製品ガスの要求量（供出量）は、一般に火力発電や都市ガス等の需要変動によって変動することがあり、利用できる寒冷量も変動することがある。こうした構成を含め従前の高圧天然ガスを原料とする装置においては、精留塔から導出された塔頂ガスや塔底液の利用だけでは、装置内で自給して利用できる冷却用寒冷が十分に確保できない場合がある。外部からの寒冷の導入は、設備の煩雑さに加えてエネルギー効率の大きなロスを招来する。
（ii）ＬＮＧは、原産地によって成分が変動することから、高圧のタンクに過冷却状態で加圧されて貯留されることが多い（例えば約−１６０℃，８．５Ｍｐａ）。従前の高圧天然ガスを原料とする装置では、その寒冷を上手く利用する方法が見いだせずに、上記分離装置のように、一旦加温された状態に処理されたＬＮＧを精留塔の最適条件になるように再度別途の寒冷を用いて冷却し、調製された原料として精留塔に導入されていた。ＬＮＧの寒冷を効率よく利用できる装置や方法が要求されている。
（iii）また、分離されたメタンリッチガスを圧縮ガスとする製造プロセスにおいて、常温常圧のガスを加圧するには、大きなエネルギーを付加する必要があると同時に、圧縮に伴うガス温上昇を抑える寒冷が必要とされる。消費量や供給量が変動する条件において、圧縮エネルギーの確保および寒冷の効率的な利用と合せて、総合的なエネルギーの低減が大きな課題となっていた。

本発明の目的は、ＬＮＧの寒冷を効率よく利用するとともに、液体燃料ガスの作製に必要となる寒冷，圧縮エネルギーおよび膨張エネルギーを有効に利用して、外部エネルギーを殆ど必要とせずに、原料となるＬＮＧの組成や需要量の変動に対応した液体燃料ガスの供給量を確保することができる、エネルギー効率の高い液体燃料ガスの供給装置および供給方法を提供することにある。また、ＬＮＧを原料として、メタンリッチなＮＧや天然ガス液（以下「ＮＧＬ」ということがある），エタンリッチなＮＧ、あるいは液化石油ガス等種々の液体燃料ガスを効率よく取り出すことができる、エネルギー効率の高い液体燃料ガスの供給装置および供給方法を提供することにある。

本発明者らは、上記課題を解決するために鋭意研究を重ねた結果、以下に示す液体燃料ガスの供給装置および供給方法によって上記目的を達成できることを見出し、本発明を完成するに到った。

本発明は、液化天然ガスが原料として蒸留塔に導入され、該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が作製され、該塔底部から導出された液体成分から天然ガス液が作製される液体燃料ガスの供給装置であって、
過冷却状態の加圧された液化天然ガスが、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として前記蒸留塔に導入される原料供給流路と、
前記気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ａが、前記膨張機と連結された圧縮機および天然ガス供出部を介して前記天然ガスとして供出される天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｂが、前記第１熱交換器を介して還流液として蒸留塔上部に導入される還流流路と、
前記液体成分が、第３熱交換器および天然ガス液供出部を介して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１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によって前記気体成分Ｂが凝縮され、低温凝縮された当該液化天然ガスが前記気液分離器を介して原料として前記蒸留塔に導入され、
前記第２熱交換器において、前記第１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膨張機から導出された液化天然ガスが低温凝縮され、前記原料が作製され、
前記第３熱交換器において、前記第２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塔底部から導出された液体成分が減温され、前記天然ガス液が作製される、ことを特徴とする。

また、本発明は、液化天然ガスが原料として蒸留塔に導入され、該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が作製され、該塔底部から導出された液体成分から天然ガス液が作製される液体燃料ガスの供給方法であって、
過冷却状態の加圧された液化天然ガスの全量が、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として前記蒸留塔に導入され、
（１）前記原料供給部から供給された液化天然ガスが、前記第１熱交換器に導入され、前記気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（２）前記第１熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第２熱交換器に導入され、前記膨張機から導出された液化天然ガスとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（３）前記第２熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第３熱交換器に導入され、前記液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（４）前記第３熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記気化器に導入され、加温されて気化し、
（５）前記気化器から導出された液化天然ガスが、前記膨張機に導入され、断熱膨張によって減圧・減温され、
（６）前記膨張機から導出された液化天然ガスが、再度前記第２熱交換器に導入され、（２）における熱交換によって減温されて凝縮し、
（７）前記第２熱交換器から導出された凝縮液を含む液化天然ガスが、前記気液分離器に導入され、気液分離され、
（８）前記気液分離器において分離処理された気体が前記蒸留塔の中塔上部に、液体が前記蒸留塔の中塔下部に、原料として導入され、
前記気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ａが、前記膨張機と連結された圧縮機によって断熱圧縮され、加温加圧された天然ガスとして供出され、他方の気体成分Ｂが、前記（１）において、液化天然ガスの寒冷によって減温されて凝縮し、還流液として前記蒸留塔上部に還流されるとともに、
前記液体成分が、前記（３）において、液化天然ガスの寒冷によって減温された天然ガス液として供出されることを特徴とする。

こうした構成によって、ＬＮＧの寒冷を効率よく利用するとともに、液体燃料ガスの作製に必要となる寒冷，圧縮エネルギーおよび膨張エネルギーを有効に利用して、外部エネルギーを殆ど必要とせずに、原料となるＬＮＧの組成や需要量の変動に対応した液体燃料ガスの供給量を確保することができる、エネルギー効率の高い液体燃料ガスの供給装置および供給方法を提供することができる。具体的には、過冷却状態の加圧されたＬＮＧの寒冷の全量を、第１〜第３熱交換器を介して順次放出し、還流液、断熱膨張後の気液混合状態の原料およびＮＧＬの作製に用いることによって、ＬＮＧの寒冷の完全活用することができる。また、ＬＮＧの寒冷を、その放出過程において、一旦気化されたＬＮＧ自身の減温凝縮用に用いることによって、蒸留塔に導入される原料作製過程におけるＬＮＧのフローにおいて、向流的に寒冷の授受を行う交点が形成され、ＬＮＧの寒冷がさらに有効に利用されることできる。

本発明は、上記液体燃料ガスの供給装置であって、前記原料供給流路において、前記第３熱交換器の下流に第４熱交換器および第５熱交換器が設けられ、
前記塔底部から導出された液体成分の一部または全量が、第２蒸留塔に導入される第２蒸留流路と、
前記第２蒸留塔の第２塔頂部から導出された第２気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ｃが、第２圧縮機，第２気化器および第２天然ガス供出部を介して第２天然ガスとして供出される第２天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｄが、前記第４熱交換器を介して第２還流液として第２蒸留塔上部に導入される第２還流流路と、
前記第２蒸留塔の第２塔底部から導出された第２液体成分が、第５熱交換器および液化石油ガス供出部を介して液化石油ガスとして供出される液化石油ガス供出流路と、を備え、
前記第４熱交換器において、前記第３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気体成分Ｄが凝縮され、前記第２還流液が作製され、
前記第５熱交換器において、前記第４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２塔底部から導出された第２液体成分が減温され、前記液化天然ガスが作製される、
ことを特徴とする。

また、本発明は、過冷却状態の加圧された液化天然ガスの全量が、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として蒸留塔に導入され、該蒸留塔の塔頂部から気体成分がメタンリッチの天然ガスとして導出され、該蒸留塔の塔底部から導出された液体成分が導出され、前記塔底部から導出された液体成分の一部または全量が第２蒸留塔に導入され、該第２蒸留塔の第２塔頂部から第２気体成分が導出され、該第２蒸留塔の第２塔底部から第２液体成分導出され、
（１）前記原料供給部から供給された液化天然ガスが、前記第１熱交換器に導入され、前記気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（２）前記第１熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第２熱交換器に導入され、前記膨張機から導出された液化天然ガスとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（３）前記第２熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第３熱交換器に導入され、前記液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（４ａ）前記工程（１）〜（３）を経て前記第３熱交換器から導出された液化天然ガスが、さらに第４熱交換器に導入され、前記第２気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（４ｂ）前記第４熱交換器から導出された液化天然ガスが、第５熱交換器に導入され、前記第２液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（４ｃ）前記第５熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記気化器に導入され、加温されて気化した後、
（５）前記気化器から導出された液化天然ガスが、前記膨張機に導入され、断熱膨張によって減圧・減温され、
（６）前記膨張機から導出された液化天然ガスが、再度前記第２熱交換器に導入され、（２）における熱交換によって減温されて凝縮し、
（７）前記第２熱交換器から導出された凝縮液を含む液化天然ガスが、前記気液分離器に導入され、気液分離され、
（８）前記気液分離器において分離処理された気体が前記蒸留塔の中塔上部に、液体が前記蒸留塔の中塔下部に、原料として導入され、
前記第２気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ｃが、第２圧縮機によって断熱圧縮され、加温加圧されたエタンリッチの第２天然ガスとして供出され、他方の気体成分Ｄが、前記工程（４ａ）において、液化天然ガスの寒冷によって減温されて凝縮し、第２還流液として前記第２蒸留塔上部に還流されるとともに、
前記第２液体成分が、前記工程（４ｂ）において、液化天然ガスの寒冷によって減温された液化石油ガスとして供出され、または、該液化石油ガスとともに、前記蒸留塔の塔底部から導出された液体成分が、前記（３）において、液化天然ガスの寒冷によって減温された天然ガス液として供出されることを特徴とする。

こうした構成によって、ＬＮＧを原料として、メタンリッチなＮＧやＮＧＬのみならず、エタンリッチなＮＧ、あるいは液化石油ガス等種々の液体燃料ガスを効率よく取り出すことができる、エネルギー効率の高い液体燃料ガスの供給装置および供給方法を提供することが可能となった。特に、２つの蒸留塔を原料となるＬＮＧに対してシリーズに配設することによって、各液体燃料ガスを個別に任意の量供出させることができるとともに、要求仕様に応じて、これらを任意にブレンドした液体燃料ガスを供出することが可能となった。また、過冷却状態の加圧されたＬＮＧは、第１熱交換器〜第３熱交換器を介して所定の寒冷を放出した後において、なお有効な寒冷が残存しており、本発明は、これを第４熱交換器および第５熱交換器を介してエタンリッチなガスとプロパン等の作製に用いることによって、外部エネルギーを殆ど必要とせずに、効果的にＬＰＧ等多種の液体燃料ガスを作製することが可能となった。

本発明は、上記液体燃料ガスの供給装置であって、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの全量が、前記第１〜第３熱交換器および前記気化器を介して常温加圧状態に処理された後、前記膨張機による断熱膨張によって減温・減圧処理され、再度前記第２熱交換器に導入されて更に低温凝縮処理された後、前記気液分離器に導入されて分離処理された気体が前記蒸留塔の中塔上部に、液体が前記蒸留塔の中塔下部に、原料として導入されることを特徴とする。
上記の液体燃料ガスの供給装置は、ＬＮＧの寒冷、特に過冷却状態の加圧されたＬＮＧの寒冷の全量を利用することができるという、熱エネルギーの収支において従前にない寒冷の有効利用を図ることができる。このとき、供給されるＬＮＧは高圧状態にあり、蒸留塔に導入される原料としてＬＮＧは、蒸留の最適条件となる圧力に設定されることが好ましい。本発明は、供給されるＬＮＧを全量気化して寒冷を放出した後、これを断熱膨張・冷却して原料を作製することによって、こうした機能を実現するもので、ＬＮＧの供給量や組成あるいは温度や圧力等の変動があっても、蒸留塔における最適温度・圧力条件を確保するとともに、寒冷の伝達に伴うエネルギーロスを大幅に削減することが可能となった。

本発明は、上記液体燃料ガスの供給装置において、前記膨張機が並列に配設された複数の膨張タービンから構成され、前記気化器から導出された液化天然ガスが分岐されて各膨張タービンに導入され、そのうちの１または複数の膨張タービンが、同数の前記圧縮機と連結され、他の膨張タービンが、同数の発電機と連結されるとともに、前記圧縮機に前記気体成分Ａが導入される構成を有することを特徴とする。
液体燃料ガスの供給装置において、ＬＮＧの供給量や組成あるいは供給温度や圧力等の変動に加え、作製されるメタンリッチの天然ガス（以下「ＮＧ」ということがある）や天然ガス液（以下「ＮＧＬ」ということがある）の供出量あるいは供出温度や圧力が変動することがある。また、液体燃料ガスの供給装置における全エネルギーの効率向上のためには、動力源としての電気エネルギーを装置内で確保することが好ましい。本発明は、複数の膨張タービンを有する膨張機を用い、各タービンおよびその一部と連結する圧縮機の稼働量を調整することによって、上記変動に対応した最適条件の機能を確保するとともに、膨張タービンの一部に発電機を連結することによって、膨張タービンのみの稼働に応じた発電量を確保することができる。

本発明は、上記液体燃料ガスの供給装置であって、前記原料供給部と前記蒸留塔上部を接続する流路を設け、起動時において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの一部が、前記蒸留塔上部から蒸留塔に原料として導入されることを特徴とする。
蒸留塔の起動時において、塔内部での最適な気液平衡が形成されるまでに所定の時間が必要となる。特に還流液の作製が、安定な気液平衡の形成の律速条件の１つとなる。本発明は、原料として供給される低温のＬＮＧを蒸留塔上部から導入することによって、こうした還流液の形成を補完し、迅速に安定な気液平衡を形成することを可能とした。

本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の基本構成例を示す概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の基本構成例における実証結果を例示する概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第２構成例を示す概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第２構成例における実証結果を例示する概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第３構成例を示す概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第４構成例を示す概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第４構成例における実証結果を例示する概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第５構成例を示す概略図 本発明に係る液体燃料ガスの供給装置の第５構成例における実証結果を例示する概略図 従来技術に係る高圧天然ガスの分離装置の構成例を示す概略図

＜本発明に係る液体燃料ガスの供給装置＞
本発明に係る液体燃料ガスの供給装置（以下「本装置」という）は、液化天然ガス（ＬＮＧ）が原料として蒸留塔に導入され、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ＬＮＧが、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として蒸留塔に導入される原料供給流路と、気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ａが、膨張機と連結された圧縮機および天然ガス供出部を介してＮＧとして供出される天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｂが、第１熱交換器を介して還流液として蒸留塔上部に導入される還流流路と、液体成分が、第３熱交換器および天然ガス液供出部を介してＮＧＬとして供出される天然ガス液供出流路と、を備える。第１熱交換器において、原料供給部から供給されたＬＮＧの寒冷によって気体成分Ｂが凝縮され、還流液が作製される。第２熱交換器において、第１熱交換器から導出されたＬＮＧの寒冷によって膨張機から導出されたＬＮＧが低温凝縮され、原料が作製される。第３熱交換器において、第２熱交換器から導出されたＬＮＧの寒冷によって塔底部から導出された液体成分が減温され、ＮＧＬ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。なお、本実施形態では、各部の温度、圧力、流量などの条件は、ガスの種類や流量等、その他の条件に応じて適宜変更することができる。

〔本装置の基本構成例〕
本装置の基本構成例（第１構成例）の概要を、図１に例示する。本装置は、過冷却状態の加圧されたＬＮＧが原料として蒸留塔１０に導入され、塔頂部１１から導出された気体成分（塔頂ガス）からメタンリッチのＮＧおよび塔底部１２から導出された液体成分（塔底液）からＮＧＬが作製される。ここで、原料供給部１から供給されたＬＮＧは、第１熱交換器２１〜第２熱交換器２２〜第３熱交換器２３〜気化器３０〜膨張機４１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２熱交換器２２〜気液分離器５０を介して気液混合体が形成され、原料として蒸留塔１０に導入される。ＬＮＧの流通から見れば、ＵターンしたＬＮＧが向流的に寒冷の授受を行うＬＮＧ自身との交点が形成され、該交点において、放出過程にあるＬＮＧの寒冷が、一旦気化されたＬＮＧ自身の減温凝縮用に用いられる。つまり、蒸留塔に導入される原料作製過程における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できる。

具体的には、過冷却状態の加圧されたＬＮＧが、原料供給部１，第１〜第３熱交換器２１〜２３，気化器３０，膨張機４１，再度第２熱交換器２２および気液分離器５０を介して、原料として蒸留塔１０に導入される原料供給流路を備える。低温高圧（例えば約−１５０℃，約６ＭＰａ）のＬＮＧが、液状で原料供給部１から供給され、第１〜第３熱交換器２１〜２３を介して順次寒冷を放出した後、気化器３０によって気化される。ＬＮＧの寒冷を最大限に活用することができる。気化されたＬＮＧは、膨張機４１によって断熱膨張され、減温とともに原料として最適な所定の圧力（例えば約２．３ＭＰａ）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２熱交換器２２によって原料として最適な所定の温度まで減温される。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２．３ＭＰａにおいて約−８０℃が好適である。凝縮したＬＮＧは、気液分離器５０を介して気体と液体に分離されて蒸留塔１０に導入される。このとき、気液分離器５０に導入されて分離処理された気体が蒸留塔１０の中塔部１３の上部（中塔上部）に、液体が蒸留塔１０の中塔部１３の下部（中塔下部）に、原料として導入されることが好ましい。低温液状ＬＮＧを後述する還流液とともに中塔下部に導入し、低温ガス状ＬＮＧを中塔上部に導入することによって、気液分離器５０を前置蒸留塔として機能させ、メタン成分とメタン以外の成分との分離効率をより高くすることができる。

このとき、原料供給部１から供給されたＬＮＧの全量が、第１〜第３熱交換器２１〜２３および気化器３０を介して常温加圧状態に処理された後、膨張機４１による断熱膨張によって減温・減圧処理され、再度第２熱交換器２２に導入されて更に低温凝縮処理された後、気液分離器５０に導入されて分離処理された気体が蒸留塔１０の中塔部１３の上部（中塔上部）に、液体が蒸留塔１０の中塔部１３の下部（中塔下部）に、原料として導入されることが好ましい。ＬＮＧの供給量や組成あるいは温度や圧力等の変動があっても、蒸留塔１０における最適温度・圧力条件を確保するとともに、寒冷の伝達に伴うエネルギーロスを大幅に削減することができる。ただし、供給される寒冷が所望のＮＧおよびＮＧＬの作製に十分な量を超える場合には、原料供給流路の中間において他の用途用に寒冷を抜き出すことができる。例えばメタンを多く含むＬＮＧが供給され、利用できるＬＮＧの寒冷が多く、蒸留塔１０から多くのＮＧを作製することができるとともに、少ない寒冷でＮＧＬの作製ができる場合等が該当する。

本装置は、蒸留塔１０の塔頂部１１からの気体成分（塔頂ガス）の導出流路には分岐部が設けられ、一方は、分岐された気体成分Ａが、膨張機４１と連結された圧縮機４２を介してメタンリッチのＮＧが作製され、天然ガス供出部２を介して供出される天然ガス供出流路を備える。塔頂ガスは、低温低圧（例えば約−１００℃，約２．３ＭＰａ）のメタンリッチのＮＧであり、所定の温度および圧力（例えば約−３０℃，約６ＭＰａ）の製品ＮＧとして取り出すためには、昇温および昇圧処理を行う必要がある。本装置においては、分岐された一方の気体成分Ａに対して、原料の作製に用いられる膨張機４１と連結された圧縮機４２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、所望の製品ＮＧを供出することができる。ただし、塔頂ガスが製品ＮＧと同等の低温低圧状態で導出される場合には、こうした処理をせずに、直接塔頂部１１から供出される。また、圧縮機４２は、単体の構成だけでなく、圧縮比の大きな場合等における複数を直列した構成、あるいは膨張機４１と独立した圧縮比の調整を行う場合等における並列に配設された構成を含む。

他方は、分岐された気体成分Ｂが、第１熱交換器２１を介して還流液として蒸留塔上部１４に導入される還流流路を備える。分岐された気体成分Ｂは、第１熱交換器２１に導入されて最大量の寒冷を有するＬＮＧとの熱交換によって、減温エネルギーとともに十分な凝縮熱を確保して効率よく凝縮された後、蒸留塔１０の還流液として使用されることによって、ＬＮＧの寒冷の有効利用とともに、気体成分Ａから作製される製品ガスの供出量の変動があった場合に対して、蒸留塔１０の安定性能を確保するための緩衝的機能を果たす。具体的には、例えば製品ＮＧが減量された場合、気体成分Ａの供給流量を減少させる（例えば約５００，０００→４００，０００ｋｇ／ｈ）とともに、気体成分Ｂの流量を増大させる（例えば約５００，０００→６００，０００ｋｇ／ｈ）ことによって、塔頂ガスの導出流量の変動なく蒸留塔１０を作動させることができる。蒸留塔１０の蒸留効率を維持した状態で、還流液の増大によってＮＧの収率を低下させ、ＮＧＬの収率上昇が得られる。製品ＮＧが増量された場合は、逆に気体成分Ｂの流量を減少させ、還流液を減量することによって、ＮＧの収率を上昇させ、ＮＧＬの収率低下が得られる。

本装置は、蒸留塔１０の塔底部１２から導出された液体成分（塔底液）が、第３熱交換器２３を介してＮＧＬが作製され、天然ガス液供出部３を介して供出される天然ガス液供出流路を備える。塔底液は、常温低圧（例えば約２５℃，約２．３ＭＰａ）のＮＧＬであり、所定の温度および圧力（例えば約−１０℃，約２．３ＭＰａ）の製品ＮＧＬとして取り出すためには、減温処理（場合によっては、さらに減圧処理）を行う必要がある。本装置においては、塔底液に対して、寒冷を有するＬＮＧとの熱交換によって効率よく減温することによって、追加のエネルギーを導入することなく、所望の製品ＮＧＬを供出することができる。なお、原料となるＬＮＧ中のプロパン等Ｃ３以上の成分が多い場合には、減温することなく、塔底液をそのまま製品ＮＧＬとして供出することができる。また、本装置では、図示しないが、塔底液を分岐し、一方において製品ＮＧＬを供出するとともに、他方においてリボイラ（図示せず）を介して塔底液を加温し、蒸留塔下部１５に導入されることによって、高い蒸留機能を得ることができる。

以上のように、本装置において、原料供給部１から供給されたＬＮＧは、順に、第１熱交換器２１において寒冷の一部を放出して塔頂カス（気体成分Ｂ）を凝縮させて還流液を作製し、第２熱交換器２２においてさらに寒冷の一部を放出して膨張機４１から導出されたＬＮＧを低温凝縮させて原料を作製し、第３熱交換器２３において寒冷の残量を放出して塔底液を減温させてＮＧＬを作製する。原料供給部１から供給されるＬＮＧは、例えば高圧のタンクに貯留されていた過冷却状態の加圧されたＬＮＧをいい、この寒冷を完全に利用することによって、エネルギー効率の高い液体燃料ガスの供給装置を構成することができる。

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１〜第３熱交換器２１〜２３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。特に、低温液状ＬＮＧと低温ガス状ＮＧとが熱交換される第１熱交換器２１および低温液状ＬＮＧと低温ガス状ＬＮＧとが熱交換される第２熱交換器２２においては、伝熱面積が大きいプレートフィン型熱交換器を用いることによって、より効率的な寒冷の授受を行うことができる。また、低温液状ＬＮＧと常温液状ＮＧＬとが熱交換される第３熱交換器２３においては、流通抵抗が少なく伝熱面積が大きいシェルチューブ型熱交換器を用いることによって、より効率的な寒冷の授受を行うことができる。

〔本装置における実証試験について〕
本装置を用い、原料として上表１に例示された組成のＬＮＧを供給し、各部における温度（℃）・圧力（ＭＰａ）・流量（ｋｇ/ｈ）・組成（Ｇ／Ｌ：気／液）を実証した。
（ｉ）実証結果
ＬＮＧ（−１５０℃，６．００ＭＰａ）が４２７，０００ｋｇ／ｈ供給されると、図２中の各部ａ〜ｒの温度・圧力・流量・組成は、下表２に例示されるような結果が得られた。

（ii）次に、本装置におけるエネルギー収支を、従前の「分離装置」との対比において検証した。別途膨張機を用いて原料のＬＮＧを所定の圧力に減圧し、分離されたＮＧを別途圧縮機で加圧し、外部寒冷を用いて還流液を作製する従前の「分離装置」において、ＬＮＧが本装置と同条件で蒸留塔に供給され、同条件のＮＧとＮＧＬが供出された場合に必要とされる外部からのエネルギー供給量を概算し、本装置において必要とされる外部からのエネルギー供給量と対比した。下表３のように、本装置の方が「分離装置」に比較して総量９，３９３ｋＷ（電力換算）少ないという結果を得ることができた。

〔本装置の第２構成例〕
本装置の第２構成例の概要を、図３に示す。以下、基本構成と共通する要素は、説明を省略することがあるとともに、共通の名称および符号で示す。本装置は、基本構成例の原料供給流路において、膨張機４１が並列に配設された膨張タービン４１ａ，４１ｂから構成され、気化器３０から導出されたＬＰＧが分岐されて各膨張タービン４１ａ，４１ｂに導入され、膨張タービン４１ａが圧縮機４２と連結され、膨張タービン４１ｂが発電機６０と連結される構成を有する。ＬＮＧの供給量や組成あるいは供給温度や圧力等の変動、またはＮＧやＮＧＬの供出量あるいは供出温度や圧力が変動に対応して、膨張タービン４１ａと４１ｂの稼働量および圧縮機４２の稼働量を調整することによって、蒸留塔１０を含む本装置の最適条件の機能を確保することができる。また、膨張タービン４１ｂに発電機６０を連結することによって、膨張タービン４１ｂの稼働量に応じた発電量を確保することができる。なお、ここでは、膨張機４１が並列に配設された２つの膨張タービン４１ａ，４１ｂからなる構成例を示すが、膨張タービンの数量はこれに限定されるものではない。

本装置は、膨張機として、２以上の膨張タービン４１ａ，４１ｂ・・４１ｎからなる構成をも含む（図示せず）。１または２以上の膨張タービンが同数の圧縮機と連結されることによって、膨張機の稼働量（ＬＮＧの断熱膨張の量あるいは温度や圧力）を調整するともに、ＮＧの供出量あるいは供出温度や圧力が変動に対応した圧縮機の稼働量（圧縮比）を調整することができる。例えば２つの膨張機能の異なる膨張タービンを圧縮比の異なる２つの圧縮機と連結させ、トータルの膨張機能を一定にして、その稼働量の比率を変えて圧縮機の稼働量を変動させることによって、圧縮機の圧縮比を変動させることができる。このとき、気体成分Ａが分岐されて各圧縮機に直列に導入されることによって高い圧縮比を得ることができ、並列に導入されることによって、圧縮比の高い調整精度を得ることができる。また、１または２以上の膨張タービンが同数の発電機と連結されることによって、膨張機の稼働量を調整するともに、必要な発電量に対応した発電機の稼働量を調整することができる。例えば２つの膨張機能の異なる膨張タービンを発電能力の異なる２つの発電機と連結させ、トータルの膨張機能を一定にして、その稼働量の比率を変えて発電機の稼働量を変動させることによって、発電量を変動させることができる。

〔第２構成例における実証試験について〕
本装置の第２構成例を用い、原料として上表１に例示された組成のＬＮＧを供給し、各部における温度（℃）・圧力（ＭＰａ）・流量（ｋｇ/ｈ）・組成（Ｇ／Ｌ：気／液）を実証した。ＬＮＧ（−１５０℃，６．００ＭＰａ）が４２７，０００ｋｇ／ｈ供給されると、図２中の各部ａ〜ｒに加えて、図４中の各部ｓ〜ｖの温度・圧力・流量・組成は、下表４に例示されるような結果が得られた。また、膨張タービン４２に連結された発電機６０からは約５００ＫＷ／ｈの発電量を得ることができた。

〔本装置の第３構成例〕
本装置の第３構成例の概要を、図５に示す。第３構成例に係る本装置は、原料供給部１と蒸留塔上部１４を接続する流路Ｌｄを設け、起動時において、原料供給部１から供給されたＬＮＧの一部が、蒸留塔上部１４から蒸留塔１０に原料として導入される構成を有する。蒸留塔１０の起動時において、過冷却状態のＬＮＧを塔内に導入することによって、安定な気液平衡の形成の律速条件の１つとなる塔内の還流の形成を補完し、迅速に蒸留塔１０の立上げを図ることができる。具体的には、弁Ｌｖを流路Ｌｄに設け、基本構成例と同様、例えば上表１に例示する組成の低温高圧（例えば約−１５０℃，約６ＭＰａ）のＬＮＧを低温低圧（例えば約−１５０℃，約２．３ＭＰａ）条件に絞り込んで蒸留塔上部１４から導入することによって、塔内の気液平衡の形成の迅速化を図ることができる。

＜本発明に係る液体燃料ガスの供給方法＞
本発明に係る液体燃料ガスの供給方法は、上記本装置を用い、ＬＮＧが原料として蒸留塔に導入され、該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ＮＧが作製され、該塔底部から導出された液体成分からＮＧＬが作製される。ここで、過冷却状態の加圧されたＬＮＧの全量が、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として蒸留塔に導入される。過冷却状態の加圧されたＬＮＧの寒冷の全量を、第１〜第３熱交換器を介して順次放出し、ＬＮＧの全量が気化されることによって、ＬＮＧの寒冷を最大限利用することができる。気化されたＬＮＧは、断熱膨張させ、さらに第２熱交換器においてＬＮＧ自身の寒冷によって減温凝縮させることによって、蒸留処理に最適な原料となるように調製することができるとともに、ＬＮＧの寒冷の有効利用を図ることができる。具体的には、以下の工程からなる構成例が挙げられる。なお、以下の説明において、本装置の各部については、図１に例示される符号で表示され、各気体や液体の条件は、上表２に例示された条件を適用することがあるが、これに限定されないことはいうまでもない。

貯留された過冷却状態の加圧されたＬＮＧが、以下の工程によってガス状のＬＮＧが作製される。
（１）原料供給部１から供給されたＬＮＧが、第１熱交換器２１に導入され、塔頂部１１から導出された気体成分Ｂとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温される。例えば温度約−１５０℃，圧力約６ＭＰａのＬＮＧが第１熱交換器２１において、その寒冷が放出されることによって、約−１２４℃まで加温される。同時に、約−１０４℃，約２．３ＭＰａの気体成分Ｂが冷却され、約−１０４℃の凝縮液が作製される。作製された凝縮液は還流液として蒸留塔上部１４に導入される。
（２）第１熱交換器２１から導出されたＬＮＧが、第２熱交換器２２に導入され、膨張機４１から導出されたＬＮＧとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温される。例えば約−１２４℃，約６ＭＰａのＬＮＧが第２熱交換器２２において、その寒冷が放出されることによって、約−６５℃まで加温される。同時に、約−３６℃，約２．３ＭＰａのＬＮＧが冷却され、約−９４℃の凝縮液（気液混合物）が作製される。作製された凝縮液は還流液として蒸留塔上部１４に導入される。
（３）第２熱交換器２２から導出されたＬＮＧが、第３熱交換器２３に導入され、塔底部１２から導出された液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温される。例えば約−６５℃，約６ＭＰａのＬＮＧが第３熱交換器２３において、その寒冷が放出されることによって、約−６４℃まで加温される。同時に、約２１℃，約２．３ＭＰａの塔底液が冷却され、約１０℃のＮＧＬが作製される。
（４）第３熱交換器２３から導出されたＬＮＧが、気化器３０に導入され、加温されて気化する。例えば約−６４℃，約６ＭＰａのＬＮＧが、気化器３０において、その寒冷が放出され、約１５℃まで加温されることによって気化される。

気化器から導出されたガス状のＬＮＧが、以下の工程を経て原料として蒸留塔に導入される。
（５）気化器３０から導出されたＬＮＧが、膨張機４１に導入され、断熱膨張によって減圧・減温される。例えば約１５℃，約６ＭＰａのガス状のＬＮＧが、膨張機４１によって断熱膨張され、約−３６℃，約２．３ＭＰａまで減温・減圧される。一部液化（気液混合状態）されることがある。低下圧力は、ＬＮＧの組成および蒸留塔１０の特性から蒸留の最適条件に設定される。
（６）膨張機４１から導出されたＬＮＧが、再度第２熱交換器２２に導入され、上記（２）における熱交換によって減温されて凝縮する。例えば約−３６℃に冷却されたＬＮＧが、第２熱交換器２２において、約−１２４℃，約６ＭＰａのＬＮＧの寒冷を受け、約−９４℃まで減温されることによって液化（気液混合状態）される。冷却温度は、ＬＮＧの組成および蒸留塔１０の特性から蒸留の最適条件に設定される。同時に、寒冷を放出したＬＮＧは、約−６５℃まで加温される。
（７）第２熱交換器２２から導出された凝縮液を含むＬＮＧが、気液分離器５０に導入され、気液分離される。例えば約−９４℃に冷却されたＬＮＧは、気液分離器５０において、容積比約３／５の気体と約２／５の液体に分離される。
（８）気液分離器５０において分離処理された気体が、蒸留塔１０の中塔上部に、分離処理された液体が蒸留塔１０の中塔下部に、原料として導入される。このとき、分離処理された気体は、原料のＬＮＧよりもメタンの濃度が高く、分離処理された液体は、原料のＬＮＧよりもエタン等成分の濃度が高い（蒸留の前置処理といえる）。

蒸留塔に導入されたＬＮＧから、以下の工程を経て、蒸留塔１０の塔頂部１１からの塔頂ガスからメタンリッチのＮＧが供出され、蒸留塔１０の塔底部１２からの塔底液からＮＧＬが供出される。
（８ａ）蒸留塔に導入されたＬＮＧは、メタンリッチの塔頂ガスとエタン等成分を主成分とする塔底液に分離される。
具体的には、例えば圧力約２．３ＭＰａ，塔頂温度約−１０４℃，塔底温度約２１℃を形成する蒸留塔１０において、中塔上部に導入された気体のＬＮＧは、上昇流を形成し、メタンリッチの還流液を主とする下降流と気液接触することによって、メタンの純度が上昇する（塔頂ガス）。一方、中塔下部に導入された液体のＬＮＧは、下昇流を形成し、リボイラ１５によって加温されエタン等成分を含む上昇流と気液接触することによって、エタン等成分の純度が上昇する（塔底液）。
（８ｂ）蒸留塔の塔頂部から導出された塔頂ガスからメタンリッチのＮＧが作製される。
塔頂部１１から例えばメタン９９．９％以上を含む約−１０４℃，約２．３ＭＰａの塔頂ガスが導出され、その約９０％が、気体成分Ａとして圧縮機４２によって例えば約−４３℃，約６ＭＰａに断熱圧縮されてメタンリッチのＮＧが作製され、天然ガス供出部２を介して供出される。膨張機４１と連結された圧縮機４２を用いることによって、追加のエネルギーを導入することなく、所望の製品ＮＧを供出することができる。このとき、塔頂ガスの約１０％は、気体成分Ｂとして第１熱交換器２１に導入され、約−１０４℃の凝縮液が作製され、作製された凝縮液は還流液として蒸留塔上部１４に導入される。
（８ｃ）蒸留塔の塔底部から導出された塔底液からＮＧＬが作製される。
塔底部１２から例えばエタン等成分９９．９％以上を含む約２１℃，約２．３ＭＰａの塔底液が導出され、第３熱交換器２３を介して約１０℃に冷却されてＮＧＬが作製され、天然ガス液供出部３を介して供出される。ＬＮＧの寒冷を有効に利用することによって、所望の製品ＮＧＬを供出することができる。また、本装置では、図示しないが、塔底液を分岐し、一方において製品ＮＧＬを供出するとともに、他方においてリボイラ（図示せず）を介して塔底液を加温し、蒸留塔下部１５に導入されることによって、高い蒸留機能を得ることができる。

＜複数の蒸留塔を備えた本装置＞
上表１のように、原料であるＬＮＧ中には、主成分であるメタン以外にエタン，プロパン，ブタン等の沸点の異なった物質が含まれる。これらは、それぞれ燃料として利用されるだけでなく非常に有用な種々の化学材料として利用されることから、個別の需要が高い。本装置においては、上記構成例のような単一の蒸留塔ではなく、複数の蒸留塔を直列的に配設し、順次低沸点物質を主成分とする物質を取り出すことによって、ＮＧやＮＧＬのみならず、エタンリッチな天然ガス（ｓＮＧ）や炭素数３以上の液体燃料ガス（ＬＰＧ）を個別に任意の量供出させることができる。以下、上記第１構成例を基に２つの蒸留塔を配設した第４構成例、および上記第２構成例を基に２つの蒸留塔を配設した第５構成例について説明する。なお、上記第３構成例に対応する構成例および３以上の蒸留塔を配設する構成例については、説明を省略するが、第４構成例および第５構成例に付加された構成と同等の構成を付加することによって適用することが可能である。

〔本装置の第４構成例〕
本装置の第４構成例の概要を、図６に示す。以下、基本構成と共通する要素は、説明を省略することがあるとともに、共通の名称および符号で示す。第４構成例は、基本構成例（第１構成例）の原料供給流路において、第３熱交換器２３の下流に第４熱交換器２４および第５熱交換器２５が設けられるとともに、蒸留塔（以下「第１蒸留塔」ということがある）１０の塔底部１２から導出された液体成分の少なくとも一部が、第２蒸留塔７０に導入される第２蒸留流路と、第２蒸留塔７０の第２塔頂部７１から導出された第２気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ｃが、第２圧縮機４３，第２気化器３１および第２天然ガス供出部４を介して第２天然ガスとして供出される第２天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｄが、第４熱交換器２４を介して第２還流液として第２蒸留塔上部７４に導入される第２還流流路と、第２蒸留塔７０の第２塔底部７２から導出された第２液体成分が、第５熱交換器２５および液化石油ガス供出部５を介して液化石油ガスとして供出される液化石油ガス供出流路と、を備える構成を有する。基本構成例の機能に加え、２つの蒸留塔１０，７０を原料となるＬＮＧに対して直列的に配設することによって、ＮＧやＮＧＬのみならず、ｓＮＧやＬＰＧを個別に任意の量供出させることができる。さらに、第１熱交換器２１〜第３熱交換器２３を介して所定の寒冷を放出した後において、なお有効な寒冷が残存するＬＮＧを、第４熱交換器２４および第５熱交換器２５に導入し、これらの熱交換器を介して第２蒸留塔７０の塔頂ガスや塔底液との熱交換を行うことによって、外部エネルギーを殆ど必要とせずに、効果的にｓＮＧやＬＰＧを作製することができる。

具体的には、第１蒸留塔１０の塔底部１２から導出された常温低圧（例えば約２２℃，約２．３ＭＰａ）の液体成分の一部あるいは全量が、第２蒸留流路によって第２蒸留塔７０の中塔部７３に導入される。ＬＮＧからメタン成分が除かれた（微量残留する場合を含む）この液体成分は、第２蒸留塔７０において、さらにエタンを主成分とする第２気体成分とプロパン等（炭素数３以上）の第２液体成分に分離される。塔頂部７１から導出された低温低圧（例えば約−６３℃，約２．３ＭＰａ）の第２気体成分は分岐され、一方の気体成分Ｃは、第２天然ガス供出流路において、第２圧縮機４３を介して加圧（約６ＭＰａ）され、さらに第２気化器を介して加温（例えば−４１℃）されてエタンリッチのｓＮＧが作製され、第２天然ガス供出部４を介して供出される。分岐された他方の気体成分Ｄは、第２還流流路において、第４熱交換器２４に導入され、第３熱交換器２３から導出されたＬＮＧの寒冷によって低温凝縮処理（例えば−６３℃）された後、第２蒸留塔上部７４に還流液として導入される。塔底部７２からが導出された高温低圧（例えば約８４℃，約２．３ＭＰａ）の第２液体成分は、液化石油ガス供出流路において、第５熱交換器２５に導入され、第４熱交換器２４から導出されたＬＮＧの寒冷によって低温処理（例えば２０℃）された後、液化石油ガス供出部５を介してＬＰＧとして供出される。

また、本構成例においては、要求仕様に応じて、各流路から供出されるＮＧやＮＧＬあるいはｓＮＧやＬＰＧを任意にブレンドすることによって、外部エネルギーを殆ど必要とせずに、効果的に「メタンおよびエタンリッチなガス：ＮＧ＋ｓＮＧ）やＮＧＬを含むＬＰＧ等多種の液体燃料ガスを作製し、供出することができる。具体的には、図６中の破線部に例示するように、第２気化器３１から第２天然ガス供出部４に移送される第２天然ガス供出流路に分岐路を設け、圧縮機４２から天然ガス供出部２に移送される天然ガス供出流路と接続することによって、天然ガス供出部２または第２天然ガス供出部４からメタンリッチＮＧとエタンリッチｓＮＧとの混合物、つまり「炭素数１と２を主成分とするガス」（ＮＧ＋ｓＮＧ）を供出させることができる。図６では、矢印に示すように第２天然ガス供出流路から天然ガス供出流路に第２天然ガスを供出する場合を例示するが、これに限定されるものでなく、逆の流れの場合あるいは両方の流路からそれぞれを一部ずつ供出して混合ガスを作製する場合を含むことはいうまでもない。また、作製された各液体燃料ガス同士の混合だけではなく、これらに原料であるＬＮＧの混合あるいは系外から例えばブタンガス等を混合することによって多種多様な液体燃料ガスを作製し、供出することができる。

〔第４構成例における実証試験について〕
本装置の第４構成例を用い、原料として上表１に例示された組成のＬＮＧを供給し、各部における温度（℃）・圧力（ＭＰａ）・流量（ｋｇ/ｈ）・組成（Ｇ／Ｌ：気／液）を実証した。
（ｉ）実証結果
ＬＮＧ（−１５０℃，６．００ＭＰａ）が４２７，０００ｋｇ／ｈ供給されると、図７中の各部ａ〜ｒ２の温度・圧力・流量・組成は、下表５に例示されるような結果が得られた。なお、ここでは、蒸留塔１０の塔底部１２から導出した液体成分の全量を第２蒸留塔７０に導入した場合（図中，ｑ１＝ｇ２およびｒ１＝０）を示すが、液体成分の一部を第３熱交換器２３に供給することによって（図中，ｒ１＝ｑ１−ｇ２＞０）ＮＧＬとして供出することもできる。

（ii）次に、本装置におけるエネルギー収支を、前述の第１構成例との対比において検証した。下表６のように、本装置の方が第１構成例に比較して総量８５８ｋＷ（電力換算）少ないという結果を得ることができた。

〔第４構成例に係る液体燃料ガスの供給方法〕
第４構成例に係る液体燃料ガスの供給方法は、上記第１構成例に係る液体燃料ガスの供給工程（１）〜（８）において、塔底部から導出された液体成分の少なくとも一部が第２蒸留塔に導入され、該第２蒸留塔の第２塔頂部から導出された第２気体成分からエタンリッチの第２天然ガスが作製され、該第２蒸留塔の第２塔底部から導出された第２液体成分から液化石油ガスが作製される工程を有する。このとき、上記工程（４）に代え、
（４ａ）上記工程（１）〜（３）を経て第３熱交換器から導出されたＬＮＧが、さらに第４熱交換器に導入され、第２気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（４ｂ）第４熱交換器から導出されたＬＮＧが、第５熱交換器に導入され、第２液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
（４ｃ）第５熱交換器から導出されたＬＮＧが、気化器に導入され、加温されて気化した後、
上記工程（５）〜（８）を経て原料として蒸留塔に導入される。
また、第２気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ｃが、第２圧縮機によって断熱圧縮され、加温加圧された第２天然ガスとして供出され、他方の気体成分Ｄが、上記工程（４ａ）において、ＬＮＧの寒冷によって減温されて凝縮し、第２還流液として第２蒸留塔上部に還流されるとともに、第２液体成分が、上記工程（４ｂ）において、ＬＮＧの寒冷によって減温された液化石油ガスとして供出される。
具体的には、以下の工程からなる供給方法が挙げられる。なお、以下の説明において、上記工程（１）〜（８ｃ）と重複する場合には省略することがあり、本装置の各部については、図１あるいは図６に示される符号で表示される。また、各気体や液体の条件は、上表２に例示された条件を適用することがあるが、これに限定されないことはいうまでもない。

貯留された過冷却状態の加圧された原料となるＬＮＧが、上記工程（１）〜（３）を経て第３熱交換器２３から導出されるとともに、
（４ａ）第３熱交換器２３から供給されたＬＮＧが、第４熱交換器２４に導入され、塔頂部７１から導出された気体成分Ｄとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温される。例えば温度約−７１℃，圧力約６ＭＰａのＬＮＧが第熱交換器２４において、その寒冷が放出されることによって、約−５１℃まで加温される。同時に、約−６３℃，約２．３ＭＰａの気体成分Ｄが冷却され、約−６３℃の凝縮液が作製される。作製された凝縮液は第２還流液として第２蒸留塔上部７４に導入される。
（４ｂ）第４熱交換器２４から導出されたＬＮＧが、第５熱交換器２５に導入され、第２蒸留塔７０の塔底部７２から導出された第２液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温される。例えば約−７１℃，約６ＭＰａのＬＮＧが第５熱交換器２５において、その寒冷が放出されることによって、約−４７℃まで加温される。同時に、約８４℃，約２．３ＭＰａの第２液体成分が冷却され、約２０℃の液化石油ガスが作製されて供出される。
（４ｃ）第５熱交換器２５から導出されたＬＮＧが、気化器３０に導入され、加温されて気化する。例えば約−４７℃，約６ＭＰａのＬＮＧが、気化器３０において、その寒冷が放出され、約１５℃まで加温されることによって気化される。

このとき、気化器３０から導出されたガス状のＬＮＧが、上記工程（５）〜（８）を経て原料として蒸留塔１０に導入される。蒸留塔１０に導入されたＬＮＧから、上記工程（８ａ）〜（８ｃ）を経て、蒸留塔１０の塔頂部１１からの塔頂ガスからメタンリッチのＮＧが供出され、蒸留塔１０の塔底部１２からの塔底液からＮＧＬが供出される。また、塔底部１２からの塔底液の一部または全量が第２蒸留塔７０に導入され、以下の工程（９ａ）〜（９ｃ）によって第２蒸留塔７０の第２塔頂部７１から導出された第２塔頂ガス（第２気体成分）からエタンリッチのｓＮＧが作製され、第２蒸留塔７０の第２塔底部７２から導出された第２塔底液（第２液体成分）からＬＰＧが作製される。
（９ａ）第２蒸留塔７０に導入されたＬＮＧは、エタンリッチの第２塔頂ガスとエタンよりも炭素数の大きな成分（以下「プロパン等成分」ということがある）を主成分とする第２塔底液に分離される。具体的には、例えば圧力約２．３ＭＰａ，塔頂温度約−６３℃，塔底温度約８４℃を形成する第２蒸留塔７０において、中塔部７３に導入された液体のＬＮＧは、下昇流を形成し、第２塔底部７５において加温され気化されたエタンおよびプロパン等成分を含む上昇流と気液接触することによって、プロパン等成分の純度が上昇する（第２塔底液）。塔内に形成された上昇流は、エタンを含むＬＮＧおよびエタンリッチの還流液を主とする下降流と気液接触することによって、エタンの純度が上昇する（第２塔頂ガス）。
（９ｂ）第２塔頂部７１から導出された第２塔頂ガスからエタンリッチのｓＮＧが作製される。第２塔頂部７１から例えばエタン９９．９％以上を含む約−６３℃，約２．３ＭＰａの第２塔頂ガスが導出され、その約２０％が、気体成分Ｃとして第２圧縮機４３によって例えば約−６１℃，約６ＭＰａに圧縮され、さらに第２気化器３１によって加温され、例えば約３５℃，約６ＭＰａのエタンリッチのｓＮＧが作製され、第２天然ガス供出部４を介して供出される。このとき、第２塔頂ガスの約８０％は、気体成分Ｄとして第４熱交換器２４に導入され、約−６３℃の第２凝縮液が作製され、作製された第２凝縮液は第２還流液として第２蒸留塔上部７４に導入される。
（９ｃ）第２塔底部７２から導出された第２塔底液からＬＰＧが作製される。第２塔底部７２から例えばエタン等成分９９．９％以上を含む約８４℃，約２．３ＭＰａの第２塔底液が導出され、第５熱交換器２５を介して約２０℃に減温されてＬＰＧが作製され、液化石油ガス液供出部５を介して供出される。ＬＮＧの寒冷を有効に利用することによって、所望の製品ＬＰＧを供出することができる。また、本装置では、図示しないが、蒸留塔１０からの塔底液だけではなく、第２蒸留塔７０からの第２塔底液についても、これを分岐した一方において製品（ＬＰＧ）を供出するとともに、他方においてリボイラ（図示せず）を介して第２塔底液を加温し、第２蒸留塔下部７５に導入されることによって、高い蒸留機能を得ることができる。

〔本装置の第５構成例〕
本装置の第５構成例の概要を、図８に示す。本装置は、第４構成例の原料供給流路において、膨張機４１が並列に配設された膨張タービン４１ａ，４１ｂから構成され、気化器３０から導出されたＬＰＧが分岐されて各膨張タービン４１ａ，４１ｂに導入され、膨張タービン４１ａが圧縮機４２と連結され、膨張タービン４１ｂが発電機６０と連結される構成を有する。以下、第１，第２および第４構成例と共通する要素は、説明を省略することがあるとともに、共通の名称および符号で示す。ＬＮＧの供給量や組成あるいは供給温度や圧力等の変動、またはＮＧやＮＧＬの供出量あるいは供出温度や圧力が変動に対応して、膨張タービン４１ａと４１ｂの稼働量および圧縮機４２の稼働量を調整することによって、蒸留塔１０および第２蒸留塔７０を含む本装置の最適条件の機能を確保することができる。また、膨張タービン４１ｂと発電機６０との連結や膨張タービンの数量、あるいは複数の膨張タービンと圧縮機や発電機との連結については、第２構成例と同様である。

〔第５構成例における実証試験について〕
本装置の第５構成例を用い、原料として上表１に例示された組成のＬＮＧを供給し、各部における温度（℃）・圧力（ＭＰａ）・流量（ｋｇ/ｈ）・組成（Ｇ／Ｌ：気／液）を実証した。ＬＮＧ（−１５０℃，６．００ＭＰａ）が４２７，０００ｋｇ／ｈ供給されると、図７中の各部ａ〜ｒ２に加えて、図９中の各部ｓ〜ｖの温度・圧力・流量・組成は、下表７に例示されるような結果が得られた。また、膨張タービン４２に連結された発電機６０からは約５００ＫＷ／ｈの発電量を得ることができた。

以上、各構成例について、各説明図を基に説明したが、本装置あるいは本装置は、これらに限定されず、その構成要素の組合せあるいは関連する公知の構成要素との組合せを含む広い概念で構成されるものである。

１ 原料供給部
２ 天然ガス供出部
３ 天然ガス液供出部
１０ 蒸留塔
１１ 塔頂部
１２ 塔底部
１３ 中塔部
１４ 蒸留塔上部
１５ 蒸留塔下部
２１ 第１熱交換器
２２ 第２熱交換器
２３ 第３熱交換器
３０ 気化器
４１ 膨張機
４２ 圧縮機
５０ 気液分離器
Ａ 気体成分Ａ
Ｂ 気体成分Ｂ

Claims (7)

1. 液化天然ガスが原料として蒸留塔に導入され、該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が作製され、該塔底部から導出された液体成分から天然ガス液が作製される液体燃料ガスの供給装置であって、
   過冷却状態の加圧された液化天然ガスが、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として前記蒸留塔に導入される原料供給流路と、
   前記気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ａが、前記膨張機と連結された圧縮機および天然ガス供出部を介して前記天然ガスとして供出される天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｂが、前記第１熱交換器を介して還流液として蒸留塔上部に導入される還流流路と、
   前記液体成分が、第３熱交換器および天然ガス液供出部を介して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１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によって前記気体成分Ｂが凝縮され、前記還流液が作製され、
   前記第２熱交換器において、前記第１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膨張機から導出された液化天然ガスが低温凝縮され、低温凝縮された当該液化天然ガスが前記気液分離器を介して原料として前記蒸留塔に導入され、
   前記第３熱交換器において、前記第２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塔底部から導出された液体成分が減温され、前記天然ガス液が作製される、
   ことを特徴とする液体燃料ガスの供給装置。
2. 前記原料供給流路において、前記第３熱交換器の下流に第４熱交換器および第５熱交換器が設けられ、
   前記塔底部から導出された液体成分の一部または全量が、第２蒸留塔に導入される第２蒸留流路と、
   前記第２蒸留塔の第２塔頂部から導出された第２気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ｃが、第２圧縮機，第２気化器および第２天然ガス供出部を介して第２天然ガスとして供出される第２天然ガス供出流路と、他方の気体成分Ｄが、前記第４熱交換器を介して第２還流液として第２蒸留塔上部に導入される第２還流流路と、
   前記第２蒸留塔の第２塔底部から導出された第２液体成分が、第５熱交換器および液化石油ガス供出部を介して液化石油ガスとして供出される液化石油ガス供出流路と、を備え、
   前記第４熱交換器において、前記第３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気体成分Ｄが凝縮され、前記第２還流液が作製され、
   前記第５熱交換器において、前記第４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２塔底部から導出された第２液体成分が減温され、前記液化天然ガスが作製される、
   ことを特徴とする請求項１記載の液体燃料ガスの供給装置。
3. 前記原料供給部から供給された液化天然ガスの全量が、前記第１〜第３熱交換器および前記気化器を介して常温加圧状態に処理された後、前記膨張機による断熱膨張によって減温・減圧処理され、再度前記第２熱交換器に導入されて更に低温凝縮処理された後、前記気液分離器に導入されて分離処理された気体が前記蒸留塔の中塔上部に、液体が前記蒸留塔の中塔下部に、原料として導入されることを特徴とする請求項１または２記載の液体燃料ガスの供給装置。
4. 前記膨張機が並列に配設された複数の膨張タービンから構成され、前記気化器から導出された液化天然ガスが分岐されて各膨張タービンに導入され、そのうちの１または複数の膨張タービンが、同数の前記圧縮機と連結され、他の膨張タービンが、同数の発電機と連結されるとともに、前記圧縮機に前記気体成分Ｂが導入される構成を有することを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の液体燃料ガスの供給装置。
5. 前記原料供給部と前記蒸留塔上部を接続する流路を設け、起動時において、前記原料供給部から供給された液化天然ガスの一部が、前記蒸留塔上部から蒸留塔に原料として導入されることを特徴とする請求項１〜４のいずれかに記載の液体燃料ガスの供給装置。
6. 液化天然ガスが原料として蒸留塔に導入され、該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が作製され、該塔底部から導出された液体成分から天然ガス液が作製される液体燃料ガスの供給方法であって、
   過冷却状態の加圧された液化天然ガスの全量が、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として前記蒸留塔に導入され、
   （１）前記原料供給部から供給された液化天然ガスが、前記第１熱交換器に導入され、前記気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （２）前記第１熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第２熱交換器に導入され、前記膨張機から導出された液化天然ガスとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （３）前記第２熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第３熱交換器に導入され、前記液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （４）前記第３熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記気化器に導入され、加温されて気化し、
   （５）前記気化器から導出された液化天然ガスが、前記膨張機に導入され、断熱膨張によって減圧・減温され、
   （６）前記膨張機から導出された液化天然ガスが、再度前記第２熱交換器に導入され、（２）における熱交換によって減温されて凝縮し、
   （７）前記第２熱交換器から導出された凝縮液を含む液化天然ガスが、前記気液分離器に導入され、気液分離され、
   （８）前記気液分離器において分離処理された気体が前記蒸留塔の中塔上部に、液体が前記蒸留塔の中塔下部に、原料として導入され、
   前記気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ａが、前記膨張機と連結された圧縮機によって断熱圧縮され、加温加圧された天然ガスとして供出され、他方の気体成分Ｂが、前記（１）において、液化天然ガスの寒冷によって減温されて凝縮し、還流液として前記蒸留塔上部に還流されるとともに、
   前記液体成分が、前記（３）において、液化天然ガスの寒冷によって減温された天然ガス液として供出されることを特徴とする液体燃料ガスの供給方法。
7. 過冷却状態の加圧された液化天然ガスの全量が、原料供給部，第１〜第３熱交換器，気化器，膨張機，再度第２熱交換器および気液分離器を介して、原料として蒸留塔に導入され、該蒸留塔の塔頂部から気体成分がメタンリッチの天然ガスとして導出され、該蒸留塔の塔底部から導出された液体成分が導出され、前記塔底部から導出された液体成分の一部または全量が第２蒸留塔に導入され、該第２蒸留塔の第２塔頂部から第２気体成分が導出され、該第２蒸留塔の第２塔底部から第２液体成分導出され、
   （１）前記原料供給部から供給された液化天然ガスが、前記第１熱交換器に導入され、前記気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （２）前記第１熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第２熱交換器に導入され、前記膨張機から導出された液化天然ガスとの熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （３）前記第２熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記第３熱交換器に導入され、前記液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （４ａ）前記工程（１）〜（３）を経て前記第３熱交換器から導出された液化天然ガスが、さらに第４熱交換器に導入され、前記第２気体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （４ｂ）前記第４熱交換器から導出された液化天然ガスが、第５熱交換器に導入され、前記第２液体成分との熱交換によって、その寒冷を放出して加温され、
   （４ｃ）前記第５熱交換器から導出された液化天然ガスが、前記気化器に導入され、加温されて気化した後、
   （５）前記気化器から導出された液化天然ガスが、前記膨張機に導入され、断熱膨張によって減圧・減温され、
   （６）前記膨張機から導出された液化天然ガスが、再度前記第２熱交換器に導入され、（２）における熱交換によって減温されて凝縮し、
   （７）前記第２熱交換器から導出された凝縮液を含む液化天然ガスが、前記気液分離器に導入され、気液分離され、
   （８）前記気液分離器において分離処理された気体が前記蒸留塔の中塔上部に、液体が前記蒸留塔の中塔下部に、原料として導入され、
   前記第２気体成分が分岐され、その一方の気体成分Ｃが、第２圧縮機によって断熱圧縮され、加温加圧されたエタンリッチの第２天然ガスとして供出され、他方の気体成分Ｄが、前記工程（４ａ）において、液化天然ガスの寒冷によって減温されて凝縮し、第２還流液として前記第２蒸留塔上部に還流されるとともに、
   前記第２液体成分が、前記工程（４ｂ）において、液化天然ガスの寒冷によって減温された液化石油ガスとして供出され、または、該液化石油ガスとともに、前記蒸留塔の塔底部から導出された液体成分が、前記（３）において、液化天然ガスの寒冷によって減温された天然ガス液として供出されることを特徴とする液体燃料ガスの供給方法。

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