JP6646500B2 - ガス供給システム - Google Patents

Description

本発明は、ガス供給システムに関する。

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）。

特許４４５２２３９号公報

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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、前記ガス本管と前記分離器との間に設けられ、前記ガス本管によって輸送される前記第１都市ガスを減圧する減圧装置とを含み、互いに直列に接続される前記減圧装置及び前記分離器の組を複数組含み、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。

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。

ガス供給システム１００とＬＮＧ基地１０を示す図である。 分離装置１１０及びその周辺の構成を示す図である。 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。 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。 実施の形態２のガス供給システム１００Ａ、１００Ｂを示す図である。 実施の形態２のガス供給システム１００Ａ、１００Ｂを示す図である。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

図２は、分離装置１１０及びその周辺の構成を示す図である。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

ボイラ１４０は、都市ガスＢを利用する装置の一例である。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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

Claims (6)

1. 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分離除去した第２都市ガスとに分離する分離器と、
   前記ガス本管と前記分離器との間に設けられ、前記ガス本管によって輸送される前記第１都市ガスを減圧する減圧装置と
   を含み、
   互いに直列に接続される前記減圧装置及び前記分離器の組を複数組含み、
   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、ガス供給システム。
2. 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分離除去した第２都市ガスとに分離する分離器と
   を含み、
   前記分離器を複数含むとともに、前記複数の分離器にそれぞれ並列に接続される複数のバイパス管と、前記複数のバイパス管にそれぞれ直列に挿入される複数の遮断弁とを含み、
   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、ガス供給システム。
3. 前記ガス本管と前記分離器との間に設けられ、前記ガス本管によって輸送される前記第１都市ガスを減圧する減圧装置をさらに含む、請求項２記載のガス供給システム。
4. 前記ガス本管と前記分離器との間に設けられ、前記ガス本管によって輸送される前記第１都市ガスの流量を調整する流量調整装置をさらに含む、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。
5. 前記分離器の前記炭素原子数が２以上の炭化水素系ガスを出力する出力口に接続され、前記炭素原子数が２以上の炭化水素系ガスを液化する液化装置をさらに含む、請求項１乃至４のいずれか一項記載のガス供給システム。
6. 前記ガス本管の前記分離器が接続される第１端部とは反対の第２端部には、気化器が接続される、請求項１乃至５のいずれか一項記載のガス供給システム。

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